ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE TRÊS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA APLICADA A SISTEMAS RESIDENCIAIS NO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL, BRASIL

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1 ASADES Acta de la XXXVIII Reunión de Trabajo de la Asociación Argentina de Energías Renovables y Medio Ambiente Vol. 3, pp , Impreso en la Argentina. ISBN ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE TRÊS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA APLICADA A SISTEMAS RESIDENCIAIS NO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL, BRASIL F. Frosi, C. Battisti e A. J. Bühler Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Sul, IFRS - Campus Farroupilha Av. São Vicente, 785 Farroupilha, Rio Grande do Sul, Brasil Tel. 55 (54) , ajbuhler@gmail.com Recibido 01/09/15, aceptado 02/10/15 RESUMO: Somente no ano de 2015, o custo da energia elétrica residencial no Brasil aumentou cerca de 40% motivado pelo aumento no uso das termoelétricas. Diante deste cenário, sistemas fotovoltaicos residenciais conectados à rede passam a ser uma excelente alternativa de geração, proporcionando uma energia limpa e a um custo fixo, diferente da energia elétrica da rede, cujo preço tende a continuar subindo. Este trabalho apresenta uma análise comparativa para três tecnologias de geração fotovoltaica aplicada em sistemas residenciais para o estado do Rio Grande do Sul, Brasil. Foram simulados sistemas para atender ao consumo médio residencial de energia do estado levando em conta dados de radiação solar representativos da região. Além disso, uma análise comparativa do tempo de retorno dos três sistemas foi realizada, mostrando que, para as condições analisadas, o silício multicristalino seria a opção mais viável. Palavras chave: Sistema fotovoltaico conectado à rede, matriz energética, módulo fotovoltaico, CIGS. INTRODUÇÃO A demanda mundial e brasileira de energia vem crescendo continuamente, porém a oferta de energia elétrica não tem aumentado de forma proporcional a esta demanda. Frente a esse panorama as fontes renováveis de energia apresentam-se como uma alternativa a ser explorada e avaliada a fim de proporcionar uma maior qualidade e segurança no abastecimento de energia elétrica (Signorini et al, 2014). Embora mundialmente a energia solar fotovoltaica venha avançando nos últimos anos de maneira mais rápida que as outras fontes de energia renováveis, no Brasil a potência energética solar instalada ainda é muito pequena considerando a incidência solar disponível no território, que varia de 4,8 a 6,0 kwh/m². Como comparativo, o país líder mundial em potência fotovoltaica instalada, a Alemanha, tem sua incidência solar entre 2,46 kwh/m² a 4,52 kwh/m², representando em 2012 cerca de 50% da potência mundial fotovoltaica instalada (EPE,2012). A geração direta de eletricidade a partir da energia solar, através do efeito fotovoltaico, se apresenta como uma das melhores formas de geração de energia elétrica. Além de ser uma fonte limpa de produção de energia, ou seja, que não causa danos ao meio ambiente, a energia fotovoltaica possui versatilidade, já que pode ser instalada tanto em áreas isoladas, onde não há eletricidade, como também em grandes centro urbanos sobre casas ou edifícios, aproveitando um espaço já antes utilizado. Dessa forma a inserção de energia fotovoltaica na matriz energética nacional, de forma complementar, poderia trazer grandes benefícios tanto ao setor energético, quanto aos setores econômico, ambiental e social do país (Kauffmann, 2012). A demanda energética do Brasil tem aumentado constantemente nos últimos anos e associado a esse aumento no consumo, que foi de 67% entre os anos de 2004 e 2014 (EPE, 2014), o baixo regime de chuvas nos dois últimos anos contribuiu para um aumento histórico na conta de energia elétrica dos brasileiros. Desde 02 de março de 2015 está em vigor o novo valor da tarifa de energia elétrica, determinado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), para todas as distribuidoras. Esse 04.01

2 aumento se deve ao aumento do custo de geração de energia hidrelétrica e acionamento de usinas termoelétricas, por conta do baixo nível de água dos reservatórios das usinas. Inicialmente, o aumento médio de uma conta para clientes residenciais foi de 33%, porém este aumento já superou os 41% neste segundo ano (AES Eletropaulo, 2015). Com o valor da conta de energia elétrica cada vez mais alta, uma alternativa que já existe no mercado, porém ainda pouco explorada no Brasil é a instalação de sistemas fotovoltaicos de geração em âmbito residencial. Esses sistemas permitem reduzir o valor pago nas contas de energia, já que logo após sua instalação, o sistema inicia o seu processo de geração de energia limpa. Ligados à rede, os sistemas fotovoltaicos geram energia que é medida por um relógio bidirecional. De acordo com a legislação brasileira (ANEEL, 2012), ao final de cada mês, se o sistema fotovoltaico gerar mais energia que a demanda pela instalação consumidora, a energia excedente é entregue à rede elétrica e o medidor registra esta energia. O contrário ocorre quando a edificação consome mais energia que a gerada pelo sistema fazendo que, neste caso, o medidor registre o fluxo no sentido contrário (Pinho e Galdino, 2014). Entretanto, caso a energia gerada seja superior à consumida, o proprietário não recebe valor algum da concessionária. Ao invés disso, a concessionária transforma o excedente de produção em créditos de energia que podem ser usados em até 36 meses. Este trabalho tem como objetivo a análise de três diferentes sistemas fotovoltaicos instalados em residências que possuam um consumo médio mensal de 180 kwh/mês (consumo médio no Rio Grande do Sul), avaliando seu custo/beneficio juntamente com uma análise relativa entre as tecnologias estudadas do tempo de retorno do investimento. É realizado também um estudo simples do impacto na matriz energética se uma pequena parte da população instalasse sistemas fotovoltaicos residenciais como os dimensionados nesse trabalho. Por fim, são discutidos possíveis motivos para a geração fotovoltaica não ser tão explorada em âmbito nacional, mesmo com o alto nível de radiação solar disponível. SISTEMA FOTOVOLTAICO RESIDENCIAL O Brasil, de uma maneira geral vem crescentemente aumentando o número de consumidores de energia nos últimos anos e aumentando também o consumo per capita. Com isso, a demanda de energia elétrica também tem aumentado muito e constantemente, sendo cada vez mais necessária a busca por novas fontes de produção de energia. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE, 2015) em 2013 o Brasil obteve um aumento de 6,16% no consumo de energia elétrica residencial. O Rio Grande do Sul (RS) teve um crescimento de 5,64% na média de consumo residencial de energia e um crescimento de 3% apenas no número total de consumidores residenciais chegando a consumidores, sendo a estes atribuídos um consumo médio residencial de 181,3kWh/ mês. Tendo em vista o aumento gradativo de demanda de energia elétrica e a situação atual de geração no Brasil, que intensificou o uso das termoelétricas, o momento é o mais favorável da história para a instalação de sistemas de geração fotovoltaica a nível residencial. O objetivo deste trabalho é o dimensionamento de um sistema de geração de energia fotovoltaica conectado à rede para uma casa definida com um consumo padrão no estado do Rio Grande do Sul. São dimensionados três sistemas diferentes, cada um com uma tecnologia de módulo distinta e para cada caso a energia gerada ao longo do tempo é analisada. Cada um dos sistemas foi dimensionado para gerar 80% da energia média consumida, devido à política adotada pelo governo brasileiro, que não contempla um melhor aproveitamento econômico para uma geração maior (mesmo no caso da geração ser, em média, igual ao consumo, o consumidor ainda paga tributos pela energia gerada e uma taxa pelo uso da rede de distribuição). Se faz necessário um sistema com potência que atenda um consumo de 145 kwh/mês, que corresponde a 80% do consumo médio de uma casa no Rio Grande do Sul. Para o dimensionamento do sistema também é preciso analisar a radiação solar presente na região a ser instalado. Segundo o Atlas Brasileiro da Energia Solar (2006), a região possui um potencial de radiação aproximada de 5,2 kwh/m² (média anual) para o plano inclinado, conforme a figura 1, podendo variar em outras áreas do Estado, porém com dados muito próximos, não influenciando significativamente numa eventual produção total de energia. A radiação inclinada foi obtida para um ângulo igual a latitude média do estado do Rio Grande do Sul, que é de 30º

3 Figura 1- Mapa Solarimétrico brasileiro da radiação solar no plano. Fonte: Atlas Brasileiro de Energia Solar De posse dos dados de radiação inclinada e do consumo médio é possível calcular a potência a ser instalada para atender a demanda da residência através da equação (1): P M = Consumo tg PR D (1) onde o consumo deve ser kwh/mês, P M é a potência da instalação, G D é a irradiação disponível em kwh/m²/dia, t é o tempo em dias de geração e PR é a taxa de desempenho do sistema (do inglês, Performance Ratio) que pode variar conforme as especificações do sistema instalado como localização, distribuição espectral da irradiância do local, tecnologia de módulo empregada no sistema, além de outros fatores que podem influenciar na produção da energia fotovoltaica, como acúmulo de poeira sobre os módulos ou perdas por conexão. Determinando um consumo de 145 kwh/mês e considerando uma radiação disponível de 5,2 kwh/m² com um tempo de 30 dias correspondente a um mês, é possível dimensionar o sistema para gerar energia suficiente para atender a demanda. O dimensionamento do sistema passa ainda pela escolha dos módulos e do inversor, sendo que a máxima tensão e corrente gerada pelo sistema devem estar dentro dos limites do inversor escolhido. A partir dos dados analisados e com a potência do sistema definida fez-se uso do software SAM (System Advisor Model) para a simulação do sistema a fim de se obter todos os parâmetros de do sistema de geração, bem como uma estimativa de energia gerada ao longo dos anos e o custo de investimento na tecnologia fotovoltaica para o mercado local. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Para efeito de estudo, foram escolhidos três diferentes tecnologias de módulos para o dimensionamento do sistema, analisando a disponibilidade de cada tecnologia no mercado brasileiro e levando-se em conta também o preço e eficiência de cada módulo. Conforme a tabela 1 foram escolhidas três diferentes tecnologias de módulos disponíveis, sendo estes de tecnologia CIGS, silício monocristalino (m-si) e silício multicristalino (mc-si). Os módulos de silício monocristalino e silício multicristalino 04.03

4 são os que abrangem a maior parte do mercado brasileiro sendo que o mc-si o mais facilmente encontrado para comercialização, exatamente de acordo com o cenário mundial. Por outro lado, módulos de filmes finos não são facilmente encontrados para comercialização no Brasil. Apesar dos módulos possuírem potências diferentes o sistema é dimensionado como um todo, não afetando o resultado final. A escolha da tecnologia CIGS foi feita devido à boa qualidade desses módulos, boa eficiência e boa relação $/Wp. Dados Si Monocristalino Si Multicristalino CIGS Tipo de Módulo Marca/Modelo Jinko Solar JKM- 265M-96 Canadian Solar CS5P- 255P TSMC TS- 160C1 Potência Módulo [W] Eficiência (η) [%] 15,26 15,6 14,7 Preço [R$/Wp] 5,36 3,37 4,42 Taxa de 0,79 0,80 0,85 desempenho (PR) Tensão de circuito 61,7 37,4 64,5 aberto (V oc ) Corrente de curto circuito (I sc ) 5,8 9 3,5 Tabela 1: Dados técnicos dos módulos escolhidos para a simulação Pela tabela 1 observam-se valores de taxa de desempenho para cada tecnologia de módulo sendo possível calcular a potência a ser instalada para cada tecnologia para que seja atendida a demanda estipulada. Assim, cada sistema foi dimensionado para atender a demanda de energia levando em conta todas as perdas previstas no software de simulação por meio da taxa de desempenho. Com esta metodologia, a potência a ser instalada deve ser de 1,16 kw para o sistema com módulos de silício multicristalino, 1,09 kw para sistemas com módulos CIGS e 1,26kW para sistemas com módulo de silício monocristalino. Sabendo a potência a ser instalada, calcula-se o número de módulos do sistema para que se atenda a potência desejada, atingindo então a potência projetada para o sistema. Os dados da potência desejada, total de módulos de cada sistema e potência efetiva de cada sistema estão apresentados na tabela 2. A potência efetiva do sistema nada mais é do que o número de módulos vezes a potência de cada módulo, visto que os sistemas foram dimensionados com apenas um arranjo de módulos ligados em série. Módulo P M desejada [kw] Total módulos Potência por Potência efetiva módulo (W) do sistema [kw] Si Monocristalino 1, ,325 Si Multicristalino 1, ,275 CIGS 1, ,12 Tabela 2 Potência desejada, número de módulos e potência efetiva de cada sistema. De acordo com os dados apresentados pela tabela 2, observa-se que o sistema com a maior potência efetiva é aquele composto por módulo de silício monocristalino, com potência de 1,325 kw. Em função desta potência foi escolhido um inversor de frequência de 1500 W com preço de 4,79 R$/Wp. Foi escolhido um inversor da marca Fronius, modelo 1.5-1, por apresentar a melhor relação custo/benefício dentre os diversos modelos disponíveis no mercado brasileiro que atenderiam os requisitos do sistema fotovoltaico. Este inversor apresenta uma corrente DC máxima de 13,3 A e uma máxima tensão de entrada de 420 V. Há valores de potência de inversores mais próximos disponíveis no mercado brasileiro, porém estes inversores possuem valores de máxima corrente de entrada muito baixa, fazendo-se necessária a utilização de um inversor com uma potência minimamente mais elevada. A escolha do inversor Fronius também foi motivada por sua boa curva de eficiência, que é apresentada na figura 2, onde Mppt- Baixa corresponde a curva de eficiência obtida pela potência relativa à mínima tensão DC de operação do inversor, Mppt- Alta corresponde à máxima tensão DC de 04.04

5 operação e Vdco é a tensão média, entre a máxima e mínima tensão DC de operação do inversor escolhido. Figura 2 Curva de eficiência do inversor Fronius Fonte: Dados SAM SIMULAÇÃO DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Com o valor do kwh dos módulos avaliados, juntamente com o valor do kwh do inversor escolhido, é possível determinar o valor do sistema, porém esse valor compreende apenas o custo dos módulos mais o custo do inversor, uma vez que os valores de mão de obra de instalação podem variar muito de região para região e os valores gastos com periféricos, representam uma pequena parcela do sistema como um todo, conforme a tabela 3. Tecnologia Preço (R$/Wp) Potência Instalada (KW) Preço Módulo + Inversor (R$) CIGS 4,42 1, m-si 5,36 1, mc-si 3,37 1, * Preço do Inversor: R$ Tabela 3: Preço do sistema Conforme visto em tabela é possível perceber que o sistema que apresenta menor valor é o que compreende a tecnologia de módulos multicristalinos, ao custo de R$ Uma vez estabelecida a potência do sistema, ligação e formação do arranjo, tecnologia de módulos e inversor, cada sistema foi simulado separadamente com o software SAM. Em todas as simulações não foram levadas em conta perdas por sombreamento por se tratar de uma situação especifica para um sistema físico instalado e por variar dependendo do local de escolha para instalação do sistema. Por outro lado, perdas por mismatch, perdas em conexões e diodos e perdas resultantes da fiação foram levadas em conta utilizando valores padrão do software, sendo de 2% as perdas por mismatch e 0,5% as perdas em conexões e diodos, assim como as perdas por acúmulo de sujeira (5 W/m²). Com todos os valores fixados, as perdas no sistema assumiram um total de perda aproximada de 4,4%. Cada tipo de módulo também possui uma degradação diferente, sendo que para este estudo foram utilizados valores de 1,15%/ano para o CIGS, 0,78%/ano para o Si multicristalino e 0,76%/ano para o Si monocristalino (Jordan e Kurtz, 2013). Módulos CIGS. O sistema com tecnologia de filmes finos CIGS necessita de um total de 7 módulos de 160 W 04.05

6 conectados em série para atender a especificação de potência de 1,12kW (conforme a tabela 2), sendo esta a potência calculada para atender a demanda de geração de energia designada pelo projeto de 145 kwh. O módulo escolhido foi um módulo da marca TSMC modelo TS-160C1. A figura 3 mostra a produção mensal de energia do sistema. Observa-se uma produção maior nos meses de novembro, dezembro e janeiro, justamente os meses de verão onde a incidência de radiação é maior na região, chegando a 187 kwh/m² de radiação mensal com a maior produção de 175 kwh no mês de janeiro. Por outro lado, nos meses de junho e julho, a produção de energia apresenta-se bastante reduzida devido ao fato de estes meses serem os que apresentam a menor radiação solar mensal, já que neste período é no inverno no hemisfério sul. O mês que apresenta a menor radiação solar mensal é o mês de junho com aproximadamente 95 kwh/m². Calculando a produção total de energia chega-se ao valor médio anual de 1576 kwh. Conforme a figura 3, para os meses de verão o sistema atende perfeitamente o consumo estipulado de 145 kwh, porém, nos meses de inverno há uma diminuição acentuada na produção de energia, não sendo possível atender a demanda estabelecida de 80% do consumo residencial típico de uma casa no Rio Grande do Sul. Ainda de acordo com a figura 3 é possível observar que a energia DC produzida é maior que a energia que alimenta a rede, devido às perdas provenientes do inversor de frequência. Com o passar dos anos o sistema fotovoltaico sofre redução na produção da energia produzida devido à degradação dos módulos e perdas provenientes do sistema como um todo. Após 25 anos de instalação, o sistema sofre uma queda de 24% na produção de energia devido à degradação nos módulos, que para o CIGS foi assumida como de 1,15% ao ano. Assim, ao 25º ano a produção anual de energia cai para 1193,4 kwh. Figura 3 Produção de energia mensal do sistema com módulos CIGS na entrada e saída do inversor. Módulos de silício multicristalino. Os módulos mc-si são os mais encontrados no mercado brasileiro e também os que têm menor relação $/Wp em comparação as outras tecnologias pesquisadas. Para a simulação utilizou-se um módulo com 255 W de potência, com tensão de circuito aberto de 37,4 V e corrente de curto-circuito de 9 A, conforme a tabela 1. Para atender a demanda de 145 kwh são necessários 5 módulos, todos conectados em série, acarretando assim em uma potência de 1,275 kw e uma energia total gerada de 1691 kwh/ano. A partir da simulação é possível também obter informações sobre a energia produzida mensalmente (figura 4). Assim como nos módulos CIGS, observa-se nitidamente um aumento de energia nos meses com maior disponibilidade de radiação e uma diminuição acentuada de energia produzida nos meses com menor radiação. No mês de janeiro, de maior incidência de radiação, a geração de energia chega a 201 kwh enquanto no mês de junho a energia produzida não supera os 102 kwh

7 Figura 4 Produção de energia mensal do sistema com módulos de silício multicristalino na entrada e na saída do inversor. Como os módulos mc-si possuem uma degradação média anual de 0,78 % estima-se uma queda de produção anual ao longo de 25 anos de 17,15% na geração de energia. Assim, a energia anual gerada no 25º ano cai para 1400 kwh. Módulos de silício monocristalino. Os módulos m-si também são facilmente encontrados no Brasil, assim como no caso do mc-si e possuem a maior eficiência entre todas as tecnologias disponíveis no mercado brasileiro. Para atender ao projeto foi escolhido um módulo com 265 W com tensão de circuito aberto de 61,7 V e corrente de curto-circuito de 5,8 A, com eficiência de 15,26%. Foi dimensionado um sistema com 5 módulos em série com potência de 1,325 kw capaz de gerar uma energia total ao longo do primeiro ano de instalação de 1739 kwh. A figura 5 apresenta a produção mensal de energia que acompanha a curva característica de radiação anual disponível. Observa-se que o mês de janeiro apresenta uma produção média de energia de 206,5 kwh e o mês de junho possui uma média de geração de energia de 94,58 kwh, sendo que a produção média anual pode ser descrita com um valor de aproximadamente 144,9 kwh. A degradação média dos módulos m-si foi assumida em 0,76% e seu impacto na perda de energia gerada anualmente é apresentada na figura 5. Com essa taxa de degradação, ao fim de 25 anos o sistema possui uma queda de produção de 16,73%, caindo para uma energia gerada com valor de 1448 kwh ao longo do 25º ano de operação do sistema. Figura 5 Produção de energia mensal do sistema com módulos de silício monocristalino na entrada e na saída do inversor

8 CENÁRIO DE INSERÇÃO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS NO RIO GRANDE DO SUL. Tendo em vista grande demanda de energia elétrica e o crescimento gradual do consumo de energia, faz-se necessário a utilização de novas fontes de obtenção de energia para atender a demanda de consumo brasileira. No Brasil, atualmente 64% de toda energia elétrica produzida provém de hidrelétricas. As usinas termelétricas representam 28,8% do total gerado, sendo que as usinas termelétricas que utilizam a queima de carvão como fonte energética somam 2,6% do total de energia produzida, resultando em 14,801 GWh (EPE, 2015). Para o estudo foram analisados três cenários de inserção de sistemas fotovoltaicos para uso residencial no estado do Rio Grande do Sul, observando o impacto na produção de energia. Para esta análise foi realizada uma comparação entre a energia gerada pelos sistemas fotovoltaicos de silício multicristalino, uma vez que estes apresentaram um menor custo de instalação do sistema, e a usina termelétrica Candiota III, que gera energia através da queima de carvão e possui uma potência instalada de 350 MW. Segundo o Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2014 (EPE, 2014) o estado possui consumidores residenciais. Através do número total de consumidores foram analisados três cenários em que 1%, 3% e 5% das residências obtivessem uma instalação fotovoltaica de 1,275 kw de potência efetiva, como apresentado na tabela 2, produzindo uma quantidade de energia, conforme a tabela 4: Percentual populacional Número de consumidores Potência Total Instalada (MW) 1% ,42 5,17 2% ,85 10,33 5% ,12 25,83 Tabela 4: Inserção de Sistemas Fotovoltaicos no estado do Rio Grande do Sul Energia Produzida (GWh/ano) Conforme a tabela 4, se 1% das residências consumidoras no estado ( residências) instalassem um sistema fotovoltaico de 1,275 kw de potência, a potência total instalada seria de 45,42 MW. Este montante representaria 12,9% da capacidade da usina termelétrica Candiota III, com uma geração de energia de 5,17 GWh/ano. Por outro lado se o mesmo estudo for feito com 5% das residências ( residências) a potência total instalada seria de 227,12 MW, representando 64,9% da produção da usina Candiota III, o que geraria uma energia de 25,83 GWh/ano. Estes números representam uma produção relativamente baixa de energia quando comparado com uma usina termelétrica como Candiota III, porém há um grande impacto ecológico positivo quando se avalia o total de carvão que deixaria de ser queimado pelo uso da geração fotovoltaica. Segundo informações do governo brasileiro (Portal Brasil, 2011), para a produção de 1 MWh é necessário a queima de 900 kg de carvão mineral. Através dos cenários analisados de comparação de sistemas fotovoltaicos com a usina termelétrica de Candiota III, para instalações provenientes de 1% das residências do estado 4653 toneladas de carvão deixariam de serem queimadas por mês. Da mesma forma, se 2% das residências possuírem o sistema fotovoltaico proposto instalado 9306 toneladas de carvão não seria queimados e, para o cenário de 5% de residências instaladas, toneladas de carvão poderiam deixar de queimar para produzir a mesma energia dos módulos fotovoltaicos durante um mês. ANÁLISE COMPARATIVA DO TEMPO DE RETORNO Tendo calculado a energia gerada ao longo do tempo pelos sistemas analisados é possível fazer uma análise comparativa do tempo de retorno de cada sistema fotovoltaico. Essa análise simples não permite obter o tempo exato de retorno de cada investimento, mas permite determinar qual das tecnologias teria o menor tempo de retorno para o consumidor. A análise foi feita somente a partir do preço dos módulos e do inversor. Foi considerado que todos os custos adicionais, tais como mão de obra de instalação e periféricos teriam exatamente o mesmo peso para cada tecnologia, não afetando assim a relação entre os tempos de retorno para os investimentos. Considerou-se também uma taxa de aumento linear no preço da energia da rede de 6,16%, obtida da média dos preços da energia dos últimos 10 anos (ANEEL, 2015)

9 Para o cálculo do tempo de retorno relativo foi realizada uma estimativa do valor pago pela energia residencial ao longo dos anos, partindo do valor médio atualmente pago no Rio Grande do Sul. Para cada ano o custo da energia da rede foi considerado 6,16% mais elevado. Paralelamente foi calculada a energia gerada pelos sistemas fotovoltaicos ao longo dos anos (levando em conta a taxa de degradação dos sistemas) e calculado o equivalente financeiro que deixaria de ser pago pela energia da rede, uma vez que esta energia estaria sendo gerada pelo sistema fotovoltaico. Somando o valor financeiro economizado pela geração fotovoltaica ano a ano é possível determinar quando o sistema atinge o tempo de retorno, comparando esse valor com o custo do sistema. No ano em que a soma do equivalente financeiro economizado por reduzir o consumo de energia da rede se iguala ao custo do investimento, o tempo de retorno é atingido. Evidentemente, o tempo de retorno encontrado não pode ser considerado como correto, já que diversos itens não foram considerados na análise do custo, porém como todos esses itens teriam o mesmo peso sobre os três sistemas fotovoltaicos analisados, a ordem nos tempos de retorno entre as três tecnologias continuaria sendo a mesma. Com esta análise, observou-se que o sistema com módulos mc-si foi o que apresentou menor tempo relativo de retorno, seguido pelo sistema CIGS, com uma variação relativamente pequena(1,02%). Já o sistema com módulos m-si foi o que apresentou o maior tempo relativo de retorno, 5,36% maior se comparado ao mc-si 5,36%. Dessa forma, fica evidenciado que atualmente um sistema com módulos mc-si é o que apresenta o cenário mais rentável para o estado do Rio Grande do sul. É importante ressaltar que em diferentes condições, como diferente local de instalação ou topologia do sistema, uma nova análise teria que ser realizada para evidenciar se o mc-si continuaria a ser a opção mais economicamente viável. CONCLUSÃO Com a demanda de energia aumentando constantemente há cada vez mais necessidade de fontes energias renováveis. A aplicação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede, a fim de complementar a matriz energética brasileira, representa uma excelente alternativa, uma vez que não precisam de dispositivos de acúmulo da energia gerada e podem ser instalados em locais urbanizados integrados à construção. A energia fotovoltaica, além da sua versatilidade devido a sua instalação tanto em áreas urbanizadas como em áreas desérticas, também um grande benefício, por ser uma forma de geração de energia limpa, o que é de extrema importância para a proteção do meio ambiente e manutenção da qualidade de vida das pessoas. O presente estudo comparou três distintas tecnologias fotovoltaicas a fim de levantar seus reais custos para uma instalação que geraria 80% do consumo médio de uma residência no estado do Rio Grande do Sul. Entre as três tecnologias fotovoltaicas comparadas, o silício multicristalino apresentou o menor tempo de retorno relativo (1,02% menor do que o CIGS e 5,36% menor do que o m-si). Esses dados de tempo de retorno relativo apenas identificam o mc-si como o mais viável para as condições simuladas neste trabalho. Modificando o local da instalação ou características do sistema, outra tecnologia poderia se mostrar mais viável, principalmente a CIGS, visto que esta apresentou pouca diferença em relação ao mc-si. A partir de um cenário simulado, se 5% da população instalasse um sistema em suas casas, gerando energia para suprir 80% do consumo médio de uma habitação no Rio Grande do Sul, seria possível a economia de aproximadamente toneladas de carvão por ano, que é altamente poluente. REFERÊNCIAS: Signorini, V. B. et al. (2014) Análise do potencial de geração de energia solar fotovoltaica em um sistema integrado à edificação e interligado à rede - estudo de caso no prédio administrativo do campus porto da UFPEL, PROGRAU- UFPEL, Pelotas, EPE(2012), Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira, Nota Técnica EPE, Rio de Janeiro, Kauffmann, G. V.(2012), Avaliação de Geração Solar Fotovoltaica e Análise em Tempo Real da Operação de um Painel Fotovoltaico Instalado na Cidade de Lajeado/RS, Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Ambiental, UNIVATES, Lajeado,

10 EPE (2014), Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2014-Ano Base 2013, Rio de janeiro, AES Eletropaulo- Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo(2015), Disponível em: Acesso em: Junho/2015ANEEL - Agencia Nacional de Energia Elétrica. Disponível em: Acesso em Junho/2015. ANEEL (2012), Agencia Nacional de Energia Elétrica-Resolução Normativa 482/12, Disponível em: Acesso em maio/2015. Pinho, J. T. e Galdino, M. A. (2014) Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, CEPEL- CRESESB, Rio de Janeiro, EPE(2015)- Empresa de Pesquisa Energética- Disponível em Acesso em junho/2015. Pereira, E.B. et al. (2006) Atlas Brasileiro de Energia Solar. INPE, São José dos Campos, Jordan, D. C. and Kurtz, S. R. (2013), Photovoltaic Degradation Rates an Analytical Review. Prog. Photovolt: Res. Appl, 21: EPE(2014)- Empresa de Pesquisa Energética- Disponível em Acesso em junho/2015. Portal Brasil (2011). Disponível em Acesso em: julho/2015. EPE(2015)- Empresa de Pesquisa Energética- Disponível em Acesso em julho/2015 ANEEL (2015). Agencia Nacional de Energia Elétrica- Relatório de tarifa média fornecida, Disponível em: relatórios.aneel.gov.br. Acesso em outubro/2015. AGRADECIMENTOS Este trabalho contou com o apoio do CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Cientifico e Tecnológico e também ao IFRS Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Sul, IFRS - Campus Farroupilha. ABSTRACT Only in 2015, the residential electricity cost increased by 40% driven by increased use of thermoelectric plants. In this scenario, grid connected residential PV systems become an excellent alternative, allowing the generation of clean energy and at a fixed cost, while the cost of electricity from the grid tends to keep rising. This work presents a comparative analysis for three PV technologies for residential systems for the state of Rio Grande do Sul, Brazil. The systems were designed to cover the state average power consumption taking into account local solar radiation data. Also, a comparative analysis for the payback period was performed showing that for the assumed conditions the mc-si would be the most feasible option. Keywords: Grid connected photovoltaic system, energy mix, photovoltaic module, CIGS