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ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÔMICA DA INSTALAÇÃO DE PAINÉIS FOTOVOL-TAICOS EM UM CONDOMÍNIO RESIDENCIAL

Maria Angélica Barbosa Renata Silva Almeida

Orientador: Prof. Dr. Hector Arango

Coorientador: Prof. Ph.D. Benedito Donizeti Bonatto Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – A proposta deste artigo é realizar uma bre-ve apresentação do atual cenário sobre o aproveita-mento da energia solar, apontar, de maneira sucinta, o funcionamento de um sistema fotovoltaico e, por fim, realizar um estudo de caso teórico com o objetivo de avaliar economicamente a viabilidade da instalação de painéis solares fotovoltaicos em um condomínio residencial, estudando a regulamentação para a cone-xão desse tipo de geração à rede elétrica. Palavras-Chave: Painéis fotovoltaicos, energia solar, geração de energia, viabilidade econômica.

I – INTRODUÇÃO

O Brasil possui grande capacidade de geração de energia, mas devido à crise provocada pela escassez de chuvas, impactando o setor elétrico, junto à crescente demanda por energia elétrica no país, evidencia-se a necessidade de diversificar a matriz energética brasileira. Para diminuir a dependência da hidroeletricidade e de fontes poluentes, as instalações de geradores eólicos e de painéis solares fotovoltaicos têm se tornado opções para geração de energia elétrica. Além da vantagem geográfica que resulta em abundância de radiação solar, onde o sol aparece em média 280 dias por ano, o Brasil é detentor de uma das maiores reservas de silício no mundo, material utilizado na fabricação de painéis solares [1]. Em comparação com índices de irradiação solar da Ale-manha, que detém 35% do mercado global, e é o país com maior capacidade de potência fotovoltaica instalada no mundo, a região menos ensolarada do Brasil apresenta índices acima dos valores apresentados na área de maior incidência solar da Alemanha, e, no entanto, o Brasil está

atrás do país europeu. Uma explicação por não possuir uma participação expressiva, deve-se, em grande parte, ao elevado preço tecnológico, mas os avanços no setor criam boas estimativas para o mercado [2]-[3]. A Fig. 1 ilustra o comparativo de irradiação solar no Bra-sil e na Alemanha.

Fig. 1 – Mapa de irradiação solar no Brasil e na Ale-manha [3].

Além de ser uma fonte de energia elétrica, a energia fo-tovoltaica oferece benefícios como: ser uma fonte limpa, pode ter instalações em locais já ocupados, como telhados de habitações ou indústrias, ser uma excelente alternativa energética para localidades isoladas, como as áreas rurais, uma vez que o preço elevado para distribuição de energia pela rede convencional compensa o custo fotovoltaico. Sabendo a grande potência que o país tem, aliado aos benefícios proporcionados pela geração fotovoltaica, esse estudo faz-se interessante no ponto de vista ambiental e econômico.

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2015 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

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II – A ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA I.1 – O Efeito Fotovoltaico O efeito fotovoltaico pode ser entendido como o surgi-mento de uma tensão elétrica em um material semicondu-tor, quando é exposto à luz visível [4]. Dentre os semi-condutores disponíveis, o mais aplicado em sistemas fo-tovoltaicos é o de silício. I.2 – A Célula e o Módulo Fotovoltaico A célula fotovoltaica é o dispositivo elementar capaz de transformar a energia luminosa em energia elétrica [1]. Existem basicamente três tipos de células fotovoltaicas, separadas de acordo com o modo de fabricação: silício monocristalino, policristalino ou amorfo. As células de silício monocristalino são obtidas a partir de barras de silício produzidas em fornos especiais e sua eficiência é superior a 12% [5]. As células de silício policristalino são produzidas a partir de blocos de silício obtidos por fusão de silício puro em moldes especiais. Neste processo, os átomos não se orga-nizam num único cristal e sua eficiência é ligeiramente menor que a célula de silício monocristalino [5]. Já as células de silício amorfo são obtidas por meio da deposi-ção de camadas finas de silício sobre superfícies de vidro ou metal, e sua eficiência pode chegar a 7% [5]. O módulo fotovoltaico é formado por um conjunto de células, interligadas eletricamente [1]. Quando conecta-das em série, a corrente total permanecerá constante e a tensão será a soma das tensões de cada módulo. Quando conectadas em paralelo, a tensão total permanecerá cons-tante e a corrente será a soma das correntes individuais de cada módulo [6]. A tensão gerada nos módulos fotovol-taicos é contínua. A Fig. 2 ilustra a diferença entre célula e módulo fotovol-taico.

Fig. 2 – Ilustração de uma célula e um módulo fotovol-

taico [7].

III – CONFIGURAÇÕES DE SISTEMA Os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados em três categorias principais: isolados, interligados e híbridos.

III.1 – Sistema Isolado Em sistemas isolados (off-grid), a energia fotovoltaica gerada é a única fonte de eletricidade [8]. Esse tipo de sistema possui um armazenador de energia constituído por banco de baterias, necessita de controladores de carga e são considerados sistemas de alta durabilidade e pouca manutenção [9]. Para esse tipo de sistema, usa-se um inversor tipo autocomutado, onde o processo de inversão é realizado pelo próprio inversor através de um oscilador que controla a fase e a frequência da tensão de saída [6]. III.2 – Sistemas Interligados à Rede Em sistemas interligados à rede, há uma conversão da energia solar em elétrica injetada diretamente na rede de distribuição, mas depende da presença de tensão nesta rede para funcionar. Logo, se houver uma interrupção na rede elétrica da concessionária, o sistema de geração solar será imediatamente desligado. Esse tipo de sistema deve atender a regulamentação da ANEEL para conexão à rede de distribuição [9]. Como já exposto, a tensão gerada nos módulos fotovol-taicos é contínua. Portanto, é necessário que se tenha in-versores para a transformação dessa tensão contínua em uma tensão alternada, que é compatível com a forma de onda disponível na rede de distribuição [6]. É necessário também que se tenha um medidor capaz de contabilizar o fluxo de energia nos dois sentidos, de con-sumo e de geração, ou seja, um medidor bidirecional [10]. A Fig. 3 apresenta uma ilustração simplificada de um sistema fotovoltaico conectado à rede.

Fig. 3 – Ilustração do sistema fotovoltaico interligado

a rede elétrica [11]. III.3 – Sistemas Híbridos Nos sistemas híbridos, a geração fotovoltaica funciona em conjunto com outros tipos de geração e são conside-rados mais complexos, pois exigem um controle capaz de interligar essas diferentes formas de geração [3].

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IV – RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 482 DA ANE-EL

Através dessa regulamentação são estabelecidas condi-ções para o acesso de fontes de mini e microgeração dis-tribuída ao sistema de distribuição de energia elétrica da concessionária. A norma proporciona o sistema de compensação de ener-gia elétrica. Quando a energia ativa é injetada na rede pela unidade consumidora, ela se acumula através de cré-ditos com a distribuidora local e, posteriormente, é com-pensada com o consumo de energia elétrica ativa pela própria unidade consumidora. O crédito acumulado tem o prazo de 36 meses para ser utilizado. Segundo a norma, a conexão de um estabeleci-mento com a rede e a geração só pode ocorrer, desde que todos os estabelecimentos possuam apenas um Cadastro de Pessoa Física (CPF) [12].

V – NORMA TÉCNICA DA CEMIG A Norma ND.5.30 – Requisitos para a conexão de Aces-santes ao Sistema de Distribuição Cemig: Conexão em Baixa Tensão – tem a finalidade de sistematizar os requi-sitos de informações técnicas para a conexão de consu-midores que façam a adesão do sistema de compensação de energia ao sistema de distribuição de baixa tensão da CEMIG D. A princípio, deve ser realizado a solicitação de acesso, através de um formulário padronizado e específico por tipo de fonte de geradora, neste caso a geração por painel fotovoltaico, que será encaminhado para a CEMIG D, propondo a interligação entre o sistema de microgeração e o sistema de distribuição [13]. A Cemig emitirá, em um prazo de 30 dias, o Parecer de Acesso, onde são informadas as condições técnicas e co-merciais de acesso e os requisitos técnicos que permitem a conexão e instalação do Acessante [13]. Após a apresentação do Parecer de Acesso, o Acessante deve celebrar com a distribuidora o Relacionamento Ope-racional, o qual deve ser assinado em no máximo 90 dias [13]. Após a liberação da CEMIG D, as obras de responsabili-dade do Acessante são iniciadas. Com as obras finaliza-das e o sistema pronto para conexão, o Acessante deverá informar a CEMIG D, que terá um prazo de 15 dias para a realização da vistoria. Após as condições estabelecidas no Relatório de Vistoria terem sido satisfeitas, a CEMIG emitirá, em um prazo de 7 dias, a aprovação do ponto de conexão, liberando efetivamente a conexão [13]. Na Fig. 4 apresenta-se o fluxograma das etapas para o Acessante conectar-se à rede de distribuição da CEMIG D:

Fig. 4 – Etapas de acesso de Microgeradores ao Siste-ma de Distribuição da Cemig D [13].

Portanto, como se pode observar, o acesso à rede da dis-tribuidora local é algo burocrático e requer aproximada-mente 180 dias. VI – ESTUDO ECONÔMICO: CRITÉRIOS DE ANÁ-

LISE DE INVESTIMENTO A análise de viabilidade econômica busca identificar quais são os benefícios esperados em dado investimento para colocá-los em comparação com os custos associados ao mesmo, em uma mesma base de tempo. Para fazer uma análise econômica de investimento serão considerados três critérios básicos: o Valor Presente Lí-quido, o Payback e a Taxa Interna de Retorno. O critério do Valor Presente Líquido determina o valor presente de pagamentos futuros, ou seja, é uma transfe-rência para o instante presente de todas as variações do fluxo de caixa esperadas, descontadas a uma taxa de juros considerada. A formulação para o cálculo do Valor Pre-sente Líquido (VPL) é apresentado em (1):

𝑉𝑃𝐿 = −𝐼 + !"!!!! !

+ !"!!!! !

+⋯+   !"!!!! !

  (1)

onde: 𝑛 = tempo total do projeto (anos);   𝑖 = taxa de desconto considerada;   𝐼 = investimento inicial; 𝐹𝐶! = fluxo de caixa do período 𝑛. Por esse critério, tem-se que um investimento é eco-nomicamente atrativo, no período de análise conside-rado, se o valor do VPL for positivo [14]. O Payback é considerado um método simples e consiste, essencialmente, em determinar o número de períodos necessários para recuperar o capital investido, ou seja, o tempo necessário para que o projeto se pague [14]. Em outras palavras, o payback é o tempo que o projeto de-mora para atingir um VPL igual a zero. A Taxa Interna de Retorno é a taxa de desconto para qual o valor presente das receitas torna-se igual ao investimento inicial, ou seja, não há lucro, nem preju-

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ízo. Também é entendida como sendo a taxa exigida que resulta em um VPL igual a zero. Por esse critério, um investimento será considerado acei-tável se a TIR exceder o retorno exigido [14].

VII – ESTUDO DE CASO

VII.1 – Descrição do Local Este estudo foi realizado no condomínio Residencial Ma-neca, com um total de vinte e três apartamentos, sendo vinte e dois destinados para locação, tendo, portanto, uma alta rotatividade de moradores. O condomínio possui uma área total de telhado disponí-vel de 331,13 m2. A Fig. 5 mostra uma foto do local.

Fig. 5 – Foto do telhado.

A Fig. 6 é uma ilustração para melhor visualização da área disponível do telhado.

Fig. 6 – Ilustração da área disponível do telhado.

Para saber o consumo do condomínio, fez-se uma coleta das contas de luz de cada apartamento no mês de março de 2015 e, por se tratar de um local de alta rotatividade de moradores/inquilinos, o histórico anual – que é uma in-formação dada na conta da CEMIG – ficou prejudicado. Visto isso, fez-se uma estimativa segura do consumo de cada apartamento, levando em conta os valores disponí-veis. Foi calculado um VaR (Value at Risk), para estimar um valor seguro de consumos para esses apartamentos. Este

resultado terá uma certeza de 95% de confiança, utilizan-do-se (2):

𝑉𝑎𝑅 = 𝐶 + 1,64  𝑥  𝜎 (2)

onde: 𝐶 é a média dos consumos de todos os aparta-mentos do condomínio [kWh/mês]; 𝜎 é o desvio padrão da amostra e é dado por (3):

𝜎 =   (  !!!!  )!!!!!

(3)

Os valores obtidos são apresentados a seguir: • Média de consumo por apartamento = 63 kWh/mês; • Desvio padrão calculado ≅ 22 kWh/mês; • VaR ≅100 kWh/mês.

Visto que, segundo os cálculos realizados, cada aparta-mento consome 100 kWh/mês, o valor total do consumo médio no condomínio será de 2.300 kWh/mês. Portanto, o consumo informado aos fornecedores e considerado para os cálculos foi este valor total. VII.2 – Fornecedores do Sistema Fotovoltaico Fez-se uma pesquisa para determinar os maiores fornece-dores de sistemas fotovoltaicos e, desses, selecionou-se três (A, B e C) para explicar o intuito do projeto, bem como disponibilizar todas as informações relevantes para o estudo: localização do condomínio, consumo estimado e área disponível para a instalação dos módulos junto com as fotos e a ilustração já apresentadas. Essas informações permitiram que os fornecedores pu-dessem fazer um estudo direcionado, podendo estimar melhor o potencial energético do sistema. VII.3 – Análise das Propostas Técnicas Os fornecedores exibiram gráficos com uma possível geração para o sistema e uma estimativa de potência ge-rada, convergindo todos para o valor aproximado de 18 kWp. Com base nesse valor, apresentaram propostas com a descrição dos equipamentos necessários para o sistema, além da área estimada. Para o desenvolvimento do estudo, será considerado o orçamento do fornecedor “A”. O fornecedor “A” apresen-tou uma estimativa de produção média mensal de 2.263 kWh, o que supre a necessidade do condomínio em 98,4%. VII.4 – Descrição do Sistema Fotovoltaico e Equipamen-tos A configuração do sistema, de acordo com a Norma Téc-nica ND 5.30 da Cemig, pode ser visualizada na Fig. 7:

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Fig. 7 – Forma de conexão do acessante (através de

inversor ) à rede de BT da Cemig D [13]. A Fig. 8 apresenta um esquemático simplificado do me-didor bidirecional.

Fig. 8 – Disposição simplificada do medidor bidirecio-

nal [13]. Os módulos fotovoltaicos ofertados pelo fornecedor “A”, da marca Yingli Solar, modelo YL255P-29b, possuem as seguintes características: TABELA 1 – CARACTERÍSTICAS DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.

Potência de saída 255 W Eficiência do módulo 15,7 %

Tensão em Pmáx 30,0 V Tensão em circuito aberto 37,7 V Corrente de curto circuito 9,01 A Faixa de temperatura de

operação -40°C até 85°C

Eles serão constituídos de células de silício policristalino e sua proteção frontal é de vidro temperado. Esses módu-los devem ser voltados para o Norte geográfico e sua in-clinação deve ser semelhante à latitude do local, no caso, 22°42’05’’, para que haja o mínimo de perdas possíveis na conversão de energia. Logo, os módulos deverão ter

uma inclinação de, aproximadamente, 22° em relação ao solo. Como a potência de cada módulo é de 255 W, tem-se que, para suprir o consumo estimado pelo fornecedor, serão necessários 73 módulos fotovoltaicos, totalizando 18,615 kWp. Já o inversor utilizado será da marca ABB e seus dados estão apresentados na Tabela 2:

TABELA 2 – CARACTERÍSTICAS DO INVERSOR.

Potência máxima alternada 22 kW Corrente máxima contínua 50 A Tensão contínua máxima 950 V Tensão contínua mínima 200 V

Eficiência 98,2 % O medidor bidirecional, que não está incluso no orçamen-to informado pelos fornecedores, tem suas características básicas apresentadas na Tabela 3:

TABELA 3 – CARACTERÍSTICAS DO MEDIDOR BIDIRECIONAL.

Corrente Nominal 15 A Corrente Máxima 120 A

Tensão de Operação 120V / 240 V O custo do medidor bidirecional foi incluso no valor total do investimento para a análise deste projeto. VII.4 – Dados da Irradiação Solar na Cidade de Itajubá Foi feito um tratamento de dados da irradiação solar inci-dente na cidade de Itajubá-MG para efeito comparativo com um método simplificado de estimativa de painéis e a proposta do fornecedor escolhido para a análise. Esses dados foram coletados do Instituto de Recursos Naturais (IRN) da Universidade Federal de Itajubá e fo-ram tratados de forma a convergir para um índice médio mensal de irradiação solar dos anos de 2013 e 2014, que apresentam os dados completos, como pode ser observa-do no Gráfico 1:

Gráfico 1 – Índice médio de irradiação mensal na cidade de Itajubá entre 2013 e 2014 em kWh/m2.

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O valor médio de irradiação é de 145,17 kWh/m2 por mês, o que representa uma irradiação diária média de 4,839 kWh/m2. VII.5 – Análise Comparativa dos Dados Com o intuito de mitigar possíveis sobredimensionamen-tos no projeto, fez-se uma estimativa simplificada da quantidade necessária de painéis solares para este estudo de caso, com base nas seguintes considerações: • Consumo médio mensal = 2.300 kWh/mês =

76.666,67 Wh/dia; • Irradiação diária média considerada = 4,839 kWh/m2; • Potência de uma placa = 255 W; • Rendimento da geração fotovoltaica = 83%.

Este valor de rendimento da geração fotovoltaica refere-se à energia solar já convertida em energia elétrica. Segundo Gabriel Guimarães, da empresa Solar Volt tem-se que: “A placa fotovoltaica converte cerca de 15 – 23% da energia que recebe da luz do sol (eficiência dos módu-los). Desses 15 – 23%, existem perdas elétricas no trans-porte e transformação de energia (cabos, inversores, transformadores) de modo que a eficiência global desse sistema fique próxima de 83 a 89%” [15]. A Fig. 9 ilustra essa eficiência considerada, sabendo que 𝜂!"é!"#$% é relativo aos cabos e inversores: Fig. 9 – Esquemático da eficiência global considerada. A partir disso, tem-se em (4):

𝑃!"#!$%&% =!"#$%&"  !"á!"#!""#$%#çã!  !"#$!

0,83 (4)

Pode-se estimar uma potência esperada de:

𝑃!"#!$%&% =76,6674,839

0,83 = 19.088,55  𝑊

Com isso, pode-se calcular em (5):

𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒  𝑑𝑒  𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 =  !!"#!$%&%!!"#$#

(5)

Considerando o modelo do módulo apresentado pelo for-necedor, tem-se:

𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒  𝑑𝑒  𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 =  19.088,55

255= 74,84 ≅ 75  𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠

Dado que o fornecedor “A” apresentou uma necessidade de 73 placas, baseado em uma potência de 18,615 kWp e, considerando que ele estima suprir 98,4% do consumo, conclui-se que os valores calculados e fornecidos foram satisfatórios. VII.6 – Análise de Investimento Para analisar o investimento foi necessário fazer uma projeção do valor das tarifas de energia da CEMIG. Essa estimativa foi baseada nos dados históricos da CEMIG na ANEEL no período de 2004 a 2015 [16]. Vale salientar que até 2014 não existia o sistema de bandeiras tarifárias. A partir de 2015, pela inserção do sistema de bandeiras tarifárias, fez-se uma projeção de três possíveis cenários. Sabe-se que no faturamento da energia elétrica da distri-buidora local tem-se 36,38% de tributos [17], que foram acrescentados em todo o histórico e na projeção das tari-fas, ilustrada no Gráfico 2. Assumindo que o projeto seja implantado no ano de 2016, a projeção foi feita considerando a vida útil das placas fotovoltaicas, ou seja, 25 anos.

Gráfico 2 – Projeção da tarifa para 25 anos. Na Tabela 4, para complementar a informação do Gráfico 2, tem-se alguns valores em destaque:

TABELA 4 – EVOLUÇÃO DO VALOR DA TARIFA.

Ano Vermelha [R$/kWh]

Amarela [R$/kWh]

Verde [R$/kWh]

2008 0,56437 0,56437 0,56437 2016 0,88768 0,84052 0,80123 2024 1,48915 1,38919 1,27114 2032 2,81892 2,55344 2,2614 2040 4,25809 3,81107 3,33087

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Como o projeto tem uma estimativa de vida útil de 25 anos, foi importante, nos cálculos de investimento, levar em consideração a taxa SELIC – atualmente em 14,25%, que corresponde à taxa básica referencial de juros no país [18]. Para cada cenário utilizou-se os três métodos de análise de investimento: Valor Presente Líquido, Payback e Taxa Interna de Retorno. Considerando que o conceito de vida útil está associado à probabilidade de falha de um equipamento durante um determinado tempo, nesse estudo assume-se que, devido à qualidade do sistema e suas condições de uso e carga, a vida útil do conjunto será de 25 anos. O estudo econômico realizado foi baseado no orçamento do fornecedor “A” somado o custo do medidor bidirecio-nal, totalizando um investimento inicial de R$155.022,00, o que representa R$ 8.327,80 / kWp. • Valor Presente Líquido (VPL):

A partir de (1), apresentada em outro tópico, o resultado para cada cenário está apresentada na Tabela 5:

TABELA 5 – RESULTADOS DE VPL PARA CADA CENÁRIO.

Vermelha Amarela Verde VPL R$98.434,61 R$86.901,19 R$67.117,18

A seguir, observa-se nos Gráficos 3, 4 e 5 o comporta-mento do fluxo de caixa de cada cenário ao longo do tempo.

Gráfico 3 – Fluxo de Caixa da bandeira Vermelha.

Gráfico 4 – Fluxo de Caixa da bandeira Amarela.

Gráfico 5 – Fluxo de Caixa da bandeira Verde. O maior VPL é o da bandeira vermelha, pois os valores da tarifa sempre serão maiores que as demais. Isso resulta em um cenário pessimista, pelo ponto de vista do preço da tarifa, mas otimista pelo ponto de vista da viabilidade do projeto, pois irá gerar maior lucro final. Consequen-temente o VPL da bandeira amarela será maior que da bandeira verde, devido aos valores das tarifas. • Payback Time:

Para esse método deve-se determinar o instante em que o Fluxo de Caixa (FC) é igual a zero. No gráfico VPL de cada cenário é possível observar esses instantes. Com o auxílio de um polinômio, determina-se esses ins-tantes e os resultados aproximados são apresentados na Tabela 6:

TABELA 6 – RESULTADOS DO PARA CADA CENÁRIO.

Vermelha Amarela Verde

Payback 11 anos e 8 meses

12 anos e 1 mês

13 anos e 3 meses

Os valores da bandeira vermelha têm maior rentabilidade, e consequentemente, ele será pago mais rápido que as demais bandeiras. • Taxa Interna de Retorno (TIR):

Para esse método, a partir de (1) igualada a zero, obteve-se os seguintes resultados, apresentados na Tabela 7, para cada cenário:

TABELA 7 – RESULTADOS DA TIR PARA CADA CENÁRIO.

Vermelha Amarela Verde TIR 21% 20% 19%

Considerando a taxa de desconto adotada de 14,25% (SELIC), dos três cenários o valor que mais se aproxima é a bandeira verde, ou seja, é o projeto que tem maior chance de se aproximar a um VPL igual a 0. Já a tarifa vermelha possui o maior valor de TIR, proporcionando maiores lucros.

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VIII – CONCLUSÃO

Para esse estudo, mesmo considerando apenas o capital próprio para investimento, o projeto é viável economica-mente até para o cenário mais pessimista, que é a bandei-ra verde, pois, na atual situação hídrica do país, o preço da tarifa só tende a aumentar. A viabilidade do projeto é sustentada levando em consi-deração que a vida útil dos painéis é praticamente o dobro do tempo de retorno de investimento, para qualquer situação apresentada. Apesar de se tratar de um capital próprio de investimento para a análise, existem subsídios por uma linha de crédi-tos a juros menores em alguns bancos brasileiros, por se tratar de um projeto que tem uma importância na redução de impactos ambientais [19]. Esse tipo de financiamento pode ser uma alternativa para o investidor. O valor a ser investido é muito alto pois, infelizmente, o Brasil ainda tem que importar os equipamentos para esse tipo de sistema. Porém, recentemente foi inaugurada uma fábrica de painéis solares no interior de São Paulo [20], o que pode representar uma diminuição de custos com os painéis em um futuro próximo. Um recente estudo, realizado pela consultoria Bloomberg New Energy Finance, aponta que daqui há 25 anos, um quinto de toda a capacidade instalada brasileira será pro-duzida por consumidores, principalmente a partir de energia solar fotovoltaica [21]. Isso é uma perspectiva otimista para o projeto que, daqui a 25 anos, já terá lucros em relação ao seu investimento inicial. Um outro ponto positivo para a implementação é que o Governo do Estado de Minas Gerais concede isenção do ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Ser-viços – para produtores de energia elétrica gerada a partir de fontes renováveis (solar, eólica, etc.) apenas se seu consumo exceder sua geração e será cobrado apenas em cima dessa diferença, caso seja positiva. O grande impasse dessa possível implementação é a ade-quação a Resolução Normativa N° 482 da ANEEL, que estipula que a conexão de um estabelecimento com a rede e a geração só pode ocorrer desde que estejam no mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF), ou seja, todos os apar-tamentos do condomínio terão que estar cadastrados no nome do proprietário. Essa situação não é viável para o proprietário pois, ele assumiria o custo de disponibilidade para 23 unidades, o que acarretaria em uma despesa adicional muito alta. Para solucionar tal empasse pode-se instalar um único medidor bidirecional, antes da alimentação dos 23 medidores. Ou seja, a partir desse momento o condomínio deixará de ser 23 consumidores para a CEMIG e passaria a ser apenas um, com um consumo maior.

Essa alternativa apresentada, apesar de eficiente em ter-mos de adequação, pode não ser bem vista para o proprie-tário, que correria o risco de assumir o consumo de 23 apartamentos e não gerar o suficiente para supri-lo. Por isso, faz-se necessário, para que o investidor fique mais seguro, que haja uma possível revisão na Resolução Normativa citada da ANEEL, considerando o problema apresentado, com o intuito de adicionar uma possível compensação de energia entre diferentes CPFs. Por outro lado, considerando que a grande maioria dos apartamentos são ocupados por estudantes, estima-se que, no período de férias escolares – correspondentes a apro-ximadamente três meses do ano, dos quais dois são de períodos de maior irradiação solar – haverá muito mais geração do que consumo, o que será convertido em crédi-tos de energia que poderá ser acumulado durante 36 me-ses, o que é uma situação positiva para a realidade regu-lamentária brasileira. Contudo, no atual cenário ambiental do país, levando em consideração que o Estado de Minas Gerais tem sido o que mais investe nesse tipo de geração, considerando também que os preços das tarifas tendem a um grande aumento, o projeto apresentado se torna viável e atraente.

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CONVIBRA – Congresso Virtual Brasileiro de Ad-ministração.

[15] FERREIRA, G.G. Dúvida – Quantidade de Placas

[mensagem pessoal]. Mensagem recebida por <Ga-briel.guimaraes@solarvoltenergia.com.br> em 22 set. 2015.

[16] ANEEL. Conheça as Tarifas da Classe de Consumo

Residencial de uma Concessionária. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/tarifaAplicada/index.cfm>. Acesso em: Agosto de 2015.

[17] CEMIG. Fatura da conta. Disponível em:

<http://www.cemig.com.br/pt-br/atendimento/Clientes/Paginas/fatura_baixa_tensao.aspx>. Acesso em: Agosto 2015.

[18] BANCO CENTRAL DO BRASIL. Consulta a Taxa

Selic. Disponível em: <http://www.bcb.gov.br/htms/selic/selicdia.asp>. Acesso em: Agosto de 2015.

[19] ABSOLAR. Pequenos negócios recorrem à energia

solar com financiamento subsidiado. Disponível em: <http://www.absolar.org.br/noticia/noticias-externas/pequenos-negocios-recorrem-a-energia-solar-com-financiamento-subsidiado.html>. Acesso em: Setembro de 2015.

[20] ÉPOCA NEGÓCIOS. Valinhos, no interior de São

Paulo, terá fábrica de painéis solares. Disponível em:<http://epocanegocios.globo.com/Informacao/noticia/2015/09/valinhos-no-interior-de-sp-tera-fabrica-de-paineis-solares.html>. Acesso em: Setembro de 2015.

[21] FOLHA DE S. PAULO. Em 25 anos, consumidor

vai gerar em casa energia equivalente a 6 Itaipus. Disponível em: <http://epocanegocios.globo.com/Informacao/noticia/2015/09/valinhos-no-interior-de-sp-tera-fabrica-de-paineis-solares.html>. Acesso em: Setembro de 2015.

[22] SEFA – Secretaria de Estado da Fazenda. Lei N°

20.824, de 31 de julho de 2013. Disponível em: <http://www.fazenda.mg.gov.br/empresas/legislacao_tributaria/leis/2013/l20824_2013.htm>. Acesso em: Setembro de 2015.

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BIOGRAFIA:

Renata Silva Almeida Nasceu em Jacareí (SP), em 1989. Estudou na Escola CEPHAS em São José dos Campos, tendo rece-bido o título de Técnico em Gestão Empresarial. Ingressou na Univer-sidade Federal de Itajubá (UNIFEI) em 2011 no curso de Engenharia Elétrica. Desenvolveu trabalhos

voluntários na ONG Amigos de Itajubá. Realizou estágio no CERIn e foi monitor de Engenharia Econômica.

Maria Angélica Barbosa Nasceu em Maria da Fé (MG), em 1992. Ingressou na Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) em 2011 no curso de Engenharia Elétri-ca. Durante a graduação foi estagiá-ria do Grupo de Engenharia de Sis-temas (GESis) na área de mercado

de energia. Atualmente é estagiaria na empresa Tractebel Energia S.A. em Florianópolis.