UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
ISABELA MACIEL TAVEIRA
A INFLUÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO FATOR DE POTÊNCIA DE UNIDADES PROSSUMIDORAS: UMA AVALIAÇÃO TÉCNICA E FINANCEIRA
FORTALEZA 2019
ISABELA MACIEL TAVEIRA
A INFLUÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO FATOR DE POTÊNCIA DE UNIDADES PROSSUMIDORAS: UMA AVALIAÇÃO TÉCNICA E FINANCEIRA
Monografia apresentada ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica – Fortaleza da Universidade Federal do Ceará, como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientadora: Profa. Ph.D. Ruth Pastôra Saraiva Leão.
FORTALEZA 2019
T234i Taveira, Isabela Maciel.
A influência da geração fotovoltaica no fator de potência de unidades prossumidoras : uma avaliação técnica e financeira. / Isabela Maciel Taveira. – 2019.
81 f. : il. color.
Trabalho de Conclusão de Curso (graduação) – Universidade Federal do Ceará, Centro de Tecnologia, Curso de Engenharia Elétrica, Fortaleza, 2019.
Orientação: Profa. Dra. Ruth Pastôra Saraiva Leão.
1. Geração distribuída. 2. Usinas fotovoltaicas. 3. Fator de potência. 4. Bancos de capacitores. 5. Capabilidade de reativos de inversores. I. Título.
ISABELA MACIEL TAVEIRA
A INFLUÊNCIA DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO FATOR DE POTÊNCIA DE UNIDADES PROSSUMIDORAS: UMA AVALIAÇÃO TÉCNICA E FINANCEIRA
Monografia apresentada ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica – Fortaleza da Universidade Federal do Ceará, como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia Elétrica.
Aprovada em: 28 / 06 / 2019.
BANCA EXAMINADORA
Profa. Ph.D. Ruth Pastôra Saraiva Leão (Orientadora) Universidade Federal do Ceará (UFC)
Prof. Dr. Raimundo Furtado Sampaio Universidade Federal do Ceará (UFC)
Eng. Marcus de Pontes Peixoto LAP Engenharia
RESUMO
Com a publicação da Resolução Normativa Nº 482, pela Agência Nacional de Energia Elétrica, a conexão de micro e minigeradores no sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil passou a ser permitida. Consequentemente, ao regulamentar a injeção de energia na rede elétrica de distribuição, a energia assume fluxo bidirecional, aumentando a complexidade de operação do sistema. À vista disso, discussões relacionadas ao crescimento da micro e minigeração são fundamentais para a garantia da qualidade da energia elétrica fornecida e da confiabilidade e segurança da operação da rede elétrica. Portanto, neste trabalho será avaliada a influência da micro e mini geração solar fotovoltaica sobre o fator de potência de três unidades prossumidoras da classe de tensão A4 e o impacto da cobrança de excedentes reativos sobre a viabilidade financeira dos projetos. A análise é feita com base na medição de fator de potência e nas contas de energia das três unidades prossumidoras, antes e após a conexão das plantas fotovoltaicas de 135 kW, 62 kW e 62 kW de potência instalada. Ainda que possuam diferentes características de consumo de energia, em todos os casos houve redução do fator de potência indutivo no ponto de entrega das unidades prossumidoras durante os horários de produção. Esse efeito é decorrente da diminuição da demanda de energia ativa fornecida pelas distribuidoras, que pode resultar em cobranças adicionais ao faturamento dessas unidades. Uma vez que a aquisição de geração distribuída visa principalmente a economia de energia ativa, a cobrança de multas e o investimento adicional para correção do baixo fator de potência podem influenciar negativamente sobre a viabilidade financeira dos projetos. Por isso, medidas são propostas no trabalho para mitigar a redução de fator de potência, como o uso dos inversores operando em modo fator de potência constante e a instalação de bancos de capacitores. As soluções propostas mostraram-se efetivas na melhoria do fator de potência das unidades prossumidoras, proporcionando elevação do fator de potência no ponto de entrega e reduzindo as cobranças aplicadas sobre o consumo excedente de reativo. A utilização de bancos de capacitores automáticos instalados a jusante da geração fotovoltaica foi a solução que permitiu o fornecimento de energia reativa de acordo com a necessidade da carga.
Palavras-chave: Geração distribuída. Usinas fotovoltaicas. Fator de potência. Bancos de
ABSTRACT
With the publication of Normative Resolution Nº 482, by the National Agency of Electric Energy (ANEEL), the connection of mico and minigenerators along the distribution lines of the Brazilian power system was allowed. Consequently, by regulating the injection of electricity into the distribution grid, the energy flow becomes bidirectional, increasing the complexity of the system operation. Therefore, discussions related to the growth of the micro and mini-generation are fundamental for guaranteeing the quality of the electric power supplied and for the reliability and safety on the operation of the electric network. Following this motivation, in this work will be evaluated the influence of micro and mini photovoltaic generators on the power factor of three different prosumers units, voltage class A4, and the impact of reactive charge on the financial viability of the projects. The analysis is based on the power factor measurements and the energy bills of this three units, before and after the connection of photovoltaic plants of 135 kW, 62 kW and 62 kW of installed power. Although they have different characteristics of energy consumption, in all cases there was reduction of the inductive power factor at the point of delivery during the energy generation schedules. This effect is due to the decrease in the demand for active power supplied by the distributors and may result in additional charges to the billing of the prosumers units. Since the acquisition of such equipment is mainly aimed at the economy with active energy, these charges and the additional investment to correct the low power factor may negatively influence the financial viability of such projects. Therefore, methodologies are proposed to mitigate the reduction of power factor, such as the use of photovoltaic inverters operating in constant power factor mode and the installation of capacitor banks. Both solutions guarantee the supply of reactive capacitive energy close to the loads, providing power factor elevation at the point of delivery and reducing the charges applied on the excess reactive consumption. The use of automatic capacitor banks installed after the photovoltaic generation is the solution that allows the supply of reactive energy according to the need of the load.
Keywords: Distributed energy generation. Photovoltaic power plants. Power factor. Reactive
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Capacidade global e crescimento anual da produção solar FV ... 12
Figura 2 - Histórico dos preços de células de silício ... 13
Figura 3 - Potência Instalada (MW) de Geração Distribuída Solar Fotovoltaica no Brasil ... 14
Figura 4 - Direção do fluxo de potência em um medidor de 4 quadrantes... 15
Figura 5 - Triângulo de potências ... 20
Figura 6 - Indústria consumindo potência ativa e reativa ... 21
Figura 7 - Indústria com GD produzindo 60kW de potência ativa ... 22
Figura 8 - Curva de carga e de geração FV representativa ... 22
Figura 9 - Modos de operação dos inversores para a) Q fixo e b) cosφ fixo ... 24
Figura 10 - Modo de operação Q(P) ... 24
Figura 11 - Modo de operação Q (V) ... 25
Figura 12 - Modo de operação P(V) ... 25
Figura 13 - Curva do FP em função da potência ativa de saída do inversor ... 26
Figura 14 - Limites de potência reativa para sistemas com potência superior a 6 kW ... 27
Figura 15 - Multiplicadores para o dimensionamento de bancos de capacitores ... 29
Figura 16 - Superposição dos triângulos de potência original e desejado ... 30
Figura 17 - Possibilidades de localização de capacitores ... 32
Figura 18 - Curva de capabilidade – Huawei SUN2000 ... 61
Figura 19 – Curva de capabilidade do inversor Fronius ECO 27.0-3-S ... 62
Figura 20 – Triângulo de potências: GD com FP capacitivo e indutivo ... 63
Figura 21 - A tensão versus a capacidade de potência reativa de um gerador síncrono ... 63
Figura 22 - Fluxo de energia - com e sem GD ... 69
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 - Faturamento do consumo ativo fora ponta - Granja ... 44
Gráfico 2 - Payback simples - Granja ... 45
Gráfico 3 - Payback descontado - Granja ... 45
Gráfico 4 - Faturamento do consumo ativo fora ponta - Concessionária de veículos ... 46
Gráfico 5 - Payback simples – Concessionária de veículos ... 46
Gráfico 6 - Payback descontado - Concessionária de veículos ... 47
Gráfico 7 - Faturamento do consumo ativo fora ponta - Supermercado ... 47
Gráfico 8 - Payback simples – Supermercado ... 48
Gráfico 9 - Payback descontado - Supermercado ... 48
Gráfico 10 - Consumo ativo sem GD - Granja ... 49
Gráfico 11 - Consumo ativo com GD - Granja ... 50
Gráfico 12 - Consumo ativo sem GD - concessionária de veículos ... 50
Gráfico 13 - Consumo ativo com GD - concessionária de veículos ... 51
Gráfico 14 - Consumo ativo sem GD - supermercado ... 51
Gráfico 15 - Consumo ativo com GD – supermercado ... 52
Gráfico 16 - Quantidade de energia reativa excedente fora ponta - granja ... 53
Gráfico 17 - Payback simples (consumo ativo e reativo) – Granja ... 54
Gráfico 18 - Payback descontado (consumo ativo e reativo) – Granja ... 54
Gráfico 19 - Curva de carga semanal antes da GD - Granja ... 55
Gráfico 20 - Curva de demanda semanal com GD - Granja ... 55
Gráfico 21 - Fator de potência diário sem GD - Granja ... 56
Gráfico 22 - Fator de potência diário com GD - Granja ... 56
Gráfico 23 - Geração FV em 22/04/2019 - Granja ... 57
Gráfico 24 - Curva de demanda diária com GD - Granja ... 57
Gráfico 25 - Fator de potência diário sem GD - concessionária de veículos ... 58
Gráfico 26 - Fator de potência diário com GD - concessionária de veículos ... 59
Gráfico 27 - Fator de potência diário sem GD - supermercado... 59
Gráfico 28 - Fator de potência diário com GD - supermercado ... 60
Gráfico 29 - Geração FV em 22/04/2019 com FP=0,9 - Granja ... 64
Gráfico 31 – Curva de kW fornecido para inversor com FP igual a FP=1 e FP=0,9 - Granja . 65 Gráfico 32 - FP diário para inversor operando com FP igual a 0,9 capacitivo – Granja ... 65 Gráfico 33 - kVAr indutivo fornecido x kVAr gerado ... 67 Gráfico 34 - Geração FV em um dia com muitas interferências - Granja ... 69 Gráfico 35 - Simulação de FP para banco de capacitor instalado próximo ao PE - Granja .... 71 Gráfico 36 - FP no PE para banco de capacitor superdimensionado (FP=1) - Granja ... 71
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Arranjo da usina FV - Granja ... 42
Tabela 2 - Arranjo da usina FV - Concessionária de veículos/ supermercado ... 43
Tabela 3 - Dimensionamento do banco de capacitores - Granja ... 68
Tabela 4 - Dimensionamento do banco de capacitores (cosφ2 = 0,95) - Granja ... 70
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ABSOLAR Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
CONFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
FP Fator de Potência
FV Fotovoltaica
GD Geração Distribuída
ICMS Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviço IEA International Energy Agency
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
MT Média Tensão
NBR Norma Brasileira
PE Ponto de Entrega
PCH Pequenas Centrais Hidrelétricas
PD Payback Descontado
PIS Programa de Integração Social PRODIST Procedimentos de Distribuição
PS Payback Simples
QD Quadro de Distribuição
QEE Qualidade de Energia Elétrica
REN Resolução Normativa
SEP Sistema Elétrico de Potência
TC Transformador de Corrente
TE Tarifa de Energia
TIR Taxa Interna de Retorno
TMA Taxa Mínima de Atratividade
UC Unidade Consumidora
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 12
1.1 Situação da energia fotovoltaica no Brasil ... 13
1.1.1 Da regulamentação para o faturamento ... 14
1.2 Justificativa do estudo ... 16
1.3 Objetivos ... 17
1.4 Estrutura do trabalho ... 17
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ... 18
2.1 A regulamentação da geração distribuída no Brasil ... 18
2.2 Influências da geração distribuída ... 19
2.2.1 A influência da GD no FP das unidades prossumidoras ... 20
2.3 A adequação do fator de potência em instalações elétricas ... 23
2.3.1 Fornecimento de potência reativa pelos inversores fotovoltaicos ... 23
2.3.2 Dimensionamento de bancos de capacitores ... 27
2.3.1 Tipos de acionamento de bancos de capacitores ... 30
2.3.2 Localização dos bancos de capacitores ... 31
2.4 Faturamento de UCs ... 32
2.4.1 Definições e conceitos ... 33
2.4.2 Faturamento de unidades prossumidoras ... 35
2.4.3 Do faturamento do excedente reativo ... 36
2.5 Viabilidade financeira ... 39
2.5.1 Indicadores para análise de investimentos ... 39
2.5.2 Viabilidade de usinas FVs no Brasil ... 41
3 METODOLOGIA DO ESTUDO DE CASO ... 42
3.1.1 Granja ... 42
3.1.2 Concessionária de veículos ... 42
3.1.3 Supermercado ... 43
3.2 Viabilidade financeira prevista ... 43
3.2.1 Granja ... 43
3.2.2 Concessionária de veículos ... 45
3.2.3 Supermercado ... 47
3.3 Avaliação do consumo ativo das UCs ... 49
3.3.1 Granja ... 49
3.3.2 Concessionária de veículos ... 50
3.3.3 Supermercado ... 51
3.4 A influência da GD no FP das unidades geradoras ... 52
3.4.1 Granja ... 53
3.4.2 Concessionária de veículos ... 58
3.4.3 Supermercado ... 59
3.5 Compensação da energia reativa ... 60
3.5.1 Alteração do fator de potência dos inversores... 61
3.5.2 Bancos de capacitores ... 67
4 CONCLUSÃO ... 74
4.1 Propostas para trabalhos futuros ... 75
1 INTRODUÇÃO
Em decorrência das preocupações ambientais relacionadas principalmente às emissões de dióxido de carbono (𝐶𝑂2), empresas de diversos setores, incluindo o setor elétrico, passaram a adotar novas políticas para promover o desenvolvimento sustentável. Nessa conjuntura, a geração de energia a partir de fontes renováveis se fortalece como uma alternativa capaz de suprir o aumento da demanda energética mundial e de reduzir os impactos negativos das fontes convencionais, passando a ser uma realidade em diversos países (REN21, 2018).
Em 2016, por exemplo, as usinas de geração de energia a partir de fontes renováveis representaram quase 70 % das novas instalações da matriz energética mundial. Dentre as fontes, a que mais se destacou foi a solar fotovoltaica (FV), com, aproximadamente, 76 gigawatts (GW) instalados, o que configurou um aumento de 50 % em relação ao ano anterior (IEA, 2017).
Essa expansão continuou em 2017 e o crescimento das instalações de usinas FVs foi, pela primeira vez, superior ao das demais fontes de geração de energia. Nesse ano, a China foi a principal responsável por esse aumento da capacidade mundial, adicionando 53,1 GW e atingindo 131,1 GW instalados (REN21, 2018).
A expansão da capacidade global e o crescimento anual da produção FV entre os anos de 2007 e 2017 são apresentados na Figura 1. Segundo a International Energy Agency (IEA), a previsão é de que a produção de energia solar FV atinja a marca dos 740 GW em todo o mundo até 2022 (IEA, 2017).
Figura 1 - Capacidade global e crescimento anual da produção solar FV
Além das questões ambientais, um dos principais fatores que impulsionou a expansão desse mercado está a redução dos preços dos módulos FV (REN21, 2018). Conforme é possível observar na Figura 2, o valor das células por potência de energia produzida caiu de quase US$ 79,67 para U$$ 0,36 em 38 anos (DIAMANDIS, 2014). Essa redução é consequência dos recentes avanços tecnológicos e do aumento da produção de células solares em todo o mundo (DANTAS, 2018).
Figura 2 - Histórico dos preços de células de silício
Fonte: Solar Energy Revolution: A Massive Opportunity (DIAMANDIS, 2014).
1.1 Situação da energia fotovoltaica no Brasil
Segundo dados da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (2018), a fonte solar FV vem ganhando competitividade na matriz elétrica brasileira graças, principalmente, à redução média do preço de venda. Em 2013, o valor da contratação de energia, em megawatt-hora (MWh), correspondia a U$$ 103/MWh e em 2017 atingiu U$$ 44,31/MWh, sendo pela primeira vez inferior ao preço das fontes de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH).
Ainda que lenta, é evidente o crescimento da geração FV centralizada no Brasil. Segundo dados da ANEEL (2019), até abril de 2019, a potência das centrais geradoras FVs correspondia a aproximadamente 2 MW, o que representa apenas 1,27 % da potência total da matriz energética nacional.
Quanto à geração distribuída (GD), após a homologação da Resolução Normativa (REN) Nº 482/2012 da ANEEL, iniciou-se no país um lento processo de propagação de micro e minigeradores no país. Em seguida, com a publicação da REN Nº 687/2015, a qual revisou as condições de acesso ao sistema de distribuição, o número de consumidores autoprodutores de energia cresceu consideravelmente. Esse crescimento é apresentado na Figura 3 (ANEEL, 2017).
Figura 3 - Potência Instalada (MW) de Geração Distribuída Solar Fotovoltaica no Brasil
Fonte: GD Solar fotovoltaica: Benefícios líquidos ao brasil (SAUAIA, 2018).
1.1.1 Da regulamentação para o faturamento
Além de regulamentar a micro e a minigeração, a REN Nº 482/2012 estabeleceu as regras para adesão ao sistema de compensação de energia elétrica. Com essa publicação, os consumidores puderam conectar suas usinas na rede de distribuição e obter economia na fatura de energia (ANEEL, 2012).
Em complemento à REN Nº 482/2012, aplicam-se às unidades consumidoras (UCs) com GD, as disposições da seção 3.7 do Módulo 3 do Procedimentos de Distribuição (PRODIST), que estabelece as condições de acesso ao sistema elétrico de potência (SEP). Para tal, conforme estabelecido pela ANEEL (2017), as UCs que tenham micro ou minigeração
distribuídas devem possuir um sistema de medição capaz de atender às mesmas especificações exigidas para os demais consumidores conectados no mesmo nível de tensão, acrescida da função bidirecional.
Isso significa dizer que para aderir ao sistema de compensação de energia, as UCs que possuem potência instalada menor ou igual a 75 kW, devem possuir medidores bidirecionais, capazes de diferenciar a energia consumida da energia elétrica ativa injetada na rede. Já para as UCs que possuem potência instalada superior a 75 kW, devem ser instalados medidores de 4 quadrantes, que possuem a função bidirecional e permitem o faturamento de reativos (ANEEL, 2017). Nesse caso, a leitura será feita como apresentado na Figura 4.
Figura 4 - Direção do fluxo de potência em um medidor de 4 quadrantes
Fonte: Standard Definitions for the measurement of electric power, quantities under sinusoidal, nonsinusoidal, balanced, or unbalanced conditions - IEEE 1459 (2010).
Quanto ao faturamento de excedentes reativos, deverão ser seguidas as especificações da REN Nº 414/2010 da ANEEL, a qual estabelece as condições gerais de fornecimento de energia elétrica. Segundo essa normativa, deverão ser cobrados o consumo e
a demanda de excedentes reativos para clientes do grupo A, sempre que o fator de potência (FP), quantidade de potência ativa em relação à potência aparente demandada, for inferior a 0,92 indutivo ou capacitivo (ANEEL, 2010).
Assim, tendo em vista que uma das motivações para instalação de geradores de pequeno porte em UCs é a economia de energia obtida, é essencial conhecer as regras de faturamento, para determinar corretamente a atratividade financeira desses investimentos.
1.2 Justificativa do estudo
Com a regulamentação do sistema de compensação de energia elétrica, as UCs com micro ou minigeração, ao injetarem energia na rede da concessionária, garantem a compensação de energia ativa e, consequentemente, uma redução do faturamento mensal do consumo. Sendo essa uma das principais motivações para aquisição de sistemas FVs, quanto maior a redução obtida na fatura, menor será payback do projeto e maior será a atratividade econômica do investimento.
Contudo, uma vez que os inversores FVs costumam ser projetados para gerar somente energia ativa, a energia reativa necessária para o funcionamento de alguns equipamentos das unidades prossumidoras, tais como motores de indução, continuará sendo demandada da rede. Com a redução do consumo de potência ativa e a manutenção do consumo da potência reativa, haverá uma diminuição do FP no ponto de entrega (PE) das UCs. Consequentemente, essa redução do FP poderá ocasionar cobranças adicionais aos consumidores do grupo A e diminuir a economia esperada com a geração FV.
Diante disso, será analisada a influência da cobrança de excedentes reativos na viabilidade financeira de três usinas FVs distribuídas, cuja tensão de fornecimento das unidades geradoras é feita em média tensão (MT). Para isso, serão avaliadas as cobranças relacionadas ao consumo de energia ativa e reativa presentes nas faturas de energia destes consumidores. Além disso, serão analisados os dados do sistema de telemetria das concessionárias, que permitirão avaliar a medição do FP das UCs antes e após a instalação dos sistemas FVs.
1.3 Objetivos
O presente trabalho tem por objetivo avaliar a influência de sistemas FVs no FP das unidades prossumidoras e na viabilidade financeira dos projetos.
Os objetivos específicos são:
Analisar o efeito da instalação de usinas FVs na redução do consumo de ativo das UCs;
Analisar a influência das instalações das usinas FVs no FP das unidades prossumidoras;
Verificar o impacto da cobrança de excedentes reativos na viabilidade financeira de tais projetos;
Propor soluções cabíveis aos clientes na perspectiva de prover meios de compensar o consumo de energia reativa e evitar o faturamento sobre esta energia.
1.4 Estrutura do trabalho
O trabalho foi dividido em quatro capítulos.
No Capítulo 1 é feita uma análise sobre a expansão da geração FV no Brasil e no mundo, seguida de uma breve apresentação da regulamentação vigente para o faturamento de UCs atendidas pelo sistema de distribuição de energia. Além disso, é feita uma justificativa do tema apresentado, seguida dos objetivos do trabalho.
No capítulo 2 são descritos alguns conceitos importantes para contextualização do trabalho. Inicialmente, serão analisados os impactos da GD no sistema elétrico das distribuidoras e no PE das unidades prossumidoras. Em seguida, serão apresentadas as definições normativas da ANEEL sobre o faturamento de UCs com GD. Por fim, serão expostos os conceitos necessários para o cálculo da viabilidade financeira dos projetos.
No capítulo 3 são expostas as características técnicas das usinas FVs, os dados referentes à cobrança da energia ativa e reativa excedente desses clientes e os paybacks das usinas; com isso será possível avaliar a influência da cobrança de excedentes reativos na atratividade dos sistemas. Nesse capítulo ainda são apontadas as possíveis medidas mitigadoras que o cliente pode adotar na perspectiva de evitar o faturamento de excedente reativo.
Por último, o Capítulo 4 apresenta as conclusões alcançadas através dos resultados obtidos e as sugestões para trabalhos futuros.
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Este capítulo apresenta aspectos relevantes das resoluções normativas estabelecidas pela ANEEL, que regulamentam a conexão de micro e minigeradores ao sistema de distribuição e as regras aplicáveis ao faturamento de UCs autoprodutoras de energia.
Toda essa fundamentação teórica é fundamental para entender a influência da GD na redução do FP de unidades prossumidoras e, em alguns casos, o aumento da cobrança de excedentes reativos que podem vir a prejudicar a viabilidade financeira das usinas FVs.
2.1 A regulamentação da geração distribuída no Brasil
Em 17 de abril de 2012, a ANEEL publicou a REN Nº 482, a qual estabelece as condições gerais para a conexão de pequenos geradores aos sistemas de distribuição de energia elétrica brasileiro. Com isso, passou a ser permitida a autoprodução de energia e foram instituídos os primeiros conceitos de micro e minigeração distribuída no país. Além disso, a normativa estabeleceu que para ser considerado um micro ou minigerador, a geração deve ser proveniente de fontes renováveis ou de cogeração qualificada (ANEEL, 2012).
Outro novo conceito criado pela resolução foi o sistema de compensação de energia elétrica, que permitiu aos consumidores injetar o excedente da energia produzida pelas GDs nas redes das concessionárias locais. Desse modo, ao final do período de faturamento, é realizada uma compensação entre a energia ativa injetada na rede e a consumida da rede, o que proporciona economia aos clientes com GD (ANEEL, 2012).
Em seguida, com o objetivo de aprimorar as definições da REN Nº 482/2012 e facilitar o acesso ao sistema de distribuição, a ANEEL publicou em 24 de abril de 2015 a REN Nº 687. A nova resolução buscou reduzir os custos e o tempo para conexão dos pequenos geradores, aumentar o público alvo e melhorar as informações da fatura de energia elétrica (ANEEL, 2016).
Quanto ao enquadramento dos autoprodutores, a REN Nº 687/2015 alterou as regras aplicáveis aos limites de micro e minigeração. Para a microgeração, reduziu-se a potência instalada de 100 kW para 75 kW e para a minigeração, a ANEEL elevou a potência limite de 1 MW para 5 MW (ANEEL, 2012).
Com relação ao sistema de compensação, o prazo para utilização do saldo de energia excedente ao final do período de faturamento, também conhecido como crédito de
energia, foi alterado de 36 para 60 meses. Além disso, foram criadas as seguintes modalidades: empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios), autoconsumo remoto e geração compartilhada (ANEEL, 2016).
De forma resumida, a definição de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras caracteriza a união de UCs de um condomínio, cuja geração está em uma área comum e a energia injetada é dividida ente as UCs previamente cadastradas. Já o autoconsumo remoto, reúne UCs sob mesma titularidade, que possuem unidade geradora localizada distante da unidade a ser compensada, mas cujo atendimento é feito dentro da mesma área de concessão. Por fim, a geração compartilhada reúne UCs sob titularidade distintas, atendidas pela mesma concessionária de energia, e associadas por meio de cooperativa ou consórcio (ANEEL, 2015).
2.2 Influências da geração distribuída
Segundo a ANEEL (2016), a presença desses geradores de energia próximo aos centros de consumo oferece diversos benefícios ao setor elétrico, dentre os quais se destacam: a diversificação das fontes empregadas para produção de energia, a economia com a expansão das linhas de transmissão e distribuição e a melhoria do nível de tensão da rede em algumas horas do dia.
Contudo, existem também algumas desvantagens relacionas ao aumento da GD, tais como: a dificuldade do faturamento de UCs e a necessidade de adequação dos procedimentos das distribuidoras para controlar e proteger suas redes (ANEEL, 2016). Por isso, diante do aumento da complexidade de operação do SEP que se observa, estudos relacionados à qualidade da energia elétrica (QEE) tornam-se necessários para a garantia de um fornecimento seguro e contínuo.
Nesse contexto, a inserção de geradores pode ocasionar alterações do nível de tensão dos barramentos, que se configura como um dos principais indicadores de QEE estabelecidos no módulo 8 – qualidade da energia elétrica do PRODIST. Para GONÇALVES (2016), a proximidade da fonte com a carga é a principal causa do aumento do nível de tensão nos barramentos. Segundo o autor, a situação mais grave ocorre na situação de contingência, quando a carga tem o seu menor valor e o fluxo de potência da GD retorna para a fonte.
Além disso, a conexão de geradores distribuídos altera não só o fluxo de potência ativa, mas também o fluxo de potência reativa (GONÇALVES, 2016). Isso acontece porque as
GDs fornecem grande parte da energia ativa às cargas, enquanto a energia reativa continua sendo fornecida pela rede (PINTO, 2012).
2.2.1 A influência da GD no FP das unidades prossumidoras
Conforme definidas pela ANEEL (2010), a energia ativa é a que se converte em trabalho e a energia reativa é a parcela que circula entre os campos elétricos e magnéticos. Embora não realize trabalho, a energia reativa é fundamental para criação e manutenção dos campos magnéticos (CAPELLI, 2013). Por isso, diversos equipamentos, como motores de indução, precisam de ambas as energias para seu correto funcionamento.
Desse modo, as concessionárias devem fornecer energia ativa e reativa aos consumidores, em uma relação matemática definida como fator de potência. Sob a ótica da legislação, o FP pode ser calculado através da razão entre a potência ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das potências ativa e reativa, consumidas num mesmo período de tempo especificado (ANEEL, 2010).
Outra forma frequentemente utilizada para representar as relações entre as potências envolvidas no conceito de FP é através do triângulo de potências apresentado na Figura 5.
Figura 5 - Triângulo de potências
Fonte: Manual para correção do fator de potência (WEG, 2009).
Baseado no triângulo de potências, o FP é representado como sendo o cosseno do ângulo formado entre o componente da potência ativa e o seu componente total (potência aparente), conforme a Equação 1.
𝐹𝑃 =𝑃
𝑆 = 𝑐𝑜𝑠𝜑 (1) Em que:
𝐹𝑃: é o fator de potência;
P: é a componente de potência ativa [W]; S: é a componente de potência aparente [VA]; 𝜑: é o ângulo de fase.
Assim, dentre as alterações causadas pela inserção de micro e minigeradores está a diminuição do FP no PE. Isso acontece porque os sistemas FVs são projetados para gerar energia ativa e injetar o excedente na rede. Logo, mesmo que as cargas continuem em regime normal de funcionamento, a parcela ativa demandada da concessionária é menor. Em contrapartida, a mesma quantidade de energia reativa continua sendo consumida da rede de distribuição. Por isso, como o cálculo do FP considera apenas as energias consumidas em determinado momento, o FP no PE ficará penalizado (GUSMAN, 2018).
Esse caso pode ser analisado na Figura 6, a qual apresenta uma UC com consumo ativo de 100 kW e reativo de 32,9 kVAr, resultando em um fator de potência de 0,95 indutivo (GSES, SD).
Figura 6 - Indústria consumindo potência ativa e reativa
Fonte: Power factor and grid-connected photovoltaics (GSES, SD).
Considerando então a instalação de uma usina FV capaz de fornecer 60 kW (Figura 7), observa-se que o kW fornecido é reduzido para 40 kW, enquanto que a energia reativa se mantém constante. Consequentemente há uma redução do fator de potência de 0,95 indutivo para 0,77 indutivo (GSES, SD). Dessa forma, com um FP menor que 0,92 indutivo, cobranças sobre excedente reativo poderão ser observadas.
Figura 7 - Indústria com GD produzindo 60kW de potência ativa
Fonte: Power factor and grid-connected photovoltaics (GSES, SD).
Outra forma de apresentar a influência da GD no FP de unidades prossumidoras é utilizando a curva de consumo diária de uma UC, sobreposta da curva de geração FV, conforme apresentado na Figura 8. Nesse caso, é importante ressaltar que a UC possuía um FP igual a 0,92 indutivo e que a geração FV instalada fornece apenas energia ativa (FP=1).
Figura 8 - Curva de carga e de geração FV representativa
Fonte: Excedente de reativos em sistemas FV conectados à rede (PINTO, 2012).
Analisando o gráfico da Figura 8, é possível concluir que de 07:00 h às 15:00 h, como a geração FV é capaz de compensar todo o consumo ativo da UC, o FP no PE deve ser nulo independente do kVAr registrado. Nos demais intervalos de geração, de 17:00h às 19:00h, por exemplo, como a geração FV é capaz de compensar apenas uma parcela do consumo ativo demandado pela UC, o FP registrado no PE será menor que 0,92 indutivo e, consequentemente,
cobranças adicionais sobre excedentes reativos passarão a ser aplicadas ao faturamento deste cliente.
2.3 A adequação do fator de potência em instalações elétricas
Para evitar tarifação sobre excedentes reativos, devem ser avaliadas alternativas para garantir também a compensação do consumo reativo durante os horários de geração FV. Nesse cenário, a utilização de inversores ajustados para fornecer também potência reativa e a utilização de bancos de capacitores são consideradas.
2.3.1 Fornecimento de potência reativa pelos inversores fotovoltaicos
Com a conexão de geradores distribuídos no sistema elétrico, torna-se necessária a criação de procedimentos de modo a conciliar o potencial da geração distribuída com o funcionamento adequado da rede elétrica. Por isso, neste item são avaliadas as normativas do Institute of Electrical and Electronic Engenieers (IEEE) e da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) no que se refere ao fornecimento de potência reativa por meio de inversores distribuídos.
2.3.1.1 IEEE 1547
Devido ao crescente número geradores distribuídos, o IEEE, por meio da norma 1547 (2018), determinou que os inversores instalados devem participar ativamente da regulação de tensão, o que pode ser obtido por meio de ajustes das potências ativa e reativa fornecidas por estes equipamentos.
Segundo a norma IEEE 1457 (2018), os inversores de GDs devem fornecer capacidade de operar nos seguintes modos, mutuamente exclusivos: fornecimento constante de potência reativa (Q fixo), fator de potência constante (𝑐𝑜𝑠𝜑 fixo), potência reativa versus potência ativa (𝑄(𝑃)) e potência reativa em função da tensão (Q(V)). Além disso, para regiões com elevada penetração de GD, deve ser prevista adicionalmente a opção potência ativa versus tensão (P(V)). Diante dessas possibilidades, o operador do sistema pode escolher qual modo se adequa melhor à topologia do sistema a ser conectado (IEEE, 2018). A seguir, curvas de capabilidade para cada um dos modos de operação são apresentadas.
Caso o modo Q fixo seja determinado (Figura 9 - a), o inversor irá fornecer ou absorver sempre a mesma quantidade de reativo. Considerando então o modo 𝑐𝑜𝑠𝜑 fixo (Figura 9 - b), o inversor será forçado a trabalhar sempre com o mesmo FP. Em ambos os casos, os inversores são forçados a fornecer potência reativa mesmo quando não é necessário (GONZALEZ, 2018).
Figura 9 - Modos de operação dos inversores para a) Q fixo e b) cosφ fixo
Fonte: Reactive power management in photovoltaic installations connected to low-voltage grids to avoid power curtailment (GONZALEZ, 2018).
Já a estratégia do 𝑄(𝑃) permite que os inversores compensem o consumo de reativo conforme a produção de energia ativa do equipamento. Assim, o FP só varia quando a potência nominal atingir certo valor de potência aparente. No caso da Figura 10, isso ocorre quando a potência nominal do inversor atingir 50% da capacidade do inversor (GONZALEZ, 2018).
Figura 10 - Modo de operação Q(P)
Fonte: Reactive power management in photovoltaic installations connected to low-voltage grids to avoid power curtailment (GONZALEZ, 2018).
No método Q(V), como o próprio nome sugere, o inversor FV irá compensar a potência reativa de acordo com a tensão do ponto de conexão. A Figura 11 mostra um exemplo
de aplicação desta curva. Conforme apresentado, à medida que a tensão aumenta acima de certo nível (V3), o inversor irá absorver potência reativa linearmente de Q3 até Q4 até atingir a tensão V4. Após esses registros, no nível de tensão V4 ou superior, a absorção de potência reativa é mantida constante. Caso contrário, ou seja, para registros de tensão menor que V2, o inversor irá injetar potência reativa linearmente de Q2 até Q1 até atingir a tensão V1. Após V1 a injeção de energia será constante.
Figura 11 - Modo de operação Q (V)
Fonte: Std. 1547-2018 - Standard for interconnection and interoperability of distributed energy resources with associated electric power systems interfaces (IEEE, 2018).
Por último, o método P (V) controla a saída de potência ativa (P) de acordo com os ajustes de tensão (V) configurados no inversor, a fim de evitar sobretensões nos barramentos. Através da Figura 12 observa-se que à medida que a tensão aumenta acima de certo nível (V1), a saída de potência ativa é reduzida linearmente de P1 até P2 para tensões entre V1 e V2. Após esses registros, no nível de tensão V2 ou superior, a saída de potência ativa é mantida constante (WANZELER, 2018).
Figura 12 - Modo de operação P(V)
Fonte: Std. 1547-2018 - Standard for interconnection and interoperability of distributed energy resources with associated electric power systems interfaces (IEEE, 2018).
2.3.1.2 ABNT NBR 16149
No Brasil, logo após a publicação da REN Nº 482/2012, foi homologada em 01 de março de 2013, a norma brasileira (NBR) 16149, intitulada “Sistemas fotovoltaicos - características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição”.
Segundo a NBR 16149 (2013), sistemas FVs com potência nominal menor ou igual a 3 kW devem ser instalados com FP unitário, ajustado em fábrica, com tolerância para operar na faixa de 0,98 indutivo até 0,98 capacitivo.
Para sistemas com potência nominal entre 3 kW e 6 kW, os inversores devem apresentar adicionalmente a possibilidade de operar segundo a curva apresentada na Figura 13, com FP ajustável até 0,95 indutivo (ABNT, 2013).
Figura 13 - Curva do FP em função da potência ativa de saída do inversor
Fonte: ABNT NBR 16149/2013.
A curva da Figura 13 estabelece que para valores baixos de geração (entre 0 e o ponto A), o FP dos inversores deve ser mantido unitário, pois considera-se que o risco de sobretensão no ponto de entrega da UC é pequeno e não há necessidade de o inversor absorver reativos. A partir do ponto B, julga-se que o risco de sobretensão passa a ser considerável e por isso o inversor passa a funcionar com FP indutivo até atingir o limite (ponto C). Os valores dos
pontos A e B normalmente correspondem a 20% e 50%, contudo, dependendo das características da rede, podem ser fornecidos parâmetros diferentes (EICHKOFF, 2018).
Já os sistemas FVs com potência maior que 6 kW podem ser ajustados de três maneiras: FP unitário, com tolerância de 0,98 indutivo até 0,98 capacitivo; com FP ajustável de 0,9 indutivo a 0,9 capacitivo, seguindo a curva da Figura 8; ou com controle de potência reativa conforme apresentado na Figura 14 (ABNT, 2013).
Figura 14 - Limites de potência reativa para sistemas com potência superior a 6 kW
Fonte: NBR 16149: Sistemas fotovoltaicos - características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição (ABNT, 2013).
Como apresentado na Figura 14, o inversor pode operar com fator de potência indutivo ou capacitivo e a injeção, ou absorção, de potência reativa começa quando a potência ativa do inversor atinge 20% da sua potência nominal. Além disso, o valor dos pontos 𝑄𝑚á𝑥e 𝑄𝑚í𝑛 da Figura 9, deverá ser igual a 43,58% da potência nominal do inversor, ou seja, valor correspondente a um FP igual a 0,9. Essa formulação é apresentada Equação 2 (ALVES, 2017).
𝑄𝑚á𝑥 = 𝑠𝑒𝑛(𝑐𝑜𝑠−1(0,9)) = 43,58% (2)
2.3.2 Dimensionamento de bancos de capacitores
A utilização de bancos de capacitores para correção de baixo FP é tradicionalmente empregada em UCs. Essa medida poderá ser utilizada em conjunto com os geradores FVs para
garantir uma melhor regulação da tensão nos barramentos e uma redução da potência reativa que circula nas linhas de transmissão e distribuição.
A seguir são apresentadas três metodologias para a determinação da potência reativa dos capacitores: o método analítico, tabular e gráfico.
a) Método analítico
O método analítico é utilizado quando se deseja elevar o FP de uma instalação para um determinado valor de 𝑐𝑜𝑠𝜑. Assim, utiliza-se a substituição direta dos valores medidos, nas variáveis na Equação 3 (FILHO, 2017).
𝑄𝑐𝑎𝑝 = 𝑃 × [𝑡𝑔(𝑎𝑟𝑐𝑐𝑜𝑠𝜑1) − 𝑡𝑔(𝑎𝑟𝑐𝑐𝑜𝑠𝜑2)] (3)
Em que:
𝑄𝑐𝑎𝑝: é a potência reativa dos capacitores [kVAr]; P: é a potência ativa [kW];
𝜑1: é o ângulo de fase original; 𝜑2: é o ângulo de fase desejado.
b) Método tabular
O método tabular é o mais simples. Ele consiste na utilização da Figura 15, que determina os multiplicadores a serem utilizados de acordo com o FP original e o desejado. Em seguida, os valores escolhidos devem ser aplicados diretamente na Equação 4 (CREDER, 2016).
𝑄𝑐𝑎𝑝 = 𝑃 × 𝛥𝑡𝑔 (4) Em que:
𝑄𝑐𝑎𝑝: é a potência reativa dos capacitores [kVAr]; 𝑃: é a potência ativa [ kW];
Figura 15 - Multiplicadores para o dimensionamento de bancos de capacitores
c) Método gráfico
O método gráfico corresponde à superposição dos triângulos de potência do cenário atual e do estado desejado, conforme apresentado na Figura 16. Sabendo o valor do ângulo correspondente ao FP original (𝜑1) e o ângulo desejado (𝜑2), é só desenhar vetorialmente a componente de demanda ativa (𝑃) para obter a demanda reativa original (𝑄1) e a desejada (𝑄2). Dessa forma, a diferença entre as demandas reativas irá corresponder à potência dos capacitores (𝑄𝑐𝑎𝑝) (FILHO, 2017).
Figura 16 - Superposição dos triângulos de potência original e desejado
Fonte: O autor.
2.3.1 Tipos de acionamento de bancos de capacitores
De uma forma geral, o acionamento de capacitores dá-se de forma fixa, semi-automática ou semi-automática, conforme será apresentado a seguir.
a) Bancos de capacitores fixos
Os bancos de capacitores fixos são utilizados quando a curva de carga da instalação é constante durante o dia e não apresenta sazonalidade durante os meses, uma vez que, como o próprio nome sugere, a injeção de energia reativa independe da operação da carga (FILHO, 2017).
A principal vantagem desse tipo de sistema é o baixo custo de aquisição. Mas, como não se pode controlar sua operação, pode haver períodos de injeção capacitiva superior à necessidade da carga. Nesses momentos, o sistema ficará sujeito a sobretensões indesejadas (STAROSTA, 2018).
b) Banco de capacitores semiautomáticos
Nessa configuração, os capacitores são conectados diretamente junto à carga ou associados a dispositivos de manobra. Dessa forma, o fornecimento de energia reativa ocorre somente quando o equipamento ao qual o capacitor está conectado entrar em operação (STAROSTA, 2018).
c) Banco automático
Nesse método algumas técnicas de automação são necessárias, de modo a fazer com que os capacitores sejam acionados de acordo com a necessidade da carga (FILHO, 2017).
Para isso é preciso instalar transformadores de corrente (TC) junto aos quadros de distribuição (QD) das UCs, para medir e transmitir as leituras para controladores eletrônicos. Esses controladores coordenam o acionamento de células ou grupos de células capacitivas de acordo com a necessidade dos equipamentos (STAROSTA, 2018).
Essa forma de operação é recomendada para instalações cuja curva de carga é variável ou que necessitam manter o FP em um intervalo estreito de variação (FILHO, 2017).
2.3.2 Localização dos bancos de capacitores
Em relação à localização, os capacitores podem ser instalados nas alternativas de ‘a’ a ‘e’ apresentadas na Figura 17, que correspondem, respectivamente, ao lado de alta tensão dos transformadores (A), nos barramentos secundários dos transformadores (B), nos barramentos secundários onde exista um agrupamento de cargas indutivas (C), junto a grandes cargas (D) e nos barramentos secundários onde exista um agrupamento de cargas (E) (CREDER, 2016).
Figura 17 - Possibilidades de localização de capacitores
Fonte: Instalações elétricas (CREDER, 2016).
Caso as UCs apresentem FP abaixo de 0,92 indutivo ou capacitivo, poderão ser aplicadas multas sobre o consumo e a demanda de energia reativa excedente, as quais serão adicionadas ao faturamento regular de UCs.
2.4 Faturamento de UCs
Visto que a atratividade financeira de usinas FVs é decorrente da economia obtida com a redução da energia consumida da rede, torna-se fundamental conhecer as regras vigentes para o faturamento de consumidores atendidos pelo sistema de distribuição.
Nesse contexto, é apresentada a metodologia utilizada pelas concessionárias para a elaboração da fatura de energia elétrica, dando destaque às cobranças aplicáveis ao consumo e a demanda de excedentes reativos.
Para isso, são explanadas as definições das REN Nº 482/2012 e REN Nº 687/2015, as quais estabelecem as regras sob o sistema de compensação de energia elétrica. Além disso, são apresentadas as disposições da REN Nº 414/2010, que regulamenta o faturamento a ser aplicado sobre a energia ativa e reativa.
2.4.1 Definições e conceitos
Para a compreensão das regras aplicáveis ao faturamento de UCs é necessário conhecer os seguintes conceitos:
a) Consumo
Corresponde à quantidade de potência elétrica consumida, normalmente, em um intervalo de uma hora. A unidade de medida desta grandeza é o quilowatt-hora (kWh) ou megawatt-hora (MWh). No caso de um equipamento elétrico, esse valor equivale à multiplicação da potência do equipamento pelo tempo de utilização (PROCEL, 2011).
b) Demanda
Conforme a definição da ANNEL (2010), a demanda é a média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico, durante o intervalo de tempo especificado de 15 minutos.
c) Posto tarifário
O posto tarifário ponta deve ter a duração de 3 horas diárias consecutivas, definidas pela distribuidora, com exceção feita aos sábados, domingos e alguns feriados nacionais (ANEEL, 2010). Esse horário é caracterizado por tarifas de energia mais elevadas (PROCEL, 2011).
O período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta é conhecido como horário fora de ponta (ANEEL, 2010).
d) Classificação dos consumidores
De acordo com a definição dada pela ANEEL, o grupo B é composto de UCs com fornecimento em tensão inferior a 2,3 quilovolts (kV), caracterizado pela tarifa monômia, ou seja, realizado considerando-se apenas o consumo de energia elétrica ativa. Esse grupo é subdividido em (ANEEL, 2010):
Subgrupo B1 – residencial; Subgrupo B2 – rural;
Subgrupo B3 – demais classes; Subgrupo B4 – Iluminação Pública.
Já o grupo A é composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária, caracterizado pela tarifa binômia: consumo e demanda. Esse grupo é subdividido em (ANEEL, 2010):
Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV; Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;
Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV;
Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV; Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV;
Subgrupo AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de distribuição.
e) Modalidade tarifária
Define-se modalidade tarifária como sendo o conjunto de tarifas aplicáveis aos componentes de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativa. De acordo com a legislação vigente, as modalidades tarifárias se dividem em:
Modalidade tarifária convencional monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, cujas tarifas aplicadas ao consumo de energia elétrica independem das horas de utilização do dia (ANEEL, 2012);
Modalidade tarifária branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, exceto para o subgrupo B4, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;
Modalidade tarifária convencional binômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo A caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, cujas tarifas aplicadas independem das horas de utilização do dia;
Modalidade tarifária verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, cujas tarifas aplicadas ao consumo de energia elétrica dependem das horas de utilização do dia. Quanto à demanda, é aplicada uma única tarifa;
Modalidade tarifária azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, cujas tarifas aplicadas ao consumo e à demanda de energia elétrica dependem das horas de utilização do dia (ANEEL, 2010).
2.4.2 Faturamento de unidades prossumidoras
O faturamento das UCs que aderirem ao sistema de compensação de energia deve seguir as regras estabelecidas no artigo 7º da REN Nº 482/2012, considerando as alterações incluídas pela REN Nº 687/2015.
Conforme as normativas, a compensação corresponde ao desconto monetário aplicado sobre a energia injetada na rede. Além disso, é importante observar que para clientes com horossazonalidade, a compensação deve ser feita primeiramente no mesmo posto horário em que ocorreu a geração. Caso após a compensação ainda haja saldo, deverá ser aplicado um fator de conversão entre as tarifas e o saldo de energia injetada poderá ser utilizado para compensar o consumo em outro posto horário (ANEEL, 2016).
Além disso, a REN Nº 687/2015 estabelece que aos consumidores do grupo B e aos que optarem por esse tipo de faturamento devem ser cobrados no mínimo o custo de disponibilidade. Esse valor equivale à 30 kWh, 50 kWh e 100 kWh para UCs monofásicas, bifásicas e trifásicas respectivamente. Essa cobrança deverá ser aplicada sempre que o consumo medido for inferior aos valores citados anteriormente. Aos consumidores do grupo A, devem ser cobrados no mínimo o valor da demanda contratada (ANEEL, 2010).
Se ao final do período de faturamento ainda existir saldo de energia, este é transformado em créditos para compensar o consumo em outras UCs no mesmo mês de faturamento ou pode ser utilizado nos meses seguintes. Atualmente, esse saldo tem validade de 60 meses (ANEEL, 2016).
Desse modo, o valor a ser faturado corresponde a diferença positiva entre a energia consumida e a injetada, adicionados o crédito de energia acumulada em ciclos de faturamentos anteriores, sobre os quais devem incidir todos os componentes da tarifa (ANEEL, 2010).
Por fim, é importante observar que para autoconsumo remoto e geração compartilhada, a definição de excedente é a mesma: diferença positiva entre a energia injetada e a consumida. Mas, para empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, o excedente equivale ao total de energia injetada, ou seja, toda a energia produzida será dividida entre as UCs previamente cadastradas, de acordo com o percentual de rateio cadastrado nas concessionárias (ANEEL, 2016).
Quanto ao faturamento do consumo reativo, as REN Nº482/2012 e 687/2015 não estabelecem novas condições, apenas afirmam que devem ser seguidos as definições aplicadas aos demais consumidores cativos que pertencem ao mesmo subgrupo.
2.4.3 Do faturamento do excedente reativo
Conforme as definições estabelecidas pela REN Nº 414/2010 – condições gerais de fornecimento de energia elétrica, o FP de UCs pertencentes ao grupo A deve ser medido permanentemente. Em caso de leitura fora do limite de 0,92 indutivo e capacitivo, a UC é passível de cobrança devido ao consumo e à demanda de reativos, seguindo os critérios dos artigos 96 e 97 desta resolução normativa. Aos consumidores do grupo B, não podem ser efetuadas cobranças referentes a esse tipo de energia (ANEEL, 2010).
Além disso, no caso das UCs pertencentes ao grupo A, cuja soma das potências nominais dos transformadores seja igual ou inferior a 112,5 quilovolt-ampere (kVA) e que optarem pela tarifa monômia, além do faturamento sobre o consumo ativo, deverá ser aplicado, quando cabível, o faturamento sobre a energia elétrica reativa excedente (ANEEL, 2010).
A REN Nº414/2010 também estabelece que a medição deve ser horária, durante as 24 horas de um dia, ficando a critério da concessionária a medição da energia reativa capacitiva. Nesse caso, a medição deve ser feita em um período de 6 horas consecutivas compreendidas entre 23h30min e as 06h30min e a medição da energia reativa indutiva é realizada nas 18 horas complementares (CREDER, 2016).
Caso não seja possível instalar um equipamento de medição capaz de realizar a avaliação horária, o faturamento do consumo e da demanda reativas excedentes pode ser feito através da avaliação mensal.
a) Avaliação horária
O valor correspondente à energia reativa excedente, para avaliação horária, pode ser calculada com a Equação 5.
𝐸𝑅𝐸(𝑝) = ∑ [𝐸𝐸𝐴𝑀𝑇 × ( 0,92 𝐹𝑃𝑇− 1)] 𝑛 𝑇=1 × 𝑉𝑅𝐸𝑅𝐸 (5) Em que:
𝐸𝑅𝐸 = valor correspondente à energia elétrica reativa excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência de 0,92, no período de faturamento, em reais [R$];
𝐸𝐸𝐴𝑀𝑇 = montante de energia elétrica ativa medida em cada intervalo “T” de 1h,
durante o período de faturamento, em megawatt-hora [MWh];
𝐹𝑃𝑇 = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “T”
de 1h, durante o período de faturamento;
𝑉𝑅𝐸𝑅𝐸 = valor de referência equivalente à tarifa de energia (TE) da bandeira verde,
em Reais por megawatt-hora [R$/MWh];
T = indica intervalo de 1 (uma) hora, no período de faturamento;
𝑛 = número de intervalos de integração “T”, por posto tarifário “p”, no período de
O valor correspondente à demanda reativa excedente, para avaliação horária, pode ser calculada com a Equação 6.
𝐷𝑅𝐸(𝑝) = [𝑀𝐴𝑋𝑇=1𝑛 (𝑃𝐴𝑀𝑇 × 0,92
𝐹𝑃𝑇) − 𝑃𝐴𝐹(𝑝)] × 𝑉𝑅𝐷𝑅𝐸 (6)
Em que:
𝐷𝑅𝐸(𝑝) = valor, por posto tarifário “p”, correspondente à demanda de potência reativa
excedente à quantidade permitida pelo fator de potência de referência de 0,92, no período de faturamento [R$];
𝑝 = indica o posto tarifário ponta ou fora de ponta para as modalidades tarifárias horárias ou período de faturamento para a modalidade tarifária convencional binômia;
𝑀𝐴𝑋𝑇=1𝑛 = função que identifica o valor máximo da equação, dentro dos parênteses
correspondentes, em cada posto tarifário “p”;
T = indica intervalo de 1h, no período de faturamento;
𝑛 = número de intervalos de integração “T”, por posto tarifário “p”, no período de
faturamento, em quilowatt [kW];
𝑃𝐴𝑀𝑇 = demanda de potência ativa medida no intervalo de integralização de 1 (uma)
hora “T”, durante o período de faturamento, em quilowatt [kW];
𝐹𝑃𝑇 = fator de potência da unidade consumidora, calculado em cada intervalo “T”
de 1h, durante o período de faturamento;
𝑃𝐴𝐹(𝑝) = demanda de potência ativa faturável, em cada posto tarifário “p” no período
de faturamento, em quilowatt [kW];
𝑉𝑅𝐷𝑅𝐸 = valor de referência equivalente às tarifas de demanda de potência - para o
posto tarifário fora de ponta, em reais por quilowatt [R$/kW];
No caso de consumidores com tarifa horossazonal, verde e azul, as cobranças deverão ser feitas de acordo com os respectivos postos horários (ponta e fora ponta), por isso, deverá ser adotada a avaliação horária. Para as UC pertencentes ao grupo tarifário convencional, a avaliação deverá ser mensal (FILHO, 2017).
2.5 Viabilidade financeira
O objetivo deste item é apresentar quatro conceitos matemáticos que serão utilizados para a análise da viabilidade financeira de usinas FVs, sendo eles: o payback efetivo, o payback descontado, o valor presente líquido (VPL) e a taxa interna de retorno (TIR).
Além disso, será apresentado um panorama geral das variáveis envolvidas no cálculo da atratividade econômica de projetos FVs no Brasil.
2.5.1 Indicadores para análise de investimentos
Na análise de atratividade econômica de um projeto, é necessário mensurar os recursos necessários para implantá-los, bem como o retorno financeiro (lucro) esperado. Por isso, são utilizados indicadores capazes de auxiliar investidores a adquirirem, ou não, determinado projeto (CAMARGOS, 2013).
O primeiro indicador apresentado é o payback, o qual corresponde ao tempo necessário para o retorno de determinado investimento. Nessa avaliação, é elaborado um fluxo de caixa, em que são computadas as entradas e as saídas referentes à aquisição do projeto. Conforme essa metodologia, a recuperação do capital acontece quando a soma dos fluxos de caixa é igual a zero (MOREIRA, 2018). Além disso, quanto menor o payback, maior a liquidez do investimento e menor é o seu risco (CAMLOFFSKI, 2014).
Para o cálculo do payback são abordadas duas metodologias: o payback simples e o payback descontado. No primeiro caso, não é levado em consideração o valor do dinheiro no tempo e o resultado é obtido da soma das entradas de caixa, até que se igualem às saídas de caixa. Matematicamente, o payback simples pode ser calculado utilizando a Equação 7.
𝑃𝑆 = (∑𝑛𝑡=1𝐸𝐶𝑡 = 𝑆𝐶𝑡) (7)
Em que:
PS: é o payback simples; t: período;
EC: entradas de caixa [R$]; SC: saídas de caixa [R$].
De forma mais rebuscada, o payback descontado (PD), considera o valor do dinheiro no tempo, ou seja, corresponde à soma das entradas e saídas de caixa descontadas, em função do tempo gasto. Essa variável pode ser calculada com a Equação 8.
𝑃𝐷 = (∑𝑛𝑡=1𝐸𝐶𝑡 (1+𝑖)𝑡 = ∑𝑛𝑡=1𝑆𝐶𝑡 (1+𝑖)𝑡 ) (8) Em que: PD: é o payback descontado; t: período;
EC: entradas de caixa [R$]; SC: saídas de caixa [R$]; i: taxa de juros
Outro método quantitativo utilizado para análise de investimentos é o do VPL, calculado através da Equação 9. Esse valor é obtido pela diferença entre o valor presente das EC, no tempo zero do investimento, e o valor presente da SC, investimento. Para descapitalizar os fluxos de caixa, é utilizada a taxa mínima de atratividade (TMA), que representa o mínimo que o investidor espera lucrar com o projeto (CAMLOFFSKI, 2014). Segundo Camargos (2013), normalmente se utiliza a TMA de 10%.
𝑉𝑃𝐿 = −𝐼. 𝐼. − ∑ 𝐸𝐶𝑡 (1+𝑖)𝑡+ 𝑛 𝑡=1 ∑ 𝑆𝐶𝑡 (1+𝑖)𝑡 𝑛 𝑡=1 (9) Em que:
𝑉𝑃𝐿: é o valor presente líquido;
𝐼. 𝐼.: é o investimento inicial, realizado no momento zero; 𝑛: número de anos do projeto;
𝑖: TMA esperada pelo investidor; 𝐸𝐶𝑡: entrada de caixa de cada período t; 𝑆𝐶𝑡: saída de caixa de cada período t.
Caso o VPL seja menor que zero, o projeto não deve ser aceito, pois não é capaz de cobrir o investimento inicial. De modo análogo, se o VPL for maior que zero, significa que sua lucratividade é capaz de superar as SCs.
Por fim, TIR corresponde à rentabilidade que o projeto representa no período de referência (anual ou mensal). Com esse indicador é possível mensurar os riscos de projeto, por meio da comparação entre a TIR e a TMA. Quanto mais próximas, maior o risco do investimento (CAMLOFFSKI, 2014). Para calculá-la, deve ser utilizada a Equação 10.
0 = −𝐼. 𝐼. − ∑ 𝐸𝐶𝑡
(1+𝑖)𝑡
𝑛
𝑡=1 (10)
Em que:
𝐼. 𝐼.: é o investimento inicial, realizado no momento zero; 𝑛: número de anos do projeto;
𝑖: TMA esperada pelo investidor; 𝐸𝐶𝑡: entrada de caixa de cada período t.
2.5.2 Viabilidade de usinas FVs no Brasil
No caso de usinas FVs, os indicadores de viabilidade financeira dependem dos custos de aquisição dos equipamentos, que configura o investimento inicial, e do custo da energia fornecida pelas concessionárias locais, que quando aplicadas à energia produzida, representa as entradas de caixa do projeto (DANTAS, 2018).
Quanto aos custos de aquisição das usinas, estão relacionados o preço dos módulos FVs, inversores, condutores, dispositivos de proteção, etc. Além de equipamentos elétricos, estão os custos de instalação e de manutenção dos sistemas (DANTAS, 2018). Assim, uma vez que o custo da energia gerada é dado em reais por quilowatt-hora (R$/kWh), é necessário relacionar o investimento com a produtividade do sistema.
Nesse aspecto, a capacidade de geração dos painéis, ou seja, a energia produzida, dependente da irradiação incidente na região, da eficiência dos equipamentos e da área dos módulos (NAKABAYASHI, 2015).
3 METODOLOGIA DO ESTUDO DE CASO
3.1 Apresentação dos clientes
O presente estudo de caso busca avaliar a influência da geração FV na redução do FP de unidades prossumidoras. Nesse, são analisadas as curvas de consumo e de demanda de três clientes com GD e, em caso de cobrança de excedente reativo, é avaliada também a influência deste faturamento sobre a viabilidade financeira de usinas instaladas em uma Granja, uma concessionária de veículos e um supermercado.
Além disso, são discutidas possíveis soluções para mitigar esta cobrança e aumentar a economia com a conta de energia desses prossumidores. Para melhor compreensão, as UCs apresentadas a seguir serão identificadas de acordo com a atividade desenvolvida.
3.1.1 Granja
De acordo com os dados da fatura de energia, a UC pertence à classe rural – agroindustrial, subgrupo A4, modalidade tarifária verde e possui uma demanda contratada de 150 kW. A usina FV de 135 kW foi ligada em 13/07/2018 e é formada por 464 módulos de 325 Wp e 5 inversores de 27 kW, agrupados em arranjos conforme apresentado na Tabela 1.
Tabela 1 - Arranjo da usina FV - Granja Quantidade de módulos Fabricante módulos Modelo dos módulos Fabricante inversores Modelo dos inversores
95 Canadian CS6X 325P Fronius ECO 27.0-3-S
95 Canadian CS6X 325P Fronius ECO 27.0-3-S
95 Canadian CS6X 325P Fronius ECO 27.0-3-S
95 Canadian CS6X 325P Fronius ECO 27.0-3-S
84 Canadian CS6X 325P Fronius ECO 27.0-3-S
Fonte: O autor.
3.1.2 Concessionária de veículos
O segundo cliente pertence à classe comércio, outros serviços e atividades, subgrupo A4, modalidade tarifária verde e possui uma demanda contratada de 68 kW. A usina
FV ligada em 08/03/2019 é composta de 216 módulos de 330 Wp e 2 inversores, um de 40kW e outro de 22 kW. Os arranjos desta usina estão apresentados na Tabela 2.
Tabela 2 - Arranjo da usina FV - Concessionária de veículos/ supermercado Quantidade de módulos Fabricante módulos Modelo dos módulos Fabricante inversores Modelo dos inversores 140 GCL P6/72 330 Huawei SUN2000-36KTL 76 GCL P6/72 330 Huawei SUN2000-20KTL Fonte: O autor. 3.1.3 Supermercado
O terceiro cliente também pertence à classe comércio, outros serviços e atividades, subgrupo A4, modalidade tarifária verde e possui uma usina FV com as mesmas características da anterior, como apresentado na Tabela 2, com potência instalada de 62 kW. Além disso, essa UC possui uma demanda contratada de 96 kW.
3.2 Viabilidade financeira prevista
Tendo em vista que os inversores on grid costumam operar com FP unitário, para o cálculo da viabilidade financeira prevista, considerou-se apenas a economia esperada com o consumo ativo da UC, ou seja, apenas a expectativa de geração a ser obtida com o sistema FV.
3.2.1 Granja
Considerando a fatura do mês de junho/2018 como referência, antes da GD o cliente
possuía um consumo mensal fora ponta de 38.704 kWh, faturado sob uma tarifa de R$ 0,319780/kWh. Esse valor representava um gasto anual com consumo ativo fora ponta de
aproximadamente R$ 148.521,18. Por isso, para obter uma redução no faturamento desta energia, o cliente fez um investimento de R$ 779.729,83 para a instalação de uma usina FV.
Utilizando os dados de irradiação solar da região e as características técnicas dos módulos FVs, estima-se que o sistema produzirá cerca de 264.746,16 kWh no primeiro ano. Multiplicando-se então os dados de produtividade pela tarifa de energia, tem-se que com a instalação da geração FV será esperado anualmente uma economia de em média R$ 84.660,53
com o consumo ativo da UC. Esse valor equivale à diferença entre o faturamento com e sem sistema FV ao logo dos 12 primeiros meses, conforme apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 - Faturamento do consumo ativo fora ponta - Granja
Fonte: O autor.
De acordo o fabricante dos módulos FVs, esses equipamentos possuem vida média útil de 25 anos, sendo estimadas perdas de eficiência de 2,5 % no primeiro ano e 0,7 % nos demais 24 anos. Além disso, para a análise de viabilidade do projeto, é considerado que as tarifas de energia sofrem reajuste de 8,1 % a.a (EPE, 2017).
Considerando essas variáveis para o cálculo do payback simples, avalia-se que o cliente pode recuperar o investimento inicial após 7 anos, 4 meses e 16 dias, como apresentado no Gráfico 2. Além disso, utilizando as técnicas de análise de investimento fundamentadas no capítulo 2, obtém-se que o projeto representa um VPL de R$652.468,56 e uma TIR de 17 %. Sendo o VPL maior que zero e a TIR maior que 10%, segundo esses indicadores, o projeto mostra-se viável.
Já pelo método do payback descontado, o qual leva em consideração também a taxa de 10% a.a. correspondente à depreciação do dinheiro ao longo do tempo, o retorno do investimento ocorrerá após 11 anos, 8 meses e 12 dias, como exibido no Gráfico 3.
R$2.000,00 R$4.000,00 R$6.000,00 R$8.000,00 R$10.000,00 R$12.000,00 R$14.000,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
R eais ( R $) Mês
