Análise da viabilidade técnica e econômica da implantação de sistemas de cogeração operando com um ciclo rankine orgânico

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1 Análise da viabilidade técnica e econômica da implantação de sistemas de cogeração operando com um ciclo rankine orgânico Estudo de caso de geração distribuída Maíra Matheus Mascarenhas 1 Silvio Carlos Anibal de Almeida 2 Resumo: O presente trabalho destina-se a avaliar o desempenho energético e financeiro de centrais de cogeração operando com um Ciclo Rankine Orgânico (CRO). Para isto, desenvolveu-se uma ferramenta no Microsoft Excel capaz de simular a instalação de equipamentos CRO em plantas industriais. Uma vez escolhido o equipamento, a ferramenta analisa o aproveitamento energético do sistema, calcula o consumo de combustível necessário para atender às demandas de energia térmica e elétrica, e avalia os aspectos econômicos através da simulação de fluxos de caixa. Utilizando a ferramenta desenvolvida, dois estudos de caso foram analisados: uma serraria e um frigorífico. No primeiro caso, considerou-se a utilização da biomassa residual da própria planta como combustível na caldeira do equipamento. No segundo, simulou-se a planta de cogeração operando com gás natural e óleo combustível. Os resultados obtidos mostraram que apesar de os equipamentos CRO apresentarem um baixo rendimento (cerca de 18%), a utilização de combustíveis a custo zero, como os resíduos de biomassa, garantem o retorno financeiro do empreendimento. Já a queima de combustíveis convencionais mostrou-se economicamente inviável, visto que aumenta substancialmente as despesas operacionais da planta. Palavras-chave: Cogeração de Energia, Ciclo Rankine Orgânico, Geração Distribuída. 1 - Maíra Matheus Mascarenhas - Bacharel em Engenharia Mecânica UFRJ - - Departamento de Engenharia Mecânica maira_mm@poli.ufrj.br Silvio Carlos Anibal de Almeida DSc, PUC-RJ, UFRJ Departamento de Engenharia Mecânica silvioa@gmail.com

2 1 Introdução Nos últimos anos tem-se assistido a um forte aumento da produção de energia elétrica. É esperado que até 2030 sejam produzidos TWhel a nível mundial (CARLÃO, 2010). A necessidade de consumo de energia elétrica irá aumentar principalmente nos países em vias de desenvolvimento, uma vez que estes apresentam um grande potencial econômico, e um índice de crescimento populacional elevado. Segundo dados da Agência Internacional de Energia, prevê-se que até 2030 o crescimento da procura de energia elétrica seja de 119% no setor residencial, 97% nos serviços e 86% na indústria. A pressão econômico-social tem levado ao crescimento da chamada geração distribuída de energia elétrica. Esta acontece em pequenas unidades próximas ao local de consumo, onde a energia é distribuída em função dos recursos existentes. Na maioria das situações a produção descentralizada faz uso das tecnologias de aproveitamento das fontes renováveis de energia, sendo da responsabilidade de operadores independentes ou mesmo de consumidores finais. A geração distribuída tem vantagem sobre a geração central de energia, pois economiza investimentos em transmissão e reduz as perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade do serviço. Os sistemas de cogeração de energia (CHP combined heat and power) se inserem neste contexto de forma a garantir uma utilização mais eficiente dos recursos energéticos. Isto é feito a partir do conceito de geração combinada de energia elétrica, e energia térmica (sob a forma de calor útil) (BALESTIERI, 2002). No que se refere à utilização mundial de recursos renováveis para a produção de energia elétrica, estes são atualmente liderados pelos recursos hídricos (90% da energia elétrica obtida a partir de recursos renováveis é de origem hídrica), sendo que a Agência Internacional de Energia prevê que este valor baixe para 70% em 2030 graças a um aumento da contribuição das outras fontes renováveis de energia, em especial da biomassa (CARLÃO, 2010). Diante deste cenário, novas tecnologias de conversão de energia são necessárias ao aproveitamento de recursos energéticos apropriados para a produção de eletricidade descentralizada. Neste sentido, as fontes de calor de baixa temperatura são consideradas os recursos energéticos do futuro. O uso de tais recursos como fonte alternativa para gerar eletricidade tem sido objeto de pesquisa desde o início do século XX, sendo hoje em dia o Ciclo Rankine Orgânico (CRO) a tecnologia mais utilizada e mais eficiente para este tipo de aplicação. O principal objetivo deste trabalho é desenvolver uma ferramenta que facilite a simulação da implantação de centrais de geração distribuída CRO em plantas industriais. Através da ferramenta, o usuário poderá fazer uma análise preliminar da viabilidade, tanto técnica quanto econômica, da instalação de um sistema de cogeração CRO em seu empreendimento. 1.1 Ciclo Rankine Orgânico O Ciclo Rankine Orgânico (Rankine Organic Cycle - ORC) resulta de uma modificação do Ciclo Rankine a Vapor, sendo que a principal diferença entre ambos 1

3 reside apenas no fluido de trabalho utilizado. Ao invés de vapor d água, fluido utilizado no Ciclo Rankine a Vapor, o Ciclo Rankine Orgânico (CRO) recorre a um hidrocarboneto ou refrigerante. Por apresentarem um baixo ponto de ebulição e um calor latente de vaporização inferior ao da água, o uso destes fluidos orgânicos permite uma evaporação a mais baixa temperatura e, consequentemente, um melhor aproveitamento do calor cedido pela fonte quente. O Ciclo Rankine Orgânico apresenta a mesma configuração estrutural de um Ciclo Rankine a Vapor, podendo identificar-se na Figura 1, os seguintes componentes e processos termodinâmicos (QUOILIN, 2009, ÇENGEL, 2001): 1-2: Compressão isentrópica na bomba 2-3: Adição de calor a pressão constante na caldeira (evaporador) 3-4: Expansão isentrópica na turbina 4-1: Rejeição de calor a pressão constante no condensador Figura 1 - Diagrama e processos termodinâmicos do Ciclo Rankine ideal (LACHI, 2014). Os equipamentos CRO operam entre 60 e 200 ºC para fontes de baixa temperatura, podendo atingir 350ºC no caso de fontes de calor de média temperatura (YAMAMOTO, 2001, SALEH, 2007). Esta amplitude de temperatura permite que as unidades atinjam potências que vão de 10 kw a 3 MW, com eficiência de 8% a 16% (SPLIETHOFF & SHUSTER, 2006). Os ciclos Rankine Orgânico podem funcionar como ciclo de fundo numa instalação de ciclo combinado, ou como instalação principal, fazendo o aproveitamento térmico diretamente de uma fonte quente. Esta fonte quente, em geral, é proveniente da combustão de biomassa, da energia geotérmica, do aproveitamento do calor residual de processos industriais, e da energia solar. 2 Ferramenta de Análise A fim de facilitar a análise de viabilidade técnica e econômica das plantas de cogeração CRO consideradas nos estudos de caso, desenvolveu-se no Microsoft Excel uma ferramenta computacional. O software foi escolhido para elaborar a ferramenta, por se tratar de uma plataforma capaz de desenvolver análises complexas de forma simples, além de possuir uma interface amigável ao usuário. 2.1 Dados de Entrada Na aba Entradas o usuário deve inserir os dados de entrada que serão utilizados pelo resto da planilha. Nesta aba deve-se fornecer todas as informações necessárias para a análise do projeto de cogeração na planta. Além disso, o usuário também deve selecionar o equipamento responsável pela geração de energia elétrica e térmica. Os 2

4 campos na cor verde são dados de entrada do usuário, já os campos em cinza são calculados automaticamente pela planilha. Na etapa Seleção do Equipamento, deve-se escolher um dos módulos CRO presentes na lista suspensa do campo Equipamento selecionado, conforme mostrado pela Figura 2. Figura 1 - Lista suspensa para seleção do equipamento. Os módulos CRO que compõem a lista foram selecionados a partir do catálogo da empresa Turboden (TURBODEN, 2008). Uma vez escolhido o equipamento a ser analisado, as características técnicas são automaticamente preenchidas. Na tabela Características de operação da planta (Tabela 1) são inseridos o tempo de operação e as demandas de energia elétrica e térmica da planta que se deseja analisar. Assim, para que se possa utilizar a ferramenta, deve-se possuir os dados de potência elétrica e térmica consumida pelo sistema, assim como seu fator de capacidade, que corresponde à fração do ano em que a planta está produzindo energia. Tabela 1 - Dados sobre a demanda energética e as características de operação da planta. CARACTERÍSTICAS DE OPERAÇÃO DA PLANTA Demanda de energia térmica [kw th] Demanda de energia elétrica [kw el] Fator de capacidade [%] 90 [h/dia] 18 Tempo de operação [dias/ano] 365 [h/ano] Na Tabela Resíduos (Tabela 2) deve-se informar os dados sobre geração de resíduos de biomassa na planta. O preenchimento destes campos tem como objetivo contemplar os casos em que a planta gera resíduos de biomassa que podem ser utilizados como combustível na caldeira do CRO. Sabendo-se o Potencial Calorífico Inferior (PCI) da biomassa descartada e sua quantidade diária, calcula-se a potência térmica que pode ser fornecida ao ciclo através de sua combustão. Caso não haja produção de resíduos, o usuário deve inserir o valor 0 no campo Produção de resíduos de biomassa. Tabela 2 - Tabela de dados sobre a produção de resíduos de biomassa na planta. RESÍDUOS Produção de resíduos de biomassa [m 3 /dia] 125 PCI do resíduo de biomassa [MJ/m 3 ] Potência fornecida pela combustão da biomassa [kw th] A produção de resíduos é capaz de suprir a demanda energética da caldeira do equipamento? SIM Consumo de resíduo de biomassa na caldeira [m3/dia] 79,9 3

5 Se a potência fornecida pela combustão do resíduo for maior ou igual à potência térmica requerida na caldeira, conclui-se que a quantidade de resíduo produzida diariamente é capaz de suprir a demanda térmica do equipamento. Neste caso, calculase a quantidade exata de resíduo que atende a demanda da caldeira. Caso a potência seja menor, deverá haver queima complementar de biomassa na caldeira. Na etapa de seleção do combustível, deve-se escolher um dos três combustíveis (biomassa, gás natural ou óleo combustível) presentes na lista suspensa mostrada pela Figura 3. Vale ressaltar que a ferramenta não considera a mistura de combustíveis diferentes na caldeira. Isto é, caso haja geração de resíduos de biomassa na planta e necessidade de queima complementar, o combustível selecionado deve ser necessariamente a biomassa, e o usuário deve inserir na tabela Combustivel o mesmo valor de PCI informado na tabela Resíduos. Uma vez selecionado o combustível e informado o PCI, calcula-se a quantidade diária de combustível que deve ser queimada na caldeira para que a demanda térmica do equipamento seja suprida. 2.2 Dados de Saída Figura 3 - Lista suspensa para seleção do combustível. Além da aba Entradas, a ferramenta apresenta outras abas com os dados de saída. Na aba Análise Técnica faz-se uma análise do desempenho energético do sistema em questão. Para isso, calcula-se a potência gerada e consumida em cada um dos equipamentos do ciclo, utilizando os dados técnicos do módulo CRO selecionado. Além disso calculam-se alguns índices de desempenho energético, tais quais, rendimento do ciclo, eficiência térmica da cogeração, eficiência elétrica da cogeração, fator de utilização do equipamento, índice de poupança de energia, energia economizada e índice de geração de potência. Estes valores são apresentados na planilha, junto com um diagrama esquemático do ciclo termodinâmico. A aba Custos destina-se a calcular o investimento inicial total do empreendimento, os gastos com operação e manutenção e o custo específico da energia elétrica gerada pelo equipamento CRO. O cálculo do Custo de Energia (COE) foi feito a partir do investimento inicial de capital, do custo com combustível e dos custos de operação e manutenção (ALVES, 2012), e é dado pela Equação 1. COE = CI + CC + f cap H a ᶯ G OM (1) f cap H a Onde CI é o custo de investimento inicial de capital em R$/kW-ano, H a é o tempo de operação em horas por ano, CC é o custo com combustível em R$/kJ, OM é o custo com operação e manutenção em R$/kW-ano, e f cap é o fator de capacidade da planta. Para calcular o custo com operação e manutenção utilizaram-se valores de referência do mercado para projetos envolvendo ciclos CRO (OBERNBERGER et al., 2002). Já para o cálculo do custo de investimento inicial utilizou-se a metodologia sugerida pelo próprio fornecedor dos equipamentos (TURBODEN, 2008). 4

6 Em empreendimentos de médio e grande porte, é comum que o capital inicial seja financiado. Cada parcela da dívida é composta de duas partes: a quota de amortização e os juros. A quota de amortização diminui o valor da dívida e os juros remuneram o capital. A fim de contabilizar estas prestações, aplicou-se ao valor do investimento inicial total (I o ) o fator de recuperação de capital (Equação 3), conforme mostrado na Equação 2 (LIMA et al., 2000). CI = f rci o W el (2) f rc = i(1 + i)n (1 + i) n 1 Onde n é o tempo de vida do empreendimento em anos e i a taxa de juros anual praticada, que deve ser informada pelo usuário. O objetivo da aba Análise Financeira é calcular as entradas necessárias para a simulação do fluxo de caixa. Nela, o gasto anual com a compra de energia da rede na planta com e sem cogeração é obtido através da Equação 4. (3) C EE = (D EE EE gerada )PC EE (4) Onde D EE é a demanda de energia elétrica da instalação, e PC EE o preço de compra de energia elétrica da rede. Para a planta com cogeração, a equação só vale para os casos em que há energia pendente, ou seja, quando o equipamento não é capaz de suprir a demanda elétrica da planta. No caso da planta sem cogeração não há geração de energia, portanto EE gerada = 0. A despesa anual com combustível é obtida a partir da Equação 5. Considerou-se o uso do mesmo combustível para os dois sistemas, com e sem cogeração. Se a potência fornecida pela combustão dos resíduos for capaz de suprir a demanda energética da instalação, este gasto será nulo. Para a planta com cogeração, contabilizou-se também o gasto com combustível adicional nos casos em que há déficit de energia térmica. C comb = m combpc comb d ano (5) Sendo PC comb o preço de compra do combustível em R$/m 3, e d ano o tempo de operação da planta em dias/ano, e m comb a quantidade diária de combustível consumido na caldeira. O total de despesas operacionais anuais da planta é dada pela soma dos custos com energia elétrica, combustível e operação e manutenção, conforme mostrado pela Equação 6. No caso base as despesas com operação e manutenção não são contabilizadas. C oper = C EE + C comb + C O&M (6) A receita total anual de uma planta com cogeração é então proveniente da redução anual de custos operacionais, e da venda do excedente de energia elétrica para a rede, conforme estabelecido pela Equação 7. Sendo PV EE o preço de venda de energia elétrica em R$/kWh. R total = C oper,c/ cog C oper,s/ cog + EE excedente PV EE (7) A aba Fluxo de Caixa tem como objetivo calcular o Valor Presente Líquido e a Taxa Interna de Retorno do empreendimento, através da simulação do fluxo de caixa para um período igual ao tempo de vida do equipamento. As Equações 8 e 9, apresentadas abaixo, foram utilizadas para os cálculos. 5

7 FC 1 VPL = FC 0 + (1 + TMA) 1 + FC 2 (1 + TMA) 2 + FC 3 (1 + TMA) FC n (8) (1 + TMA) n FC 1 0 = FC 0 + (1 + TIR) 1 + FC 2 (1 + TIR) 2 + FC 3 (1 + TIR) FC n (9) (1 + TIR) n A saída do fluxo de caixa (S FC ) no ano n é a soma de todas as despesas referentes a este ano, o que inclui investimento inicial, financiamento e depesas operacionais. A entrada (E FC ) é a receita total anual calculada na aba Análise Financeira. E o lucro líquido é calculado através da Equação 10. L liq = E FC S FC (10) Sobre o lucro líquido incide a alíquota referente ao Imposto de Renda e ao PIS/COFINS. Estes valores e a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) devem ser inseridos pelo usuário na planilha, conforme mostrado pela Figura 4. Figura 4 - Simulação do fluxo de caixa. A aba Payback calcula o tempo de retorno do investimento através do método do payback descontado. Os valores da coluna FC são calculados subtraindo da entrada do fluxo de caixa no ano n, a despesa com O&M referente àquele ano, conforme estabelecido pela Equação 11. FC n = E FC,n D OM,n (11) O FC a Valor Presente no ano n é obtido a partir da Equação 12. FC VP,n = E o FC acumulado é calculado através da Equação 13. FC n (1 + i) n (12) 6

8 FC ac,n = FC VP,n + FC ac,n 1 (13) Como pode ser observado na Figura 4, o retorno do investimento se dá no último ano em que o FC acumulado é negativo. 3 Estudos de Caso O estudo de caso desenvolvido neste trabalho pode ser dividido em dois casos distintos. CASO A - Serraria: o CASO A.1: Simulação de uma serraria onde a energia elétrica é comprada da rede e a energia térmica obtida através da queima de biomassa (cavaco de pinnus) numa caldeira convencional. o CASO A.2: Proposta de substituição da planta original (caso 1) por uma planta com cogeração. Neste caso, os resíduos de biomassa produzidos pela própria planta são utilizados como combustível na caldeira do equipamento CRO. CASO B Frigorífico de Frangos: o CASO B.1: Simulação de uma central de cogeração CRO num frigorífico. Neste caso o gás natural foi utilizado como combustível na caldeira. o CASO B.2: Mesma simulação do caso B.1, mas utilizando óleo combustível como combustível na caldeira. 3.1 Caso A - Serraria No estudo de caso analisou-se uma serraria fictícia de médio porte cujas características estão apresentadas na Tabela 3. O combustível considerado tanto no caso base (sem cogeração) quanto na simulação da planta com cogeração foi o cavaco de madeira (cavaco de pinnus). Tabela 3 - Características operacionais da serraria (Caso A) (OLIVEIRA et al., 1999). Serraria Capacidade de produção [m 3 /dia] 250 Geração de resíduos [m 3 /dia] 125 Demanda térmica [kw th] Demanda elétrica [kw el] [h/dia] 18 Tempo de operação [dias/ano] 365 [h/ano] Receitas e Despesas O preço de compra de energia elétrica varia de acordo com a região do país. Nos estudos de caso adotou-se o custo médio de compra de energia elétrica no setor industrial brasileiro, 0,302 R$/kWh (ANEEL, 2014). Para o preço de venda, considerou-se o valor de 0,16 R$/kWh (FABRES, 2014). Quanto às despesas com mão-de-obra, levou-se em consideração que o alto nível de automatização das centrais CRO permite que a demanda de pessoal seja reduzida a 7

9 atividades de inspeção e manutenção, o que totaliza 5 horas por semana de trabalho (OBERNBERGER et al., 2002). Considerou-se então, um gasto médio de R$ 3000,00 mensais por empregado, e uma necessidade de quatro funcionários para operar todo o sistema Financiamento Em todos os estudos de caso o financiamento do capital inicial foi contabilizado no cálculo do custo de investimento. Para tal, selecionou-se um plano de financiamento do BNDES (PROESCO) voltado para projetos de eficiência energética, entre eles projetos que aumentem a eficiência global do sistema energético, como é o caso das plantas CRO nas serrarias. Estão entre os itens financiáveis: estudos e projetos, obras e instalações, máquinas e equipamentos novos, entre outros. Também fica estipulado que o financiamento é voltado para usuários finais de energia, e que a participação máxima do BNDES é de 80% dos itens financiáveis, e o prazo máximo para o pagamento é de 72 meses (BNDES, 2008). As condições financeiras da linha de crédito estabelecem uma taxa de juros anual de 14,5%. Optou-se por pagar o financiamento em 72 meses, e a partir dessas informações calculou-se o valor da parcela mensal de pagamento da dívida Fluxo de Caixa Estipulou-se um prazo de dois meses para a instalação das máquinas, e início da operação da planta. Sendo assim, nos dois primeiros meses do fluxo de caixa (FC) não há receita nem despesas operacionais, contabilizaram-se apenas o pagamento do financiamento do BNDES e os 20% do investimento inicial que não são financiáveis. Para calcular o Valor Presente Líquido (VPL) e a Taxa Interna de Retorno (TIR) simulou-se o fluxo de caixa para o tempo de vida de um equipamento CRO, em média 20 anos (OBERNBERGER et al., 2002). Nas saídas de caixa, além das despesas operacionais e da parcela do financiamento, considerou-se uma alíquota de 34% referente ao Imposto de Renda, incidente sobre o lucro líquido anual. O PIS e o COFINS, que juntos somam uma alíquota de 9,25%, incidiram sobre o lucro após o desconto do Imposto de Renda. Para o cálculo do TIR, considerou-se uma Taxa Mínima de Atratividade (TMA) de 8% Resultados Os resultados obtidos da simulação da planta sem cogeração (Caso A.1) estão descritos na Tabela 4. Observa-se que a despesa anual com combustível é nula, visto que a potência fornecida pela combustão dos resíduos da serraria é suficiente para atender a demanda térmica da planta. 8

10 Tabela 1 - Resultados para a simulação do caso A.1 (serraria sem cogeração). CASO BASE Consumo Combustível Biomassa Potência fornecida pela combustão de resíduos [kw th] Consumo anual de combustível [m 3 /ano] Potência elétrica contratada da rede [kw el] Consumo anual de energia elétrica da rede [kwh el] Despesas Preço de compra de energia elétrica [R$/kWh] 0,302 Despesa anual com energia elétrica R$ ,20 Despesa anual com combustível R$ - Total de despesas operacionais R$ ,20 Para o Caso A.2 (planta com cogeração), simulou-se a instalação de cada um dos sete equipamentos do catálogo da Turboden. A Tabela 5 apresenta as características dos equipamentos. Tabela 5- Características dos módulos CRO considerados nos estudos de caso (TURBODEN, 2008). Características T200 T500 T600 T800 T1100 T1500 T2000 Potência térmica requerida pela caldeira [kw th] Potência térmica gerada [kw th] Potência elétrica líquida gerada [kw el] A partir da simulação viu-se que os módulos T200, T500, T600 e T800 apresentaram COE mais alto do que a tarifa média paga pela energia elétrica no Brasil, 0,302 R$/kWh. Além disso, apresentam VPL negativo, e TIR menor do que a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) de 8% considerada no estudo de caso. O gráfico da Figura 5 mostra que a medida que a potência elétrica produzida pelo equipamento aumenta, o custo da energia diminui. A partir de aproximadamente 900 kw de potência elétrica gerada, o COE passa a ser menor que a tarifa média de energia praticada no mercado. Por estes fatores, conclui-se que a implantação dos módulos mencionados acima é financeiramente inviável. 9

11 Payback [anos] COE [R$/kWel] 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0, Potência elétrica gerada [kwel] Figura 5 - Gráfico COE x Potência elétrica gerado para o caso A.2 (serraria com cogeração). O gráfico da Figura 6 apresenta a relação entre a potência elétrica gerada pelo equipamento e o payback do empreendimento. Observa-se que o tempo de retorno diminui significativamente até atingir a potência de aproximadamente 1200 kwel. A partir deste ponto o alto custo de investimento inicial faz com que o payback aumente. 15,0 14,5 14,0 13,5 13,0 12,5 12,0 11,5 11,0 10, Potência elétrica gerada [kwel] Figura 6 - Gráfico Payback x Potência elétrica gerada para o caso A.2 (serraria com cogeração). Os módulos T1100, T1500 e T2000 apresentaram payback menor do que o tempo de vida de 20 anos do equipamento. O T1100, apesar de possuir o menor tempo de retorno de investimento (11 anos), não fornece a potência necessária para que a planta atinja a autossuficiência térmica. Já os módulos T1500 e T2000 são ambos capazes de suprir a demanda elétrica e térmica da planta, e apresentam basicamente os mesmos índices de 10

12 desempenho energético. Entretanto o T1500 possui valores de VPL e TIR maiores, e payback menor (12,6 anos), o que o qualifica como a melhor opção para o caso da serraria. A Tabela 6 apresenta os resultados da análise da planta de cogeração operando com o equipamento Turboden T1500. Tabela 2 - Resultados da cogeração para o equipamento T1500, caso A.2 (serraria com cogeração). SITUAÇÃO DA PLANTA SEM COGERAÇÃO COM COGERAÇÃO Equipamento e Combustível Modelo - Turboden T1500 Combustível Biomassa Biomassa Geração de Energia Energia elétrica gerada por ano [kwhel/ano] Energia térmica gerada por ano [kwhth/ano] Consumo Potência elétrica contratada da rede [kwel] Consumo anual de energia elétrica da rede [kwhel] Consumo anual de combustível [m 3 /ano] Autossuficiência Energética Autossuficiência elétrica - SIM Autossuficiência térmica - SIM Despesas Despesa anual com energia elétrica R$ ,20 R$ 0,00 Despesa anual com combustível R$ 0,00 R$ 0,00 Despesa anual com O&M - R$ ,00 Total de despesas operacionais R$ ,20 R$ ,00 Venda de Energia Elétrica Preço de venda de energia elétrica excedente [R$/kWh] - 0,16 Faturamento anual com venda de energia elétrica - R$ ,80 Desempenho Energético Potência útil para cogeração [kwth] Rendimento do ciclo - 18,41% Eficiência térmica da cogeração(etc) - 72,81% Eficiência elétrica da cogeração (EEC) - 16,11% Fator de utilização do equipamento (FUE) - 88,91% Índice de poupança de energia (IPE) - 73,03% Energia economizada (EE) - 26,97% Índice de geração de potência (IGP) - 59,23% Desempenho Financeiro Investimento por energia elétrica gerada [R$/kWhel] 0,190 Investimento por energia total gerada [R$/kWh] 0,033 Custo de Energia - COE [R$/kWhel] 0,236 Tempo de vida do equipamento [anos] 20 Economia operacional anual da planta R$ ,20 Valor Presente Líquido (VPL) R$ ,92 Taxa Interna de Retorno (TIR) 15,69% Payback [anos] 12,6 11

13 3.2 Caso B Frigorífico O caso do frigorífico de frangos foi estudado apenas com o objetivo de analisar a viabilidade técnica e econômica de uma planta de cogeração CRO onde não há geração de resíduos de biomassa. Neste caso, estudou-se a utilização do óleo combustível e do gás natural como combustível na caldeira Características de Operação do Frigorífico Nos cálculos de custos de operação e manutenção, na análise financeira e no fluxo de caixa, utilizaram-se os mesmos dados de entrada (taxa de juros, TMA, IR, PIS/COFINS, preço de compra/venda de energia elétrica) considerados no Caso A. As características de operação do frigorífico de frangos estudado estão descritas na Tebela 7. Tabela 3 - Características de operação do frigorífico de frangos (caso B) (SORDI et al., 2010) Frigorífico de Frangos Capacidade de Produção [cabeças de aves/dia] Demanda térmica [kw th] Demanda elétrica [kw el] [h/dia] 18 Tempo de operação [dias/ano] 365 [h/ano] A tarifa industrial do gás natural depende da quantidade consumida por mês, portanto nos estudos de caso utilizou-se a tabela de faixa de consumo da CEG para estimar o preço de compra do gás natural (CEG, 2014) Resultados As Figuras apresentam os resultados obtidos a partir da simulação dos casos B.1 (gás natural) e B.2 (óleo combustível). Para ambos os casos, analisou-se a instalação de todos os equipamentos disponíveis na ferramenta de cálculo. Observou-se que para todas as simulações dos casos B.1 e B.2, o VPL é negativo e o payback maior do que 20 anos. Além disso, na maioria dos casos não houve economia operacional. Isto se deve ao aumento do consumo de combustível após a implantação do sistema de cogeração. No sistema sem cogeração, queima-se na caldeira apenas a quantidade de combustível suficiente para atender à demanda térmica do frigorífico. Já na planta com cogeração, o consumo de combustível é maior, visto que se deve suprir também a demanda térmica da caldeira do equipamento. Este gasto extra com combustível aumenta significativamente a despesa operacional das instalações com cogeração. A partir dos gráficos das Figuras 7 e 8, é possível observar que o custo com combustível representa uma parcela significativa do COE, 72% no caso B.1, e 76% no caso B.2. 12

14 Composição de Custos (Gás Natural) 3% 22% Custo O&M 72% Custo Investimento Inicial Figura 2 - Composição de custos do COE para o caso B.1 (gás natural). Composição de Custos (Óleo Combustível) 3% 19% Custo O&M 76% Custo Investimento Inicial Figura 8 - Composição de custos do COE para o caso B.2 (óleo combustível). Portanto, mesmo que haja redução anual dos gastos com compra de energia elétrica e/ou faturamento com a venda de energia pra rede, as despesas operacionais superam a receita anual, não havendo assim lucro no empreendimento. A Figura 9 apresenta uma análise de sensibilidade do VPL em função da variação do preço de compra de energia elétrica da rede. Para traçar a curva utilizou-se o equipamento T1500 operando com gás natural e óleo combustível. 13

15 Valor Presente Líquido [kr$] ,5 1 1,5 2 2,5 Gás Natural Óleo Combustível Preço de compra da energia elétrica [R$/kWh] Figura 93 - Análise de sensibilidade do VPL em função da variação do custo da energia elétrica para o caso B. A partir do gráfico observa-se que o VPL do caso B.1 (gás natural) e o do caso B.2 (óleo combustível) só passam a ser positivos a partir de uma tarifa de 1,55 e 2,05 R$/kWh, respectivamente. Portanto, considerando apenas este critério, pode-se concluir que a instalação do equipamento no frigorífico só será economicamente viável se a tarifa de energia praticada no mercado for maior ou igual a estes valores. 14

16 4 Conclusões O presente trabalho mostrou que a implantação de sistemas de cogeração CRO constitui-se como uma alternativa para a geração descentralizada de eletricidade. Através dos estudos de caso realizados, fez-se uma análise técnica e econômica da instalação de equipamentos CRO em setores representativos da indústria brasileira. De uma forma geral, os índices de desempenho energético dos módulos CRO analisados mostraram-se bastante competitivos. O FUE, como medida de eficiência térmica apresentou valor médio de 88,6%, um resultado satisfatório se comparado às modernas aplicações de sistemas de cogeração que podem alcançar até 90% para este indicador. Além disso, O IPE médio de 73,4% mostrou que as plantas CRO são capazes de recuperar boa parte do calor obtido através da queima do combustível, se comparadas às plantas convencionais que produzem separadamente energia elétrica e térmica. O estudo de caso B revelou a influência do custo do combustível sobre o custo específico da energia elétrica (COE). Através da análise, ficou evidente que um dos principais fatores responsáveis por aumentar a despesa operacional de uma planta com cogeração, reduzindo o tempo de retorno do investimento, é o preço do combustível. Para o caso do frigorífico de frangos concluiu-se que mesmo a tarifa máxima de energia elétrica praticada no mercado atualmente (0,48 R$/kWh - ANEEL, 2014), não viabilizaria a instalação de um equipamento CRO operando com óleo combustível ou gás natural. Através da análise do caso A, provou-se que o aproveitamento de resíduos de biomassa para geração de energia através de um módulo CRO, pode aumentar consideravelmente a receita de uma planta industrial. O fato de o combustível não representar um custo para a planta, faz com que o COE alcance valores mais baixos do que o preço de compra da energia da rede, tornando o projeto financeiramente viável sob este aspecto. Em ambos os estudos de caso, os custos com operação e manutenção representaram menos de 10% do COE. Isto prova que o alto nível de automatização dos equipamentos CRO permite reduzir consideravelmente as despesas operacionais, aumentando o retorno financeiro do empreendimento. Se comparados aos motores de combustão interna, os equipamentos CRO constituem-se como uma melhor solução de geração descentralizada de energia para os casos em que o combustível é obtido a custo zero. Apesar do baixo rendimento (cerca de 18%), as plantas de cogeração CRO operando com resíduo de biomassa apresentaram em média um custo de geração de energia menor, 308 R$/MWh contra 680 R$/MWh nos motores de combustão interna. Para a queima de combustíveis convencionais, os motores de combustão interna assumem-se como uma melhor alternativa. Neste caso, os gastos com combustível nos sistemas CRO fazem com que o COE seja quatro vezes maior. A partir dos estudos desenvolvidos, conclui-se que antes de se propor uma solução de cogeração CRO definitiva para uma determinada planta, é fundamental que se realizem simulações com diferentes equipamentos e combustíveis, a fim de avaliar o desempenho do sistema de cogeração no suprimento das demandas da instalação. Estas decisões podem ser facilitadas pelo emprego da ferramenta desenvolvida no trabalho. 15

17 5 Referências Bibliográficas ALVES, A., Estimativa horária de custo real de produção de eletricidade. M. Sc. Dissertação, Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, Porto, Portugal, 2012; BNDES, 2008, O PROESCO Apoio a projetos de eficiência energética. Disponível em: Acesso em: 30 jul. de 2014; CEG, 2012, Disponível em: mid=86. Acesso em 17 agosto de 2014; ÇENGEL, Y., BOLES, M.; Termodinâmica; Terceira Edição; McGraw Hill; 2001; pp ; LACHI, A., O Ciclo Rankine, Disponível em: Acesso em: 20 de jul. 2014; LIMA, C. A, REINAUX JÚNIOR, M., SOUZA, C. R., Central termoelétrica à resíduo de pinus sp. em Água Clara MS. Anais do II Sinergia FCA/UNESP Botucatu pg , MORO, R., PINAMONTI, P., REINI, M., ORC technology for waste-wood to energy conversion in the furniture manufacturing industry. Thermal Science 2008;12:61 73; OBERNBERGER, I., THORNHOFER, P., REISENHOFER, E., Description and evaluation of the new 1000 kwel Organic Rankine Cycle process integrated in the biomass CHP plant in Lienz, Austria, Euroheat & Power, Volume 10, 2002 ; QUOILIN, S., An introduction to thermodynamics applied to Organic Rankine Cycles, Faculty of Appplied Science of the University of Liège, Liège, Bélgica, 2008; Disponível em : Acesso em : 30 jun. 2014; ROCHA, G. Análise termodinâmica, termoeconômica e econômica de uma usina sucroalcooleira com processo de extração por difusão f. Dissertação de Mestrado - Faculdade de Engenharia, Universidade Estadual Paulista, Ilha Solteira, SILVA, A. L., Matemática Financeira Aplicada, Terceira Edição, Editora ATLAS, 2010, , SPLIETHOFF, H., SHUSTER, A., 2006 ; The Organic Rankine Cycle Power Production from Low Temperature Heat, Disponível em: Electricity_generation_from_Enhanced_Geothermal_Systems_- _Strasbourg,_France,_Workshop5/other_contributions/40-slides-0-Spliethoff.pdf Acesso em: 15 jun. 2014, 20:45; TURBODEN, 2008, Application of ORC units in sawmills. Technical-economic considerations. Disponível em: Acesso em: 21 jul. de 2014; TURBODEN, 2013, Technical data sheet Standard cogeneration units. Disponível em: Acesso em: 21 jul. de 2014; 16