DIMENSIONAMENTO E ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE
USINA FOTOVOLTAICA EM NOVA IGUAÇU – RJ
Guilherme Trindade Martins Moreira da Silva
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: Jorge Luiz do Nascimento
Rio de Janeiro
AGOSTO de 2015
DIMENSIONAMENTO E ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE
USINA FOTOVOLTAICA EM NOVA IGUAÇU – RJ
Guilherme Trindade Martins Moreira da Silva
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE
ENGENHARIA
DO
PETRÓLEO
DA
ESCOLA
POLITÉCNICA
DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO
ELETRICISTA.
Examinada por:
Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.
(Orientador)
Prof. Elkin Ferney Rodriguez Velandia, D. Sc.
Prof. Robson Francisco de Silva Dias, D. Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
AGOSTO de 2015
ii
Trindade Martins Moreira da
Silva, Guilherme
Dimensionamento e Análise de Viabilidade Econômica
de Usina Fotovoltaica em Nova Iguaçu – RJ / Guilherme
Trindade Martins Moreira da Silva. – Rio de Janeiro: UFRJ/
Escola Politécnica, 2015.
XVII, 148 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso
de Engenharia Elétrica, 2015.
Referências Bibliográficas: p. 116.
1. Introdução. 2. Energia Solar Fotovoltaica. 3.
Componentes do Sistema Fotovoltaico. 4. Aspectos
Regulatórios Da Geração Fotovoltaica No Brasil. 5. O
Projeto. 6. Estimativas De Custo Do Investimento
(CAPEX). 7. Análise De Viabilidade. 8. Conclusão. I. do
Nascimento, Jorge Luiz. II. Universidade Federal do Rio
de
Janeiro.
III.
Dimensionamento
e
Análise
De
Viabilidade Econômica de Usina Fotovoltaica Em Nova
Iguaçu – RJ
iii
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço ao meu querido orientador Jorge Luiz do Nascimento por
ter me dado a oportunidade de realizar este projeto sendo o seu orientando, por ter me
ajudado e, ao mesmo tempo, tido paciência com as minhas dúvida e acima de tudo, por ter
me apoiado.
Agradeço a Deus e aos meus pais pelo apoio e a inspiração que me foram dados
durante esses últimos longos anos.
Agradeço ainda aos professores que tive contato durante o curso de engenharia e da
Katia, uma excelente secretária sempre disposta a ajudar a todos.
Em especial, gostaria de agradecer a minha amiga Mariana de Luca, que me deu o
privilégio de sua companhia ao estudar ao meu lado, enquanto eu redigia este projeto.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
DIMENSIONAMENTO E ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE
USINA FOTOVOLTAICA EM NOVA IGUAÇU – RJ
Guilherme Trindade Martins Moreira da Silva
Agosto de 2015
Orientador: Jorge Luiz do Nascimento
Curso: Engenharia Elétrica
Este trabalho apresenta um estudo sobre um dimensionamento de uma usina
fotovoltaico em uma área rural do município de Nova Iguaçu, na Região Metropolitana do
Rio de Janeiro, além de apresentar uma análise de viabilidade econômica considerando o
custo estimado e as variáveis projetadas.
Ao longo do estudo será feito o dimensionamento dos principais componentes do
sistema fotovoltaico, levando em conta considerações técnicas e econômicas. A parte de
viabilidade será baseada a partir das estimativas do custo total de implantação e operação,
no horizonte de tempo de 25 anos. Dessa forma, será realizada a projeção dos balanços e
demonstrativos de resultados anuais e, com os valores projetados, será feita uma análise em
cima do Fluxo de Caixa Descontado. Os critérios de avaliação empregados serão: o Valor
Presente Líquido, a Taxa Interna de Retorno e o período de Payback. Com isso, será possível
avaliar sobre o ponto de vista do investidor financeiro se o investimento é justificável ou
não.
Palavras-chave: Usina Solar fotovoltaica, Custo de Operação, Estudo de viabilidade
v
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
SIZING AND ECONOMIC VIABILITY ANALYSIS OF A PHOTOVOLTAIC
PLANT IN NOVA IGUAÇU - RJ
Guilherme Trindade Martins Moreira da Silva
August 2015
Advisor: Jorge Luiz do Nascimento
Course: Electrical Engineering
This Undergraduate Project presents a study on a sizing of a photovoltaic plant in a
rural area of Nova Iguaçu, in the metropolitan area of Rio de Janeiro, besides presenting an
economic feasibility analysis considering the estimated cost and other variables designed.
Throughout the study, the main components of the photovoltaic system will be sized,
taking into account technical and economic considerations. The feasibility will be based on
the estimates of the total cost of implementation and operation, considering a timeline of 25
years. Thus, the projection of the annual results will be held and, with the projected values,
will be made an analysis using the Discounted Cash Flow. For the valuation criteria, it will
be use: the Net Present Value, the Internal Rate of Return and the Payback period.
Therefore, after the Cash Flow analyses, it will be possible to determine if the investment
is worth it or not from the point of view of financial investor.
Keywords: PV Plant, PV Plant Operational Cost, Feasibility study
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Localiazação da área destinada ao projeto ....................................................... 3
Figura 2 - Crescimento acumulativo da capacidade fotovoltaica [2] ............................... 4
Figura 3 - Distribuição da capacidade fotovoltaica instalada em 2012 [3] ...................... 5
Figura 4 - Potencial de energia solar no mundo. Fonte: [4] ............................................. 5
Figura 5 - Fatores que influenciam no valor da radiação solar ao entrar em contato com a
atmosfera. [5] .................................................................................................................. 10
Figura 6 - Potencial de energia solar no Brasil [7] ........................................................ 11
Figura 7 - Componentes da Radiação Solar. [8]............................................................. 12
Figura 8 - Órbita da Terra em torno do Sol, com seu eixo N-S inclinado 23,45°, indicando
as estações do ano no hemisfério sul. [9] ....................................................................... 13
Figura 9 - Conjunto de ângulos que influenciam na incidência solar. [10] .................... 14
Figura 10 – Variação das posições de nascer e pôr-do-Sol ao longo do ano. [10] ......... 16
Figura 11 – Variação da altura máxima do Sol ao longo do ano. [10] ........................... 16
Figura 12 - Distância angular percorrida pelo Sol ao longo de um dia [10] .................. 17
Figura 13 - composição da célula solar fotovoltaica [11] .............................................. 18
Figura 14 - Participação por tecnologia fotovoltaica no mundo [5] ............................... 19
Figura 15 - Painel Fotovoltaico de Silício Monocristalino (a) e policristalino (b) [14] . 20
Figura 16 – Sistemas Isolados [9] .................................................................................. 22
Figura 17 – Sistemas conectados à rede ......................................................................... 23
Figura 18 – Símbolo elétrico de painel fotovoltaico ...................................................... 24
Figura 19 - Curva característica IxV [9] ......................................................................... 25
Figura 20 - Curva típica de potência versus tensão para a célula de silício monocristalino
[5] ................................................................................................................................... 26
Figura 21 - Efeito causado pela variação da intensidade da luz na curva característica IxV
[9] ................................................................................................................................... 27
Figura 22 - Efeito causado pela temperatura da célula na curva característica IxV [9] . 28
Figura 23 – associação em série [16].............................................................................. 29
Figura 24 – associação em paralelo [16] ........................................................................ 29
Figura 25 – Associação mista - Adaptado [15] .............................................................. 30
Figura 26 – Símbolo elétrico do Inversor ....................................................................... 30
Figura 27 – Díodos de bloqueio das fileiras, fusíveis de fileira e caixas de junção do
gerador [6] ...................................................................................................................... 33
Figura 28 – Operação de um diodo de desvio [9]........................................................... 34
vii
Figura 29 – Resumo dos componentes a serem dimensionados ..................................... 42
Figura 30 – Cálculo da área total através do Google Earth Pro ..................................... 43
Figura 31 - Posição da área do projeto em relação as estações de medição de irradiação
........................................................................................................................................ 44
Figura 32 – Placa HSPV235WP-54M do fabricante Shandong Hilight Solar [23]........ 48
Figura 33 – conexão em série dos painéis fotovoltaicos ................................................ 49
Figura 34 – Representação do arranjo fotovoltaico ........................................................ 50
Figura 35 – Exemplos de fixação de módulos fotovoltaicos no solo [25] ..................... 51
Figura 36 – Arranjo fotovoltaico e estrutura de fixação projetados ............................... 52
Figura 37 - Representação dos ângulos envolvidos no cálculo da projeção de sombras 53
Figura 38 – Dimensionamento da quantidade máxima de arranjos instalados............... 55
Figura 39 – Modelagem da sala de equipamentos para o caso A ................................... 58
Figura 40 - Visão superior do terreno para o Caso A ..................................................... 58
Figura 41 – Modelagem da sala de equipamentos para o caso B ................................... 59
Figura 42 - Visão superior do terreno para o Caso B ..................................................... 59
Figura 43 - Caixa de controle - fabricante Ingeteam [26] .............................................. 60
Figura 44 - Representação da conexão da Caixa de controle com o Arranjo fotovoltaico
........................................................................................................................................ 61
Figura 45 – Inversor Ingecon Sun Power 110TL B220 [28] .......................................... 64
Figura 46 - Inversor Ingecon Sun PowerMax 500T U X480 [29].................................. 66
Figura 47 - Interligações no Inversor Power TL [28] ..................................................... 68
Figura 48 - Interligações no Inversor PowerMax T U [29] ............................................ 68
Figura 49 – Representação dos 4 QGBTs empregados no Caso A ................................ 69
Figura 50 - Representação do QGBT empregado no Caso B ......................................... 70
Figura 51 – Transformador a seco Geafol do fabricante Siemens [30] .......................... 71
Figura 52 – Exemplo transformador ZILMER 5MVA [31] ........................................... 72
Figura 53 – Diagrama unifilar do projeto – CASO A .................................................... 75
Figura 54 – Diagrama unifilar do projeto – CASO B..................................................... 75
Figura 55 - Gráfico da geração esperada no ano ............................................................ 78
Figura 56 – Preços e taxa dos títulos públicos disponíveis no Tesouro Direto [44] .... 102
Figura 57 – Lucro Líquido, 50% do CAPEX financiado e Tarifa de R$ 273,35 ......... 112
Figura 58 - Fluxo de Caixa dos Ativos, 50% do CAPEX financiado e Tarifa de 273,35
...................................................................................................................................... 112
Figura 59 - Geração de Caixa (50% do CAPEX financiado e Tarifa de R$273,35) .... 113
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras - PRODISTANEEL [21] ................................................................................................................... 39
Tabela 2 – Proteções mínimas em função da potência instalada - PRODIST- ANEEL
Adaptado [21] ................................................................................................................. 40
Tabela 3 – Dados de radiação diária média mensal em kWh/m2dia das cidades mais
próximas ao terreno em Nova Iguaçu [22] ..................................................................... 45
Tabela 4 - Valor do vetor normal para cada mês do ano ................................................ 46
Tabela 5 - Radiação diária média mensal em kWh/m².dia em Nova Iguaçu. ................ 47
Tabela 6 - Modelos fotovoltaicos considerados ............................................................. 47
Tabela 7 – Dados principais do painel HSPV235WP-54M [23] .................................... 48
Tabela 8 - Memória de Cálculo das grandezas do Arranjo fotovoltaico ........................ 50
Tabela 9 - Resumo das configurações da modelagem ideal (inicial) ............................. 55
Tabela 10 - Resumo das configurações da modelagem 3d ............................................. 57
Tabela 11 - Informações técnicas da Caixa de Controle [25]......................................... 61
Tabela 12 - Resumo do componentes após o dimensionamento dos Inversores. ........... 67
Tabela 13 - Resumo do componentes após o dimensionamento do QGBT ................... 70
Tabela 14 - Resumo do componentes após o dimensionamento dos Transformadores . 73
Tabela 15 – Perdas de um sistema fotovoltaico conectado à rede - Adaptado [32] ....... 77
Tabela 16 - Preço do inversor, painel solar e Caixa de controle segundo revendedores 80
Tabela 17 - Preços nacionalizados para os inversores e módulos fotovoltaicos importados
- Adaptado [20]............................................................................................................... 81
Tabela 18 – Preço dos transformadores .......................................................................... 82
Tabela 19 – Projeção de custos de acordo com a capacidade do SF - ABINEE [20] .... 82
Tabela 20 – Interpolação linear dos custos projetados ................................................... 83
Tabela 21 – Custo total da instalação ............................................................................. 83
Tabela 22 – Representação do DRE projetado ............................................................... 85
Tabela 23 – Valores históricos IGPM - [35] .................................................................. 87
Tabela 24 – Impostos sobre Venda e Lucro Líquido - Adaptado [36] ........................... 88
Tabela 25 - Depreciação Contábil dos bens envolvidos - adaptado [42] ....................... 92
Tabela 26 – Representação inicial do Fluxo de Caixa dos Ativos ................................. 97
Tabela 27 – Valores históricos LIBOR EUR 12M - [43] ............................................... 98
Tabela 28 – Preço dos Inversores ................................................................................... 98
Tabela 29 - Depreciação dos novos inversores .............................................................. 99
ix
Tabela 30– Memória de cálculo do Beta ...................................................................... 104
Tabela 31 – WACC calculado para as diferentes linhas de crédito.............................. 105
Tabela 32 – Fundo Clima - Analise dos resultados ...................................................... 109
Tabela 33 – Financiamento Direto - Analise dos resultados ........................................ 110
x
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO ....................................................................................... 1
1.1 Panorama internacional da geração FV ...................................................................... 3
1.2 Panorama da geração FV no Brasil ............................................................................ 6
1.3 Objetivo ...................................................................................................................... 7
1.4 Metodologia ................................................................................................................ 7
1.5 Estrutura dos capítulos ............................................................................................... 8
CAPÍTULO 2: ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA .................................................. 9
2.1 Distribuição da radiação solar .................................................................................... 9
2.2 Radiação direta e radiação difusa ............................................................................. 11
2.3 Posicionamento Solar ............................................................................................... 12
2.4 Efeito fotovoltaico .................................................................................................... 17
2.5 Células fotovoltaicas................................................................................................. 18
2.6.1 Silício cristalino (c-Si) ........................................................................................... 20
2.6.1.1 Silício monocristalino (m-Si) ............................................................................. 20
2.6.1.2 Silício policristalino (p-Si) ................................................................................. 20
2.6.2 Filmes finos ........................................................................................................... 20
2.6.2.1 Silício amorfo hidrogenado (a-Si) ...................................................................... 21
2.6.2.2 Outros materiais.................................................................................................. 21
2.7 Sistemas fotovoltaicos (SF) ...................................................................................... 21
2.7.1 Sistemas Isolados (SFVI) ...................................................................................... 22
2.7.2 Sistemas conectados à rede elétrica (SFCR) ......................................................... 23
CAPÍTULO 3: COMPONENTES DO SISTEMA FOTOVOLTAICO ......................... 24
3.1 Módulos Fotovoltaicos ............................................................................................. 24
3.1.1 Características Elétricas do Módulo ...................................................................... 24
3.1.1.1 Tensão de circuito aberto e corrente de curto circuito........................................ 25
3.1.1.2 Curva característica I x V ................................................................................... 25
xi
3.1.2 - Fatores que Afetam as Características Elétricas dos Módulos ............................ 26
3.1.2.1 Intensidade luminosa .......................................................................................... 27
3.1.2.2 Temperatura das Células .................................................................................... 27
3.1.3 Associações dos módulos fotovoltaicos ................................................................ 28
3.2 Inversor ..................................................................................................................... 30
3.2.1 Seguidor do Ponto de Máxima Potência (MPPT) ................................................. 31
3.3 Transformador .......................................................................................................... 31
3.4 Proteção, controle e outros sistemas auxiliares ........................................................ 32
3.4.1 Disjuntores e Fusíveis de fileira ............................................................................ 32
3.4.2 Diodos de desvio (By-Pass) e de Bloqueio ........................................................... 33
3.4.3 Aterramento e Sistema de Proteção Contra Descarga Atmosférica ...................... 35
3.4.4 Sistema de Fixação ................................................................................................ 35
3.4.5 Sistema de Conexões e Cabeamento ..................................................................... 36
CAPÍTULO 4: ASPECTOS REGULATÓRIOS DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NO
BRASIL .......................................................................................................................... 37
4.1 Obstáculos regulatórios ............................................................................................ 38
4.2 Requisitos de Acesso de Centrais Geradoras ........................................................... 39
CAPÍTULO 5: O PROJETO .......................................................................................... 42
5.1 Introdução ................................................................................................................. 42
5.2 Avaliação do espaço fisico da instalação ................................................................. 42
5.3 Avaliação do potencial energético solar ................................................................... 43
5.3.1 Níveis de Irradiação próximos do local ................................................................. 43
5.4 Dimensionamento da instalação ............................................................................... 47
5.4.1 Painel solar ............................................................................................................ 47
5.4.2 Arranjo dos painéis ................................................................................................ 48
5.4.3 Estrutura de apoio dos módulos ............................................................................ 51
5.4.4 Inclinação e Distância entre os arranjos ................................................................ 52
xii
5.4.5 Dimensionamento do Sistema ............................................................................... 54
5.4.6 Caixas de controle ................................................................................................. 60
5.4.7 Inversores .............................................................................................................. 62
5.4.8 Componentes de proteção...................................................................................... 67
5.4.8.1 Dispositivos de Proteção de Surto (DPS) ........................................................... 67
5.4.8.2 Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV) ................................................... 68
5.4.9 Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT) ............................................................... 69
5.4.10 Transformador ..................................................................................................... 71
5.4.11 Cubículo de média tensão .................................................................................... 73
5.5 Diagrama unifilar...................................................................................................... 74
5.6 Perdas no Sistema ..................................................................................................... 76
5.7 Geração Fotovoltaica Esperada ................................................................................ 77
CAPÍTULO 6: ESTIMATIVAS DE CUSTO DO INVESTIMENTO (CAPEX) .......... 80
6.1 Componentes importados: inversores, painéis solares e caixas de controle............. 80
6.2 Componente nacional: Transformador Elevador ...................................................... 81
6.3 Custos diversos: Cabos e Proteções, Fixação e Outros ............................................ 82
6.4 Custo total ................................................................................................................. 83
CAPÍTULO 7: ANÁLISE DE VIABILIDADE ............................................................. 84
7.1 Valoração pelo Fluxo de Caixa Descontado ............................................................ 84
7.1.1 Construção do DRE Projetado............................................................................... 85
7.1.1.1 Projeção da Receita Bruta .................................................................................. 86
7.1.1.2 Impostos sobre Vendas ....................................................................................... 87
7.1.1.3 Receita Líquida ................................................................................................... 88
7.1.1.4 Custos e Despesas............................................................................................... 88
7.1.1.5 EBITDA ............................................................................................................. 90
7.1.1.6 Depreciação ........................................................................................................ 91
7.1.1.7 EBIT ................................................................................................................... 92
xiii
7.1.1.8 Receitas Financeiras ........................................................................................... 92
7.1.1.9 Despesas Financeiras .......................................................................................... 93
7.1.1.10 Earnings Before Tax ou LAIR ......................................................................... 95
7.1.1.11 Impostos sobre Lucro Líquido.......................................................................... 95
7.1.1.12 Lucro Líquido ................................................................................................... 96
7.1.2 Cálculo dos Fluxos de Caixa ................................................................................. 96
7.1.2.1 Fluxo de Caixa dos Ativos ................................................................................. 96
7.1.2.1.1 Fluxo de Caixa Operacional ............................................................................ 97
7.1.2.1.2 Investimentos ................................................................................................... 97
7.1.2.2 Fluxo de Caixa aos Credores .............................................................................. 99
7.1.2.3 Fluxo de Caixa aos Acionistas ......................................................................... 100
7.1.3 Cálculo do WACC ............................................................................................... 100
7.1.3.1 Cálculo do Custo de Capital Próprio ................................................................ 101
7.1.3.2 Cálculo do Custo de Capital de Terceiros ........................................................ 105
7.2 Resultados Projetados ............................................................................................. 106
7.2.1 Resumo das considerações utilizadas na obtenção dos resultados ...................... 106
7.2.2 Avaliação de Investimentos ................................................................................. 107
7.2.3 Analise dos resultados ......................................................................................... 109
CAPÍTULO 8: CONCLUSÃO ..................................................................................... 115
Referencias ................................................................................................................... 117
Anexo I ......................................................................................................................... 122
Anexo II ........................................................................................................................ 123
Anexo III ...................................................................................................................... 124
Anexo IV ...................................................................................................................... 125
Anexo V........................................................................................................................ 126
Anexo VI ...................................................................................................................... 127
Anexo VII ..................................................................................................................... 128
xiv
Anexo VIII – Linhas de Guia para o DRE ................................................................... 130
Anexo IX ...................................................................................................................... 131
Anexo X........................................................................................................................ 136
Anexo XI ...................................................................................................................... 141
Anexo XII ..................................................................................................................... 145
xv
LISTAS DE SÍMBOLOS
ABINEE
ABNT
ACR
ANEEL
BNDES
BRL
CA
CAPEX
CAPM
CC
CDB
CDI
CEPEL
CGL
COFINS
CRESESB
CRI
CSLL
DCF
DPS
DRE
DSV
EBIT
EBITDA
EPE
EUA
EUR
EVA
FDI
FOB
FV
GHI
HSP
IBGE
IBOVESPA
ICMS
IEC
IGP-M
IPI
IR
IRPJ
ISS
LAIR
Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica
Associação Brasileira de Normas Técnicas
Ambiente de Contratação Regulada
Agência Nacional de Energia
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
Moeda Real
Corrente Alternada
Capital Expenditure
Capital Asset Price Model
Corrente Contínua
Certificado de Depósito Bancário
Certificado de Depósito Interbancário
Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
Capital de Giro Líquido
Contribuição Financeira Social
Centro de Referência para Energia Solar e Eólica
Certificado de Recebíveis Imobiliários
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
Discounted Cash Flow
Dispositivos de Proteção de Surtos
Demonstração do resultado do exercício
Dispositivo de Seccionamento Visível
Earnings Before Tax
Earnings Before Tax, Depreciation and Amortization
Empresa de Pesquisa Energética
Estados Unidos da América
Moeda Euro
Ethylene Vinyl Acetate
Fator de Dimensionamento de Inversores
Free On Board
Fotovoltaico
Global Horizontal Irradiance
Horas de Sol Pleno
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
Índice da Bolsa de Valores de São Paulo
Imposto de Circulação de Mercadorias e Serviços
International Electrotechnical Commission
Índice Geral De Preços Do Mercado
Imposto sobre Produtos Industrializados
Imposto de Renda
Imposto de Renda Pessoa Jurídica
Imposto sobre Serviços
Lucro antes do Imposto de Renda
xvi
LAJIDA
LAJIR
LCA
LCI
LER
LF
LH
LTN
MME
MPP
MPPT
NCG
OPEX
PBE
PIS
PL
PLD
PR
PRM
PRODEEM
PRODIST
QGBT
SAA
SAC
SAF
SF
SFCR
SFVI
STC
TFSEE
TIR
TJLP
TUSD
TUST
VPL
WACC
Lucro Antes de Juros, Depreciação e Amortização
Lucro antes de Juros e Imposto de Renda
Letra de Crédito do Agronegócio
Letra de Crédito Imobiliário
Leilão de Energia de Reserva
Letra Financeira
Letra Hipotecária
Letra do Tesouro Nacional
Ministério de Minas e Energia
Maximum Power Point
Maximum Power Point Tracker
Necessidades de Capital de Giro Líquido
Operational Expenditure
Programa Brasileiro de Etiquetagem
Programa de Integração Social
Patrimônio Liquido
Preço de Liquidação das Diferenças
Performance ratio
Prêmio de Risco de Mercado
Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional
Quadro Geral de Baixa Tensão
Sistema de Amortização Americano
Sistema de Amortização Constante
Sistema de Amortização Francês
Sistema Fotovoltaico
Sistema Fotovoltaico Conectados à Rede
Sistema Fotovoltaico Isolado
Standard Temperature Conditions
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
Taxa Interna de Retorno
Taxa de Juros de Longo Prazo
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
Valor Presente Liquido
Weighted Average Cost of Capital
xvii
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
A afirmação de que o Brasil possui uma matriz energética limpa, por conta dos
seus abundantes recursos naturais e sua geração de energia elétrica, tradicionalmente,
associada às hidrelétricas, não pode ser considerada verdadeira. Isso porque, nesta
afirmativa, geralmente, não se considera os impactos ambientais causado por este meio
de geração.
As barragens de hidrelétricas produzem quantidades consideráveis de metano, gás
carbônico e óxido nitroso, gases que provocam o chamado efeito estufa. O fator principal,
responsável por essa produção, é a decomposição da vegetação pré-existente, ou seja, das
árvores atingidas pela inundação de áreas usadas na construção dos reservatórios.
Ainda nesse contexto, a forte dependência de energia, do nosso país, proveniente
dos recursos hídricos, tem suas desvantagens, que são e têm sido dolorosamente
vivenciada pela população durante a última década. O crescimento econômico do país e
o aumento da demanda de energia coincidiram no horizonte de tempo em que o país
começou a sofrer uma de suas secas mais severas na história.
Uma vez que as hidrelétricas não atendem à demanda, a resposta imediata é
compensar a geração utilizando outras fontes de energia como as termoelétricas, elevando
assim a utilização dos combustíveis fósseis e o custo de produção da energia. Esta saída
vêm aparecendo como uma saída de curto prazo para o acréscimo na capacidade de
geração instalada no Brasil. Isso se deve as características técnicas e econômicas das
termoelétricas, onde a facilidade de localização próxima aos centros de carga,
disponibilidade de combustíveis e o menor tempo de construção, em torno de 1 a 3 anos,
a tornam atrativa.
O aumento da geração hidrelétrica é caro e requer uma grande quantidade de
tempo devido aos complexos requisitos de licenciamento e o período de construção.
Dessa forma, para eliminar a vulnerabilidade do setor elétrico brasileiro em relação às
condições hídricas, surge assim a necessidade de buscar novos recursos para diversificar
a matriz energética brasileira. Por conta disso, a energia renovável torna-se extremamente
importante para o Brasil.
O governo reconhece essa importância e, em 2013, prometeu aumentar o papel
das fontes renováveis de forma significativa ao longo dos próximos sete anos. O primeiro
objetivo é produzir quase 70% de sua energia de fontes renováveis até 2020 e, o segundo,
1
é alcançar 16GW de capacidade eólica instalada até 2021, que será responsável por cerca
de 9% da demanda nacional de eletricidade.
No entanto, dentre os tipos de fontes de energias renováveis utilizados no país, a
energia solar ainda não tem um papel significativo neste setor. Porém, ainda assim, é e
deve continuar sendo incentivada pelo governo. Isto porque, em virtude do alto potencial
solar energético do Brasil, a geração fotovoltaica é uma das opções a se considerar para
superar os desafios dos próximos anos do setor elétrico brasileiro.
Além disso, uma das principais vantagens que os sistemas fotovoltaicos oferecem
ao governo é o fato de que, ao contrário das hidrelétricas e das usinas eólicas, estes
sistemas podem ser construídos perto de grandes cidades, oferecendo assim uma maior
praticidade e redução nas perdas de geração, pois não haverá a necessidade de longas
linhas de transmissão. Ainda, vale ressaltar que a tecnologia fotovoltaica é prática e fácil
de ser implementada.
Nesse contexto, este estudo visa desenvolver, como exemplo, o projeto de um
sistema fotovoltaico em uma área rural do município de Nova Iguaçu, na Região
Metropolitana do Rio de Janeiro, além de apresentar uma análise de viabilidade
econômica considerando o custo estimado e as variáveis projetadas.
Nova Iguaçu destaca-se pela sua área ocupada de 523,9 km². Em 2012, sua
população foi estimada pelo IBGE em 801746 habitantes. Este município vem mudando
seu perfil socioeconômico nos últimos anos, atraindo recentemente grandes empresas de
diferentes setores do mercado.
A principal fonte de arrecadação de Nova Iguaçu é sem dúvidas o comércio e os
serviços, mas também conta com indústrias nos ramos alimentício, de siderurgia e de
cosméticos. Em 2012, seu PIB nominal ficou em 10º lugar em nível estadual e em 62º em
nível nacional. Além da importância econômica, Nova Iguaçu é um notável centro
turístico da Região Metropolitana, possuindo a Reserva Biológica do Tinguá, com
grandes áreas de preservação ambiental, e Serra do Vulcão, com a prática de voo livre,
que também é um ponto de visitação relevante.
Como pode ser observado na Figura 1, a área destinada para o projeto encontrase mais afastada do centro do município, porém, próxima da subestação de Adrianópolis.
2
Figura 1 - Localiazação da área destinada ao projeto
Segundo FURNAS [1], a Subestação de Adrianópolis é considerada a maior do
estado do Rio de Janeiro e a quarta do seu próprio sistema, com uma capacidade instalada
de 2.580 MVA. Esta subestação é responsável por cerca de 64% de toda energia
consumida nos estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo. Além disso, é interessante
ressaltar que ela possui diversos bancos de transformadores na faixa de 500/345/13,8kV.
1.1 Panorama internacional da geração FV
O panorama internacional da geração fotovoltaica sofreu uma mudança radical
nos últimos cinco anos, com aumentos consideráveis na capacidade de produção e,
inclusive, um movimento de fabricação de módulos fotovoltaicos de países europeus e do
Estados Unidos para a Ásia, principalmente na China. Ainda neste horizonte de tempo,
os preços de mercado foram reduzidos drasticamente, como o exemplo dos módulos
fotovoltaicos que reduziram em 5 vezes os seus preços, enquanto que para os inversores
a redução foi em cerca de 3 vezes o seu valor.
A capacidade instalada acumulada da geração fotovoltaica cresceu a uma taxa
média de 49% ao ano nos últimos dez anos. Contudo, pode-se notar na Figura 2 que este
crescimento ficou mais próximo da média anual nos dois últimos anos.
3
Figura 2 - Crescimento acumulativo da capacidade fotovoltaica [2]
Na maioria dos países, o mercado de FV continua sendo orientado por políticas.
Assim, a introdução ou modificação dos regimes de apoio governamental impacta
fortemente no desenvolvimento desse mercado. Nos últimos anos, o declínio deste
suporte político em alguns países europeus levou a redução no crescimento desse
mercado, nesta região, para os países como Alemanha, Itália, Bélgica, França e Espanha,
por exemplo. O oposto também ocorreu e, com novas políticas tarifárias, países como
China e Japão tiveram grandes destaques, alavancando o mercado.
Segundo estudos realizados pelo IEA [2], no ano de 2013, cerca de 37 GW novos
foram instalados em aproximadamente 30 países, elevando a capacidade mundial total
para mais de 138 GW. Nesse ano, a China liderou o mercado instalando mais energia FV
do que toda a Europa, com mais de 11 GW. Japão ficou em segundo lugar com quase 7
GW e os Estados Unidos em terceiro lugar com mais de 4 GW.
4
Figura 3 - Distribuição da capacidade fotovoltaica instalada em 2012 [3]
Considerando que, alguns anos atrás, os países europeus lideravam a participação
na potência instalada, é possível notar a mudança neste cenário ao analisar a Figura 3. A
diferença aumentou drasticamente: China agora lidera sobre os países não europeus muito
à frente do Japão, apesar do crescimento, e ainda dos EUA.
Um dado importante, considerando os países que detém o maior percentual
apresentado na Figura 3, é a posição geográfica deles, como mostra o mapa de insolação
da Figura 4, que mostra a não ocorrência de altos índices de irradiação, diferentemente
do Brasil que possui um alto potencial para a inserção da energia fotovoltaica.
Figura 4 - Potencial de energia solar no mundo. Fonte: [4]
5
1.2 Panorama da geração FV no Brasil
Conforme discutido, o governo brasileiro é fortemente a favor de fontes de
energia limpas e, mais recentemente, um grande apoiador da energia fotovoltaica. No
entanto, como o setor desta energia ainda não foi totalmente desenvolvido no Brasil,
existem poucos mecanismos regulatórios específicos desenvolvidos para estimular o uso
desta tecnologia no país.
Como um exemplo da ação do governo que vale destacar é o PRODEEM, que
representa o Programa para o Desenvolvimento da Energia nos Estados e Municípios,
instituído em 1994 e encerrado em 2010, com o intuito de atender às localidades isoladas
não supridas de energia elétrica pela rede convencional, desenvolvido para atender locais
isolados sem acesso à energia elétrica, sendo esse projeto um dos principais promotores
dos sistemas solares fotovoltaicos no país. Outro exemplo é o projeto Luz para Todos,
que também representa uma iniciativa do governo federal em incentivar o
desenvolvimento de energias alternativas sistemas em zonas rurais e isoladas do Brasil.
Para fomentar a geração distribuída, a ANEEL definiu regras, segundo a resolução
517/2012 (atualização da resolução 482), para permitir que os produtores independentes
e individuais de energia renovável pudessem se conectar à rede nacional, além de um
sistema de compensação de energia introduzido para oferecer créditos em contas de
energia. Ainda nesta resolução, esta entidade também concedeu descontos nas tarifas para
o uso dos sistemas de distribuição e transmissão para plantas com 1 a 30 MW de
capacidade instalada.
As diversas opções de crédito do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
e Social (BNDES), disponíveis para empresas que operam no setor das energias
renováveis, representam também outro ponto positivo.
Todo ano, os Leilões Nacionais de Energia, organizadas pela ANEEL, atraem um
grande número de empresas que querem investir no mercado brasileiro de energia. A
primeira vez que a energia solar foi adicionada a estes leilões foi em 2012, o que mostra
como este mercado ainda é jovem. No entanto, em 2014, os leilões de energia atraíram
cerca de 400 projetos para o desenvolvimento do sistema fotovoltaico, que juntos
totalizam mais de 10 GW.
No panorama atual, as maiores usinas solares existentes no Brasil que merecem
destaque são: a Usina Fotovoltaica Cidade Azul, localizada em Santa Catarina, que opera
6
desde 2014 com uma potência instalada de 3 MW e a Usina de Tauá, construída no sertão
do Ceará, que opera desde 2011 com potência instalada de 1 MW.
1.3 Objetivo
Com motivação em um processo de incorporação de novas fontes de energias
alternativas na matriz energética brasileira, este projeto tem como objetivo dimensionar
uma usina fotovoltaica conectada à rede e avaliar a sua viabilidade econômica. A ideia
surgiu a partir de uma solicitação de um estudo de viabilidade para a implementação de
um sistema fotovoltaico em um sítio em Nova Iguaçu, pertencente ao próprio solicitante.
Para isto, será feito o dimensionamento dos principais componentes do SF,
levando em conta considerações técnicas e econômicas. A parte de viabilidade será
baseada a partir das estimativas de custo da instalação e operação do SF, no horizonte de
tempo de 25 anos. Dessa forma, será realizada a projeção dos balanços e demonstrativos
de resultados anuais e, com os valores projetados, será feita uma análise em cima do Fluxo
de Caixa Descontado. Os critérios de avaliação empregados serão: o Valor Presente
Líquido, a Taxa Interna de Retorno e o período de Payback. Com isso, será possível
avaliar sobre o ponto de vista do investidor financeiro se o investimento é justificável ou
não.
1.4 Metodologia
Para atingir os objetivos citados, a metodologia aplicada irá abordar ao longo do
texto, os seguintes passos:

Identificação e discussão das barreiras regulatórias, técnicas e econômicas ainda
existentes no Brasil sobre Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR);

Elaboração de um modelo econômico sob a ótica do investidor financeiro,
proprietário da usina. Neste modelo estará presente não só o financiamento do
empreendimento, mas também, a inclusão de outras considerações financeiras e
técnicas, tais como operação e manutenção da planta, degradação anual dos
painéis e troca periódica dos inversores;

Desenvolvimento de uma ferramenta de cálculo no Excel capaz de avaliar a
atratividade do investimento a partir do modelo econômico citado;
7

Avaliação dos resultados de geração de energia e financeiros obtidos para os casos
que serão apresentados;
1.5 Estrutura dos capítulos
No Capítulo 1 foi apresentado o cenário nacional e o cenário internacional da
geração fotovoltaica, incluindo algumas ações empreendidas pelo governo. Além disso,
também foi abordado o objetivo da dissertação e a sua estrutura.
O Capítulo 2 representa uma breve revisão da literatura disponível sobre a energia
solar fotovoltaica, a fim de apresentar o efeito fotovoltaico, os tipos de células solares e
de configurações dos sistemas fotovoltaicos.
O Capítulo 3 apresenta os principais equipamentos e componentes utilizados em
sistema fotovoltaicos com definições e aplicabilidades.
O Capítulo 4 apresenta as normas, resoluções e requisitos da ANEEL (Agência
Nacional de Energia Elétrica) relativos ao projeto em questão para geração de energia
elétrica por meio do SFCR.
O Capítulo 5 consiste do dimensionamento da usina: estimativa de radiação solar,
dimensionamento dos módulos fotovoltaicos, escolha dos inversores e dos
transformadores, dentre outros componentes que serão apresentados.
O Capítulo 6 apresenta a estimativa de custo dos equipamentos, nacionais e
importados, dimensionados no Capítulo 5, como também abrange a internacionalização
dos equipamentos importados.
No Capítulo 7 são resumidas as considerações utilizadas para desenvolver o
modelo econômico e a ferramenta de cálculo utilizada, obtendo-se assim os resultados
financeiros necessários para julgar a viabilidade do SFCR dimensionado do Capítulo 5.
Além disso, baseando-se nestes resultados é feito uma análise de viabilidade.
E por fim no capitulo 8 são apresentadas as conclusões.
8
CAPÍTULO 2: ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
A Terra recebe anualmente 1,5 𝑥 1018 𝑘𝑊ℎ de energia solar, o que corresponde
a 10.000 vezes o consumo mundial de energia neste período [5]. Isto indica que, além do
Sol ser responsável pela manutenção da vida na Terra ele é responsável pela origem de
outras fontes de energia, nas quais, em sua grande maioria, são derivadas dessa energia.
Dessa forma, as seguintes fontes de energia apresentadas, podem ser consideradas formas
indiretas de energia solar:

Hidráulica: Devido a energia solar que se dá a evaporação, dando origem ao ciclo
das águas;

Biomassa: A partir da energia solar, que as plantas realizam a fotossíntese;

Eólica: A radiação solar induz a circulação atmosférica que em larga escala causa
os ventos;

Combustíveis fósseis: gerados a partir de resíduos de plantas e animais, que
absorveram energia do sol;
A radiação solar também pode ser utilizada diretamente como fonte de energia
térmica, para aquecimento de fluidos e ambientes e para geração de potência mecânica
ou elétrica.
2.1 Distribuição da radiação solar
A intensidade de radiação solar fora da atmosfera depende da distância entre o Sol
e a Terra durante o decorrer do ano que pode varia entre 1,47 x 108 Km (Periélio) e 1,52
x 108 Km. Devido a este fato, a irradiação varia entre 1.325 W/m² e 1.412 W/m². O valor
médio é designado por constante solar, EO = 1.367 W/m². [6]
No entanto, a atmosfera reduz a radiação solar que incide na superfície da Terra
através de fenômenos como reflexão, absorção (ocasionadas principalmente por ozônio,
vapor d’água, oxigênio e dióxido de carbono) e dispersão (provocada por partículas de
pó e poluição), conforme mostrado na Figura 5.
9
Figura 5 - Fatores que influenciam no valor da radiação solar ao entrar em contato
com a atmosfera. [5]
O nível de irradiância na Terra atinge um total aproximado de 1.000 W/m² ao
meio-dia, em boas condições climáticas, independentemente da localização [6]. Ao
adicionar a quantidade total da radiação solar que incide na superfície terrestre durante o
período de um ano, obtém-se a irradiação global anual, medida em kWh/m².
Dentro do contexto apresentado nesse Capítulo não se poderia deixar de analisar
o potencial de energia solar no Brasil, que por ser um país predominantemente tropical
tem características favoráveis em termos do recurso energético solar. Isso está
evidenciado na Figura 4 na qual se pode observar valores significativos de irradiação
média anual em toda a extensão do Brasil quando comparado à outros lugares como, por
exemplo, os países europeus.
Pode-se afirmar que as regiões como a Nordeste, do Brasil, são regiões de
destaque por estarem mais próximas da linha do Equador, ou seja, maior constância de
recurso solar ao longo do ano. Esse fato é possível de ser observado na Figura 6 a seguir.
10
Figura 6 - Potencial de energia solar no Brasil [7]
2.2 Radiação direta e radiação difusa
Quando a luz solar entra na atmosfera da Terra, parte é absorvida, parte é
espalhada e uma outra parte passa sem ser afetada pelas moléculas na atmosfera. Logo,
esta, ou é absorvida ou é refletida pelos objetos ao nível do solo.
A luz solar que atinge a superfície da Terra sem dispersão é chamada radiação
direta e varia muito ao longo do dia devido às condições atmosféricas, principalmente em
locais com grande nebulosidade.
11
A luz do sol espalhada é chamada radiação difusa e representa a parte dispersa e
atenuada pela reflexão nos componentes atmosféricos, como nuvens, poeira e vapor
d’água, por exemplo.
A luz solar que é refletida, a partir do solo, é chamada de Radiação Albedo ou
Refletida, ela pode ser inclusa na radiação difusa.
Quando estas três componentes são somadas representam a Irradiação Global
Horizontal (GHI), que é muito importante para a geração fotovoltaica, pois quantifica a
radiação recebida por uma superfície plana horizontal. O desenho da Figura 7 ilustra essas
radiações citadas.
Figura 7 - Componentes da Radiação Solar. [8]
2.3 Posicionamento Solar
O movimento anual de translação, do nosso planeta, em torno do Sol pode ser
descrito como uma trajetória elíptica em um plano inclinado de aproximados 23,5° em
relação ao plano do equador. Com isso, esta inclinação é responsável pela variação da
elevação do Sol no horizonte em relação à mesma hora, ao longo dos dias, dando origem
às estações do ano. Este fenômeno pode ser observado na Figura 8.
12
Figura 8 - Órbita da Terra em torno do Sol, com seu eixo N-S inclinado 23,45°,
indicando as estações do ano no hemisfério sul. [9]
Desse modo, a duração solar do dia varia, em algumas regiões e períodos do ano,
de 0 hora a 24 horas, ou seja, da posição do Sol abaixo da linha do horizonte durante o
dia até a posição do Sol acima da linha do horizonte.
A Terra também gira sobre seu próprio eixo polar, uma vez por dia. E este eixo
conforme a Figura 8, está inclinado por um ângulo de 23.45° ao plano da órbita da Terra
sobre o sol. Essa inclinação é o que faz com que o sol seja mais alto no céu no verão do
que no inverno.
O ângulo de desvio do sol diretamente acima do equador é chamado de Declinação
Solar (𝛿). Considerando o ângulo norte do Equador como positivo e ângulo ao sul do
equador como negativo, é possível encontrar a Declinação Solar aproximada, em
qualquer dado dia do ano, por meio da formula (1) a seguir:
𝛿 = 23,45 ∗ 𝑠𝑒𝑛 [
360
365
∗ (284 + 𝑁)]
(1)
13
Onde:
𝛿 – declinação solar
N - é o número do dia do ano contado a partir do dia 1 de janeiro.
Além do ângulo de declinação solar, existe um conjunto de ângulos importantes a
serem observados que definem o movimento aparente do Sol em relação a um ponto na
Terra. Esses ângulos são divididos nas coordenadas horizontais e azimutais conforme
ilustrado na Figura 9.
Figura 9 - Conjunto de ângulos que influenciam na incidência solar. [9]
14
Esses ângulos são:

Ângulo de incidência (𝜃): ângulo formado entre os raios do Sol e a normal à
superfície de captação;

Ângulo azimutal da superfície (𝛾): ângulo entre o norte geográfico e a projeção
da reta normal à superfície no plano horizontal. O deslocamento angular é tomado
a partir do norte, sendo positivo no sentido leste e negativo no oeste. Varia entre
−180° 𝑒 180° ;

Ângulo azimutal do Sol (𝛾𝑠 ): ângulo entre o norte geográfico e a projeção do raio
solar no plano horizontal. O deslocamento angular é tomado a partir do norte,
sendo positivo no sentido leste e negativo no oeste. Varia entre −180° 𝑒 180°;

Altura solar (𝛼): ângulo com o vértice no observador e formado pelas semirretas
definidas pela direção do Sol e a projeção da direção do Sol no plano horizontal;

Inclinação da superfície (𝛽): ângulo de menor declive entre a superfície e o plano
vertical. Varia entre 0° 𝑒 90° ;

Ângulo horário solar (𝜔): ângulo diedro com aresta no eixo de rotação da Terra,
formado pelo semiplano que contem o Sol e o semiplano que contem o meridiano
local. Varia entre −180° 𝑒 180°, sendo os valores negativos para o período da
manhã, os positivos para o da tarde e o zero ao meio-dia;

Ângulo zenital (𝜃𝑍 ): ângulo com o vértice no observador e formado pelas
semirretas definidas pela direção do Sol e a vertical (zênite).
A inclinação do eixo da Terra faz com que as posições de nascer e pôr-do-Sol
variem ao longo do ano conforme está demonstrado na Figura 10.
15
Figura 10 – Variação das posições de nascer e pôr-do-Sol ao longo do ano. [10]
Assim, em um dado local, a trajetória aparente do Sol e a sua altura máxima
variam ao longo do ano como pode ser visto na Figura 11.
Figura 11 – Variação da altura máxima do Sol ao longo do ano. [10]
A seguinte expressão relaciona a altura solar com a latitude de um determinado
local 𝜙, a declinação solar 𝛿 e o ângulo horário 𝜔:
𝑠𝑒𝑛(𝛼) = 𝑠𝑒𝑛(𝜙)𝑠𝑒𝑛(𝛿) + cos(𝜙) cos(𝜙)cos(𝜔)
(2)
16
Define-se a duração do dia solar como o intervalo de tempo entre o nascer e o pôrdo-sol. Nesses exatos dois momentos a altura solar (𝛼) é nula e durante esse tempo, o Sol
percorre um ângulo de 2𝜔, de acordo com a Figura 12.
Figura 12 - Distância angular percorrida pelo Sol ao longo de um dia [10]
Pode-se, então, calcular a duração do dia para uma determinada localidade
assumindo-se 𝛼 = 0, na expressão acima, e obtendo-se os ângulos horários para o nascer
e para o pôr-do-sol através da equação simplificada a seguir:
𝜔 = 𝑐𝑜𝑠 −1 (− tan( 𝜙) tan(𝛿))
(3)
Como em 24h, o Sol percorre 360°, ou seja, 15° a cada hora, então é possível se
determinar a duração do dia solar, em horas, através da seguinte equação:
𝐷=2
𝜔
15
(4)
2.4 Efeito fotovoltaico
O efeito fotovoltaico, também denominado de efeito fotoelétrico, representa o
mecanismo de funcionamento de uma célula fotovoltaica. Como será apresentado
17
posteriormente, em sua grande maioria, os módulos fotovoltaicos são compostos de
silício. Este material, durante a produção dos módulos, sofre o processo de dopagem, que
consiste no acréscimo de outros elementos ao material, controlando assim as suas
características elétricas.
Nesse contexto, podemos descrever a composição de uma célula solar fotovoltaica
contendo uma camada fina de silício do tipo N e outra camada de silício mais espessa do
tipo P. A primeiro é feita a partir da dopagem do silício com o fósforo e a segunda é obtida
mediante mesmo processo, mas utilizando o boro ao invés do fósforo. O desenho da
Figura 13 representa esta composição.
Figura 13 - composição da célula solar fotovoltaica [11]
Separadamente, ambas as capas são eletricamente neutras. Mas ao serem unidas,
exatamente na união P-N, gera-se um campo elétrico devido aos elétrons do silício tipo
N que ocupam os vazios da estrutura do silício tipo P. 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 fluem da camada "P" para a camada "N". Por
meio de um condutor externo, conecta-se a camada negativa à positiva. Gera-se assim um
fluxo de elétrons (corrente elétrica) na conexão. [11]
2.5 Células fotovoltaicas
Os semicondutores mais apropriados à conversão da luz solar, como o Silício
Cristalino e os Filmes Finos, são os mais sensíveis, que no caso, geram o maior produto
18
corrente tensão para a luz visível, uma vez que a maior parcela de energia fornecida pelos
raios do sol está dentro da faixa visível do espectro. [12]
Existe todo um processo para que o material semicondutor se transforme
realmente em uma célula fotovoltaica. O que ocorre, de uma maneira geral, é que o
semicondutor deve passar por uma etapa de purificação e, em seguida, por uma etapa de
dopagem, através da introdução de impurezas, dosadas na quantidade certa. [12]
Em relação a produção das células fotovoltaicas, os semicondutores mais
utilizados são o Silício cristalino (c-Si), e os Filmes finos que podem ser classificados em
Silício amorfo hidrogenado (a-Si), entre outras tecnologias, tais como o Telureto de
Cádmio e o Disseleneto de Cobre e Índio.
De acordo com a Figura 14, podemos observar que o c-Si apresenta a maior
participação na produção a nível comercial. Este fato ocorre pois os painéis construídos
a partir deste material apresentam uma maior eficiência de conversão quando comparado
com outros tipos de células fotovoltaicas. No entanto, o custo de produção destes módulos
solares é bastante elevado.
Figura 14 - Participação por tecnologia fotovoltaica no mundo [5]
19
2.6.1 Silício cristalino (c-Si)
2.6.1.1 Silício monocristalino (m-Si)
Hoje em dia, é a tecnologia fotovoltaica mais eficiente, convertendo cerca de 15%
da energia solar em energia elétrica. O m-Si é feito utilizando células cortados a partir de
um único cristal de silício. O processo de fabricação necessários para produzir este
material é complicado, envolvendo altas temperaturas, resultando assim em um custo
ligeiramente mais elevado em relação a outras tecnologias.
2.6.1.2 Silício policristalino (p-Si)
O silício policristalino (p-Si) apresenta menor eficiência de conversão, com a
vantagem de ter um menor custo de produção, já que a perfeição cristalina é menor que
no caso do m-Si, portanto o seu processo de produção é mais simples. Por conta disso,
ele tende a ser ligeiramente menos eficaz, com eficiência média em cerca de 12%.
Figura 15 - Painel Fotovoltaico de Silício Monocristalino (a) e Policristalino (b) [14]
2.6.2 Filmes finos
Os Filmes Finos são uma vertente da tecnologia multicristalina em que o silício é
depositado num processo contínuo em um material de base que dá sua aparência final de
20
um grão fino. É normalmente encapsulado num polímero isolante transparente com uma
tampa de vidro temperado.
2.6.2.1 Silício amorfo hidrogenado (a-Si)
O a-Si possui um baixo custo por conta do seu processo de produção ser realizado
a baixas temperaturas e permitir a utilização de uma vasta gama de substratos, tanto
rígidos quanto flexíveis, o que o torna ideal para superfícies curvas ou aplicações normais.
São mais eficientes sob iluminação artificial ou sob radiação difusa, predominante em
dias nublados.
Ao contrário dos outros tipos de células fotovoltaicas, o a-Si não apresenta
redução na potência com o aumento da temperatura de operação. Apresentando assim,
uma vantagem na sua utilização em países de climas quentes. Esta tecnologia é, contudo,
menos eficiente do que o silício cristalino, com eficiências típicas de cerca de 6%, mas
tende a ser mais fácil e barato de produzir.
2.6.2.2 Outros materiais
Uma série de outros materiais, como o Telureto de Cádmio (CdTe) e Disseleneto
de Cobre e Índio (CIS) estão sendo utilizados para módulos fotovoltaicos. A atratividade
destas tecnologias é que seus materiais podem ser obtidos por processos industriais
relativamente baratos.
A maioria oferece uma eficiência ligeiramente inferior: CIS possui cerca de 1013% de eficiência e CdTe cerca de 8 ou 9%. Uma desvantagem é a utilização de metais
altamente tóxicos. Logo a sua fabricação e seu descarte devem ser cuidadosamente
controlados.
2.7 Sistemas fotovoltaicos (SF)
Segundo a NBR 11704:2008, os Sistemas Fotovoltaicos (SF) classificam-se
quanto à interligação com a rede e a configuração do sistema. A utilização de cada uma
dessas opções vai depender da disponibilidade de recursos energéticos e/ou da aplicação.
21
Quanto a configuração, os sistemas possuem duas classificações: puros ou
híbridos. Além disso, esses sistemas podem ser agrupados em sistemas conectados à rede
elétrica ou representarem sistemas isolados.
Aqueles que utilizam o gerador fotovoltaico como a única fonte de geração de
energia elétrica são os sistemas puros. Já aqueles que realizam uma associação do gerador
fotovoltaico com outros tipos de geradores são os isolados. Como exemplo temos as
turbinas eólicas, o gerador Diesel e módulos fotovoltaicos. Estes sistemas precisam de
algum tipo de controle capaz de integrar os vários geradores, por serem mais complexos,
otimizando assim a operação para o usuário.
2.7.1 Sistemas Isolados (SFVI)
São aqueles que não possuem ligação com a rede de distribuição de energia
elétrica. Dessa forma, por serem isolados, esses sistemas necessitam de um banco de
baterias para armazenar a energia gerada e fornecê-la nos períodos nos quais não há
radiação solar. Os principais componentes desses sistemas são: painel fotovoltaico,
controlador de carga, banco de baterias e inversor, como pode ser visto na Figura 16.
Figura 16 – Sistemas Isolados [9]
Dentre os sistemas isolados existem muitas configurações possíveis. Dessa forma
podemos destacar as mais comuns contendo:
22

Carga CC sem armazenamento de energia: usada no momento da geração por
equipamentos que operam em corrente contínua.

Carga CC com armazenamento de energia: também utilizados por equipamentos
que operam em corrente contínua, mas por conta do armazenamento, independe
se há ou não geração fotovoltaica instantânea.

Carga CA sem armazenamento de energia: é o caso onde o arranjo fotovoltaico é
conectado diretamente ao equipamento ou carga por meio do inversor.

Carga CA com armazenamento de energia: semelhante ao CC com
armazenamento, incluindo o inversor entre a carga e controlador de carga.
2.7.2 Sistemas conectados à rede elétrica (SFCR)
São os sistemas que possuem ligação com a rede de distribuição de energia
elétrica. Por conta da energia gerada ser injetada diretamente na rede não há a necessidade
de banco de baterias nesse caso. Assim, os principais componentes que formam esses
sistemas conectados são basicamente: o painel fotovoltaico e o inversor, nos quais são
somados aos elementos de proteção e de comando. A Figura 17 ilustra o fluxo desde a
geração até a conexão com a rede, onde a tensão contínua vinda dos painéis fotovoltaicos
é convertida no inversor em tensão alternada com a mesma fase, frequência e tensão da
rede elétrica a qual está conectado.
Figura 17 – Sistemas conectados à rede
23
CAPÍTULO 3: COMPONENTES DO SISTEMA FOTOVOLTAICO
3.1 Módulos Fotovoltaicos
Este componente é representado pelo símbolo elétrico da Figura 18.
Figura 18 – Símbolo elétrico de painel fotovoltaico
Os módulos fotovoltaicos são compostos por um conjunto de células solares que
são interconectadas entre si para o fim de transformação da energia proveniente da
radiação solar em Energia Elétrica. As ligações das células estão diretamente relacionadas
ao quanto se deseja de produção de energia, corrente e tensão, que o módulo deva atender
ao projeto de fabricação.
Segundo o CRESESB [5], é importante ter cuidado com a seleção das células a
serem utilizadas pois a incompatibilidade de suas características elétricas pode levar a
módulos de baixa qualidade. Isso ocorre por conta do efeito de descasamento, onde as
células de maior fotocorrente e fotovoltagem dissipam seu excesso de potência nas células
de desempenho inferior. Em consequência, a eficiência global do módulo fotovoltaico é
reduzida.
Portanto, o dimensionamento dos painéis deve ser o mais adequado possível,
levando em consideração quais são as características e fatores que limitam ou amplificam
a taxa de conversão de luz em energia elétrica.
3.1.1 Características Elétricas do Módulo
A potência dos módulos fotovoltaicos é expressa, segundo seus fabricantes, pela
potência de pico, ou seja, a potência máxima que o módulo pode atingir. Normalmente
este parâmetro é expresso na unidade de watt-pico (Wp). No entanto, existem outros
parâmetros que devem ser analisados na hora da escolha do módulo a ser utilizado.
24
3.1.1.1 Tensão de circuito aberto e corrente de curto circuito
A tensão de circuito aberto (𝑉𝑂𝐶 ) é denominada a tensão medida quando não há
corrente elétrica circulando no módulo, por conta da desconexão com qualquer
equipamento. Sendo, portanto, a maior tensão que o módulo pode produzir.
Para as mesmas condições de medição da tensão de circuito aberto, agora, com os
terminais em curto circuito, apresentando tensão nula é possível medir a corrente
denominada de corrente de curto-circuito (𝐼𝑆𝐶 ), na qual representa a máxima corrente que
se pode obter no módulo.
3.1.1.2 Curva característica I x V
A potência realmente produzida pelo módulo pode ser encontrada através da curva
denominada curva característica I x V, em que para cada ponto do produto Corrente x
Tensão representa a potência gerada para aquela condição de operação conforme a Figura
19.
Figura 19 - Curva característica IxV [9]
25
Podemos observar na curva I x V, que não existe geração de potência para as
condições de circuito aberto e curto circuito, já que em cada uma dessas condições a
corrente ou a tensão é igual à zero.
3.1.2 - Fatores que Afetam as Características Elétricas dos Módulos
As principais curvas, a respeito do módulo fotovoltaico, estão associadas a várias
condições operativas, mas as principais são irradiação solar e temperatura de operação.
Na curva da Potência com a Tensão, destaca-se em especial, o denominado ponto
de potência máxima (MPP), do qual se obtêm a tensão no ponto de máxima potência
(𝑉𝑀𝑃𝑃 ) e a corrente no ponto de máxima potência (𝐼𝑀𝑃𝑃 ) conforme ilustrado na Figura
20.
Figura 20 - Curva típica de potência versus tensão para a célula de silício
monocristalino [5]
Tomando como base a explicação do efeito fotoelétrico, pode-se afirmar que o
desempenho dos módulos fotovoltaicos é diretamente influenciado pela intensidade
luminosa e temperatura das células.
26
3.1.2.1 Intensidade luminosa
A corrente de saída da célula fotovoltaica é proporcional à irradiância. Portanto,
conforme esta diminui as curvas IxV vão decrescendo horizontalmente. Isso pode ser
observado na Figura 21 a seguir.
Figura 21 - Efeito causado pela variação da intensidade da luz na curva característica
IxV [9]
3.1.2.2 Temperatura das Células
A variação da temperatura em uma célula fotovoltaica é inversamente proporcional à
tensão de saída da mesma, quanto maior a temperatura, menor a tensão, conforme
ilustrado na Figura 22.
27
Figura 22 - Efeito causado pela temperatura da célula na curva característica IxV [9]
Consequentemente quanto maior a temperatura, menor o ponto de máxima
potência de uma célula fotovoltaica (pontos nas curvas), ou seja, a potência de saída será
menor para maiores temperaturas, já que elas acarretam uma diminuição da tensão de
saída da célula.
3.1.3 Associações dos módulos fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos podem ser conectados em série, paralelo ou em ambos,
conhecida como ligação mista. O conjunto dos arranjos em série, denomina-se como
Fileira ou String, portanto, quando este é ligado em paralelo com outros conjuntos, ocorre
o que chamamos de ligação mista.
Na ligação em série, o terminal positivo de um módulo fotovoltaico é conectado
ao terminal negativo de outro módulo e assim por diante. Portanto, quando conectado em
série dispositivos idênticos, as tensões são somadas e a corrente elétrica não é alterada.
Esta conexão é ilustrada na Figura 23.
28
Figura 23 – associação em série [16]
Na conexão em paralelo, os terminais dos dispositivos são interligados entre si,
assim como os terminais negativos. Logo, os módulos fotovoltaicos idênticos submetidos
essa ligação, apresentam as correntes somadas e a tensão inalterada. A Figura 24
exemplifica este tipo de conexão.
Figura 24 – associação em paralelo [16]
O que ocorre quando formamos os Arranjos fotovoltaicos, é a associação mista
dos módulos. Dessa forma, conseguem-se valores mais elevados de corrente e tensão. Um
exemplo dessa conexão pode ser observada na Figura 25.
29
Figura 25 – Associação mista - Adaptado [15]
3.2 Inversor
O Inversor é representado pelo símbolo elétrico conforme a Figura 26.
Figura 26 – Símbolo elétrico do Inversor
O uso de um inversor, ou conversor CC-CA, é preciso, uma vez que os módulos
solares fotovoltaicos geram energia em corrente contínua, a fim de que possa se converter
a corrente para alternada, permitindo, assim, a interconexão com a rede.
Há dois tipos de inversores, basicamente: os inversores de rede e os inversores
autônomos. O primeiro é voltado para o sistema conectado à rede, enquanto o segundo é
voltado para sistemas autônomos, sendo então cada um deles empregado em um tipo de
configuração do sistema.
A transferência da energia produzida diretamente ao quadro de distribuição de
força do local é realizada pelos inversores de rede, conhecidos também como Grid-Tie
ou Grid-Conected. No caso da geração distribuída, a energia produzida será injetada e
utilizada enquanto houver luz solar. Porém, se a energia produzida pelos painéis não for
30
suficiente para alimentar as cargas do sistema, elas irão buscar a diferença na rede de
distribuição. Mesmo assim, caso a carga não seja capaz de consumir toda energia
produzida, a excedente será então injetada na rede.
Já no caso dos sistemas autônomos, como estes utilizam os inversores autônomos,
geralmente possuem um banco de baterias nos quais a energia produzida pelos módulos
fotovoltaicos é armazenada. Desta forma, estes inversores além da conversão CC-CA
necessitam de proteção contra uma grande descarga da bateria e tolerar flutuações de
tensão das mesmas.
Segundo RUTHER [13], para os inversores, a vida útil não acompanha a dos
módulos fotovoltaicos, além da operação geralmente não demonstrar falhas de 10 até 12
anos de uso. As manutenções serão usualmente necessárias após esse período, além de
que é recomendado que o local de instalação seja ventilado e limpo, a fim de dissipar o
calor gerado na conversão de energia na forma de corrente alternada.
3.2.1 Seguidor do Ponto de Máxima Potência (MPPT)
Durante o dia, o arranjo fotovoltaico é submetido a diferentes níveis de radiação
e de temperatura e observa-se que o ponto de máxima potência varia dentro de uma faixa.
Para otimização do ponto de operação, onde é possível aumentar o rendimento da geração,
utiliza-se um sistema de controle eletrônico, chamados de MPPT - Maximum Power Point
Tracker, que opera de modo a regular a tensão e corrente de operação do arranjo
fotovoltaico, a fim de obter o máximo do produto I x V.
Os principais inversores utilizados para a conexão de plantas solares ao sistema
elétrico são os do tipo Grid Tie. Estes inversores são equipados com a função MPPT
capaz de obter a máxima potência possível dos painéis solares comandados por ele, bem
como com a função de sincronismo, responsável por realizar o sincronismo da usina com
a rede elétrica. [17]
3.3 Transformador
Basicamente, um transformador consiste em dois ou mais enrolamentos acoplados
por meio de um fluxo magnético comum. Tomando um destes enrolamentos, como o
31
primário e conectando-o a uma fonte de tensão alternada, será produzido um fluxo
magnético que irá induzir uma tensão no enrolamento secundário, cujo valor dependerá
da magnitude do fluxo, da frequência da fonte utilizada e do número de espiras. De acordo
com a determinação do número de espiras do enrolamento primário e secundário, é
possível obter a relação de tensão desejada.
A conexão de transformadores em paralelo é frequentemente utilizada em banco
trifásico de transformadores. Com o aumento da demanda de uma certa carga, a potência
aparente da unidade transformadora pode ser aumentada com a adição de novos
transformadores em paralelo. A conexão em paralelo garante uma melhor continuidade
no serviço uma vez que um módulo pode suprir a demanda de um transformador
danificado.
O principal problema encontrado na conexão paralela é o modo em que a potência
se distribui pelas diversas unidades conectadas. A situação ideal é aquela em que todos
os transformadores conectados possuem as mesmas características e dessa forma a
potência se distribuiria igualmente pelos transformadores.
O transformador elevador, em um sistema fotovoltaico, possui o trabalho de elevar
a tensão elétrica do gerador fotovoltaico ao nível da tensão elétrica da rede. Porém, o
acoplamento de um transformador ao sistema inversor implica em perdas ôhmicas e
magnéticas reduzindo a eficiência do sistema.
3.4 Proteção, controle e outros sistemas auxiliares
3.4.1 Disjuntores e Fusíveis de fileira
Disjuntores são equipamentos de manobra cujo objetivo é de estabelecer,
conduzir, interromper e suportar correntes elétricas sob sua tensão máxima de rede nas
condições normais de serviço (por exemplo, para conectar ou desligar uma linha em uma
rede elétrica) e nas condições anormais especificadas (em especial para eliminar um
curto-circuito ou as consequências de um raio) [18].
Esses dispositivos eletromecânicos são essenciais em qualquer sistema elétrico,
seja uma simples instalação residencial ou um sistema de grande porte como subestações
e redes de transmissão.
32
Certas características são comuns a todos os tipos de disjuntores,
independentemente das classes de corrente e tensão para as quais foram projetados,
embora os detalhes variem significativamente de acordo com essas classificações.
O fusível de fileira, concebido para funcionar em corrente contínua, é um
componente de proteção que tem a finalidade de proteger a série fotovoltaica do fluxo de
corrente reversa de um conjunto série com tensão maior para um com tensão menor.
Portanto, os fusíveis devem ser colocados na saída de cada série tanto no polo positivo
quando no polo negativo.
Na Figura 27, pode ser observado em vermelho com formato retangular, os
fusíveis de fileira aplicados ao circuito do arranjo fotovoltaico.
Figura 27 – Díodos de bloqueio das fileiras, fusíveis de fileira e caixas de junção do
gerador [6]
3.4.2 Diodos de desvio (By-Pass) e de Bloqueio
O diodo de desvio (by-pass) é utilizado no circuito fotovoltaico para evitar a
ocorrência dos “pontos quentes”, limitando assim, a dissipação de potência no conjunto
de células sombreadas. Com isso, a perda de energia e o risco de danificar o módulo são
reduzidos [9].
33
Geralmente, dentro da caixa de conexão, o diodo de By-Pass, é conectado em
antiparalelo com um conjunto de células em série, entre 15 e 30 células para cada diodo.
Assim, o diodo deve suportar em operação permanente, a mesma corrente das células
A proteção ocorre porque, com o diodo de desvio, a máxima potência dissipada
sobre uma das células seria a potência do conjunto que o diodo envolve.
A Figura 28, a seguir, serve para auxiliar a compreensão de um diodo de desvio
em operação. Os módulos fotovoltaicos já incluem, na sua grande maioria, um ou mais
destes dispositivos, evitando que o mesmo tenha que ser considerado na hora do projeto.
Figura 28 – Operação de um diodo de desvio [9]
Outro componente de proteção utilizado em conexões de módulos fotovoltaicos é
o diodo de bloqueio, que similar ao fusível de fileira, também impede o fluxo de corrente
de um conjunto de painéis conectados em série com tensão maior para um com tensão
menor. Assim, cada diodo deve suportar pelo menos a corrente de curto-circuito
produzida e também suportar uma tensão reversa de pelo menos duas vezes a tensão de
circuito aberto de todo arranjo.
Em sistemas que utilizam armazenamento, o diodo de bloqueio também pode ser
utilizado para impedir descargas noturnas das baterias, pois a noite os módulos podem
conduzir uma corrente reversa, que apesar de pequena, contribui para a descarga das
baterias. [9]
34
3.4.3 Aterramento e Sistema de Proteção Contra Descarga Atmosférica
O sistema de aterramento elétrico fornece um caminho de baixa resistência de um
ponto aterrado no sistema para o chão, onde a carga elétrica pode ser dissipada com
segurança. O aterramento é uma medida preventiva importante e deve ser incluída no
projeto de um Sistema Fotovoltaico de forma a evitar condições perigosas para as pessoas
e para os componentes do sistema.
Em Sistemas Fotovoltaicos é necessário fazer-se o aterramento dos equipamentos
(conexão da carcaça dos equipamentos ao Terra) e o aterramento do sistema (conexão do
circuito elétrico ao Terra, geralmente através da linha de polaridade negativa), com o
objetivo de impedir riscos de choques elétricos, estabilizar a tensão do sistema e proteger
os equipamentos de correntes excessivas, decorrentes de uma falha [5].
As descargas atmosféricas quando ocorrem próximas de uma estrutura capaz de
sofrer uma indução eletromagnética, pode gerar uma sobretensão no sistema,
representando assim um perigo para os equipamentos elétricos e pessoas que estejam
perto do local. No entanto, os efeitos causados por estas descargas podem ser
minimizados com a utilização dos dispositivos de proteção contra surtos (DPS).
Normalmente, os DPS são necessários nos lados CC e CA dos sistemas
fotovoltaicos. No entanto, sua funcionalidade pode estar contida nos inversores mais
modernos. Nestes casos, a instalação deste dispositivo fica a critério do responsável pelo
projeto.
Tanto o uso dos DPS e do sistema de aterramento não são itens obrigatórios para
conexão junto a concessionária Light SESA e, além disso, também encarece o projeto,
porém são itens de segurança importantes para evitar acidentes e danos de equipamentos
no uso do SFCR. A respeito da instalação do DPS, no Brasil, existe a norma Norma NBR
5410.
3.4.4 Sistema de Fixação
O suporte do módulo fotovoltaico tem como função posicioná-lo de maneira
estável. Além disso, ele deve assegurar a ventilação adequada, permitindo dissipar o calor
que normalmente é produzido devido à ação dos raios solares. Isto é importante porque,
conforme visto, a eficiência das células diminui com a elevação da temperatura.
35
O sistema de fixação deve ser concebido para adaptar-se ao terreno local. E com
isso, fornecer uma estrutura rígida com formato adequado para dar suporte a orientação e
inclinação dos painéis fotovoltaicos a serem instalados. Tudo isso, a fim de garantir a
máxima captação da luz solar e garantir uma resistência mecânica contra os ventos fortes.
3.4.5 Sistema de Conexões e Cabeamento
Um número considerável de conexões elétricas é necessário para conectar
módulos, arranjos, fileiras, inversores, baterias e qualquer outro dispositivo intermediário,
podendo inclusive utilizar cabos com comprimentos consideráveis. Deve-se atentar para
a utilização de cabos e conexões seguras evitando falhas, perdas e acidentes.
Em um SFCR, o cabeamento pode ser dividido em lado CC e lado CA. No
primeiro são necessários apenas cabos individuais com apenas um núcleo cada. Após o
inversor, lado CA, o cabeamento terá três cabos individuais de núcleo único em caso de
ligação monofásica e cinco em caso de ligação de trifásica (3 fases, o neutro e o terra).
36
CAPÍTULO
4:
ASPECTOS
REGULATÓRIOS
DA
GERAÇÃO
FOTOVOLTAICA NO BRASIL
Nos últimos anos, o Brasil teve muitos desenvolvimentos políticos por conto de
sua mudança de foco em direção aos recursos renovável para a geração de energia elétrica.
No entanto, poucos incentivos e mecanismos de regulação têm sido desenvolvidos para
estimular o uso da tecnologia fotovoltaica. As políticas e regulamentações mais
importantes que ocorreram no país a respeito desta tecnologia são destacados a seguir:

Resolução normativa Nº 482, torna possível para todos os produtores de micro
geração e de mini geração distribuída o acesso aos sistemas de distribuição de
energia. Este regulamento também permite que as empresas de energia solar que
produzirem um máximo de 30 MW, possam ser elegíveis para a redução de tarifas
para a utilização da transmissão e rede de distribuição;

Resolução normativa Nº 481, concede sistemas fotovoltaicos com capacidade de
1 a 30 MW que começar a operar até 2017 com um desconto de 80% nas tarifas
de transmissão e distribuição para 10 anos, e 50% nos anos subsequentes.

Decreto 3827/01 estabeleceu que os impostos incidentes sobre os módulos
fotovoltaicos seriam reduzidos para 0%;

O Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE) é um programa nacional através do
qual cada sistema fotovoltaico utilizado no Brasil tem que passar por um processo
de aprovação, realizado pelo INMETRO. Portanto, não é permitido que nenhum
sistema seja utilizado no país sem que esteja aprovado. Além disso, os
equipamento utilizados necessitam serem rotulados pelo PBE incluindo: módulos
fotovoltaicos, inversores, controladores de carga, baterias e pilhas;
O estudo realizado pela referência [19], levanta alguns avanços significativos que
ocorreram na normatização brasileira, pela criação das seguintes normas:

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;
37

ABNT NBR 16274:2014 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede — Requisitos
mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação
de desempenho;

ABNT NBR IEC 62116:2012 - Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para
inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica;
Qualquer projeto de geração de energia elétrica deve atender os requisitos
impostos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), para que seja garantida a
segurança e a qualidade da energia elétrica.
Segundo a lei nº 9.074, a implantação de usinas termoelétricas de potência igual
ou inferior a 5.000 kW está dispensada de concessão, permissão ou autorização, devendo
apenas ser comunicada ao poder concedente. Apesar de não haver menção a usinas
fotovoltaicas, a regulamentação trata de usinas termelétricas e de outras fontes
alternativas de energia, e contém os procedimentos para registro de centrais geradoras
com capacidade instalada reduzida, que são definidas como usinas com potência até 5.000
kW segundo a Resolução Normativa nº 390 da ANEEL.
Esta regulamentação inclui um formulário específico para o registro de usinas
solares fotovoltaicas. Ela também exige que seja apresentada a Licença Ambiental
necessária ao início da operação da central geradora. Além disso, ela garante
comercialização de energia e o livre acesso às instalações de distribuição e de
transmissão, nos termos da legislação vigente.
4.1 Obstáculos regulatórios
Não existe regra geral a respeito do tema que padronize de alguma forma os
procedimentos a serem adotados na conexão à rede local de distribuição. Assim, cada
distribuidora analisa os pedidos de acesso de acordo com procedimentos próprios, que de
uma forma geral são elaborados privilegiando a prudência em relação a eventuais
prejuízos que o gerador possa provocar à rede e aos consumidores a ela conectados. O
resultado em geral são procedimentos e exigências por demais complexos e custosos para
empreendimentos nesta faixa de potência. [20]
38
A exigência de licença ambiental, sem maiores qualificações, pode constituir
obstáculo especialmente no caso de usinas de menor porte. A questão é que não existe
um limite inferior a partir do qual o procedimento de licenciamento poderia ser
simplificado, ou mesmo, dependendo do caso, dispensado. Com isso, as exigências
acabam sendo estabelecidas pela legislação estadual ou municipal. Isto impede, por
exemplo, que o fabricante ou instalador do equipamento possa de alguma forma
responsabilizar-se pelo eventual licenciamento, uma vez que para fazê-lo necessitaria
conhecer as regras de cada local. [20]
4.2 Requisitos de Acesso de Centrais Geradoras
O PRODIST, da ANEEL, é o instrumento regulatório que normatiza e padroniza
as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de
distribuição de energia elétrica. Seu conjunto de regras visa subsidiar os agentes e
consumidores do sistema elétrico nacional na identificação e classificação de suas
necessidades para o acesso ao sistema de distribuição.
Portanto, quanto a requisitos técnicos de conexão, o projeto deve atender às regras
do PRODIST, referentes ao módulo 3 que trata das condições de acesso, compreendendo
a conexão ao sistema de distribuição definindo critérios técnicos e operacionais, os
requisitos do projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão dos
acessantes.
Na seção 3.3 do PRODIST, para efeito de acesso e estabelecimento das proteções
mínimas necessárias para o ponto de conexão de centrais geradoras, são consideradas as
faixas de potência indicadas na Tabela 1.
Tabela 1 – Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras PRODIST- ANEEL [21]
Potência Instalada
< 10 kW
10 a 75 kW
76 a 150 kW
151 a 500 kW
501 kW a 10 MW
11 a 30 MW
> 30 MW
Nível de Tensão de Conexão
Baixa Tensão (monofásico)
Baixa Tensão (trifásico)
Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão
Média Tensão / Alta Tensão
Média Tensão / Alta Tensão
Alta Tensão
Os requisitos mínimos de proteção do ponto de conexão da central geradora,
segundo o PRODIST são apresentados na Tabela 2.
39
Tabela 2 – Proteções mínimas em função da potência instalada - PRODIST- ANEEL
Adaptado [21]
Potência Instalada
EQUIPAMENTO
< 10 kW
10 kW a
500 kW
> 500 kW ***
Elemento de desconexão *
Elemento de interrupção **
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Transformador de
acoplamento
Não
Sim
Sim
Proteção de sub e
sobre tensão
Sim
Sim
Sim
Proteção de sub e
sobre frequência
Sim
Sim
Sim
Proteção contra
desequilíbrio de corrente
Proteção contra desbalanço
de tensão
Não
Não
Sim
Não
Não
Sim
Sobre corrente direcional
Não
Não
Sim
Sobre corrente com restrição
de tensão
Não
Não
Sim
* Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão
da central geradora durante manutenção em seu sistema.
** Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou
proteção.
*** Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do transformador de
acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub e de sobretensão nos
secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.
De forma específica para SFCR, alguns itens dos requisitos mínimos, destacados
na Tabela 2, são esclarecidos a seguir, confirmando assim o fato de que esse tipo de
tecnologia é muito vantajosa em relação a outras fontes pelas suas facilidades de
instalação:

Elemento de desconexão: conhecida como Dispositivo de Seccionamento Visível
(DSV), é a chave seccionadora sobre a carga, deve ser instalada em local visível
e acessível a concessionária;

Elementos de Interrupção: representa um dispositivo de interrupção, sendo,
normalmente, um disjuntor ou fusível adequado. Os inversores utilizados em
40
usinas fotovoltaicos conectadas à rede, geralmente, possuem este elemento de
interrupção, atendendo assim ao requisito mínimo de proteção;
Os inversores utilizados em usinas fotovoltaicas conectadas à rede, atendem os
requisitos mínimos de proteção por possuírem uma série de funcionalidades que
simplificam bastante a instalação das plantas, tais como:

Proteção de sub e sobre frequência: caso ocorra essa anormalidade na rede
elétrica, o inversor isola a conexão com a rede e inibe o ligamento. Portanto, o
religamento só ocorre quando a anomalia é dissipada e os parâmetros elétricos são
reestabelecidos.

Proteção de sub e sobre tensão: como no caso anterior, o inversor isola a conexão
com a rede e inibe o religamento até que a tensão e outros parâmetros elétricos se
regularizem.

Anti-ilhamento e relé de sincronismo: o inversor emula a tensão da rede, definindo
assim a frequência de comutação interna, com o intuito de maximizar a produção
dos arranjos fotovoltaicos. Com isso, o inversor sempre está em sincronismo e
uma vez que a referência de tensão sai dos parâmetros estabelecidos, o inversor
isola o circuito da planta e da rede, interrompendo a produção. Assim, a
sincronização e religamento do sistema são feitos de forma automática, assim que
o inversor reúne condições operacionais para o religamento.
Com todas essas funcionalidades, portanto, o inversor controla a qualidade de
energia injetada na rede. Os valores de referência das grandezas elétricas deste
equipamento são estipuladas por normas e testes em laboratórios que os certificam.
41
CAPÍTULO 5: O PROJETO
5.1 Introdução
Este Capítulo visa desenvolver o projeto de um sistema fotovoltaico. Dessa forma,
inicialmente será feito uma breve análise de seu espaço físico, no qual será mensurado o
nível de radiação solar incidente próximo ao local.
Em seguida, será apresentado o dimensionamento dos componentes do sistema,
tais como módulos fotovoltaicos, caixas de conexão, escolha dos inversores, quadros de
conexão e transformador, por exemplo. Na Figura 29, pode ser observado um breve
resumo representando os equipamentos a serem utilizados em dois casos que serão
discorridos posteriormente.
=~
QGBT
CASO A
Rede de
Transmissão
36
4 Quadros de
inversores
baixa tensão
(QGBT)
18000 painéis 72 Caixas de
solares
4
Transformadores
(conexão em
paralelo)
1 Cubículo de
controle
Média Tensão
CASO B
8 inversores
1 Quadro de
baixa tensão
(QGBT)
1 Transformador
Figura 29 – Resumo dos componentes a serem dimensionados
5.2 Avaliação do espaço fisico da instalação
Conforme discutido, o terreno está localizado nas proximidades rurais do bairro
de Nova Iguaçu no Rio de Janeiro, nas presentes cordenadas 22°40'24.9" S 43°30'58.8"
O. O local apresenta uma área total de aproximadamente 51 mil metros quadrados,
calculado através da ferramenta Google Earth Pro conforme demonstrado na Figuras 30.
42
Figura 30 – Cálculo da área total através do Google Earth Pro
5.3 Avaliação do potencial energético solar
É necessário fazer uma avaliação do potencial energético solar, que constitui em
buscar a quantidade de radiação solar incidente sobre o painel fotovoltaico de forma que
se possa calcular a energia gerada.
5.3.1 Níveis de Irradiação próximos do local
Uma forma bastante conveniente de se expressar o valor acumulado de energia
solar ao longo de um dia é através do número de Horas de Sol Pleno (HSP). Esta grandeza
reflete o número de horas em que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1
kWh/m² de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada para o
dia e local em questão. [5]
Para obter-se a irradiação do local é utilizado a ferramenta SunData, fornecida
pelo CRESESB e disponibilizada na internet [22]. De acordo com o ponto de interesse
informado, o programa fornece os dados de irradiação incidente no plano inclinado
convertidos para o seu valor médio diário em kW/m².dia, utilizando o valor numérico
HSP.
Dessa forma, ao inserirmos no SunData as coordenadas, descritas no item 5.2, do
terreno em Nova Iguaçu, é possível obter os valores de irradiação solar, em kWh/m².dia
correspondentes às diárias médias mensais para os 12 meses do ano para três cidades mais
próximas.
43
O programa retorna valores para três regiões distintas: Penha (distante 28,2 km),
Santa Cruz (distante 31 km) e Vassouras (distante 34 km). Na Figura 31, é possível
observar estas regiões, representadas pelo marco em vermelho e o terreno como ponto de
interesse, no marco verde.
Figura 31 - Posição da área do projeto em relação as estações de medição de
irradiação
Os valores de irradiação retornados pelo SunData, para as 3 estações de medição,
considerando a inclinação de 23º conforme a latitude local, são apresentados na Tabela 3.
44
Tabela 3 – Dados de radiação diária média mensal em kWh/m2dia das cidades mais
próximas ao terreno em Nova Iguaçu [22]
Irradiação solar diária média
mensal [kWh/m2.dia]
Jan.
Fev.
Mar.
Abr.
Mai.
Jun.
Jul.
Ago.
Set.
Out.
Nov.
Penha Santa Cruz Vassouras
4,89
4,83
5,1
5,43
5,08
5,4
5,24
5,14
5,29
4,73
4,86
4,66
4,84
4,79
4,75
4,4
4,26
4,29
4,57
4,27
4,91
5,07
4,9
4,86
4,67
4,74
4,37
4,78
4,74
4,74
4,95
4,75
4,75
Dez.
4,99
5,03
4,91
Média
4,88
4,78
4,83
Delta
1,03
0,87
1,11
Para estimar o nível de radiação em Nova Iguaçu, formou-se um plano a partir dos
dados das três cidades mais próximas, onde cada uma dessas cidades representa um ponto
inserido num sistema de coordenadas definido pela latitude, longitude e pela radiação
diária mensal, num determinado mês.
A partir da obtenção desse plano, gerado com os valores das coordenadas das
localidades sugeridas pelo CRESESB, é possível que seja conhecida a coordenada da
radiação em Nova Iguaçu, uma vez que são dadas sua latitude e sua longitude.
Assim, os pontos a seguir representam a métrica das coordenadas de posição:
Santa Cruz: 𝑃𝑆𝐶,𝑖 = (634187.3031 , 7466945.15225 , 𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 )
Vassouras: 𝑃𝑉𝐴,𝑖 = (637676.792426 , 7522276.57038 , 𝑅𝑎𝑑𝑉𝐴,𝑖 )
Penha: 𝑃𝑃𝐸,𝑖 = (676752.216179 , 7477581.6887 , 𝑅𝑎𝑑𝑃𝐸,𝑖 )
Nova Iguaçu: 𝑃𝑁𝐼 = (652418.433518 , 7491841.17986 , 𝑅𝑎𝑑𝑁𝐼,𝑖 )
O índice i representa o mês em que foi obtido o dado de radiação. Tomando como
origem Santa Cruz, os vetores 𝑢
⃑ e 𝑣 foram definidos da seguinte forma:
𝑢
⃑ = 𝑃𝑃𝐸,𝑖 − 𝑃𝑆𝐶,𝑖 = (42564.913079 , 10636.53645 , 𝑅𝑎𝑑𝑃𝐸,𝑖 − 𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 )
𝑣 = 𝑃𝑉𝐴,𝑖 − 𝑃𝑆𝐶,𝑖 = (3489.489326 , 55331.41813 , 𝑅𝑎𝑑𝑉𝐴,𝑖 − 𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 )
45
Logo, de posse dos vetores 𝑢
⃑ e 𝑣 , é possível calcular a normal (𝑛⃑) do plano através
do produto vetorial 𝑢
⃑ 𝑥 𝑣 , ou seja, calculando a determinante da matriz abaixo:
𝑖
𝑛⃑ = 𝑢
⃑ 𝑥 𝑣 = |42564.913079
3489.489326
𝑗
10636.53645
55331.41813
𝑘⃑
𝑅𝑎𝑑𝑃𝐸,𝑖 − 𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 |
𝑅𝑎𝑑𝑉𝐴,𝑖 − 𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖
𝑛⃑ = (10636.53645 ∙ 𝑅𝑎𝑑𝑉𝐴,𝑖 − 55331.41813 ∙ 𝑅𝑎𝑑𝑃𝐸,𝑖 + 44694,88168 ∙
𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 ) ∙ 𝑖 + (3489.489326 ∙ 𝑅𝑎𝑑𝑃𝐸,𝑖 − 42564.913079 ∙ 𝑅𝑎𝑑𝑉𝐴,𝑖 + 39075.423753 ∙
𝑅𝑎𝑑𝑆𝐶,𝑖 ) ∙ 𝑗 + (2318060922.83337) ∙ 𝑘⃑
Utilizando os valores de radiação diários, presentes na Tabela 3, das cidades de
Santa Cruz, Penha e Vassouras é possível calcular os valores da normal (𝑛⃑) por mês. Esses
valores são mostrados na Tabela 4 a seguir.
Tabela 4 - Valor do vetor normal para cada mês do ano
Jan.
Fev.
Mar.
Abr.
Mai.
Jun.
Jul.
Ago.
Set.
Out.
Nov.
i
-448,02
-15962,30
-3937,66
5065,78
-3192,03
-7427,30
-9792,04
-9831,80
-62,32
-2213,26
-11066,28
Dez.
936,87
Vetor Normal
j
k
-11283,16
2318060922,83
-12399,45
2318060922,83
-6035,79
2318060922,83
8059,35
2318060922,83
1877,07
2318060922,83
-788,42
2318060922,83
-26194,70
2318060922,83
2295,81
2318060922,83
15504,75
2318060922,83
139,58
2318060922,83
697,90
2318060922,83
4968,21
2318060922,83
O plano das radiações pode ser definido pela equação 𝑃𝑖 ∙ 𝑛⃑ = 𝑃𝑆𝐶 ∙ 𝑛⃑, onde 𝑃𝑖 é
um ponto genérico, em uma localidade qualquer. Assim, para se obter os dados de
irradiação no terreno em Nova Iguaçu, basta considerar 𝑃𝑖 = 𝑃𝑁𝐼,𝑖 .
Dessa forma, os valores de radiação diária média mensal em kWh/m², calculados
mês a mês, são apresentados na Tabela 5.
46
Tabela 5 - Radiação diária média mensal em kWh/m².dia em Nova Iguaçu.
Jan.
4,88
Fev.
5,41
Média
Irradiação solar diária média mensal (kWh/m2.dia) em Nova Iguaçu
Mar. Abr.
Mai.
Jun.
Jul.
Ago.
Set.
Out.
Nov.
5,22
4,77
4,8
4,37
4,68
4,99
4,62
4,76
4,85
Dez.
4,96
4,86
5.4 Dimensionamento da instalação
5.4.1 Painel solar
Dentre os diversos tipos e modelos de painéis solares no mercado, foram
levantados alguns que apresentam um maior destaque pela sua eficiência e economia. A
Tabela 6 retrata os módulos considerados e algumas de suas características, os valores
pesquisados foram extraídos das referências [23] e [24].
Tabela 6 - Modelos fotovoltaicos considerados [23] e [24]
Fabricante
Modelo
Area (m²)
Potência (W)
Potência (Wp/m²)
Preço (US$/Wp)
Shandong Hilight Solar
HSPV235WP-54M
1,4682
235
160,06
0,53
Talesun
TP660P-235
1,6236
235
144,74
0,75
Canadian Solar
CS6P-235PX
1,6085
235
146,10
0,81
Kyocera
KD315GX-LPB
2,1938
315
143,58
1,19
Devido ao baixo custo e boa eficiência do módulo, será escolhido o painel
fotovoltaico do fabricante chinês Shandong Hilight Solar, modelo HSPV235WP-54M,
fabricado com células fotovoltaicas de silício monocristalino. Cada unidade possui 54
células agrupadas, assumindo as dimensões de 1480 mm de comprimento, 992 mm de
largura e 40 mm de espessura.
47
Figura 32 – Placa HSPV235WP-54M do fabricante Shandong Hilight Solar [23]
Esse modelo possui 235Wp (STC – AM 1.5, 1000W/m² e 25 ºC de Temperatura
de operação). A caixa de conexão no lado traseiro da placa está equipada com diodos bypass, que eliminam o risco de sobreaquecimento individual de cada célula. Para proteger
contra condições climáticas mais severas, as células estão condicionadas entre uma
cobertura de vidro reforçado e uma película de EVA.
Todos os dados técnicos do painel, fornecidos pelo fabricante, podem ser
observados no Anexo II. A Tabela 7 a seguir apresenta as informações principais
utilizadas durante o estudo.
Tabela 7 – Dados principais do painel HSPV235WP-54M [23]
Modelo
Dimensões
HSPV235WP-54M
992 x 1480 x 40 mm
Potência Máxima (Pmax)
235 W
Tensão Máxima (Vmp)
27.2 V
Corrente Máxima (Imp)
8.64 A
Tensão de Circuito Aberto (Voc)
33 V
Corrente de Curto circuito (Ioc)
9.37 A
5.4.2 Arranjo dos painéis
A escolha da quantidade de painéis a serem dispostos em série foi baseada no
limite de operação dos inversores, que possuem uma tensão de saída máxima de 1000 V
e uma tensão máxima de MPPT de 820 V. Além disso, foi considerado o limite do espaço
físico em que cada Fileira poderia ocupar de modo a se adaptar da melhor forma com o
relevo local.
Desse modo, para o projeto foi considerado o agrupamento de 25 módulos
fotovoltaicos em série, formando uma Fileira. Assim, conforme discutido na seção 3.1.3
48
a tensão do grupo será a soma da tensão de cada placa, 25 x 27.2V = 680 V. A Figura 33
representa o esquema de ligações de cada placa em série.
Figura 33 – conexão em série dos painéis fotovoltaicos
Um conjunto de 10 grupos de 25 placas conectadas em série são conectadas em
paralelo formando assim um arranjo de 250 placas, que possuirá uma corrente total de 10
x 8,64 = 86,4A. Na Figura 34, pode ser observada a proporção do tamanho de um grupo
de painéis ligados em serie em relação ao Arranjo final.
A escolha de apenas 10 conexões em paralelos foi fundamentada pela inclinação
do terreno, conforme pode ser observado no Anexo I, o relevo do local é variado, portanto,
um número maior de conexões iria dificultar a implementação de Arranjos maiores. Além
disso, também foi levado em conta o limite de corrente de entrada na Caixa de Controle
de 160 A, como também o limite para os inversores, de 380 A e 250 A. Estes valores
serem detalhados no item 5.4.7.
49
Figura 34 – Representação do arranjo fotovoltaico
Além disso, é possível observar, na Figura 34, que serão ao todo 50 módulos
presentes no eixo x e 5 módulos no eixo y. Portanto, levando em consideração as
dimensões de cada módulo, apresentas na Tabela 8, cada Arranjo terá 0,992 m x 50 =
49,6 m de comprimento e 1,48 m x 5 = 7,4 m de largura. Apresentando uma potência
instalada de 250 x 235 W = 58750 Wp, uma tensão de 680 V e uma corrente de 86,4A.
Tabela 8 - Memória de Cálculo das grandezas do Arranjo fotovoltaico
Eixo x
Eixo y
Potência (Wp)
Tensão (V)
Corrente (A)
Módulo
Dimensões (m) Quantidade
0,992
50
1,48
5
Área (m2)
1,47
Arranjo
Dimensões (m)
49,6
7,4
Área (m2)
367,04
Módulo
235
27,2
8,64
Arranjo
58.750
680
86,4
50
5.4.3 Estrutura de apoio dos módulos
Normalmente estruturas metálicas são utilizadas para a fixação dos módulos no
solo. Na Figura 35 são apresentado exemplos desse tipo de fixação dos módulos
fotovoltaicos, cujas vantagens e desvantagens, segundo [9], são destacadas abaixo:
Vantagens:

Forma mais clássica quando o número de módulos é muito grande

Estrutura mais robusta

Mínima influência do vento

Grande facilidade de montagem e manutenção
Desvantagens:

Montagem acessível, facilitando a possibilidade de danos

Maior probabilidade de ser atingido por sombras

Cabos de interconexão longos
Figura 35 – Exemplos de fixação de módulos fotovoltaicos no solo [25]
Para realizar a modelagem do arranjo foi considerada como exemplo a estrutura
de fixação (b), apresenta na Figura 35, produzida pela empresa ARI Metal. Assim, foi
desenhada uma estrutura de suporte com 14 apoios espaçados de 7,2 m entre si e distância
mínima do solo de 500 mm. Tal armação pode ser observada na Figura 36.
51
Figura 36 – Arranjo fotovoltaico e estrutura de fixação projetados
5.4.4 Inclinação e Distância entre os arranjos
Quando se planeja a instalação de um sistema de geração de energia elétrica
fotovoltaica, os módulos fixos são posicionados com uma inclinação que otimize a
geração de energia anual, a fim de obter-se a maior quantidade de irradiação possível, e
ao mesmo tempo sem causar sombreamento nos módulos vizinhos.
Geralmente, no hemisfério sul, utiliza-se a inclinação dos módulos com o valor da
latitude local apontado para o Norte verdadeiro, pois dessa forma, os raios solares terão
incidência perpendicular ao plano do gerador fotovoltaico. Entretanto, esta inclinação
causa um sombreamento na parte de trás dos arranjos. Logo, a distância projetada entre
os arranjos deve ser maior ou igual a sombra projetada.
Assim, esse espaçamento a ser calculado representa a distância entre o início do
arranjo e o fim da sombra projetada por este mesmo no solstício de inverno. Isto porque
é nesta época do ano em que o sol se encontra mais ao norte da linha do equador,
projetando as maiores sombras.
Dessa forma, para calcular a sombra projetada, primeiramente foi calculado a
declinação solar e a altura solar. Para o projeto foi utilizado o dia 21 de junho que
corresponde ao solstício e inverno no hemisfério sul, onde o Sol apresenta a menor altura
solar e o período de Sol mais curto.
Portanto, utilizando N = 172, que representa o dia 21 de junho, na formula (1),
obtém-se a Declinação Solar (𝛿) igual a 23,4497828°.
52
𝛿 = 23,45 ∗ 𝑠𝑒𝑛 [
360
∗ (284 + 172)] = 23,4497828°
365
Agora, aplicando este valor calculado em conjunto com o 𝜔 = 0 (meio dia) e 𝜙 =
- 22,673574° (latitude local) na formula (2) apresentada na seção 2.3, é possível calcular
a altura solar: 𝛼 = 43,8766432°
𝛼 = sin−1 [𝑠𝑒𝑛(−22,673574°)𝑠𝑒𝑛(23,4497828°)
+ cos(−22,673574°) cos(−22,673574°)cos(0)] = 43,8766432°
A Figura 37, apresenta uma representação dos ângulos discutidos até então.
Analisando esta Figura é possível extrair uma relação entre eles em função da sombra
projetada entre os módulos, em outras palavras, a distância mínima entre os arranjos.
Figura 37 - Representação dos ângulos envolvidos no cálculo da projeção de
sombras
A relação pode ser expressa por meio da formula (5) a seguir.
𝑑=
𝐿 ∗ 𝑠𝑒𝑛(180° − 𝛽 − 𝛼)
𝑠𝑒𝑛(𝛼)
(5)
53
Onde:
d - sombra projetada
L – largura do módulo
β – inclinação do módulo
α – altura solar
Assim, aplicando a altura solar calculada, a inclinação do arranjo igual ao grau da
latitude local e a largura do arranjo na formula (5) obtêm-se d = 9,795 m.
𝑑=
7,4 𝑚 ∗ 𝑠𝑒𝑛(180° − 22,673574° − 43,8766432°)
= 9,795 𝑚
𝑠𝑒𝑛(43,8766432°)
5.4.5 Dimensionamento do Sistema
Um sistema fotovoltaico é formado por um conjunto de arranjos. Para determinar
inicialmente o tamanho desse conjunto, as dimensões do terreno foram demarcadas no
programa Google Earth e extraídas para a ferramenta Google SketchUp Pro. Dessa forma,
de posse das características tridimensionais do terreno, os seguintes passos foram
seguidos:
I.
Planificação do Arranjo fotovoltaico, representado na Figura 36, levando
em conta as dimensões projetadas (49,6 m x 7,4 m) e a inclinação igual a
latitude local de 26,7º;
II.
Planificação do Terreno, ignorando inicialmente as inclinações do relevo;
III.
Considerando um espaçamento nulo entre as colunas e uma distância de
9,795 m entre os Arranjos, que representa a sombra total projetada;
IV.
Ignorar qualquer área para construção ou lazer com o intuito de simulado
um cenário ideal, com aproveitamento máximo do espaço físico;
V.
Disposição dos Arranjos fotovoltaicos, apontados para o Norte
Verdadeiro, a partir das delimitações do terreno, começando no lado
direito até o lado esquerdo;
54
Após seguir os passos descritos foi possível estimar um número máximo de 91
arranjos, conforme a Figura 38, oferecendo assim uma potência máxima instalada de 91
x 58,750 kWp = 5436,25 kWp.
Figura 38 – Dimensionamento da quantidade máxima de arranjos instalados
Respeitando as demarcações em laranja feitas na Figura 38, desenhada na
ferramenta Google SketchUp Pro, é possível elaborar um resumo das características deste
cenário ideal de geração, que é apresentada na Tabela 9 a seguir.
Tabela 9 - Resumo das configurações da modelagem ideal (inicial)
Arranjos
Painéis Área (m2)
Potência (kWp)
Coluna 1
Coluna 2
Coluna 3
Coluna 4
Coluna 5
Coluna 6
8
15
16
18
18
16
2000
3750
4000
4500
4500
4000
2.936,32
5.505,60
5.872,64
6.606,72
6.606,72
5.872,64
470
881,25
940
1057,5
1057,5
940
Total
91
22750
33.400,64
5.346,25
55
Agora, levando em consideração a inclinação real do terreno e a separação de uma
área útil para a construção da sala dos equipamentos e outra para o lazer ou possíveis
construções futuras, foi elaborada uma nova modelagem, agora tridimensional, para
estimar a quantidade de arranjos no sistema fotovoltaico.
Nessa segunda etapa, as seguintes premissas foram adotadas durante a
modelagem:
I.
Considerar as dimensões tridimensionais projetadas para o Arranjo
fotovoltaico, e a estrutura de suporte;
II.
Analise da inclinação do terreno e observação dos pontos que apresentam
ser mais irregulares;
III.
Considerar o espaçamento entre as colunas de acordo com a análise
anterior do relevo, em outras palavras, evitando áreas irregulares. Além
disso, considerar e uma distância de 9,795 m entre os Arranjos, que
representa a sombra total projetada;
IV.
Segregação de uma área útil destinada para o lazer ou construções futuras,
além da projeção do espaço destinado a sala de equipamentos e aos
transformadores;
V.
Disposição dos Arranjos fotovoltaicos, apontados para o Norte
Verdadeiro, a partir das delimitações do terreno, começando no lado
direito até o lado esquerdo. Agora, considerando uma colocação dos
arranjos com uma distância mínima de 0,5m do solo em relação a pelo
menos 1 dos 14 apoios da estrutura de suporte;
VI.
Teste de sombreamento, entre as fileiras adjacentes por conta da inclinação
do terreno e a disposição atípica de alguns arranjos;
A modelagem foi dividida em dois casos (A e B) e, para ambos, foi empregado a
mesma quantidade de painéis fotovoltaicos. Ao todo, foi estipulado um número de 70
arranjos de 250 placas cada e 5 arranjos de 100 placas cada, resultando na utilização de
18000 placas e, totalizando assim, uma potência instalada de aproximadamente 18000 x
235Wp = 4230 kWp.
De forma análoga a Figura 38, a mesma divisão por colunas será considerada na
disposição das fileiras para a modelagem 3d. Neste caso, foram estimadas, também, a
utilização de 6 colunas com o detalhe de que a sexta apresenta 5 arranjos menores, no
56
entanto, de dimensões semelhantes aos maiores. Dessa forma, por representarem 500
painéis solares, as 5 fileiras menores foram contabilizadas como 2 fileiras normais. As
características desta modelagem encontra-se na Tabela 10 a seguir.
Tabela 10 - Resumo das configurações da modelagem 3d
Arranjos
Painéis Área (m2)
Potência (kWp)
Coluna 1
Coluna 2
Coluna 3
Coluna 4
Coluna 5
Coluna 6
15
17
14
12
12
2
3750
4250
3500
3000
3000
500
5.505,60
6.239,68
5.138,56
4.404,48
4.404,48
734,08
881,25
998,75
822,5
705
705
117,5
Total
72
18000
26.426,88
4.230,00
A seguir serão apresentados os casos A e B dimensionados. O primeiro, irá utilizar
uma quantidade maior de inversores e também fará uso de transformadores em paralelo.
No segundo, será empregado apenas um transformador e inversores de maior porte,
portanto, em menor quantidade. Em ambos os casos, os transformadores são envoltos por
um cubículo de proteção e disponibilizados ao lado da sala de equipamentos. Ambas as
opções de configurações modeladas serão detalhadas a seguir.
Caso A (transformadores em paralelo)
Como pode ser observado na Figura 39, será utilizado quatro transformadores, que
serão conectados em paralelo. Além disso, nota-se também uma quantidade significativa
de inversores, que quando somados totalizam 36. Também há a presença de 4 quadros
gerais de baixa tensão (QGBT) e 1 Cubículo de Média Tensão.
57
Figura 39 – Modelagem da sala de equipamentos para o caso A
Figura 40 - Visão superior do terreno para o Caso A
Caso B (único transformador)
Nesse segundo caso, é possível observar na Figura 41 a utilização de apenas 1
QGBT e consequentemente 1 transformador. Além disso, os inversores empregados são
58
de maior porte e com um transformador acoplado. Portanto nesta configuração serão
utilizados apenas 8 inversores ao todo.
Figura 41 – Modelagem da sala de equipamentos para o caso B
Figura 42 - Visão superior do terreno para o Caso B
59
5.4.6 Caixas de controle
A caixas de controle, também conhecida como caixa de conexão, é o equipamento
capaz de medir e monitorar a corrente de cada conjunto de placas em série, com precisão.
O dispositivo opera fazendo a interface entre os painéis fotovoltaicos e os inversores
utilizando tecnologias como a comunicação RS-485, GSM/GPRS, Ethernet ou o WiFi.
O modelo utilizado é o Sun String Control 160, do fabricante INGETEAM
conforme apresentado na Figura 43.
Figura 43 - Caixa de controle - fabricante Ingeteam [26]
Segundo o fabricante [26], as principais funções e características do dispositivo
escolhido são:

Medição eletrônica de cada ligação em série de painéis fotovoltaicos.

Detecção de corrente de defeito por ligação série de painéis.

Fusível de proteção individual por ligação série de painéis.

Proteção IP65 para instalação ao ar livre.

Possui descarregadores de sobre tensão em CC e chave seccionadora CC.
Analisando a especificação técnica do equipamento presente na Tabela 11, que foi
originada a partir do Anexo III, verifica-se que, no lado de entrada CC, a corrente por
60
entrada não deve exceder o limite de 10 A e a tensão máxima do equipamento igual a
1000 V.
Assim, respeitando os limites de segurança do aparelho, podemos conectar cada
grupo de 25 painéis em série, que apresentam uma corrente de 8,64A e tensão de 680V,
a uma entrada da Caixa de Controle, utilizando um total de 10 entradas do dispositivo,
com uma corrente total de saída de 86,4 A por fileira.
Tabela 11 - Informações técnicas da Caixa de Controle [25]
Modelo
Máximo de conjuntos em paralelo a serem conectados
String Control 160
16
Corrente Máxima de Entrada (CC) por conexão (A)
10
Corrente Máxima de Entrada (CC) Total (A)
160
Tensão Máxima de Entrada (V)
1000
Desse modo, a caixa de controle é utilizada para conectar em paralelo cada uma
das 10 Fileiras presentes no arranjo de 250 painéis. Portanto, levando em consideração o
que foi dimensionado anteriormente, iremos empregar um total de 72 dispositivos para
realizar a conexão de cada arranjo em cada um dos casos, A e B. A Figura 44 pode ilustrar
esta conexão, demonstrando a quantidade de entradas a
Figura 44 - Representação da conexão da Caixa de controle com o Arranjo
fotovoltaico
61
Dando sequência à lógica do fluxo de energia, a energia gerada a partir de cada
250 painéis fotovoltaicos é levada para cada inversor, cujo dimensionamento será
apresentada a seguir.
5.4.7 Inversores
Conforme visto na seção 3.2, os Inversores são os equipamentos responsáveis pela
conversão da energia elétrica gerada nos painéis fotovoltaicos em corrente contínua para
corrente alternada.
Devido à redução da potência do módulo FV com o aumento da temperatura,
costuma-se dimensionar o gerador FV com potência nominal superior à do inversor pois,
mesmo com níveis de irradiância próximas do STC, a potência do gerador FV
dificilmente se aproxima de sua potência nominal [9]. Portanto, o dimensionamento do
SF deve ser feito de modo tal que o inversor não seja nem pouco utilizado nem
sobrecarregado.
O FDI (Fator de Dimensionamento de Inversores) representa a relação entre a
potência nominal do inversor (𝑃𝑁𝑐𝑎 ) e a potência nominal máxima do gerador fotovoltaico
(𝑃𝐹𝑉 ), conforme a equação abaixo.
𝐹𝐷𝐼 =
𝑃𝑁𝑐𝑎 (𝑊)
𝑃𝐹𝑉 (𝑊𝑝)
(6)
A potência do gerador FV e do inversor devem ser ajustadas de modo que o FDI
do inversor tenha a melhor relação custo benefício. A análise de literatura mostra que os
valores inferiores de FDI recomendados por fabricantes e instaladores situam-se na faixa
de 0,75 a 0,85, enquanto que o limite superior é de 1.06. [9]
De acordo com a referência [27], é admissível que a potência do inversor esteja
no intervalo de: 0,7 ∗ 𝑃𝐹𝑉 < 𝑃𝑁𝑐𝑎 < 1,2 ∗ 𝑃𝐹𝑉 , ou seja, apresentando um FDI entre 0,7 e
1,2.
A tensão de entrada do inversor é representada pela soma das tensões dos módulos
associados em série. Como a tensão possui forte dependência da temperatura, as
condições climáticas da região devem ser consideradas no dimensionamento.
62
Segundo a referência [9], a máxima tensão do sistema ocorre quando o painel FV
está em circuito aberto (𝑉𝑜𝑐 ). Nesse contexto, o número máximo de módulos em série
(𝑛𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ) que podem ser conectado ao inversor é calculado pela razão entre a máxima
tensão de entrada do inversor (𝑉𝑖𝑚𝑎𝑥 ) e a tensão de circuito aberto.
Além disso, o inversor FV possui uma corrente c.c. máxima de entrada (𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 ).
Desse modo, para que essa condição seja respeitada, o número máximo de fileiras
conectadas em paralelo (𝑛𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ) deve ser estipulado pela razão entre a 𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 e a
corrente de curto circuito do módulo fv (𝐼𝑠𝑐 ).
Os inversores dimensionados para os casos A e B são do tipo Grid-Tie e
específicos para operar conectado diretamente com a rede.
Em ambos os casos, será consideração a conexão mestre-escravo, ou seja, um dos
inversores assume o papel de mestre, checando as condições da energia gerada pelos
painéis e realizando o sincronismo com a rede elétrica contanto que sejam satisfeitas as
condições, tanto de entrada quanto de saída.
Também fazem o monitoramento da tensão, frequência da rede e possuem a
função anti-ilhamento, que garante que o inversor se desligue em situações em que não
haja detecção de tensão na rede elétrica.
Além disso, ambos os modelos a serem apresentados, dentre outras características,
possuem os seguintes atributos de proteção:

Proteção contra inversão de polaridade.

Proteção contra tensões e frequências fora da faixa.

Proteção contra sobre tensões atmosféricas em corrente contínua e
alternada.

Proteção com fusíveis em corrente contínua.

Proteção com fusíveis em corrente alternada.

Proteção contra sobre correntes e curto circuitos na saída
Caso A
O inversor dimensionado para este caso é da marca Ingeteam, modelo Ingecon
Sun Power 110TL B220 que tem tensão máxima de 1000 V. A temperatura de operação
na faixa de - 20 º C a 65 º C e possui 1 MPPT com tensão de operação no intervalo 405
63
V a 820 V. Algumas características técnicas do inversor, fornecidas pelo fabricante, são
apresentadas no Anexo IV.
Figura 45 – Inversor Ingecon Sun Power 110TL B220 [28]
Ao todo serão empregados 36 inversores, de modo que cada um receberá a
potência advinda de duas Caixas de Conexão, o que totaliza uma potência de 117,5 kW,
com tensão de 680V e uma corrente de 172,8 A por inversor. Dessa forma, as condições
de tensão e corrente de entrada do inversor, apresentadas anteriormente, são respeitadas
conforme pode ser observado nas relações calculadas a seguir.
𝑉𝑖𝑚𝑎𝑥 < 𝑛𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑉𝑜𝑐 → 1000 𝑉 < 25 ∗ 33 𝑉 = 825 𝑉
𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 < 𝑛𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ∗ 𝐼𝑠𝑐 → 400 𝐴 < 2 ∗ 10 ∗ 9.37 𝐴 = 187.4 𝐴
O Sun Power 110TL B220 tem a capacidade de operar a uma potência máxima de
110 kW. Nota-se que o valor da potência de entrada no inversor (117,5 kW) está
ligeiramente acima do limite especificado (110 kW). No entanto, ao calcular o Fator de
Dimensionamento de Inversores, obtém-se uma relação FDI de 0,9362, satisfatória
64
segundo as referências apresentadas. Sendo assim, a potência está dentro de um limite
suportável para a sua operação.
Considerando a potência de saída, 117,5 kW, e a tensão de saída, 220 V, de cada
inversor e um fator de potência unitário, a corrente de saída pode ser calculada pela
formula abaixo:
𝐼𝑠𝑎í𝑑𝑎 =
𝑃𝑠𝑎í𝑑𝑎
√3 ∗ 𝑉 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑
=
117,5 𝑘𝑊
√3 ∗ 220 ∗ 1
= 308,36 𝐴
Portanto, a corrente projetada de saída de cada inversor é de 308,36 A. No entanto,
esta é de projeto, ou seja, um pouco acima da corrente real devido às perdas durante o
processo de geração.
Caso B
Neste segundo caso, o inversor dimensionado é do mesmo fabricante, modelo
Ingecon Sun PowerMax 500T U X480, similar ao inversor apresentado no caso A,
possuindo também tensão máxima de 1000 V, temperatura de operação na faixa de - 20 º
C a 65 º C e MPPT com tensão de operação no intervalo 350 V a 820 V.
No entanto, esse modelo apresenta de diferente uma proteção galvânica através de
um transformador interno que separa a parte de corrente contínua da parte de corrente
alternada. Com isso, esse inversor oferece uma proteção extra contra falhas de tensão,
frequência e ilhamento.
65
Figura 46 - Inversor Ingecon Sun PowerMax 500T U X480 [29]
Em relação ao inversor do caso A, o Sun PowerMax 500T U X480 possui uma
potência mais elevada, apresentando, portanto, dimensões maiores. Pode ser observado
na Figura 46 que ele é constituído por três blocos de força mais o transformador. Além
disso, ao observar as características técnicas, presentes no Anexo V, nota-se que o
inversor possui 16 conexões de entrada, de modo que cada entrada permite uma corrente
de até 250 A.
Portanto, nesse segundo caso serão empregados apenas 8 inversores, nos quais
cada um receberá a potência advinda de uma String Control Boxes em cada terminal de
entrada. Dessa forma, será utilizado, ao todo, 9 das 16 conexões de entrada em cada
inversor. Com isso, a potência de entrada total será de 9 x 58,75 kW = 528,75 kW, com
tensão de 680V e corrente por conexão e total de 86,4 A e 777,6 A, respectivamente.
Assim, as condições apresentadas anteriormente sobre tensão e corrente de
entrada do inversor são respeitadas.
𝑉𝑖𝑚𝑎𝑥 < 𝑛𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑉𝑜𝑐 → 1000 𝑉 < 25 ∗ 33 𝑉 = 825 𝑉
𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥 < 𝑛𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ∗ 𝐼𝑠𝑐 → 1560 𝐴 < 9 ∗ 10 ∗ 9.37 𝐴 = 843.3 𝐴
Considerando a capacidade do Sun PowerMax 500T U X480 de operar a uma
potência máxima de 500 kW e a potência de entrada projetada, 528,75 kW, obtém-se uma
relação FDI de 0,9456, satisfatória segundo as referências citadas.
66
A corrente de saída de cada inversor pode ser calculada pela formula abaixo,
considerando a potência de entrada (528,75 kW), a tensão de saída (480 V) e um fator de
potência unitário.
𝐼𝑠𝑎í𝑑𝑎 =
𝑃𝑠𝑎í𝑑𝑎
√3 ∗ 𝑉 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑
=
528,75 𝑘𝑊
√3 ∗ 480 ∗ 1
= 635,99 𝐴
Portanto, obtém-se assim, uma corrente projetada de saída de 635,99 A para cada
inversor. Lembrando que esta é um pouco acima da corrente real devido às perdas durante
o processo de geração.
Tabela 12 - Resumo dos componentes após o dimensionamento dos Inversores.
Caso A
Caixa de Controle
Arranjo fotovoltaico
Inversores
Quantidade
Corrente (A)
Tensão (V)
Potência (Vmp) (kW)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Potência Máxima (kW)
Caso B
72
72
86,4
680
58.750
36
172,8
308,36
8
777,6
601
680
220
110
480
500
5.4.8 Componentes de proteção
O dimensionamento de dispositivos de proteção e cabeamento deve ser baseado
no padrão nacional para instalações de baixa tensão (ABNT NBR-5410) e nas
informações técnicas dos fabricantes de inversores e demais equipamentos utilizados.
Neste projeto, as seções de condutores e seus encaminhamentos não serão
abordadas e os dispositivos de proteção como disjuntores serão englobados nos QGBTs
a serem apresentados, não sendo também, assim, dimensionados.
5.4.8.1 Dispositivos de Proteção de Surto (DPS)
A utilização de DPS está diretamente ligada ao quanto uma instalação está exposta
a descargas atmosféricas diretas e/ou indiretas e também a outros eventos causadores de
67
sobretensões. Entretanto, o manual do inversor escolhido classifica o uso do DPS como
opcional, não sendo obrigatório inclusive para conexão junto a concessionária Light
SESA.
Como pode ser observado nas Figura 47 e 48, ambos os inversores dimensionados
possuem o DPS tanto do lado CC quando do lado CA.
Figura 47 - Interligações no Inversor Power TL [28]
Figura 48 - Interligações no Inversor PowerMax T U [29]
5.4.8.2 Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV)
O Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV) consiste em uma chave
seccionadora sob carga abrigada por um invólucro utilizado para garantir a desconexão
da usina fotovoltaico durante manutenção em seu sistema. Este dispositivo está incluído
no cubículo de média tensão, que será apresentado posteriormente, no item 5.4.11.
68
5.4.9 Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT)
O QGBT proporciona controle e proteção confiáveis aos circuitos dos sistemas de
distribuição. Geralmente, o equipamento consiste de uma estrutura modular com um ou
mais disjuntores por coluna, fixos ou extraíveis, além de serem capazes de fornecer
proteção, controle, medição e até monitoramento e comunicação remota em alguns casos.
Os valores usuais de corrente deste equipamento variam entre 630 e 6300A.
NO SFCR, o quadro geral de baixa tensão serve para fazer a interligação dos
inversores com o transformador, coletando assim a corrente de saída dos inversores e
direcionando por um único caminho até o transformador.
Caso A
Como a conexão em paralelo dos 36 inversores resultaria em uma corrente
máxima muito elevada, 36 x 308,36 A = 11100,96 A, faz-se necessária a utilização de
mais de um QGBT e de um transformador. Assim, serão empregados, ao todo, 4 quadros
gerais de baixa tensão, nos quais cada um receberá a potência de saída de 9 inversores.
Dessa forma, a corrente de saída de cada quadro será de 9 x 308,36 A = 2775,24 A. Logo,
é esperado que haja um disjuntor na saída do barramento dentro do quadro para proteção
de cada um dos transformadores.
Figura 49 – Representação dos 4 QGBTs empregados no Caso A
Caso B
Nesse segundo caso, será utilizado apenas um QGBT que receberá a corrente
proveniente dos 8 inversores. Assim, a corrente máxima de saída do quadro será de 8 x
69
601 A = 4808 A. Ainda por se tratar de uma alta corrente, maior inclusive do que a
apresentada no caso anterior, um disjuntor geral de proteção deve ser instalado na saída
do barramento do QGBT para proteção do transformador.
Figura 50 - Representação do QGBT empregado no Caso B
Tabela 13 - Resumo do componentes após o dimensionamento do QGBT
Caso A
Caixa de Controle
Arranjo fotovoltaico
Inversores
QGBT
Quantidade
Corrente (A)
Tensão (V)
Potência (Vmp) (kW)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Potência Máxima (kW)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Caso B
72
72
86,4
680
58.750
36
172,8
308,36
8
777,6
601
680
220
110
4
308,36
2775,24
480
500
1
601
4808
220
480
70
5.4.10 Transformador
Caso A
O transformador dimensionado nesse primeiro caso é o modelo Geafol, fabricado
pela Siemens. Segundo ela, por ser um transformador a seco, seu uso não traz as restrições
apresentadas em transformadores isolados em líquido, sem limitar as características já
reconhecidas de confiabilidade e vida útil do equipamento.
O fabricante [30] destaca no catalogo que este equipamento é o único com isenção
de descargas parciais internas até o dobro da tensão nominal, ultrapassando, assim as
exigências das normas IEC 60076-11 e NBR 10295.
Figura 51 – Transformador a seco Geafol do fabricante Siemens [30]
O transformador trifásico dimensionado apresenta uma potência nominal 1250
kVA e relação de transformação 220 V / 13.800 V. Os enrolamentos de baixa são ligados
em estrela, aterrado em conjunto com os de alta para compatibilização com a rede de
distribuição da concessionária local. Algumas características básicas deste transformador
estão apresentadas no Anexo VI.
A corrente projetada para circular no lado de baixa do transformador, como
previamente apresentado, é de 2775,24 A. Aplicando-se a relação de transformação, a
corrente a circular no lado de alta é de 2775,24 x (220 / 13.800) = 44,24 A.
71
Caso B
Após a passagem pelo QGBT, o fluxo de potência, nesse segundo caso, é levado
a um único transformador elevador para a conexão apropriada com a rede elétrica.
Durante a pesquisa desse componente, não foi encontrado nos catálogos dos fabricantes
convencionais algum que atendesse as especificações do projeto. Em virtude dessa falta,
o transformador foi escolhido mediante proposta (nº 22.452) ao fabricante brasileiro
ZILMER, conforme o anexo IV.
Figura 52 – Exemplo transformador ZILMER 5MVA [31]
O transformador trifásico apresenta uma potência nominal 5000 kVA e relação de
transformação 480 V / 13.800 V. Demais características elétricas do transformador
podem ser observadas no Anexo VII.
A corrente projetada para circular no lado de baixa do transformador, como
previamente apresentado, é de 4808 A. Aplicando-se a relação de transformação, a
corrente a circular no lado de alta é de 4808 A x (480 / 13.800) = 181,89 A. Seguindo o
fluxo de energia, a tensão em 13,8 KV é levada do transformador para o Cubículo de
Média Tensão.
72
Tabela 14 - Resumo do componentes após o dimensionamento dos
Transformadores
Caso A
Caixa de Controle
Arranjo fotovoltaico
Inversores
QGBT
Transformador
Quantidade
Corrente (A)
Tensão (V)
Potência (Vmp) (kW)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Potência Máxima (kW)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Quantidade
Corrente de Entrada (A)
Corrente de Saída (A)
Tensão de Entrada (V)
Tensão de Saída (V)
Potência Máxima (kVA)
Caso B
72
72
86,4
680
58.750
36
172,8
308,36
8
777,6
601
680
220
110
4
308,36
2775,24
480
500
1
601
4808
220
480
4
1
2775,24
4808
44,24
167,23
220
480
13800
1250
5000
5.4.11 Cubículo de média tensão
O Cubículos de média tensão, fabricados de forma modular e compacta,
representam conjuntos manobra e controle de média tensão. A construção desse
equipamento é regida pela norma ABNT NBR IEC 62271-200.
São usualmente utilizados para medição, proteção e distribuição de energia,
atendendo às necessidades dos sistemas de distribuição em média tensão. A formula
modular deste equipamento permite uma ampliação conforme as necessidades de
crescimento e ampliações da instalação que utilizá-lo.
73
Assim, após a passagem pelo transformador elevador, um cubículo de média
tensão é instalado para fazer a interface entre o transformador e a linha de transmissão.
Geralmente este cubículo é equipado com um disjuntor a gás SF6 para extinção do arco
elétrico, bem como equipamentos como Transformadores de Potencial e Transformadores
de Corrente. Além disso, é comum a presença de uma Chave Seccionadora e de
Aterramento, além de um Medidor Digital para o controle da geração.
Em instalações como esta, a interligação entre o cubículo de média e o
transformador elevador deve ser feita por cabos isolados através de canaletas
subterrâneas, assim como a interligação da Usina Solar com a rede de distribuição. Desta
forma, a saída do cubículo de média tensão é conectada com um poste de transmissão,
conduzindo a potência gerada a uma tensão de 13,8 kV.
5.5 Diagrama unifilar
As Figuras 53 e 54 apresentam o diagrama unifilar geral do projeto para os casos
A e B, respectivamente, mostrando as conexões das etapas do projeto, desde a geração
até a conexão com a rede de 13,8 kV.
74
Figura 53 – Diagrama unifilar do projeto – CASO A
Figura 54 – Diagrama unifilar do projeto – CASO B
75
5.6 Perdas no Sistema
Nessa seção serão discutidas e quantificadas as perdas esperadas em um sistema
conectado à rede. Para uma criteriosa estimativa de geração fotovoltaica, é de extrema
importância a consideração desses valores frente a representação negativa que ela possui
no estudo de viabilidade econômica.
Em um SFCR as perdas são geradas por diversos motivos, sendo os principais:

Perdas nos inversores de energia de CC para CA;

Eventuais sombreamentos na instalação;

Eventual acúmulo de poeira ou sujeira nos módulos, reduzindo a capacidade de
absorção da irradiação;

Perdas (ôhmicas) nos cabos, tanto no lado CC como CA da instalação;

Perdas nos diodos e conexões;

Perdas de erro no seguimento do MPP que acarretam o desvio/mismatch no
MPPT;

Redução de eficiência dos módulos fotovoltaicos decorrente de temperaturas mais
elevadas;

Degradação por incidência inicial da luz;

Indisponibilidade do sistema fotovoltaico, seja por paradas forçadas ou
desligamentos para manutenções;

Diferenças nas curvas características (I x V) dos módulos (dentro de tolerância),
o que significa que quando conectados eletricamente não operarão no mesmo
ponto de máxima eficiência;
Baseado no estudos realizado pela referência [32], a Tabela 15 foi transcrita e
adaptada. Nela, apresentam-se os tipos de perdas estimadas de um sistema fotovoltaico,
suas respectivas variações e valores típicos esperados para o sistema, considerando a
realidade do local onde será instalado o sistema projetado.
Além disso, conforme pode ser observado nas Figuras do Anexo I, a disposição
atípica dos módulos seguindo o contorno do relevo do terreno faz com que haja uma certa
76
perda de energia ao longo dos dias. Assim, esta perda foi tomada em 2% [13] da geração
e englobada na Tabela 15.
Tabela 15 – Perdas de um sistema fotovoltaico conectado à rede - Adaptado [32]
Perdas
Variação
Desvio no rendimento nominal do módulo (dados de placa) e da radiação
de 1000W/m2
Valor
considerado
- 5% à 10%
2,5%
-3% à 6%
3,5%
Perdas nos condutores no lado DC
1% à 3%
2,0%
Perdas nos condutores no lado CA
0,7% à 2%
1,0%
Eficiência do Inversor na conversão
1% à 15%
1,5%
Mismatch no MPPT
1,5% à 3%
1,5%
Sombreamento
0% à 100%
0,0%
Diodos e conexões
0,3% à 1%
0,5%
2% à 4%
2,5%
Degradação na incidência solar inicial
1% à 10%
1,0%
Indisponibilidade do sistema
0% à 0,5%
0,0%
Sujeira nos módulos
2% à 25%
2,0%
Temperatura no Módulo
Transformadores (como os de isolamento no inversor, por exemplo)
Perda referente a Inclinação do Arranjo em relação ao relevo
-
Total de perdas
2,0%
20,0%
Considerando o valor total estimado na Tabela 15, será possível estimar a geração
fotovoltaica com perdas, apresentando assim valores mais reais para projeção da geração
e da análise de viabilidade a ser apresentada no Capítulo 7.
5.7 Geração Fotovoltaica Esperada
Para determinar o potencial de geração de energia elétrica, foi utilizado a equação
(6) que leva em consideração a potência instalada, a média diária de irradiação no plano
inclinado ao grau da latitude do local (23°) e o fator de desempenho, também conhecido
como performance ratio (PR), que representa o percentual de aproveitamento da geração
de energia considerando as perdas mensuradas.
E = Pfv ∗ HTOT ∗ n ∗ PR
(6)
𝑃𝑓𝑣 – potência instalada (Wp)
𝐻𝑇𝑂𝑇 - média mensal de irradiação no plano inclinado (kWh/m²/mês)
77
PR – Performance ratio
n – número de dias no mês
Após o levantamento da quantidade de painéis a serem utilizados na seção 5.4.4,
é possível determinar a potência instalada através da multiplicação do número de módulos
pelo valor da potência nominal de cada um.
Uma vez que a perda total, mensurada na Tabela 15, é de 20%, o fator e
desempenho (PR) do SF é de 80%. De posse desses valores, em conjunto com os dados
da irradiação local, presentes na Tabela 5, foi gerado o Gráfico presente na Figura 55,
estimando a geração de energia fotovoltaica nos meses do ano, através da equação (6).
Geração de Energia no ano (MWh)
570
540
547,60
523,47
511,93 512,61
503,54
510
520,32
499,34 492,37
490,95
484,25
469,02
480
443,64
450
420
390
360
330
300
JAN
FEV
MAR
ABR
MAI
JUN
JUL
AGO
SET
OUT
NOV
DEZ
Figura 55 - Gráfico da geração esperada no ano
Somando os valores mensais de geração apresentados no Gráfico da Figura 55,
obtém-se uma geração anual estimada em 5.999,05 MWh.
Segundo a referência [17], a usina fotovoltaica de Tauá, com 1 MWp de potência
instalada, apresentou, durante a sua fase de projeto, uma geração estimada em 1,56 GWh
por ano. Levando em consideração o fator de capacidade (FC) da instalação fotovoltaica,
que mede a relação entre a energia média produzida num intervalo de tempo, geralmente
um ano, e a capacidade nominal do sistema multiplicada pelo número de horas do ano
(8.760), chega-se no valor de 17,7%.
78
Dessa forma, ao considerarmos os valores estimados de geração para a usina de
Nova Iguaçu obtemos um fator de capacidade de 16,19%, conforme demostrado na
formula abaixo.
𝐹𝐶 =
𝐸
5.999,05 𝑀𝑊ℎ
=
= 16,19%
8760 ∗ 𝑃𝑓𝑣 8760 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 ∗ 4,23 𝑀𝑊
Logo, em comparação com a usina de Tauá, considerando que ambas as regiões
possuem níveis de irradiação diferentes, pode-se dizer que os valores projetados neste
estudo estão coerentes com a realidade.
79
CAPÍTULO 6: ESTIMATIVAS DE CUSTO DO INVESTIMENTO (CAPEX)
Ao longo do Capítulo são apresentados os custos associados aos equipamentos da
planta e dos custos de internacionalização para os equipamentos importados.
6.1 Componentes importados: inversores, painéis solares e caixas de controle
Como estes custos consideram as fábricas na Europa ou na China, os preços são
cotados no regime Free On Board (FOB) onde os custos de transporte e seguros são de
responsabilidade do comprador. Outro aspecto importante são os impostos incidentes
para a nacionalização do produto importado.
A Tabela 17 foi adaptada a partir de um estudo realizado pela ABINEE [20],
estimando os diversos tributos e encargos na importação de equipamentos fotovoltaicos.
Portanto, baseado nessa referência, as seguintes premissas foram adotadas:

Custo de frete e seguro internacional sendo cerca de 4% do FOB.

Incidência de imposto de importação (II) de 12% e 14% sobre módulos e
inversores respectivamente.

A alíquota do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) incidente
sobre módulos fotovoltaicos é de 0%. Há, entretanto, incidência de
alíquota de IPI de 15% sobre os inversores importados.

Incidência de ICMS sobre inversores (considerada a de 12% do estado de
SP);

Incidência de PIS (1,65%) e COFINS (7,6%) sobre os módulos e
inversores “por dentro”, ou seja, com efeito combinado de 1 / (1-0,01650,076) = 10,2%;
Tabela 16 - Preço do inversor, painel solar e Caixa de controle segundo revendedores
Inversor
Modelo
Sun PowerMax 500T U X480
Unidades
FOB unitário (EUR)
Painel solar
Sun Power 110TL B220
8
€
87.500,00
HSPV235WP-54M Sun StringControl
36
€
15.856,73
Caixa de Controle
18000
€
112,80
72
€
1.160,41
80
Assim, partindo das premissas adotadas e considerando o preço dos equipamentos
dimensionados, disponibilizados na Tabela 16, segundo os revendedores, foi possível
estimar o custo total em reais dos equipamentos importados.
Tabela 17 - Preços nacionalizados para os inversores e módulos fotovoltaicos
importados - Adaptado [20]
Inversores
Caso A
Caso B
Paineis solares
Caixas de controle
FOB
FRETE + SEGURO INTERNACIONAL 4%
€
€
570.842,28
22.833,69
€
€
694.000,00
27.760,00
€
€
2.030.400,00
81.216,00
€
€
83.549,52
3.341,98
CIF = FOB + FRETE + SEGURO
€
593.675,97
€
721.760,00
€
2.111.616,00
€
86.891,50
€
83.114,64
€
101.046,40
€
253.393,92
€
10.426,98
€
101.518,59
€
123.420,96
€
€
14.597,77
€
14.151,30
€
17.204,41
€
43.000,87
€
2.034,87
€
€
65.181,75
83.423,35
€
€
79.244,55
101.421,72
€
€
198.064,60
253.393,92
€
€
9.372,75
12.178,71
(F) Total Impostos (eur) (A+B+C+D+E)
€
347.389,63
€
422.338,03
€
747.853,30
€
48.611,09
(G) Taxas diversas (Siscomex, AFRMM, Armaz
etc.) = 12%F
€
41.686,76
€
50.680,56
€
89.742,40
€
5.833,33
(H) CUSTOS DE INTERNALIZAÇÃO (F+G)
€
389.076,39
€
473.018,59
€
837.595,70
€
54.444,42
Custo total (CIF + H) EUR
€
982.752,36
€
1.194.778,59
€
2.949.211,70
€
141.335,92
(A) =II (12% DO VALOR CIF P/MÓDULOS E
14% P/ INVERSORES)
(B) = IPI (0% P/ MÓDULO E 15% INVERSORES)
INCID. CIF + (A)
(C) = PIS (1,65% "POR DENTRO", APLICÁVEL
A CIF + (A) + (B)
(D) = COFINS (7,6% "POR DENTRO",
APLICÁVEL A CIF + (A) + (B)
(E) = ICMS, 12%* INCIDENTE SOBRE CIF + (B)
Spot BRL/EUR
-
R$
Custo total (CIF + H) BRL
R$
3.437.667,75
3,498
R$ 4.179.335,52
R$ 10.316.342,52
R$
494.393,05
6.2 Componente nacional: Transformador Elevador
O preço dos transformadores trifásico, dimensionados para o caso A e B são
apresentados na Tabela 18. Todos os encargos e impostos já foram incluídos no preço
apresentado.
81
Tabela 18 – Preço dos transformadores
Modelo
Unidades
Preço unitário
Transformador
Caso A
Caso B
Siemens 1250kVA
ZILMER 5.000 kVA
4
1
R$
75.000,00 R$
255.000,00
Total
R$
300.000,00
R$
255.000,00
6.3 Custos diversos: Cabos e Proteções, Fixação e Outros
Além dos componentes importados, existem ainda outros itens que devem ser
analisados no CAPEX, como por exemplo: os cabos elétricos, os sistemas de proteção, a
estrutura de suporte, quadros elétricos, entre outros.
Assim, para estimar o custo de tais itens citados, foi aproveitado, ainda, a pesquisa
realizada pela ABINEE [16], utilizamos os valores projetados e apresentados na Tabela
19. Vale ressaltar que o custo do QGBT e o Cubículo de Média Tensão serão incorporados
no item DEMAIS CUSTOS desta mesma Tabela.
Tabela 19 – Projeção de custos de acordo com a capacidade do SF - ABINEE [20]
Residencial
Capacidade (kWp)
Comercial
Industrial
3
30
30000
CUSTO DE CABOS E PROTEÇÕES
R$ 2.250,00
R$ 18.000,00
R$ 13.100.000,00
CUSTO DO SISTEMA FIXAÇÃO
R$ 3.750,00
R$ 24.000,00
R$ 14.000.000,00
DEMAIS CUSTOS (CONEXÃO, PROJETO ETC.)
R$ 3.750,00
R$ 30.000,00
R$ 18.000.000,00
Total (BRL)
R$ 9.750,00
R$ 72.000,00
R$ 45.100.000,00
Como o sistema foi dimensionado com uma potência instalada de 4230 kWp, os
valores da Tabela 19 foram interpolados originando a Tabela 20 a seguir.
82
Tabela 20 – Interpolação linear dos custos projetados
Projetado
Capacidade (kWp)
CUSTO DE CABOS E PROTEÇÕES (BRL)
CUSTO DO SISTEMA FIXAÇÃO (BRL)
DEMAIS CUSTOS (CONEXÃO, PROJETO ETC.) (BRL)
4230
R$ 1.849.611,80
R$ 1.979.302,50
R$ 2.544.003,70
Total
R$ 6.372.918,00
Ao dividir o custo total da Tabela 20 pela potência instalada (4230 kWp) obtémse uma relação de 1,51 R$/Wp. De acordo com estudos realizados pelo EPE [33], o valor
aproximado para os custos levantados nessa seção é em média 0,48 U$/Wp. Ao converter
para o real a taxa de cambio spot do dólar de 3,182, chega-se na relação de 1,53 R$/Wp.
Dessa forma, pode ser considerado coerente os valores projetados na Tabela 20.
6.4 Custo total
De posse dos valores estimados nas seções 6.1, 6.2 e 6.3 é possível determinar o
custo total do Sistema Fotovoltaico, conforme apresentado na Tabela 21 a seguir.
Tabela 21 – Custo total da instalação
Caso A
R$/Wp
Caso B
R$/Wp
Paineis fotovoltacos
R$ 10.316.342,52
2,44
R$ 10.316.342,52
2,439
Inversores
R$
3.437.667,75
0,81
R$
4.179.335,52
0,988
Caixas de controle
R$
494.393,05
0,12
R$
494.393,05
0,117
Transformador
R$
300.000,00
0,07
R$
255.000,00
0,06
CUSTO DE CABOS E PROTEÇÕES
R$
1.849.611,80
0,44
R$
1.849.611,80
0,437
CUSTO DO SISTEMA FIXAÇÃO
R$
1.979.302,50
0,47
R$
1.979.302,50
0,468
DEMAIS CUSTOS
R$
2.544.003,70
0,60
R$
2.544.003,70
0,601
Total
R$ 20.921.321,31
4,95
R$ 21.617.989,09
5,111
Ao analisar o preço dos equipamentos importados é possível observar como o
CAPEX pode ser afetado pela alta na taxa de câmbio. Uma vez que os equipamentos
importados correspondem mais da metade do investimento, o efeito desta taxa é bastante
nocivo para um investimento de um SFCR no Brasil.
Referente aos valores projetados, o custo total ficou em um patamar próximo ao
da pesquisa realizada pela EPE [33], que apresenta o valor de R$ 5,2/Wp para os sistemas
com uma potência instalada superior a 1000 kWp.
83
CAPÍTULO 7: ANÁLISE DE VIABILIDADE
No mundo financeiro existem inúmeras técnicas e metodologias de abordagem
para analisar a viabilidade de certos investimentos. Desde análises gráficas, que tentam
prever as oscilações do mercados, às análises fundamentalistas, nas quais interpretam
alguns múltiplos de receita, tais como: EBITDA, Lucro Líquido, Geração de Caixa e
Dívida, por exemplo. Uma técnica muito difundida é a análise por Fluxo de Caixa
Descontado, traduzida do inglês Discounted Cash Flow ou DCF.
O método do Fluxo de Caixa Descontado é um dos mais importantes para a
avaliação de empresas. Ele consiste na estimação do valor total de todos os fluxos de
caixa futuros, e, então, descontá-los por uma taxa para encontrar o valor presente deste
fluxo. A taxa, por sua vez, reflete o grau de risco destes fluxos, e é, geralmente, representa
pelo Custo Médio Ponderado de Capital, traduzido do inglês Weighted Average Cost of
Capital ou WACC.
O objetivo de um fluxo de caixa descontado é estimar a quantidade total de
dinheiro que um investimento pode retornar, e se esse montante for maior do que o valor
investido, demonstra, geralmente, que vale a pena realizar o investimento.
O processo por trás da criação do modelo de DCF será demonstrado nos próximos
itens deste capitulo. No entanto, podemos resumi-los da seguinte forma:

Projeção dos Fluxos de Caixa - construção e projeção dos fluxos futuros, levando
em consideração fatores como: Receita, impostos, depreciação, amortização etc;

Calcular a taxa de desconto - será calculado através do WACC que considera
fatores como risco do capital próprio e de terceiros, alavancagem financeira e
alíquota de impostos;

Calcular o Valor Presente Líquido - consiste na soma do fluxo de caixa descontado
a valor presente pela taxa do WACC utilizada;
7.1 Valoração pelo Fluxo de Caixa Descontado
Uma visão simplista de uma empresa permite dividi-la em duas partes:

Ativo: Meio através do qual a empresa gera caixa pelas suas atividades

Passivo: Forma como a empresa se financiou para adquirir os ativos, via
credores ou acionistas.
84
A parte do Ativo gera o chamado Fluxo de Caixa dos Ativos, que nada mais é que
a geração de caixa advinda das atividades da empresa após dedução de todos os
investimentos necessários (curto prazo, longo prazo e corrente). Relativamente à parte do
Passivo tem-se o Fluxo de Caixa aos Credores e o Fluxo de Caixa aos Acionistas. Para
que se possa calcular os Fluxos de Caixa citados, primeiramente deve-se construir o DRE
projetado.
7.1.1 Construção do DRE Projetado
A valoração de uma empresa, também conhecida como valuation, é um exercício
de futurologia. A partir da situação atual da empresa, os resultados futuros são projetados
e então consolidados no chamado DRE Projetado da empresa.
Para fins de valuation, não é necessário um DRE detalhado como a contabilidade
financeira prepara, bastam apenas as principais linhas, pois dessa forma o exercício de
projetar o futuro fica mais fácil. Um modelo simplificado de DRE para essa análise
financeira tem as linhas presentes na Tabela 22.
Tabela 22 – Representação do DRE projetado
DRE
Código
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
Receita Bruta
(-) Impostos sobre venda
Receita Liquida (3) = (1) - (2)
(-) Custos Fixos e Variáveis
(-) Despesas
EBITDA ou LAJIDA (Lucro Antes de Juros, Depreciação e Amortização) (6) = (3) - (4) - (5)
(-) Depreciação
EBIT ou LAJIR (Lucro antes de Juros e Imposto de Renda Pessoa Jurídica) (8) = (6) - (7)
(+) Receitas financeiras
(-) Despesas financeiras (Juros)
LAIR (Lucro antes do Imposto de Renda) (11) = (8) + (9) - (10)
(-) Imposto de Renda
Lucro Líquido (13) = (11) - (12)
85
7.1.1.1 Projeção da Receita Bruta
Receita Bruta nada mais é que a quantidade de produtos vendidos ou serviços
prestados multiplicado pelo preço unitário do produto vendido ou do serviço prestado.
Logo, para projetar a Receita Bruta devemos projetar a quantidade de energia que será
gerada nos próximos anos e o preço unitário desse produto.
Receita Bruta = Energia gerada (MWh) ∗ Preço de venda (R$/MWh)
Energia gerada
Os valores projetados para geração bruta são obtidos através da soma das gerações
mensais de energia ao longo de um ano, levando em conta um fator de degradação dos
módulos fotovoltaicos. Para o projeto, optou-se por definir uma degradação anual
constante de 0,75%, de forma a atrelar os resultados ao fabricante da placa.
Preço de venda
Na nota técnica [34], foi apresento uma visão geral sobre a participação dos
empreendimentos de geração de energia elétrica a partir da fonte solar fotovoltaica no
Leilão de Energia de Reserva de 2014 – LER/20141. Este foi o primeiro leilão promovido
pelo MME em que foi contratada energia proveniente de empreendimentos fotovoltaicos
no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
O preço médio de venda da energia fotovoltaica no LER/2014 foi R$
215,12/MWh, variando de R$ 200,82 a 220,80/MWh, e representando, na média, um
deságio de 17,9% em relação ao preço-teto de R$ 262,00. [34]
Portanto, para estimar o preço de venda da energia gerada pela usina fotovoltaica
projetada, serão considerados os valores de venda, levantados pela EPE, corrigidos pelo
IGP-M acumulado de 2015 (até o mês de junho). Além disso, será considerado, para os
anos posteriores de geração, um reajuste anual de 5,33% no preço da energia vendida.
Essa variação representa a projeção do IGP-M, considerando a média nos últimos dez
anos, conforme os valores da Tabela 23.
86
Tabela 23 – Valores históricos IGPM - [35]
IGPM (%)
1998
1,79
1999
20,10
2000
9,95
2001
10,37
2002
25,30
2003
8,69
2004
12,42
2005
1,20
2006
3,85
2007
7,75
2008
9,81
2009
-1,71
2010
11,32
2011
5,10
2012
7,81
2013
5,53
2014
2,66
7.1.1.2 Impostos sobre Vendas
Esse item requer muita atenção, pois impacta fortemente a geração de caixa da
empresa. Em geral, incidem sobre a venda de produtos. Assim, os impostos que incidem
sobre as atividades operacionais das empresas são:

IR – Imposto de Renda;

CSLL - Contribuição Social sobre o Lucro Líquido;

PIS - Programa de Integração Social;

COFINS - Contribuição Financeira Social;

IPI - Imposto sobre Produtos Industrializados;

ICMS - Imposto de Circulação de Mercadorias e Serviços;

ISS - Imposto sobre Serviços.
Esses impostos são calculados conforme as alternativas de apuração: lucro real ou
lucro presumido. Entretanto, micro e pequenas empresas, com faturamento de até R$
R$3.600.000,00 por ano, poderão recolher seus impostos de forma unificada através do
Simples Federal (IR, PIS, COFINS, CSLL, IPI) e do Simples Estadual (ICMS).
A escolha deve ser feita para a modalidade em que o pagamento de tributos,
compreendendo não só o IRPJ e a CSLL, mas também o PIS, COFINS, IPI, ISS e ICMS
87
se dê de forma mais econômica, atendendo também às limitações legais de opção a cada
regime.
Dessa forma, a usina fotovoltaica será enquadrada no sistema de tributação de
Lucro Real. Logo, as alíquotas de impostos a serem incididas sobre a receita bruta e lucro
líquido serão de 11,25% e 34% respectivamente. Os valores da Tabela 24 representam o
detalhamento dos impostos a serem pagos.
Tabela 24 – Impostos sobre Venda e Lucro Líquido - Adaptado [36]
Tipo de Imposto
IR - Imposto de Renda sobre o Lucro Líquido
CSLL -Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
Tipo de Atividades
Comércio, Indústria e Serviços
Comércio, Indústria e Serviços
Alíquota Base de Cálculo
15%
Lucro líquido
9%
Lucro Líquido
PIS - Programa de Integração Social
Comércio, Indústria e Serviços
1,65%
Valor da Venda
COFINS - Contribuição Financeira Social
Comércio, Indústria e Serviços
7,60%
Valor da Venda
IPI - Imposto Produtos Industrializados
Indústria
0%
Valor da Venda
ICMS - Imposto de Circulação de Mercadorias e Serviços.
Indústria e Comércio
0%
Valor da Venda
ISS - Imposto sobre Serviços
Serviços
2%
Valor da Venda
7.1.1.3 Receita Líquida
Projetada a Receita Bruta e conhecidos os Impostos sobre Vendas, a Receita
Líquida é apenas a Receita Bruta deduzida dos Impostos sobre Vendas
Receita Líquida = Receita Bruta – Impostos sobre Vendas
7.1.1.4 Custos e Despesas
Em geral, definem-se: custos como sendo os desembolsos relativos a atividades
efetivamente relacionadas à produção e despesas são definidas como sendo os
desembolsos relativos a atividades não diretamente relacionadas à produção.
Para fins de valuation, essa diferenciação não tem importância, pois tanto custos
quanto despesas são analisados apenas sob a ótica do desembolso necessário para que se
possa produzir o produto ou para a prestação do serviço.
88
O que é de fato importante para a projeção do DRE é a identificação do
comportamento dos custos/despesas com relação ao nível de atividade, ou seja, se são
fixos ou variáveis. Como o objetivo é projetar os Custos/Despesas no longo prazo é
primordial entender a relação destes com o nível de atividade.
Custos de operação (OPEX)
Plantas solares fotovoltaicas, sobretudo as conectadas à rede, requerem
manutenção e operação. Dessa forma, segundo [20], uma estimativa comum para o custo
anual de operação nas análises é de 1% do CAPEX. Logo, este será o valor utilizado no
projeto.
TUSD – Tarifa de Utilização do Sistema de Distribuição
Conforme citado pela ABINEE [20]: A RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL
Nº482, DE 17 DE ABRIL DE 2012, alterou a Resolução Normativa nº77, de 18 de Agosto
de 2004 da seguinte forma:

Para a fonte solar referida fica estipulado o desconto de 80% (oitenta por
cento), para os empreendimentos que entrarem em operação comercial até
31 de Dezembro de 2017, aplicável nos 10 (dez) primeiros anos de
operação da usina, nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão
e distribuição – TUST e TUSD, incidindo na produção e no consumo da
energia comercializada.

Este desconto de que trata o caput, será reduzido para 50% (cinquenta por
cento) após o décimo ano de operação da usina.

Os empreendimentos que entrarem em operação comercial após 31 de
dezembro de 2017 farão jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) nas
referidas tarifas.
Para estimar o valor dessa tarifa, foi tomando como base a resolução
homologatória Nº 1.858 da ANEEL [37] e o estudo realizado sobre descontos na TUST
e TUSD para fontes incentivadas [38].
Portanto, o valor estipulado para a TUST e TUSD ficou em R$ 10,80/MWh e R$
2,48/kW, respectivamente. Aplicando o desconto de 80% e 50%, o custo efetivo para
89
estas taxas fica em R$ 2,16/MWh e R$ 0,496/kW, para os dez primeiros anos, e R$
5,4/MWh e R$ 1,24/kW para os demais.
TFSEE – Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
Instituída pela Lei nº 9.427, de 1996, e regulamentado pelo Decreto nº 2.410, de
1997. A Lei 12.783, de 2013, alterou sua alíquota de 0,5% para 0,4%, que incide sobre o
benefício econômico anual auferido pela concessionária, permissionária ou autorizado do
Serviço Público de Energia Elétrica. Seu valor anual é estabelecido pela ANEEL com a
finalidade de constituir sua receita, para a cobertura do custeio de suas atividades. Os
valores estabelecidos em Despacho da ANEEL são pagos mensalmente em duodécimos
e sua gestão fica a cargo da ANEEL. [39]
Conforme o Despacho Nº 76 [40], o valor do benefício anual decorrente da
exploração da atividade de geração de energia relativo ao ano de 2015 ficou estipulado
em R$ 484,21 por kW. Entretanto, como a usina está sendo projetada para operar nos
próximos 25 anos, é necessário projetar o crescimento desta taxa. Para isto, foi
considerado novamente a projeção do IGP-M em 5,33% a.a. como reajuste da TFSEE.
7.1.1.5 EBITDA
Após projetar a Receita Líquida e os Custos/Despesas, pode-se calcular o famoso
EBITDA (Earnings Before Tax, Depreciation and Amortization) ou LAJIDA (Lucro
Antes de Juros, Depreciação e Amortização). De posse desse parâmetro calculado,
Esse parâmetro tem uma relação importante com a Receita Liquida. A razão entre
os dois é chamada de Margem EBITDA, que indica a eficiência na geração de caixa
operacional, apontando assim, a noção exata do quanto se gasta para gerar uma unidade
monetária de receita líquida.
EBITDA = Receita Líquida – Custos – Despesas
Até esse ponto da Construção do DRE Projetado, todas as informações são
relativas a efetivas entradas de caixa e desembolsos, ou seja, refletem de fato a geração
operacional de caixa da empresa. A partir do EBITDA o DRE começa a ser fortemente
impactado por questões contábeis e por decisões financeiras da empresa.
90
7.1.1.6 Depreciação
Existem em finanças dois tipos de regime: Competência e Caixa. No primeiro,
uma receita ou despesa impacta o DRE no momento do reconhecimento da mesma, ou
seja, no momento da fatura. Já no regime de caixa, só vale a efetiva entrada de caixa ou
o efetivo desembolso. Além disso, há a necessidade da relação entre receita e custo, ou
seja, toda receita gerada deve estar relacionada a um desembolso ocorrido.
Em termos de caixa, uma empresa que realiza um investimento pesado, tem de
imediato o desembolso relativo ao investimento feito, mas somente terá a entrada de caixa
gerada por este investimento em um segundo momento. Em termos de competência, esse
desembolso relativo ao investimento deverá ser atrelado à receita gerada ao longo da vida
útil do investimento. Surge desta forma, a figura da depreciação.
O cálculo da depreciação envolve o investimento feito e o período de tempo
durante o qual entende-se que haverá geração de receita por conta do investimento
realizado. Ela representa o investimento realizado distribuído ao longo do tempo de
depreciação estabelecido por lei, durante o período no qual o ativo será capaz de gerar
receitas. Essa é a chamada depreciação linear, que é amplamente usada pelas empresas.
Assim, apesar do cálculo da depreciação ser extremamente simples, é necessário
projetar todo o plano de investimentos da empresa para suportar o plano de expansão de
receitas.
A depreciação é um item não monetário, ou seja, não há de fato um desembolso
relativo a esse item do DRE, da mesma forma que ocorre com os Custos e as Despesas.
No entanto, a importância do correto cálculo da Depreciação é por conta do impacto no
Imposto de Renda, pois, para fins de DRE, tudo ocorre como se a Depreciação fosse um
item de custo, ou seja, é um redutor do Lucro Tributável pois, reduz o montante sobre o
qual será aplicada a alíquota de Imposto de Renda.
As taxas de depreciação utilizadas que constam no sistema de controle do Ativo
Imobilizado ou planilhas alternativas do cálculo da depreciação acumulada, devem estar
em conformidade com a Instrução Normativa - IN SRF 162/1998 e IN SRF 130/99. Em
muitos casos, utiliza-se uma taxa menor que a legislação permite, pagando-se mais
tributos. [41]
Na Tabela 25 é demonstrada a perda de valor contábil ao longo do tempo com
base na IN-SRF nº 162/1998, os valores foram extraídos da referência [42].
91
Tabela 25 - Depreciação Contábil dos bens envolvidos - adaptado [42]
Depreciação Anual (R$)
Vida Útil
(anos)
Painéis Fotovoltaicos
Inversores de frequência
Caixas de controle
Transformador
Cabos e Proteções
Sistema de Fixação
Demais custos
25
10
10
10
10
10
10
Taxa de
Depreciação
Caso A
4%
10%
10%
10%
10%
10%
10%
412.653,70
343.766,77
49.439,30
30.000,00
184.961,18
197.930,25
254.400,37
Total
Caso B
412.653,70
417.933,55
49.439,30
25.500,00
184.961,18
197.930,25
254.400,37
1.473.151,58 1.542.818,36
Vale ressaltar que os valores apresentados na Tabela 25, não contemplam a
depreciação dos equipamentos que serão trocados durante o décimo e vigésimo ano.
Assim, estes valores serão estimados na seção 7.1.2.1.2 sobre gastos líquidos de capital.
7.1.1.7 EBIT
O EBIT (Earnings Before Tax) também conhecido como LAJIR (Lucro antes de
Juros e Imposto de Renda) posse ser calculado a partir do EBITDA e da Depreciação.
𝐸𝐵𝐼𝑇 = 𝐸𝐵𝐼𝑇𝐷𝐴 − 𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜
7.1.1.8 Receitas Financeiras
As Receitas Financeiras são as receitas advindas da aplicação do caixa disponível
da empresa. Para a projeção destas receitas, é necessário conhecer o caixa efetivamente
disponível ao fim de cada ano e esse cálculo só será possível após calcular todos os fluxos
de caixa da empresa (fluxo de caixa dos ativo, fluxo de caixa aos credores e fluxo de caixa
aos acionistas) que serão apresentados posteriormente.
Considerando o cenário econômico atual, vale ressaltar algumas expectativas e
realidades nas quais o Brasil terá que enfrentar. São elas:
92

Inflação acima do teto da meta

Dólar em alta

Instabilidade política devido a todas as investigações sobre corrupção

Baixo crescimento econômico

Possibilidade de aumento dos juros nos EUA com impactos negativos no Brasil;

Juros (taxa Selic) em alta

Aumento dos impostos
O caixa da empresa será investido em aplicações de renda fixa através dos títulos
privados. Estes, por apresentarem um risco mais elevado do que os títulos do tesouro
possuem melhor rendimento. Além disso, proporcionam condições mais flexíveis como
resgate antecipado e período de investimento diferenciado. Os principais são: CDB, LCI,
LCA, Debentures, CRI, LF e LH.
Uma carteira de investimento, com títulos privados bem diversificados consegue
obter uma remuneração acima de 100% do CDI, ou seja, ultrapassar a taxa de juros.
Entretanto, por mais que o cenário futuro apresente um possível aumento dessa taxa, a
projeção considerada para o retorno da receita financeira é de 12,5% a.a. Tomando por
base a taxa over do CDI de 13,64% (cotação 18 de julho de 2015), o retorno projetado
representa 91,64% do juros atual.
7.1.1.9 Despesas Financeiras
As Despesas Financeiras são os Juros pagos relativos aos financiamentos
contraídos para viabilizar o programa de investimento da usina. Para a projeção das
despesas financeiras é necessário conhecer/projetar:

Estrutura de Capital para o financiamento

Condições do financiamento: prazo, carência e taxa de juros

Sistema de Financiamento: SAC (Sistema de Amortização Constante),
SAA (Sistema de Amortização Americano) e o SAF (Sistema de
Amortização Francês)
De posse desses dados, basta preparar uma Tabela para cada financiamento de
cada investimento e os juros a serem pagos em um dado ano será o somatório dos juros a
serem pagos em cada financiamento naquele ano.
93
Linhas de crédito
Sendo o financiamento uma das bases para se desenvolver um empreendimento
de energia elétrica, serão apresentados as linhas de crédito foram consideradas nas
simulações de forma a avaliar as diferentes alternativas em cada exemplo de investimento.
Os EUA possuem uma grande quantidade de linhas desse tipo que podem servir de
inspiração para o mercado brasileiro. Estas linhas precisam ser bem desenhadas e
avaliadas para garantir taxas de juros e prazos atrativos e o BNDES se destaca como um
potencial financiador destes projetos.
Programa Fundo Clima
O Programa se destina a aplicar recursos reembolsáveis do Fundo Nacional sobre
Mudança do Clima, criado pela Lei 12.114, de 09/12/2009. Entre os diversos objetivos
inclui-se o apoio aos investimentos em geração de energia a partir da captura da radiação
solar, bem como no desenvolvimento tecnológico e da cadeia produtiva do setor. As
características deste financiamento foram extraídas da referência [20] e são apresentas a
seguir:

Valor mínimo afiançado de R$ 3 milhões;

Taxa Nominal de 5,57% a.a. composta por: 1,1% a.a. de custo financeiro,
0,9% a.a. de remuneração básica do BNDES e 0,9% a.a. de risco de
crédito;

Período de investimento de até 15 anos, com carência de até 8 anos;

Participação máxima do BNDES de até 90% do financiamento;
Ainda que temporariamente o BNDES não enquadre novos pedidos de
financiamento com recursos para este fundo, os resultados serão demonstrados, uma vez
que essa linha de crédito se mostra uma das mais competitivas para energias alternativas
no país com juros nominais baixos e longo período de amortização.
94
Simulação de financiamento direto
De forma a traduzir um financiamento comum ao BNDES, essa linha de crédito
fictícia, foi utilizada. As informações desta linha de crédito são resumidas a seguir:

Taxa nominal de 8% a.a. composta pelo custo financeiro indexado a TJLP
(atualmente em 5,5% a.a. mas segundo previsões do BNDES irá passar para 6%
a.a. no segundo semestre de 2015), 1% de remuneração do credor e 1% de risco
de crédito.

Período de investimento de até 25 anos e carência de 12 meses.
O sistema de amortizações considerado para ambas as linhas de crédito será o SAC
que representa amortizações constantes da dívida. Dessa forma, o valor de juros a ser
pago vai diminuindo até o final do período do financiamento.
7.1.1.10 Earnings Before Tax ou LAIR
O LAIR (Lucro antes do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica) é apenas o LAJIR
acrescido das Receitas Financeiras e deduzido das Despesas Financeiras.
𝐿𝐴𝐼𝑅 = 𝐸𝐵𝐼𝑇 + 𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑠 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 – 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑎𝑠 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠 (𝐽𝑢𝑟𝑜𝑠)
O LAIR (Lucro Antes do Imposto de Renda), ou seja, o Lucro Tributável, a base
para o cálculo do Imposto de Renda, a base sobre a qual será aplicada a alíquota de
Imposto de Renda.
7.1.1.11 Impostos sobre Lucro Líquido
Assim como os Impostos sobre Vendas, o IRPJ e CSLL merecem atenção pois
dependendo da região do país é possível obter alguma isenção por alguns anos como
forma de fomento da região. Vale ressaltar que os créditos de PIS/COFINS não utilizados
para abater os Impostos sobre Vendas podem ser usados para abater o IRPJ no caso da
tributação do Lucro Real.
95
Conforme discutido anteriormente o IRPJ e CSLL sobre o Lucro Presumido será
pago sobre a base de cálculo Real, à alíquota de 24%. Entretanto, o que não foi comentado
é que a parcela do Lucro Real que exceder ao valor resultante da multiplicação de R$
20.000,00 pelo número de meses do período de apuração, é incidido uma alíquota extra
de 10%. Portanto, como a previsão excede esse valor os impostos a serem pagos serão de
34% do Lucro Líquido.
7.1.1.12 Lucro Líquido
O Lucro Líquido é o LAIR deduzido dos impostos IRPJ e CSLL.
Lucro Líquido = LAIR – (IRPJ + CSLL)
7.1.2 Cálculo dos Fluxos de Caixa
Em uma empresa há três fluxos de caixa que se interligam:

Fluxo de caixa dos ativos

Fluxo de caixa aos credores

Fluxo de caixa aos acionistas
Cada um desses fluxos serão detalhados a seguir.
7.1.2.1 Fluxo de Caixa dos Ativos
O Fluxo de Caixa dos Ativos nada mais é que o resultado da geração de caixa
operacional da empresa deduzida de todos os Investimentos necessários.
Fluxo de Caixa dos Ativos = Fluxo de Caixa Operacional – Investimentos
Os Investimentos podem ser classificados em Investimentos em Bens de Capital
(Gastos Líquidos de Capital) e Investimentos em Capital de Giro Líquido (Necessidade
de Capital de Giro Líquido).
96
7.1.2.1.1 Fluxo de Caixa Operacional
O Fluxo de Caixa Operacional é basicamente a geração de caixa operacional da
empresa.
Fluxo de Caixa Operacional = EBIT + Depreciação – (IRPJ + CSLL )
Portanto, em função das equações apresentadas, pode ser feita uma representação
do Fluxo de Caixa dos Ativos conforme a Tabela 26.
Tabela 26 – Representação inicial do Fluxo de Caixa dos Ativos
Fluxo de Caixa dos Ativos
código
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(+) EBIT
(+) Depreciação
(-) Imposto de Renda
Fluxo de Caixa Operacional (4) = (1) + (2) - (3)
(-) Δ Capital de Giro Liquido
(-) Investimentos de Capital (CAPEX)
Fluxo de Caixa dos Ativos (7) = (4) - (5) - (6)
7.1.2.1.2 Investimentos
Gastos Líquidos de Capital
Os Gastos Líquidos de Capital são investimentos necessários para assegurar: o
Planejamento Estratégico da Empresa (CAPEX) e o perfeito funcionamento da Base de
Ativos da Empresa (Sustaining CAPEX). Conforme visto na seção 6.4, o custo total, em
outras palavras, o CAPEX será aplicado no ano inicial no qual a usina não se encontra
em operação.
Ainda assim, será considerado a vida útil dos inversores em dez anos. Portanto,
será considerado a troca desses equipamentos, ocorrendo no final do décimo e vigésimo
ano de funcionamento, portanto, nesse período será incorporado um Sustaining CAPEX,
que representa a compra de novos inversores.
97
Na estimativa do preço dos inversores a serem substituídos, foi considerado o
mesmo valor Spot do EUR, um reajuste pela taxa de juros europeia, no caso a LIBOR
EUR 12M, e ainda um decrescimento no preço dos equipamentos importados em 8% por
ano. Isto porque, segundo a referência [20], como consequência do incentivo à energia
fotovoltaica, no plano internacional, o custo dos sistemas fotovoltaicos baixou a uma taxa
média anual de 8% ao ano nos últimos 30 anos.
Tabela 27 – Valores históricos LIBOR EUR 12M - [43]
LIBOR EUR 12M (%)
1998
3,21
1999
3,18
2000
4,79
2001
4,09
2002
3,49
2003
2,33
2004
2,27
2005
2,33
2006
3,44
2007
4,46
2008
4,83
2009
1,55
2010
1,29
2011
2,01
2012
1,07
2013
0,44
2014
0,43
Considerando a projeção da LIBOR em 2,19% a.a., como a média dos valores
históricos, nos últimos dez anos, é possível estimar o preço do CAPEX a ser
desembolsado no décimo e vigésimo ano, conforme apresentado na Tabela 28.
Tabela 28 – Preço dos Inversores
Preço dos Inversores (R$)
Ano
Caso A
Caso B
Ano Inicial
R$ 3.437.667,75
R$ 4.179.335,52
10º Ano
R$ 2.509.938,12
R$ 3.051.450,67
20º Ano
R$ 1.832.576,57
R$ 2.227.950,15
98
De posse dos valores estimados na Tabela 28 é possível calcular a depreciação
dos inversores a partir do décimo e vigésimo ano de operação. Considerando a taxa anual
de depreciação em 10% é possível estimar o valor da depreciação dos novos inversores a
ser considerado nos períodos de troca.
Tabela 29 - Depreciação dos novos inversores
Depreciação Anual (R$)
1ª troca no final do 10º ano
2ª troca no final do 20º ano
Caso A
Caso B
R$ 250.993,81
R$ 183.257,66
R$ 305.145,07
R$ 222.795,01
Necessidade de Capital de Giro Líquido
Os investimentos para suprir as Necessidades de Capital de Giro Líquido (NCG)
são fruto do cálculo da variação do Capital de Giro Líquido (CGL). A Necessidade dessa
variação advém das diferenças entre Prazo Médio de Contas a Receber, Prazo Médio de
Estoques e Prazo Médio de Contas a Pagar.
O Capital de Giro Líquido em questão tem foco operacional, portanto, a
composição do Ativo Circulante e do Passivo Circulante não deverá ter outros
componentes que não os operacionais. Portanto, para que se possa projetar este item, é
necessário projetar o Ativo Circulante e o Passivo Circulante.
No entanto, para uma usina fotovoltaica não faz sentido calcular a necessidade de
Capital de Giro Liquido. Uma vez que não ocorre a variação entre o Capital de Giro
Liquido, pelo simples fato de não haver um descasamento significativo entre os prazos
médios de contas a pagar e a receber, a NCG será considera como zero para este projeto.
7.1.2.2 Fluxo de Caixa aos Credores
O Fluxo de Caixa aos Credores é função dos desembolsos da dívida e do
pagamento das amortizações do principal e dos juros.
𝐹𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑜𝑠 𝐶𝑟𝑒𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 = 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑏𝑜𝑙𝑠𝑜𝑠 – 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 − 𝐽𝑢𝑟𝑜𝑠
99
Essas informações (Desembolsos, Amortização de principal e Juros) dependem
da estratégia de financiamento da empresa e podem ser obtidas através do Sistema
empregado para o financiamento, sendo que o SAC é o mais usual.
7.1.2.3 Fluxo de Caixa aos Acionistas
Por fim, o Fluxo de Caixa aos Acionistas pode ser calculado através dos aportes,
Juros sobre Capital Próprio e Dividendos.
𝐹𝑙𝑢𝑥𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑜𝑠 𝐴𝑐𝑖𝑜𝑛𝑖𝑠𝑡𝑎𝑠
= 𝐴𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑠 – 𝐷𝑖𝑣𝑖𝑑𝑒𝑛𝑑𝑜𝑠 – 𝐽𝑢𝑟𝑜𝑠 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒 𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑃𝑟ó𝑝𝑟𝑖𝑜
Para os anos que apresentarem um Lucro Líquido positivo, será considerado um
pagamento de 16% de dividendo e 9% de juros sobre capital próprio em cima deste lucro.
7.1.3 Cálculo do WACC
O WACC (Custo Médio Ponderado de Capital, do inglês Weighted Average Cost
of Capital) é, como o próprio nome diz, uma média ponderada da taxa de desconto
utilizada para trazer os fluxos de caixa do empreendimento à valor presente. Composto
pela proporção de dívida e capital próprio no empreendimento, o custo que cada um destes
recursos representa e a alíquota de imposto a ser considerada.
Portanto, o WACC reflete:

Custo de Capital Próprio (custo de capital dos acionistas)

Custo de Capital de Terceiros (custo de capital do credor)

Alavancagem financeira da empresa

Alíquota de Imposto
𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝐾𝑒 ∗ (1 − 𝑇) ∗
𝐸
𝐷
+ 𝐾𝑑 ∗
𝐸+𝐷
𝐸+𝐷
Onde,
Ke – Custo de Capital Próprio
100
Kd – Custo de Capital de Terceiros
T – Alíquota marginal de imposto
E – Valor de Mercado do Capital Próprio (E = Equity)
D – Valor de Mercado da Carteira de Dívida da empresa (D = Debt)
7.1.3.1 Cálculo do Custo de Capital Próprio
O Custo de Capital Próprio é calculado pelo CAPM (Capital Asset Price Model)
que representa uma das ferramentas utilizadas para avaliar o risco de um ativo que define
que o retorno esperado sobre um ativo é equivalente à taxa livre de risco somado ao
prêmio de exposição ao risco.
𝐾𝑒 = 𝑅𝑓 + 𝛽 ∗ 𝑃𝑅𝑀
Onde,
Ke – Custo de Capital Próprio ou Custo de Capital do Acionista
Rf – Taxa Livre de Risco
β – Beta
PRM – Prêmio de Risco de Mercado
Taxa Livre de Risco (Rf)
A Taxa de Livre de Risco representa o retorno fornecido por um investimento com
um menor risco possível. Assim, para o caso de um investidor atuando no Brasil pode ser
a considerado a taxa anual de rentabilização dos títulos públicos. Uma vez que eles são
ativos de renda fixa, mais detalhadamente, títulos de dívida emitidos pelo governo, o risco
de default é praticamente nulo.
A Figura 56 representa os títulos públicos que encontram-se a venda segundo o
Tesouro Direto [44]. Para este projeto foi considerado a taxa de 13,08% a.a. equivalente
a remuneração de uma LTN com vencimento em 2021. Este é um título pré-fixado,
portanto, embutido na sua taxa de remuneração se encontra a projeção da inflação e uma
taxa PRE.
101
Figura 56 – Preços e taxa dos títulos públicos disponíveis no Tesouro Direto [44]
Beta (β)
O beta do ativo é calculado a partir da correlação da variação de um ativo com a
variação do índice padrão de mercado, deste mesmo ativo. Logo, representa o retorno
esperado pelo mercado para uma dada classe de ativos. Ele pode ser calculado de maneira
direta ou indireta:
Cálculo Direto do Beta
O cálculo direto do Beta considera apenas a série histórica da ação em questão.
Os seguintes passos devem ser seguidos para que ele possa ser calculado:

Obtenção da série histórica do preço da ação e do IBOVESPA

Cálculo do retorno dos preços da ação e do IBOVESPA
Retorno t = ln (

Preçot
)
Preçot−1
Cálculo do beta da ação com relação ao IBOVESPA
102
𝐵𝑒𝑡𝑎 =
𝐶𝑂𝑉𝐴𝑅 (𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝐴çã𝑜, 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝐼𝐵𝑂𝑉𝐸𝑆𝑃𝐴)
𝐷𝐸𝑆𝑉 𝑃𝐴𝐷 (𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝐼𝐵𝑂𝑉𝐸𝑆𝑃𝐴)2
Entretanto, esse método só é possível ser empregado para empresas de capital
aberto.
Cálculo Indireto do Beta
O cálculo indireto considera empresas comparáveis no Mercado. Os passos são:

Cálculo do beta de uma empresa comparável pelo Método Direto

Como cada empresa tem um nível de alavancagem financeira diferente, deve-se
desalavancar o beta calculado conforme a formula abaixo.
𝛽𝑑𝑒𝑠𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 =

𝛽𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜
𝐷
1+( )
𝐸
Esse beta desalavancado deve ser realavancado considerando a alavancagem
financeira da empresa em análise.
𝐷
𝛽realavancado = 𝛽𝑑𝑒𝑠𝑎𝑙𝑎𝑣𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 ∗ [1 + ( )]
𝐸
O cálculo do beta pelo método indireto é a única opção para empresas que não
têm ações negociadas em bolsa, ou o mais adequado para empresas cuja liquidez de
mercado seja muito baixa em comparação com empresas comparáveis no setor.
Portanto, para o cálculo do beta foi utilizado o desempenho de três empresas,
negociadas em bolsa, do ramo de energia elétrica. O banco de dados das cotações de
fechamento (desde 2008), o índice de fechamento diário do Índice da Bolsa de Valores
de São Paulo (Ibovespa) e as informações do balanço de 2014, tais como Ativo, Passivo
e Patrimônio Líquido (PL) foram obtidos na EXAME Abril [45].
As empresas escolhidas foram:
103

AES Tietê (GETI3) - geradora de energia elétrica com um parque de usinas
composto por 10 hidrelétricas e capacidade de 2.651 megawatts (MW) que
representa 2,4% da Capacidade Total Instalada no Brasil.

Eneva (ELPL4) - antes designada como MPX Energia S.A., atua nos setores de
geração, comercialização e logística de energia elétrica.

AES EletroPaulo (ELPL4) - maior distribuidora de energia elétrica da América
Latina, distribuindo energia elétrica a 24 municípios da Grande São Paulo,
incluindo a capital.
A partir dos dados coletados, o beta de cada empresa foi calculado pelo método
direto. De posse da alavancagem financeira, foi possível desalavancar esses Betas e
calcular a média entre eles. Em seguida, foi calculado o Beta final, ou seja, o Beta
realavancado, para vários de cenários de financiamento, desde 0% a 90%. A Tabela 30
representa estes valores calculados.
Tabela 30– Memória de cálculo do Beta
ELPL4
Covariância
(Desvio padrão) ²
Beta
Ativo (bilhões de reais)
Passivo (bilhões de reais)
PL (bilhões de reais)
Alavancagem financeira
GETI3
ENEV3
0,000235465
0,000343119
0,686248950
0,000109750
0,000343119
0,319858968
0,000074478
0,000197458
0,377185549
11590
9022
2568
4,5132
4250
2,886
1364
3,1158
7044
5909
1135
6,2062
Média
Beta desalavancado
0,152052399
0,102655914
0,060775922
Financiamento
Beta realavancado
0%
0,105161412
25%
0,140215215
50%
0,210322823
0,105161412
70%
0,350538039
80%
0,525807058
90%
1,051614116
Prêmio de Risco de Mercado (PRM)
O prêmio de risco de mercado é o spread entre o retorno da taxa livre de risco e o
retorno do IBOVESPA. Desta maneira, será estimada esta taxa de retorno pela taxa de
crescimento nos últimos 10 anos das cotações do índice. Logo, considerando o índice de
27 de julho de 2005 em 25337,82 pontos com o de 24 de julho de 2015 em 49245,85
104
pontos, o retorno total no período é de 94,36%. Assim, ao anualizar este retorno, obtémse a taxa de 6,78% a.a. Considerando a taxa livre de risco apresentada anteriormente, o
PRM será de 13,08% - 6,78% = 6,3% a.a.
7.1.3.2 Cálculo do Custo de Capital de Terceiros
Diferentemente do Custo de Capital Próprio que é calculado através de uma
fórmula, o Custo de Capital de Terceiros é obtido pelas informações de financiamento
pois, representa o Custo de Capital que os credores da empresa cobram. Assim, para a
linha de credito Fundo clima e a simulação direta o Kd será de 5,57% a.a. e 8% a.a.,
respectivamente.
Portanto, levando em consideração as variáveis projetadas, tais como, a taxa livre
de risco, os Betas para cada tipo de alavancagem, o PRM, o custo de capital de terceiros
e a alíquota de tributos fiscais, é possível estimar um WACC para os diferentes cenários
apresentados.
Tabela 31 – WACC calculado para as diferentes linhas de crédito
Financiamento
Fundo Clima
Financiamento Direto
0%
25%
50%
70%
80%
90%
0%
25%
50%
70%
80%
90%
Rf
Beta
0,1052
0,1402
0,2103
0,3505
0,5258
1,0516
13,08%
0,1052
0,1402
0,2103
0,3505
0,5258
1,0516
PRM
6,30%
Ke
Kd
13,74%
13,96%
14,41%
5,57%
15,29%
16,39%
19,71%
13,74%
13,96%
14,41%
8%
15,29%
16,39%
19,71%
Impostos
WACC
34%
9,07%
8,30%
7,54%
6,93%
6,62%
6,31%
9,07%
8,91%
8,75%
8,63%
8,56%
8,50%
105
7.2 Resultados Projetados
Nesta cessão serão apresentados os resultados obtidos quando projetadas as
receitas e despesas de uma usina fotovoltaica, alterando a estrutura de capital, a tarifa de
energia elétrica contratada e as parcelas de pagamento da dívida.
7.2.1 Resumo das considerações utilizadas na obtenção dos resultados
Como muitas são as variáveis para as simulações do modelo econômico, algumas
delas que foram adotadas para as análises são destacadas a seguir:

Geração: 5.999,05 MWh por ano com uma variação negativa de 0.75% por conta
da degradação dos painéis fotovoltaico;

Preço: Quatro faixas de preço: R$ 209,52, R$ 224,44, R$ 230,37 e R$ 273,35 com
reajuste de 5,33% a.a.;

Impostos sobre venda: 11,5% da Receita Bruta;

Custos e Despesas: Custo operacional (OPEX) equivalente a 1% do CAPEX total
sem reajustes anuais; TUSD de R$ 2,06/MWh nos dez primeiros anos (80%
desconto) e R$ 5,15/MWh a partir da segunda década de operação (50% de
desconto); TFSEE de R$823,157 (=R$ 484,21* 4250 Wp * 0,04%) por ano com
reajuste de 5,33% a.a;

Depreciação Caso A: R$ 1.468.651,58 nos dez primeiros anos, R$ 663.647,51 do
décimo ao vigésimo ano, R$ 595.911,35 do vigésimo primeiro até o final da
projeção;

Depreciação Caso B: R$ 1.547.318,36 nos dez primeiros anos, R$ 717.798,77 do
décimo ao vigésimo ano e R$ 635.448,72 do vigésimo primeiro até o final do
período projetado;

Impostos sobre o Lucro líquido: 34% do lucro líquido;

Retorno da Receita financeira: 12,5% a.a. do saldo total de caixa do ano anterior,
quando positivo;

Dividendo e Juros sobre Capital próprio: segundo a projeção serão pago 17% de
dividendos e 9% de juros sobre capital próprio sob o lucro líquido, quando
positivo;
106

CAPEX: Para o caso A será considerado um CAPEX inicial de R$ 20.921.321,31,
R$ 2.509.938,12 e R$ 1.832.576,57 de sustaining CAPEX representando a troca
dos inversores, para o décimo e vigésimo ano, respectivamente. Agora, para o
caso B o CAPEX inicial é de R$ 21.617.989,09, e sustaining CAPEX de R$
3.051.450,67 e R$ 2.227.950,15 para o décimo e vigésimo ano, respectivamente;

Relação de Dívida/Equity (financiamento): foram considerados cenários com 0%,
25%, 50%, 70%, 80% e 90% do CAPEX financiado;

Linhas de crédito: Fundo clima com taxa nominal de 5,57% a.a., carência de 1
ano e prazo de 15 anos. Financiamento Direto com taxa de 8% a.a., carência
também de 1 ano e prazo de 25 anos;
7.2.2 Avaliação de Investimentos
A partir da construção dos fluxos de caixas da empresa pelo método do DFC,
conforme apresentado na cessão anterior, será feita uma breve análise da viabilidade do
investimento através dos critérios de avaliação de investimento descritos a seguir.
Período de Payback
Ele informa simplesmente o momento em que as entradas e saídas de caixa se
igualam no tempo. Quanto menor o período de payback, mais atrativo se torna o
investimento. Ignora a ordem na qual o Fluxo de Caixa é gerado dentro do período de
payback e não leva em consideração o Custo de Oportunidade do Capital, ou seja, ignora
o valor do dinheiro no tempo.
Vantagens

Fácil Compreensão

Considera Incerteza de Fluxos de Caixa mais distantes (Viés a favor da liquidez)

Liberação rápida de Caixa para outros usos

Controle sobre gastos (Efeito limitado às perdas)
Desvantagens

Ignora Valor do Dinheiro no Tempo

Estabelece Período de Corte Arbitrário
107

Ignora Fluxos de Caixa além da data de corte

Tem Viés contra Projetos de Longo Prazo (Pesquisa e Desenvolvimento)
Valor Presente Líquido (VPL)
Esse valor reflete no tempo atual a série anual de fluxo de caixa durante o tempo
de vida da planta, isto é, qual quantidade monetária foi economizada durante toda a vida
da usina, considerando o custo de oportunidade do capital através da taxa de desconto.
Quanto maior o VPL, mais favorável é o investimento.
𝑛
𝑉𝑃𝐿 = ∑
𝑛=0
𝐶𝐹𝑛
𝐶𝐹1
𝐶𝐹𝑛
= 𝐶𝐹0 +
+ ⋯+
𝑛
1
(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)
(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)
(1 + 𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑛
Onde:
CF – Fluxo de caixa
Taxa Interna de Retorno (TIR)
É a taxa de remuneração do capital investido para que o VPL seja zero. Quanto
maior a diferença entre a TIR e a taxa de desconto (WACC), melhor é o investimento e
consequentemente maior será o VPL.
𝑛
0=∑
𝑛=0
𝐶𝐹𝑛
𝐶𝐹1
𝐶𝐹𝑛
=
𝐶𝐹
+
+
⋯
+
0
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛
(1 + 𝑇𝐼𝑅)1
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛
Portanto, é comum aceitar projetos cuja Taxa Interna de Retorno seja superior ao
custo de oportunidade de capital. Como na análise do VPL, o Critério da TIR é baseada
na técnica do Fluxo de Caixa Descontado. E o investidor é indiferente a Projeto com VPL
nulo pois, representa um ponto de equilíbrio econômico, em outras palavras, não cria nem
destrói valor ao acionista.
108
7.2.3 Analise dos resultados
Inserindo na ferramenta desenvolvida no Microsoft Excel, as premissas anteriores,
foram calculados os Fluxos de Caixa do Ativo presentes no Anexo XI e XII para as linhas
de credito do Fundo Clima e Financiamento Direto, respectivamente.
Em cima destes fluxos calculados foi feita uma análise de viabilidade
considerando os critérios de investimentos descritos. O resultado encontrasse nas Tabelas
32 e 33 a seguir que refletem as duas linhas de financiamento consideradas.
Tabela 32 – Fundo Clima - Analise dos resultados
VPL (R$)
Financiamento
WACC
0%
9,07%
25%
8,30%
50%
7,54%
70%
6,93%
80%
6,62%
90%
6,31%
Tarifa (R$)
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
Caso A
1.902.966,57
3.402.601,00
3.993.078,19
8.098.203,56
(1.581.980,55)
329.888,81
1.061.456,21
6.093.255,22
(6.231.393,97)
(4.294.405,26)
(3.497.209,26)
2.461.802,81
(6.702.223,41)
(5.259.038,02)
(4.671.753,96)
(72.906,83)
(6.521.358,13)
(5.132.889,93)
(4.569.727,49)
(237.434,50)
(6.150.540,00)
(4.825.670,79)
(4.279.457,23)
(81.458,34)
Caso B
1.136.025,55
2.695.862,92
3.286.340,10
7.457.779,39
(2.740.242,17)
(770.895,03)
(11.495,17)
5.148.906,17
(7.526.177,50)
(5.680.420,71)
(4.892.229,34)
1.070.747,28
(7.850.221,67)
(6.436.927,69)
(5.856.141,43)
(1.423.012,22)
(7.631.602,24)
(6.281.099,49)
(5.727.684,10)
(1.463.647,02)
(7.217.481,87)
(5.928.352,89)
(5.399.415,75)
(1.291.197,88)
TIR
Payback (anos)
Caso A Caso B Caso A Caso B
9,82%
9,51%
12,5
13,0
10,40% 10,10%
12,0
12,5
10,62% 10,31%
12,0
12,5
12,08% 11,78%
11,0
11,0
7,64%
7,18%
14,5
15,0
8,44%
8,00%
13,5
14,0
8,73%
8,30%
13,5
14,0
10,62% 10,22%
11,5
12,0
4,63%
4,05%
17,5
18,5
5,62%
5,02%
16,5
17,0
6,00%
5,41%
16,0
16,5
8,52%
7,96%
13,0
14,0
3,65%
3,14%
18,5
19,0
4,44%
3,92%
17,5
18,0
4,75%
4,23%
17,0
17,5
6,90%
6,33%
14,5
15,0
3,33%
2,94%
18,0
19,0
4,18%
3,67%
17,5
18,0
4,47%
3,96%
17,0
17,5
6,52%
6,00%
14,5
15,0
3,33%
2,88%
18,0
19,0
4,03%
3,55%
17,0
18,0
4,31%
3,82%
17,0
17,5
6,28%
5,76%
14,5
15,0
109
Tabela 33 – Financiamento Direto - Analise dos resultados
VPL (R$)
Financiamento
WACC
0%
9,07%
25%
8,91%
50%
8,75%
70%
8,63%
80%
8,56%
90%
8,50%
Tarifa (R$)
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
209,52
224,44
230,37
273,35
Caso A
1.902.966,57
3.402.601,00
3.993.078,19
8.098.203,56
(2.576.872,57)
(730.674,19)
(22.054,53)
4.817.978,96
(7.852.930,97)
(6.173.149,46)
(5.454.991,39)
119.066,91
(8.744.537,00)
(7.616.994,13)
(7.147.798,64)
(3.971.556,91)
(8.633.762,72)
(7.605.305,59)
(7.191.855,44)
(3.865.522,56)
(8.482.994,25)
(7.440.095,14)
(7.030.317,33)
(4.013.158,95)
Caso B
1.136.025,55
2.695.862,92
3.286.340,10
7.457.779,39
(3.707.319,47)
(1.813.784,23)
(1.077.853,21)
3.898.013,36
(9.039.818,98)
(7.444.186,57)
(6.758.252,37)
(1.252.159,76)
(9.749.177,79)
(8.647.031,18)
(8.194.789,27)
(4.474.542,82)
(9.612.490,27)
(8.574.781,13)
(8.167.353,76)
(4.956.325,55)
(9.468.064,28)
(8.412.674,50)
(7.996.319,41)
(5.012.752,95)
TIR
Payback (anos)
Caso A Caso B
9,82%
9,51%
10,40% 10,10%
10,62% 10,31%
12,08% 11,78%
7,79%
7,32%
8,60%
8,16%
8,90%
8,47%
10,83% 10,43%
4,71%
4,15%
5,71%
5,12%
6,11%
5,51%
8,81%
8,21%
3,76%
3,29%
4,50%
4,01%
4,80%
4,30%
7,06%
6,46%
3,83%
3,34%
4,40%
3,97%
4,66%
4,22%
6,60%
6,08%
3,83%
3,40%
4,46%
4,04%
4,70%
4,28%
6,42%
5,96%
Caso A Caso B
12,5
13,0
12,0
12,5
12,0
12,5
11,0
11,0
14,0
14,5
13,5
14,0
13,0
13,5
11,5
12,0
17,0
18,0
16,0
16,5
15,5
16,5
13,0
13,5
17,5
18,0
16,5
17,5
16,5
17,0
14,0
14,5
17,5
18,0
16,5
17,0
16,0
17,0
14,0
14,5
17,5
18,0
16,5
17,0
16,0
16,5
14,0
14,5
A vantagem do Caso A fica evidente em relação ao caso B por apresentar um
CAPEX menor, assim, os retornos para o primeiro caso são mais atrativos. Esta vantagem
ocorre independente do percentual de financiamentos.
Analisando o caso em que algum investidor queira construir uma usina
fotovoltaica apenas com recursos próprios, o não pagamento de juros sobre o empréstimo
irá deixar um fluxo de caixa livre todo ano para os acionistas. Neste cenário, o
empreendimento gera lucro e em ambas as linhas de credito apresenta-se um VPL positivo
para a faixa de tarifas apresentadas.
Sem dúvida, este é o cenário mais otimista que apresenta o menor período de
Payback e a maior TIR. Nota-se que para ambas as linhas de credito os valores
encontrados para o VPL, TIR e Payback são os mesmos pois, como o financiamento é
nulo, a parte da equação do WACC referente ao custo do capital de terceiros também é
nula. Dessa forma, a mesma taxa de desconto é utilizada para ambas as linhas.
Logo, para este cenário, os valores que mais se destacam, por apresentar o maior
retorno, é o VPL de R$ 8.090.210,36, com uma taxa de retorno de 12,08% e tempo de
retorno para o investimento de 11 anos.
110
A partir dos resultados com financiamento de 25% do CAPEX, introduz-se o
pagamento de juros. Nota-se, portanto, que começa a surgir valores negativos para o VPL
nas tarifas mais baixas em ambas linhas de crédito.
Um ponto importante a ser observado é que os valores do VPL para o Fundo Clima
são mais atrativos que o Financiamento Direto. Entretanto, ao compararmos a TIR, o
resultado é o contrário, ou seja, a segunda linha apresenta uma taxa interna de retorno
maior do que a primeira. Isto ocorre pelo fato do prazo de financiamento de ambas as
linhas serem diferentes. Assim, o efeito causado pela amortização da segunda linha que
possui o prazo maior, de 25 anos, suaviza o pagamento do financiamento no fluxo de
caixa, resultando no aumento de Caixa dos Ativos.
Além disso, este efeito inverso do VPL e TIR ocorre também, por conta da
diferença na taxa de desconto utilizada, que se dá pelo fato do custo de capital de terceiros
ser diferente em ambas as linhas de crédito.
Para a configuração de 50% de capital de terceiros, é possível notar uma maior
diminuição na TIR e no VPL, além é claro, do aumento no período de Payback. Tudo
isso por conta do pagamento mais elevado da amortização e juros do valor financiado.
Infelizmente, esta configuração é o cenário com o maior percentual de financiamento que
possui pelo menos um resultado com o VPL positivo. Em virtude disso, será discorrido,
mais a frente, uma breve analise sobre os fluxos de caixas deste panorama.
Continuando a observar o resultado apresentado nas Tabelas, é possível notar que
conforme aumenta a participação de terceiros, o investimento vai perdendo a sua
atratividade do ponto de vista do VPL. Portanto, o Fluxo de Caixa Descontado a valor
presente fica negativo, em outras palavras, a Taxa Interna de Retorno é menor do que a
Taxa de Desconto utilizada. Por isso que esta recebe o nome de Taxa Mínima de
Atratividade.
Analise: Caso A, financiamento de 50% do CAPEX e Tarifa de R$273,35
Tomando como base o financiamento com 50% que possui a maior alavancagem
financeira e ao mesmo tempo apresente resultados atrativos, será analisado os valores do
Lucro Líquido, do Fluxo de Caixa dos Ativos e da Geração de Caixa, conforme
apresentados nas Figuras a seguir. Vale ressaltar que as linhas completas do DRE que
originaram estes dados, estão dispostas no Anexo IX e X. Para acompanha-los é
necessário utilizar as linhas de guia do DRE presentes no Anexo VIII.
111
6.000.000,00
5.000.000,00
4.000.000,00
3.000.000,00
2.000.000,00
1.000.000,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
(1.000.000,00)
(2.000.000,00)
Fundo Clima
Financiamento Direto
Figura 57 – Lucro Líquido, 50% do CAPEX financiado e Tarifa de R$ 273,35
7.000.000,00
6.000.000,00
5.000.000,00
4.000.000,00
3.000.000,00
2.000.000,00
1.000.000,00
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
(1.000.000,00)
Fundo Clima
Financiamento Direto
Figura 58 - Fluxo de Caixa dos Ativos, 50% do CAPEX financiado e Tarifa de 273,35
112
Figura 59 - Geração de Caixa (50% do CAPEX financiado e Tarifa de R$273,35)
Antes de mais nada, é interessante notar que no Gráfico da Figura 58, o forte
impacto que o Fluxo de caixa dos Ativos sofre no décimo e vigésimo ano, decorrente da
troca dos inversores nessa época.
Na Figura 57, nota-se que o lucro líquido do Financiamento Direto é menor em
todos os anos em relação aos valores do Fundo Clima. O que é de se esperar uma vez que
essa linha apresenta um juros mais elevado a ser pago, ocasionando assim uma diferença
entre as opções de crédito. Dessa forma, considerando uma análise simplista, pode se
dizer que de ponto de vista do Lucro Líquido, o Fundo Clima é o mais vantajoso.
No entanto, ao analisarmos o Gráfico do fluxo de Caixa dos Ativos é possível
notar que o Financiamento Direto apresenta um fluxo maior até o vigésimo ano de
operação da Usina. Isto ocorre pela diferença no pagamento de Amortização e de Juros
da dívida entre as linha de crédito, conforme descrito anteriormente. Dessa forma, pelo
fato do Financiamento Direto apresentar prestações mais suaves de Amortização, o saldo
final de caixa fica mais elevado, permitindo assim uma maior Receita Financeira no ano
seguinte.
O impacto da diferença na receita de investimento do caixa pode ser visto,
também, no Gráfico da geração de caixa, onde nota-se uma geração mais elevada para o
Financiamento Direto até o 15º ano. No entanto, o cenário se inverte para os anos
posteriores, por conta do termino do financiamento, no Fundo Clima, uma vez que o seu
prazo é de 15 anos. Ainda assim, esta vantagem nos últimos 5 anos não apresenta-se
113
valida ao considerarmos a variação do dinheiro no tempo. Ou seja, por mais que o Fundo
Clima apresente fluxos maiores nos últimos anos, não o torna vantajoso ao trazermos todo
o fluxo a valor presente.
Assim, pelos valores considerados na projeção e pela análise dos Gráficos, fica
evidente que o tempo mais longo do Financiamento Direto sobrepõem a vantagem do
juros mais baixos do Fundo Clima. Dessa forma, caso ambas as linhas de crédito
possuíssem a mesma taxa de desconto, o Financiamento Direto seria de fato mais
vantajoso. No entanto, conforme discutido, justamente por possuir um juros mais alto, o
Financiamento direto acaba tendo um percentual mais elevado no Custo de Capital de
Terceiros (Kd), influenciando assim um aumento na taxa do WACC e por sua vez,
resultando em um VPL inferior ao do Fundo Clima.
Portanto, conclui-se que a Linha de crédito do Fundo Clima torna-se a mais
vantajosa quando envolvido o Custo do Capital de Terceiros no cálculo da taxa de
desconto. Dessa forma, do ponto de vista pragmático, o ideal para o sucesso de um
investimento como esse dimensionado é que o BNDES continue fomentando esse tipo de
financiamento com juros nominal atrativamente baixo e ainda, se possível, oferecer um
prazo de financiamento mais longo.
Por fim, considerando os valores apresentados nas Tabelas 32 e 33, fica evidente
que, por menor que seja a diferença entre os casos, o primeiro, caso A, apresenta-se mais
vantajoso que o segundo (caso B). Além disso, conforme mencionado no Capítulo 5, os
inversores dimensionados, para ambos os casos, apresentam apenas 1 MPPT cada,
portanto, o primeiro caso, por apresentar mais inversores possui uma confiabilidade maior
do sistema do que o segundo caso. Dessa forma, tanto do ponto de vista econômico quanto
do ponto de vista técnico o caso A prova-se mais viável e vantajoso.
114
CAPÍTULO 8: CONCLUSÃO
Em resumo, este trabalho teve como objetivo dimensionar uma usina fotovoltaica
conectada à rede, para uma localidade específica em Nova Iguaçu. Ainda assim, de posse
dos valores projetados, foi realizado uma análise de viabilidade econômica para o projeto.
Inicialmente, foi apresentado o cenário nacional e internacional da geração
fotovoltaica. Em seguida, na parte teórica, uma breve revisão sobre a energia solar
fotovoltaica foi discorrida, em conjunto com o detalhamento dos principais componentes
do sistema fotovoltaico, sobre as normas e a regulamentação que regem este sistema.
Entrando na parte do dimensionamento, os principais itens foram estimados e projetados,
dando origem a modelagem tridimensional realizada. Dando continuidade, os custos do
projeto foram apresentados e por fim, a análise de viabilidade econômica foi realizada.
Ademais, na parte técnica foram considerados os limites físicos do local como
também os elétricos dos componentes dimensionados. Na parte financeira, foi realizado
a projeção dos balanços e demonstrativos de resultados anuais e, de posse dos valores
projetados, foi feita a análise em cima do Fluxo de Caixa Descontado, por meio da
elaboração de uma ferramenta de cálculo no Excel. Os critérios de avaliação empregados
foram o Valor Presente Líquido, a Taxa Interna de Retorno e o período de Payback.
A inclinação atípica do relevo local ocasionou uma dificuldade no
dimensionamento e na disposição dos arranjos fotovoltaicos. Com a utilização da
ferramenta Google SketchUp foi possível contornar o problema ao importar, além da
latitude e longitude local, a altura dos pontos contidos no terreno. Dessa forma, tornouse viável englobar as oscilações do relevo na modelagem do sistema fotovoltaico.
Com a finalidade de tornar os resultados mais condizentes com a realidade
financeira, analisaram-se cenários econômicos distintos. Conforme esperado, as centrais
geradoras têm uma tendência a ficar cada vez menos competitivas, com a redução no
preço da energia. Além disso, o cenário não é muito animador quando observados os
casos com alavancagem financeira mais elevada. Nesse contexto, os valores encontrados
não atingiram uma atratividade desejada, refletindo o “Valor Presente Líquido” negativos
e por consequência taxas internas de retorno inferiores as taxas de desconto.
Dessa forma, a fim de que o investimento se torne viável sob a ótica do investidor,
para todos os cenários apresentados, é necessário uma tarifa de energia acima do teto
estipulado no LER/2014 ou uma redução no custo de aquisição dos equipamentos.
115
No entanto, é possível notar que o investimento fica mais competitivo quando não
há recursos externos alocados. Sendo esta afirmação refletida nas projeções com capital
de terceiros igual a 0%, ou seja, o CAPEX total financiado com o capital próprio.
Ainda assim, observa-se uma viabilidade econômica positiva para alguns cenários
com financiamento de 25% a 50% do valor investido. Portanto, por mais que Nova Iguaçu
não esteja localizada em uma das regiões do Brasil de maior incidência de radiação solar,
ainda assim ela apresenta um potencial de geração fotovoltaica que aparenta ser viável
economicamente, em alguns casos projetados.
Existe também a possibilidade da energia produzida pela usina ser vendida no
mercado livre de energia. Como no caso da empresa Tractebel, que opera a maior usina
fotovoltaica do Brasil, instalada em Santa Catarina. Atualmente ela utiliza esse mercado
e vende a sua energia para empresas privadas.
O preço da energia no mercado de curto prazo atingiu valores de R$ 690/MWh
em 2014. No entanto, ainda neste ano a ANEEL aprovou novos limites do PLD para 2015,
reduzindo o teto de R$ 822,83/MWh para R$ 388,48/MWh. Ainda assim, considerando
um cenário com esse preço reduzido, os ganhos a curto prazo iriam aumentar muito. No
entanto, não oferecem a segurança de um contrato de longo prazo.
Logo, o que é possível extrair deste trabalho é que existem muitas oportunidades
no setor fotovoltaico. Nesse contexto, caso haja um domínio maior da tecnologia FV em
conjunto com uma mão de obra mais qualificada, será possível garantir uma melhor
performance do sistema e com isso, diminuir o risco do investimento, atraindo melhores
condições de financiamento.
Além de tudo, é essencial destacar que este estudo é apenas uma estimativa para
os valores reais de um empreendimento deste porte. Durante o trabalho foram feitas
muitas considerações que podem acabar se tornando falsas ao longo dos anos ou então
inválidas, dependendo da metodologia de projeto a ser utilizada. Como exemplo o custo
estimado dos cabos, dos sistemas de proteção, da fixação e demais custos, que foram
calculados com base na referencia [20].
Por fim, um dimensionado mais detalhado do sistema pode refletir em uma
estrutura de custos mais real, podendo assim, alterar a atratividade do investimento.
Portanto, como ideia para um futuro trabalho seria realizar um estudo mais aprofundado
e específico para atender quais quer outros requisitos que não foram considerados neste
projeto para melhorar a estimativa da viabilidade de um sistema deste porte.
116
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[10] FONTENELE, L. F. A. Energia solar fotovoltaica: estudo do sistema de geração
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sistemas conectados à rede elétrica. Disponível em:
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118
http://repositorio.unesp.br/bitstream/handle/11449/123051/000811060.pdf?sequence=1.
Acesso no dia: 15 de julho de 2015.
[20] – ABINEE - Propostas para Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Matriz
Elétrica Brasileira - http://www.abinee.org.br/informac/arquivos/profotov.pdf. Acesso
no dia: 15 de julho de 2015.
[21] Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição.
Disponível em: http://www.aneel.gov.br/arquivos/pdf/modulo3_revisao_5.pdf. Acesso
no dia: 15 de julho de 2015.
[22] CRESESB-CEPEL, SunData. Disponível em:
http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata&. Acesso no dia: 15 de julho
de 2015.
[23] ENF, directory of solar companies and products. Disponível em:
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Acesso no dia: 15 de julho de 2015.
[24] ENERGY INFORMATIVE – Top 10 Cheapest Solar Panels. Disponível em:
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julho de 2015.
[25] Ari metal – Catálogo, Sistema de Montagem de Módulos PV. Disponível em:
http://www.arimetalitalia.com/pdf/catalogo_solari_pt.pdf. Acesso no dia: 15 de julho de
2015.
[26] INGECON, SUN StringControl datasheet. Disponível em:
http://www.ingeteam.it/userfiles/allegati/ingecon_sun_stringcontrol_160320_datasheet_
_en_1431589493.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[27] LL. S. Pereira - DIMENSIONAMENTO DE INVERSORES PARA SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ELÉTRICA: ESTUDO DE CASO DO
SISTEMA DE TUBARÃO – SC, Revista Brasileira de Energia, 2008. Disponível em:
https://www.google.com.br/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CD
gQFjAAahUKEwjMr9H03KTHAhXKjpAKHb4mC3g&url=http%3A%2F%2Fwww.sb
pe.org.br%2Fsocios%2Fdownload.php%3Fid%3D219&ei=fNrLVcyBF8qdwgSzazABw&usg=AFQjCNHpb37L3vPzZphgU0Agb7b1Dh2LjQ&bvm=bv.99804247,d.Y
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119
[28] INGECON - SUN Power TL datasheet. Disponível em:
http://www.ingeteam.it/userfiles/allegati/ingecon_sun_power_tl_datasheet__en_143158
9151.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[29] INGECON - SUN Power Max T U datasheet. Disponível em:
http://www.ingeteam.com/Portals/0/Catalogo/Producto/Documento/PRD_840_Archivo
_ingecon-sun-powermax-t-u-480v.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[30] SIEMENS - Catalogo, GEAFOL - Transformadores a seco de 75 a 25.000 kVA.
Disponível em: http://www.energy.siemens.com/br/pool/br/transmissao-deenergia/transformadores/geafol-2007.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[31] ZILMER - Transformadores imersos em óleo isolante - TAO. Disponível em:
http://www.zilmer.com.br/imagens/prod_oleo/oleo3_gr.jpg. Acesso no dia: 17 de julho
de 2015.
[32] Miranda A. - ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DE UM SISTEMA
FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE, Rio de janeiro, março de 2014.
Disponivel em: http://monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10010504.pdf.
Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[33] EPE - Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz Elétrica Brasileira.
Disponível em:
http://www.epe.gov.br/geracao/Documents/Estudos_23/NT_EnergiaSolar_2012.pdf.
Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[34] EPE - Leilão de Energia de Reserva de 2014, Participação dos Empreendimentos
Solares Fotovoltaicos: Visão Geral. Disponível em:
http://www.epe.gov.br/leiloes/Documents/Leil%C3%B5es%202014/NT_EPE-DEENT-150_2014.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[35] Portal Brasil - ÍNDICE GERAL DE PREÇOS DO MERCADO - IGP-M.
Disponível em: http://www.portalbrasil.net/igpm.htm. Acesso no dia: 17 de julho de
2015.
[36] NC NET - Tabela de Incidência de Impostos LUCRO REAL - PRESUMIDO e
SIMPLES FEDERAL. Disponível em:
http://www.ncnet.com.br/contabil/tabelas/tabsimples.html. Acesso no dia: 17 de julho
de 2015.
[37] ANEEL - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 1.858, DE 27 DE FEVEREIRO
DE 2015 Disponível em:
120
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2015/007/resultado/reh20151858
.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[38] Montalvão E. - DESCONTOS NA TUST E NA TUSD PARA FONTES
INCENTIVADAS: uma avaliação - Disponível em:
http://www12.senado.gov.br/publicacoes/estudos-legislativos/tipos-de-estudos/textospara-discussao/td165. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[39] ANEEL – Informações Técnicas. Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=527. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[40] ANEEL - DESPACHO Nº 76, DE 15 DE JANEIRO DE 2015. Disponível em:
http://www.aneel.gov.br/cedoc/dsp2015076ti.pdf. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[41] Lunelli, R - Ativo Imobilizado - Melhor tratamento contábil. Disponível em:
http://www.portaldecontabilidade.com.br/tematicas/ativo-imobilizado-tratamentocontabil.htm. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[42] FISCONET – Taxas de Depreciação de Bens do Ativo Imobilizado
http://www.fisconet.com.br/colecao-contabil/conteudo/taxas-de-depreciacao-de-bensdo-ativo-imobilizado/17047. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[43] ECONSTATS – Interest Rates and other econ. Disponível em:
http://www.econstats.com/r/rlib_aa9.htm. Acesso no dia: 17 de julho de 2015.
[44] TESOURO DIRETO - Preços e taxas dos títulos públicos disponíveis para compra.
Disponível em: http://www.tesouro.fazenda.gov.br/tesouro-direto-precos-e-taxas-dostitulos. Acesso no dia: 20 de julho de 2015.
[45] EXAME ABRIL - Cotações Bovespa e Ações. Disponível em:
http://exame.abril.com.br/mercados/cotacoes-bovespa. Acesso no dia: 20 de julho de
2015.
121
Anexo I
Figura 58 - Vista lateral da modelagem 3d para o caso A
Figura 59 - Vista lateral da modelagem 3d para o caso B
122
Anexo II - Dados do painel HSPV235WP-54M, informados pelo fabricante [23]
123
Anexo III - Especificação técnica - String Control Box [25]
124
Anexo IV - Especificação técnica - Ingecon Sun Power 110TL B220 [28]
125
Anexo V - Especificação técnica: Ingecon Sun PowerMax 500T U X480 [29]
126
Anexo VI - Transformador Geafol, SIEMENS - Características básicas [30]
127
Anexo VII
128
129
Anexo VIII – Linhas de Guia para o DRE
Código
(1)
(2)
(3)
(a)
(b)
(c)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
Descrição
Receita Bruta
(-) Impostos sobre venda
Receita Liquida = (1) - (2)
OPEX
TUST e TUSD
TFSEE
(-) Custos e Despesas = (a) + (b) + (c)
EBITDA = (3) - (4)
(-) Depreciação
EBIT = (5) - (6)
(+) Receitas financeiras
(-) Despesas financeiras (Juros)
LAIR = (7) + (8) - (9)
(-) Imposto de Renda (IPRJ + CSLL)
Lucro Líquido = (10) - (11)
(13)
(14)
(15)
Fluxo de Caixa Operacional = (7) + (8) + (6) - (11)
(-) Investimento (CAPEX)
Fluxo de Caixa dos Ativos = (13) - (14)
(16)
(17)
(18)
(19)
(20)
Desembolso
Amortização
Juros
Fluxo de caixa do Credor = (16) - (17) - (18)
(21)
(22)
(23)
Aporte
Dividendos
Juros sobre Capital
Fuxo de Caixa dos Acionistas = (20) - (21) - (22)
(24)
(25)
Geração de Caixa = (15) + (19) + (23)
Saldo Acumulado
(26)
(27)
(28)
(29)
Financiamento Inicial (CAPEX)
Saldo Inicial
Amortização
Saldo Final
Juros
(30)
(31)
(32)
(33)
Sustaining CAPEX - 10 anos
Saldo Inicial
Amortização
Saldo Final
Juros
(34)
(35)
(36)
(37)
Sustaining CAPEX - 20 anos
Saldo Inicial
Amortização
Saldo Final
Juros
130
Anexo IX – DRE – Caso A, Fundo Clima, 50% de financiamento e Tarifa de R$
273,35
Código
Ano 0
Ano 1
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
(1)
1.646.841,01
1.721.608,01
1.799.769,44
1.881.479,42
1.966.899,06
(2)
189.386,72
197.984,92
206.973,49
216.370,13
226.193,39
(3)
1.457.454,30
1.523.623,09
1.592.795,96
1.665.109,29
1.740.705,67
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
15.111,22
15.013,62
14.916,75
14.820,61
14.725,19
(c)
823,16
867,03
913,24
961,92
1.013,19
(4)
225.147,59
225.093,86
225.043,21
224.995,74
224.951,60
(5)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.367.752,75
1.440.113,55
1.515.754,07
(6)
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
(7)
(236.344,87)
(8)
-
(170.122,36)
-
(100.898,83)
(28.538,03)
47.102,49
1.200,94
22.026,61
59.356,07
(9)
582.658,80
543.814,88
504.970,96
466.127,04
427.283,12
(10)
(819.003,67)
(713.937,23)
(604.668,85)
(472.638,47)
(320.824,55)
(11)
-
(12)
(819.003,67)
(13)
1.232.306,71
(14)
20.921.321,31
(15)
(20.921.321,31)
(16)
10.460.660,66
(17)
1.232.306,71
697.377,38
(18)
(19)
-
582.658,80
10.460.660,66
(1.280.036,18)
(713.937,23)
1.298.529,22
1.298.529,22
697.377,38
543.814,88
(1.241.192,26)
(604.668,85)
1.368.953,69
1.368.953,69
697.377,38
504.970,96
(1.202.348,34)
(472.638,47)
1.462.140,15
1.462.140,15
697.377,38
466.127,04
(1.163.504,42)
(320.824,55)
1.575.110,15
1.575.110,15
697.377,38
427.283,12
(1.124.660,50)
(20)
-
-
-
-
-
(21)
10.460.660,66
-
-
-
-
-
(22)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(23)
10.460.660,66
(24)
-
(47.729,46)
57.336,97
166.605,35
298.635,74
450.449,65
(25)
-
(47.729,46)
9.607,50
176.212,85
474.848,59
925.298,24
(26)
10.460.660,66
9.763.283,28
9.065.905,90
8.368.528,53
7.671.151,15
(27)
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
(28)
9.763.283,28
9.065.905,90
8.368.528,53
7.671.151,15
6.973.773,77
(29)
582.658,80
543.814,88
504.970,96
466.127,04
427.283,12
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
131
Código
(1)
Ano 6
Ano 7
2.056.196,77
Ano 8
2.149.548,62
2.247.138,66
Ano 9
Ano 10
2.349.159,32
2.455.811,74
(2)
236.462,63
247.198,09
258.420,95
270.153,32
282.418,35
(3)
1.819.734,14
1.902.350,53
1.988.717,72
2.079.006,00
2.173.393,39
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
14.630,49
14.536,50
14.443,21
14.350,62
14.258,72
(c)
1.067,19
1.124,07
1.183,99
1.247,09
1.313,56
(4)
224.910,90
224.873,78
224.840,41
224.810,93
224.785,50
(5)
1.594.823,25
1.677.476,74
1.763.877,31
1.854.195,07
1.948.607,89
(6)
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
(7)
126.171,67
208.825,16
295.225,73
385.543,49
479.956,31
(8)
115.662,28
193.745,90
293.433,05
407.037,85
535.663,82
(9)
388.439,20
349.595,28
310.751,36
271.907,44
233.063,52
(10)
(146.605,25)
52.975,78
277.907,42
520.673,90
782.556,61
18.011,77
94.488,52
177.029,13
266.069,25
34.964,02
183.418,90
343.644,77
516.487,36
1.853.210,88
1.962.821,84
2.084.203,79
2.218.202,46
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(146.605,25)
1.710.485,53
1.710.485,53
-
1.853.210,88
-
1.962.821,84
-
2.084.203,79
-
2.509.938,12
(291.735,66)
1.254.969,06
(17)
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
(18)
388.439,20
349.595,28
310.751,36
271.907,44
233.063,52
(969.284,82)
324.528,16
(19)
(1.085.816,58)
(1.046.972,66)
(1.008.128,74)
(20)
-
-
-
-
1.254.969,06
(21)
-
5.594,24
29.347,02
54.983,16
82.637,98
(22)
-
3.146,76
16.507,70
30.928,03
46.483,86
(23)
-
(8.741,00)
(45.854,72)
(85.911,19)
1.125.847,22
(24)
624.668,95
797.497,22
908.838,38
1.029.007,78
1.158.639,72
(25)
1.549.967,19
2.347.464,41
3.256.302,78
4.285.310,57
5.443.950,29
(26)
6.973.773,77
6.276.396,39
5.579.019,02
4.881.641,64
4.184.264,26
(27)
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
(28)
6.276.396,39
5.579.019,02
4.881.641,64
4.184.264,26
3.486.886,89
(29)
388.439,20
349.595,28
310.751,36
271.907,44
233.063,52
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
132
Código
(1)
Ano 11
Ano 12
2.567.306,21
2.683.862,55
Ano 13
Ano 14
2.805.710,58
2.933.090,54
Ano 15
3.066.253,59
(2)
295.240,21
308.644,19
322.656,72
337.305,41
352.619,16
(3)
2.272.065,99
2.375.218,36
2.483.053,86
2.595.785,13
2.713.634,42
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
17.314,64
17.224,12
17.134,28
17.045,11
16.956,61
(c)
1.383,58
1.457,32
1.535,00
1.616,81
1.702,99
(4)
227.911,43
227.894,65
227.882,49
227.875,14
227.872,81
(5)
2.044.154,56
2.147.323,70
2.255.171,38
2.367.909,99
2.485.761,61
(6)
663.647,51
663.647,51
663.647,51
663.647,51
663.647,51
(7)
1.380.507,05
1.483.676,19
1.591.523,86
1.704.262,48
1.822.114,10
(8)
680.493,79
777.001,39
888.555,81
1.016.377,55
1.161.775,77
(9)
264.121,38
220.617,34
177.113,30
133.609,26
90.105,22
(10)
1.796.879,46
2.040.060,24
2.302.966,38
2.587.030,77
2.893.784,65
(11)
610.939,02
693.620,48
783.008,57
879.590,46
983.886,78
(12)
1.185.940,44
1.346.439,76
1.519.957,81
1.707.440,31
1.909.897,87
(13)
2.113.709,33
2.230.704,61
2.360.718,62
2.504.697,08
2.663.650,60
(14)
(15)
(16)
2.113.709,33
-
2.230.704,61
-
2.360.718,62
-
2.504.697,08
-
2.663.650,60
-
(17)
781.041,98
781.041,98
781.041,98
781.041,98
781.041,98
(18)
264.121,38
220.617,34
177.113,30
133.609,26
90.105,22
(958.155,28)
(914.651,24)
(871.147,20)
(19)
(1.045.163,36)
(1.001.659,32)
(20)
(21)
189.750,47
215.430,36
243.193,25
273.190,45
305.583,66
(22)
106.734,64
121.179,58
136.796,20
153.669,63
171.890,81
(23)
(296.485,11)
(336.609,94)
(379.989,45)
(426.860,08)
(477.474,47)
(24)
772.060,86
892.435,35
1.022.573,89
1.163.185,76
1.315.028,93
(25)
6.216.011,15
7.108.446,51
8.131.020,40
9.294.206,16
10.609.235,09
(26)
3.486.886,89
2.789.509,51
2.092.132,13
1.394.754,75
697.377,38
(27)
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
697.377,38
(28)
2.789.509,51
2.092.132,13
1.394.754,75
697.377,38
(29)
194.219,60
155.375,68
116.531,76
77.687,84
38.843,92
(30)
1.254.969,06
1.171.304,46
1.087.639,85
1.003.975,25
920.310,65
(31)
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
(32)
1.171.304,46
1.087.639,85
1.003.975,25
920.310,65
836.646,04
(33)
69.901,78
65.241,66
60.581,54
55.921,42
51.261,30
-
(34)
(35)
(36)
(37)
133
Código
(1)
Ano 16
Ano 17
3.205.462,27
Ano 18
3.350.991,05
Ano 19
3.503.126,88
Ano 20
3.662.169,72
3.828.433,14
(2)
368.628,16
385.363,97
402.859,59
421.149,52
440.269,81
(3)
2.836.834,10
2.965.627,08
3.100.267,29
3.241.020,20
3.388.163,33
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
16.868,77
16.781,60
16.695,07
16.609,20
16.523,97
(c)
1.793,76
1.889,37
1.990,07
2.096,14
2.207,86
(4)
227.875,75
227.884,18
227.898,36
227.918,55
227.945,05
(5)
2.608.958,36
2.737.742,91
2.872.368,94
3.013.101,65
3.160.218,28
(6)
663.647,51
663.647,51
663.647,51
663.647,51
663.647,51
(7)
1.945.310,85
2.074.095,39
2.208.721,42
2.349.454,14
2.496.570,77
(8)
1.326.154,39
1.598.190,71
1.895.316,18
2.219.444,61
2.572.624,67
(9)
46.601,18
41.941,07
37.280,95
32.620,83
27.960,71
(10)
3.224.864,05
3.630.345,04
4.066.756,65
4.536.277,91
5.041.234,73
(11)
1.096.453,78
1.234.317,31
1.382.697,26
1.542.334,49
1.714.019,81
(12)
2.128.410,27
2.396.027,73
2.684.059,39
2.993.943,42
3.327.214,92
(13)
2.838.658,97
3.101.616,30
3.384.987,85
3.690.211,77
4.018.823,14
(14)
(15)
(16)
2.838.658,97
-
3.101.616,30
-
3.384.987,85
-
3.690.211,77
-
1.832.576,57
2.186.246,57
916.288,29
(17)
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
(18)
46.601,18
41.941,07
37.280,95
32.620,83
27.960,71
(19)
(130.265,79)
(125.605,67)
(120.945,55)
(116.285,43)
804.662,97
(20)
(21)
340.545,64
383.364,44
429.449,50
-
916.288,29
479.030,95
532.354,39
(22)
191.556,92
215.642,50
241.565,35
269.454,91
299.449,34
(23)
(532.102,57)
(599.006,93)
(671.014,85)
(748.485,86)
84.484,56
(24)
2.176.290,61
2.377.003,70
2.593.027,45
2.825.440,48
3.075.394,10
(25)
12.785.525,70
15.162.529,40
17.755.556,86
20.580.997,33
23.656.391,43
(26)
-
-
-
-
-
(27)
-
-
-
-
-
(28)
-
-
-
-
-
(29)
-
-
-
-
-
(30)
836.646,04
752.981,44
669.316,83
585.652,23
501.987,62
(31)
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
(32)
752.981,44
669.316,83
585.652,23
501.987,62
418.323,02
(33)
46.601,18
41.941,07
37.280,95
32.620,83
27.960,71
(34)
(35)
(36)
(37)
134
Código
(1)
Ano 21
Ano 22
4.002.244,96
Ano 23
4.183.947,89
Ano 24
4.373.900,17
Ano 25
4.572.476,33
4.780.067,90
(2)
460.258,17
481.154,01
502.998,52
525.834,78
549.707,81
(3)
3.541.986,79
3.702.793,88
3.870.901,65
4.046.641,55
4.230.360,09
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
16.439,38
16.355,42
16.272,10
16.189,40
16.107,31
(c)
2.325,54
2.449,49
2.580,05
2.717,57
2.862,42
(4)
227.978,14
228.018,13
228.065,36
228.120,18
228.182,94
(5)
3.314.008,66
3.474.775,75
3.642.836,28
3.818.521,37
4.002.177,14
(6)
595.911,36
595.911,36
595.911,36
595.911,36
595.911,36
(7)
2.718.097,30
2.878.864,39
3.046.924,93
3.222.610,01
3.406.265,79
(8)
2.957.048,93
3.359.994,06
3.798.317,75
4.274.660,34
4.791.846,02
(9)
74.337,85
66.275,25
58.212,65
50.150,04
42.087,44
(10)
5.600.808,38
6.172.583,20
6.787.030,03
7.447.120,31
8.156.024,37
(11)
1.904.274,85
2.098.678,29
2.307.590,21
2.532.020,91
2.773.048,28
(12)
3.696.533,53
4.073.904,91
4.479.439,82
4.915.099,41
5.382.976,08
(13)
4.366.782,74
4.736.091,52
5.133.563,82
5.561.160,81
6.020.974,88
(14)
(15)
(16)
4.366.782,74
-
4.736.091,52
-
5.133.563,82
-
5.561.160,81
-
6.020.974,88
-
(17)
144.750,49
144.750,49
144.750,49
144.750,49
144.750,49
(18)
74.337,85
66.275,25
58.212,65
50.150,04
42.087,44
(19)
(219.088,34)
(211.025,74)
(202.963,14)
(194.900,53)
(186.837,93)
(20)
(21)
591.445,36
651.824,79
716.710,37
786.415,90
861.276,17
(22)
332.688,02
366.651,44
403.149,58
442.358,95
484.467,85
(23)
(924.133,38)
(1.018.476,23)
(1.119.859,96)
(1.228.774,85)
(1.345.744,02)
(24)
3.223.561,02
3.506.589,55
3.810.740,73
4.137.485,42
4.488.392,93
(25)
26.879.952,45
30.386.542,00
34.197.282,73
38.334.768,15
42.823.161,08
(26)
-
-
-
-
-
(27)
-
-
-
-
-
(28)
-
-
-
-
-
(29)
-
-
-
-
-
(30)
418.323,02
334.658,42
250.993,81
167.329,21
83.664,60
(31)
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
83.664,60
(32)
334.658,42
250.993,81
167.329,21
83.664,60
(33)
23.300,59
18.640,47
13.980,36
9.320,24
4.660,12
(34)
916.288,29
855.202,40
794.116,51
733.030,63
671.944,74
-
(35)
61.085,89
61.085,89
61.085,89
61.085,89
61.085,89
(36)
855.202,40
794.116,51
733.030,63
671.944,74
610.858,86
(37)
51.037,26
47.634,77
44.232,29
40.829,81
37.427,32
135
Anexo X – DRE – Caso A, Financiamento Direto, Financiamento de 50% e Tarifa
de R$ 273,35
Código
Ano 0
Ano 1
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
(1)
1.646.841,01
1.721.608,01
1.799.769,44
1.881.479,42
(2)
189.386,72
197.984,92
206.973,49
216.370,13
226.193,39
(3)
1.457.454,30
1.523.623,09
1.592.795,96
1.665.109,29
1.740.705,67
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
15.111,22
15.013,62
14.916,75
14.820,61
14.725,19
(c)
823,16
867,03
913,24
961,92
1.013,19
(4)
225.147,59
225.093,86
225.043,21
224.995,74
224.951,60
(5)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.367.752,75
1.440.113,55
1.515.754,07
(6)
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
(7)
(236.344,87)
(170.122,36)
(8)
-
-
(100.898,83)
(28.538,03)
1.966.899,06
47.102,49
6.718,94
29.986,52
69.391,91
(9)
836.852,85
803.378,74
769.904,62
736.430,51
702.956,40
(10)
(1.073.197,72)
(973.501,09)
(864.084,52)
(734.982,03)
(586.462,00)
(11)
-
(12)
(13)
(14)
20.921.321,31
(15)
(20.921.321,31)
(16)
10.460.660,66
-
(1.073.197,72)
(973.501,09)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.232.306,71
-
1.298.529,22
-
(864.084,52)
1.374.471,68
1.374.471,68
-
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-
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1.585.145,98
-
(17)
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418.426,43
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(20)
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(21)
(22)
(23)
10.460.660,66
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(24)
-
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(25)
-
(22.972,57)
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418.426,43
(28)
10.042.234,23
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(29)
836.852,85
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(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
136
Código
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Ano 7
Ano 8
Ano 9
Ano 10
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209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
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1.468.651,58
1.468.651,58
1.468.651,58
(7)
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1.884.123,65
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-
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-
-
(22)
-
-
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-
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418.426,43
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418.426,43
(28)
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(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
137
Código
(1)
Ano 11
Ano 12
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Ano 13
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209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
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663.647,51
663.647,51
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(7)
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(14)
(15)
(16)
2.276.860,57
-
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-
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-
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-
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-
(17)
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468.625,19
468.625,19
468.625,19
468.625,19
(18)
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418.426,43
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418.426,43
418.426,43
(28)
5.857.969,97
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5.021.117,12
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(29)
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50.198,76
50.198,76
50.198,76
50.198,76
(32)
1.204.770,30
1.154.571,54
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(33)
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(34)
(35)
(36)
(37)
138
Código
(1)
Ano 16
Ano 17
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(a)
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209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
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663.647,51
663.647,51
663.647,51
663.647,51
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(15)
(16)
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468.625,19
468.625,19
468.625,19
468.625,19
(18)
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(19)
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418.426,43
418.426,43
418.426,43
418.426,43
(28)
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(29)
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(31)
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50.198,76
50.198,76
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50.198,76
(32)
953.776,49
903.577,72
853.378,96
803.180,20
752.981,44
(33)
80.318,02
76.302,12
72.286,22
68.270,32
64.254,42
(34)
(35)
(36)
(37)
139
Código
Ano 21
Ano 22
Ano 23
Ano 24
Ano 25
(1)
4.002.244,96
4.183.947,89
4.373.900,17
4.572.476,33
4.780.067,90
(2)
460.258,17
481.154,01
502.998,52
525.834,78
549.707,81
(3)
3.541.986,79
3.702.793,88
3.870.901,65
4.046.641,55
4.230.360,09
(a)
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
209.213,21
(b)
16.439,38
16.355,42
16.272,10
16.189,40
16.107,31
(c)
2.325,54
2.449,49
2.580,05
2.717,57
2.862,42
(4)
227.978,14
228.018,13
228.065,36
228.120,18
228.182,94
(5)
3.314.008,66
3.474.775,75
3.642.836,28
3.818.521,37
4.002.177,14
(6)
595.911,36
595.911,36
595.911,36
595.911,36
595.911,36
(7)
2.718.097,30
2.878.864,39
3.046.924,93
3.222.610,01
3.406.265,79
(8)
2.843.260,46
3.180.079,86
3.550.188,55
3.956.097,57
4.400.493,86
(9)
300.912,15
260.490,01
220.067,87
179.645,74
139.223,60
(10)
5.260.445,61
5.798.454,24
6.377.045,60
6.999.061,85
7.667.536,04
(11)
1.788.551,51
1.971.474,44
2.168.195,50
2.379.681,03
2.606.962,26
(12)
3.471.894,10
3.826.979,80
4.208.850,10
4.619.380,82
5.060.573,79
(13)
4.368.717,61
4.683.381,17
5.024.829,33
5.394.937,92
5.795.708,74
(14)
(15)
(16)
(17)
4.368.717,61
505.276,72
4.683.381,17
505.276,72
5.024.829,33
505.276,72
5.394.937,92
505.276,72
5.795.708,74
505.276,72
(18)
300.912,15
260.490,01
220.067,87
179.645,74
139.223,60
(19)
(806.188,87)
(765.766,73)
(725.344,59)
(684.922,46)
(644.500,32)
(20)
-
-
-
-
-
(21)
555.503,06
612.316,77
673.416,02
739.100,93
809.691,81
(22)
312.470,47
344.428,18
378.796,51
415.744,27
455.451,64
(23)
(867.973,53)
(956.744,95)
(1.052.212,52)
(1.154.845,21)
(1.265.143,45)
(24)
2.694.555,21
2.960.869,49
3.247.272,21
3.555.170,25
3.886.064,98
(25)
25.440.638,89
28.401.508,38
31.648.780,59
35.203.950,84
39.090.015,82
(26)
2.092.132,13
1.673.705,70
1.255.279,28
836.852,85
418.426,42
(27)
418.426,43
418.426,43
418.426,43
418.426,43
418.426,43
(28)
1.673.705,70
1.255.279,28
836.852,85
418.426,42
(0,00)
(29)
167.370,57
133.896,46
100.422,34
66.948,23
33.474,11
(30)
752.981,44
702.782,67
652.583,91
602.385,15
552.186,39
(31)
50.198,76
50.198,76
50.198,76
50.198,76
50.198,76
(32)
702.782,67
652.583,91
602.385,15
552.186,39
501.987,62
(33)
60.238,51
56.222,61
52.206,71
48.190,81
44.174,91
(34)
916.288,29
879.636,75
842.985,22
806.333,69
769.682,16
(35)
36.651,53
36.651,53
36.651,53
36.651,53
36.651,53
(36)
879.636,75
842.985,22
806.333,69
769.682,16
733.030,63
(37)
73.303,06
70.370,94
67.438,82
64.506,70
61.574,57
140
Anexo XI - Fluxo de Caixa dos Ativos para o Fundo Clima
Linha de crédito: FUNDO CLIMA - Tarifa: R$ 209,52
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
A
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
0%
(20.921.321,31)
891.974,44
1.054.242,59
1.239.093,78
1.449.455,31
1.613.834,13
1.783.987,03
1.966.480,84
2.162.161,45
2.371.930,85
86.812,59
2.561.867,84
2.786.265,19
3.026.913,19
3.284.924,80
3.561.486,67
3.857.864,01
4.175.405,62
4.515.549,33
4.879.827,77
3.437.297,91
5.664.400,15
6.108.498,67
6.583.764,29
7.092.292,93
7.636.317,79
(21.617.989,09)
885.007,77
1.046.405,08
1.230.276,58
1.439.535,96
1.633.215,71
1.806.190,35
1.991.680,50
2.190.542,84
2.403.690,83
(419.352,32)
2.592.689,84
2.820.111,17
3.063.970,26
3.325.391,64
3.605.574,27
3.905.796,40
4.227.420,69
4.571.899,71
4.940.781,70
3.107.766,66
5.730.464,62
6.179.466,33
6.659.938,53
7.173.995,91
7.723.891,60
Fluxo de caixa dos Ativos de acordo com o Percentual de financiamento
25%
50%
70%
80%
90%
(20.921.321,31) (20.921.321,31)
(20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31)
891.974,44
891.974,44
891.974,44
891.974,44
891.974,44
974.240,33
942.745,79
942.745,79
942.745,79
942.745,79
1.071.516,72
995.816,65
995.816,65
995.816,65
995.816,65
1.185.784,35
1.051.291,46
1.051.291,46
1.051.291,46
1.051.291,46
1.319.276,28
1.109.279,37
1.109.279,37
1.109.279,37
1.109.279,37
1.474.509,65
1.169.894,49
1.169.894,49
1.169.894,49
1.169.894,49
1.650.624,89
1.233.256,11
1.233.256,11
1.233.256,11
1.233.256,11
1.780.576,03
1.299.488,95
1.299.488,95
1.299.488,95
1.299.488,95
1.921.750,67
1.368.723,36
1.368.723,36
1.368.723,36
1.368.723,36
(435.004,91)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
1.977.065,50
1.351.640,60
1.350.338,68
1.368.298,93
1.386.259,19
2.117.493,28
1.405.585,28
1.381.824,80
1.396.826,78
1.411.828,76
2.270.322,01
1.467.925,69
1.415.677,00
1.427.720,70
1.439.764,41
2.436.426,42
1.539.288,72
1.452.002,70
1.461.088,13
1.470.173,56
2.616.740,26
1.620.344,95
1.490.914,20
1.497.041,35
1.503.168,51
2.812.260,11
1.711.811,55
1.532.528,89
1.535.697,77
1.538.866,65
3.059.419,87
1.885.195,94
1.595.459,22
1.598.311,21
1.601.163,20
3.324.971,02
2.072.551,06
1.661.343,76
1.663.878,87
1.666.413,97
3.610.185,67
2.274.875,45
1.730.316,64
1.732.534,86
1.734.753,07
2.083.844,11
660.658,98
27.626,43
(28.157,18)
(26.255,85)
4.230.769,31
2.723.092,52
2.053.745,41
1.884.413,01
1.889.467,99
4.576.520,50
2.965.914,77
2.247.438,67
1.972.132,40
1.965.856,76
4.947.602,98
3.227.949,03
2.457.503,63
2.161.405,99
2.045.934,04
5.345.751,58
3.510.551,50
2.685.120,74
2.367.045,03
2.129.867,28
5.772.816,07
3.815.169,87
2.931.551,09
2.590.237,20
2.296.110,83
(21.617.989,09)
885.007,77
963.738,79
1.057.119,30
1.167.084,91
1.295.817,90
1.445.778,32
1.619.738,88
1.782.419,15
1.923.832,40
(974.142,35)
1.974.020,68
2.112.616,96
2.263.571,99
2.427.757,89
2.606.105,63
2.799.608,86
3.045.876,14
3.310.510,70
3.594.783,15
1.672.098,62
4.210.302,30
4.553.522,43
4.921.971,07
5.317.376,67
5.741.582,26
(21.617.989,09)
885.007,77
935.779,11
988.849,98
1.044.324,78
1.102.312,69
1.162.927,81
1.226.289,43
1.292.522,27
1.361.756,69
(1.617.321,70)
1.336.669,87
1.385.285,18
1.442.108,70
1.507.755,73
1.582.884,53
1.668.199,17
1.837.548,82
2.020.681,76
2.218.584,93
204.362,32
2.656.087,49
2.891.419,04
3.145.606,74
3.419.984,77
3.715.977,45
(21.617.989,09)
885.007,77
935.779,11
988.849,98
1.044.324,78
1.102.312,69
1.162.927,81
1.226.289,43
1.292.522,27
1.361.756,69
(1.617.321,70)
1.374.409,20
1.404.801,04
1.437.558,97
1.472.790,40
1.510.607,63
1.551.128,06
1.613.579,81
1.678.985,78
1.747.480,08
(408.747,22)
1.996.710,95
2.181.866,34
2.383.015,84
2.601.316,53
2.838.004,68
(21.617.989,09)
885.007,77
935.779,11
988.849,98
1.044.324,78
1.102.312,69
1.162.927,81
1.226.289,43
1.292.522,27
1.361.756,69
(1.617.321,70)
1.393.834,75
1.421.112,00
1.450.755,33
1.482.872,16
1.517.574,79
1.554.980,61
1.617.047,11
1.682.067,82
1.750.176,87
(406.435,68)
1.901.982,49
1.977.973,23
2.086.982,82
2.282.520,45
2.495.158,38
(21.617.989,09)
885.007,77
935.779,11
988.849,98
1.044.324,78
1.102.312,69
1.162.927,81
1.226.289,43
1.292.522,27
1.361.756,69
(1.617.321,70)
1.413.260,30
1.437.422,95
1.463.951,68
1.492.953,91
1.524.541,94
1.558.833,17
1.620.514,41
1.685.149,87
1.752.873,66
(404.124,15)
1.908.128,06
1.983.452,26
2.062.464,98
2.145.333,66
2.232.233,34
141
Linha de crédito: FUNDO CLIMA - Tarifa: R$ 224,44
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
A
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
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6.472.029,08
(21.617.989,09)
996.152,56
1.051.969,91
1.110.315,87
1.171.305,26
1.235.058,11
1.301.699,90
1.371.361,81
1.444.180,97
1.548.376,55
(1.355.152,01)
1.574.183,56
1.642.686,82
1.720.864,57
1.809.433,53
1.909.160,14
2.020.863,89
2.218.516,99
2.431.998,95
2.662.436,65
683.083,27
3.172.171,44
3.447.529,31
3.744.587,42
4.064.872,59
4.410.014,49
(21.617.989,09)
996.152,56
1.051.969,91
1.110.315,87
1.171.305,26
1.235.058,11
1.301.699,90
1.371.361,81
1.444.180,97
1.520.300,73
(1.451.579,72)
1.488.765,23
1.524.348,87
1.562.534,29
1.603.439,63
1.647.188,37
1.693.909,60
1.762.843,67
1.835.026,25
1.970.409,35
(56.871,88)
2.389.901,71
2.607.479,41
2.843.424,80
3.099.058,51
3.375.791,24
(21.617.989,09)
996.152,56
1.051.969,91
1.110.315,87
1.171.305,26
1.235.058,11
1.301.699,90
1.371.361,81
1.444.180,97
1.520.300,73
(1.451.579,72)
1.508.190,78
1.540.659,82
1.575.730,65
1.613.521,39
1.654.155,53
1.697.762,16
1.766.310,97
1.838.108,30
1.913.301,62
(235.905,03)
2.106.680,72
2.302.045,51
2.514.524,86
2.745.361,87
2.995.884,91
(21.617.989,09)
996.152,56
1.051.969,91
1.110.315,87
1.171.305,26
1.235.058,11
1.301.699,90
1.371.361,81
1.444.180,97
1.520.300,73
(1.451.579,72)
1.527.616,33
1.556.970,78
1.588.927,01
1.623.603,15
1.661.122,69
1.701.614,71
1.769.778,27
1.841.190,34
1.915.998,42
(233.593,49)
2.086.400,85
2.169.818,69
2.257.292,49
2.438.007,44
2.665.188,21
143
Linha de crédito: FUNDO CLIMA - Tarifa: R$ 273,35
A
B
Fluxo de caixa dos Ativos de acordo com o Percentual de financiamento
25%
50%
70%
80%
Ano
0%
90%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.452.567,56
1.623.560,48
1.802.067,35
1.993.783,95
2.199.625,93
2.420.570,03
2.657.658,11
2.912.001,37
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.372.565,30
1.535.784,97
1.717.064,73
1.853.730,71
2.002.317,54
2.163.665,56
2.338.671,79
2.528.293,62
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.368.953,69
1.462.140,15
1.575.110,15
1.710.485,53
1.853.210,88
1.962.821,84
2.084.203,79
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.367.752,75
1.440.113,55
1.515.754,07
1.594.823,25
1.677.476,74
1.763.877,31
1.852.538,22
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.367.752,75
1.440.113,55
1.515.754,07
1.594.823,25
1.677.476,74
1.763.877,31
1.854.195,07
(20.921.321,31)
1.232.306,71
1.298.529,22
1.367.752,75
1.440.113,55
1.515.754,07
1.594.823,25
1.677.476,74
1.763.877,31
1.854.195,07
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
674.846,73
3.201.493,78
3.481.365,56
3.781.642,25
4.103.726,59
4.449.114,47
4.819.401,01
5.216.286,98
5.641.585,64
6.097.230,07
4.752.704,32
7.084.904,23
7.641.679,63
8.237.719,19
8.875.670,89
9.558.356,51
223.614,64
2.691.644,32
2.892.184,25
3.109.566,33
3.344.972,85
3.599.665,64
3.874.991,24
4.207.756,74
4.565.111,66
4.948.752,51
3.527.912,11
5.787.895,92
6.254.777,50
6.755.610,50
7.292.714,17
7.868.561,22
(291.735,66)
2.113.709,33
2.230.704,61
2.360.718,62
2.504.697,08
2.663.650,60
2.838.658,97
3.101.616,30
3.384.987,85
3.690.211,77
2.186.246,57
4.366.782,74
4.736.091,52
5.133.563,82
5.561.160,81
6.020.974,88
(613.577,15)
1.712.056,75
1.765.971,84
1.830.079,30
1.905.149,96
1.992.008,74
2.091.538,23
2.303.719,38
2.533.288,31
2.781.495,90
1.217.101,84
3.340.526,50
3.638.622,54
3.960.675,36
4.308.385,83
4.683.569,95
(597.728,83)
1.718.464,19
1.762.889,63
1.810.402,90
1.861.144,19
1.915.260,06
1.972.903,72
2.055.366,41
2.245.161,83
2.473.382,89
887.823,30
2.992.301,02
3.264.994,03
3.560.171,79
3.879.444,08
4.224.530,19
(581.880,51)
1.736.424,45
1.777.891,61
1.822.446,60
1.870.229,62
1.921.387,21
1.976.072,60
2.058.218,40
2.144.219,59
2.234.251,19
609.481,30
2.698.163,78
2.948.800,47
3.220.656,96
3.515.264,75
3.834.260,01
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.444.730,05
1.644.487,83
1.825.912,08
2.020.726,58
2.229.858,13
2.454.295,35
2.695.092,69
2.953.374,72
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.362.063,76
1.521.387,55
1.706.272,68
1.868.382,64
2.017.880,56
2.180.236,07
2.356.352,14
2.547.192,50
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.291.562,55
1.360.786,07
1.436.911,74
1.541.885,18
1.668.426,12
1.819.386,18
1.953.929,09
2.073.387,42
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.291.562,55
1.360.786,07
1.433.146,87
1.508.787,40
1.587.856,57
1.670.510,06
1.756.910,63
1.847.228,39
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.291.562,55
1.360.786,07
1.433.146,87
1.508.787,40
1.587.856,57
1.670.510,06
1.756.910,63
1.847.228,39
(21.617.989,09)
1.225.340,03
1.291.562,55
1.360.786,07
1.433.146,87
1.508.787,40
1.587.856,57
1.670.510,06
1.756.910,63
1.847.228,39
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
178.890,01
3.243.155,59
3.526.722,08
3.830.922,07
4.157.172,46
4.506.984,18
4.881.968,28
5.283.842,46
5.714.438,00
6.175.707,04
4.441.780,34
7.170.727,29
7.733.628,45
8.336.172,79
8.981.031,77
9.671.052,05
(297.665,09)
2.707.562,15
2.907.443,90
3.124.198,19
3.359.009,21
3.613.140,77
3.887.941,53
4.221.398,65
4.579.519,09
4.964.003,93
3.148.717,28
5.801.993,63
6.268.482,86
6.768.953,03
7.305.725,25
7.881.274,15
(846.027,20)
2.095.718,62
2.207.197,66
2.331.496,36
2.469.548,12
2.622.350,46
2.790.969,29
3.049.639,61
3.328.521,08
3.629.039,31
1.724.765,89
4.294.272,94
4.655.750,41
5.045.014,47
5.464.002,96
5.914.783,51
(1.129.246,82)
1.724.574,46
1.770.863,90
1.820.241,17
1.872.846,46
1.945.267,18
2.036.090,06
2.242.522,90
2.466.074,92
2.707.980,41
741.607,82
3.253.752,10
3.541.470,11
3.852.653,46
4.188.972,58
4.552.211,20
(1.112.870,76)
1.744.000,01
1.787.174,85
1.833.437,52
1.882.928,22
1.935.793,49
1.992.186,56
2.074.102,31
2.188.117,07
2.410.199,48
422.847,36
2.917.003,41
3.179.196,48
3.463.396,83
3.771.184,68
4.104.247,96
(1.109.809,46)
1.763.425,56
1.803.485,80
1.846.633,88
1.893.009,98
1.942.760,65
1.996.039,11
2.077.569,61
2.162.955,49
2.252.371,78
141.364,47
2.619.838,85
2.858.956,24
3.118.774,41
3.400.792,73
3.706.613,30
144
Anexo XII - Fluxo de Caixa dos Ativos para o Financiamento Direto
Linha de crédito: FINANCIAMENTO DIRETO - Tarifa: 209,52
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
A
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Fluxo de caixa dos Ativos de acordo com o Percentual de financiamento
0%
25%
50%
70%
80%
90%
(20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31)
891.974,44
891.974,44
891.974,44
891.974,44
891.974,44
891.974,44
1.054.242,59
975.787,64
942.745,79
942.745,79
942.745,79
942.745,79
1.239.093,78
1.074.469,14
995.816,65
995.816,65
995.816,65
995.816,65
1.449.455,31
1.189.981,90
1.051.291,46
1.051.291,46
1.051.291,46
1.051.291,46
1.613.834,13
1.324.538,98
1.109.279,37
1.109.279,37
1.109.279,37
1.109.279,37
1.783.987,03
1.480.635,05
1.169.894,49
1.169.894,49
1.169.894,49
1.169.894,49
1.966.480,84
1.661.081,76
1.233.256,11
1.233.256,11
1.233.256,11
1.233.256,11
2.162.161,45
1.835.343,78
1.299.488,95
1.299.488,95
1.299.488,95
1.299.488,95
2.371.930,85
1.983.299,74
1.368.723,36
1.368.723,36
1.368.723,36
1.368.723,36
86.812,59
(366.421,05)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
(1.068.842,48)
2.561.867,84
2.058.137,58
1.467.181,51
1.511.411,30
1.513.601,14
1.513.601,14
2.786.265,19
2.207.022,39
1.535.156,69
1.545.760,10
1.584.181,40
1.592.683,02
3.026.913,19
2.368.645,37
1.612.023,61
1.582.474,97
1.618.346,95
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(21.617.989,09)
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(21.617.989,09)
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(250.110,26)
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2.300.768,61
145
Linha de crédito: FINANCIAMENTO DIRETO - Tarifa: 224,44
Ano
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
A
13
14
15
16
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18
19
20
21
22
23
24
25
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Fluxo de caixa dos Ativos de acordo com o Percentual de financiamento
0%
25%
50%
70%
80%
90%
(20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31) (20.921.321,31)
971.522,52
971.522,52
971.522,52
971.522,52
971.522,52
971.522,52
1.147.345,68
1.068.890,73
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1.025.905,37
1.025.905,37
1.025.905,37
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1.182.985,58
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1.082.751,70
1.082.751,70
1.082.751,70
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1.142.173,38
1.142.173,38
1.142.173,38
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1.204.287,35
1.204.287,35
1.204.287,35
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1.269.215,85
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1.269.215,85
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1.337.086,69
1.337.086,69
1.337.086,69
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1.408.033,47
1.408.033,47
1.408.033,47
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1.482.195,83
1.482.195,83
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(950.218,34)
(950.218,34)
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146
Linha de crédito: FINANCIAMENTO DIRETO - Tarifa: 230,37
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1.003.119,24
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1.003.119,24
1.003.119,24
1.003.119,24
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147
Linha de crédito: FINANCIAMENTO DIRETO - Tarifa: 273,35
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1.232.306,71
1.232.306,71
1.232.306,71
1.232.306,71
1.232.306,71
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1.298.529,22
1.298.529,22
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