Análise Financeira

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE PERNAMBUCO	
 Departamento de Engenharia Mecânica da UFPE
 
 Análise Financeira – Estudo de Casos
 *por Diogo Santiago – Aluno do professor Fábio Magnani
 *por Alcides Luiz – orientando do professor Fábio Magnani
I- Introdução
	Como discutido anteriormente, o método do valor presente líquido (VPL) será utilizados nesse estudo de casos. Compararemos as diversas alternativas de modo que todos os custos (benefícios não contabilizados) em seus diversos instantes no tempo serão trazidos para o presente. Lembrar que o menor VPL dentre os casos será o mais atraente.
	Nesse estudo em relação ao VPL estaremos considerando duas possibilidades. A primeira é de que nossa indústria (ou processo) opera de forma constante, atendendo a uma demanda fixa (seja de energia elétrica, vapor e/ou água fria) independentemente do horário de funcionamento da mesma. Outra possibilidade, e que se aproxima mais de nossa realidade, é a de que a indústria (ou processo) opera de forma variável (em relação à demanda térmica). Neste caso, durante o horário de funcionamento teremos duas demandas térmicas específicas, enquanto a demanda elétrica/vapor permanece constante. 
II- Cenários com demanda fixa
	Para os casos de demanda fixa (cenários 1 ao 9) serão consideradas as demandas térmicas e demandas elétricas de 120 kW e 100 kW, respectivamente. Ou seja, para esses casos estaremos interessados em obter 120 kW de água gelada (frio) e 100 kW de energia elétrica (EE). 
 	Para os casos em questão estaremos limitando as configurações possíveis de equipamentos (necessários para suprirem as demandas térmicas, elétricas ou vapor) a serem utilizados à nossa biblioteca (Figura 2), de maneira que respeite a ordem correta entre fonte, transformação e demanda.
Os cenários propostos serão indicados pela combinação entre: fonte, transformação e demanda (Figura 1). Observe que as demandas já foram estabelecidas. A quantidade de fontes ou transformações disponíveis varia de cenário para cenário. 
Exemplo: Produzir vapor (demanda) a partir da RE (fonte).
Solução: A única solução possível para esse caso, como podemos ver da biblioteca, é utilizar a caldeira elétrica (transformação) para produzir vapor a partir da RE. 
Temos então,
Figura 1- Exemplo de transformação de energia elétrica da RE 
em vapor a partir de uma caldeira elétrica.
 Figura 2- Biblioteca de fontes, transformações e demandas possíveis.
Em alguns casos estaremos diferenciando a utilização das fontes durante os horários de ponta (HP) e fora de ponta (HFP). Para casos em particular que ocorrer diferenciação de horários será utilizada notação especial, e.g., (90/200 kW). O primeiro termo se refere à energia (elétrica ou térmica) utilizada no horário fora de ponta (HFP) e o segundo termo se refere à energia (elétrica ou térmica) utilizada no horário de ponta (HP). Esta notação será útil quando sobrepusermos os cenários que funcionam no FP com os que funcionam no HP.
Segue abaixo os cenários:
Fonte (RE); Transformações (chiller de compressão); Demandas (EE e frio).
Nosso objetivo é gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Neste cenário (Figura 3), e observando a biblioteca, podemos obter 100 kW de EE simplesmente comprando da rede elétrica (observar que neste caso não há transformação), e para o caso da demanda térmica, a única possibilidade é utilizar o chiller de compressão ligado à rede elétrica.
Fonte (combustível); Transformações (GMG e chiller de compressão); Demandas (EE e frio). 
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Da biblioteca utilizamos o GMG para produzir energia elétrica tanto para a demanda de EE quanto para energia elétrica necessária para funcionar o chiller de compressão. Observar que neste caso haverá desperdício de gases quentes que poderia ser aproveitados por outro processo (ver Figura 4).
Fontes [RE(HFP) e combustível(HP)]; Transformações (GMG e chiller de compressão); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Neste caso no HFP, EE estará sendo consumida diretamente da RE (sem) transformação, enquanto o GMG vai produzir EE suficiente para que o chiller de compressão transforme essa energia em frio (Figura 5). No HP, o GMG vai produzir EE suficiente tanto para que o chiller de compressão transforme energia elétrica em frio, quanto para que possa suprir a demanda elétrica. Neste cenário também ocorre o desperdício de gases quentes. A Figura 6 mostra os cenários sobrepostos.
Fonte (RE); Transformações (caldeira elétrica e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Neste caso (Figura 7) a RE será responsável por suprir a demanda elétrica de forma direta e sem transformação, mais a demanda térmica através da transformação de energia elétrica em vapor (caldeira elétrica) e de vapor em frio (chiller de absorção).
Fontes (RE e combustível); Transformações (caldeira de queima direta e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. EE será utilizada sem transformação para suprir a demanda elétrica enquanto que a queima do combustível será utilizado para transformar combustível em vapor (caldeira de queima direta) e vapor em frio (chiller de absorção), suprindo a demanda térmica (ver Figura 8).
Fonte (combustível); Transformações (GMG, caldeira de queima direta, caldeira de recuperação e chiller de Absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Através da queima de combustível (GMG) será produzida EE. Os gases quentes que seriam desperdiçados são aproveitados para aquecer a água ao ponto de vapor (caldeira de recuperação). Da caldeira de recuperação o vapor é transformado em energia térmica (chiller de absorção), suprindo uma parte da demanda térmica. A outra parte da demanda térmica será suprida diretamente da transformação de queima de combustível em vapor (caldeira de queima direta) e de vapor em frio (chiller de absorção). A Figura 9 mostra os detalhes.
Fonte (combustível); Transformações (GMG, caldeira de elétrica, caldeira de recuperação e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. Neste caso encontramos uma particularidade que tentaremos discutir passo a passo através de três partes (10(a), 10(b) e 10(c)) do cenário.
Imagine que eu só tivesse disponível para os processos de transformação os seguintes equipamentos (GMG, caldeira de recuperação e chiller de absorção). Desta forma, a partir da análise da Figura 10(a), vemos que a demanda de energia térmica não seria suprida (faltariam 52 kW de vapor). 
Agora imagine que eu acrescentasse aos equipamentos a caldeira elétrica (Figura 10(b)). O GMG teria que gerar tanto a energia necessária para a demanda elétrica quanto a energia elétrica necessária para que a caldeira elétrica transformasse energia elétrica em 52 kW de vapor. Observe que para isso seriam necessários 516 kW de combustível. Agora observe que o GMG estaria produzindo 207 kW de gases quentes que após serem transformados em vapor (caldeira de recuperação) forneceriam 186 kW de vapor ao chiller de absorção. Esses 186 kW mais os 52 kW já produzidos pela caldeira elétrica, somados dariam 238 kW de vapor. No entanto, somente são necessários 171 kW de vapor para que sejam transformados em 120 kW de frio (chiller de compressão). O que acarreta um desperdício de aproximadamente 67 kW.
Uma forma de otimizar esse cenário pode ser feita se chamarmos a quantidade de vapor produzida pela caldeira elétrica de ‘x’ (Figura 10(c)) e fazer com que a demanda de combustível seja dada em função de x. Logo, a quantidade de gases quentes também seria dada em função de x, assim como a quantidade de vapor produzido pela caldeira de recuperação. Com isso, podemos formar um sistema ao somarmos a quantidade de vapor produzida pela caldeira elétrica mais a caldeira de recuperação ao igualarmos essa soma a 171 kW (valor sempre fixo neste caso). A solução encontrada seria o valor ótimo para o sistema em questão.
Fontes [RE(HFP)e combustível(HP)]; Transformações (GMG, caldeira de elétrica, caldeira de recuperação e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. No HFP o cenário é igual ao do cenário 4. No HP o cenário é igual ao do cenário 7 (Figura 10(c)). Na Figura 11 cada horário é mostrado separadamente e na Figura 12 estes cenários são sobrepostos.
Fontes [RE(HFP) e combustível(HP)]; Transformações (GMG, caldeira de queima direta, caldeira de recuperação e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
Gerar 100 kW de EE e 120 kW de frio. No HFP o cenário é igual ao do cenário 5. No HP o GMG é responsável suprir a demanda elétrica e os gases quentes são utilizados pela caldeira de recuperação para produzir uma parte do vapor que vai ser convertido em demanda térmica pelo chiller de absorção (ver Figura 13). A outra parte da demanda térmica é suprida pela queima direta do combustível (caldeira de queima direta). A Figura 14 mostra os cenários sobrepostos.
III- Dados e Considerações
	Financeiras:
	 
	 
	 
	Horo-Sazonalidade:
	 
	 
	n 
	=
	60
	meses
	Tarifa Horo-Sazonal 
	
	 
	i 
	=
	0,01
	%a.m
	Funcionamento/dia 
	=
	8-22h
	µ
	=
	45
	
	a) Demanda fixa
	
	 
	 
	
	
	
	Horário de ponta/mês
	=
	63h
	 
	
	
	
	Fora do horário de ponta/mês
	=
	357h
	Custos e Tarifas:
	 
	 
	 
	b) Demanda variável
	
	 
	Custo instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	Horário de ponta/mês (80kW)
	=
	63h
	Custo instalação elétrica 
	=
	100
	R$/kWelet
	Fora do horário de ponta/mês (80kW)
	=
	87h
	Custo motor 
	=
	500
	R$/kWelet
	Fora do horário de ponta/mês (120kW)
	=
	270h
	Custo caldeira elétrica 
	=
	100
	R$/kWvapor
	Considerações Termodinâmicas 
dos Equipamentos:
	 
	 
	Custo caldeira recuperação 
	=
	150
	R$/kWvapor
	Ƞ elet,motor
	=
	0,30
	Custo caldeira queima 
	=
	300
	R$/kWvapor
	Ƞ term,motor
	=
	0,40
	Custo ciclo absorção 
	=
	1500
	R$/kWfrio
	Ƞ caldeira elétrica
	=
	0,95
	Custo ciclo compressão 
	=
	500
	R$/kWfrio
	Ƞ queima direta
	=
	0,80
	TCHP
	=
	0,70
	 R$/kWh
	Ƞ caldeira recuperação
	=
	0,90
	TCFP 
	=
	0,20
	 R$/kWh
	COP ciclo absorção 
	=
	0,70
	TDHP
	=
	70
	 R$/kW
	COP ciclo compressão 
	=
	4,00
	TDFP
	=
	20
	 R$/kW
	Demanda elétrica (kW)
	=
	100
	TC 
	=
	2
	R$/kg
	Demanda térmica 1 (kW)
	=
	120
	PCI
	=
	35000
	kJ/kg
	Demanda térmica 2 (kW)
	=
	80
Tabela 1- Dados e considerações feitos para análise dos cenários.
VI – Cenários:
Cenário 1: 
Figura 3- Cenário 1
Análise financeira:
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	130
	kW
	
	
	
	=
	R$
	13.000,00
	VI ciclo compressão
	=
	500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	60.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	73.000,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	130
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	5.733,00
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	130
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	9.282,00
	TDHP
	=
	130
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	9.100,00
	TDFP 
	=
	130
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	2.600,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	26.715,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.273.974,00
Cenário 2:
Figura 4- Cenário 2
Análise financeira:
	
VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	433
	kW
	
	
	
	=
	R$
	43.333,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	130
	kW
	
	
	
	=
	R$
	65.000,00
	VI ciclo compressão
	=
	500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	60.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	168.333,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	45
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.616,00
	Combustível FP
	=
	357
	h
	*
	45
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	31.824,00
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	0
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	37.440,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.851.450,00
Cenário 3: 
 - Fora do horário de ponta (HFP): 
	
- No horário de ponta (HP): 
Figura 5- Cenário 3 no HFP e no HP.
Cenário 3: 
- HP + HFP: 
Figura 6- Cenário 3: HFP + HP.
Análise financeira:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	433
	kW
	
	
	
	=
	R$
	43.333,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	130
	kW
	
	
	
	=
	R$
	13.000,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	130
	kW
	
	
	
	=
	R$
	65.000,00
	VI ciclo compressão
	=
	500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	60.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	181.333,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	44,6
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.616,00
	Combustível FP
	=
	0
	h
	*
	44,6
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	0
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	130
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	9.282,00
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	130
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	2.600,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	17.498,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	967.957,00
Cenário 4:
Figura 7- Cenário 4.
Análise financeira:
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	280
	kW
	
	
	
	=
	R$
	28.045,00
	VI caldeira elétrica
	=
	100
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	17.143,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	225.188,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	280
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	12.368,00
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	280
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	20.024,00
	TDHP
	=
	280
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	19.632,00
	TDFP 
	=
	280
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	5.609,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	57.633,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	2.816.069,00
Cenário 5: 
 
Figura 8- Cenário 5.
Análise financeira:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	214
	kW
	
	
	
	=
	R$
	21.429,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	10.000,00
	VI caldeira queima dir.
	=
	300
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	51.429,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	262.857,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	22
	kg/h
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	2.777,00
	Combustível FP
	=
	357
	h
	*
	22
	kg/h
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	15.737,00
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	4.410,00
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	7.140,00
	TDHP
	=
	100
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	7.000,00
	TDFP 
	=
	100
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	2.000,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	39.064,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	2.018.994,00Cenário 6:
Figura 9- Cenário 6.
Análise financeira:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	R$
	39.762,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	50.000,00
	VI caldeira queima dir.
	=
	300
	R$/kWvapor
	*
	51
	kW
	
	
	
	=
	R$
	15.429,00
	VI caldeira recuperação
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	18.000,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	303.190,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	41
	kg/h
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.153,00
	Combustível FP
	=
	357
	h
	*
	41
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	29.201,00
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	0
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	34.354,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.847.589,00
Cenário 7
	-7(a):
	-7(b):
	-7(c):
Figura 10- Cenário 7: Caso em que é preciso resolver um sistema de equações
Análise financeira do cenário 7:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	413
	kW
	
	
	
	=
	R$
	41.307,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	124
	kW
	
	
	
	=
	R$
	61.960,00
	VI caldeira elétrica
	=
	100
	R$/kWvapor
	*
	23
	kW
	
	
	
	=
	R$
	2.272,00
	VI caldeira recuperação 
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	149
	kW
	
	
	
	=
	R$
	22.306,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	307.845,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	42
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.353,00
	Combustível FP
	=
	357
	h
	*
	42
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	30.336,00
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	0
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	35.689,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.912.247,00
Cenário 8:
	- Horário fora de ponta (HFP):
	- Horário de ponta (HP):
Figura 11- Cenário 8 no HFP e no HP.
Cenário 8:
	-HP + HFP:
Figura 12- Cenário 8: HFP + HP.
Análise financeira do cenário 8:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	413
	kW
	
	
	
	=
	R$
	41.307,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	10.000,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	124
	kW
	
	
	
	=
	R$
	61.960,00
	VI caldeira elétrica
	=
	100
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	17.143,00
	VI caldeira recuperação
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	149
	kW
	
	
	
	=
	R$
	22.306,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	332.715,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	42
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.353,00
	Combustível FP
	=
	0
	h
	*
	42
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	0
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	280
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	20.024,00
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	280
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	5.609,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	30.987,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.725.719,00
Cenário 9:
	-Horário fora de ponta (HFP):
	
-Horário de ponta (HP):
Figura 13- Cenário 9 no HFP e no HP.
Cenário 9:
	- HFP + HP:
Figura 14- Cenário 9: HFP + HP.
Análise Financeira do cenário 9:
	VI instalação combustível - HP
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	R$
	39.762,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	10.000,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	50.000,00
	VI caldeira queima dir.-HP
	=
	300
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	51.429,00
	VI caldeira recuperação
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	18.000,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	349.190,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP
	=
	63
	h
	*
	41
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	5.153,00
	Combustível FP
	=
	357
	h
	*
	22
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	15.737,00
	TCHP
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	7.140,00
	TDHP
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP 
	=
	100
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	2.000,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	30.030,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.699.203,00
V- Resultados demanda fixa
	A partir das análises financeiras encontradas em cada cenário podemos montar a tabela abaixo:
	 
	Custo Inicial
	Consumo (fonte)
	VPL
	cenário 1
	73.000
	26.715
	1.273.974,00
	cenário 2
	168.333
	37.440
	1.851.450,00
	cenário 3
	181.333
	17.498
	967.957,00
	cenário 4
	225.188
	57.633
	2.816.069,00
	cenário 5
	262.857
	39.064
	2.018.994,00
	cenário 6
	303.190
	34.354
	1.847.589,00
	cenário 7
	307.845
	35.689
	1.912.247,00
	cenário 8
	332.715
	30.987
	1.725.719,00
	cenário 9
	349.190
	30.030
	1.699.203,00
Tabela 2- VPL’s encontrados para cada cenário.
De acordo com a tabela acima podemos indicar que o cenário de menor custo considerando-se um prazo de 60 meses será o cenário 3. É importante lembrar que esse estudo está apenas considerando os custos, sendo assim o cenário que tiver o menor VPL é o melhor. Lembrar também que foi realizado um estudo simplificado. Muitas considerações de um projeto real não foram levadas em conta. No entanto, a partir de um estudo mais simples podemos mesmo assim obter considerações importantes como a dependência do VPL em função do custo inicial e do consumo/mês. No próximo item essa consideração é melhor discutida.
VI – Fatores de influência do VPL 
Uma análise interessante sobre esses resultados obtidos na tabela acima é que nem o custo inicial nem o consumo/mês podem ser tomados separadamente como parâmetros determinantes na escolha do VPL. O exemplo abaixo deixa mais claro essa questão:
	Exemplo: Consideres os três cenários a seguir com seus custos iniciais, consumos/mês e VPL.
	 
	Custo Inicial (R$)
	Consumo/mês (R$)
	VPL (R$)
	cenário 1
	2.000
	100
	6.500,00
	cenário 2
	1.500
	150
	8.250,00
	cenário 3
	3.400
	80
	7.000,00
* Foi considerado um µ de 45.
Se quiséssemos escolher o melhor cenário a partir do menor custo inicial, escolheríamos o cenário 2. Agora se quiséssemos escolher o melhor cenário a partir do menor consumo/mês, escolheríamos o cenário 3. No entanto, ao analisarmos dentre os três qual terá o menor VPL, vemos que a melhor opção é o cenário 1. Sendo assim, esse exemplo deixaclaro que não é o custo inicial, nem o consumo/mês que será o fator determinante na hora de se avaliar o VPL.
VII – Análise do VPL em função da tarifa de combustível (TC)	
Outro estudo foi realizado. A ideia desse estudo é visualizar o comportamento do VPL, em cada um dos nove cenários propostos em nosso estudo de caso, em função do valor da TC, inicialmente considerada 2,00 R$/kg. Além do VPL calculado considerando-se a tarifa de combustível de 2,00 R$/kg, as tarifas de 4,00 R$/kg e 0,5 R$/kg são também consideradas.
	Os resultados desse estudo encontram-se nos gráficos abaixo. Nota-se que os cenários que dependiam exclusivamente da fonte combustível foram os que mais sofreram influência. Com a tarifa de combustível a 0,5 R$/kg podemos perceber que o cenário 2, unicamente dependente de combustível, torna-se o cenário com menor VPL. No caso em que a tarifa passa a ser 4,0 R$/kg, este mesmo cenário 2 torna-se o mais inviável. Note que mesmo a 4,0 R$/kg o cenário 3 ainda é melhor que o cenário 1, que utiliza somente a RE como fonte de demanda térmica e elétrica.
Figura 
16
- Análise do VPL dos 11 cenários do estudo 
de
 casos em função da TC a 0,5 R$/kg 
Figura 1
5
- Análise do VPL dos 11 cenários do estudo
de
 casos em função da TC a 2,0 R$/kg
Figura 
17
- Análise do VPL dos 11 cenários do estudo
 
de
 casos em função da TC a 4,0 R$/kg 
VIII- Cenários com demanda variável
	Agora que temos em mente como construir e interpretar alguns cenários, cuja demanda térmica foi fixada, vamos propor que a demanda térmica seja variável. Apesar de estarmos tratando a demanda térmica como variável, é bom lembrar que essa consideração poderia ser feita para qualquer que fosse a demanda da nossa indústria (ou processo). A biblioteca da Figura 2 e os dados e considerações da Tabela 1 são utilizados.
	Os cenários 10 e 11 propostos a seguir são de demanda variável. Das 8-17h é considerada a demanda térmica de 120 kW, e das 17-22h é considerada 80 kW. Durante o horário de funcionamento (8-22h) será considerada a demanda elétrica fixa de 100 kW.
	Estes novos cenários são parecidos com os cenários 8 e 9, respectivamente, diferenciando pela variação da demanda térmica. A notação utilizada para diferenciar os HFP e HP, é parecida com a definida anteriormente. Como será visto, pode ser que o cenário em questão precise diferenciar dois valores para o HFP, sendo assim, a notação definida para esses casos (e.g.,90/200 kW) fica da seguinte forma:
HP
HFP
HFP-1
HFP-2
 
 (150-90) / 200 kW
HFP-1: Horário fora de ponta das 8-17h
HFP-2: Horário fora de ponta das 17-17:30h + 20:30-22h
Segue abaixo os cenários:
Fontes [RE(HFP) e combustível(HP)]; Transformações (GMG, caldeira de elétrica, caldeira de recuperação e chiller de absorção); Demandas [EE e frio(variável)].
Das 8-17h gera 100 kW de EE e 120 kW de frio, e das 17-22h gera 100 kW de EE e 80 kW de frio. Considerar os HFP e HP (Figura 15). Uma diferença importante em relação ao cenário 8 no HP é que para a demanda de 80 kW, a caldeira elétrica se torna desnecessária, já que a energia dos gases quentes é suficiente para conseguir produzir os 80 kW após passarem pela caldeira de recuperação e pelo chiller de absorção (ver Figura 16).
Fontes [RE(HFP) e combustível(HP)]; Transformações (GMG, caldeira de queima direta, caldeira de recuperação e chiller de absorção); Demandas (EE e frio).
 Das 8-17h gera 100 kW de EE e 120 kW de frio, e das 17-22h gera 100 kW de EE e 80 kW de frio. Considerar os HFP e HP (Figura 17). Neste caso vemos que a demanda de 80 kW de frio torna a caldeira de queima direta desnecessária, pois os gases quentes que sobram da combustão têm energia suficiente para gerar os 80 kW de frio. A Figura 18 mostra os cenários sobrepostos.
Cenário 10:
	- HFP-1:
	- HFP-2:
	
	- HP-2:
	
Figura 18- Cenário 10 no HFP-1, HFP-2 e no HP-2.
Cenário 10:
	- HFP-1 + HFP-2 + HP-2:
 
Figura 19- Cenário 10: HFP-1 + HFP-2 + HP-2.
Análise Financeira do cenário 10:
	VI instalação combustível
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	333,3
	kW
	
	
	
	=
	R$
	33.333,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	10.000,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	50.000,00
	VI caldeira elétrica
	=
	100
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	17.143,00
	VI caldeira recuperação
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	114,3
	kW
	
	
	
	=
	R$
	17.143,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	307.619,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP-2
	=
	63
	h
	*
	34
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	4.320,00
	Combustível FP-1
	=
	0
	h
	*
	0
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	0
	Combustível FP-2
	=
	0
	h
	*
	34
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	0
	TCHP-2
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP-1
	=
	270
	h
	*
	280
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	15.144,00
	TCFP-2 
	=
	87
	h
	*
	220,3
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	3.833,00
	TDHP-2
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP-1 
	=
	280
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	5.600,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	28.898,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.606.711,00
Cenário 11:
	
	- HFP-1:	
	- HFP-2:
	- HP-2:
Figura 20- Cenário 11: HFP-1, HFP-2 e HP-2.
Cenário 11:
	- HFP-1 + HFP-2 + HP-2:
Figura 21- Cenário 11: HFP-1 + HFP-2 + HP-2.
Análise financeira:
	VI instalação combustível - HP-2
	=
	100
	R$/kWcomb
	*
	333,3
	kW
	
	
	
	=
	R$
	33.333,00
	VI instalação elétrica
	=
	100
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	10.000,00
	VI GMG
	=
	500
	R$/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	R$
	50.000,00
	VI caldeira queima dir.
	=
	300
	R$/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	R$
	51.429,00
	VI caldeira recuperação
	=
	150
	R$/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	18.000,00
	VI ciclo absorção
	=
	1500
	R$/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	R$
	180.000,00
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	342.762,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	Combustível HP-2
	=
	63
	h
	*
	34
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	4.320,00
	Combustível FP-1
	=
	270
	h
	*
	22
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	11.902,00
	Combustível FP-2
	=
	87
	h
	*
	15
	kg/h 
	*
	2
	R$/Kg
	=
	R$
	2.557,00
	TCHP-2
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,7
	R$/kWh
	=
	R$
	0
	TCFP-1
	=
	270
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	5.400,00
	TCFP-2
	=
	87
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,2
	R$/kWh
	=
	R$
	1.740,00
	TDHP-2
	=
	0
	kW
	*
	70
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	0
	TDFP-1
	=
	100
	kW
	*
	20
	R$/kW
	*
	
	
	=
	R$
	2.000,00
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	R$
	27.919,00
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	µ*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	R$
	1.597.852,00
IX – Resultados demanda fixa
	Os resultados do VPL para os cenários 10 e 11, assim como seus respectivos pares (8 e 9) se encontram na tabela abaixo.
	 
	Custo Inicial
	Consumo (fonte)
	VPL
	cenário 8
	332.715
	30.987
	1.725.719,00
	cenário 9
	349.190
	30.030
	1.699.203,00
	cenário 10
	307.619
	28.907
	1.607.117,00
	cenário 11
	342.762
	27.919
	1.597.852,00
Tabela 3- Valores dos VPLs encontrados na demanda variável
Em se tratando de trabalhar com demanda variável podemos perceber pela comparação entre os pares de cenários (8 e 10) e (9 e 11) que houve uma diminuição nos gastos da ordem de centena de milhar. Umaredução nos custos de + 6,9% para o cenário 8, e + 6% para o cenário 9, já que seus respectivos pares eram cenários diferentes apenas na questão da demanda variável. A tabela acima indica que o fato de trabalhar com demanda variável fez com que o cenário 8 tivesse uma redução de R$ 25.096,00 de custo inicial e R$ 2.080,00 no custo mensal. Já o cenário 9 teve uma redução de R$ 6.428,00 no custo inicial e de R$ 2.111,00 no custo mensal. Essa redução é devida a diminuição da potência utilizada por alguns equipamentos, fazendo com que seu custo inicial diminua. 
X- Dados e considerações ambientais.
	Após a análise dos cenários do ponto de vista financeiro, o foco daqui em diante será a análise dos mesmos cenários sob o ponto de vista ambiental, usando o conceito de VPL ambiental abordado na apostila de “análise financeira – modelo simplificado”. A seguir, alguns dados referentes a emissão de em kg/kW para a construção e em kg/kWh para a operação.
Tabela 4 - Emissão de CO2 na construção em kg/kW
Obs1: Não está sendo considerada a emissão de na construção da rede elétrica e nem da linha de combustível
Obs2: Nos exercícios, a emissão de na construção da Caldeira Elétrica e da Caldeira de Recuperação será aproximada pelo da Caldeira de Queima Direta, a menos que seja dito o contrário pelo professor da disciplina.
Tabela 5- Emissão de C02 na operação de redes elétricas em kg/kWh
Obs1: A determinação da emissão de na operação de uma linha de combustível qualquer pode ser calculada aproximadamente pela fórmula oriunda do balanço estequiométrico presente na apostila de “análise financeira – modelo simplificado”.
XI- Cenários e cálculo do VPL ambiental
	Nesta seção, serão escolhidos 2 cenários, que já foram analisados financeiramente, para serem analisados do ponto de vista ambiental.
Análise Ambiental do cenário 1, considerando que a rede elétrica é uma termoelétrica operando com gás natural:
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	130
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	239,4
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	28728
	 kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	28728
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	420
	h
	*
	130
	kW
	*
	0,605
	 kg/kWh 
	=
	33016,62
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	33016,62
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	2010,708
	Ton de 
Análise Ambiental do cenário 9, considerando que a rede elétrica é uma termoelétrica operando com carvão mineral e que a linha de combustível possa operar com diversos combustíveis: Álcool (, Gasolina (), Diesel (, Gás Natural (, Carvão (C) e Hidrogênio ().
- Horário fora de ponta (HFP)
- Horário de ponta (HP)
Como se pode notar, não há informações em tabelas da emissão de em kg/kWh para o Álcool, Gasolina, Diesel, Gás Natural, Carvão e Hidrogênio, então determinaremos usando a fórmula oriunda da estequiometria:
 
 
 
 
 
 
Análise considerando Álcool
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0,253
	kg/kWh
	=
	6324,595
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0,253
	kg/kWh
	=
	19328,694
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	60353,689
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	3669,429
	Ton de 
Análise considerando Gasolina
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0,237
	kg/kWh
	=
	5924,621
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0,237
	kg/kWh
	=
	18106,326
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	58731,347
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	3572,089
	Ton de 
Análise considerando Diesel
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0,25
	kg/kWh
	=
	6249,6
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0,25
	kg/kWh
	=
	19099,5
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	60049,5
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	3651,178
	Ton de 
Análise considerando Gás Natural
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0,183
	kg/kWh
	=
	4574,707
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0,183
	kg/kWh
	=
	13980,834
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	53255,941
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	3243,564
	Ton de 
Análise considerando Carvão
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0,464
	kg/kWh
	=
	11599,258
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0,464
	kg/kWh
	=
	35448,672
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	81748,330
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	4953,108
	Ton de 
Análise considerando Hidrogênio
	
	=
	0
	kg/kWcomb
	*
	398
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	0
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	0
	kg
	
	=
	270
	kg/kWelet
	*
	100
	kW
	
	
	
	=
	 27000
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	171
	kW
	
	
	
	=
	2137,5
	kg
	
	=
	12,5
	 kg/kWvapor
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	1500
	kg
	
	=
	146,42
	kg/kWfrio
	*
	120
	kW
	
	
	
	=
	 17570,4
	kg
	VI total
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	48207,9
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	63
	h
	*
	396,8
	kW 
	*
	0
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	
	=
	357
	h
	*
	214
	kW 
	*
	0
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	
	=
	63
	h
	*
	0
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	0
	kg
	 
	=
	357
	h
	*
	100
	kW
	*
	0,972
	kg/kWh
	=
	34700,4
	kg
	VM
	=
	
	
	
	
	
	
	
	
	=
	34700,4
	kg
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	VPL
	=
	VI total
	+
	n*VM
	 
	 
	 
	 
	 
	=
	2130,232
	Ton de 
Fazendo a análise ambiental do cenário 9, pôde-se perceber diversas emissões de para cada tipo de combustível, a seguir uma tabela com esses valores:
Tabela 6- Emissão de CO2 em toneladas para o cenário 9 com a linha de combustível operando com vários combustíveis
	
	Observe que do ponto de vista ambiental, no cenário 9, é muito melhor optar por uma linha de combustível operando com hidrogênio e a pior escolha seria optar por uma linha de combustível operando com carvão, porque a emissão de gás carbônico é praticamente o dobro que a do hidrogênio. Quanto aos outros combustíveis, o gás natural aparece como segunda opção de escolha seguido da gasolina do diesel e do álcool respectivamente. O leitor deve ficar atento para o seguinte: Geralmente a melhor escolha ambiental é seguida de uma péssima escolha econômica, então o desafio da engenharia atual é conciliar esses dois parâmetros.
	
XII- Referências das tabelas
Identificação:	[1]
Potência analisada:	20kW
Referência:	Marco Beccali, Maurizio Cellura, Sonia Longo, Bettina Nocke, Pietro Finocchiaro - LCA of solar Heating and Cooling system equipped with a small water-ammonia absorption chiller.
Identificação:	[4]
Potência analisada:	12kW
Referência:	Marco Beccali, Maurizio Cellura, Sonia Longo, Bettina Nocke, Pietro Finocchiaro - LCA of solar Heating and Cooling system equipped with a small water-ammonia absorption chiller.
Identificação:	[5]	
Potência analisada:	10kW	
Referência:	Marco Beccali, Maurizio Cellura, Guarino F, Longo S, Nocke B, Pietro Finocchiaro -Life Cycle Assessment performance comparison of small solar thermal cooling systems with conventional plants assisted with photovoltaics, Energy Procedia, Vol.30; 2012, p.893 – 903.	
		
Identificação:	[6]	
Potência analisada:	214kW	
Referência:	Environmental emissions and energy consumptions assessment of a diesel engine from the life cycle perspective publicado pela ELSEVIER.	
		
Identificação:	[7],[8],[9] e [10]	
Potência analisada:	Média de todas as potências do Reino Unido	
Referência:	Life Cycle Assessment of conventional electricity generation sources publicado por Varun, I.K. Bhat, Ravi Prakash na Conferência Nacional de Energia e Meio Ambiente em Jaipur, índia 2006.	
		
Identificação:	[11]	
Potência analisada:	212MW - 16527MW	
Referência:	CHAMBERLAND, A; LEVESQUE, S. Hidroelectricity, na option to reduce greenhouse gas emissions from thermal power plants, 1996	.
Plan1
	Equipamentos	Emissão de CO2 na construção em kg/kW
	Caldeira de Queima Direta à gás [1]	12.5
	Caldeira Elétrica [2]	-
	Caldeira de Recuperação [3]	-
	Chiller de Absorção [4]	146.42
	Chiller de Compressão [5]	239.4
	Grupo Moto gerador à Diesel [6]	270
Plan1
	Redes elétricas	Emissão de CO2 na operação em kg/kWh
	Termoelétrica operando com carvão mineral [7]	0.972
	Termoelétrica operando com óleo [8]	0.74
	Termoelétrica operando com gás natural [9]	0.605
	Termoelétrica operando com energia nuclear [10]	0.021
	Hidrelétricas [11]	0,001 até 0,57(Valor médio = 0,285)
Plan1
	Combustível	Emissão de CO2 em toneladas
	Alcóol	3669.429
	Gasolina	3572.089
	Diesel	3651.178
	Gás Natural	3243.564
	Carvão	4953.108
	Hidrogênio	2130.232