UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA CAMPUS TRINDADE
Gustavo Andregtoni Puel
ANÁLISE DO IMPACTO FINANCEIRO NAS
CONCESSIONÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA DEVIDO À POPULARIZAÇÃO DA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
FOTOVOLTAICA
FLORIANÓPOLIS 2019
Gustavo Andregtoni Puel
ANÁLISE DO IMPACTO FINANCEIRO NAS
CONCESSIONÁRIAS DE ENERGIA ELÉTRICA DEVIDO À POPULARIZAÇÃO DA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
FOTOVOLTAICA
Trabalho de Conclusão de Curso submetido ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Renato Lucas Pacheco, Dr.
Florianópolis 2019
Ficha de identificação da obra elaborada pelo autor, através do Programa de Geração Automática da Biblioteca Universitária da UFSC.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente à minha mãe, por ser o alicerce de tudo que conquistei até hoje, sempre me apoiando e incentivando a buscar mais e crescer como pessoa, ajudando em tudo que precisei na vida e colocando a família sempre em primeiro lugar.
Ao meu pai, que é um engenheiro formado pela vida, meus agradecimentos pelos ensinamentos e suporte por todo esse caminho percorrido até aqui.
Agradeço à minha namorada, Letícia, pelo incentivo em sempre buscar o melhor de mim como estudante e profissional e por sempre estar ao meu lado em todos os momentos.
Aos meus amigos, o meu mais sincero obrigado por compartilhar comigo essa etapa da vida tão importante ao nosso futuro e por deixar essa jornada difícil e longa muito mais agradável.
O sucesso é ir de fracasso em fracasso sem perder o entusiasmo.
RESUMO
Este trabalho apresenta uma análise da relação consumidor gerador – concessionária de energia elétrica com um enfoque no impacto financeiro sofrido pelas concessionárias de energia elétrica devido à diminuição no faturamento ocasionado pela popularização da micro geração distribuída. É feita uma apresentação do funcionamento da micro geração distribuída fotovoltaica, seus aspectos positivos e seus impactos na estrutura da rede. Apresenta-se um resumo das resoluções normativas 482/2012 e 687/2015 e seus impactos causados na popularização da micro geração distribuída. É feita a análise de uma fatura de energia antes e depois a instalação de um sistema fotovoltaico em Santa Catarina. Apresentam-se valores em Reais que a concessionária perdeu até esta data de faturamento e, baseando-se em expectativas feitas pela própria ANEEL, é feita uma previsão de perda de faturamento para as concessionárias brasileiras, dando um enfoque especial à CELESC. Por fim, propõem-se possíveis soluções que possam satisfazer ambos os lados aqui estudados.
Palavras-chave: Micro Geração Distribuída; Fotovoltaico; Impacto Financeiro; Concessionárias de Energia Elétrica.
ABSTRACT
This work presents an analysis of the relationship consumer generator - electric distribution utility with a focus on the financial impact suffered by the electric distribution utility due to the decreased revenues caused by the popularization of the distributed micro generation. A presentation is made of the operation of the distributed micro-generation photovoltaic system, its positive aspects and its impacts on the network structure. It presents a summary of the normative resolutions 482/2012 and 687/2015 and its impacts caused by the popularization of distributed micro generation. An analysis is presented of an energy bill before and after the installation of a photovoltaic system in Santa Catarina. It presents values in Reais that the utility has lost up until now and, based on expectations made by ANEEL itself, a forecast is made of loss of income for the Brazilian distribution utility, giving a special focus to CELESC. Finally, possible solutions are proposed that can satisfy both sides here studied.
Keywords: Distributed Micro Generation; Photovoltaic; Financial Impact; Electricity Power Concessionaires.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Projeção atualizada ANEEL (ANEEL 2017) ... 22
Figura 2 - Comparação entre fontes de energia (AMARAL 2016) ... 25
Figura 3 - Áreas necessárias para geração solar (AMARAL 2016) ... 26
Figura 4 - Capacidade PV (2006 - 2018) (WIKIPEDIA 2018) ... 27
Figura 5 - Potencia FV acumulada por região (WIKIPEDIA 2018) ... 28
Figura 6 - Irradiação Solar Mundial (SOLARGIS 2018) ... 29
Figura 7 - Crescimento da Potência Fotovoltaica no Brasil (ABSOLAR 2017) ... 29
Figura 8 - Usina 196MWp no Chile (JOSE 2014) ... 30
Figura 9 - Sistema Fotovoltaico (BLUESOL, 2016) ... 32
Figura 10 - Célula Fotovoltaica (CRESESB 2016) ... 33
Figura 11 - Geração maior que o consumo imediato (DIOGO 2017) ... 38
Figura 12 - Geração menor que o consumo imediato (DIOGO 2017) .. 39
Figura 13 - Geração inexistente (DIOGO 2017) ... 40
Figura 14 - Gráfico hipotético de consumo residencial (RAUSCHMAYER 2014) ... 41
Figura 15 - Atualização REN 482 (ANEEL 2015) ... 45
Figura 16 - Dados de geração mensal ... 49
Figura 17 - Conta de energia pré-sistema fotovoltaico ... 49
Figura 18 - Conta de energia pré-sistema fotovoltaico ... 50
Figura 19 - Aplicativo "Geração Distribuída" (ANEEL 2017) ... 53
Figura 20 - Microgerações em SC (ANEEL 2017) ... 54
Figura 21 - Dados CRESESB (Florianópolis) ... 55
Figura 22 - Dados CRESESB (Dionísio Ciqueira) ... 55
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Tipos de GDs, suas quantidades e suas potências ... 31
Tabela 2 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2016 ... 56
Tabela 3 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2017 ... 57
Tabela 4 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2018 ... 58
Tabela 5 – Projeção na quantidade de microgerações para SC conectadas a CELESC ... 60
Tabela 6 – Projeção na potência e geração fotovoltaica em 2022 ... 61
Tabela 7 – Projeção na potência e geração fotovoltaica em 2023 ... 62
Tabela 8 – Projeção na potência e geração fotovoltaica em 2023 ... 63
Tabela 9 – Comparação do impacto com o faturamento CELESC ... 64
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais
CRESESB – Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de S. Brito
GD – Gerador Distribuído
ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviço LER – Leilão de Energia de Reserva
MG – Minas Gerais
QDG – Quadro de Distribuição Geral REN – Resolução Normativa
SC – Santa Catarina TE – Tarifa de Energia UC – Unidade Consumidora
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 23
1.1 Relevância e atualidade do Tema ... 23
1.2 Problemática ... 23 1.3 Objetivos ... 25 1.3.1 Objetivo geral ... 25 1.3.2 Objetivos específicos ... 25 1.4 Organização ... 25 2 ENERGIA SOLAR ... 27 2.1 Contexto Mundial ... 29 2.2 Panorama brasileiro... 31 3 MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA ... 35
3.1 Microgeração Distribuída Fotovoltaica ... 36
3.1.1 Efeito Fotovoltaico ... 37
3.1.2 Equipamentos necessários para o sistema fotovoltaico ... 38
3.1.3 Funcionamento do sistema fotovoltaico ... 40
3.1.4 Ponto crítico da relação consumidor gerador – concessionária ...45
4 NORMAS RESOLUTIVAS ANEEL ... 47
4.1 Resolução Normativa 482/2012 ... 47
4.2 Resolução Normativa 687/2015 ... 49
4.3 Cobrança de ICMS ... 51
5 IMPACTO FINANCEIRO ... 53
5.1 Sistema real médio ... 53
5.2 Baixa no Faturamento ... 58
5.2.1 Cálculo do faturamento perdido pela CELESC... 59
5.3 Projeção de baixa no faturamento ... 64
5.3.1 Cálculo da projeção de perda de faturamento pela CELESC 65 5.4 Comparação do valor impactado com o faturamento da concessionária ... 69
6 CONCLUSÃO ... 73 REFERÊNCIAS ... 75
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1 INTRODUÇÃO
1.1 Relevância e atualidade do tema
O consumo de energia elétrica é um conhecido indicativo de crescimento e de desenvolvimento de uma sociedade. Isso pode ser facilmente identificado a partir do aumento do consumo elétrico em alguns setores da sociedade, como o industrial, o comercial e o de serviços à medida que o desenvolvimento econômico se fortalece.
A geração de energia com grande quantidade e qualidade tem se mostrado um tópico muito discutido e pesquisado nos últimos anos em todo o mundo, sempre em busca de um meio que agrida o mínimo possível o meio ambiente, mas que ainda, tenha a capacidade de sustentar a geração de energia elétrica em grande volume e constância.
Após grande avanço na tecnologia fotovoltaica e uma resolução de extrema importância para a sociedade brasileira, a Resolução Normativa ANEEL Nº 482/2012, foram abertas as portas para um mercado completamente novo no cenário elétrico brasileiro, a microgeração solar fotovoltaica.
Enquanto o mercado se adequa a essa nova oportunidade por meio da explosão no número de empresas especializadas em integração solar fotovoltaica, criação de empregos, geração de receita por meio de impostos e uma energia limpa, pouco se ouve falar do impacto que essa geração distribuída está causando nas contas das concessionárias de energia elétrica, que têm seu faturamento reduzido drasticamente em cada unidade consumidora (UC) que instala um sistema de microgeração solar fotovoltaica.
Ainda mais, o sistema de distribuição de energia elétrica brasileiro não foi inicialmente projetado prevendo uma disseminação radical de microgerações, onde há a injeção de energia em vários pontos da rede de distribuição, principalmente em centros urbanos. Essa novidade gera um aumento na quantidade necessária de atualizações da rede para um funcionamento adequado do sistema, o que acaba gerando maiores custos.
1.2 Problemática
A rede de distribuição das concessionárias de energia é responsável pela distribuição constante e com qualidade da energia elétrica. Essa rede requer cuidados como manutenções, atualizações e expansões. Todos
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esses cuidados são financiados via pagamento da tarifa por kWh consumido.
A entrada da microgeração distribuída faz com que as faturas de energia de diversas UCs sejam praticamente zeradas, trazendo uma redução de faturamento das concessionárias e, consequentemente, redução do valor disponível para investimentos na rede de distribuição e na sua gestão.
Hoje, o impacto causado na concessionária é mínimo, devido ao baixo número de UCs que possuem microgeração. É de conhecimento geral que hoje o Brasil possui cerca de 55.000 sistemas de microgeração distribuída fotovoltaica conectados à rede de distribuição das concessionárias de todo o país, mas a previsão da ANEEL é de que, até 2024, o país tenha cerca de 900.000 sistemas solares fotovoltaicos, conforme mostrado na Figura 1, que apresenta duas projeções, uma de 2015 e outra corrigida em 2017.
Figura 1 - Projeção atualizada ANEEL (ANEEL 2017)
Logo, o pequeno impacto financeiro que as concessionárias estão enfrentando hoje, em alguns anos se escalará para um número maior que não mais poderá ser ignorado. Diante disto, este estudo busca fazer uma análise dessa situação.
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1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo geral
Visto o aumento projetado no número de microgerações distribuídas, este estudo tem como objetivo geral fazer uma análise de toda a relação consumidor gerador – concessionária de energia elétrica, com um enfoque no impacto financeiro causado sobre as concessionárias devido à popularização da microgeração distribuída.
Será feita uma análise do momento atual e também uma projeção de impacto futuro.
Devido à majoritária atuação da concessionária CELESC no território catarinense, o estudo será focado nesta concessionária. No entanto, o estudo pode ser repetido para todas as concessionárias do país, utilizando-se das mesmas fontes de dados.
1.3.2 Objetivos específicos
Levando-se em conta o desenvolvimento do trabalho e o objetivo geral, destacam-se os seguintes objetivos específicos deste estudo:
Pesquisa sobre o funcionamento da microgeração fotovoltaica. Análise das Resoluções Normativas 482/2012 e 687/2015 e suas
consequências na situação fotovoltaica brasileira.
Cálculo do impacto financeiro atual sofrido pela CELESC devido à baixa de faturamento causado pela microgeração fotovoltaica.
Cálculo da projeção de impacto futuro sofrido pela CELESC. Análise dos resultados encontrados.
1.4 Organização
O presente trabalho está organizado da seguinte forma:
Capítulo 1: É feita a introdução a relevância do trabalho e do tema estudado, aprentam-se os objetivos gerais e específicos bem como a organização do trabalho;
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Capítulo 2: Apresenta-se a energia solar e seu potencial, o contexto mundial da energia fotovoltaica e o panorama brasileiro fotovoltaico;
Capítulo 3: Abordam-se as formas de microgeração distribuída, o efeito fotovoltaico e o funcionamento da microgeração distribuída fotovoltaica, é apresentado também o ponto crítico da relação estudada neste trabalho;
Capítulo 4: Neste capítulo são apresentadas as normas resolutivas 482/2012 e 687/2015, seus principais aspectos e consequências;
Capítulo 5: Apresenta-se um estudo de um sistema fotovoltaico real e seu impacto financeiro causado na concessionária ao longo de um ano. Demonstra-se o impacto financeiro sofrido pela concessionária devido a todos os sistemas fotovoltaicos instalados nos anos de 2016 a 2018 e uma projeção de impacto nos anos 2022 a 2024;
Capítulo 6: Conclui-se o trabalho e sugerem-se estudos futuros de temas similares.
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2 ENERGIA SOLAR
Anualmente, a terra recebe 1,5 x 1018 kWh de energia via
incidência solar em toda a sua superfície. Comparando essa energia ao consumo mundial no mesmo período, existe cerca de 10.000 vezes mais potencial solar do que o consumo mundial. Este dado mostra que, além de ser responsável pela manutenção de toda a vida terrestre, a incidência solar também é uma fonte de energia que poderia suprir todas as demandas mundiais por anos a vir (RUTHER, 2004).
Os atrativos relacionados à energia solar são muitos. No entanto, três podem ser destacados:
Capacidade de renovação praticamente infinita;
Não gera impactos ambientais na sua operação, silenciosa e não polui;
Viabilidade de aplicação junto à carga, sem ter a necessidade de transporte da energia por longos caminhos, evitando perdas de transmissão.
Pode-se ainda fazer uma comparação entre o potencial solar e os outros tipos de fonte de energia mais popularmente utilizados, conforme mostra a Figura 2:
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Um dado interessante é a comparação do tamanho necessário de território para atender à demanda mundial de energia, à União Europeia e à Alemanha, conforme mostrado na Figura 3. Respectivamente, 254km² seriam o suficiente para atender a demanda de energia de todo o planeta, 110km² seriam o suficiente para atender a demanda de toda a UE – 25 e para atender a demanda energética da Alemanha, que tem um consumo médio de 500 TWh/ano, um espaço de cerca de 45km² seria o suficiente (MAY, 2005).
Figura 3 - Áreas necessárias para geração solar (AMARAL 2016)
A Figura 3 representa os valores apresentados se colocados no norte da África, um ponto com incidência solar extremamente grande devido à sua localização na linha do equador.
Esse é um mero dado que comprova o potencial solar do planeta Terra. Todavia, é simples apontar as diversas dificuldades de instalar um sistema fotovoltaico de grande potência no norte da África para a geração de energia do planeta, começando pela distribuição da energia gerada para os variados pontos do mundo.
2.1 Contexto Mundial
A energia solar vem crescendo exponencialmente desde 2006, quando foi contabilizada uma potência instalada de 6,6 GWp. Apenas cinco anos depois, em 2009, foi registrada uma potência instalada de 23
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GWP, a partir de 2010, a energia fotovoltaica teve uma expansão ainda maior devido à produção de novas tecnologias que aumentaram o rendimento e a potência máxima dos painéis solares. Em 2012, finalmente a energia solar fotovoltaica alcançou uma potência de 100 GWp. A Figura 4 mostra essa evolução.
Figura 4 - Capacidade Fotovoltaica (FV) (2006 - 2018) (WIKIPEDIA 2018)
A previsão para 2019 é que a energia fotovoltaica alcance uma potência total de 650 GWp, um aumento de 30 % em relação ao ano de 2018, onde foi alcançada uma potência de 500 GWp. A Figura 5 mostra a geração fotovoltaica no mundo.
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Observando-se a Figura 5, fica evidente o protagonismo da região asiática no investimento em energia solar, sendo responsável por 50 % de toda a potência fotovoltaica instalada no mundo. Os líderes hoje são China, com uma potência instalada de 131 GWp, EUA com 51 GWp e Japão com 49 GWp instalados.
Figura 5 - Potência Fotovoltaica (FV) acumulada por região (WIKIPEDIA 2018)
2.2 Panorama brasileiro
O Brasil é um mercado emergente com um dos maiores potenciais fotovoltaicos do mundo. Para comparação, os valores de irradiação solar no território brasileiro variam de 4200 a 6700 kWh/m², um valor superior a maioria dos países da União Europeia. No caso da Alemanha, que tem 42 GWp instalados, sua irradiação solar varia de 900 a 1250 kWh/m², a França, com uma potência instalada de 8 GWp, tem uma irradiação solar
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de 900 a 1650 kWh/m². Pode-se ver, então, que o potencial brasileiro para a energia solar é superior a de diversos grandes países europeus. O local com a menor irradiação solar brasileiro recebe cerca de 40% mais energia solar anualmente do que qualquer lugar na Alemanha (AMARAL, 2016). A irradiação mundial é demonstrada na Figura 6.
Figura 6 - Irradiação Solar Mundial (SOLARGIS 2018)
Mesmo com toda a superioridade na irradiação solar em relação aos países mencionados, pode-se observar que a potência instalada no Brasil continua sendo pequena, atingindo a marca de 1,6 GW instalados até o final de 2018. Ainda assim, cerca de 1,3 GW instalados são gerados em usinas de larga escala. A outra parte, cerca de 0,3 GW tem como fonte a geração distribuída.
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Figura 7 - Crescimento da Potência Fotovoltaica no Brasil (ABSOLAR 2017)
Fica evidente que, apesar de a energia fotovoltaica estar crescendo exponencialmente no Brasil nos últimos anos, a tecnologia demorou a chegar e se concretizar. No final de 2016 o Brasil tinha apenas 237 MWp instalados, um valor muito pequeno se comparado a outros países na mesma época.
Existe um atraso para a consolidação de uma tecnologia nova pelo mercado e pelas corporações, tanto privadas quanto públicas, até ser elaborado um plano concreto de funcionamento, nacionalização das cadeias produtivas de equipamentos necessários e tecnologia produzida e desenvolvida nacionalmente, o que diminui de forma drástica o preço dos sistemas micro e minigeradores.
Ainda assim, cerca de 80% da geração distribuída fotovoltaica brasileira é composta por microgerações, que em sua grande maioria são compostas por sistemas residenciais e comerciais, mostrando que as mega usinas que produzem energia em larga escala ainda são escassas. No panorama regional da américa latina, o Chile lidera o setor fotovoltaico, já possuindo uma planta fotovoltaica com potência de 196 MWp, que gera anualmente 530 GWh de eletricidade.
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Figura 8 - Usina 196MWp no Chile (JOSE 2014)
O cenário brasileiro começou a evoluir em 2014 com o 1º LER – Leilão de Energia de Reserva específico para a energia solar. O leilão contabilizou 10,79 GWp em 400 projetos participantes do leilão e resultou em 1,048 GWp, com 31 projetos vencedores. No entanto, esses projetos só começaram a ficar prontos no meio de 2017. O preço médio dos projetos ficou na faixa dos R$215,12/MWh. Os investimentos nestes projetos previram valores de até 4,1 bilhões de reais (AMARAL, 2016).
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3 MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A geração de energia distribuída é definida como uma fonte de energia elétrica conectada diretamente à rede de distribuição da concessionária ou situada no próprio ponto de consumo. No Brasil, a definição de geração distribuída (GD) é feita a partir do Artigo 14 do Decreto Lei n º 5.163/2004, este sendo atualizado posteriormente pelo decreto 786/2017 (PEREIRA, 2018).
Ainda assim, divide-se a geração distribuída (GD) em dois grandes blocos:
Microgeração: Sistemas de geração de energia elétrica cuja potência é de até 75 kW
Minigeração: Sistemas de geração de energia elétrica cuja potência é maior que 75 kW e menor ou igual a 5 MW
A Tabela 1 apresenta os tipos de geração distribuída, a quantidade de geradores instalados e a potência total instalada para cada tipo.
Tabela 1 – Tipos de GDs, suas quantidades e suas potências
Fonte: Aplicativo tabela dinâmica ANEEL
Com base nos dados da Tabela 1, fica evidente a majoritária força da geração distribuída fotovoltaica, mostrando como essa tecnologia se popularizou nos últimos anos, levando essa a ser a principal fonte de energia via GDs, tendo uma potência instalada 9,5 vezes maior que a do segundo colocado, a geração distribuída CGH.
Ainda assim, fazendo agora uma análise da geração distribuída fotovoltaica, pode-se destacar os seguintes pontos:
Dos 54.959 geradores fotovoltaicos, 54.484 se enquadram na microgeração, ou seja, potência menor que 75 kW;
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A microgeração é responsável por 79,63 % de toda a potência gerada via GDs fotovoltaicas;
As classes residencial e comercial juntas são responsáveis por 83,4 % de toda a potência gerada via microgeradores fotovoltaicos.
Com os dados apresentados, fica incontestável o protagonismo da microgeração fotovoltaica em UCs residenciais e comerciais na fatia total da geração distribuída no Brasil e, devido a esse protagonismo, este trabalho terá como foco o estudo dessa fatia da microgeração e seu impacto relacionado.
3.1 Microgeração Distribuída Fotovoltaica
A geração solar fotovoltaica nada mais é que o uso da energia solar para geração de energia elétrica via efeito fotovoltaico. Esse efeito é explorado pelo meio dos conhecidos painéis fotovoltaicos, que são compostos por diversas células fotovoltaicas, que fazem o papel de conversor, transformando a energia solar para a energia elétrica.
Figura 9 - Sistema Fotovoltaico (BLUESOL, 2016)
A instalação desses painéis é realizada por empresas conhecidas como integradoras solares. Essas empresas se responsabilizam pelo projeto do sistema fotovoltaico, que inclui o dimensionamento de todos
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os componentes de geração e de segurança, contato com a concessionária de energia elétrica referente ao cadastro do sistema, aprovação do mesmo pela concessionária, instalação dos equipamentos na residência do consumidor e posterior ajustes requisitados pela concessionária do sistema de energia após a verificação final.
3.1.1 Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico foi observado pela primeira vez por Edmund Becquerel, em 1839. Em sua experiência, foi verificada a produção de uma corrente elétrica que teve como ponto de partida a exposição de dois eletrodos de prata num eletrólito à luz do sol.
Anos depois, em 1877, W.G Adams e R.E Day foram os criadores da primeira célula solar da história, que foi produzida utilizando a experiência de Becquerel como ideia de partida. No entanto, sua eficiência era quase insignificante na época, o que dificultou a produção em larga escala dessas células. Apenas em 1954, o Bell Laboratory produziu a primeira célula solar com uma eficiência interessante, chegando ao valor de 4,5 % (SILVA, 2006).
A Figura 10 mostra o esquema de uma célula fotovoltaica.
Figura 10 - Célula Fotovoltaica (CRESESB 2016)
Em geral, as células solares hoje em dia são produzidas como mostra a Figura 10. Essas células chegam a ter um rendimento de até 28
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%. No entanto, células com rendimento elevado são fabricadas com arseneto de gálio, um material de alto custo, o que limita a produção para uso espacial.
O funcionamento das células é relativamente simples com o entendimento básico da teoria de bandas de energia, admitindo que um material possui três bandas de energia, denominadas banda de valência, banda de condução e gap.
No caso dos materiais semicondutores, esses possuem a banda de valência completamente cheia, enquanto sua banda de condução se encontra vazia, além do gap.
Para a produção de corrente elétrica se faz necessária a presença de um campo elétrico. A fim de produzir este, utiliza-se da camada de depleção, ou gap, que surge ao se unir dois cristais semicondutores, sendo um dopado positivamente e o outro negativamente. As células fotovoltaicas são fabricadas com material semicondutor. Em geral, se usa o silício por sua larga exploração e disponibilidade. Uma das placas é dopada com fósforo, que gera um silício do tipo N, e outra placa é dopada com boro, do qual obtém-se um silício do tipo P.
As células fotovoltaicas são compostas de uma camada fina de material tipo P e outra camada do tipo N. Quando as placas são unidas, gera-se um campo elétrico na região conhecida como PN. É necessário que os elétrons da banda de valência recebam energia maior que a energia do gap, a fim de saltar o gap e passar para a banda de condução.
Para isso, os elétrons da banda de valência precisam receber energia dos fótons da luz solar maior ou igual que a energia do gap, ou seja, o elétron da banda de valência precisa de energia pra vencer o gap. Caso os fótons incidentes tenham energia maior que a do gap, a diferença se transforma em calor, o que aquece o material (efeito de termalização) (FONTES, 2015).
Enquanto a luz incidir na célula e tiver uma energia maior que a do
gap, o fluxo será mantido, sendo a corrente relativa à intensidade de luz
que incide na placa (AMARAL, 2016).
3.1.2 Equipamentos necessários para o sistema fotovoltaico
Existem dois tipos básicos de sistema solar fotovoltaico, os sistemas isolados, ou Off-Grid, e os sistemas Conectados à Rede, ou
On-Grid.
Os sistemas isolados são comumente utilizados em locais remotos, de difícil acesso, que não tenham redes da concessionária próximos para alimentar a residência, comuns em casas de campo para bombeio de água.
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Já os sistemas conectados à rede são utilizados como complemento à energia elétrica disponível pelas concessionárias na rede de distribuição, comumente utilizados em centros urbanos em residências e comércios.
A única diferença entre esses dois sistemas, quando se fala em equipamentos, é que o sistema off-grid tem um controlador de carga e um conjunto de baterias.
Os equipamentos são divididos em bloco gerador, bloco de condicionamento e bloco de armazenamento, explicados a seguir:
Bloco gerador:
Painéis Solares – Componentes responsáveis pela conversão da energia solar em energia elétrica pelo já apresentando efeito fotovoltaico, composto por grande número de pequenas células fotovoltaicas. Uma única célula solar produz, em condições nominais de teste, diferença de potencial entre 0,5 V e 0,6 V, além de potências de até 5 W, de modo que, para uso prático, as células devem ser arranjadas em ligações série e paralelo, constituindo painéis de baixa potência, de até 350 Wp e tensões de 12 ou 50 V. Demandam uma manutenção mínima a fim de manter a limpeza de seu vidro. Sua quantidade fica relativa ao espaço disponível e projetado pela integradora solar, tem em média 25 anos de vida útil, podem ser monocristalinos, policristalinos ou de filme fino (ECYCLE, 2018).
Estruturas de suporte – Materiais projetados para suportar o peso dos painéis e fazer a fixação dos mesmos no telhado ou no chão. Existem diversos modelos capazes de projetar uma angulação necessária para melhor aproveitamento da incidência solar. Cabos – Responsáveis pela interconexão dos componentes como
um todo, devem ser dimensionados para suportar as correntes produzidas pelo módulo de painéis solares. Existem os cabos do lado CC (Painéis – Inversor) e os cabos do lado CA (Inversor – QDG) (ECYCLE, 2018).
Bloco de condicionamento:
Inversor – É considerado o “cérebro” de todo o sistema solar, sendo o responsável pela conversão da corrente contínua, que é gerada pelos painéis, para corrente alternada, que é injetada no Quadro de Distribuição Geral da UC. Além dessa transformação
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da corrente, o inversor faz também a sincronização da energia gerada com a energia distribuída pela concessionária, que deve obedecer parâmetros pré-estabelecidos pela própria concessionária. Existem ainda os micro inversores, que são inversores de menor tamanho que funcionam acoplados a cada um dos painéis solares, ao contrário do inversor geral, que atende o conjunto inteiro.
Controlador de carga – O controlador de carga é um dos componentes que se encontram apenas nos sistemas solares
off-grid. Ele é responsável pela proteção do conjunto de baterias,
controlando o processo de carga e descarga das mesmas. Ele faz medições constantes dos níveis de tensão das baterias afim de verificar o quão cheias ou vazias estão, direcionando parte da corrente gerada pelos painéis para seu carregamento, se necessário (ECYCLE, 2018).
Bloco de armazenamento:
Baterias – O outro componente específico das instalações
off-grid é o conjunto de baterias, responsável pelo armazenamento
do excedente gerado pelo sistema fotovoltaico, já que parte é consumida no momento da geração. Existem diversos conjuntos de baterias que tem capacidades diferentes. Os sistemas off-grid não são tão comuns como os on-grid devido ao elevado valor de compra desses conjuntos de baterias, fazendo com que o payback
time do sistema seja altíssimo, além de necessitar de uma
manutenção periódica e mais complexa do sistema.
3.1.2 Funcionamento do sistema fotovoltaico
Por mais simples que pareça, ainda existe uma certa dúvida de como é realizada a cobrança da concessionária a consumidores que aderem à instalação da microgeração solar fotovoltaica em sua residência ou comércio.
Inicialmente, os painéis fotovoltaicos instalados reagem com a incidência solar, produzindo energia elétrica por meio do efeito fotovoltaico. Cada painel produz uma porção de corrente contínua que é interligada em uma string, a qual é conectada ao inversor solar.
O inversor solar faz a inversão da corrente contínua para corrente alternada. O inversor é então conectado ao QDG da residência, logo, a
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energia produzida pelos painéis e convertida pelo inversor pode ser consumida pelos eletrodomésticos da UC.
Após isso, existe a conexão do QDG ao medidor bidirecional da concessionária, que mede a quantidade de energia consumida e injetada pela UC na rede de distribuição da concessionária.
Existem quatro casos distintos de funcionamento do sistema solar fotovoltaico, os quais são apresentados a seguir:
Caso 1: Geração de energia igual ao consumo imediato, mostrado na Figura 11. Neste caso, toda a geração de energia pelos painéis está chegando no QDG da residência e sendo prontamente consumida pelos eletrodomésticos ligados no momento. Assim, não existe injeção na rede, nem consumo da rede de distribuição da concessionária. Esse caso é um mero ponto de transição, não ocorrendo por períodos mais longos do que milésimos de segundos.
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Caso 2: Geração de energia maior que o consumo imediato, mostrado na Figura 12. Neste segundo cenário, a produção de energia pelos painéis é maior que o consumo dos eletrodomésticos da residência no momento. Sendo assim, parte da produção de energia é consumida imediatamente, enquanto a outra parte é injetada na rede e contabilizada como energia injetada no medidor bidirecional da concessionária. Aqui entra um fator determinante na viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos. Ao gerar mais energia do que o consumido imediatamente, essa energia injetada na rede conta para a UC como créditos que serão abatidos no futuro.
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Caso 3: Geração de energia menor que o consumo imediato, mostrado na Figura 13. Nesse caso de funcionamento do sistema solar fotovoltaico, tem-se que os painéis solares geram uma energia inferior à necessária para funcionamento adequado de todos os eletrodomésticos da residência. Neste caso, existe uma compra da energia ofertada pela concessionária, que é devidamente medida pelo medidor bidirecional, sendo mais tarde cobrada pela concessionária, após abate do valor que a UC tem de crédito devido ao Caso 2, se houver.
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Caso 4: Geração de energia inexistente, mostrado na Figura 14. No último caso de funcionamento, que acontece nos períodos noturno e em momentos que existe pequena incidência solar nos painéis causada por nuvens, o inversor trava a geração devido ao fato de não existir incidência solar suficiente para o funcionamento adequado do sistema. Neste caso de funcionamento, toda a energia consumida pelos eletrodomésticos da residência é fornecida pela concessionária de energia elétrica.
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Os quatro casos apresentados se alteram durante o dia devido ao padrão de consumo médio das residências e também da geração média diária no local onde o sistema foi instalado. A figura 15 mostra um perfil residencial de consumo típico.
Figura 15 - Gráfico hipotético de consumo residencial (RAUSCHMAYER 2014)
3.1.3 Ponto crítico da relação consumidor gerador – Concessionária
Após análise dos casos de funcionamento do sistema solar fotovoltaico, fica claro o ponto crítico da relação consumidor gerador– concessionária: independentemente da geração da UC durante o dia, necessariamente, no período noturno, e em dias nublados, se faz necessário o consumo da energia ofertada pela concessionária devido à não geração do sistema fotovoltaico.
No entanto, a maioria dos sistemas fotovoltaicos são projetados para que haja uma geração mensal superior ao consumo dos eletrodomésticos no mesmo período, para que possa haver o abate do valor consumido da concessionária nos períodos de não geração (noturno e nublado).
O que acontece é que, mesmo consumindo energia da concessionária nos períodos de não geração, os créditos gerados abatem o valor que seria faturado e pago à concessionária, ocasionando em uma operação da concessionária que não é remunerada por esse consumidor.
Nesse caso, a concessionária não ganha nada por ofertar e vender a energia ao consumidor final (além da taxa mínima referente ao tipo de entrada da unidade consumidora (UC), monofásica, bifásica ou trifásica).
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Logo, o papel da concessionária, neste sentido, está sendo o de conjunto de baterias para o consumidor gerador, porém, o pagamento da taxa mínima não cobre todos os gastos que a concessionária teve com todo o sistema de distribuição. A taxa mínima nada mais é que uma taxa de disponibilidade de rede, que não cobre todas as operações necessárias e manutenções periódicas na linha de distribuição.
Fica então evidente o problema da microgeração fotovoltaica para as concessionárias. Caso ocorra uma expansão ao ponto de grande parte das UCs terem uma microgeração própria, a concessionária continuaria tendo que ofertar e fornecer energia para todas essas UCs no período noturno sem ter retorno financeiro algum, o que ocasionaria em uma quebra gigante de faturamento, e possivelmente, até a falência da concessionária.
Um estudo feito pela Accenture em 2017, que entrevistou mais de 100 executivos de concessionárias pelo mundo, mostra a preocupação das distribuidoras em relação a GD. O estudo mostrou que 58 % dos executivos acreditam que, até 2030, a GD levará a redução de receitas das concessionárias. Suas principais preocupações relacionadas a GD incluem falhas na rede até 2020 devido ao uso volátil da rede desencadeado pela geração distribuída renovável. Ainda assim, 54 % dos executivos acreditam na exaustão de sua capacidade de hospedagem de GD na rede de distribuição no prazo de 10 anos (ACCENTURE, 2017).
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4 NORMAS RESOLUTIVAS ANEEL
A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL é a agência do governo brasileiro responsável por regulamentar e fiscalizar todos os procedimentos de funcionamento de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica em todo o território brasileiro, dos setores público e privado. As regulamentações são impostas por meio das conhecidas RN, ou resoluções normativas, sendo as principais RNs para essa análise a RN 482/2012 e a 687/2015.
4.1 Resolução Normativa 482/2012
A resolução normativa 482 da ANEEL, de 17 de abril de 2012, estabeleceu as condições gerais para o acesso de microgerações e minigerações distribuídas aos sistemas de distribuição de energia elétrica das concessionárias de todo o país, além de regulamentar o sistema de compensação de energia elétrica e ainda outras providências relacionadas ao meio das GDs (ANEEL, 2012).
Serão aqui analisados os principais pontos da RN 482: Microgeração e Minigeração de energia:
o Microgeração – Sistema gerador de energia elétrica com potência instalada igual ou inferior a 100 kW (quilowatts). o Minigeração – Sistema gerador de energia elétrica com potência instalada maior que 100 kW e menor ou igual a 1 MW (megawatts) (ANEEL, 2012).
Essa foi a primeira divisão entre micro e minigeração feita pela ANEEL para as GDs, a qual foi alterada posteriormente pela RN 687.
Crédito de energia:
Toda a energia ativa injetada na rede pelo sistema gerador de uma UC, é emprestada gratuitamente para a concessionária distribuidora de energia local e toda essa energia emprestada é convertida em créditos, que são posteriormente compensados sobre o consumo de energia da UC. Os créditos têm validade de 36 meses.
Aqui nasce de fato o mercado fotovoltaico no Brasil. O sistema de créditos de energia possibilitou aos geradores injetar energia na rede da
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concessionária durante o dia, transformar essa energia em créditos e, ao longo das horas em que não existe geração, consumir os créditos anteriormente gerados.
Sistema de Compensação de energia:
Além da geração de créditos, foi também regulamentada a divisão dos créditos em diferentes UCs. No entanto, todas as UCs devem pertencer ao mesmo titular em CPF ou CNPJ e à mesma concessionária.
Outro ponto interessante da RN 482 é a possibilidade de gerar créditos em uma UC que tenha espaço disponível e alto índice solar e dividir esses créditos em diversas outras UCs que pertençam ao mesmo titular e estejam conectadas à rede da mesma concessionária.
Taxa mínima cobrada:
o Grupo A: Para esse tipo de consumidor, deve ser cobrada uma taxa mínima referente à demanda já contratada. o Grupo B: Para esse tipo de consumidor, deve ser cobrada
a taxa mínima referente ao tipo de rede disponibilizada, caso não haja consumo ativo faturado.
Um ponto interessante do consumidor do grupo A é que ele pode abater tanto consumo em horário de ponta quanto fora de ponta. No entanto, a geração segue o mesmo parâmetro: se foi gerada fora de ponta, tem a tarifa de energia fora de ponta, se foi gerado no horário de ponta, tem a tarifa de energia de ponta.
4.2 Resolução Normativa 687/2015
A Figura 16 mostra o panfleto usado pela ANEEL para a apresentação das atualizações das normas para mini e microgeração de energia elétrica.
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Figura 16 - Atualização REN 482 (ANEEL 2015)
A norma resolutiva 687 atualizou a norma 482 e tem por objetivo melhorar e facilitar a conexão do sistema solar fotovoltaico à rede da concessionária de energia. Antes dessa norma, cada concessionária de energia tinha um processo particular para a conexão e compensação de energia.
A resolução 687 estabelece um processo único de conexão do sistema à rede. A documentação foi padronizada e deverá ser seguida por todas as concessionárias de energia.
Suas principais atualizações são:
Aumento na validade dos créditos, de 36 para 60 meses.
Tem-se um grande aumento de três para cinco anos da validade dos créditos gerados pela GD em uma UC.
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O período de aprovação de nova GD cai de 82 para apenas 34 dias. Isso significa outra perda para as concessionárias, que precisaram agora se adaptar e ter um método de aprovação de entradas de geração distribuída à sua rede em um período reduzido, além de maior controle dos créditos, que agora duram maior tempo.
Alguns destaques:
Alteração da potência limite para micro e minigeração:
o Microgeração – sistema gerador de energia elétrica com potência instalada igual ou inferior a 75 kW.
o Minigeração – sistema gerador de energia elétrica com potência instalada maior que 75 kW e menor ou igual a 5 MW (ANEEL, 2015).
Novas modalidades de geração distribuída
o Geração distribuída em condomínios: possibilidade de instalação de geração distribuída em condomínios (empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras). Nessa configuração, a energia gerada pode ser repartida entre os condôminos em porcentagens definidas pelos próprios consumidores.
o Geração compartilhada: a ANEEL criou ainda a figura da “geração compartilhada”, possibilitando que diversos interessados se unam em um consórcio ou em uma cooperativa, instalem uma micro ou minigeração distribuída e utilizem a energia gerada para redução das faturas dos consorciados ou cooperados.
Fica claro que, antes dessas RNs elaboradas pela ANEEL, o mercado fotovoltaico era limitado a pesquisas e testes, onde o consumidor poderia gerar energia e apenas utilizar essa geração para consumo imediato, o que tem pequeno impacto nos dias de hoje devido à característica de consumo das residências brasileiras.
É preciso dar a devida importância ao ponto da geração de créditos o qual foi o fator chave que possibilitou o mercado fotovoltaico no Brasil, diminuindo exponencialmente o payback time do investimento em sistemas fotovoltaicos.
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4.3 Cobrança de ICMS
A cobrança do ICMS sobre a energia gerada e injetada na rede não é uma função da ANEEL mas, por proximidade, está explicada nesse capitulo do estudo.
A isenção do ICMS sobre micro e minigerações foi aprovada na maioria dos estados brasileiros. Ainda sim, dois estados oferecem apenas o benefício de 48 meses sem o pagamento do ICMS sobre a energia gerada, Paraná e Santa Catarina.
A cobrança do ICMS sobre a energia gerada funciona da seguinte forma.
Toda a energia que é gerada e consumida imediatamente pelos eletrodomésticos conectados ao sistema gerador não é afetada por essa cobrança.
Como já foi explicado, no caso 2 do funcionamento dos sistemas fotovoltaicos, existe a injeção de energia na rede pública quando a geração é maior que o consumo imediato, gerando assim, créditos para aquela UC. Quando a UC tem o consumo maior que a geração, no caso 3, ela consome energia da rede. Esse consumo é abatido pelos créditos gerados anteriormente. No entanto, existe a cobrança do ICMS sobre essa energia utilizada da rede que é abatida pelos créditos, ou seja, o consumidor paga imposto sobre o consumo dos seus créditos.
Em estados fora os citados anteriormente, onde não existe essa cobrança, o ICMS não afeta o consumo dos créditos, sendo esse imposto cobrado apenas quando o consumo ultrapassa os créditos gerados.
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5 IMPACTO FINANCEIRO
Este capítulo apresenta o impacto financeiro causado nas concessionárias devido à microgeração distribuída. As fontes desse impacto, como já mencionado, são principalmente a baixa no faturamento, devido ao sistema de compensação relativo à energia gerada, e relacionadas também aos reinvestimentos necessários no sistema de distribuição da concessionária, devido as atualizações necessárias causadas pela injeção distribuída na rede.
Os cálculos aqui apresentados foram elaborados para a concessionária CELESC nos últimos três anos, 2016, 2017 e 2018, bem como nos últimos três anos da projeção feita pela ANEEL, 2022, 2023 e 2024.
Antes de levar em conta o volumoso número de microgerações fotovoltaicas conectadas à rede e aplicar médias a nível macro do sistema de distribuição das concessionárias, é feita uma apresentação do impacto de um único sistema gerador fotovoltaico na concessionária CELESC.
5.1 Sistema real médio
Baseando-se em um sistema real em funcionamento há mais de dois anos no centro de Florianópolis – SC, será feita a análise do impacto gerado por esse único sistema na concessionária CELESC. A potência do sistema apresentado tem valor próximo à média dos sistemas microgeradores de todo o estado de Santa Catarina, com uma discrepância mínima. Esse dado será apresentado posteriormente.
Características técnicas do sistema apresentado: Potência total instalada: 7,42 kW
Quantidade de módulos 265 Wp: 28 Potência do inversor: 8,2 kW Geração média mensal: 806 kWh
A Figura 17 a seguir apresenta a geração mês a mês do sistema, por dia e por kWp instalado. O gráfico foi obtido via simulação realizada no software PVSyst, que apresenta todos os dados de geração baseados na posição geográfica do sistema, inclinação do telhado, irradiação solar e possíveis sombreamentos.
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Figura 17 - Dados de geração mensal
A figura 18 apresenta uma fatura de energia da UC em questão referente ao mês de janeiro, antes da instalação do sistema fotovoltaico supracitado, destacando-se as principais informações:
Consumo total faturado: 1318 kWh Valor pago: R$ 828,16
Tarifa média: R$ 0,62/kWh
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É importante relembrar que a definição do consumo faturado é apenas a energia consumida da rede. Nesse caso, onde não existe sistema instalado, toda a energia consumida pelos eletrodomésticos da residência foi provida pela CELESC.
Ignora-se a diferença na Contribuição para o Custeio do Serviço de Iluminação Pública - COSIP, visto que a diferença entre as contas apresentadas é ínfima se comparada ao valor total da cobrança, sendo este valor já incluído na tarifa média apresentada.
Para a fatura de energia pós instalação do sistema fotovoltaico, coletou-se uma conta de energia com padrão de consumo similar ao mês de janeiro, onde existe grande consumo ocasionado pelo uso de condicionadores de ar.
A figura 19 apresenta uma conta de energia da UC em questão referente ao mês de novembro, após a instalação do sistema fotovoltaico supracitado.
Figura 19 - Conta de energia pós-sistema fotovoltaico
Destacam-se as principais informações: Consumo total faturado: 653 kWh Valor pago: R$ 199,95
Tarifa média: R$ 0,69/kWh Energia injetada na rede: 553 kWh
Apresentados os dados presentes na fatura de energia, faz-se necessário o cálculo de alguns outros dados que não se encontram apresentados na conta de energia, sendo os seguintes:
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Consumo Total (CT) – Referente à energia total consumida no mês, contabilizada da seguinte forma:
CT = Consumo Faturado + Consumo imediato (1) Consumo Imediato (CI) – Referente ao consumo de energia que
é totalmente alimentado pelo sistema fotovoltaico, ou seja, a energia é gerada e imediatamente utilizada pelos eletrodomésticos, contabilizada da seguinte forma:
CI = Energia Gerada – Energia Injetada na rede (2)
A fim de encontrar a CI, é necessário primeiramente encontrar a energia gerada no mês de novembro. Para isso, faz-se uso da simulação apresentada via Figura 17 para fazer o cálculo da geração esperada para o mês de novembro.
Segundo a Figura 17, para o mês de novembro são esperados 4,5kWh/kWp/dia. Sendo assim, tem-se para o mês:
Energia Gerada = 4,5 . 7,42 . 30 Energia Gerada = 1.001,7 kWh,
Sendo 7,42 kWp a potência total instalada do sistema.
Com o dado da energia gerada no mês em mãos, pode-se utilizar a Equação (2) para encontrar o consumo imediato no mês de novembro.
CI = 1.001,7 – 553 CI = 448,7 kWh
Com o dado do CI no mês, pode-se em fim, calcular qual foi o consumo real, ou consumo total, no mês de novembro para a UC apresentada.
CT = 653 + 448,7 CT = 1101,7kWh
A UC teve um consumo real de 1101,7 kWh no mês, mas parte deste consumo foi alimentado imediatamente pela geração fotovoltaica,
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no valor de 448,7 kWh. Ainda assim, enquanto fornecia energia para os equipamentos para consumo imediato, houve uma geração superior ao consumo, que resultou na injeção de 553 kWh na rede da concessionária, situação referente ao Caso 2 de funcionamento do sistema fotovoltaico apresentado.
Com isso, mesmo consumindo 653 kWh da concessionária, houve o abate de 553 kWh desse valor, referente aos créditos gerados no mês, o que, no fundo, resulta em apenas 100kWh pagos à concessionária no mês de novembro.
A diferença no valor é causada pelo fato de a energia compensada pela CELESC ter uma tarifa menor do que a energia cobrada causada pelo impacto do ICMS. A tarifa compensada tem média de R$ 0,50/ kWh injetado no mês de novembro. No entanto, esse valor da diferença não fica com a CELESC, é meramente uma diferença no pagamento de impostos, que vai para os cofres do governo estadual.
Por fim, pode-se verificar a diferença de faturamento apenas no mês de novembro, comparando o valor que seria pago à concessionária CELESC se não existisse o sistema fotovoltaico na UC com o valor que foi devidamente pago.
Tem-se que o consumo total foi de 1101,7 kWh no mês, valor apresentado anteriormente. Aplicando a tarifa média de R$ 0,69 referente ao mês de novembro para o consumo total encontrado, a fatura do mês dessa UC deveria vir com o valor de R$ 760,17, caso não houvesse um sistema fotovoltaico.
No entanto, a fatura do mês veio com o valor total de R$ 199,95 devido aos efeitos causados pelo consumo imediato e também pela compensação de créditos gerados.
Apenas para o mês de novembro na UC apresentada, a CELESC teve uma redução no faturamento de R$ 560,22. Não é um valor que possa realmente atrapalhar o bom funcionamento da concessionária, no entanto, somente no estado de SC existem 5.081 microgerações, assim, o impacto causado anualmente por todos esses sistemas fotovoltaicos é um valor muito mais elevado.
O principal fator de toda a análise é de que para cada kWh gerado por um sistema solar fotovoltaico, a CELESC deixa de faturar o valor da tarifa do mesmo kWh, que seria consumido da rede de distribuição da CELESC.
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5.2 Baixa no Faturamento
Apresentados os detalhes relacionados ao impacto financeiro causado por uma única UC no faturamento da concessionária, parte-se agora para uma globalização do estudo efetuado, fazendo uma análise de todo o impacto causado às concessionárias devido ao número geral de UCs que possuem, ou vão possuir, microgerações fotovoltaicas.
A análise terá como objetivo verificar qual o impacto financeiro anual causado nos anos de 2016, 2017 e 2018 sobre a concessionária CELESC.
É interessante fazer uma apresentação da fonte de todos os dados utilizados daqui para frente, o aplicativo “Geração Distribuída” da ANEEL, que se encontra disponível no site da mesma. Mostra todos os detalhes da geração distribuída no Brasil, sendo possível limitar a pesquisa por faixa de potência, estado, munícipio, distribuidora, período de conexão, ano, entre outras várias variáveis que podem ser limitadas a fim de se encontrar o dado procurado.
A Figura 20 mostra o aplicativo que é utilizado como a fonte de todos os dados apresentados neste trabalho, o aplicativo funciona como uma tabela dinâmica que fornece os dados selecionados por intervalos ou seleções limitadas.
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5.2.1 Cálculo do faturamento perdido pela CELESC
No estado de Santa Catarina, no dia 09 de março de 2019, existiam 5.081 sistemas microgeradores fotovoltaicos instalados e operando, que fornecem créditos para um total de 6.027 UCs, devido à possibilidade de compartilhamento de créditos para UCs que tenham o mesmo titular, totalizando uma potência instalada de 39,127 MWp. A distribuição global desses microgeradores pode ser observada na Figura 21.
Figura 21 - Microgerações em SC (ANEEL 2017)
A fim de calcular a perda anual de faturamento da concessionária, o primeiro passo é demonstrar a relação entre a potência instalada de um sistema fotovoltaico e a quantidade de kWh gerado. Essa relação é diferente para cada ponto onde um sistema fotovoltaico é instalado. No entanto, para fins de cálculo por estado, a média de irradiação estadual fornecerá o resultado procurado, que é a energia em kWh total produzida. O processo é o mesmo do utilizado no sistema real apresentado junto com a Figura 17, que mostra as horas de irradiação solar útil à geração fotovoltaica. No entanto, aqui é necessário buscar a média do estado inteiro.
Para isso, a fonte de dados utilizada é o Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de S. Brito – CRESESB. Tendo em mãos as coordenadas geográficas latitude e longitude de determinado ponto do estado de SC, é possível fazer uma busca no sistema da CRESESB e
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verificar qual a média de irradiação solar útil à geração fotovoltaica, como feito para a cidade de Florianópolis, cujos dados de irradiação são mostrados na Figura 22.
Figura 22 - Dados CRESESB (Florianópolis)
Fica então verificado que, para a cidade de Florianópolis, tem-se uma mínima de 2,57 horas de irradiação solar útil à geração fotovoltaica em junho e uma máxima de 6,02 horas no mês de dezembro. Verificando todos os outros meses, chega-se a uma média de 4,27 horas úteis para a geração de energia fotovoltaica na cidade de Florianópolis.
Para cidades mais ao oeste de Santa Catarina, as médias são mais elevadas, próximo dos valores de 4,7 horas por dia, como o apresentado a seguir na Figura 23 para a cidade de Dionísio Cerqueira.
Figura 23 - Dados CRESESB (Dionísio Cerqueira)
A fim de obter a média estadual de horas úteis à geração fotovoltaica, repetiu-se o procedimento para as outras cidades: São José do Cedro, Joinville, Criciúma, Lages, Caçador, Campos Novos, Concórdia, Chapecó, São Miguel do Oeste, Mariflor, Rio do Sul, Imbituba e Nova Trento, cidades essas bem dispersas em todo o território catarinense. Encontrou-se a média de 4,37 horas úteis por dia para a geração solar fotovoltaica no estado de Santa Catarina.
Com a média de horas úteis em mãos, pode-se partir para o cálculo das horas geradas para os anos a serem estudados. A equação que apresenta a quantidade de kWh gerados é mostrada a seguir.
Energia Gerada por mês = Potência Instalada x Horas de irradiação úteis x Rendimento x 30 (3)
Com as horas de irradiação útil sendo a média de 4,37 encontrada anteriormente, a potência instalada será obtida via aplicativo Geração Distribuída para os anos a serem estudados. O rendimento utilizado será
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de 80 % devido às perdas nos equipamentos que compõem o sistema fotovoltaico, no valor de 20 %.
A fim de conseguir um dado mais concreto, serão obtidos os dados de potência instalada e repetido o cálculo apresentado anteriormente para cada mês, levando em conta os sistemas já instalados.
Tem-se, então, para os meses do ano de 2016 os dados encontrados e calculados mostrados na Tabela 2.
Tabela 2 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2016
Os dados de potência instalada foram obtidos via aplicativo Geração distribuída da ANEEL, limitando por mês de inclusão no sistema. Na coluna de energia gerada foi aplicada a Equação (3) apresentada anteriormente.
A potência total instalada ao fim de 2016 foi de 2.054,16 kWp, divididos entre 357 microgerações diferentes. A geração por UC ficou na faixa dos 393 kWh por residência por mês, em sistemas de potência total instalada média de 5.7 kWp.
No fim de 2016, somando a geração mês a mês das microgerações fotovoltaicas conectadas à rede da CELESC, foi gerado um total de 1.687.624,08 kWh de energia. Toda essa energia deixou de ser faturada
2016 Pot. Prevista (kW) Energia Gerada Prevista (kWh) Janeiro 692,92 72.673,45 Fevereiro 738,26 77.428,71 Março 833,74 87.442,65 Abril 1.013,92 106.339,93 Maio 1.234,22 129.444,99 Junho 1.345,82 141.149,60 Julho 1.428,20 149.789,62 Agosto 1.497,42 157.049,41 Setembro 1.604,46 168.275,76 Outubro 1.724,09 180.822,56 Novembro 1.923,79 201.767,10 Dezembro 2.054,16 215.440,30 Total 2.054,16 1.687.624,08
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pela CELESC no ano de 2016. Para se encontrar esse valor em Reais, basta multiplicar o valor da energia gerada pela tarifa média no ano.
Sabendo que a tarifa média da CELESC em 2016 era de R$ 0,61 e que a energia gerada pelos sistemas microgeradores fotovoltaicos em 2016 foi de 1.687.624,08 kWh, totaliza-se R$ 1.029.450,68 de redução no faturamento da concessionária no ano de 2016.
Todo o processo descrito anteriormente será repetido para o ano de 2017, utilizando-se novamente do aplicativo geração distribuída da ANEEL. Buscou-se os dados de potência instalada mês a mês. Os dados obtidos são mostrados na Tabela 3.
Tabela 3 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2017
É possível observar que, no ano de 2017, a geração fotovoltaica já teve um salto grande de geração, mais do que quadruplicando a potência instalada e triplicando a energia gerada no ano.
A potência total instalada no fim de 2017 foi de 9.031,76 kWp, divididos entre 1.753 microgerações diferentes A geração por UC ficou na faixa dos 275 kWh por residência por mês, em sistemas de potência total instalada média de 5.2 kWp.
2017 Pot. Prevista (kW) Energia Gerada Prevista (kWh) Janeiro 2.408,15 252.566,77 Fevereiro 2.587,13 271.338,19 Março 2.799,04 293.563,32 Abril 2.994,03 314.013,87 Maio 3.271,33 343.097,09 Junho 3.603,49 377.934,03 Julho 4.127,91 432.935,20 Agosto 4.810,24 504.497,97 Setembro 5.770,70 605.231,02 Outubro 6.295,93 660.317,14 Novembro 7.566,50 793.574,52 Dezembro 9.031,76 947.250,99 Total 9.031.376 5.796.320,10
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Somando, então, as gerações de energia mês a mês durante todo o ano de 2017, tem-se um total de 5.796.320,10 kWh de energia gerada. Multiplicando esse valor pela tarifa média de 2017, que foi de R$ 0,60, chega-se ao valor de R$ 3.477.792,06 de redução de faturamento no ano, um impacto já três vezes superior ao ano anterior.
Por último, o mesmo processo foi realizado para o ano de 2018, resultando nos valores da Tabela 4.
Tabela 4 – Dados de potência e geração fotovoltaica em 2018
O salto na potência instalada e geração mensal de energia em 2018 são facilmente notáveis. A potência total instalada mais do que triplicou a do ano anterior, enquanto a energia gerada por esses sistemas teve um salto de quatro vezes mais energia gerada que no ano anterior.
A potência total instalada no fim de 2018 foi de 31.248,35 kWp, divididos entre 4.354 microgerações diferentes. A geração por UC ficou na faixa dos 449 kWh por residência por mês, em sistemas de potência total instalada média de 7,2 kWp.
Sendo assim, somando mês a mês a geração de energia, o impacto financeiro no ano de 2018 ficou na casa dos R$ 15.258.305,44 para uma tarifa média de R$ 0,65. 2018 Pot. Prevista (kW) Energia Gerada Prevista (kWh) Janeiro 10.444,68 1.095.438,04 Fevereiro 11.572,04 1.213.675,56 Março 12.335,19 1.293.714,73 Abril 13.642,99 1.430.876,79 Maio 14.930,47 1.565.907,69 Junho 16.257,94 1.705.132,75 Julho 17.965,08 1.884.177,59 Agosto 20.416,38 2.141.269,93 Setembro 22.658,68 2.376.442,36 Outubro 24.713,89 2.591.992,78 Novembro 27.635,02 2.898.360,90 Dezembro 31.248,35 3.277.326,95 Total 31.248,35 23.474.316,06
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Fica evidente que, ano após ano, o impacto vem crescendo exponencialmente, com um grande salto no ano de 2018, onde houve uma conexão de 2.601 novos sistemas geradores fotovoltaicos na rede de distribuição da CELESC.
Somando os três anos apresentados, que foram os mais impactantes, visto que no início de 2016 havia apenas 108 sistemas geradores, houve uma redução de faturamento total de R$ 20.423.721,58. Esse valor não leva em conta outros fatores relacionados a reinvestimentos necessários para adequação da rede de distribuição em lugares que fazem necessários a troca de transformadores, adequação de fiação e proteção, entre outros detalhes.
5.3 Projeção de baixa no faturamento
Feita a análise nos últimos anos, fica demonstrado que o impacto financeiro já atinge a casa das dezenas de milhões de reais apenas para a CELESC e esse impacto vem crescendo exponencialmente ano após ano. Com isso, é de extrema importância ter em mãos dados que façam uma previsão do impacto financeiro causado às concessionárias dentro de alguns anos, para melhor controle, orçamento e previsões a serem feitas com custos e faturamento.
Já foi apresentada no início deste trabalho, via Figura 1, uma previsão feita pela ANEEL de crescimento na quantidade de sistemas fotovoltaicos no Brasil, atingindo a marca de 886.700 sistemas em 2024. Hoje, o Brasil conta com apenas 62.815 microgerações distribuídas fotovoltaicas. No entanto, em cinco anos, prevê-se um crescimento de 1400 % na quantidade atual. Todo esse aumento, consequentemente, também traz aumento nas perdas das concessionárias e é esse valor que será verificado.
5.3.1 Cálculo da projeção de perda de faturamento pela CELESC
Primeiramente, é necessário projetar qual vai ser a quantidade de microgerações fotovoltaicas instaladas na rede da CELESC, utilizando a projeção nacional.
Sabendo que, nos dois últimos anos, os principais para o mercado fotovoltaico, a CELESC, no estado de SC, foi responsável por 9 % de todas as microgerações do Brasil em 2017, 8,4 % em 2018 e até agora no terceiro mês de 2019, 7,6 % das microgerações, supondo uma média de 7 % para o ano de 2019 e uma média de 6,5 % para os próximos anos,
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se projetar a quantidade de microgerações em SC conectadas à rede da CELESC, conforme mostra a Tabela 5.
Tabela 5 – Projeção na quantidade de microgerações para SC conectadas à CELESC
Ainda, é preciso conhecer o valor da potência média das microgerações fotovoltaicas conectadas à rede da CELESC. Na nota técnica 0056/2017 feita pela ANEEL, projetou-se uma estabilização da potência dos sistemas microgeradores fotovoltaicos em 8 kWp, devido principalmente à grande parcela de microgerações residenciais fotovoltaicas, que tem um espaço físico limitado para instalação de painéis.
Se observados os dois últimos anos estudados para o estado de Santa Catarina apresentados anteriormente, em 2017 tinha-se uma média de potência de 5,2 kWp por sistema e, em 2018, uma média de 7,2 kWp. Então o valor médio de 8 kWp por microgeração encaixa-se bem no caso da CELESC aqui estudado.
Ainda assim, a fim de determinar mês a mês a potência prevista para os anos, será considerada a diferença de um ano para o outro como o aumento anual de potência. Por fim, esse aumento anual será dividido em 12 partes iguais e acrescido mês a mês com o objetivo de projetar a potência total mês a mês do ano estudado.
Com esses dados em mãos, o processo anterior será repetido a fim de calcular o impacto total dos anos estudados. Esse processo será repetido para os três últimos anos da projeção feita pela ANEEL, 2022, 2023 e 2024. A Tabela 6 apresenta os dados para o ano 2022.
Tabela 6 – Projeção na potência e geração fotovoltaica em 2022
Ano CELESC Brasil %
2017 1.997 22.142 9 2018 4.666 55.323 8,4 2019 7.315 104.506 7 2020 11.324 174.210 6,5 2021 17.948 276.120 6,5 2022 27.359 420.913 6,5 2023 40.339 620.604 6,5 2024 57.636 886.700 6,5
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Então, para o ano 2022, houve um incremento de potência no valor de 75.288,00 kWp, resultado da diferença entre a potência projetada de 2021 e 2022, que foi dividido em 12 partes iguais de 6.274 kWp. Esse último valor foi acrescido mês a mês na potência encontrada no último dia de 2021 a fim de encontrar a potência total em todos os meses de 2022. Foi projetado que a potência total instalada no fim de 2022 será de 218.872,00 kWp, dividida entre 27.359 microgerações diferentes. A potência média de cada UC com um sistema fotovoltaico foi fixada anteriormente no valor de 8 kWp, que deve gerar uma média de 840 kWh mensais.
Assim, utilizando a geração total no ano de 232.034.414,40 kWh e mantendo a tarifa da CELESC fixa no valor médio de hoje de R$ 0,65, é projetada uma redução de faturamento em 2022 de R$ 150.822.369,36, um impacto 10 vezes maior do que o calculado para 2018, somente para a CELESC.
Para o ano de 2023, prevê-se um incremento de 103.840,00kW de potência instalada na rede da CELESC. Dividindo esse valor por doze,
2022 Pot. Prevista (kW) Janeiro 149.858,00 15.717.107,04 Fevereiro 156.132,00 16.375.124,16 Março 162.406,00 17.033.141,28 Abril 168.680,00 17.691.158,40 Maio 174.954,00 18.349.175,52 Junho 181.228,00 19.007.192,64 Julho 187.502,00 19.665.209,76 Agosto 193.776,00 20.323.226,88 Setembro 200.050,00 20.981.244,00 Outubro 206.324,00 21.639.261,12 Novembro 212.598,00 22.297.278,24 Dezembro 218.872,00 22.955.295,36 TOTAL 218.872,00 232.034.414,40 Energia Gerada Prevista (kWh)
