ANÁLISE ECONÔMICO-FINANCEIRA DA USINA SOLAR FOTOVOLTAICA E DO RETROFIT PARCIAL DO SISTEMA DE ILUMINAÇÃO DA UFABC

UNIVERSIDADE FEDERAL DO ABC

ANÁLISE ECONÔMICO-FINANCEIRA DA USINA SOLAR FOTOVOLTAICA E DO RETROFIT PARCIAL DO SISTEMA DE ILUMINAÇÃO DA UFABC

Luiz Felipe Alcântara da silva

Orientador: Prof. Dr. Ricardo da Silva Benedito

Resumo

O presente trabalho tem como objetivo realizar um estudo da viabilidade econômico-financeira de um projeto de eficiência energética, na Universidade Federal do ABC. O projeto conta com duas usinas solares fotovoltaicas distribuídas nos dois campi, de São Bernardo do Campo e Santo André, nesse último também foi feito o retrofit par-cial do sistema de iluminação trocando todas as luminárias de um de seus prédios por LEDs, as quais anteriormente eram fluorescentes. Para simular as usinas utili-zou-se o software Pvsol, o qual possui ferramentas para desenho 3D e georreferen-ciamento, além de contar como uma base meteorológica reconhecida no mercado, a Meteonorm. Ao se tratar do retrofit, foi feito o estudo do perfil de consumo energético voltado a iluminação dos empreendimentos chegando a média diária de uso de cada luminária.
A análise da viabilidade financeira baseou-se em fluxos com bandeira tarifárias, e tarifas energéticas variáveis, de 2016 à 2018, encontradas através das faturas pagas a Enel, concessionária local, com uma TIR de 11,26% a.a., superando a TMA de 10,44% a.a. e um payback descontado de 9,38 anos. Quando estudamos o LCOE do projeto encontramos R$0,5121/kWh sendo superior ao preço pago a concessionaria de R$ 0,45368 no início dos estudos, assim havendo interesse no projeto faz-se ne-cessário aprofundar na discriminação dos gastos envolvendo o projeto, com alterna-tivas do ponto de vista financeiro.
Considerando o perfil de consumo médio nos anos analisados os resultados apon-tam para uma redução de consumo de 16,02% e 6,57%, na unidade de Santo André e São Bernardo, respectivamente.

Palavras-chave: Eficiência energética, Usina solar fotovoltaica, Retrofit energético, Universidades Públicas.

Abstract

This work aims to carry out a study of the economic-financial feasibility of an energy efficiency project at the Federal University of ABC. The project has two so-lar photovoltaic plants distributed in the two campuses, in São Bernardo do Campo and Santo André, in the latter, the lighting system was also partially retrofitted, repla-cing all the lamps in one of its buildings with LEDs, which previously were fluores-cent. To simulate the plants, the Pvsol software was used, which has tools for 3D de-sign and geo-referencing, in addition to counting on a meteorological base recogni-zed in the market, Meteonorm. When dealing with the retrofit, a study was made of the energy consumption profile aimed at the lighting of the projects, reaching the daily average of use of each luminaire.
The financial feasibility analysis was based on tariff flag flows, and varia-ble energy tariffs, from 2016 to 2018, found through invoices paid to Enel, the local utility, with an IRR of 11.26% pa, exceeding the TMA of 10 .44% pa and a discounted payback of 9.38 years. When we study the project's LCOE, we find R$0.5121/kWh being higher than the price paid to the concessionaire of R$0.45368 at the beginning of the studies, so if there is interest in the project, it is necessary to deepen the break-down of expenses involving the project , with alternatives from a financial point of view.
Considering the average consumption profile in the years analyzed, the results point to a reduction in consumption of 16.02% and 6.57% at the Santo André and São Ber-nardo units, respectively.

Keywords: Energy efficiency, Photovoltaic solar plant, Energy retrofit, Public Universities.

Objetivo

Através dos indicadores de análise econômica mais utilizadas por profissionais da área as quais também foram apresentadas no curso de engenharia de energia da UFABC será feito projeções da viabilidade econômica e financeira do projeto da UFV da UFABC e do retrofit parcial da iluminação, durante sua vida útil, com os métodos a serem aplicados: Valor Presente Líquido (VPL); Taxa Interna de Retorno (TIR); Payback descontado. Considerando a taxa de atratividade de investimentos de fontes de rendas fixa como a poupança e títulos do tesouro direto nacional.

Objetivos específicos

• Apresentar uma simulação do projeto da UFV.

• Avaliar a geração de energia pela usina;

• Avaliar a economia proporcionada pelo retrofit parcial da iluminação;

• Analisar o retorno financeiro do projeto, tomando como base a relação do seu custo total e o consumo evitado de energia da rede;

Justificativa

 Em função das crises energéticas como a do petróleo em 1972 e 1979 e o apagão entre 2001 e 2002 a busca por alternativas renováveis de energia vem crescendo a cada ano, políticas energéticas de redução rigorosa de combustíveis fosseis tem sido implementada por países desenvolvidos e na busca da sustentabilidade, as empresas, órgãos governamentais e sociedade tem buscado diversas alternativas objetivando a racionalização do consumo de insumos energéticos tais como o desenvolvimento de projetos com o objetivo de identificar oportunidades de melhorias nos equipamentos e nos processos.

Esses eventos catastróficos elucidaram a necessidade do planejamento prévio do setor e da diversificação da matriz energética, principalmente em um país como o Brasil que tem sua matriz diretamente dependente de uma única fonte, as usinas hidrelétricas as quais por sua vez são impactadas por períodos de seca assim como o visto em 2001. Nos períodos secos mais energia de usinas térmicas são despachadas, que por sua vez tem um custo maior que o das hidrelétricas refletindo na fatura do consumidor desde 2015, com a criação das bandeiras tarifarias, as quais possuem as mesmas cores do semáforo, verde, amarelo e vermelho e indicam se haverá acréscimo no valor da energia daquele período de fatura, tornando mais difícil prever o orçamento das instituições no quesito gastos energéticos.

   Nesse contexto a UFABC com o desenvolvimento da usina de geração própria e a substituição parcial de lâmpadas fluorescentes por LED começa a trilhar o caminho para uma maior autossuficiência energética, que diante dos cortes orçamentários das universidades públicas dos últimos anos tornasse cada dia mais urgente.

Sendo assim, devido as razões citadas, um passo importante é também levantar o retorno financeiro do projeto para incentivar maiores iniciativas desse cunho em universidades públicas e privadas, mostrando a atratividade do mesmo, somado ao viés sustentável e de conscientização.

FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Geração solar fotovoltaica

 Um sistema fotovoltaico é um sistema capaz de transformar a energia proveniente da luz solar em eletricidade por meio do Efeito Fotoelétrico. Seu principal elemento são as células fotovoltaicas que são fabricadas de Materiais semicondutores (MANUAL DE ENGENHARIA FV, 2014).

Os sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em dois grandes grupos: sistemas isolados ou conectados à rede elétrica. No sistema isolado, não se tem a conexão física do inversor solar com a rede elétrica, geralmente este trabalha com o armazenamento da energia em baterias para o suprimento da demanda em períodos de não geração fotovoltaica e/ou em conjunto com outros geradores por exemplo o diesel. Já nos sistemas conectados à rede, o inversor trabalha em paralelismo com a rede elétrica de maneira compulsória, e a energia que não é consumida instantaneamente é injetada na rede elétrica da concessionaria local gerando créditos de energia, agora se o consumo é maior que a geração em um determinado momento a energia elétrica adicional será suprida pela concessionaria, ou seja, diferente do fluxo comum unidirecional habitual na maior parte dos consumidores brasileiros, nesse sistema o fluxo é bidirecional e o consumidor hora atua como gerador e hora como consumidor.

No caso de haver simultaneidade entre a geração fotovoltaica e o consumo do cliente essa energia é consumida instantaneamente sem passar pelo medidor da concessionaria, fazendo o caminho gerador carga, esse processo é conhecido como autoconsumo.

Quando a geração é maior que o consumo instantâneo, o mecanismo que vigora de medição e geração é o mecanismo de compensação apresentado para os sistemas conectados o qual passou a vigorar a partir de 2012, ano este que foi um marco para a geração distribuída. A compensação ocorre por meio do empréstimo gratuito da energia gerada, e não autoconsumida, para a distribuidora local, esses eventuais créditos serão compensados no consumo de energia ativa dessa mesma UC ou em outras unidades inscritas na mesma titularidade daquela que gerou os créditos. (ANEEL, 2012).

No decorrer do desenvolvimento da tecnologia solar fotovoltaica observou uma corrida continua para melhoria de desempenho e eficiência de novas células fotovoltaicas para a construção dos módulos, de acordo com esse entendimento elas podem ser divididas em três gerações de tecnologias distintas.

A primeira corresponde as fabricadas em silício monocristalino e silício policristalino, os quais correspondem a 85% do mercado.

 A segunda geração é denominada de filmes finos, essas células recebem esse nome por serem produzidas em lâminas de material semicondutor da ordem de espessura de 1µm, dentre os filmes finos destacam-se, silício amorfo, disseleneto de cobre e índio ou disseleneto de cobre, índio e gálio e telureto de cádmio, essas células apresentam baixa participação no mercado, menor rendimento que as da primeira geração mas são empregadas em alguns nichos específicos como na construção civil já que eles podem ser incorporados em vidros de janelas, eles também podem ser flexíveis diversificando as aplicações para a energia solar fotovoltaica.

 A terceira geração, limitada basicamente a testes e produção em pequena escala devido seu alto custo, pode ser dividida em três cadeias produtivas: célula fotovoltaica multijunção e célula fotovoltaica para concentração, células sensibilizadas por corante e células orgânicas ou poliméricas.

 As UFV para serem dimensionados de modo apropriado são necessários estudos físicos e climáticos do local, pois a geração do sistema está diretamente atrelada as temperaturas do local, a insolação sobre o módulo, e essas são sensíveis à ventilação natural do módulo, objetos de sombra perto, como prédios vizinhos ou uma chaminé do próprio local ou de sombra no horizonte, como causadas por montanhas.

 No demais os sistemas fotovoltaicos apresentam uma enorme sustentabilidade e aproveitam a energia solar para fornecer energia elétrica. Possibilitam, além da integração com a rede de distribuição, a aplicação e instalação desses sistemas no meio urbano.(URBANETZ, 2010).

Panorama mundial quanto a inserção fotovoltaica

 Em países desenvolvidos, ao longo dos anos, segundo Jardim (2007), têm sido lançados programas governamentais subsidiando a instalação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede. A citar, principalmente os EUA (A Million Roofs Program) a Alemanha (Hundert Tausend Dächer Programme) e o Japão, onde há a lei de incentivo às energias renováveis apresenta uma tarifa privilegiada para a geração solar (New Sunshine Program). Sendo assim os incentivos governamentais têm se mostrado de grande relevância para o desenvolvimento da energia fotovoltaica residencial e comercial de micro e minigeração. Porém nesses países em antagonismo com o Brasil, tomemos a Alemanha como exemplo, o preço do kWp para geração fotovoltaica tem se mantido estável nos últimos anos talvez por esta tecnologia já estar consolidada no país, e sua previsão de crescimento do uso de energia fotovoltaica não apresenta mais um crescimento exponencial, provavelmente por desempenhar um pioneirismo na área eles atingiram uma saturação de espaço. (FRAUNHOFER, 2019).

 Quanto a produção de módulos fotovoltaicos a China tem liderado está corrida a passos largos, tem-se como fomentadores para isso a mão de obra barata do país, o fato das autoridades chinesas promoverem incentivos locais os quais levam ao consumo interno perto de 50% do total de módulos produzido bem como, a competitividade entre as próprias empresas chinesas que leva a preços ainda mais baixos, tendo em vista que das 10 maiores empresas produtoras de módulos fotovoltaicos 9 são chinesas (PORTALSOLAR, 2018).

A tecnologia para implantação desses sistemas tem se tornado cada vez mais acessível num contexto mundial, com quedas de preços consideráveis e com projeções de queda ainda para os próximos anos, assim pode-se avaliar que essa queda refletirá também no Brasil, como a maior parte dos equipamentos instalados para esse fim são ainda importados, seguindo tendência mundial com as quedas de custos. (IRENA, 2016)

Panorama brasileiro quanto a inserção fotovoltaica

 Segundo Pinho e Galdinho (2014), os primeiros sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica foram instalados no Brasil no final dos anos 90 em concessionárias de energia elétrica, universidades e centro de pesquisa. A CHESF, foi pioneira nesta área ao instalar um sistema fotovoltaico de 11 kWp em 1995, em sua sede em Recife, Pernambuco. Esse sistema já vinha operando desde 1986 à 1991, porém apenas em 1995 ele foi transferido para esse local em recife e conectado a rede elétrica da sede da companhia. O sistema operou até o ano de 2001, quando foi desativado devido a problemas técnicos verificados nos inversores e à degradação dos módulos. (BENEDITO, 2009)

 A partir de meados da década de 2000 começou o interesse do país pelas aplicações conectadas a rede, através de pesquisas nos centros de pesquisas e universidades, usando dos fundos de pesquisa e desenvolvimento das concessionárias de energia, mas também das fundações de apoio à pesquisa e de fundos setoriais do governo. Dezenas de sistemas fotovoltaicos conectados à rede de pequeno porte, a grande maioria menor que 10 kWp, foram instalados em várias regiões do país (PINHO e GALDINO, 2014).

 Em 2011, o Brasil ganhou a sua primeira usina comercial de geração fotovoltaica, localizado em Tauá, cerca de 360 km de Fortaleza, com a capacidade de geração de 1 MW, que tem expectativa de atender cerca de 1,5 mil famílias e atrair negócios para o Ceará. Tem expectativa de ampliação da planta para 50 MW, injetando na rede elétrica brasileira anualmente, cerca de 77,4 milhões de kWh. De acordo com Eneva (2014), a usina ocupa uma área de 12 mil m2, com 4680 painéis fotovoltaicos em operação.

 Desde 17 de abril de 2012, quando a ANEEL criou o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, o consumidor brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e inclusive fornecer o excedente para a rede de distribuição de sua localidade. Este foi um grande marco para o crescimento do uso da energia solar fotovoltaica, fomentando um crescimento exponencial nos anos seguintes. (ABSOLAR, 2019)

 Entretanto, ainda há muito para se explorar no quesito de aproveitamento do potencial nacional de energia, principalmente no que se refere ao aproveitamento fotovoltaico do país e segundo Aneel (2017) até o ano de 2024 projeta-se continuação do crescimento exponencial observado nos últimos anos desde 2012 com expansão exponencial na utilização residencial.

Conceitos e contextualização do uso de diferentes tecnologias para iluminação

 As lâmpadas incandescentes foram largamente comercializadas até o ano de 2010 quando o surgimento de novos estudos e políticas diretas fortemente desincentivaram e posteriormente proibiram sua comercialização e fabricação no país. A iluminação nesse modelo é produzida esquentando o filamento de Tungstênio por meio da passagem de uma corrente elétrica, tendo assim uma baixa taxa de conversão de energia em iluminação e sua maior parte em calor. A eficiência destas lâmpadas é em torno de 10 a 20 lm.W, dependendo da sua construção e temperatura de operação (DOE, 2012a). A vida útil de uma lâmpada incandescente é em torno de 1.000 horas (OSRAM, 2009; SIMPSON, 2008). Portanto, são consideradas fontes ineficientes de luz, pois 90% da energia de entrada é perdida como saída quente (BRUNNER et al., 2010), ou seja, são lâmpadas que convertem apenas 5% da eletricidade consumida em luz, sendo que o restante é eliminado em forma de calor (FERRARI, 2012).

A segunda tecnologia largamente comercializada em iluminação é a lâmpadas fluorescentes são aquelas em que a luz é aumentada por uma descarga elétrica contendo um gás ou um vapor interno. Para o propósito de iluminação, uma pequena quantidade de Mercúrio é introduzida no tubo e um material de Fósforo especial é usado para converter a luz ultravioleta em luz visível. Estas lâmpadas têm eficiência e tempo de vida maiores do que as lâmpadas incandescentes (VITO, 2007).

Por fim temos a tecnologia de maior eficiência comercialmente acessível, as lâmpadas LEDs, por definição, o diodo LED é um componente eletrônico semicondutor, com a mesma tecnologia utilizada nos chips de computadores, que tem a propriedade de transformar energia elétrica em luz. Ele não utiliza filamentos metálicos, radiação ultravioleta, nem descarga de gases. É um componente bipolar, tem um terminal chamado cátodo e outro chamado ânodo, que, quando polarizado, permitem a passagem de corrente elétrica, gerando luz (LABORATÓRIO DE ILUMINAÇÃO, 2012). A lâmpada LED é fabricada com este material semicondutor, que, quando é percorrido por corrente elétrica, emite luz. Materiais semicondutores possuem uma resistência situada entre materiais condutores e isolantes. Os principais materiais semicondutores empregados na eletrônica são o germânio e o silício, sendo este último o mais utilizado (STRYHALSKI, 2012).

Definições e conceitos para estudos luminotécnicos

 De modo geral os consumidores estão habituados a comprar lâmpadas de acordo com seu consumo de potência (em Watts), esse método é prático e eficiente para tais compradores já que os fabricantes das lâmpadas costumam colocar uma comparação entre o consumo de potência dessa lâmpada, seja ela fluorescente ou LED, para atingir uma iluminação similar com a tecnologia incandescente, a qual foi proibida sua venda no Brasil a partir do dia 30 de junho de 2016. Contrapondo, para o estudo mais aprofundado e comparação entre lâmpadas de diferentes marcas, formatos e tecnologias é indeclinável saber os principais conceitos os quais são usados para avaliar as lâmpadas num contexto acadêmico-científico, são eles: lumens, medida da quantidade de luz ou número total de linhas de fluxo luminoso emitido da fonte de luz; eficiência, é a medida de quantos lumens são emitidos para uma dada potência elétrica de entrada medida em lumens por Watts (lm/W); e a iluminação, é uma medida do nível de claridade numa dada área (AMAN et al., 2013).

Indicadores e conceitos para projetos de UFV

Horas de Sol Pleno (HSP)

 Nas estimativas de produção de energia elétrica, é útil ignorar os efeitos de variação da irradiância a cada instante e considerar a totalidade da energia elétrica convertida em intervalos horários. Como há uma forte linearidade entre a produção de energia e a irradiação horária, este conceito pode ser estendido, gerando uma forma bastante conveniente de se expressar o valor acumulado de energia solar ao longo de um dia: o número de HSP. Esta grandeza reflete o número de horas em que a irradiância solar deve permanecer constante e igual a 1 kW/m 2 (1.000 W/m2), de forma que a energia resultante seja equivalente à energia disponibilizada pelo Sol no local em questão, acumulada ao longo de um dado dia. A Fig. 3, ajuda na compreensão da grandeza do conceito de HSP.

Figura 1 — Definição de Horas de Sol Pleno (HSP)
Definição de Horas de Sol Pleno (HSP)FIGURA RETIRADA de : CEPEL/CRESESB (2014)

Performance Ratio (PR)

O PR também podendo ser chamado de fator de desempenho ou taxa de desempenho, é descrito na IEC 61724-1 como a relação entre a geração de energia pelo sistema e a irradiação solar recebida no local, e é usada para avaliar a qualidade do sistema. O PR é uma medida, que permite a comparação entre os sistemas de diferentes localizações, inclinações e direções. Nele estão englobadas as principais perdas do sistema seja elas intrínsecas aos equipamentos, perdas ôhmicas e de conversão ou de fatores externos como sombreamento e sujidade.

 PR=Y_f/((H_t/G_ref)) (1)

onde:

Ht representa a irradiação no plano do arranjo, em kWh/m2;

Gref representa a irradiância nas condições padrão, 1 kW/m2.

Final Yield (Y_f)

Também referenciado como performance e/ou rendimento específico, é definido na norma IEC 61724 e apresenta a relação entre a energia entregue pelo sistema fotovoltaico e potência nominal da usina. Sua unidade é dada em kWh/kWp por ano.

 Y_f=E_pv/P_dc (2)

onde:

E_pv representa a energia gerada pelo arranjo, em kWh/ano;

P_dc representa a potencia cc do arranjo, em kWp;

Fator de capacidade

Este índice é dado em percentual e representa a razão entre a energia gerada pelo sistema, no período considerado, geralmente um ano e a energia eventual entregue se o sistema operasse em sua capacidade nominal de maneira ininterrupta nesse mesmo período. No caso de arranjos solares fotovoltaicos sabemos que esse valor costuma ser menor que 20% pois tal sistema é intermitente não gerando no período noturno e ainda sofre grandes influencias de intemperes, porém esse índice é muito utilizado para comparação entre diferentes fontes de geração.

 C_f=E_pv/(P_dc x t_ref ) (3)

onde:

E_pv representa a energia gerada pelo arranjo, em kWh/ano;

P_dc representa a potencia cc do arranjo, em kWp;

t_ref representa o período de 8.760 horas (um ano)

Indicadores econômicos

 Dois dos principais indicadores econômicos do Brasil, Selic e IPCA, são utilizados para o cálculo de taxa de juros, inflação, aluguéis e outros valores contratuais. Os dados são gerados diretamente de órgãos governamentais como: Banco Central do Brasil e o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.

Taxa Selic

 A Selic é a taxa básica de juros da economia brasileira. Assim como, é o principal instrumento de política monetária utilizado pelo BC para controlar a inflação. Ela influencia todas as taxas de juros do país, como as taxas de juros dos empréstimos, dos financiamentos, dos cartões de crédito e das aplicações financeiras. (BANCO CENTRAL DO BRASIL, 2019)

IPCA

 Produzido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) desde 1979, o IPCA tem por objetivo medir a inflação de um conjunto de produtos e serviços comercializados no varejo, referentes ao consumo pessoal das famílias. O IPCA mede a variação do custo de vida das famílias com rendimento mensal compreendido entre 1 e 40 salários-mínimos mensais, qualquer que seja a fonte, residentes nas áreas urbanas das regiões de abrangência, as quais são: regiões metropolitanas de Belém, Fortaleza, Recife, Salvador, Belo Horizonte, Vitória, Rio de Janeiro, São Paulo, Curitiba, Porto Alegre, além do Distrito Federal e dos municípios de Goiânia e Campo Grande. (IBGE, 2009)

Indicadores para análise de viabilidade econômico-financeira de projetos

 Neste estudo, que objetiva analisar a viabilidade econômico-financeira de um projeto de energia solar fotovoltaica serão averiguados o payback descontado, o valor presente líquido, a taxa interna de retorno e a taxa mínima de atratividade.

 Valor presente líquido

  O método VPL e definido como à diferença entre o valor presente das entradas líquidas de caixa associadas ao projeto e o investimento inicial necessário. (Souza, 2003).

 Brasil (2002) esclarece que o critério para o valor presente líquido é informar a respeito do potencial de criação de valor de um investimento. Dessa maneira, o VPL é uma medida de quanto valor é agregado ou adicionado hoje, optando por determinado investimento. De modo que, é indeclinável trazer a valor presente todos os fluxos de caixa esperados, utilizando uma taxa de desconto, deduzindo a quantidade de recursos financeiros alocados para a compra de bens de capital ou de outro modo, sem perder o significado, deduzir o montante financeiro investido no início do projeto.

 Quanto a importância, este método de análise de investimento é o mais utilizado por profissionais de finanças, pois os resultados são de fácil interpretação (ABREU FILHO, 2003).

 Quanto a avaliação do resultado, o VPL positivo significa que o projeto vale mais do que custa, ou seja, é lucrativo. VPL negativo significa que o projeto custa mais do que vale, ou seja, se for implementado, trará prejuízo (ABREU FILHO, 2003).

 VPL=∑_(j=1)^n▒〖〖FC〗_i/〖(1+i)〗^j -I_0 〗 (4)

onde:

〖FC〗_i representa o valor de entrada (ou saída) de caixa previsto para cada intervalo de tempo;

I_0 representa o investimento inicial;

i representa a taxa de desconto;

n representa o numero de periodos;

2.5.2 Payback Descontado

 O Payback descontado indica em quanto tempo o investidor financeiro terá o mesmo montante empregado de novo disponível, ou seja, o tempo necessário a ser transcorrido para o mesmo recuperar o investimento inicial. Este método considera o valor do dinheiro no tempo, pois utiliza uma taxa efetiva de desconto para verificar de maneira realmente praticável, o número exato de períodos para a remuneração do investimento. Este método leva em conta a depreciação do dinheiro no tempo, sendo assim se enquadra num cenário real, no quanto dos os anos evidenciam-se ajuste de preço seja por produtos, serviços ou outros. O payback é dado em período de tempo, geralmente em anos.

 0=∑_(j=1)^Pd▒〖〖FC〗_i/〖(1+i)〗^j -I_0 〗

 (5)

onde:

〖FC〗_i representa o valor de entrada (ou saída) de caixa previsto para cada intervalo de tempo;

I_0 representa o investimento inicial;

i representa a taxa de desconto;

P_d representa o Payback descontado;

Taxa interna de retorno – TIR

 Segundo Gitman (2010) a TIR é uma técnica sofisticada de orçamento de capital. Ela é a taxa de desconto que iguala o VPL de uma oportunidade de investimento a zero. É a taxa de retorno anual composta que a empresa obterá, se aplicar recursos em um projeto e receber as entradas de caixa previstas.

 Esse critério assegura que a empresta esteja recebendo, ao menos, sua taxa requerida de retorno.

 Segundo Damodaran (2002), uma limitação para a TIR é que ela não deve ser empregada em fluxos de caixas não convencionais, pois quando não há investimento inicial ou existe mais de uma saída no fluxo de caixa do projeto, o mesmo apresentará mais de uma taxa interna de retorno, o que dificulta a decisão do investidor. Outra limitação se refere ao fato da TIR ser um indicador em percentual, sofrendo influência do valor inicial; o que pode causar distorção na tomada de decisão.

I_0=∑_(j=1)^n▒〖FC〗_i/(1+TIR)^j (6)

onde:

〖FC〗_i representa o valor de entrada (ou saída) de caixa previsto para cada intervalo de tempo;

I_0 representa o investimento inicial;

i representa a taxa de desconto;

2.5.4 Taxa Mínima de atratividade

 Na visão de Megliorini e Vallim (2009, p.126), a Taxa Mínima de Atratividade “consiste na taxa mínima de retorno que cada projeto deve proporcionar para remunerar o capital investido nele. E essa taxa deve corresponder ao custo de capital do projeto”. No mesmo sentindo, Assaf Neto e Lima (2011 p.756) complementam dizendo que a TMA “é obtida de forma a remunerar adequadamente a expectativa de retorno definida pelos diversos proprietários de capital”.

LCOE (Levelized Cost of Eletricity)

O Custo Nivelado da Energia proveniente do inglês Levelized Cost of Eletricity é um medidor de mérito que correlaciona todos os custos do projeto de energia ao longo da sua vida útil, como os gastos iniciais para adquirir equipamentos, operação e manutenção com a energia gerada em todo esse período. O resultado é um valor a ser remunerado pela energia produzida de modo a cobrir todas as despesas e investimentos, os juros e a remuneração esperada pelos investidores.

A proposta elaborada por (BRANKER; PATHAK; PEARCE, 2011) para o cálculo do LCOE, é também levar em consideração a degradação dos módulos fotovoltaicos ao longo dos anos, a qual pode ser verificada no datasheet referente ao mesmo utilizado. Esse modelo é dado pela Eq. 7.

LCOE=(〖I_0+ D〗_total-RES/〖(1+t_desc)〗^n )/(∑_(j=1)^n▒E_ger/〖(1+t_desc)〗^n )

(7)

onde:

I_0 representa o investimento inicial;

t_desc representa a taxa de desconto;

D_total representa as despesas totais;

E_ger representa a energia elétrica em corrente alternada entregue em cada ano na saída do inversor e considerando a degradação dos módulos fotovoltaicos

RES representa o valor residual da usina após a vida útil do projeto

DESENVOLVIMENTO

De acordo com a taxionomia de Gil (1991) esta pesquisa se classifica quanto aos objetivos como exploratória, segundo aos procedimentos como estudo de caso, quanto a abordagem do problema de pesquisa como quantitativa e qualitativa, cuja fonte de informação é secundaria, bem como de acordo com a taxionomia de Raupp & Beuren (2009) em termos de relação com a sociedade trata-se de uma pesquisa aplicada.

 O estudo caracteriza-se como pesquisa exploratória, realizado por meio de um estudo de caso em uma Instituição de Ensino Superior, a UFABC, cuja a qual possui dois campi, um na cidade de Santo André e outro em São Bernardo do Campo, ambos localizados no Estado de São Paulo.

 Em relação à pesquisa exploratória, Gil (2008) salienta ainda que a pesquisa exploratória proporciona maior familiaridade com o problema, ou seja, com objetivo de buscar e desenvolver maiores informações sobre o problema no qual até o momento haviam poucas informações disponíveis. Ainda segundo o autor, geralmente, esse tipo de pesquisa assume a forma de pesquisa bibliográfica ou de estudo de caso.

 O estudo de caso, segundo Gil (2008), consiste no estudo aprofundado de um ou de poucos objetivos, de modo que possibilite o conhecimento amplo e detalhado, Yin (2005) complementa que está consiste em uma investigação empírica de um fenômeno contemporâneo dentro de seu contexto de vida real.

 Não obstante, Raupp & Beuren (2009), caracterizam um estudo como exploratório quando se dá pela busca deste em conhecer determinado fenômeno ou assunto com maior profundidade, de modo a esclarecer sua finalidade e levantar questões importantes para a atual pesquisa ou para pesquisas futuras.

 Quanto a abordagem do problema, a pesquisa é quantitativa, quando empregados os métodos de matemática estatística e financeira como Payback, VPL e TIR, para ao final inferir se o projeto é economicamente viável. Para Gil (1991) o cerne em uma pesquisa qualitativa está em considerar que tudo pode ser quantificável, o que significa traduzir em números, opiniões e informações para classificá-las e analisá-las, requerendo o uso de recursos e técnicas estatísticas: percentagem, média, moda, mediana, desvio-padrão, coeficiente de correlação, análise de regressão e etc.

 De modo semelhante ela se enquadra como pesquisa qualitativa na ocasião em que cria condições para percepção e a reflexão sobre questões tecnológicas, sociais e ambientais referentes as diferentes fontes de energia do nosso planeta, abrindo portas também para contribuição informativa para escolas e para os indivíduos locais, com possíveis visitas técnicas, palestras e cursos.

 Para Richardson (1999, p.80) “os estudos que empregam uma metodologia qualitativa podem descrever a complexidade de determinado problema, analisar a interação de certas variáveis, compreender e classificar processos dinâmicos vividos por grupos sociais”. Segundo Raupp e Beuren (2006, p.92) “na pesquisa qualitativa concebem-se análises mais profundas em relação ao fenômeno que está sendo estudado”. Os autores justificam o uso de pesquisa qualitativa na área contábil, por se tratar de uma ciência social

 Quanto a coleta de dados, a pesquisa é bibliográfica em virtude da utilização de dados retirados de materiais de livros, de portais eletrônicos de órgãos reguladores, dentre outras fontes também um estudo de caso, pois realiza uma pesquisa detalhada sobre o sistema a ser implantado com aplicação de técnicas para análise da viabilidade do projeto.

 A escolha do estudo em ambos os campi da UFABC se deu pelo fato do autor deste estar em graduação na mesma e pelo fato da implantação da usina acontecer enquanto o trabalho se desenvolve. No primeiro momento, foram levantados dados referentes ao consumo da energia elétrica das referidas nos anos de 2016, 2017 e 2018 com seu respectivo valor pago pelo serviço de fornecimento à concessionária ENEL. Com estes dados em mão foi feito o levantamento do cenário futuro em vista do perfil de consumo e tarifas empregadas a fim de inferir uma tendência realista, não otimista e nem pessimista.

 Em relação a sociedade trata-se de uma pesquisa aplicada, que visou uma maior independência energética da universidade, com a implantação física do sistema solar fotovoltaico, gerando menos gastos com tarifa de energia elétrica, esse valor economizado pode ser usado para melhorar as condições de ensino na instituição, trazendo benefícios para docentes, discentes e para todos os outros funcionários da mesma. Em consonância com a literatura a pesquisa aplicada visa gerar conhecimentos para aplicação prática e dirigidos a solução de problemas específicos e envolve interesses locais (Gil, 1991).

 Em sintonia com a literatura está pesquisa teve como fonte de dados primários e secundários. Primários quando o pesquisador empregou dados de fontes reguladoras, normas técnicas, anais de congressos, conferências, simpósios, artigos e livros. Secundaria, pois, gerou novas informações e uma nova interpretação das informações primarias para a pauta em questão. Dados primários são aqueles coletados para fins diferentes do problema em pauta e dados secundários são os originados do pesquisador para solucionar o problema da pesquisa (Malhotra, 2004).

 De modo mais específico, a pesquisa iniciou com a descrição do projeto de economia de energia, por meio da troca parcial do sistema de iluminação por um modelo mais eficiente, e geração, pela implantação do sistema de geração de energia elétrica, através da fonte solar. Ademais, as condições ambientais de ambos locais foram adquiridas, através da base de dados Sundata, logo a frente, foram estudados os “datasheets” dos equipamentos que fazem parte do projeto, com intuito de levantar as condições de operação e as limitações dos mesmos, para após realizar os cálculos da geração solar fotovoltaica unindo informações coletadas de campo com as informadas dos manuais dos equipamentos adquiridos, através do auxílio presente do software PvSol.

Quanto o projeto de aumentar a eficiência energética na iluminação, estudou o projeto executivo apresentado pela Solsist, o qual apresenta o número de luminárias trocadas e o modelo da luminária, possibilitando o acesso ao datasheet das mesmas.

Sabe-se que as luminárias substituídas são de uma tecnologia de menor eficiência, iluminação fluorescente, porém não se teve acesso ao modelo delas, o que conduziu a utilização de modelos similares com mesma tecnologia disponíveis em mercado.

Para o cálculo da energia economizada com o novo sistema de iluminação considerou-se, sobre as horas que cada lâmpada em questão permanece ligada no dia, em média, para entendermos quanto de energia seria utilizado no bloco B do campus em SA para iluminação, além da vida útil das mesmas neste regime de uso.

 O custo da energia elétrica foi calculado observando os valores pagos nos anos anteriores pela instituição analisada, ao seu fornecedor e os reajustes observados nesse período.

 Para a análise da viabilidade econômico-financeira da energia gerada e economizada foi considerada, a economia ocorrendo totalmente no horário fora ponta, e foram analisados o Payback descontado, o valor presente líquido, a taxa interna de retorno e o LCOE, a análise e interpretação desses dados irão se basear em procedimento que se utilizarão da média móvel simples.

RESULTADOS

RESULTADOS

Descrição da UFV

Para a determinação das coberturas a comportarem os arranjos fotovoltaicos Benedito (2016) disfrutou da ferramenta online Find My Shadow, e das fotos georreferenciadas obtidas através do software Google Earth Pro, realizou um estudo de sombreamento das coberturas das 9 até as 15 horas para garantir que nesse período do dia, cujo qual é o período de maior irradiação solar, os arranjos não fossem sombreados. Observou-se que 10 coberturas atenderam os requisitos estipulados, são elas 5 em cada campus. De acordo com as áreas dessas coberturas foi adotada uma potência total para a Usina de 600kWp, sendo 331kWp em SA e 269kWp SBC. O modelo de modulo escolhido para uso no projeto foi da linha AXIpremium de 360Wp, cuja as informações constam na Tab. 1.

Tabela 1- Descrição dos módulos implantados no projeto

MÓDULO AC-360M/72S

LARGURA x ALTURA x ESPESSURA 1956 x 992 x 40 mm

CÉLULAS 72 MONOCRISTALINAS

EFICIENCIA DO MODULO 18,81 %

GARANTIA DE PERFORMANCE ANO 25 85,00%

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Quanto aos inversores foram necessários um leque maior de alternativas de potencias diferentes para se enquadrar nos arranjos fotovoltaicos, tais são apresentados na Tab. 2.

Tabela 2- Descrição dos inversores implantado no projeto

INVERSOR POTÊNCIA (CA)

INGETEAM INGECON SUN 3PLAY 33 TL 33 kW

INGETEAM INGECON SUN 3PLAY 55 TL 55 kW

INGETEAM INGECON SUN 3PLAY 11 TL 11 kW

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Ressalta-se o projeto segundo Benedito (2016) apresentou foi modificado durante as várias etapas de revisão e estudos que se sucederam seu artigo diferenciando assim ligeiramente do de fato construído. Para o levantamento dos dados atualizados fez-se mão da leitura do último projeto executivo que de fato, este, foi implantado e está em funcionamento na atualidade. Observou que no decorrer das tratativas o projeto executivo foi alterado para 663,12kWp, sendo 532,8kWp em SA, vide Tab. 1 e 130,32kWp SBC, conforme Tab. 2, as quais já representam os dados atualizados.

Tabela 3-Distribuição espacial dos arranjos fotovoltaicos para o câmpus SA

  Nº DE PAINÉIS POTÊNCIA CC (kWp) INVERSOR (kW) FDI (%)

GINÁSIO-NE 200 72 55 131

GINÁSIO-SO 200 72 55 131

A- T1 S 180 65 55 118

A- T1 N 140 50 55 92

A- T2 S 180 65 55 118

A- T2 N 140 50 55 92

A- T3 S 180 65 55 118

A- T3 N 140 50 55 92

B- Norte 120 43 33 131

TOTAL 1480 532,8 473 113

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Os módulos utilizados no gerador de SA foram de 360W monocristalinos e os inversores de 33kW e 55kW.

Tabela 2-Distribuição espacial dos arranjos fotovoltaicos para o câmpus SBC

  Nº DE PAINÉIS POTÊNCIA CC (kWp) INVERSOR (kW) FDI (%)

ÔMEGA - N 120 43,2 33 131

BIOTÉRIO - L 19 6,84 11 124

BIOTÉRIO - O 19 6,84

DELTA - N 114 41,04 55 124

GAMA - N 90 32,4 55 98

TOTAL 362 130,32 55 118

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Os módulos e os inversores utilizados no gerador de SBC mantiveram-se os mesmos, porém se fez necessário o uso no Biotério de mais um inversor de menor potência,11kW, devido ao pouco espaço disponível no seu telhado e consequentemente menos módulos fizeram parte do seu arranjo.

Modelagem dos SFV

Para dimensionar em escala mais próxima do real, as águas dos edifícios, suas dimensões, respectivas inclinações, bem como os possíveis objetos de sombra que impactariam a geração, utilizou-se para a usina de SA dados coletados através do modelo 3D disponível na biblioteca pública do software Google Earth e para a usina de SBC os dados foram coletados em campo. Manteve-se o preciosismo e os desenhos dos módulos também estão em escala real, mais detalhes estão disponíveis no Anexo A.

Com estes dados acessados, elaborou-se os desenhos 3D no software Pvsol 2019 conforme Fig. 3 e Fig.4.

Figura 2 — Projeto da UFV de SA com o software Pvsol
Projeto da UFV de SA com o software PvsolElaborado pelo autor. (2019)

Figura 4- Projeto da UFV de SA com o software Pvsol

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Figura 3 — Projeto da UFV de SBC com o software Pvsol
Projeto da UFV de SBC com o software PvsolElaborado pelo autor. (2019)

Figura 5- Projeto da UFV de SBC com o software Pvsol

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

A modelagem 3D com o software Pvsol proporcionou com maior precisão a performance esperada do sistema, pois permitiu o cálculo de perdas por sombreamento por objetos próximos, perdas por temperatura, sujidade e todas mais que podem afetar o sistema. Os resultados consolidados do software foram compilados na Tab.4.

Tabela 4-Resultados consolidados dos geradores fotovoltaicos

CAMPUS SA SBC

POTENCIA DO GERADOR 532,8 130,3

PERDAS POR SOMBREAMENTO 5,50% 13,60%

RENDIMENTO ESPECIFICO (Y_f) 1110,72 kWh/kWp 1066,06 kWh/kWp

FATOR DE CAPACIDADE 12,68% 12,17%

PERFORMANCE RATIO (PR) 80,00% 72,90%

GERAÇÃO PRIMEIRO ANO 591,79 MWh 138,93 MWh

GERAÇÃO LIFETIME (25 ANOS) 13.700,32 MWh 3.153,75 MWh

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Descritivo do retrofit parcial da iluminação

Ao se tratar da substituição das lâmpadas do bloco B do campus de SA, prédio identificado na Fig. 6, o projeto executivo apontou que foram instaladas 10216 lâmpadas LEDs no lugar das 10218 lâmpadas fluorescentes. As lâmpadas fluorescentes possuíam 16W contra 9W das lâmpadas novas, mais informações das lâmpadas LEDs podem ser identificadas na Tab. 5.

Tabela 5- Dados lâmpadas novas para o bloco B

MODELO ALP-LT8-09W-V-145-009LM-865

POTÊNCIA 9 W

FLUXO LUMINOSO 900 lm

EFICIENCIA LUMINOSA 100 lm/W

TEMPERATURA DE COR 6500 K

DIÂMETRO T8

VIDA ÚTIL 25000 h

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Figura 4 — Bloco B campus SA
Bloco B campus SAElaborado pelo autor. (2019)

Figura 6-Bloco B campus SA

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Avaliação da economia com a novas lampadas led

Como premissa para avaliação da economia de energia por meio do aumento da eficiência do sistema de iluminação, tomou-se os períodos de aula começando às 08:00 e terminando às 23:00, considerando dois intervalos um de 2h para almoço e outro de 1h para janta no qual as salas e laboratórios em sua maioria estão com as luzes desligadas. Temos então um período de 12h dia de utilização médio para cada lâmpada, o qual adotou-se para os cálculos, mesmo algumas salas e laboratórios utilizando mais enquanto outras possuem boa iluminação natural e o uso é menor.

Sabendo a vida útil das luminárias e com a premissa de utilização média por dia de 12 horas, com a Eq. XXX chegamos a data limite para o descomissionamento das lâmpadas, de 5,70 anos.

 E_e=n_l x 〖(P〗_f-P_LED) x h_ref x 〖dias〗_a (8)

onde:

n_l representa o numero de luminárias implantadas;

P_LED representa a potencia nominal de cada luminária LED;

P_f representa a potencia nominal de cada luminária fluorescente;

h_ref representa á media horaria de utilização para cada luminária;

〖dias〗_a representa a quantidade de dias do ano;

Mercado financeiro

Estudou-se a variação do IPCA ao longo de 2013 a 2018, e foi calculado a média aritmética desses valores, encontrou-se por fim o valor de 6,07%, o qual será considerado como a taxa de desconto do capital no tempo. (IBGE, 2019)

Para chegarmos a uma taxa de atratividade de mercado aplicável, foi escolhido como padrão de comparação o Título do Tesouro Direto Selic o qual tem remuneração anual de acordo com taxa Selic, esse título é de renda fixa além de ser um título público que rende mais que a poupança, essa última sendo a mais utilizada pelos brasileiros. Avaliando os anos de 2013 a 2018 obteve-se a média do acumulo anual Selic assim como seu desvio padrão e o valor encontrado foi 10,44% a.a.

 Para chegar na taxa de atratividade liquida usaremos a diferença entre a taxa Selic e o Índice IPCA estimados para os próximos anos, portanto admitindo o valor de TMA de 4,37% a.a. real, que tem como fundamento quanto um investidor teria de aumento no montante investido descontado a inflação ao final de um ano, ou seja, estamos corrigindo o poder de compra levando em conta que como existe inflação um valor de x hoje tem um poder de compra maior do que o mesmo valor de compra x daqui um ano pois os preços dos produtos e serviços estiram normalmente para valores maiores.

Estudo das faturas de energia da UFABC

Os dois campi estão circunscritos na modalidade tarifária de média tensão A4, conectados a distribuidora local em 13.8 kV, implicando em uma fatura binômia, optante pela horo sazonal verde e tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia (postos tarifários), com uma única tarifa de demanda de potência. (ANEEL, 2010).

Com as faturas disponíveis obteve-se os valores pagos de energia dos dois campi, de janeiro de 2016 até dezembro de 2018, dispostos estes na Tabela 6, observou um aumento da tarifa cheia média, sem impostos, de 12,50% a.a., levando em conta também as bandeiras tarifarias que por sinal elevaram a tarifa dentro dos 36 meses analisados, em 8 meses para o patamar Vermelho 2, em 6 meses para o patamar Vermelho 1 e por fim em 7 meses para o patamar Amarelo.

Tabela 6- Valores aplicados pela concessionaria s/ impostos TE+TUSD

  2016 2017 2018

JANEIRO R$ 0,3000 R$ 0,2700 R$ 0,3273

FEVEREIRO R$ 0,3050 R$ 0,2700 R$ 0,3273

R$ 0,3273

MARÇO R$ 0,2900 R$ 0,2900

ABRIL R$ 0,2700 R$ 0,2978 R$ 0,3273

MAIO R$ 0,2700 R$ 0,2978 R$ 0,3400

JUNHO R$ 0,2700 R$ 0,2700 R$ 0,3800

JULHO R$ 0,2700 R$ 0,2900 R$ 0,3800

AGOSTO R$ 0,2700 R$ 0,2978 R$ 0,3800

SETEMBRO R$ 0,2700 R$ 0,2900 R$ 0,3800

OUTUBRO R$ 0,2700 R$ 0,3000 R$ 0,3800

NOVEMBRO R$ 0,2900 R$ 0,3100 R$ 0,3400

DEZEMBRO R$ 0,2700 R$ 0,2978 R$ 0,3273

MÉDIA R$ 0,2774 R$ 0,2894 R$ 0,3493

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Referente a Tabela 6, ressalta-se que as tarifas nos dois campi são iguais para o mesmo período de faturamento por estarem na área de concessão da mesma distribuidora, e na mesma modalidade tarifária.

Operação e manutenção do projeto

Para a UFV se manter com mais alto grau de geração ao longo de todo seu tempo de vida útil, necessita a realização de manutenções preventivas, tais como limpeza dos painéis e do sistema de ventilação dos inversores, reaperto de cabos e conexões, substituição de um modulo defeituoso, entre outras. (GROTH, 2013)

Para estipular o gasto com manutenção e operação do sistema UFV, fez-se necessário aferir o preço cheio da UFV, desconsiderando temporariamente o valor gasto no retrofit, assim englobando materiais e mão de obra, para o investimento inicial da UFV separadamente da troca das lâmpadas pois está foi considerada sem necessidades de manutenção, e como estes valores não foram explicitados no projeto, utilizaremos o valor médio de R$3,08/Wp, preço esse levantado por meio da média de 343 respostas de empresas, cadastradas no Mapa de Empresas do Setor Fotovoltaico do Programa América do Sol, por meio de formulário eletrônico (INSTITUTO IDEAL, 2019).

 Com a potência da UFV de 663,12kWp e o preço de R$3,08/Wp, obtém-se o CAPEX do projeto de R$1.848.000,00.

 Conforme NREL (2016) a estimativa satisfatória indicada para custos de O&M por ano para sistemas considerados de grande porte (maiores que 500kWp) é de 0,5% do CAPEX, encontrando assim o O&M de R$9240,00 a.a.

CONCLUSÕES E DISCUSSÕES

Impactos no primeiro ano de projeto

Impactos no perfil de consumo mensal

No primeiro ano de projeto temos a maior economia em energia pela combinação de geração própria e a modernização parcial do sistema de iluminação, com um acumulado esperado de 1.040.070 kWh entre janeiro e dezembro, sendo a economia maior nos meses de maior insolação, no caso novembro. A economia com o retrofit foi calculado no ano todo e dividido igualmente nos meses, implicando no fato de toda variação mês a mês ser decorrente da disponibilidade do recurso solar nas diversas estações do ano, apresentada na Fig. 7.

Figura 7- Economia no primeiro ano de projeto

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Impactos no perfil de consumo anual

Dentro dos anos analisados, 2016, 2017 e 2018, os campi de SA e SBC apresentaram um perfil de consumo preponderantemente ocorrendo no período fora ponta, sendo o consumo médio anual fora ponta de 88,58% e 88,09%, respectivamente, os volumes absolutos estão expressos nas Tab. 10 e 11.

Tabela 10- Consumo anual médio campus SA

HORARIO CONSUMO

FORA PONTA 5.426.632 kWh

PONTA 699.345 kWh

PONTA + FORA PONTA 6.125.977 kWh

 Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Tabela 11- Consumo anual médio campus SBC

HORARIO CONSUMO

FORA PONTA 1.825.719 kWh

PONTA 246.892 kWh

PONTA + FORA PONTA 2.072.610 kWh

 Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Os percentuais médios anuais de economia no consumo da energia proveniente da rede para os campi SA e SBC foram de 16,02 % e 6,57%, respectivamente Fig. 10 e 11.

Figura 10- Impactos do projeto no consumo energético de SA

Figura 11- Impactos do projeto no consumo energético de SA

Observa-se um maior impacto das medidas no campus de SA, apesar do consumo desse também ser mais elevado, ele irá receber uma UFV proporcionalmente maior, além da economia devido ao retrofit parcial da iluminação.

Economia ao longo da vida útil do projeto

Ao analisar a vida útil das lâmpadas LEDs, espera-se economia até o sexto ano, ano no qual será necessário o descomissionamento das mesmas, vide Tab. 7, e uma economia com a geração própria até o vigésimo quinto ano.

Tabela 7- Economia com a troca do sistema de iluminação

ANO 1 2 3 4 5 6

GERAÇÃO (kWh) 313.051 313.051 313.051 313.051 313.051 221.566

Ao tratar o projeto fotovoltaico o software considerou uma insolação anual total baseando-se na média anual de anos anteriores, em resumo o recurso solar disponível será o mesmo o decréscimo anual da geração própria se dá tão somente pela degradação dos módulos fotovoltaicos, este fenômeno sendo mais intenso no primeiro ano devido ao efeito conhecido como LID (Light Induced Degradation) e tende a ser constante nos anos que se sucedem como apresentado na Fig. 8.

Figura 8-Economia de energia anual prevista para toda a vida útil do projeto

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Análise econômica 

VPL, TIR, Payback e LCOE

No que tange a remuneração do investimento, ano a ano foi feito o fluxo de caixa com todos os equivalentes ao valor presente, na Tab. 8 observa-se em especifico na última coluna o momento em que o VPL se torna positivo entre o nono e o decimo ano.

Tabela 8- Fluxo de caixa e VPL do projeto

ANO ENERGIA ECONOMIZA-DA RECEITA DESPESAS c/ O&M FLUCO DE CAI-XA VPLi

0 -R$ 5.500.000 -R$ 5.500.000

1 1.041.070 kWh R$ 543.984 R$ 9.240 R$ 534.744 -R$ 4.965.256

2 1.036.356 kWh R$ 574.348 R$ 8.711 R$ 565.637 -R$ 4.399.619

3 1.031.673 kWh R$ 606.412 R$ 8.213 R$ 598.200 -R$ 3.801.419

4 1.027.020 kWh R$ 640.272 R$ 7.743 R$ 632.530 -R$ 3.168.890

5 1.022.397 kWh R$ 676.029 R$ 7.300 R$ 668.730 -R$ 2.500.160

6 926.319 kWh R$ 649.630 R$ 6.882 R$ 642.748 -R$ 1.857.412

7 700.190 kWh R$ 520.813 R$ 6.488 R$ 514.325 -R$ 1.343.087

8 695.656 kWh R$ 548.808 R$ 6.117 R$ 542.691 -R$ 800.396

9 691.152 kWh R$ 578.308 R$ 5.767 R$ 572.541 -R$ 227.855

10 686.676 kWh R$ 609.393 R$ 5.437 R$ 603.957 R$ 376.102

11 682.230 kWh R$ 642.150 R$ 5.126 R$ 637.024 R$ 1.013.126

12 677.813 kWh R$ 676.667 R$ 4.832 R$ 671.835 R$ 1.684.961

13 673.424 kWh R$ 713.040 R$ 4.556 R$ 708.484 R$ 2.393.446

14 669.063 kWh R$ 751.368 R$ 4.295 R$ 747.073 R$ 3.140.519

15 664.731 kWh R$ 791.756 R$ 4.049 R$ 787.707 R$ 3.928.226

16 660.427 kWh R$ 834.315 R$ 3.818 R$ 830.498 R$ 4.758.724

17 656.151 kWh R$ 879.162 R$ 3.599 R$ 875.563 R$ 5.634.287

18 651.902 kWh R$ 926.420 R$ 3.393 R$ 923.027 R$ 6.557.314

19 647.681 kWh R$ 976.217 R$ 3.199 R$ 973.019 R$ 7.530.332

20 643.487 kWh R$ 1.028.692 R$ 3.016 R$ 1.025.676 R$ 8.556.008

21 639.321 kWh R$ 1.083.987 R$ 2.843 R$ 1.081.144 R$ 9.637.152

22 635.181 kWh R$ 1.142.254 R$ 2.681 R$ 1.139.574 R$ 10.776.726

23 631.068 kWh R$ 1.203.654 R$ 2.527 R$ 1.201.127 R$ 11.977.852

24 626.982 kWh R$ 1.268.354 R$ 2.383 R$ 1.265.971 R$ 13.243.823

25 622.923 kWh R$ 1.336.531 R$ 2.246 R$ 1.334.285 R$ 14.662.815

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Avaliando os indicadores temos o payback do sistema acontecendo dentro da vida útil do mesmo, com uma TIR de 11,26% a.a. superando a remuneração média da taxa Selic de 10,44% a.a., o VPL positivo apontando o fluxo de caixa positivo, conforme a Fig. 9, por fim, o LCOE está acima do valor pago em 2018 para a concessionaria, no qual a tarifa cheia (TE + TUSD) média com impostos (ICMS de 18% e PIS/COFINS de 5%) é, considerando também os custos extras das bandeiras tarifarias, de R$ 0,45368, porém espera-se que o LCOE torne-se mais atrativo que o preço da energia ofertado pela concessionaria nos próximos anos, considerando os reajustes crescentes da mesma frente a um preço fixo do LCOE. Os indicadores de viabilidade econômica foram consolidados na Tab. 9.

Figura 9- Payback do investimento total

Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Tabela 9- Indicadores econômicos do projeto

INDICADOR RESULTADO

PAYBACK DESCONTADO 9,38 anos

TIR 11,26% a.a.

VPL R$ 14.662.815,00

LCOE R$ 0,5121/ kWh

    Fonte: Elaborado pelo autor. (2021).

Trabalhos futuros

Ao analisar os resultados obtidos, e fazendo uma inspeção de maior rigor nos passos percorridos, visualiza-se alguns detalhes do desenvolvimento do projeto que podem ser aprimorados para se ter uma perspectiva maior e aumento na precisão do retorno do investimento no mesmo.

O projeto considerou que toda energia economizada com o retrofit do sistema de iluminação seria monetizada no período fora ponta, por motivos de simplificação, porém para se obter maior credibilidade e acurácia, seria indicado avaliar o percentual de energia que deixou de ser consumida no horário ponta. Com essa nova premissa espera-se resultados financeiros melhores do que os encontrados.

O presente trabalho não avaliou o impacto do projeto das ultrapassagens do fator de potência que ocorreu em alguns meses de fatura, gerando cobranças extras, e como o projeto pode agravar essa situação diminuindo a energia ativa consumida da rede.

Assim sendo, este trabalho pode ser continuado de modo a abranger perspectivas maiores, além de encontrar resultados com maior credibilidade.

Referências

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