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ATRATIVIDADE DE UMA MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOLAR

FOTOVOLTAICA - ESTUDO DE CASO DE UMA EMPRESA DO RAMO DE

COSMÉTICOS

Isabella de Mello Dannemann

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Walter Issamu Suemitsu

Rio de Janeiro

Setembro de 2018

a

de Mello Dannemann, Isabella

Atratividade de uma minigeração distribuída solar

fotovoltaica - estudo de caso de uma empresa do ramo

de cosméticos/Isabella de Mello Dannemann. � Rio de

Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.

XI, 71 p.: il.; 29, 7cm.


Projeto de Graduação � UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográ�cas: p. 68 � 71.

1. Minigeração distribuída. 2. Atratividade. 3.

Empresa ramo de cosméticos. I. Issamu Suemitsu,

Walter. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola

Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.

Agradecimentos

A minha família, por todo amor e apoio incondicional durante toda a minha vida.

Por vibrarem comigo todas as minhas vitórias e não me deixarem cair em tempos

difíceis. Em especial, meus pais Claudia e Carlos Frederico, e minha irmã Renata.

Ao meu grande companheiro Mateus Cavaliere, por dividir comigo essa trajetória

e tantas outras. Por saber me acalmar e não medir esforços para me ajudar.

Aos amigos de vida que a UFRJ me proporcionou, Jairo, Lucas, Natália e Ryan.

Por tornarem a universidade uma fase inesquecível e pela amizade que continuará

fora dela.

Às mulheres da Engenharia Elétrica, pela inspiração de coragem ao perseguirem

uma carreira onde ainda somos minoria. Em especial, as minhas amigas queridas

Andressa, Blenda, Carolina, Karen, Marianna, Priscila e Vitória.

Por �m, a todo corpo docente do departamento de Engenharia Elétrica da UFRJ,

em especial ao professor Walter I. Suemitsu, pela orientação deste trabalho.

iii

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

ATRATIVIDADE DE UMA MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOLAR

FOTOVOLTAICA - ESTUDO DE CASO DE UMA EMPRESA DO RAMO DE

COSMÉTICOS


Setembro/2018


Curso: Engenharia Elétrica

A ocorrência de chuvas abaixo da média histórica e a persistente estiagem que

atinge a região Nordeste, têm gerado um efeito cascata em toda a indústria, com

potencial impacto sobre o ritmo da recuperação. A cúpula do setor elétrico garante

que, mesmo com o crescimento do PIB, que está diretamente ligado ao aumento do

consumo de energia, não há risco de desabastecimento no país. O impacto preocu-

pante, portanto, não é operacional, mas �nanceiro, já que o preço da energia, que

costuma ser um dos principais insumos para muitos setores, ameaça a velocidade da

retomada estimada pelo governo. Com isso, as empresas vêm buscando alternativas

para diminuir gastos com energia, como a adoção de sistemas de geração de energia

alternativos.

Além do preço da energia, está mais do que claro para as pessoas o quanto

é importante e necessário o desenvolvimento de uma economia verde. Segundo a

pesquisa difundida pelo IBOPE, 69% dos brasileiros pagariam mais por um produto

ambientalmente amigável.

Neste sentido, o presente trabalho tem como objetivo apresentar um projeto de

minigeração solar distribuída realizado por uma empresa do ramo de cosméticos. A

atratividade do empreendimento é explorada, a �m de expor a viabilidade econômica

e retorno �nanceiro, além de realizar sensibilidades no �uxo de caixa para estudar

o comportamento dos parâmetros Valor Presente Líquido (VPL) e Taxa Interna de

Retorno (TIR) frente à decisões que o investidor pode tomar, tanto em questões de

�nanciamento como na escolha de fornecedor.

iv

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial ful�llment

of the requirements for the degree of Engineer.

ATTRACTIVENESS OF A DISTRIBUTED SOLAR PHOTOVOLTAIC

MINIGERATION - A CASE STUDY OF A COSMETICS COMPANY - STUDY

CASE OF A COSMETICS' COMPANY


September/2018

Advisor: Walter Issamu Suemitsu

Course: Electrical Engineering

The occurrence of rains below the historical average and the persistent drought

that reaches the Northeast region have generated a cascade e�ect throughout the

industry, with potential impact on the recovery rate. Electricity sector's leaders

ensure that, even with GDP growth, which is directly linked to increased energy

consumption, there is no risk of shortages in the country. The worrying impact,

therefore, is not operational, but �nancial, since the energy price, which is often one

of the main inputs for many sectors, threatens the speed of government recovery.

As a result, companies are looking for alternatives to reduce energy costs, such as

the adoption of renewable energy generation systems.

Beyond the price of energy, it is more than clear to people how important and

necessary the development of a green economy is. According to a poll published by

IBOPE, 69% of Brazilians would pay more for an environmentally friendly product.

In this sense, the present work has as objective to present a project of distributed

solar minigeration implemented by a company of the cosmetic branch. The attrac-

tiveness of the enterprise is explored in order to expose the economic feasibility and

�nancial return, as well as to perform cash �ow sensitivities to study the behavior

of the parameters Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR) the

investor can take on both �nancing issues and the choice of supplier.

v

Sumário

Lista de Figuras viii

Lista de Tabelas x

1 Introdução 1

1.1 Apresentação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.4 Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2 Geração Fotovoltaica 6

2.1 Radiação Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 Captação de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.2.1 Conversão de Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.2.2 Orientação e Inclinação dos Painéis . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.2.3 Tipos de Painéis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.2.4 Associação dos Painéis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2.5 Emissão de CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.3 Geração Distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.3.1 Micro e Minigeração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.3.2 Geração Distribuída Fotovoltaica no Brasil . . . . . . . . . . . 16

2.3.3 Geração Distribuída Fotovoltaica no Mundo . . . . . . . . . . 18

3 Normas e Regulamentos 20

3.1 Regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) . 20

3.1.1 Etapas de Viabilização do Processo . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.1.2 Critérios Técnicos e Operacionais . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.1.3 Sistema de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.1.4 Contratação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.2 Procedimentos de Acesso à Rede Elétrica da Distribuidora Light SESA 23

3.2.1 Características do Sistema de Distribuição da Light SESA . . 23

3.2.2 Esquema de Conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

vi

3.2.3 Medição de Qualidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.2.4 Requisitos de Segurança . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.3 Normas Técnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

4 O Custo da Energia Elétrica 28

4.1 Mercado Brasileiro de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

4.1.1 Ambiente de Contratação Regulada . . . . . . . . . . . . . . . 28

4.1.2 Ambiente de Contratação Livre . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

4.2 Incidência de Impostos Federais e Estaduais . . . . . . . . . . . . . . 36

4.2.1 ICMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.2.2 PIS/COFINS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.3 Taxa de Iluminação Pública . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.4 Incentivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

5 Projeto de uma Empresa do Ramo de Cosméticos 41

5.1 Características do Prédio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.1.1 Localização e Níveis de Irradiação . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.1.2 Levantamento do Consumo de Energia Elétrica . . . . . . . . 42

5.1.3 Classe de Consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

5.2 Características da Usina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

5.2.1 Modelo do Painel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

5.2.2 Associação dos Módulos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

5.2.3 Orientação e Inclinação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5.2.4 Classi�cação da Usina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5.2.5 Geração de Energia Elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5.2.6 Redução nas Emissões de CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

6 Viabilidade Econômica 47

6.1 De�nições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

6.2 Premissas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

6.3 Cálculos Financeiros do Projeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

6.3.1 Capex e Opex . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

6.3.2 Viabilidade Econômica do Empreendimento . . . . . . . . . . 53

6.3.3 Sensibilidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

7 Conclusão 62

A Fluxo de Caixa 65

Referências Bibliográ�cas 68

vii

Lista de Figuras

1.1 Matriz Energética Brasileira - Fonte: [1] . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2.1 Inclinação do planeta e sua posição em relação ao Sol - Fonte: [2]] . . 7

2.2 Média diária anual de irradiação solar no Brasil - Fonte: [3] . . . . . . 7

2.3 Horas equivalentes de Sol por dia no Brasil - Fonte [3] . . . . . . . . . 8

2.4 Composição de uma célula fotovoltaica - Fonte [4] . . . . . . . . . . . 9

2.5 Posições do Sol nos hemisférios - Fonte: [5] . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.6 Associação em série de n módulos fotovoltaicos - Fonte [6] . . . . . . 12

2.7 Associação em paralelo de n módulos fotovoltaicos - Fonte [6] . . . . . 13

2.8 Número de conexões de GDs ao longo dos anos no Brasil - Fonte [7] . 15

2.9 Número de sistemas de mini e microgeração distribuída solar fotovol-

taica no Brasil - Fonte [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.10 Potência instalada de mini e microgeração distribuída solar fotovol-

taica no Brasil - Fonte [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.11 Potência instalada por unidade de Federeção - Fonte: Adaptada de [8] 18

3.1 Sugestão de esquema para micro e Minigeração em Média Tensão -

Fonte: Adaptado de [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

4.1 Composição das parcelas da Tarifa de Fornecimento de Energia -

Fonte: Adaptado de [10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4.2 Composição da Tarifa no Ambiente de Contratação Livre - Fonte: [10] 35

4.3 Alíquotas para os consumidores industriais - Fonte: [10] . . . . . . . . 37

5.1 Índice solarimétrico do local de instalação da usina - Fonte: Adaptado

de [11] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

5.2 Consumo mensal de energia em MWh - Fonte: Elaboração própria . . 43

5.3 Geração mensal de energia em MWh - Fonte: Elaboração própria . . 46

6.1 Geração média horária - Boletim Mensal de Geração Solar Jun/18

ONS - Fonte: [12] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

viii

6.2 Previsão da TE para os próximos 10 anos, sem impostos, em

R$/MWh - Fonte: [10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

6.3 Previsão da TUSD para os próximos 10 anos, sem impostos, em

R$/MWh - Fonte: [10] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

6.4 Capex e Opex do empreendimento - Fonte: Elaboração própria . . . . 53

6.5 Variação da TIR a partir do percentual de capital próprio no �nan-

ciamento - Fonte: Elaboração própria . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

6.6 Variação VPL a partir da taxa do �nanciamento - Fonte: Elaboração

própria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

6.7 Variação VPL a partir do custo de instalação - Fonte: Elaboração

própria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

ix

Lista de Tabelas

2.1 E�ciência dos diferentes tipos de painéis fotovoltaicos - Fonte: Adap-

tado de [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2 Fatores de emissão de CO2 mensais e médio de 2017 e primeiro se-

mestre de 2018 - Fonte: Adaptado de [13] . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.3 Top Países em GD no Mundo - Fonte: Adaptado de [14] . . . . . . . 19

3.1 Níveis de Tensão Considerados para conexão de Centrais Geradoras

- Fonte: Adaptado de [15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.2 Resposta às condições anormais de tensão em geradores com interface

inversora - Fonte: [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

4.1 Enquadramento dos consumidores de acordo com a tensão de forne-

cimento - Fonte: Adaptado de [16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

4.2 Modalidades para os subgrupos tarifários - Fonte: Adaptado de [16] . 31

4.3 Acréscimo na tarifa de�no pelas cores das Bandeiras - Fonte: Adap-

tado de [17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

4.4 Histórico das Bandeiras Tarifárias desde a sua implementação até

jul/18 - Fonte: Adaptado de [17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

4.5 Valores estabelecidos para Iluminação Pública para a cidade do Rio

de Janeiro - Fonte: Adaptado de [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

5.1 Coordenadas da localização do prédio - Fonte: Adaptado de [19] . . . 41

5.2 Tarifas de Alta Tensão/ Média Tensão - Estrutura Horossazonal Azul

- Fonte: [20] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

5.3 Características Elétricas do Modelo de painéis solares escolhido -


5.4 Características Mecânicas do Modelo de painéis solares escolhido -


5.5 Garantias do Modelo de painéis solares escolhido - Fonte: Adaptado

de [21] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

x

6.1 Sensibilização da TIR e VPL a partir do percentual de capital próprio

no �nanciamento - Fonte: Elaboração própria . . . . . . . . . . . . . 56

6.2 Sensibilização da TIR e VPL a partir da taxa do �nanciamento -

Fonte: Elaboração própria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

6.3 Sensibilização VPL e TIR a partir do custo de instalação - Fonte:

Elaboração própria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

A.1 Projeções de geração de energia e consumo da empresa no horizonte

de 25 anos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

A.2 Receitas e despesas para o cenário de �nanciamento da empresa no

horizonte de 25 anos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

xi

Capítulo 1

Introdução

1.1 Apresentação

Com a revolução industrial iniciada na Inglaterra, o mundo passou a girar em torno

das indústrias e a buscar combustíveis para sustentar o novo modelo econômico. A

dependência dos recursos não-renováveis de energia, que são os combustíveis fósseis,

começou com o carvão e se estabeleceu no petróleo. Esse modelo foi copiado pelos

outros países do mundo que sempre foram in�uenciados e dominados pelos países

Europeus.

Com as reservas quase esgotadas em território nacional, países hegemônicos co-

meçaram a buscar petróleo em territórios de países subdesenvolvidos e tentam até

hoje estratégias para estabelecer sua supremacia. No �m dos anos 70 a imprensa

criou o termo "crise energética". Naquela época a crise foi gerada pela interrupção

do suprimento de petróleo causado pelo primeiro embargo da Organização de Países

Exportadores de Petróleo (OPEP, em inglês OPEC) - que detém o poder sobre re-

servas de petróleo, criando um cartel para proteger o preço do barril e evitar assim

a desvalorização do mesmo - e por uma política desastrada dos EUA para tentar

controlar os preços. Isso acabou levando o preço do combustível às alturas [22].

Surge então uma necessidade de busca de fontes de energia alternativa que sejam

inesgotáveis e cujo acesso não esteja sob o poder de uma minoria que controla a sua

obtenção.

Com tecnologias cada vez mais evoluídas e o uso cada vez maior de máquinas

nas indústrias para a otimização da produção, o consumo de energia elétrica vem

aumentando cada vez mais e ocupando uma parcela signi�cativa na determinação do

preço dos produtos. Então o uso de uma energia limpa, renovável e abundantemente

disponível seria a perfeita solução para o problema da energia, diminuindo os custos

de produção e consequentemente barateando o preço dos produtos ofertados. A

vantagem é evidente para todos os setores e para o meio ambiente.

1

No caso do Brasil, favorecido pela hidrogra�a do território - possuí 12% da água

doce super�cial da Terra, tornando-se o país com uma das maiores redes �uviais do

mundo - os investimentos se deram em energia hidráulica em busca de baratear o

custo da sua energia, mas a matriz energética acabou se tornando muito dependente

da fonte hídrica. Cerca de 61% da energia gerada no país provém das usinas hi-

drelétricas, como mostra o Grá�co 1.1 que representa a matriz energética brasileira

[1].

Figura 1.1: Matriz Energética Brasileira - Fonte: [1]

Apesar de ser uma fonte de energia renovável e não emitir poluentes, a ener-

gia hidrelétrica não está isenta de impactos ambientais e sociais. A inundação de

áreas para a construção de barragens gera problemas de realocação das populações

ribeirinhas, comunidades indígenas e pequenos agricultores, além de destruição de

áreas de vegetação natural, assoreamento do leito dos rios, prejuízos à fauna e à

�ora locais e outros.

Além dos problemas ambientais e sociais gerados, as usinas hidrelétricas vêm

sofrendo uma crise hídrica desde 2013, onde o GSF (�Generation Scaling Factor�)

médio anual - relação entre o volume de energia efetivamente gerada e a Garantia

Física1 total do bloco hídrico - se consolida abaixo dos 100% e se mostra menor a

cada ano, chegando a atingir 61,2% em Julho de 2018 [23]. A falta de água que

resulta em baixos níveis dos reservatórios é provocada pela diminuição do nível de

chuvas, aumento do consumo e do desperdício e tem grande impacto na economia.

Com toda a incerteza vindo da maior fonte de energia do país, a diversi�cação da

matriz energética tem sido pauta de muitas reuniões, ainda mais diante da pesquisa

feita pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), empresa publica vinculada ao

1A garantia física de uma usina, ou energia assegurada, de forma simpli�cada, está associada aquantidade de energia que ela é capaz de gerar em condições de estresse do sistema.

2

Ministério de Minas e Energia, que prevê o aumento em 300% da demanda por ele-

tricidade até 2050 [24]. A dependência é perigosa diante das secas que têm atingido

várias regiões nos últimos anos e é por isso que fontes alternativas têm conquistado

relevância nos últimos anos.

1.2 Motivação

A ocorrência de chuvas abaixo da média histórica e a persistente estiagem que atinge

a região Nordeste, situação que exige o acionamento constante das usinas térmicas,

que são fontes de energia mais caras, têm gerado um efeito cascata em toda a

indústria, com potencial impacto sobre o ritmo da recuperação. A cúpula do setor

elétrico garante que, mesmo com o crescimento do PIB, que está diretamente ligado

ao aumento do consumo de energia, não há risco de desabastecimento no país - tanto

por conta do potencial do parque instalado quanto das novas turbinas que entrarão

em operação nos próximos meses [25].

O impacto preocupante, portanto, não é operacional, mas �nanceiro, já que o

preço da energia, que costuma ser um dos principais insumos para muitos setores,

ameaça a velocidade da retomada estimada pelo governo. Com isso, as empresas

buscam alternativas mais baratas para diminuir gastos com energia, como a adoção

de sistemas de geração de energia alternativos - o uso de placas solares é uma ten-

dência que segundo especialistas, deve ganhar cada vez mais adeptos - ou a migração

para o mercado livre onde há oferta de energia a preços mais baixos.

Além do preço da energia, está mais do que claro para as pessoas o quanto

é importante � e necessário � o desenvolvimento de uma economia verde. Nesses

últimos anos foi possível notar, uma crescente conscientização da população mundial

e uma mundaça de hábitos que re�etem essa preocupação com o meio ambiente. É

o que mostra o estudo global �O que motiva os consumidores do mundo� [26], os

brasileiros estão mais preocupados com o meio ambiente e pagariam mais caro por

produtos sustentáveis. Esse estudo tem com base a pesquisa Target Group Index,

desenvolvida pela Kantar Media e difundida pelo IBOPE Media, Instituto Brasileiro

de Opinião Pública e Estatística, no Brasil e na América Latina. Segundo a pesquisa,

69% dos brasileiros a�rmam que pagariam mais por um produto ambientalmente

amigável, �cando atrás apenas da República Dominicana com 83%, Equador com

74% e China 71%.

3

Tal comportamento por parte do consumidor está fazendo um número cada vez

maior de empresários enxergarem que ser sustentável e socialmente correto garante

à marca um diferencial que pode colocá-la à frente da concorrência. Organizações

mundo afora têm �rmado compromissos atrelados à sustentabilidade e estão tra-

balhando de forma a buscar alternativas para que suas ações minimizem impactos

negativos e potencializem os positivos, garantindo uma boa reputação. Daí a pre-

ocupação com gestão de resíduos, e�ciência energética, reaproveitamento de água,

governança, contratação de fornecedores, além de investimentos em favor da comu-

nidade e meio ambiente.

1.3 Objetivo

O presente trabalho tem como objetivo veri�car a atratividade de uma minigeração

distribuída conectada à rede. O projeto em estudo foi implementado por uma em-

presa do ramo de cosméticos que visa - além da melhora na reputação e imagem em

termos de sustentabilidade - a redução do valor da fatura de energia.

O trabalho estuda a viabilidade econômica do projeto, expondo parâmetros �-

nanceiros e analisando sensibilidades para estudar o comportamento do �uxo de

caixa a partir de decisões do investidor.

1.4 Descrição

O Capítulo 2 traz uma visão da Geração Fotovoltaica como um todo, apresentando o

recurso solar - e a posição privilegiada do Brasil -, a captação de energia e aspectos

que possam otimizá-la, e o crescimento e cenário atual da geração distribuída no

Brasil e no mundo.

O Capítulo 3 apresenta os regulamentos necessários para viabilizar o processo

da geração distribuída acessar a rede elétrica, procedimentos requeridos pela dis-

tribuidora, requisitos de segurança e normas técnicas que devem ser seguidas pelo

empreendimento.

O Capítulo 4 expõe os ambientes de contratação no mercado brasileiro de energia

para de�nir as tarifas da energia elétrica em cada um deles e os diferentes tipos de

consumidores.

O Capítulo 5 descreve o projeto realizado pela empresa em estudo, mostrando as

características técnicas, o levantamento da geração da usina, o consumo do prédio

e a redução da emissão de CO2 obtida.

O Capítulo 6 de�ne conceitos importantes para o estudo de viabilidade econô-

mica, explicita as premissas utilizadas para o �uxo de caixa, e �nalmente, realiza o

estudo, mostrando parâmetros �nanceiros que corroboram a atratividade do projeto.

4

Por �m, o Capítulo 7 traz a conclusão do trabalho e propõe novas análises para

trabalhos futuros.

5

Capítulo 2

Geração Fotovoltaica

O aproveitamento da energia gerada pelo Sol, inesgotável na escala terrestre de

tempo, tanto como fonte de calor quanto de luz, é hoje uma das alternativas energé-

ticas mais promissoras para prover a energia necessária ao desenvolvimento humano.

2.1 Radiação Solar

A energia emitida pelo sol e transmitida sob a forma de radiação eletromagnética

recebe o nome de radiação solar. Metade dessa energia é emitida na forma de luz

visível e no restante em infravermelho e ultravioleta. Anualmente, o Sol fornece

para a atmosfera terrestre aproximadamente 1,5 x 1018 Wh de energia. Trata-se de

um equivalente a 10.000 vezes o consumo mundial de energia neste período. Este

fato vem indicar que, além de ser responsável pela manutenção da vida na Terra, a

radiação solar constitui-se numa inesgotável fonte energética, havendo um enorme

potencial de utilização por meio de sistemas de captação e conversão em outras

formas de energia (térmica, elétrica, etc.) [3].

Além das condições atmosféricas (nebulosidade, umidade relativa do ar etc.), a

disponibilidade de radiação solar, também depende da latitude local e da posição

no tempo (hora do dia e dia do ano). Isso se deve à inclinação do eixo imaginário

em torno do qual a Terra gira diariamente (movimento de rotação) e à trajetória

elíptica que a Terra descreve ao redor do Sol (translação ou revolução). A Figura 2.1

ilustra a inclinação do planeta e sua posição em relação ao Sol e como isso determina

a iluminação diferenciada dos hemisférios durante o ano.

6

Figura 2.1: Inclinação do planeta e sua posição em relação ao Sol - Fonte: [2]]

O Brasil possui a maior parte de seu território localizado relativamente próxima

da linha do Equador, de forma que se observam altos índices de radiação, com média

diária anual acima de 4.500 MWh/m2 em toda sua extensão, e não há grandes

variações na duração solar do dia. Essas condições favorecem os investimentos em

energia solar em todo o território. As Figuras 2.2 e 2.3 mostram a radiação média

diária e as horas equivalentes de sol em cada região do país.

Figura 2.2: Média diária anual de irradiação solar no Brasil - Fonte: [3]

7

Figura 2.3: Horas equivalentes de Sol por dia no Brasil - Fonte [3]

2.2 Captação de Energia

2.2.1 Conversão de Energia

A energia solar fotovoltaica é a energia obtida através da conversão direta da luz

em eletricidade através do efeito fotovoltaico. Relatado pelo físico frânces Edmond

Becquerel, em 1839, o efeito fotovoltaico é o aparecimento de uma diferença de

potencial nos extremos de uma estrutura de material semicondutor, produzida pela

absorção da luz.

Os módulos que tornam capaz essa transformação da energia são compostos

de células solares de silício. O silício é um material semicondutor, ou seja, possui

características intermédias entre um condutor e isolante.

O silício apresenta-se normalmente como areia e através de métodos adequados

obtém-se o silício em forma pura. No entanto, o cristal de silício puro não possui

elétrons livres e portanto é um mau condutor de eletricidade. Para alterar essa

característica, são acrescentadas porcentagens de outros elementos através de um

processo denominado dopagem. A dopagem é um processo químico no qual átomos

estranhos são introduzidos na estrutura cristalina de uma substância.

8

Mediante a dopagem do silício com o fósforo obtém-se um material com elétrons

livres ou material com portadores de carga negativa (silício tipo N). Realizando o

mesmo processo, mas acrescentando Boro ao invés de fósforo, obtêm-se um material

com características inversas, ou seja, dé�cit de eletróns ou material com cargas

positivas livres (silício tipo P).

Cada célula solar compõe-se de uma camada �na de material tipo N e outra com

maior espessura de material tipo P. A Figura 2.4 ilustra essa composição.

Figura 2.4: Composição de uma célula fotovoltaica - Fonte [4]

Separadamente, ambas as capas são eletricamente neutras. Mas ao serem unidas,

exatamente na união P-N, forma-se uma pequena separação, também conhecida

como banda proibida, ou simplesmente gap, onde é gerado um campo elétrico devido

aos elétrons do silício tipo N que ocupam os vazios da estrutura do silício tipo P e

podem atingir até 3 eV (elétron-volt).

Ao incidir a luz sobre a célula fotovoltaica, os fótons que a integram chocam-

se com os elétrons da estrutura do silício dando-lhes energia e transformando-os

em condutores. Devido ao campo elétrico gerado na união P-N, os elétrons são

orientados e �uem da camada "P"para a camada "N".

Por meio de um condutor externo, liga-se a camada negativa à positiva, gerando

assim, um �uxo de elétrons (corrente elétrica) na conexão. Enquanto a luz continuar

a incidir na célula, o �uxo de elétrons manter-se-á. A intensidade da corrente gerada

variará proporcionalmente conforme a intensidade da luz incidente [6].

2.2.2 Orientação e Inclinação dos Painéis

Em geral, para uma operação adequada e e�ciente, os módulos devem estar orienta-

dos em direção à linha do equador. Nas instalações localizadas no hemisfério Sul, a

face dos módulos fotovoltaicos deve estar orientada em direção ao Norte Verdadeiro,

direção tomada à superfície da Terra que aponta para o Polo Norte geográ�co. Po-

rém, essa regra pode não ser válida caso o clima local varie muito durante um dia

9

típico. Caso o local de instalação esteja no hemisfério Norte, os módulos fotovoltai-

cos devem estar orientados com a sua face voltada para o Sul Verdadeiro, direção

tomada à superfície da Terra que aponta para o Polo Sul geográ�co [5]. A Figura

2.5 ilustra a posição do Sol vista de cada hemisfério.

Figura 2.5: Posições do Sol nos hemisférios - Fonte: [5]

Além da orientação, o ângulo de inclinação do painel fotovoltaico deve ser igual

à latitude para uma geração máxima de energia ao longo do ano. No entanto, pe-

quenas variações na inclinação do gerador fotovoltaico resultam em uma diminuição

signi�cativa no desempenho anual. Recomenda-se que essa variação seja em torno

de 10o.

Atualmente, já existe tecnologia capaz de realizar a alteração da posição dos

painéis solares ao longo do ano a �m de maximizar a geração de energia. Esses dis-

positivos são chamados de seguidores solares, ou em inglês trackers, e vem ganhando

espaço nas instalações mais atuais pois sistemas com seguidores solares geram mais

energia do que os sistemas �xos, podendo alcançar um ganho de 25 a 45% [27].

2.2.3 Tipos de Painéis Fotovoltaicos

Atualmente existem muitos tipos de painéis solares, mas os mais comuns no mercado

estão descritos abaixo [6].

• Silício Monocristalino

Este tipo de painel é composto por um cristal de silício puro e por isso possui

a e�ciência mais alta entre todos os tipos desenvolvidos até o momento. Essa

elevada pureza do material exige uma complexidade muito maior no processo

de fabricação, o que o torna um equipamento mais caro, além de receber um

corte em lâminas individuais e um tratamento onde grande parte do silício

acaba sendo desperdiçado. Uma outra vantagem deste tipo é que sua vida útil

é maior que 30 anos e a maioria dos fabricantes dão garantia de 25 anos.

10

Pode ser facilmente reconhecido, pois possuem cor uniforme � devido à pureza

do silício � e os cantos são arredondados.

• Silício Policristalino

São um pouco menos e�cientes que os monocristalinos. Este tipo de painel

solar tem suas células fotovoltaicas formadas por diversos cristais, reduzindo

sua e�ciência se comparado ao painel de silício monocristalino. A produção

não possui complexidade alta e é feita através da fundição dos cristais em

blocos, o que o torna mais barato frente à opção do monocristalino. Além do

preço mais atrativo, outra vantagem é que sua vida útil é maior que 30 anos e

a maioria dos fabricantes dão garantia de 25 anos. Ele apresenta um formato

quadrado e a presença de outros cristais dá a aparência de vidro quebrado à

célula.

• Filme �no ou Silício Amorfo

No painel fotovoltaico de �lme �no o material é colocado diretamente sobre

uma superfície, como o vidro ou metal, por exemplo. São depositadas diversas

camadas �nas de material fotovoltaico. O material pode ser feito a partir de:

� Telureto de cádmio;

� Silício amorfo;

� Células solares fotovoltaicas orgânicas

� Cobre, índio e gálio seleneto.

Esse tipo de painel solar também é conhecido como células fotovoltaicas de

película �na (TFPV). Possui menor e�ciência que os painéis monocristalinos,

entre 4% a 8%.

Com uma técnica de fabricação chamada de "empilhamento", várias camadas

de células solares de silício amorfo podem ser combinadas, o que resultam em

taxas mais elevadas de e�ciência. Apenas 1% do silício utilizado em células

solares de silício cristalino é necessário nas células solares de silício amorfo.

Por outro lado, a técnica de empilhamento é cara. A vida útil desse tipo

de painel fotovoltaico é em média de 10 a 15 anos. Menor que os painéis

monocristalinos e policristalinos. Para compensar esse fato, eles possuem um

desempenho aceitável quando não há 100% de incidência de luz solar, são

�exíveis e são mais baratos. Porém, devido ao tamanho, podem ter um preço

maior na instalação.

11

E�ciência dos Painéis

A e�ciência dos diferentes tipos de painés apresentados é mostrada na Tabela

2.1.

Tabela 2.1: E�ciência dos diferentes tipos de painéis fotovoltaicos - Fonte: Adaptado

de [6]

2.2.4 Associação dos Painéis

Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados em ligações série e/ou paralelo,

dependendo da corrente e tensão desejadas, para formar painéis fotovoltaicos com

potência mais elevada. Ao de�nir como serão associados os módulos, é necessário ter

informações de como deverá ser a instalação e quais componentes serão utilizados,

pois a tensão e corrente resultantes devem ser compatíveis com esses componentes

[6].

• Associação em Série

A associação em série permite obter tensões superiores, mantendo inalterada a

corrente estipulada do módulo. A conexão em série é feita do terminal positivo

de um módulo ao terminal negativo do outro e assim por diante. A Figura 2.6

ilustra a associação em série de n módulos fotovoltaicos.

Figura 2.6: Associação em série de n módulos fotovoltaicos - Fonte [6]

12

Pela Figura 2.6 é possível observar as relações abaixo:

VTotal = V1 + V2 + ...+ Vn

ITotal = I1 = I2 = ... = In

Deve-se ter em conta que não deve ultrapassar a tensão máxima de associação

que é normalmente indicada pelo fabricante.

Os diodos de desvio (by pass) mostrados na �gura são conectados em paralelo

com os módulos para impedir que, em uma associação série, o mau funciona-

mento de um dos módulos (devido a defeitos de fabricação ou condições de

sombreamento) in�uencie negativamente no desempenho de todo o gerador.

• Associação em Paralelo

Com a associação em paralelo, é possível obter correntes superiores, mantendo

a tensão estipulada do módulo. A conexão em paralelo é feita unindo-se os ter-

minais positivos de todos os módulos entre si e procedendo-se da mesma forma

com os terminais negativos. A Figura 2.7 ilustra a associação em paralelo de

n módulos fotovoltaicos.

Figura 2.7: Associação em paralelo de n módulos fotovoltaicos - Fonte [6]

Para este caso temos:

VTotal = V1 = V2 = ... = Vn

ITotal = I1 + I2 + ...+ In

Assim como na associação série, também é necessário a consulta da corrente

máxima de associação dada pelo fornecedor para que esse valor não seja ultra-

passado.

13

2.2.5 Emissão de CO2

O fator de CO2 possibilita a veri�cação da quantidade do poluente que deixa de

ser emitida ao utilizar-se o sistema fotovoltaico proposto. Comparado a uma usina

termelétrica a carvão gerando a mesma quantidade de energia, o sistema solar fo-

tovoltaico proporcionará redução anual na emissão de poluentes de acordo com o

fator calculado pelo ONS e MCTIC � Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovação e

Comunicações. A Tabela 2.2 mostra os valores mensais e média anual de 2017 e do

primeiro semestre de 2018 [13].

Tabela 2.2: Fatores de emissão de CO2 mensais e médio de 2017 e primeiro semestre

de 2018 - Fonte: Adaptado de [13]

Para estimar a emissão de CO2 devido ao uso da energia elétrica pode se utilizar

a seguinte equação:

Quantidade de CO2 = Fator Medio Anual de Emissoes de CO2 x Consumo MWh Anual

(2.1)

2.3 Geração Distribuída

Desde 17 de abril de 2012, quando entrou em vigor a Resolução Normativa ANEEL

no 482/2012 [28], o consumidor brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica a

partir de fontes renováveis ou cogeração quali�cada e inclusive fornecer o excedente

para a rede de distribuição de sua localidade. Trata-se da geração distribuída que é

caracterizada pela instalação de geradores de pequeno porte, normalmente a partir

de fontes renováveis ou mesmo utilizando combustíveis fósseis, localizados próximos

aos centros de consumo de energia elétrica. Caracterizadas como micro ou minige-

ração distribuída, são inovações que podem aliar economia �nanceira, consciência

socioambiental e autossustentabilidade.

Os estímulos à geração distribuída se justi�cam pelos potenciais benefícios que

tal modalidade pode proporcionar ao sistema elétrico. Entre eles, estão o adiamento

14

de investimentos em expansão dos sistemas de transmissão e distribuição, o baixo

impacto ambiental, a redução no carregamento das redes, a minimização das perdas

e a diversi�cação da matriz energética.

Como apresentado anteriormente, a matriz brasileira é composta majoritaria-

mente por energia proveniente de hidrelétricas, mas o percentual proveniente de

outras fontes vem crescendo. A energia solar ainda ocupa um espaço pequeno na

matriz, mas podemos ver seu crescimento ao longo dos anos. É interessante notar o

grande avanço ocorrido entre o �nal de 2015 e 2017, mostrado no Grá�co 2.8, quando

mais de 80% dos sistemas foram instalados, mesmo diante de um cenário de forte

retração econômica. Isto reforça a atratividade �nanceira de se investir na geração

própria. De fato, muitos dos clientes optaram pela geração distribuída exatamente

como forma de proteger-se da alta nos preços da energia e ganhar competitividade

em momentos onde os concorrentes estão cortando investimentos.

Figura 2.8: Número de conexões de GDs ao longo dos anos no Brasil - Fonte [7]

2.3.1 Micro e Minigeração

Segundo a Resolução Normativa no 687, de 24 de Novembro de 2015 [29],

caracterizam-se:

• Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência

instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração quali�cada, ou fontes

renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de

instalações de unidades consumidoras.

15

• Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência

instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 MW para cogeração quali-

�cada, ou para as demais fontes renováveis de energia elétrica, conectada na

rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.

2.3.2 Geração Distribuída Fotovoltaica no Brasil

De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)

[8], o Brasil possui 12.520 sistemas solares fotovoltaicos conectados à rede, trazendo

economia e engajamento ambiental a 13.897 unidades consumidoras, somando mais

de 850 milhões de reais em investimentos acumulados desde 2012. Dados mais

recentes da área de alternativas energéticas renováveis e sustentáveis revelam mais

expansão.

Em Junho de 2018, o Brasil atingiu a marca histórica de 300 MW de potência

instalada em sistemas de microgeração e minigeração distribuída solar fotovoltaica

em residências, comércios, indústrias, produtores rurais e prédios públicos.

Segundo mapeamento da Absolar, a energia solar lidera com folga o segmento de

microgeração e minigeração distribuída, com mais de 99,4% das instalações do País.

O crescimento é impulsionado por três fatores principais: a forte redução de mais

de 75% no preço da energia solar fotovoltaica ao longo da última década; o forte

aumento nas tarifas de energia elétrica dos consumidores brasileiros, pressionando

o orçamento de famílias e empresas; e o aumento no protagonismo e na respon-

sabilidade socioambiental dos consumidores, cada vez mais dispostos a economizar

dinheiro ajudando, simultaneamente, a preservação do meio ambiente.

Em números de sistemas instalados, como mostra o Grá�co 2.9, os consumidores

residenciais estão no topo da lista, representando 76,9% do total. Em seguida,

aparecem as empresas dos setores de comércio e serviços (16,2%), consumidores

rurais (3,4%), indústrias (2,5%), poder público (0,8%) e outros tipos, como serviços

públicos (0,1%) e iluminação pública (0,02%). No Grá�co 2.10, podemos ver o setor

de comércio e serviços (44%) e residencial (38%) juntos somando 82% da potência

instalada de geração distribuída solar fotovoltaica do país.

16

Figura 2.9: Número de sistemas de mini e microgeração distribuída solar fotovoltaica

no Brasil - Fonte [8]

Figura 2.10: Potência instalada de mini e microgeração distribuída solar fotovoltaica

no Brasil - Fonte [8]

Para acompanhar de perto a evolução da microgeração e minigeração distribuída

solar fotovoltaica nos estados brasileiros, foi desenvolvido um Ranking Nacional Solar

Fotovoltaico, que compara as potências instaladas em cada unidade da Federação e

o resultado é mostrado no grá�co na Figura 2.11.

17

Figura 2.11: Potência instalada por unidade de Federeção - Fonte: Adaptada de [8]

Atualmente, o Estado de Minas Gerais lidera o ranking nacional com 22,9% da

potência instalada no país � onde está localizada a maior usina de energia solar

da América Latina - seguido pelo Rio Grande do Sul (14,5%), São Paulo (12,9%),

Santa Catarina (6,22%) e Ceará (5,84%). Resultado do leilão de dezembro de 2017

foi positivo para as fontes eólicas e solares. A solar chegou a ser vendida a um preço

50% menor do que o valor histórico de leilões anteriores, o que indica que essa fonte

está competitiva.

2.3.3 Geração Distribuída Fotovoltaica no Mundo

De acordo com uma pesquisa feita pelo Ministério de Minas e Energia (MME) [14],

em 2015 o mundo contava com uma potência instalada solar de 234 GW, sendo

229 GW de painéis fotovoltaicos e 5 GW de CSP (Concentrating Solar Power, do

português Luz Solar por Concentração). A geração total foi de 253 TWh, resultando

num fator de capacidade médio de 13,9%.

A Tabela 2.3 mostra a lista dos top países em geração de energia solar no mundo

e o respectivo fator de capacidade, que representa a proporção entre a produção

efetiva da usina em um período de tempo e a produção total máxima neste mesmo

período.

18

Tabela 2.3: Top Países em GD no Mundo - Fonte: Adaptado de [14]

A Itália apresentou o maior percentual de geração solar em relação à sua geração

total, de 9,3%, seguida da Grécia (7,8%). A Espanha �ca com o maior fator de

capacidade, de 29,3%, em razão da presença de mais de 40% de potência instalada

de CSP, boa parte com estoque de calor entre 7 e 8 horas, para gerar nos períodos

sem sol.

Os cinco primeiros países em potência instalada respondem por 68% do total

mundial. Em 2015, a China (em 1o) e os Estados Unidos (em 2o) superaram a

Alemanha na geração. Em 2018, o Brasil deverá estar entre os 20 países maiores

geradores de energia solar, ao se considerar a operação da potência já contratada,

de 2,6 GW.

Porém, é preciso ter cuidado com a comparação entre os diferentes países do

mundo, pois a regulação e os limites para caracterização de geração distribuída é

diferente em cada um deles.

De acordo com a Nota Técnica no 0062/2018 da ANEEL, os limites de capaci-

dade instalada nos Estados Unidos, por exemplo, variam em cada estado, e podem

ser estabelecidos em kW ou mesmo com um percentual da carga instalada do con-

sumidor. Em Nova Jersey e Ohio, a geração distribuída não tem limite de potência

instalada, enquanto Massachusets e Novo México admitem sistemas de até 10 MW

e 80 MW, respectivamente.

Em Ontário, no Canadá, o limite de 500 kW se manteve até junho de 2017, e atu-

almente não há limitação. Já na Bélgica, o limite colocado para os empreendimentos

de geração distribuída é de 10kW em Flanders e Wallonia.

Dessa forma, a comparação entre a potência instalada nos países pode estar

distorcida, já que em alguns lugares a classi�cação permite limites superiores de

potência da geração.

19

Capítulo 3

Normas e Regulamentos

3.1 Regulamentação da Agência Nacional de Ener-

gia Elétrica (ANEEL)

No Módulo 3 do Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema

Elétrico Nacional (PRODIST) estão descritos os procedimentos para acesso de micro

e minigeração distribuída incentivada ao sistema de distribuição [15].

3.1.1 Etapas de Viabilização do Processo

Para a central geradora classi�cada como micro ou minigeração distribuída incenti-

vada, são obrigatórias apenas as etapas de solicitação de acesso e parecer de acesso.

Solicitação de Acesso

A solicitação de acesso é o requerimento formulado pelo acessante que, uma vez

entregue à acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a ordem

cronológica de protocolo.

Compete à distribuidora a responsabilidade pela coleta das informações das uni-

dades geradoras junto aos micro e minigeradores distribuídos incentivados e envio

dos dados à ANEEL para �ns de Registro, nos termos da regulamentação especí�ca.

Previamente à solicitação de acesso, a central geradora deve requisitar da distri-

buidora a relação de documentos e informações a serem apresentados por ocasião

da referida solicitação, incluindo os dados necessários à elaboração dos estudos de

responsabilidade da distribuidora.

20

Parecer de Acesso

O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem

ônus para o acessante, onde são informadas as condições de acesso, compreendendo a

conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do

acessante, com os respectivos prazos, devendo indicar, quando couber, a de�nição do

ponto de conexão de acordo com o critério de menor custo global, as caracteríticas

do sistema de distribuição acessado e do ponto de conexão, entre outros.

Compete à distribuidora a realização de todos os estudos para a integração de

micro e minigeração distribuída, devendo informar à central geradora a relação de

dados necessários à elaboração dos referidos estudos que devem ser apresentados

quando da solicitação de acesso, realizados sem ônus ao acessante. Deve veri�car

também a necessidade de solicitar ao ONS ou a outras distribuidoras parecer técnico

acerca de impactos do acesso sobre o sistema de transmissão ou de distribuição,

respectivamente.

3.1.2 Critérios Técnicos e Operacionais

Ponto de Conexão

Para a central geradora classi�cada como minigeração distribuída incentivada, o

ponto de conexão deve situar-se na interseção das instalações de interesse restrito,

de propriedade do acessante, com o sistema de distribuição acessado. Já para a

microgeração distribuída incentivada, o ponto de conexão às instalações da distri-

buidora é o mesmo da unidade consumidora.

As faixas de potência indicadas na Tabela 3.1, contidas na seção 3.3. do PRO-

DIST, mostra os níveis de tensão para efeito de acesso.

Tabela 3.1: Níveis de Tensão Considerados para conexão de Centrais Geradoras -

Fonte: Adaptado de [15]

21

Conexão

As centrais geradoras classi�cadas como micro ou minigeração distribuída incenti-

vada estão dispensadas de realizar os estudos descritos no item 5 da seção 3.2 do

Módulo 3 do PRODIST os quais, caso sejam necessários, deverão ser realizados pela

distribuidora, sem ônus para o acessante.

3.1.3 Sistema de Medição

O Sistema de medição deve atender às mesmas especi�cações exigidas para unida-

des consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da micro ou minigeração

distribuída, acrescido da funcionalidade da medição bidirecional de energia elétrica

(medição de consumo e, para o caso de energia injetada na rede, de geração).

No caso da microgeração distribuída, a distribuidora é responsável por adquirir

e instalar o sistema de medição, sem custos para o acessante, bem como pela sua

operação e manutenção, incluindo os custos de eventual substituição.

Já para o caso de minigeração distribuída, o acessante é responsável por ressarcir

a distribuidora pelos custos de adequação do sistema de medição, nos termos da

regulamentação especí�ca.

3.1.4 Contratação

É dispensável a assinatura de contratos de uso e conexão na qualidade de central

geradora para os participantes do sistema de compensação de energia elétrica, sendo

su�ciente a emissão, pela distribuidora, do Relacionamento Operacional para a mi-

crogeração, ou, no caso da minigeração, a celebração do Acordo Operativo.

O Relacionamento Operacional é um documento �rmado entre o consumidor

proprietário do microgerador e a distribuidora que estabelece as condições para

assegurar a operação segura e ordenada das instalações elétricas que interligam a

instalação de microgeração ao sistema da distribuidora. Este documento deverá ser

encaminhado pela distruibuidora ao acessante em anexo ao Parecer de Acesso.

Por outro lado, o Acordo Operativo é um acordo, celebrado entre acessante e

acessada, que descreve e de�ne as atribuições, responsabilidades e o relacionamento

técnico-operacional do ponto de conexão e instalações de conexão, quando o caso, e

estabelece os procedimentos necessários ao Sistema de Medição para Faturamento -

SMF. O mesmo deverá ser assinado até a data de aprovação do ponto de conexão.

Caso sejam necessárias melhorias ou reforços na rede para conexão da micro ou

mini geração distruibuída, a execução da obra pela distribuidora deve ser prece-

dida da assinatura de contrato especí�co com o interessado, no qual devem estar

discriminados as etapas e o prazo de implementação das obras, as condições de paga-

22

mento da eventual participação �nanceira do consumidor, além de outras condições

vinculadas ao atendimento.

3.2 Procedimentos de Acesso à Rede Elétrica da

Distribuidora Light SESA

Nos Procedimentos para a Conexão de Microgeração e Minigeração ao Sistema de

Distribuição da Light SESA [9], distribuidora responsável pelo abastecimento do

local do empreendimento, são apresentados os procedimentos de acesso, padrões de

projeto, critérios técnicos e operacionais e o relacionamento operacional que utili-

zam fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração

quali�cada conforme regulamentação da ANEEL.

A instalação do empreendimento que é apresentado no presente trabalho é feita

em Média Tensão, e, portanto, essa seção apresentará os requisitos necessários para

conexão dos clientes em média tensão da Light SESA.

3.2.1 Características do Sistema de Distribuição da Light

SESA

O fornecimento de energia elétrica em média tensão na área de concessão da LIGHT

SESA é efetivado em corrente alternada, na frequência de 60 Hertz, nas tensões

nominais de 13,8kV e 25,0kV. Entretanto, os Consumidores que forem atendidos em

25,0 kV deverão ter suas instalações projetadas visando à conversão futura para 34,5

kV.

3.2.2 Esquema de Conexão

A Figura 3.1 apresenta uma sugestão do esquema a ser seguido pelos acessantes

de micro e minigeração distribuída em média tensão. Também são sugestivos os

pontos indicados para a instalação, tanto do disjuntor de acoplamento quanto do

transformador de acoplamento.

23

Figura 3.1: Sugestão de esquema para micro e Minigeração em Média Tensão -

Fonte: Adaptado de [9]

24

3.2.3 Medição de Qualidade

A qualidade da energia fornecida pelos sistemas de geração distribuída às cargas

locais e à rede elétrica da Light SESA é regida por práticas e normas referentes

à tensão, cintilação, frequência, distorção harmônica e fator de potência. O des-

vio dos padrões estabelecidos por essas normas caracteriza uma condição anormal

de operação, e os sistemas devem ser capazes de identi�car esse desvio e cessar o

fornecimento de energia à rede da Light SESA.

Todos os parâmetros de qualidade de energia (tensão, cintilação, frequência, dis-

torção harmônica e fator de potência) devem ser medidos na interface da rede/ponto

comum de conexão, exceto quando houver indicação de outro ponto, quando aplicá-

vel.

• Tensão em Regime Permanente: Para o caso de Microgeração com inver-

sores, quando a tensão da rede sai da faixa de operação especi�cada na Tabela

3.2, o sistema de geração distribuída deve interromper o fornecimento de ener-

gia à rede. O sistema de geração distribuída deve perceber uma condição

anormal de tensão e atuar (cessar o fornecimento à rede).

Tabela 3.2: Resposta às condições anormais de tensão em geradores com interface

inversora - Fonte: [9]

• Faixa Operacional de Frequência: Para os sistemas que se conectem a rede

através de inversores (tais como centrais solares, eólicas ou microturbinas) a

frequência deverá assumir valores entre 57,5 e 62 Hz.

Para os sistemas que se conectem a rede sem a utilização de inversores, a faixa

operacional de frequência deverá estar situada entre 59,7 Hz e 60,3 Hz.

• Proteção de Injeção de Componente C.C. na Rede Elétrica: O sistema

de geração distribuída deve parar de fornecer energia à rede em 0,2 se a injeção

de componente C.C. na rede elétrica for superior a 1A ou em 1s se a injeção

de componente C.C. for superior a 0,5% da corrente nominal do sistema de

geração distribuída, o que for mais rápido.

• Harmônicos e Distorção da Forma de Onda: A distorção harmônica

total de corrente deve ser inferior a 5%, na potência nominal do sistema de

geração distribuída.

25

• Fator de Potência: O sistema de geração distribuída deve ser capaz de

operar dentro das seguintes faixas de fator de potência quando a potência ativa

injetada na rede for superior a 20% da potência nominal do gerador. Sistemas

de geração distribuída com potência nominal maior que 6 kW: FP ajustável

de 0,92 indutivo até 0,92 capacitivo. E após uma mudança na potência ativa,

o sistema de geração distribuída deve ser capaz de ajustar a potência reativa

de saída automaticamente para corresponder ao FP prede�nido.

3.2.4 Requisitos de Segurança

Este item fornece informações e considerações para a operação segura e correta dos

sistemas de geração distribuída conectados à rede da Light SESA.

• Perda de Tensão da Rede: Para prevenir o ilhamento, um sistema de

geração distribuída conectado à rede deve cessar o fornecimento de energia,

independentemente das cargas ligadas ou de outros geradores conectados, em

um tempo limite especi�cado na Tabela 3.2, para geração distribuída conec-

tada através de inversor.

• Proteção contra ilhamento: Por meio da proteção anti-ilhamento, em até

2 segundos toda vez que ocorrer desligamento da rede da Light SESA, o sis-

tema de geração distribuída necessitará se desacoplar da rede. NOTA: Os

procedimentos de ensaio de anti-ilhamento são objetos da ABNT NBR IEC

62116

• Reconexão: O sistema de geração distribuída, na hipótese de uma desconexão

por consequência de uma condição anormal da rede, não poderá se reconectar

tão logo haja a retomada das condições normais da tensão e frequência da

rede. Após o retorno das condições de tensão e frequência, o ajuste do tempo

de reconexão será de 180 segundos.

• Aterramento: O responsável técnico pelo projeto (ART) será o responsável

pelo estudo relativo ao sistema de aterramento do sistema de geração distri-

buída

3.3 Normas Técnicas

O INMETRO - Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia, no que

diz respeito a certi�cações, publicou em 2011 a Portaria no 004 que de�ne os Re-

quisitos de Avaliação da Conformidade para Sistemas e Equipamentos para Energia

26

Fotovoltaica aplicável para módulos, controladores de carga, inversores e baterias es-

tacionárias de baixa intensidade de descarga. Foi estabelecido que a partir de julho

de 2012 os sistemas e equipamentos para energia fotovoltaica deverão ser comercia-

lizados, no mercado nacional, somente em conformidade com o requisitos aprovados

até o momento. Atualmente, são oito laboratórios acreditados pela Coordenação

Geral de Acreditação (Cgcre/Inmetro).

A demanda para certi�cação de módulos fotovoltaicos está crescente devido à

inserção de micro e minigerações no panorama energético brasileiro e a necessidade

da atualização anual dos ensaios para cada módulo, certi�cação acaba sendo um

entrave para o setor fotovoltaico no Brasil.

A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), por sua vez, publicou

nos últimos anos quatro normas relacionadas ao tema que visam maior segurança

padronização das instalações:

• ABNT NBR IEC 62116:2012 - Procedimento de ensaio de anti-ilhamento

para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica;

• ABNT NBR 16149:2013 - Sistemas fotovoltaicos (FV) - Características da

interface de conexão com a rede elétrica de distribuição;

• ABNT NBR 16150:2013 - Sistemas fotovoltaicos (FV) - Características da

interface de conexão com a rede elétrica de distribuição - Procedimento de

ensaio de conformidade;

• ABNT NBR 16274:2014 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede - Re-

quisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e

avaliação de desempenho.

27

Capítulo 4

O Custo da Energia Elétrica

4.1 Mercado Brasileiro de Energia Elétrica

O marco regulatório do setor elétrico, instituído pela Lei 10.848/2004, de�ne que

o mercado está segmentado em dois ambientes de comercialização de energia onde

os agentes podem atuar: o Ambiente de Comercialização Regulada (ACR), com-

posto pelas distribuidoras e permissionárias de energia elétrica; e o Ambiente de

Comercialização Livre (ACL), composto por consumidores livres, comercializadoras

e autoprodutores.

A diferença básica entre esses dois ambientes está na forma de contratação de

energia. Enquanto no ACL os contratos são �rmados entre gerador e consumidor,

via contratos bilaterais, no ACR esses contratos são obtidos por meio de leilões

organizados pelo governo federal.

4.1.1 Ambiente de Contratação Regulada

Esse ambiente é composto por consumidores regulados, também conhecidos como

consumidores cativos. Esses consumidores são atendidos pelas concessionárias ou

permissionárias de distribuição, não tendo liberdade para escolher seu fornecedor de

energia elétrica, �cando à mercê das decisões tomadas pela distribuidora responsável

pela área de concessão na qual ele se encontra inserido.

A tarifa de fornecimento de energia paga, que será detalhada a seguir, já inclui

o custo da energia e do serviço de uso da transmissão e distribuição � serviço de

�o, mas possui uma imprevisibilidade da variação anual do valor das tarifas das

Distribuidoras, por meio dos reajustes tarifários, o que traz incertezas quanto ao

custo de energia para a indústria e comércio.

28

Tarifa de Fornecimento de Energia

A tarifa visa assegurar aos prestadores dos serviços receita su�ciente para cobrir

custos operacionais e�cientes e remunerar investimentos necessários para expandir

a capacidade e garantir o atendimento com qualidade. Os custos e investimentos

repassados às tarifas são calculados pela ANEEL, e podem ser maiores ou menores

do que os custos praticados pelas empresas.

Os consumidores cativos são subdivididos de acordo com as suas características

elétricas e energéticas, para que assim possam ser tarifados de maneira diferenci-

ada. O enquadramento desses consumidores acontece de acordo com a sua tensão

de fornecimento e com o seu per�l de consumo diário, conforme Tabela 4.1. Os con-

sumidores atendidos em alta tensão, acima de 2.300 volts, como indústrias, shopping

centers e alguns edifícios comerciais, são classi�cados no Grupo A. As unidades con-

sumidoras atendidas em tensão abaixo de 2.300 volts são classi�cadas no Grupo B

(baixa tensão). Em geral, estão nesta classe as residências, lojas, agências bancá-

rias, pequenas o�cinas, edifícios residenciais grande parte dos edifícios comerciais e

a maioria dos prédios públicos federais, uma vez que, na sua maioria são atendidos

nas tensões de 127 ou 220 volts [16].

Tabela 4.1: Enquadramento dos consumidores de acordo com a tensão de forneci-

mento - Fonte: Adaptado de [16]

Para �ns de cálculo tarifário, os custos da distribuidora são classi�cados em dois

tipos Tarifa de Energia - TE e Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD

[16].

• Tarifa de Energia - TE: Essa parcela compreende basicamente os custos

associados a energia comercializada pela distribuidora, ou seja, custos com

compra de energia (via leilões, cotas de garantia física, antigos contratos bi-

laterais, Itaipu e Angra I e II), geração própria, encargos energéticos, entre

outros;

29

• Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição- TUSD: Essa outra parcela

compreende os custos associados ao transporte da energia, como transporte

da Rede Básica, encargos setoriais (PROINFA, CDE, entre outros), perdas e

remuneração e depreciação dos ativos de distribuição.

A Figura 4.1 a seguir mostra um detalhamento maior da divisão de parcelas da

tarifa de fornecimento de energia.

Figura 4.1: Composição das parcelas da Tarifa de Fornecimento de Energia - Fonte:

Adaptado de [10]

Postos Tarifários

Conforme Resolução Normativa no 414 de 2010 [30], os postos tarifários são

de�nidos para permitir a contratação e o faturamento da energia e da demanda de

potência diferenciada ao longo do dia, conforme as diversas modalidades tarifárias.

• Horário de Ponta: refere-se ao período composto por três horas diárias

consecutivas de�nidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu

sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com

exceção feita aos sábados, domingos, e feriados nacionais.

• Fora de Ponta: refere-se ao período composto pelo conjunto das horas

diárias consecutivas e complementares àquelas de�nidas no horário de ponta

e intermediário (no caso da Tarifa Branca).

30

Tarifas Horossazonais

São um conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia

elétrica e demanda de potência ativa. Atualmente há cinco modalidades tarifárias

em vigor, apresentadas a seguir [31].

• Azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por ta-

rifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência,

de acordo com as horas de utilização do dia;

• Verde aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por ta-

rifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de

utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda de potência;

• Convencional monômia 1: aplicada às unidades consumidoras do grupo B,

caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente

das horas de utilização do dia;

• Convencional binômia 2: aplicada às unidades consumidoras do grupo A

caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potên-

cia, independentemente das horas de utilização do dia. Esta modalidade será

extinta a partir da revisão tarifária da distribuidora; e

• Branca: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, exceto para o sub-

grupo B4 e para as subclasses Baixa Renda do subgrupo B1, caracterizada por

tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas

de utilização do dia.

A Tabela 4.2 mostra as possibilidades de modalidades tarifárias para os subgrupos

tarifários mostrados na Tabela 4.1.

Tabela 4.2: Modalidades para os subgrupos tarifários - Fonte: Adaptado de [16]

1Monômia: não há diferenciação entre tarifa volumétrica e demandada2Binômia: cobrança por demanda (R$/kW) mais consumo (R$/kWh)

31

Bandeiras Tarifárias

Desde o ano de 2015, as contas de energia passaram a trazer o Sistema de Ban-

deiras Tarifárias, que apresenta as seguintes modalidades: verde, amarela e vermelha

(com dois patamares) e indicam se haverá ou não acréscimo no valor da energia a ser

repassada ao consumidor �nal, em função das condições de geração de eletricidade.

Todos os consumidores cativos serão faturados pelo sistema, com exceção daqueles

localizados em sistemas isolados. As modalidades são descritas a seguir [17]:

• Bandeira Verde condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não

sofre nenhum acréscimo;

• Bandeira Amarela condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre

acréscimo de R$ 10,00 para cada megawatt-hora (MWh) consumidos;

• Bandeira Vermelha Patamar 1 condições mais custosas de geração. A

tarifa sofre acréscimo de R$ 30,00 para cada megawatt-hora MWh consumido.

• Bandeira Vermelha Patamar 2 condições ainda mais custosas de geração.

A tarifa sofre acréscimo de R$ 50,00 para cada megawatt-hora MWh consu-

mido.

A Tabela 4.3 resume os acréscimos em R$/MWh de�nido de acordo com as cores

das bandeiras tarifárias.

Tabela 4.3: Acréscimo na tarifa de�no pelas cores das Bandeiras - Fonte: Adaptado

de [17]

Histórico das Bandeiras Tarifárias

Como apresentado anteriormente, desde 2015 o Brasil tem enfrentado uma forte

estiagem que resulta em níveis dos reservatórios das hidrelétricas muito baixos. A

bandeira vermelha foi acionada durante todo o ano de 2015, e voltando a ser preocu-

pante no �nal de 2017. O ano de 2018 também tem sofrido com baixos percentuais

do GSF e as previsões é que a Bandeira Vermelha Patamar 2 seja acionada até de-

zembro. A Tabela 4.4 apresenta a bandeira tarifária de�nida em cada mês desde a

sua implementação em 2015 até Julho de 2018.

32

Tabela 4.4: Histórico das Bandeiras Tarifárias desde a sua implementação até jul/18

- Fonte: Adaptado de [17]

Encargos Setoriais

Os encargos setoriais, apresentados na Figura 4.1, oriundos de políticas de go-

verno para o setor elétrico, possuem �nalidades especí�cas e são de�nidos em legis-

lação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL e não representam ganhos

de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos tarifários

estão descritos a seguir [10].

• Conta de Desenvolvimento Energético � CDE contribuição para pro-

piciar o desenvolvimento energético a partir das fontes alternativas; prover a

universalização do serviço de energia; e subsidiar a tarifa dos consumidores

residenciais de baixa renda;

• Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica � TFSEE con-

tribuição para prover recursos para o funcionamento da ANEEL;

• Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica �

PROINFA contribuição para subsidiar as fontes alternativas de energia, em

geral mais caras que as fontes convencionais;

33

• Encargo de Serviços do Sistema � ESS contribuição para subsidiar a

manutenção da con�abilidade e estabilidade do SIN;

• Encargo de Energia de Reserva � EER contribuição para subsidiar a

Energia de Reserva destinada a elevar a segurança no fornecimento no Sis-

tema Interligado Nacional, de forma complementar ao montante contratado

no ambiente regulado (ACR);

• Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa E�ciência Energé-

tica (PEE) contribuição para promover pesquisas cientí�cas e tecnológicas

relacionadas à eletricidade e ao uso sustentável dos recursos naturais; e

• Contribuição ao Operador Nacional do Sistema � ONS contribuição

para prover recursos para o funcionamento do ONS.

Sistema de Compensação de Energia (Net Metering)

A Resolução Normativa no482 de 2012 [28], de�ne Sistema de Compensação de

Energia (ou, Net Metering em inglês) como sendo o sistema no qual a energia gerada

por unidade consumidora com geração distribuída com potência instalada menor

ou igual a 1 MW, que utilize fonte incentivada de energia conforme regulamento

especí�co e compense o consumo medido no ciclo de faturamento corrente ou em

meses subsequentes.

O excedente de energia é a diferença positiva entre a energia injetada e a consu-

mida, exceto para o caso de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras,

em que o excedente é igual à soma da energia injetada.

Para �ns de compensação, a energia ativa injetada no sistema de distribuição

pela unidade consumidora será cedida a título de empréstimo gratuito para a distri-

buidora, passando a unidade consumidora a ter um crédito em quantidade de energia

ativa a ser consumida por um prazo de 60 (sessenta) meses, não se aplicando para

os consumidores livres ou especiais, que estão descritos na seção seguinte.

4.1.2 Ambiente de Contratação Livre

O mercado livre de energia elétrica, ou Ambiente de Contratação Livre (ACL), é um

ambiente em que os consumidores podem escolher livremente seus fornecedores de

energia, exercendo seu direito à portabilidade da conta de luz. Participam do ACL

os geradores de energia, as comercializadoras, os consumidores livres e os especiais.

Os consumidores livres são os que possuem, no mínimo, 3.000 kW de demanda

contratada e podem contratar energia proveniente de qualquer fonte de geração.

A única restrição é que, além do nível de demanda contratada, as empresas que

34

se conectaram ao sistema elétrico antes de 7 de julho de 1995 têm de receber

a energia em tensão superior a 69 KV. Já os consumidores especiais, são os

que possuem demanda contratada igual ou maior que 500 e menor que 3.000 kW,

independentemente do nível de tensão. Podem contratar energia proveniente apenas

de usinas eólicas, solares, a biomassa, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) ou

hidráulica de empreendimentos com potência inferior ou igual a 50.000 kW, as

chamadas fontes especiais de energia. Esses consumidores são livres para comprar

a energia diretamente de geradores, comercializadores e até de outros consumidores

livres por meio de contratos de compra de energia incentivada e/ou convencional [32].

Energia Convencional

Usinas hidrelétricas de grande porte e usinas termelétricas são as fontes mais

comuns de energia convencional.

Energia Incentivada

Os consumidores que adquirem energia de fontes incentivadas têm direito

à redução, entre 50% e 100%, nas tarifas de uso do sistema de distribuição e

transmissão (TUST e TUSD). De acordo com a regulamentação vigente, as fontes

incentivadas são usinas eólicas, solares, a biomassa, hidráulicas ou cogeração

quali�cada cuja potência injetada na rede é igual ou inferior a 300.000 kW. O

porcentual do desconto depende da data de homologação da outorga ou do registro

do empreendimento na ANEEL e do tipo de fonte de geração [29].

Ao realizar a negociação, os consumidores livres ou especiais estão adquirindo

apenas a energia, necessitando ainda pagar pelo transporte dela. Portanto, essa

unidade consumidora deverá pagar pelo �uso do �o�, que deverá ser feito à con-

cessionária de distribuição local, caso esse consumidor esteja conectado na rede de

distribuição da concessionária ou à transmissora, caso esse consumidor esteja conec-

tado diretamente a Rede Básica de transmissão. A Figura 4.2 mostra a composição

da tarifa no ACL.

Figura 4.2: Composição da Tarifa no Ambiente de Contratação Livre - Fonte: [10]

35

4.2 Incidência de Impostos Federais e Estaduais

A de�nição sobre a cobrança de impostos e tributos federais e estaduais são de

competência da Receita Federal do Brasil e das Secretarias de Fazenda Estaduais

[10].

4.2.1 ICMS

O Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) é um tributo Esta-

dual aplicável à energia elétrica. Em abril de 2015, o Conselho Nacional de Política

Fazendária (CONFAZ) revogou o Convênio ICMS 6, através do Convênio ICMS 16,

que foi instituído pelo mesmo em 5 de abril de 2013, estabelecendo que o ICMS

apurado teria como base de cálculo toda energia que chega à unidade consumidora

proveniente da distribuidora, sem considerar qualquer compensação de energia pro-

duzida pelo micro ou minigerador, ou seja, a alíquota aplicável do ICMS incidiria

sobre toda a energia consumida no mês.

Além de variar conforme unidade de Federação, esse imposto ainda varia de

acordo com a classe de consumo e com a faixa de consumo mensal de energia. A

Figura 4.3 mostra as alíquotas para os consumidores industriais.

36

Figura 4.3: Alíquotas para os consumidores industriais - Fonte: [10]

37

4.2.2 PIS/COFINS

Com relação à apuração do Programa de Integração Social (PIS) e da Contribuição

para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), só em 2015 foi publicada uma

lei que esclarecesse a realização da cobrança para os casos de micro e minigeração

distribuída.

Publicada em outubro de 2015, Lei no 13.169, passou a acontecer apenas sobre

a diferença positiva entre a energia consumida e a energia injetada pela unidade

consumidora com micro ou minigeração distibuída. Como o PIS e a COFINS são

tributos federais, então a regra estabelecida vale igualmente para todos os Estados

do país. A alíquota aplicável, no regime de tributação cumulativo, é de 0,65% e

3,00%, respectivamente. Nas contas de luz é considerada a parcela de 5% para

PIS/Con�ns.

4.3 Taxa de Iluminação Pública

A taxa de iluminação pública é cobrada em muitos Municípios junto com a conta de

energia elétrica, como no caso do Município do Rio de Janeiro, onde ela é calculada

conforme o consumo faturado ao consumidor. Esta taxa é destinada ao custeio do

serviço de iluminação pública, assim como a manutenção de lâmpadas, postes e

demais componentes da iluminação das ruas e locais públicos.

Não existe metodologia única para cobrança da taxa de iluminação pública. Em

alguns Municípios ela é proporcional ao consumo, enquanto em outros criou-se um

valor de referência e as alíquotas variam de acordo com um índice de�nido pela

prefeitura para cada bairro e/ou rua.

Existem também Municípios que realizam a cobrança de um valor �xo para cada

consumidor. A taxa de iluminação é adicionada após o cálculo do valor cobrado

pelo consumo líquido e não pode ser abatida pelos créditos gerados. A Tabela 4.5

apresenta os valores estabelecidos para a cidade do Rio de Janeiro [18].

38

Tabela 4.5: Valores estabelecidos para Iluminação Pública para a cidade do Rio de

Janeiro - Fonte: Adaptado de [18]

4.4 Incentivos

Tarifário

Com o intuito de promover o desenvolvimento de fontes alternativas no processo

de produção de energia elétrica, a legislação brasileira criou incentivos para esti-

39

mular empreendedores e consumidores a investirem nesse segmento do mercado de

energia. Nesse sentido, a Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabeleceu

que os empreendimentos enquadrados no � 1o do seu artigo 26 poderiam, por de-

terminação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), fazer jus a percentual

de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às Tarifas de

Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST) e de Distribuição (TUSD), incidindo na

produção e no consumo da energia comercializada. Assim, terão direito ao desconto

os empreendimentos caracterizados como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs),

hidrelétricas com potência igual ou inferior a 1.000 kW (mil quilowatts) , e aqueles

com base em fonte solar, eólica, biomassa e cogeração quali�cada, cuja potência

injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000

kW(trinta mil quilowatts).

Empreendimentos de fontes solar, eólica, biomassa e cogeração quali�cada tem

redução não inferior a 50% a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos,

desde que a potência injetada seja maior que 30.000 kW e menor ou igual a

300.000 kW e sejam oriundos de leilão de compra de energia realizado a partir

de 1o de janeiro de 2016 ou sejam autorizados a partir de 1o de janeiro de 2016.

Em junho de 2016, a Lei no 3.299 ampliou o desconto para fontes de biomassa

com potência maior que 30.000 kW e menor ou igual a 50.000 kW. O desconto é

limitado a aplicação do desconto a 30.000 kW de potência injetada nos sistemas [33].

Tributário

Através do Convênio ICMS 16, as autoridades foram então autorizadas a con-

ceder isenção nas operações internas relativas à circulação de energia, sujeitas a

faturamento sob o sistema de compensação de energia. Os Estados que aderiram

ao novo Convênio, o ICMS incide somente sobre a diferença entre a energia consu-

mida e a energia injetada na rede no mês. E para os Estados que não aderiram,

o ICMS continua sendo cobrado sobre todo o consumo, desconsiderando assim a

energia injetada na rede pela micro ou minigeração.

40

Capítulo 5

Projeto de uma Empresa do Ramo

de Cosméticos

Em Junho de 2017, em comemoração à semana do Meio Ambiente, uma empresa

do ramo de cosméticos inaugura em seu Centro de Pesquisa e Inovação, a 2a maior

usina de painéis solares em geração de energia do Estado do Rio de Janeiro, com

390 kWp, atrás apenas do sistema do aquário marinho AquaRio. Esse é o primeiro

prédio da empresa no país a usar o sistema solar como fonte de energia e a mesma

pretende de instalar um sistema de painéis solares de dimensões maiores na fábrica

que possuem em São Paulo, até meados de 2019 [34].

O projeto que será apresentado no presente capítulo, mostra os dados sobre os

aspectos contrutivos consumo e geração do empreendimento mas os valores esta-

belecidos em contratos com fornecedores de materiais e prestadores de serviço são

sigilosos e não puderam ser divulgados. Para o cálculo da viabilidade econômica

foram estabelecidas premissas a �m de obtermos os valores mais próximos da reali-

dade.

5.1 Características do Prédio

5.1.1 Localização e Níveis de Irradiação

O prédio está localizado na Ilha de Bom Jesus no Rio de Janeiro, e possui as coor-

denadas mostradas na Tabela 5.1 a seguir.

Tabela 5.1: Coordenadas da localização do prédio - Fonte: Adaptado de [19]

41

A partir das coordenadas, é possível fazer o cálculo da potencial energético solar

da região através do programa SunData, ferramenta criada e disponibilizada gra-

tuitamente pelo CRESESB, Cepel [11]. Os valores de irradiação solar diária média

mensal em kWh/m2.dia podem ser vistos no grá�co na Figura 5.1.

Figura 5.1: Índice solarimétrico do local de instalação da usina - Fonte: Adaptado

de [11]

5.1.2 Levantamento do Consumo de Energia Elétrica

Foram disponibilizados os dados de consumo do prédio em estudo, que possui seu

per�l de consumo baseado em um horário de trabalho entre 8:00 e 17:00 horas. Esse

corresponde ao horário fora de ponta, já que o horário de ponta para o consumo de

energia elétrica de acordo com a Light SESA, é o período entre 17h30 e 20h30, com

exceção de sábados, domingos e feriados nacionais. Após as 17 horas, são mantidas

apenas algumas luzes acesas por questões de segurança e a refrigeração necessária

para os laboratórios de pesquisa que o prédio possui.

A Figura 5.2 apresenta o per�l atual de consumo do prédio, com média mensal

de 290 MWh, que respeita às estações do ano e é possível ver um aumento nos meses

mais quentes do ano devido ao uso do ar condicionado em temperaturas mais altas.

42

Figura 5.2: Consumo mensal de energia em MWh - Fonte: Elaboração própria

5.1.3 Classe de Consumo

O prédio se enquanda nas unidades consumidoras do Grupo A da Light - Classe

A4 -, com tarifa horossazonal Azul, devido às tarifas diferenciadas de consumo de

energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do

dia. A Tabela 5.2, adaptada da Light, mostra as tarifas e o preço das parcelas para

cada classe de consumo, sem incidência de ICMS, PIS e Co�ns, com destaque para

a classi�cação do prédio em estudo.

Tabela 5.2: Tarifas de Alta Tensão/ Média Tensão - Estrutura Horossazonal Azul -

Fonte: [20]

5.2 Características da Usina

A usina foi instalada no telhado do prédio de Pesquisa e Inovação da empresa, que

possui uma área útil de aproximadamente 3.300 m2.

43

5.2.1 Modelo do Painel

O modelo do painel escolhido para o projeto foi o JAP6(K)-72-325/4BB, do fa-

bricante JA solar com 325 Wp cada e as especi�cações elétricas relevantes para a

avaliação, mecânicas e as garantias da placa estão descritas nas Tabelas 5.3, 5.4 e

5.5.

Tabela 5.3: Características Elétricas do Modelo de painéis solares escolhido - Fonte:

Adaptado de [21]

Tabela 5.4: Características Mecânicas do Modelo de painéis solares escolhido - Fonte:

Adaptado de [21]

Tabela 5.5: Garantias do Modelo de painéis solares escolhido - Fonte: Adaptado de

[21]

5.2.2 Associação dos Módulos

O projeto da usina já previa a construção do prédio onde ela se encontra, o espaço

físico do telhado foi pensado para comportar o tamanho de uma usina minigeradora.

O projeto conta com 60 módulos ligados em série (strings) com 20 painéis idên-

ticos, totalizando 1.200 placas em uma área equivalente à 2.400 m2.

44

5.2.3 Orientação e Inclinação

O telhado foi construído visando otimizar a captação de energia solar e portanto

possui a face voltada para o Norte Verdadeiro e uma inclinação natural de 20o. As

placas foram instaladas faceadas ao telhado, possuindo a mesma inclinação de 20o,

o que se enquadra ao que foi exposto no Capítulo 2.

5.2.4 Classi�cação da Usina

Levando-se em consideração as características do painel solar apresentadas no item

2..1 deste trabalho, cada placa possui 325W de potência e o projeto conta com um

total de 1.200 placas. A potência instalada da usina é, portanto, de 1.200 x 325 W =

390 kW. Pela de�nição da ANEEL apresentada no Capítulo 3, a usina é classi�cada

como Usina Minigeradora Distribuída.

5.2.5 Geração de Energia Elétrica

O potencial de geração de energia elétrica será estimado utilizando-se a Equação 5.1

que leva em consideração a potência instalada, a média diária de irradiação no plano

inclinado ao grau da latitude do local (20o) e a taxa de desempenho performance

ratio (PR), que representa o percentual de aproveitamento da geração de energia

considerando as perdas do sistema fotovoltaico [6].

E = Pfv + ISmd + PR +N (5.1)

Onde: Pfv corresponde à potência instalada (Wp);

ISmd corresponde à irradiação solar média mensal plano inclinado

(kWh/m2/mês);

PR corresponde à taxa de desempenho; e

N o número de dias no mês.

A geração de energia diária varia ao longo do ano de acordo com as estações.

Pelo grá�co mostrado na Figura 2.3, a localização do empreendimento apresenta,

em média, 5 horas de Sol equivalente por dia. No Solstício de Verão, o sistema gera

energia por 14 horas (de 05:00 às 18:00), enquanto no Solstício de Inverno, por 11

horas (de 06:00 às 16:00).

A empresa divulgou que esperam uma geração média mensal de 43MWh. O per�l

de geração estimado do primeiro ano após a instalação - levando em conta a sazo-

nalização e a irradiação solar média mensal do local já apresentada - é apresentado

na Figura 5.1.

45

Figura 5.3: Geração mensal de energia em MWh - Fonte: Elaboração própria

Os meses com maior geração de energia são Janeiro e Dezembro, no auge do

verão, onde há maior incidência solar, chegando a produzir quase 50 MWh.

5.2.6 Redução nas Emissões de CO2

No Brasil, de acordo com dados divulgados, a empresa já reduziu em 71% as emissões

de CO2 em seu processo produtivo, através de iniciativas como o uso de etanol nas

caldeiras das fábricas. A meta é tornar-se uma operação carbono neutro até 2020

[34].

Para estimar a quantidade de emissão de CO2 que deixa de ser emitida ao utilizar-

se o sistema fotovoltaico, foi utilizado o fator médio anual de 2017, Tabela 2.2, e a

Equação 2.1 apresentados anteriormente. O consumo anual é o consumo que será

suprido pela geração do empreendimento, ou seja:

Consumo Anual = Geração Usina Anual

A geração anual da usina é de aproximadamente 516 MWh, e o fator médio anual

de CO2 considerado é 0,0927 tCO2/MWh, portanto:

Quantidade de CO2/ano = 0,0927 tCO2/MWh x 516 MWh = 47,83 tCO2/ano

Em um horizonte de 25 anos, que diz respeito ao tempo em que os fabricantes

comprovadamente atestam que os painéis solares funcionarão de forma e�ciente, a

empresa terá reduzido 1195,83 tCO2.

46

Capítulo 6

Viabilidade Econômica

6.1 De�nições

Valor Presente Líquido - VPL

Um dos métodos mais conhecidos e utilizados para análise econômica de inves-

timentos é o Valor Presente Líquido. O VPL, é uma função utilizada na análise

da viabilidade de um projeto de investimento. Ele é de�nido como o somatório dos

valores presentes dos �uxos estimados de uma aplicação, calculados a partir de uma

taxa dada e de seu período de duração.

Os �uxos estimados podem ser negativos ou positivos, de acordo com as entradas

ou saídas de caixa. Em caso negativo, o retorno será menor que o investimento

inicial, o que sugere que ele seja reprovado. Em caso positivo, o valor obtido no

projeto pagará o investimento inicial, o que o torna viável [35].

Matematicamente, o VPL é dado pela expressão:

V PL =n∑

i=1

FCi

(1 + TMA)i= FC0+

FC1

(1 + TMA)1+

FC2

(1 + TMA)2+ ...+

FCn

(1 + TMA)n

Onde:

• FC0 representa o Fluxo de Caixa no período zero, ou seja, é o investimento

inicial e normalmente entrará com o sinal negativo na equação.

• FC1, FC2,..., FCn representam os Fluxos de Caixa nos períodos 1, 2, ..., n.

• TMA é a Taxa Mínima de Atratividade e é uma taxa de desconto utilizada

nos métodos de análise de investimento que representa o mínimo de retorno

que o executor do projeto de investimento � seja a empresa ou o investidor �

deseja obter.

47

Taxa Interna de Retorno - TIR

A TIR, Taxa Interna de Retorno de um empreendimento é uma medida relativa -

expressa em percentual - que demonstra o quanto rende um projeto de investimento,

considerando a mesma periodicidade dos �uxos de caixa do projeto. Para interpretar

o resultado da taxa interna de retorno, é preciso fazer uma comparação com a TMA

[35].

Matematicamente, esta a taxa interna de retorno (TIR) pode ser encontrada

igualando a equação do VPL à zero e resolvendo a seguinte expressão:

0 =n∑

i=1

FCi

(1 + TMA)i= FC0 +

FC1

(1 + TMA)1+

FC2

(1 + TMA)2+ ...+

FCn

(1 + TMA)n

Retorno do Investimento - Payback

Payback é o tempo de retorno desde o investimento inicial até aquele momento em

que os rendimentos acumulados tornam-se iguais ao valor desse investimento. O

tempo de retorno depende do valor do investimento e do tipo de negócio. Em geral,

o retorno acontece dentre de meses ou anos [35].

Fluxo de Caixa Descontado

o Fluxo de Caixa Descontado - FCD é uma ferramenta de cálculo de valor de uma

empresa, de um projeto especí�co ou de um ativo � mas aqui falaremos estritamente

do primeiro caso.

Por meio do Fluxo de Caixa Descontado, é possível trazer, para o presente �

mediante uma taxa de desconto � o �uxo de caixa futuro da sua empresa. Esta taxa

de desconto costuma ser composta por todos os custos do capital e pelos riscos do

empreendimento.

O FCD é uma projeção daquilo que sua empresa poderá produzir no futuro, com

os descontos do tempo que isto levará e dos riscos assumidos. Em outras palavras:

o valor da sua empresa no Fluxo de Caixa Descontado é medido pela quantidade

de recursos que serão gerados no futuro, acrescida ao seu valor nos dias atuais, e

subtraindo-se o tempo e o risco associados a essas estimativas vindouras [35].

Capital Expenditure - CAPEX

O Capital Expenditure (Despesas de Capitais ou Investimentos em Bens de

Capitais) envolve todos os custos relacionados à aquisição de equipamentos e

instalações que visam a melhoria de um produto, serviço ou da empresa em si [36].

48

Operacional Expenditure - OPEX

O Operational Expenditure diz respeito às despesas e dispêndios operacionais e dos

investimentos em manutenção de equipamentos, ou seja, são os gastos cotidianos,

como por exemplo despesas com funcionários, combustível, comercial, tributárias,

manutenção de equipamentos e com serviços terceirizados [36].

6.2 Premissas

Em maio de 2018, a ANEEL publicou a Nota Técnica no 0062/2018 para recebi-

mento de contribuições visando o aprimoramento das regras aplicáveis à micro e

minigeração distribuída.

Como a empresa não pôde fornecer os dados dos contratos �rmados com os

fornecedores de materiais e prestadores de serviço, usaremos as mesmas premissas

de�nidas na Nota Técnica para poder estimar os valores de CAPEX e OPEX a �m

de concluir o estudo de viabilidade econômica do projeto e mostrar a atratividade

do empreendimento. São elas:

1. Horizonte de projeto de 25 anos levando-se em consideração a garantia

diz respeito ao tempo em que os fabricantes comprovadamente atestam que os

painéis solares funcionarão de forma e�ciente, com potencial de produção em

pelo menos 80% (90% da potência até o décimo segundo ano e 80%

em 25 anos.) [37];

2. De acordo com a grá�co mostrado na Figura 6.1, do Boletim Mensal de Gera-

ção Solar Fotovoltaica versão de Junho de 2018 do ONS, quase toda a potência

é gerada entre 6h e 17h. Assim, consideraremos toda a nossa geração fora da

ponta para valorar o preço da energia e o quanto deixaríamos de pagar em

termos de compensação [12];

49

Figura 6.1: Geração média horária - Boletim Mensal de Geração Solar Jun/18 ONS

- Fonte: [12]

3. Custo de instalação do sistema solar fotovoltaico de médio porte: Pesquisas

realizadas pelas empresas Greener e Enova Solar indicam valores da ordem de

5.000 R$/kWp para instalação de minigeradores [37];

4. Custos de manutenção de um sistema solar fotovoltaico típico de médio porte

(incluindo troca do inversor): tendo em vista que esses sistemas solares foto-

voltaicos não requerem praticamente nenhum tipo de manutenção, pretende-se

considerar que esse custo seja, de fato, somente devido à troca do inversor du-

rante o período de vida útil dos painéis. Nesse sentido, propõe-se, inicialmente,

um valor equivalente a 20% do custo de instalação, a ser aportado no

ano 13 [37];

5. Redução da capacidade de geração do sistema a cada ano: nesse quesito,

submete-se à apreciação da sociedade a utilização da taxa de degradação dos

painéis solares fotovoltaicos de 0,5% ao ano [37];

6. Taxa de crescimento anual do mercado potencial: sugere-se a utilização dos

dados constantes no Plano Decenal de Expansão � PDE 2026, que indicam

para um crescimento do consumo de energia elétrica a uma taxa média de

3,7% a.a [37];

7. Os valores da taxa de Iluminação Pública variam de acordo com o consumo

anual, e serão considerados nos cálculos por serem cobrados pelo consumo

líquido. As taxas �xas consideradas são as mesmas apresentadas na Tabela

4.5, variando de R$ 59,75 até R$ 429,42.

50

8. Para �ns de análise de impacto regulatório, é possível adotar para pessoa

jurídica uma faixa de custo de capital entre 5,65% e 10,14% a.a, que re�ete

o custo de �nanciamento do "FNE Sol", faixa que também contempla o custo

de �nanciamento 6,5% a.a, da "Linha Economia Verde"[37];

9. O conceito do valor do dinheiro no tempo exige um ajuste por meio de uma

taxa de juros para as receitas e parcelas do �nanciamento no futuro. A Taxa

SELIC é uma taxa de referência que norteia todas as outras taxas de juros e

será utilizada para correção monetária dos valores no �uxo de caixa. O valor

de�nido foi o de Junho de 2018: 6,5% a.a [36];

10. Dados fornecidos pela empresa apontam 50% de capital próprio no investi-

mento e os outros 50% �nanciados para pagamento em 10 anos, com taxa

de juros de �nanciamento igual a 120% da taxa SELIC, ou seja, 8%;

11. Para �ns de cálculo da tarifa a longo prazo, foi considerada a projeção da

tarifa de energia TE, em R$/MWh, sem impostos, para os próximos 10 anos.

A Figura 6.2 apresenta as tarifas que foram simuladas para um conjunto de

1.200 cenários hidrológicos equiprováveis, e são apresentadas apenas a média

e os percentuais 90%1 e 10%2. A partir o último ano, o valor considerado foi

constante e igual ao de 2028, até 2043, já que o horizonte de estudo são 25

anos [10];

Figura 6.2: Previsão da TE para os próximos 10 anos, sem impostos, em R$/MWh

- Fonte: [10]

1Ordenando todos os valores simulados a partir dos 1.200 cenários hidrológicos equiprováveis,o P90 representa o nonagésimo menor valor, ou, o décimo maior valor encontrado.

2Ordenando todos os valores simulados a partir dos 1.200 cenários hidrológicos equiprováveis,o P10 representa o décimo menor valor, ou, o nonagésimo maior valor encontrado.

51

A queda do valor da TE em 2019 e 2020 se dá pelo �m do pagamento de

empréstimos feitos pelas Distribuidoras devido ao impacto negativo causado

pela MP579, transformada em Lei n.o12. 873 em 2013 [38].

12. Os percentuais para os impostos ICMS e PIS/Co�ns estão apresentados na

conta de luz e representam de acordo com a distribuidora Light SESA, respec-

tivamente, 31% e 5% [20];

13. Complementando o valor da tarifa, na Figura 6.3 são apresentadas as perspec-

tivas para a evolução da TUSD média do Brasil, no segmento A4 Azul, em um

horizonte de 10 anos. Novamente, a partir do último ano, consideraremos o

valor da TUSD constante e igual ao de 2028 - até 2043. Para o estudo presente,

só estamos considerando o retorno �nanceiro baseado no consumo, então só

usaremos os valores de TUSD encargos [10];

Figura 6.3: Previsão da TUSD para os próximos 10 anos, sem impostos, em

R$/MWh - Fonte: [10]

14. De acordo com o Submódulo 7.1 do PRORET, os fatores para cálculo dos

consumos fora e dentro da ponta são, respectivamente, 0,94% e 1,62% [39].

52

6.3 Cálculos Financeiros do Projeto

Para uma análise �nanceira completa, será realizado um �uxo de caixa descontado,

ou seja, começa negativo no Ano 0 a partir do investimento inicial e a cada ano é

somada a receita nominal gerada, e as receitas somadas a cada ano estão atualizadas

para o valor presente.

A ferramenta utilizada para cálculo dos parâmetros foi o Excel. Através da

Função VPL e TIR, é possível obter os valores referentes ao cenário descrito pelas

premissas citadas anteriormente. As parcelas do pagamento anual do empréstimo

são obtidas pela fórmula PGTO.

6.3.1 Capex e Opex

O primeiro passo para a realização da análise econômica do empreendimento é es-

timativa do investimento inicial necessário para sua implementação. Os custos com

instalação e manutenção foram obtidos através das premissas apresentadas na se-

ção anterior. Os custos de instalação já englobam o preço das módulos, inversores,

estrutura e equipamentos elétricos auxiliares além da mão de obra. A Figura 6.4

mostra os valores totais de Capex e Opex do empreendimento.

Figura 6.4: Capex e Opex do empreendimento - Fonte: Elaboração própria

6.3.2 Viabilidade Econômica do Empreendimento

Considerando-se o cenário composto pelas premissas anteriormente descritas, temos

que a GD só gera energia fora de ponta, então a parcela do custo fora de ponta é

a única que cabe comparação, já que não há compensação de energia no horário

de ponta por não haver geração dentro deste período do dia. A tarifa é composta

pela parcela de demanda e consumo, mas no presente trabalho também só avaliará

a comparação em termos do consumo.

53

Cenário

Custo de instalação R$/kWp: 5.000

Capital Próprio: 50%

Tempo do Financiamento (anos): 10

Juros do �nanciamento: 6,5%

Capital Próprio (kR$): 975,00

Valor do Empréstimo (kR$): 975,00

Taxa de Desconto (%): 8%

Os valores calculados de Valor Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno e

Payback são:

VPL (kR$): 90,24

TIR (%/ano): 9%

Pagamento Anual do Empréstimo (k$): 135,63

Payback: Sob as condições citadas, o empreendimento possui um retorno do

investimento em 14 anos.

Como o VPL é positivo e a TIR é maior que a Taxa de desconto, signi�ca que o

projeto é executável e o investidor terá ganhos �nanceiros.

6.3.3 Sensibilidades

As sensibilidades trazem o comportamento das variáveis em estudo, VPL e TIR,

frente à variação de alguns fatores. O presente trabalho estudará a sensibilidade

variando o percentual de capital próprio, os juros do �nanciamento e o custo de

instalação.

Os motivos para a escolha das variáveis é que visão do comportamento dos juros

do �nanciamento e do percentual de capital próprio traz ao investidor o conheci-

mento das consequências na rentabilidade do empreendimento, causadas por decisões

que ele deverá tomar ao procurar uma linha de crédito.

A escolha do fornecedor também é crucial para o sucesso do negócio, uma vez

que a decisão não é baseada somente no menor preço proposto. Quando todas as

propostas são apresentadas, é preciso avaliar rigosamente o histórico no mercado da

contraparte, bem como a saúde �nanceira, prazo e condições da entrega, a con�-

abilidade e sigilo, e alinhamento com os princípios éticos da empresa contratante,

para que não haja nenhum risco reputacional. Assim, nem sempre as propostas

com os menores preços atendem todos os requisitos necessários para contratação

e devem ser descartadas. Torna-se então primordial que o investidor saiba o preço

54

máximo da contratação do serviço de maneira a escolher uma oferta que não ameace

a rentabilidade do empreendimento.

Em relação ao percentual de capital próprio

Cenário 1



Juros do �nanciamento: 6,5%

Capital Próprio (kR$): -

Valor do Empréstimo (kR$): 1.950,00



VPL (kR$): 155,17

TIR (%/ano): 11%

Cenário 2



Juros do �nancimento: 6,5%





VPL (kR$): 90,24

TIR (%/ano): 9%

55

Cenário 3


Tempo do Financiamento (anos): -


Capital Próprio (kR$): 1.950,00

Valor do Empréstimo (kR$): -

Pagamento Anual do Empréstimo (k$): -


VPL (kR$): 25,31

TIR (%/ano): 8%

Variação VPL e TIR

Tabela 6.1: Sensibilização da TIR e VPL a partir do percentual de capital próprio

no �nanciamento - Fonte: Elaboração própria

Figura 6.5: Variação da TIR a partir do percentual de capital próprio no �nancia-

mento - Fonte: Elaboração própria

56

Em relação aos juros de �nanciamento

Cenário 1



Juros do �nancimento: 5%





VPL (kR$): 153,15

TIR (%/ano): 10%

Cenário 2








VPL (kR$): 90,24

TIR (%/ano): 9%

Cenário 3








VPL (kR$): 25,31

TIR (%/ano): 8%

57

Cenário 4




Capital Próprio (kR$): 975.00

Valor do Empréstimo (kR$): 975.00

Pagamento Anual do Empréstimo (k$): 148.60


VPL (kR$): -64,43

TIR (%/ano): 7%


Tabela 6.2: Sensibilização da TIR e VPL a partir da taxa do �nanciamento - Fonte:

Elaboração própria

O valor presente líquido tem uma queda signi�cativa com o aumento da taxa

de juros e o grá�co mostrado na Figura 6.6 traz uma representação para melhor

entendimento da dimensão da variação do VPL de acordo com os diferentes cenários.

Figura 6.6: Variação VPL a partir da taxa do �nanciamento - Fonte: Elaboração

própria

58

Em relação ao custo de instalação

Com a ferramenta do Excel "Atingir Alvo"(ou, em inglês, "Goal Seek"), encontra-

mos o valor do custo de instalação, 5.239,34 R$/kWp, para qual o VPL é zero. Os

valores escolhidos para os cálculos de sensibilidade foram menor, igual ao cenário

apresentado nas premissas e maior que o valor encontrado.

Cenário 1



Juros do �nancimento: 6.5%






VPL (kR$): 844.27

TIR (%/ano): 23%

Cenário 2









VPL (kR$): 90.24

TIR (%/ano): 9%

59

Cenário 3







Custo de instalação R$/kWp: 5.239,34


VPL (kR$): 0

TIR (%/ano): 8%

Cenário 4









VPL (kR$): -663,79

TIR (%/ano): 3%


Tabela 6.3: Sensibilização VPL e TIR a partir do custo de instalação - Fonte: Ela-

boração própria

60

Figura 6.7: Variação VPL a partir do custo de instalação - Fonte: Elaboração própria

61

Capítulo 7

Conclusão

O consumo energético do prédio, que tem com �nalidade o desenvolvimento pesquisa

e inovação, foi estimado a partir de dados disponibilizados pela própria Empresa e

a geração de energia pelo projeto implementado atenderá, no primeiro ano, 15% do

consumo. O consumo no local é muito alto e a e�ciência de sistemas fotovoltaicos em

conjunto com a área disponibilizada para o projeto não são su�cientes para atender

a demanda em sua totalidade. Porém, o abatimento na fatura de energia viável a

partir do Sistema de Compensação de Energia, é bem signi�cativo. É importante

destacar também, além da busca por novas fontes, a necessidade de práticas para

economia de energia e adequação do prédio para maximizar sua e�ciência energética.

Com um projeto previamente pensado em conjunto com a construção do prédio,

alguns aspectos foram facilitados no que diz respeito à construção, como a orientação

do telhado para o Norte verdadeiro e a inclinação menor que a latitude, otimizando

a captação de energia e tornando a usina mais e�ciente.

O investimento total para cobrir os custos com módulos, inversores, instalação

foi estimado em R$ 1.950.000,00 mais um aporte de R$ 390.000 no ano 13 para

manutenção, totalizando R$ 2.340.000. A análise econômica do projeto mostrou

que, no cenário de estrutura tarifária atual e com projeções dos valores das tarifas

a longo prazo, o Valor Presente Líquido calculado para o cenário apresentado no

item 6.3.2 é de R$ 90.240,00, a Taxa Interna de Rentabilidade é de 9% e o Tempo

de Retorno (Payback) é de 14 anos. Como o VPL é positivo e a TIR é maior que a

Taxa Mínima de Atratividade (8%), o empreendimento renderá lucros e, portanto,

é considerado viável.

O estudo de viabilidade econômica ainda conta com as análises de sensibilidade,

mostrando diferentes cenários. Com variações de um parâmetro, o investidor pode

perceber o comportamento do VPL e da TIR diante escolhas de �nanciamento, no

caso da sensibilidade do capital próprio e taxa de juros, ou de fornecedor, em relação

ao custo de instalação.

Quanto à escolha dos parâmetros para �ns de �nanciamento: a variação do

62

percentual de capital próprio conclui que quanto menor o percentual de capital

próprio no �nanciamento, maior é o retorno daquele investimento. A explicação

vem do fato de que se o dinheiro for investido em algum fundo de renda variável

ou �xa, é possível que ele renda mais do que o valor a ser pago pelo �nanciamento,

considerando os juros.

Variando os juros de �nanciamento, nota-se, como já se esperava, um maior valor

de VPL e TIR para taxas mais baixas. O valor do VPL caiu 58% quando variamos

a taxa de 5% para 6,5% e 83% quando variamos a taxa de 5% para 8% (Valor igual

ao da Taxa de desconto). Portanto, mesmo uma variação muito pequena na taxa de

juros do �nanciamento, pode gerar uma redução de mais da metade do retorno do

investimento.

Quanto à escolha de fornecedores, devemos ter cuidado para não escolhermos o

menor preço pois além da risco reputacional, relacionado com os princípios éticos

alinhados aos da empresa contratante, as premissas de garantia e depreciação da

geração das placas podem ter valores menores quando não sabemos a procedência

dos serviços e equipamentos. Com a ferramenta do Excel, foi possível obter o custo

em que o VPL é igual a zero, ou seja, o custo máximo para que meu empreendimento

seja viável. O valor encontrado foi de 5.239,34 R$/kWp e foram feitas simulações

com valores acima e abaixo do valor de referência (VPL=0). Como já era de se

esperar, para cenários com valores acima de 5.239,34 R$/kWp, o VPL é negativo e

o investimento não retornará lucro.

Além do benefício econômico apresentado, há o benefício ambiental, caracte-

rizado pela redução da emissão de CO2 atingiu níveis altos, chegando a 47,83

tCO2/ano e 1.195,85 tCO2 em 25 anos (horizonte de estudo), e isso corrobora a

sustentabilidade do projeto.

O sucesso de projetos como este incentivam empresas de mesmo porte a imple-

mentarem projetos semelhantes, trazendo mais benefícios não só ao meio ambiente,

mas também aos consumidores que podem obter produtos ambientalmente amigá-

veis.

Atualmente, o prédio da empresa em estudo se encontra no mercado cativo de

energia pois seu consumo no primeiro ano corresponde à 3.301 MWh, ou, 376 kW

médios 1. Para se tornar cliente especial , ou seja, é necessário uma demanda de

no mínimo 500 kW médios. A empresa não pôde revelar os dados de sua projeção

1MegaWatt médio: Unidade de produção energética igual a energia produzida pela operaçãocontínua de um megawatt de capacidade durante um período de tempo. O MW médio é calculadopor meio da razão MWh/h, onde MWh representa a energia produzida e h representa a quantidadede horas do período de tempo no qual a referida quantidade de energia foi produzida. Assim, 1MWmédio em 1 ano = 1MW x 8760 horas = 8.760 MWh

63

de crescimento, mas considerando a taxa 3,7% a.a, ela atingirá o requisito para

migração entre os ambientes de contratação em 5 anos.

A escolha pelo Ambiente de Contratação Livre, traz previsibilidade orçamentária

para os próximos anos, uma vez que no ACL não há a cobrança das bandeiras tarifá-

rias, além da possibilidade de escolher livremente o fornecedor de energia através de

contratos bilateralmente negociados e, até mesmo, para empresas com mais apetite

ao risco, construir estratégias aproveitando oportunidades conjunturais no mercado

de curto prazo. Outra vantagem é que o preço de energia é reajustado somente pelos

índices de in�ação, como IGP-M e IPCA, e os reajustes tarifários realizados pelas

respectivas distribuidoras terão impacto somente na parcela que representa 20% da

conta de energia.

O presente trabalho propõe estudos futuros sobre a possibilidade de migração

da empresa para o mercado livre com a �nalidade de reduzir ainda mais o custo da

energia, referente à parcela do consumo que não pôde ser completamente suprida

pela GD. Fazendo um estudo completo dos requisitos necessários para a migração

e explorando os incentivos, como apresentado anteriormente, do direito à redução,

entre 50% e 100%, nas tarifas de uso do sistema de distribuição e transmissão (TUST

e TUSD) para os consumidores que adquirem energia a partir de fontes incentivadas

no mercado livre.

64

Apêndice A

Fluxo de Caixa

Geração de energia e Consumo

A Tabela A.1 apresenta as projeções de geração de energia elétrica da usina e o

consumo da empresa no horizonte de 25 anos.

65

Tabela A.1: Projeções de geração de energia e consumo da empresa no horizonte de

25 anos

66

Receitas e Despesas

A Tabela A.2 apresenta o �uxo de caixa da empresa ao longo dos 25 anos com

o cenário de �nanciamento de 50% de capital próprio, 10 anos de �nanciamento e

taxa de juros igual a 6,5%.

Tabela A.2: Receitas e despesas para o cenário de �nanciamento da empresa no

horizonte de 25 anos

67

Referências Bibliográ�cas

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ração�, Brasília. Decreto, , n. 5143, 2012. Acesso em 02.06.2018.

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[6] DE ENERGIA SOLAR, G. D. T. �Manual de Engenharia para Sistemas Foto-

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[8] DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA, A. A. B. �Geração Distribuída Solar

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68

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[10] CNI. �2018 Propostas da Indústria para as Eleições�. 2018. Dis-

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[11] CEPEL, C. �Potencial Solar - SunData�. 2017. Disponível em: <http:

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[33] ANEEL, YEAR = 2015, U. . H. N. . A. �Geração Distribuída�. .

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[35] TIR, V. �Contabilidade gerencial�, 1977.

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[39] ANEEL. �Submódulo 7.1 PRORET�. 2017. Disponível em: <http:

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Atratividade de uma minigeração distribuída solar ...monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10026800.pdf · minigeração solar distribuída realizado por uma empresa do

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