Análise de viabilidade técnico econômica da geração solar fotovoltaica aplicada no setor de consumo Residencial, no Brasil

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1 Análise de viabilidade técnico econômica da geração solar fotovoltaica aplicada no setor de consumo Residencial, no Brasil Autores Prof. Dr. Geraldo Lucio Tiago Filho Luzia Silva Riêra Salomon Roberto Meira Jr. OUTUBRO

2 Objetivo Este artigo aborda uma análise da aplicação da micro geração fotovoltaica conectada à rede no tocante à viabilidade técnica e econômica, tendo como pilares, para a análise os aspectos relacionados ao atual modelo de financiamento, as taxas de tarifa e a radiação local. Neste trabalho, os sistemas fotovoltaicos são dimensionados a partir de perfis de demandas características de possíveis consumidores aptos à adotarem o sistema de micro geração distribuída, incentivada pela Resolução ANEEL n.º 482/2012. Com os sistemas dimensionados, são identificados os investimentos iniciais associados à implantação desses sistemas e assim, é feito a caracterização de um fluxo de caixa típico deste tipo de aplicação e, consequentemente, uma análise do Valor Presente Líquido (VPL) e Taxa Interna de Retorno (TIR). Com essas informações são identificadas as zonas de viabilidade de aplicação desses sistemas fotovoltaicos.

3 Proposta Este estudo propõe-se a identificar o melhor tipo de aplicação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de energia, para clientes residenciais do tipo B. Para tanto, foi elaborada uma análise técnico-econômica, baseada nos atuais critérios de financiamento disponíveis para a aquisição de sistemas fotovoltaicos.

4 Estudo de Viabilidade Técnica Tipo de Consumidor Valor da Tarifa de Energia Elétrica Este estudo propõe-se a identificar o melhor tipo de aplicação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de energia. Para tanto, foi elaborada uma análise técnico-econômica, baseada nos atuais critérios de financiamento disponíveis para a aquisição de sistemas fotovoltaicos. As análises são feitas considerando as demandas de 5 a 25 (kwh/dia), que representam os consumidores residenciais do tipo B.

5 Demandas de 5 a 25 (kwh/dia) Valor da Tarifa de Energia Radiação Solar As tarifas residenciais vigentes, disponibilizadas pela ANEEL, não contemplam tributos e outros elementos que fazem parte da conta de energia, tais como: ICMS, PIS e COFINS, Taxa de Iluminação Pública e o Encargo de Capacidade Emergencial. Tendo em vista que a maioria das distribuidoras de energia não fornece dados sobre estes encargos e tributos e as poucas que disponibilizam, fornecem informações imprecisas sobre estas alíquotas, optou-se nesse estudo por estabelecer os valores de tarifa, já se considerando as alíquotas, como sendo de 0,3 à 1,00 R$/kWh, como sendo as tarifas residenciais vigentes. Com relação as radiações solares, neste estudo é considerado a faixa de 2 à 6 (kwh/m².dia), que representam a amplitude de radiações solares no Brasil, conforme o Atlas Brasileiro de Energia Solar.

6 Calculou-se a potência elétrica de saída do inversor (PAC), conforme equação 2.1, que é um dos principais componentes de um sistema fotovoltaico. No estudo são levados em conta as potencias referentes a cada perfil de demanda típico dos consumidores brasileiros e das faixas de radiação existentes no Brasil: PAC = Dem HSP [kwp] (2.1) Onde: PAC é a potência elétrica de saída do inversor [kw], Dem é a demanda típica do consumidor brasileiro [kwh/dia] e HSP representa a quantidade de radiação emitida por horas de sol à pico (KWh/m².dia). Potência Elétrica Saída do Inversor Número de módulos necessários Dimensionamento Sistema Fotovoltaico Potência Necessária a ser gerada Energia diária gerada

7 Com base nessas informações calcula-se a potência necessária a ser gerada (Ppv), conforme equação: Dimensionamento Ppv = PAC Ƞeuro [kwp] (2.2) Onde: Ppv é a potência necessária a ser gerada [kw], PAC é a potência elétrica de saída do inversor [kw] e Ƞeuro é o valor da eficiência do inversor, aqui tomado como sendo 97 [%], de acordo com as informações contidas nos catálogos de fabricantes. Potência Elétrica Saída do Inversor Número de módulos necessários Sistema Fotovoltaico Potência Necessária a ser gerada Energia diária gerada

8 Podemos definir o número de módulos necessários (Mtotal) para o sistema, de acordo com a equação: Dimensionamento Mtotal = Ppv Ppeak [und] (2.3) Potência Elétrica Saída do Inversor Potência Necessária a ser gerada Onde: o Mtotal é número de módulos do sistema fotovoltaico [und], Ppv é a potência necessária a ser gerada [kw] e Ppeak é potência pico do módulo, sob as condições padrões de teste [Wp]. Para este estudo, foram adotados módulos de 240 [Wp]. Número de módulos necessários Sistema Fotovoltaico Energia diária gerada

9 Para o cálculo da energia diária gerada (EdTotal), tem se que: Dimensionamento E d TOTAL = HSP Mtotal [kwh/dia] (2.4) Ppeak/1000 Onde: o EdTotal é energia diária gerada [kwh/dia], HSP representa a quantidade de radiação emitida por horas de sol à pico (KWh/m².dia), Ppeak é potência pico do módulo, sob as condições padrões de teste [Wp] e Mtotal é número de módulos do sistema fotovoltaico [und]. Potência Elétrica Saída do Inversor Número de módulos necessários Sistema Fotovoltaico Potência Necessária a ser gerada Energia diária gerada

10 Define-se como Investimento no empreendimento (Io), a partir da fórmula 2.5: Io = Cmod + Cinv + Cmat + Cmo&eng [R$] (2.5) Onde: Io é o investimento inicial no empreendimento [R$], o Cmod é o custo de aquisição dos módulos fotovoltaicos [R$], o Cinv é o custo de aquisição do Inversor [R$], o Cmat é o custo de aquisição para material empregado na instalação elétrica [R$] e o Cmo&eng é o custo de mão-de-obra e engenharia. O custo de manutenção dos sistemas fotovoltaicos (CM), de acordo Montenegro (2013), pode ser definido a partir da seguinte forma: CM = 1 % I 0 (2.6) Onde: CM é o custo de manutenção dos sistemas fotovoltaicos e Io é o investimento inicial no empreendimento [R$].

11 Os custos de aquisição (Investimento) e custos de manutenção dos sistemas fotovoltaicos foram obtidos a partir de orçamento com empresas brasileiras que fornecem e instalam sistemas fotovoltaicos, que admitem que para as despesas anuais com manutenção, se considerar 1% ao ano sobre o valor total de Investimento no sistema fotovoltaico é um valor plausível e que permitirá uma troca de inversor ao longo da vida útil do sistema.

12 Para se saber o custo unitário do Wp (CUnit), foi utilizada a seguinte fórmula: CUnit = Io Ppv 1000 (2.7) Onde: Io é o investimento inicial no empreendimento [R$] e o Ppv é a potência necessária a ser gerada [kw]. O benefício no empreendimento (Custo Evitado) pode ser determinado a partir da fórmula 2.9: BA = Dd Tr 365 (2.9) Onde: BA é o benefício anual [R$/ano], Dd é a demanda diária [kwh/dia] e o Tr a Tarifa [R$/KwH].

13 Para se obter o valor mensal das parcelas do financiamento, em [R$], em cada um dos sistemas dimensionados, utilizou-se da função PGTO do Excel, (equação 2.10): PC = ( i, Np, Io) (2.10) Onde: PC é o valor das parcelas do financiamento ao ano [R$/ano], i é a taxa de juros com a linha de crédito, Np é o número de parcelas do financiamento e Io é o investimento inicial no empreendimento [R$]. Este é o valor das parcelas anuais para o pagamento do financiamento obtido a partir das condições da linha de crédito CONSTRCARD disponibilizado pela Caixa Econômica Federal (2015), ou seja: taxa de juros de 1,89% a.m. em 72 parcelas ou 6 anos.

14 Valor Presente Líquido (VPL) Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Custo de Disponibilidade Taxa Mínima de Atratividade O modelo de compensação de energia elétrica e a estrutura tarifária vigentes no Brasil não permitem que o consumidor atinja custo zero nas suas faturas. Isso ocorre porque a regulamentação tarifária estabelece a existência do custo de disponibilidade do sistema elétrico, que representa um custo fixo para o cliente Independentemente da quantidade de energia elétrica consumida. Por isso, ainda que o consumidor realize dentro de um período de faturamento iguais valores de geração e o consumo de energia elétrica, haverá o custo de disponibilidade a ser faturado a favor da distribuidora.

15 Valor Presente Líquido (VPL) Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Custo de Disponibilidade Taxa Mínima de Atratividade De acordo com o artigo 98 da Resolução ANEEL 414/2011, o custo de disponibilidade é o valor mínimo faturável, aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo B, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação, a saber: monofásica com o valor em moeda corrente equivalente a 30kW/h; bifásica com o valor equivalente a 50kW/h; e trifásica com o valor equivalente a 100kWh. Ou seja, um consumidor terá que pagar ao mês no mínimo o valor correspondente ao consumo da sua categoria (seja monofásico, bifásico ou trifásico).

16 Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Tarifa R$/kWh 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Valores do Custo de Disponibilidade Anual, para cada tarifa (R$) Conforme mostrado na tabela, o custo de disponibilidade - CD, é o valor em reais equivalente a 100 kwh, tendo em vista que o perfil de análise neste estudo são os consumidores enquadrados na categoria trifásico, por ser o tipo mais provável de cliente a vir instalar sistemas fotovoltaicos conectados à rede. Para uma tarifa de 0,30 R$/kWh, o custo de disponibilidade anual será de R$ 360,00.

17 Valor Presente Líquido (VPL) Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Custo de Disponibilidade Taxa Mínima de Atratividade Para as análises de retorno do investimento, é necessário definir a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) que é uma taxa de juros que representa o mínimo que um investidor se propõe a ganhar quando faz um investimento, ou o máximo que uma pessoa se propõe a pagar quando faz um financiamento. O critério para definição do valor da TMA a ser utilizada neste trabalho está fundamentado na remuneração da caderneta de poupança. Visto que este tipo de investimento também pode ser considerado como familiar. Desta forma, estipula-se 7% como sendo a TMA

18 Valor Presente Líquido (VPL) Custo de Disponibilidade Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Taxa Mínima de Atratividade Para a análise da atratividade do empreendimento pode ser levado em conta o fluxo de caixa, com financiamento, definido a partir do valor Presente Líquido VPL. O número de anos do fluxo de caixa são 25 anos, de acordo com a vida útil dos sistemas fotovoltaicos. A fórmula do fluxo de caixa é dada pela seguinte Equação: VPL = t=1 n R j Cj (1+i) t I [R$] (2.11)

19 Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Onde, nos 6 primeiros anos - linha de crédito CONSTRUCARD, disponibilizado pela Caixa Econômica Federal, com taxa de juros de 1,89% a.m. em 72 parcelas (6 anos): Rj = Beneficio no empreendimento ou Custo Evitado/Ano (R$), Cj = Valor das Parcelas ao Ano (R$), i = Taxa de desconto ou TMA (%) (Banco Central - Poupança), t = tempo, I = Valor Médio do Custo de Disponibilidade Anual, para a tarifa (R$) e Custo de Manutenção anual do Sistema Fotovoltaico (R$). E do ano 7 ao ano 25: Rj = Beneficio no empreendimento ou Custo Evitado/Ano (R$), i = Taxa de desconto ou TMA (%) (Banco Central - Poupança), t = tempo, I = Valor Médio do Custo de Disponibilidade Anual, para a tarifa (R$) e Custo de Manutenção anual do Sistema Fotovoltaico (R$).

20 Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Onde, nos 6 primeiros anos - linha de crédito CONSTRUCARD, disponibilizado pela Caixa Econômica Federal, com taxa de juros de 1,89% a.m. em 72 parcelas (6 anos): Rj = Beneficio no empreendimento ou Custo Evitado/Ano (R$), Cj = Valor das Parcelas ao Ano (R$), i = Taxa de desconto ou TMA (%) (Banco Central - Poupança), t = tempo, I = Valor Médio do Custo de Disponibilidade Anual, para a tarifa (R$) e Custo de Manutenção anual do Sistema Fotovoltaico (R$). E do ano 7 ao ano 25: Rj = Beneficio no empreendimento ou Custo Evitado/Ano (R$), i = Taxa de desconto ou TMA (%) (Banco Central - Poupança), t = tempo, I = Valor Médio do Custo de Disponibilidade Anual, para a tarifa (R$) e Custo de Manutenção anual do Sistema Fotovoltaico (R$).

21 Valor Presente Líquido (VPL) Custo de Disponibilidade Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica Taxa Mínima de Atratividade Os parâmetros para análise deste estudo: as demandas de 5 a 25 (kwh/dia), radiações solares na faixa de 2 à 6 (kwh/m².dia) e valores de tarifa, de 0,3 à 1,00 R$/kWh, geraram ao todo duzentos fluxos de caixa, ou seja, duzentas possibilidades de potenciais consumidores utilizando sistemas fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de energia e a identificação do melhor tipo de aplicação dessa tecnologia, no Brasil.

22 Variação da potência instalada em função da demanda Para a análise dos estudos de casos, em consonância o mercado nicho de potenciais consumidores que possuem residências que consomem entre 5 e 25 [kwh/dia] e a uma faixa de radiação 2 a 6 (kwh/m².dia), foram calculadas as potências necessárias a serem geradas, conforme as equações 2.1 e 2.2, já descritas. Foi obtido o número de módulos de cada sistema, também já demonstrado na equação 2.3. Na tabela 4.1, são apresentados os parâmetros técnicos para o dimensionamento de 25 tipos de sistemas fotovoltaicos analisados neste trabalho:

23 Variação da potência instalada em função da demanda Nível de Radiação - kwh/m².dia Dem. kwh/dia Pot. kwp N. Unid Pot. kwp N. Unid Pot. kwp N. Unid Pot. kwp N. Unid Pot. kwp N. Unid 5 2, ,72 8 1,29 6 1,03 5 0, , , , ,06 9 1, , , , , , , , , , , , , , , ,3 18 Tabela 4.1: Potencia a ser gerada e quantidade de módulos necessários do sistema fotovoltaico, em função do nível de radiação e demanda Na tabela acima, Pot. é a potência a ser gerada, N é a quantidade de módulos necessários do sistema fotovoltaico e Dem. é a demanda. Com isso, temos que as potencias instaladas (kw/dia) darão o seguinte perfil às demandas:

24 Variação da potência instalada em função da demanda Pode-se observar que quanto maior a demanda e menor a radiação incidente no local, maior será a potência necessária a ser gerada pelo sistema fotovoltaico para suprir essa demanda. Sendo assim, o sistema com maior potência instalada [kw/dia] é o de radiação 2 [KWh/m².dia] com uma demanda de 25 [KWh/dia].

25 Variação dos investimentos em função da demanda O valor do investimento nos empreendimentos é calculado de acordo com a equação 2.5. Levando se em conta os custos praticados no mercado, levantados através de uma consulta com fornecedores e o resultado é apresentado na tabela 4.2 e na figura 4.2: Demanda kwh/dia Radiação KWh/m².dia R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 10 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 15 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 20 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 25 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 R$ ,00 Tabela 4.2: Investimento nos empreendimentos (R$)

26 Variação dos investimentos em função da demanda Também podemos observar que quanto maior a demanda e menor a radiação incidente no local, maior será o investimento necessário para a aquisição do sistema.

27 Variação dos custos unitário em função da demanda Com os valores de investimento apresentados na tabela 4.2, assim como na figura 4.2, através da equação 2.7 obtém-se os custos unitários em função da capacidade instalada de cada sistema fotovoltaico para cada radiação, cujos resultados são apresentados na Figura 4.3:

28 Variação dos custos unitário em função da demanda Na figura 4.3 observa-se, que quanto menor a potência necessária a ser gerada pelo sistema fotovoltaico para atender as demandas, maior será o seu custo. E que, para demandas de tendendo a 25 kwh/dia, os custos unitários convergem para um valor médio de 8,00 [R$/Wp], independente da radiação. Ou seja, se aproxima do valor de referência da EPE (2014), que é de 7,7 R$/Wp para sistemas fotovoltaicos no Brasil.

29 Variação da energia diária gerada em função da demanda A energia gerada foi calculada na equação 2.8 e, conforme esperado, a energia produzida por esses sistemas possui valores muito próximos das demandas, independentemente da radiação incidente, visto que esses sistemas são dimensionados para atender a demanda dos consumidores, de acordo com a resolução 482/12 da ANEEL, tendo em vista que a geração de excedente de energia não resulta em benefícios ao investidor residencial. Estes fatores foram condicionantes com relação ao valor do Investimento de cada um dos 25 tipos de sistemas fotovoltaicos. Podemos observar na Tabela 4.3 e na figura 4.4: Demanda kwh/dia Radiação KWh/m².dia ,28 5,76 5,76 6,00 5, ,56 10,80 10,56 10,80 11, ,84 15,84 16,32 15,60 15, ,64 20,88 21,12 21,60 21, ,92 25,92 25,92 26,40 25,92 Tabela 4.3: Energia Diária Gerada (kwh)

30 Variação da energia diária gerada em função da demanda

31 Custo evitado em função da tarifa para cada demanda Um dos parâmetros para se analisar a viabilidade econômica do empreendimento é determinar o seu benefício ou o Custo Evitado anual [R$/ano]), calculados na equação 2.9 para as diferentes tarifas consideradas e que estão apresentados na figura 4.5:

32 Custo evitado em função da tarifa para cada demanda Na Figura 4.5 observase que a relação tarifa e demanda impacta nos valores deste benefício: quanto maiores a demanda e tarifa a serem aplicadas, maior serão os benefícios no empreendimento.

33 Custo evitado em função da tarifa para cada demanda Com a finalidade de se obter uma análise de viabilidade mais detalhada, foi calculado o valor presente líquido (VPL) das demandas, em cada tarifa, para as radiações de 2 à 6 kwh/m².dia. A análise foi feita para um período de 25 anos. O desempenho financeiro dos sistemas fotovoltaicos nesta análise foi avaliado com a metodologia de fluxo de caixa. Como já mencionado, neste trabalho foi adotada a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) no valor de 7,00 % a.a. A partir dos cálculos, conforme as figuras 4.6 a 4.10 obtém-se o valor presente líquido (VPL), e nas situações em que o VPL obteve um alcance de R$ 0,00 (Resgate completo do capital investido), o investimento é economicamente atrativo. A seguir, são apresentados gráficos, de VPL determinados para as tarifas de 0,3 1 R$/kWh, para as diferentes radiações: de 2 à 6 kwh/m².dia.

34 Tarifas Residenciais Vigentes - Distribuidoras Tarifas Residenciais Vigentes Distribuidoras (R$/kWh) 2 - AmE 4 - COSERN 5 - COELBA 8 - CPFL Leste Paulista 10 - CNEE 12 - ELETROPAULO 14 - CPFL Mococa 16 - CEMAR 18 - CEMAT 20 - LIGHT 22 - CEEE-D 24 - BANDEIRANTE 26 - CEMIG-D 28 - CPFL- Piratininga 30 - CHESP Tabela 4.4: Tarifas Residenciais Vigentes Distribuidoras (R$/kWh). Fonte: ANEEL (2015)

35 O Atlas Brasileiro de Energia Solar apresenta os resultados em quilowatts hora por metro quadrado. O valor dado em kwh/m² é chamado de Horas de Sol Pico (HSP) ou Horas de Sol Pleno.

36 Alcance do VPL em função da tarifa para cada demanda Irradiação Solar 2 kwh/m².dia

37 Alcance do VPL em função da tarifa para cada demanda Irradiação Solar 3 kwh/m².dia

38 Alcance do VPL em função da tarifa para cada demanda Irradiação Solar 4 kwh/m².dia

39 Alcance do VPL em função da tarifa para cada demanda Irradiação Solar 5 kwh/m².dia

40 Alcance do VPL em função da tarifa para cada demanda Irradiação Solar 6 kwh/m².dia

41 Conclusões Conforme os gráficos de 4.6 à 410 verifica-se que para a microgeração distribuída com sistemas fotovoltaicos residenciais mostram-se economicamente atrativos a partir da radiação de 4 kwh/m², para demandas de 20 kwh/dia, com as tarifas de energia de 1 R$/kWh, demandas de 25 kwh/dia com as tarifas de energia de 0,9 à1 R$/kWh. Analisando o comportamento das VPL obtidos, levando-se em consideração as atuais tarifas de energia praticadas pelas concessionárias de distribuição de energia, que são em torno de no mínimo 0,60 (R$/kWh); que os índices de radiação mais comuns nas regiões do país como sendo em torno de 4 kwh/m².dia à 5 kwh/m².dia; os valores de investimento dos sistemas fotovoltaicos atualmente praticados no mercado brasileiro e as condições de financiamento disponível, pode-se concluir que os empreendimentos de microgeração com sistemas fotovoltaicos se viabilizam a partir da radiação de 4 kwh/m².

42 Conclusões Os gráficos mostram que também se viabilizam empreendimentos com seguintes condições: Com índices de radiação de 5 kwh/m².dia: demandas de 15 kwh/dia com tarifas de energia de 1 R$/kWh; demandas de 20 kwh/dia com tarifas de energia de 0,9 à 1 R$/kWh e com demandas de 25 kwh/dia com as tarifas de energia de 0,8 à1 R$/kWh. Com índices de radiação de 6 kwh/m².dia: demandas de 10 kwh/dia, com as tarifas de energia de 0,8 à 1 R$/kWh; demandas de 15 kwh/dia, com as tarifas de energia de 0,8 à 1 R$/kWh; demandas de 20 kwh/dia, com as tarifas de energia de 0,8 à 1 R$/kWh e demandas de 25 kwh/dia, com as tarifas de energia de 0,7 à1 R$/kWh.

43 Conclusões Os autores concluem que quatro fatores cruciais para o progresso da viabilidade de sistemas fotovoltaicos no Brasil, como: a diminuição da taxa de juros, o aumento dos preços da tarifa de energia, a melhoria de um conjunto abrangente de leis e regulamentos que forneçam a base para os sistemas fotovoltaicos conectados à rede, e a diminuição de preços do sistema fotovoltaicos. Se o governo e a indústria fizerem melhorias nesses fatores fundamentais, o Brasil pode em breve tornar-se um mercado em expansão para a tecnologia fotovoltaica.

44 Referências Bibliográficas ANEEL. Resolução Normativa n. 414, de 09 de setembro de Brasília, Disponível em: < /bren pdf>. ANEEL. Resolução Normativa n. 482, de 17 de abril de Brasília, Disponível em: < ANEEL. Tarifas Residenciais. Disponível em: < Acesso em 17/0/2015. Pereira, E. B. et al. Atlas Brasileiro de Energia Solar. [S.l.], Photovoltaic Systems. Dunlop, J. P. In partnership with NJATC (Author) ATP. Energia Fotovoltaica: Manual sobre tecnologias, projeto e instalação GREENPRO. Understanding Renewable Energy Systems. Quaschning, V Earthscan London. Ministério de Minas e Energia. Plano decenal de expansão de energia Rüther R, Zilles R. Making the case for grid-connected photovoltaics in Brazil. Energy Policy p Martins F R, Rüther R. Solar energy scenarios in Brazil. Part two: Photovoltaics applications. Energy Policy p