139506 1

Projeto de Microgeração Fotovoltaica e suas

Perspectivas Técnicas, Comerciais e Regulatórias

Thiago Mendes Germano Costa, Sidelmo Magalhães Silva

Resumo  Este trabalho analisa a inserção de sistemas

fotovoltaicos no Brasil em razão da recente regulamentação que permitiu aos consumidores o direito de instalar sistemas de geração – Resolução Normativa 482/2012 regulamentada pela Agência Nacional de Energia Elétrica. O estudo de caso analisado apresenta um histórico da primeira instalação em Belo Horizonte e seu respectivo cenário após um ano de funcionamento. Serão discutidos parâmetros de viabilidade técnica e econômica bem como aspectos relacionados à qualidade de energia da instalação.

Palavras-chaves  Sistemas fotovoltaicos conectados à rede, Resolução 482/2012 ANEEL.

I.INTRODUÇÃO

Este trabalho apresenta um estudo de caso envolvendo a primeira instalação fotovoltaica no município de Belo Horizonte/MG. O sistema de 2,94 kWp foi fornecido e instalado pela DYA Energia Solar/TECNOMETAL e conta com módulos produzidos nacionalmente por essa mesma empresa. O desempenho energético do sistema será avaliado em função dos valores projetados e comparado com os dados obtidos de medições realizadas pelo monitoramento do inversor utilizado. Será discutido o projeto energético e elétrico, incluindo temas envolvendo a qualidade de energia da instalação como o perfil de tensão e presença de harmônicos.

Para realização do projeto energético, seguiu-se a metodologia descrita em [1]. O projeto elétrico foi realizado seguindo-se a Norma Técnica da distribuidora e normas de instalações elétricas de Baixa Tensão NBR 5410. No momento de aquisição do inversor fotovoltaico, a ABNT NBR 16149 ainda não havia sido homologada (em até um ano após a publicação das normas NBR, esta ainda é considerada em teste, portanto passível de sofrer alterações). Dessa forma o inversor apresentou os certificados para IEC NBR 62116 e outros pertinentes à interface de conexão com a distribuidora, tais como IEC série 61000, CEI 0-21 e EN50178, além de uma declaração de parametrização conforme PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional) e ND 5.30 CEMIG [2].

Thiago Mendes Germano Costa, [email protected], Sidelmo Magalhães Silva, [email protected].

O presente trabalho foi realizado com o apoio do PPGEE-UFMG, CAPES, CNPq, FAPEMIG e DYA Energia Solar.

Foi avaliado, após o primeiro ano de funcionamento, se o estudo de viabilidade econômica confirma a rentabilidade do sistema. Será estudado o caso base, do momento da instalação, e um caso alternativo projetando o aumento de energia do ano de 2015.

As tratativas comerciais com o cliente se iniciaram em jun/2013 culminando na assinatura do contrato de fornecimento em 27/06/2013. O projeto foi enviado à concessionária CEMIG em 05/07/2013 e aprovado em 05/08/2013, praticamente dentro do prazo regulamentar de 30 dias estabelecido pela normativa e sem prejuízo ao acessante. O período de instalação foi de aproximadamente três semanas durante os meses de set/2013 e out/2013. Nesse projeto, particularmente devido à necessidade de instalação do DSV (dispositivo de seccionamento visível), foram necessárias intervenções no Padrão de Entrada da Edificação, de modo a adequá-lo à Norma NT 5.30 da CEMIG. Em 01/11/2013 foi realizado o pedido de vistoria da instalação para a CEMIG. O relacionamento operacional foi assinado em 04/11/2014, porém um período de greve de funcionários na CEMIG gerou um atraso de quarenta e cinco dias para a realização da vistoria em si. Em 13/12/2013 a DYA Solar realizou o comissionamento do sistema e em 19/12/2013 o sistema passou a entrar em operação definitiva após a vistoria e troca do medidor por um modelo bidirecional por parte da concessionária. Mesmo se tratando de um dos primeiros sistemas de Microgeração do país e o primeiro de Belo Horizonte, o prazo total de quase seis meses pode ser considerado excessivamente longo uma vez que a normativa estabelece que a soma de todos os prazos máximos das etapas de acesso não podem ultrapassar 87 dias.

Cabe ressaltar que neste empreendimento foram seguidas todas as etapas para um correto desenvolvimento do sistema, a saber: estudo de viabilidade econômica, estudo de viabilidade técnica, análise regulatória, projeto energético, projeto elétrico, instalação e comissionamento.

II.CONTEXTUALIZAÇÃO HISTÓRICA

Após dois anos da homologação da Resolução Normativa 482/2012 em vigor no Brasil desde dezembro de 2012, o número de instalações ainda é pequeno em comparação com outros países em desenvolvimento (Chile, Índia e China) [3]. Face ao potencial brasileiro para a inserção de sistemas fotovoltaicos, o número de sistemas bem como a potência instalada é ainda pouco expressivo. Uma rápida análise em [4] mostra que, retirando-se os projetos provenientes de recursos de P&D (pesquisa e desenvolvimento), foram

instalados apenas 292 projetos em todo o Brasil, com um total de 2,26 MWp em potência instalada a partir Res. 482. A potência instalada total em solar FV (fotovoltaica) é de pouco mais de 15 MW, sendo 11 MW advindos de Usinas de P&D, com destaque para a Usina Nova Aurora da Tractebel de 3 MW (maior do país) e Central Mineirão com 1,4 MW (maior estádio solar).

Fig. 1. Histograma de potência instalada – sistemas instalados a partir da Res. 482 excluindo projetos de P&D.

Mostra-se na Fig. 1 o histograma dos sistemas fotovoltaicos instalados até jan/2015 à partir da Res. 482, excluídos os decorrentes de projetos de P&D. A faixa de potência estipulada na separação do histograma será importante mais à frente no estudo de viabilidade dos sistemas bem como na análise detalhada do primeiro sistema instalado em Belo Horizonte.

Ainda conforme os dados em [4], 75% dos sistemas instalados possuem potência menor ou igual a 5 kWp e são empreendimentos de pessoas físicas (PF). Acima de 10 kWp, dos 43 sistemas instalados, somente 14 possuem registros com PF.

Atualmente, no Brasil, existem portais na internet dedicados a mapear o cenário atual, incluindo empresas, projetos em desenvolvimento e, para algumas situações, ajuda financeira para os microgeradores (subsídios da ordem de 3 a 5 mil reais em projetos de Microgeração até 5 kWp).

Em [5] é possível conferir uma lista de

distribuidores/instaladores, sistemas instalados e regras para acesso a fundos de financiamento promovidos pelo Instituto Ideal. Além do aumento da informação disponível, a crise no setor energético que começou a se desenhar em 2013 trará consequências severas para o preço da tarifa de energia em 2015, o que consequentemente aumenta a viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos.

De um modo geral, apesar de existir oferta de “kits” fotovoltaicos na internet, o consumidor ordinário não tem condições, tampouco conhecimento técnico, para instalar um sistema fotovoltaico por si só. Ainda assim, quando a técnica não é um problema, o preço ainda é proibitivo para a maioria dos clientes que não têm acesso a um financiamento. Por último, várias concessionárias, mesmo após o tempo de adequação de três anos, têm dificuldades na aprovação dos projetos.

Sendo assim, é possível perceber que não basta capacidade econômica e técnica, é ainda necessário reunir uma boa empresa ou técnicos no assunto para que um sistema fotovoltaico saia efetivamente do papel. O mínimo exigido

pelas concessionárias torna necessário ao menos um engenheiro eletricista envolvido no projeto de instalação para assinatura de ART (Anotação de Responsabilidade Técnica). É ainda necessário apresentar a documentação técnica e certificados provando que o inversor atende aos requisitos da Norma NBR IEC 62116 e, agora já em vigor, aos requisitos da NBR 16149.

Em [1], apresenta-se um contexto histórico até final de 2013. No ano de 2014, podem ser destacados a entrada em vigor da NBR 16149 e consequentemente a revisão da Portaria INMETRO 004 de 04 de Janeiro de 2011. Os inversores para conexão à rede passaram a ser contemplados nos ensaios de etiquetagem do INMETRO e o selo ENCE será obrigatório para importação a partir de fev/2015. O selo já é obrigatório na importação dos módulos e na comercialização dos mesmos no Brasil.

Como vários países, o Brasil desenvolveu sua própria Norma de Interface com a Distribuidora, buscando aprimorar e incorporar algumas lições aprendidas em outros países, como Alemanha e Itália. As distribuidoras brasileiras, por obrigação do PRODIST, já adotavam normas próprias para a aprovação dos projetos e, em muitos casos, já utilizavam os parâmetros contidos na NBR 16149 para determinação dos parâmetros operacionais dos sistemas. Ainda no campo regulatório, o Despacho 720 de 25 de Março de 2014, retira a obrigatoriedade da utilização do DSV para todos os acessantes Microgeradores. Essa medida reduz sensivelmente o custo de uma instalação de pequeno porte e elimina, em grande parte dos casos, a necessidade de alteração no padrão de entrada do acessante.

Outro importante acontecimento de 2014 diz respeito a realização do Leilão de Reserva [6] com preços contratados diferenciados por fonte. Nesse certame, a energia solar fotovoltaica concorreu somente com projetos da mesma fonte e com preço teto de 262,00 R$/MWh. Foram quase 10.790 MW cadastrados e 8.871 MW habilitados. Ao final do certame, foram contratados 890 MW e o mesmo foi considerado um sucesso. O preço médio do MWh foi comercializado a R$215,00/MWh apresentando um deságio

de 17%. Vários empreendimentos comercializados

pressupõem acesso aos financiamentos do BNDES e produção local de equipamentos, o que pode, em curto prazo, expandir o parque industrial no país. Esse leilão será utilizado pela EPE e ANEEL como um experimento para verificar a possibilidade de contratações no mesmo molde para os próximos anos e revisão dos estudos no Plano Decenal de Expansão de Energia.

III.PROJETO ENERGÉTICO

O projeto energético seguiu as seguintes etapas: determinação do recurso solar disponível; definição da potência do sistema fotovoltaico; análise do local de instalação; modelagem 3D e simulação por software.

DETERMINAÇÃO DO RECURSO SOLAR DISPONÍVEL

Conforme destacado em [1], existem diversas bases de dados pagas e gratuitas disponíveis para o território brasileiro. Para um pequeno projeto de microgeração, a utilização de uma base gratuita é suficiente para a finalidade de estimar a produção de energia. Dentre as bases de dados gratuitas, a base desenvolvida pelo INPE (Instituto Nacional

0 20 40 60 80 100 120 140 160 0-3 3-5 5-10 10-40 40-100 100+ Fr equ ênc ia Potência em kWp Instalado

de Pesquisas Espaciais) no projeto SWERA (Solar and Wind

Energy Resource Assessment), publicada no Atlas Brasileiro

de Energia Solar de 2010, possui um bom conjunto de dados e uma boa interface computacional para sua utilização produzida pelo NREL (National Renewable Energy

Laboratory) [7]. Os valores mensais de GHI (global horizontal irradiance) para a base do INPE serão utilizados

para a obtenção de uma estimativa de geração do primeiro ano de funcionamento.

DEFINIÇÃO DA POTÊNCIA DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

A potência do sistema obviamente é determinada em função da necessidade de produção de energia. Quando o local possui uma demanda energética elevada como um consumidor industrial ou comercial de grande porte, o

sistema tipicamente será limitado pela área e/ou

disponibilidade de recursos financeiros. No presente estudo de caso, acontece o contrário. A residência, por já possuir sistema de aquecimento de água e um uso racional de energia elétrica, possui um gasto mensal relativamente baixo. Em jun/2013, data da contratação da instalação, o histórico dos últimos 12 meses apresentava um consumo anual de 2.328 kWh.

É possível rapidamente obter através de uma simples estimativa a potência instalada necessária de acordo com o

consumo total. Basta substituir em (1) ‘Epv’pelo valor de

consumo a ser suprido pelo sistema. O valor de (Performance ratio) usualmente utilizado nesta estimativa varia de 0,70 a 0,75, sendo o último valor uma estimativa menos conservadora [8]. O GHI deve ser, quando disponível, substituído pelo valor da irradiação no plano dos módulos, para tanto, normalmente é necessário algum software para conversão dos valores.

Epv = Ppv * PR * GHI* (1)

Utilizando (1), encontra-se que a instalação deveria possuir cerca de 1,6 kWp para poder gerar toda a energia consumida durante o ano. É importante ressaltar que principalmente em escalas menores, não é aconselhável que o sistema gere toda a energia necessária do consumidor em baixa tensão, isto porque, pela Res. 482 o mesmo deverá arcar com no mínimo o custo de disponibilidade, que representa um valor em reais correspondente a 30, 50 ou 100 kWh de acordo com o nível de tensão conectado.

A decisão para esta instalação não se pautou em nenhuma das convenções descritas. À época da instalação, e mesmo hoje, os inversores entre 1 e 5 kVA possuem preços muito semelhantes. Isso porque basicamente são os mesmos equipamentos com condutores e capacitores um pouco maiores. Isso leva o custo do sistema fotovoltaico por watt instalado subir demasiadamente em pequenas instalações. Dessa forma, optou-se por um sistema de 2,94 kWp, que possuía a melhor relação custo/benefício para o proprietário. A seção de Viabilidade Econômica detalha estes aspectos com maior profundidade.

ANÁLISE DO LOCAL DE INSTALAÇÃO

Em uma residência típica, os possíveis locais de instalação serão sempre em telhados, lajes ou quintais e outros espaços vazios. Ao se proceder com a análise, atenção especial deve

ser dada às fontes de sombreamento e características físicas do local definido. Em se tratando de telhados, deve-se verificar se o mesmo suporta o peso adicional dos painéis e aos esforços devidos à carga de vento.

Fig. 2. Foto do local de instalação.

Outro ponto importante a ser verificado é a inclinação e azimute do local escolhido. Tipicamente telhados possuem inclinações entre 6° e 30°, variando com a arquitetura da região. Nem sempre será possível obter o melhor aproveitamento, porém, em raras ocasiões (sistemas voltados para o sul em latitudes maiores que 20°, i.e.) adaptações com estruturas metálicas serão viáveis. Isto se deve ao fato que, mesmo com uma inclinação e azimute desfavorável, a diferença de produção de energia a mais não compensará o investimento inicial nas adaptações.

Neste projeto, foi escolhido o telhado superior por ser uma área livre de influência de sombreamento, de fácil acesso e com posição privilegiada. O arranjo foi instalado na inclinação e azimute do telhado, aproximadamente 13° e 4° respectivamente. Mostra-se na Fig. 2 uma fotografia do telhado com os painéis solares instalados.

MODELAGEM 3D E SIMULAÇÕES POR SOFTWARE

A partir dos resultados obtidos nas etapas anteriores, é possível criar um modelo computacional do sistema. Neste estudo de caso é utilizado o Software PVSyst, versão 5.63 para a modelagem 3D e simulação de produção de energia. Conforme pode ser visto na Fig. 3, os módulos não estão sujeitos a fontes de sombreamentos e apenas em horários extremos (antes das 06:00 e após as 17:40) o sistema está fora do plano de incidência de radiação.

Na etapa de instalação foi realizada uma previsão de produção utilizando os dados do INPE (Hi Res – alta resolução). Após um ano de medições é possível comparar os valores obtidos com os dados reais e também com outras bases de dados (simuladas posteriormente). Os dados de medição real e as simulações podem ser visualizados na Tabela I.

De acordo com os dados encontrados na Tabela I é possível verificar que os valores totais simulados para as bases de dados baseadas em satélite se aproximam muito do valor real obtido pelo sistema, tendo margem de erro menor que 2% para o estudo de caso em questão. Os Dados do Meteonorm foram obtidos da própria base de dados do PVSyst e são provenientes de uma estação meteorológica de Belo Horizonte, estes apresentaram quase 15% de variação em relação aos dados reais.

TABELA I.COMPARAÇÃO ENTRE OS VALORES DE PRODUÇÃO REAL E SIMULADOS EM kWh.

Mês Prod. Real INPE Hi Res Meteonorm NASA Low Res

jan/14 456,4 427,5 291,9 385,4 fev/14 414,4 370,2 343,8 372,7 mar/14 361,6 393,8 296,7 390,0 abr/14 342,4 387,3 322,3 377,0 mai/14 363,6 357,0 305,2 374,5 jun/14 350,2 300,2 312,2 374,2 jul/14 312,8 347,3 338,7 396,0 ago/14 370,1 489,0 356,0 422,0 set/14 429,3 353,6 341,0 397,6 out/14 406,9 455,0 318,2 400,7 nov/14 337,3 317,6 321,6 354,8 dez/14 369,9 400,8 294,0 356,8 Total 4515,4 4599,3 3841,6 4601,7

Apesar dos valores totais próximos, quando se analisam os valores mensais, apresentados na Fig. 4, é possível verificar que há variação sensível entre os dados reais e os simulados. A base de dados do INPE possui uma tendência mais próxima da real.

Fig. 4. Produção real em comparação com os dados simulados.

Os dados da NASA, apesar de se aproximarem no total de geração esperado, mostram pouca variação sazonal, muito em função da resolução da imagem analisada pelo satélite – 100x100 km². Os dados da Meteonorm não apresentarem variação sazonal significativa e produção elevada no mês de julho, indicando uma tendência destacada da real.

IV.PROJETO ELÉTRICO

O sistema instalado é composto por 12 módulos fotovoltaicos de 245 Wp de fabricação nacional pela DYA Energia Solar/TECNOMETAL e 1 conversor fotovoltaico de 2,5 kVA de potência nominal (2,7 kVA de saída máxima com

até 45°C em funcionamento), suportes de fixação em alumínio e demais elementos de instalações elétricas convencionais. O projeto elétrico proposto considera o diagnóstico da instalação, escolha do ponto de ligação, especificação e seleção de componentes, execução de desenhos (digrama unifilar e arranjo físico) e a verificação de atendimento a critérios normativos.

Durante a instalação, foi necessário adaptar o padrão de entrada para atender a norma CEMIG vigente e instalar o DSV. Várias adequações foram necessárias desde a identificação dos condutores à instalação de um novo quadro de distribuição. Muitas das cargas se apresentavam ligadas através de emendas e sem proteção contra sobrecarga ou curto-circuito, possibilitando sério risco de acidentes.

O conversor utilizado é um modelo monofásico e possui tensão nominal de saída em 220 volts c.a., corrente nominal de 13 A, 60 Hz, faixa de MPPT (maximum point power

tracking) de 160 a 450 volts c.c., 96,6% de eficiência em

máxima potência, IP 65 e 18,3 kg. A unidade consumidora é atendida por uma rede bifásica a três fios (F-F-N) 220/127, desta forma o conversor foi instalado entre fases. Essa configuração não provoca nenhum prejuízo à instalação visto que a referência de neutro não é necessária para o funcionamento do equipamento. É possível inferir que, tendo em vista que a unidade consumidora é bifásica, esse arranjo promove certo nível de imunidade a eventos de afundamento de tensão monofásicos para terra. Caso o afundamento ocorra no mesmo nível de tensão, o sistema está ligado a um braço do delta bloqueando a sequência zero e, em níveis de tensão mais altos (onde é comum afundamentos monofásicos), o delta do transformador de potência também bloqueia as componentes de sequência zero.

Tendo em vista a faixa de MPPT do conversor, os 12 módulos foram ligados em uma única série. Os módulos possuem tensão nominal em máxima potência de 31,08 volts c.c. e tensão em circuito aberto de 38,30 volts c.c.. O coeficiente de ajuste de tensão por temperatura é de 0,41%/°C. Desta forma, dentro das temperaturas máximas e mínimas de operação (50°C e 5°C respectivamente), o arranjo nunca irá superar a máxima tensão de entrada do conversor (550 volts c.c.) e não irá operar abaixo do mínimo (125 volts c.c.).

V.QUALIDADE DE ENERGIA DA INSTALAÇÃO

Foi realizada uma campanha de medição com duração de uma semana para aferir a qualidade de energia da instalação. Foi utilizado um analisador de energia da marca FLUKE (modelo 435 Série II) com objetivo de medir o perfil de tensão e possíveis variações devido à influência do sistema fotovoltaico e distorções harmônicas na corrente injetada pelo conversor.

Fig. 6. Perfil de corrente e tensão para o dia 05/11/2014.

250 300 350 400 450 500 En er gi a (k W h) REAL SWERA INPE Hi-RES Meteonorm NASA Lo-RES CN (V) 132 128 124 120 116 112 108 6/11 0h 5/11 18h 5/11 12h 5/11 6h 5/11 0h C (A) 16,5 13,5 10,5 7,5 4,5 1,5 -1,5

126 rms

10,5 A

A corrente no conversor segue o mesmo perfil da irradiação no plano dos módulos uma vez que são grandezas proporcionais. A tensão apesar de apresentar oscilações, possui média dentro do valor de 127 rms sem variações consideráveis. A Fig. 6 mostra a tela de gráficos do Software PowerLog (FLUKE) com a corrente e tensão RMS medida durante um dia completo (05/11/2014). A medição foi realizada com intervalos de armazenamento de 1 minuto.

As medições revelaram um THDv de 2,63% no Ponto de Acoplamento Comum (PAC). Considerando que o ponto se encontra em um final de linha e é atendido por um transformador de 30 kVA, a taxa de distorção é relativamente baixa. O espectro de corrente harmônica para situação de carga média e alta no conversor pode ser visualizado na Fig. 7.

Fig. 7. Espectro harmônico medido para potência máxima e média (50%) do conversor.

O THDi para potência máxima ficou em 3,28%, pouco acima do limite estabelecido pelo fabricante de 3%, porém abaixo dos 5% exigidos pela regulamentação. Para potência média, o conversor apresentou taxa de distorção de 4,89%. Devido aos altos índices de irradiação, o conversor deverá operar na maior parte do tempo nestas condições. A interação entre vários conversores na mesma linha poderá aumentar significativamente as taxas encontradas no PAC e na rede de distribuição assim como alterar o perfil de tensão, que tende a subir em momentos de baixa carga e alta geração [9]. Por fim, como o conversor é da topologia transformerless, foi analisado a injeção de corrente em componente contínua. Encontraram-se valores abaixo de 0,5% da nominal conforme requisito de [2], com média de 0,22% para operação em potência máxima. Embora os resultados tenham sido satisfatórios, um estudo com maior duração deve ser conduzido para possibilitar a obtenção de resultados mais confiáveis.

VI.ANÁLISE REGULATÓRIA

O sistema analisado foi instalado seguindo todos os critérios da Res. 482/2012 e submódulo 3.7 do PRODIST. O Microgerador tem o dever de manter o seu sistema operando dentro dos limites técnicos estabelecidos pela Concessionária e notificar a mesma havendo qualquer mudança nos equipamentos que possam influenciar a rede de distribuição. Não são necessários contratos de geração, bastando que o microgerador assine o Relacionamento Operacional entre consumidor e concessionária. A partir de sua adesão o proprietário passa para a modalidade tarifária da Res. 482 e perde qualquer benefício que possuía antes de sua implementação (tarifa social i.e.). Os eventuais créditos de energia, advindos de meses onde a geração supera o consumo

deverão ser informados pela concessionária em seu faturamento e tem validade de 36 meses.

Desde a publicação da normativa em abr/2012, surgiram questões referentes a cobrança de tributos sobre os valores de circulação da energia. Para a cobrança de ICMS (imposto estadual), segundo o entendimento do CONFAZ [10]

(Conselho Nacional de Política Fazendária), ficou

determinado que seria cobrado o imposto sobre todo o valor da energia consumida pelo microgerador. Cabe ressaltar que este não é o entendimento da ANEEL que opina que o ICMS deveria ser cobrado somente sobre a diferença líquida apurada após a compensação [11]. Não obstante, outro imposto, de esfera federal (PIS/COFINS) segue o mesmo critério do CONFAZ e também é cobrado sobre o valor cheio do consumo sem levar em consideração o saldo líquido após a compensação. Estas medidas diminuem sensivelmente a viabilidade econômica da microgeração. Cabe destacar a iniciativa do Governo de Minas Gerais que publicou a Lei n° 20.824 fazendo valer o entendimento da ANEEL sobre a cobrança do ICMS por 5 anos, quando a Lei deverá ser revisitada.

VII.ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA

Um sistema fotovoltaico possui três grandes apelos ao público em geral: é uma fonte de energia limpa e não poluente no local de geração, torna o consumidor capaz de gerar sua própria energia e possibilita imunidade às variações do preço da energia pelo tempo de vida útil do sistema. Hoje, um investimento em um sistema fotovoltaico será considerado caro para a grande maioria dos brasileiros. No entanto, é possível afirmar que praticamente em quase todos os estados (e distribuidoras) há viabilidade econômica para os clientes de baixa tensão.

Os principais custos envolvidos na implementação de um sistema fotovoltaico podem ser subdivididos em: módulos, inversor, BOS (balance of system – todos os equipamentos e materiais restantes) e serviços – projeto, instalação e transporte. Tipicamente para microgeração, os três primeiros itens ocuparão 80% do orçamento. Caso haja uma logística complicada no empreendimento, o custo do serviço pode subir em mais de 50% do valor total.

Fig. 8. Custo do sistema fotovoltaico para diversas faixas de potência com e sem instalação para os anos de 2013/2014 (fonte: DYA Solar).

Baseado no histórico de orçamentos da DYA Energia Solar/TECNOMETAL, foi possível estimar um custo para o sistema fotovoltaico (excluindo os serviços) para a faixa de 0,7 a 10 kWp, conforme ilustrado na Fig. 8.

Para este estudo de caso, os vários eventos de desembolso ocorreram entre setembro e dezembro de 2013, quando houve

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20-50 A m p lit u d e (% ) Ordem Harmônica Pot. Máxima Pot. Média 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 9253 7609 6863 6269 11104 9131 8236 7523 Valor em R$/kWp Instalado Po tê nc ia d o Si st em a FV

efetivamente a conexão do sistema de geração. Por simplificação, considera-se que o início da geração se deu em jan/2014. Para realização do fluxo de caixa são tomados como parâmetros técnicos a geração real obtida pelo primeiro ano de funcionamento (Tabela I) e a degradação de 0,7%/ano dos módulos fotovoltaicos. Os parâmetros econômicos foram dispostos na Tabela II. Considera-se o custo da energia como o valor recuperado por kWh gerado via sistema de compensação de energia. Nesta simulação, considera-se a troca do inversor no 10° e 20° anos, o valor residual do sistema é considerado nulo. O período de análise será de 20 anos.

Um parâmetro complicado de se definir para a microgeração é a Taxa de Desconto. Para um consumidor Pessoa Jurídica (PJ), o custo do capital muitas vezes é um parâmetro conhecido e o investimento pode ser comparado com outros de igual porte.

TABELA II.PARÂMETROS ECONÔMICOS.

Cenário Geração 1° Ano CAPEX Taxa de Desconto Reajuste Anual Energia Custo OPEX Custo Energia 1° ano 1 4515 kWh 7,4 R$/Wp 6,50% 6,50% 0,5%/ano 550 R$/MWh

Para este estudo de caso considerou-se o teto da meta de inflação como a taxa mínima de atratividade, visto que muitos investimentos para PF são remunerados pouco acima da inflação.

Fig. 9. Fluxo de caixa projetado para 20 anos nos cenários 1 e 2.

No segundo cenário analisado, o reajuste do ano 2015 devido aos eventos do setor elétrico (uso de térmicas, bandeiras tarifárias, dívidas do setor e hidrologia desfavorável) será estimado em 40% da tarifa de energia e todos os outros parâmetros serão mantidos constantes incluindo a arrecadação do primeiro ano de geração. Mostra-se na Fig. 9 o gráfico para os fluxos de caixa nos dois cenários analisados.

Os resultados na mudança do cenário revelam um aumento de 5% na taxa interna de retorno do investimento, duplicação do VPL e redução de um ano no payback. O LCOE (levelized

cost of energy) calculado não muda devido ao fato que ele é

calculado somente em função do CAPEX/OPEX e da taxa de desconto considerada [12]. Os resultados para cada cenário podem ser visualizados na Tabela III. É possível perceber que já no primeiro cenário o LCOE revela paridade tarifária entre o custo da energia fotovoltaica e o custo da energia da concessionária.

Neste artigo foi analisada a situação particular para este microgerador. Para outros empreendimentos, fatores como a presença de financiamento, a diminuição do custo dos sistemas bem como o aumento da tarifa de energia já no primeiro ano de geração tornam os número cada vez mais

favoráveis. É necessário também, onde o ICMS é cobrado sobre o valor consumido, considerar o efeito do imposto no fluxo de caixa. Nesta análise será preciso estimar ou medir a curva de carga diária do local para se compensar os efeitos da autogeração.

TABELA III.RESULTADOS PARA CADA CENÁRIO ECONÔMICO.

Cenário TIR VPL (R$) Payback LCOE (R$/MWh)

1 12,80% 14.192,11 7 546

2 17,80% 28.930,04 6 546

VIII.CONCLUSÃO

Este trabalho permitiu compreender as etapas para viabilização de um empreendimento em microgeração a partir

de fonte solar no Brasil. Foi apresentada uma

contextualização histórica permitindo identificar os fatores relevantes acontecidos no cenário brasileiro no ano de 2014. Foi apresentado um estudo de caso envolvendo a primeira instalação fotovoltaica da cidade de Belo Horizonte. Os projetos elétricos e energéticos foram detalhados assim como os critérios técnicos adotados durante a instalação. A medição através de um analisador de energia permitiu a averiguação dos parâmetros de qualidade de energia em face da regulamentação vigente. Por fim, a partir de um ano de medições de produção de energia foi possível averiguar se o desempenho do sistema condiz com o projeto energético inicial. Foram discutidos aspectos econômicos deste tipo de empreendimento e realizou-se uma análise de viabilidade permitindo a comparação dos valores encontrados com outros empreendimentos de mesmo porte.

IX.REFERÊNCIAS

[1] Costa, T. M. G., Souza, M. E. M., & Silva, S. R. Uma Discussão quanto a Inserção de Sistemas Fotovoltaicos em Redes Elétricas – Um Estudo de Caso. Simpósio Brasileiro de Energia Elétrica. Foz do Iguaçu – PR. 2014

[2] Requisitos para a conexão de Acessantes ao Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em Baixa Tensão, CEMIG, ND-5.30, Novembro-2012

[3] European Photovoltaic Industry Association – EPIA, “Global Market Outlook”, Brussels, Belgium, 2014

[4] Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, “BIG – Banco de Informações de Geração - Matriz de Energia Elétrica”, Brasília, DF. Disponível: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/Oper acaoCapacidadeBrasil.asp em 25/01/2015.

[5] Sítio América do Sol, Instituto Ideal, Trindade, SC. Disponível: http://www.americadosol.org/

[6] Leilão de Energia de Reserva de 2014 – Participação de Empreendimentos Fotovoltaicos: Visão Geral, Empresa de Pesquisa Energética, Ministério de Minas e Energia, Brasília, DF.

[7] Solar and Wind Energy Resource Assessment – Renewable Energy Data Exploration. National Renewable Energy Laboratory (NREL).

[8] Marcelo Pinho Almeida, “Qualificação de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede”, Dissertação de Mestrado, Programa de Pós Graduação em Energia, Univ. de São Paulo, 2012

[9] Márcio Eli Moreira Souza, “Inserção de Microgeração Distribuída nas Redes de Baixa Tensão: Implantação de Telhados Solares – Estudo de Caso Real”, Dissertação de Mestrado, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica – PPGEE, UFMG, 2014

[10] Convênio ICMS 6, de 5 de Abril de 2013 - Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ, PE, 2013

[11] Cadernos Temáticos ANEEL, Micro e Minigeração Distribuída, Sistema de Compensação de Energia Elétrica – Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), 2014

[12] Levelised Cost of Electricity Renewable Energy Technologies, Fraunhofer Institut for Solar Energy Systems ISE, November, 2013

-R$ 40,000.00 -R$ 20,000.00 R$ -R$ 20,000.00 R$ 40,000.00 R$ 60,000.00 R$ 80,000.00 R$ 100,000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20