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Avaliação Econômica em Projetos Renováveis
UNIDADE 1. Conceitos Básicos
1.1 Eficiência Energética
A eficiência energética tem o objetivo de reduzir o consumo de energia provendo o mesmo nível de serviço energético ou manter o consumo e aumentar o oferecimento do serviço energético. É a característica de um equipamento ou processo produtivo de entregar a mesma quantidade de produto ou serviço a partir da menor quantidade de energia (quantificada como sendo o inverso de sua intensidade energética).
O uso racional de energia representa a utilização da me nor quantidade técnica e economicamente possível para a obtenção dos diversos produtos e serviços por meio da eliminação dos desperdícios, do uso de equipamentos eficientes e do aprimoramento de processos produtivos.
Energia é a capacidade de algo de realizar trabalho, ou seja, gerar força em um determinado corpo, substância ou sistema físico.
• Na Física, a energia está associada à capacidade de qualquer corpo de produzir trabalho, ação ou movimento; • O conceito de energia é utilizado no sentido figurado para designar o vigor, a firmeza e a força.
Veja que conceito de energia está relacionado à capacidade de produzir trabalho. A energia causa modificações na matéria e, em muitos casos, de forma irreversível.
A energia elétrica é a forma de energia mais utilizada no mundo. Ela pode ser obtida de várias maneiras, mas a principal fonte provém das usinas hidrelétricas. Como o próprio nome ( hidrelétrica ) já indica, a força da água é responsável pela geração de energia, e o processo consiste em grandes volumes de águas represadas que caem pelas tubulações fazendo girar turbinas acopladas a um gerador, produzindo assim energia elétrica. As redes de transmissão são responsáveis pela distribuição da energia elétrica para as diferentes regiões do país.
1.2 Energia Renovável
É toda energia produzida com o uso de recursos naturais que se renovam ou podem ser renovados. O conceito existe em oposição ao da energia não renovável, gerada por combustíveis fósseis, como petróleo, gás natural e carvão mineral, cujas reservas um dia acabarão, visto que a Terra necessita de milhões de anos para reproduzi-los.
A mais antiga energia renovável em uso é a queima de lenha, pois replantar as árvores garante seu suprimento. A energia produzida pelo movimento da água (por meio de turbinas, nos rios ou nas ondas do mar), a da luz solar, a dos ventos, e a dos biocombustíveis são os exemplos mais relevantes hoje.
1.3 Energia Sustentável
É a que mantém um ciclo equilibrado de produção e consumo, por que é gasta em quantidade e velocidade nas quais a natureza pode repô-la.
O conceito está diretamente ligado ao de desenvolvimento sustentável: Levam-se em conta os fatores ambientais, mas não dignifica necessariamente energia limpa.
A lenha, por exemplo, é um recurso sustentável quando a madeira é cultivada para esse fim; mas a fumaça de sua queima é tóxica e poluente. Portanto, não é limpa.
Várias fontes de energia podem ser ou não sustentáveis. A água é sustentável desde que seus mananciais e o fluxo sejam preservados, o que implica em proteger a matas e evitar que um rio ou uma represa percam volume.
1.4 Energia Limpa
É aquela que não polui, ou que polui menos do que as tradicionais. Na produção e no consumo, os exemplos mais comuns são a energia hidrelétrica, a dos ventos (eólica) e a solar.
Contudo, a busca da energia limpa exige pesquisa e aprimoramento constantes. No Brasil, grandes represas hidrelétricas foram construídas pois sua energia é renovável, mas os projetos deixaram de considerar os danos que sua construção causaria ao meio ambiente, e, principalmente, a necessidade de, antes encher os lagos, retirar as matas. Resultado: debaixo de água, as árvores se decompõem e liberam gases de efeito estufa por dezenas de anos, como ocorre em Itaipu, Balbina e Tucuruí.
O conceito também é aplicado na comparação entre produtos: automóveis movidos a gás natural são considerados mais “limpos” do que os movidos a gasolina, pois são menos poluentes.
Agora que os conceitos já foram apresentados, vamos tratar dos aspectos econômicos deste tema em nossa disciplina.
Nos dias atuais, as empresas estão buscando cada vez mais soluções para melhorar a eficiência do sistema de energia, porém, os grandes desafios deste setor estão no aumento do custo e da demanda, além da integração de fontes renováveis e do envelhecimento da infraestrutura energética.
A utilização racional de energia, chamada simplesmente de eficiência energética, consiste em usar menos energia para fornecer a mesma quantidade de valor energético. Por sua vez, eficiência energética é uma atividade que procura aperfeiçoar o uso das fontes de energia.
Nossa disciplina visa analisar a eficiência energética com a aplicação de metodologias propostas no protocolo de medição e verificação. Este protocolo permite conhecer o quanto está sendo efetivamente economizado, de modo a otimizar o consumo e gastos de energia, a fim de aumentar a produtividade; visando a uma boa gestão em eficiência energética.
Quando as empresas investem em eficiência energética, seus executivos naturalmente desejam saber o quanto economizaram e quanto tempo as economias irão durar.
A determinação das economias em energia requer medição precisa e metodologia reprodutível, conhecida como protocolo de medição e verificação. Uma solução para superar este problema é instituir uma consistente metodologia de medição e verificação de eficiência energética junto a um sistema de monitoramento confiável.
1.5 Entendendo a Curva de Carga
Curva de carga é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade, podendo ser, excepcionalmente para período semanal, mensal ou anual.
A curva de carga típica, conforme a figura abaixo, é o “somatório” das curvas de cargas típicas: residencial, comercial, industrial e de iluminação pública.
A figura acima demonstra claramente as diversas “curvas de carga” de acordo com as respectivas fontes.
O Fator de Carga, de um consumidor de energia, e o Fator de Capacidade, de um gerador, são definidos da seguinte maneira:
Onde:
• E [MWh] é a energia gerada no período de tempo t;
• P [MW] é a potência instalada, assegurada ou garantida;
• t [h] é o intervalo de tempo considerado.
• No caso específico de um ano, o período t equivale a 8760 horas e no caso de um mês equivale a 730 horas.
O fator de carga é adimensional, variando entre 0 e 1, e pode ser interpretado como sendo: • O percentual de tempo, do período considerado, no qual a usina operou a plena carga; • A potência média gerada, em percentual da potência total, no intervalo de tempo considerado.
Podemos então concluir que o fator de capacidade de uma estação de geração de energia elétrica é a proporção entre a produção efetiva da usina em um período de tempo e a capacidade total máxima neste mesmo período.
1.6 Aspecto importante em relação à “Potência Instalada”
A potência instalada ou ainda potência nominal instalada de uma Pequena Central Hidrelétrica (PCH) ou de uma Central Geradora Hidráulica (CGH) era, até recentemente, definida, em números inteiros, como o somatório das potências elétricas ativas nominais das unidades geradoras da central.
A potência elétrica ativa, por sua vez, é dada pelo produto entre a potência elétrica aparente do gerador e o fator de potência nominal do mesmo, considerando regime de operação contínuo e condições normais de operação.
Essa era a definição dada pela Resolução Aneel n° 407, de 19 de outubro de 2000. Embora na referida resolução seja feita referência à questão da máquina primária (turbina hidráulica), não há uma definição clara de como considerar a influência desta na potência final gerada, e, por consequência, na potência instalada.
Em outras palavras, quando não há casamento entre as potências da turbina e do gerador, o que é relativamente comum em centrais menores, e especificamente quando a turbina tem potência de eixo menor do que a potência elétrica ativa do gerador, resulta para a central uma potência instalada que émaior do que aquela que ela é efetivamente capaz de gerar.
Visando corrigir esta falha, em 30 de novembro de 2010, foi publicada pela Aneel a Resolução Normativa n° 420. Segundo esta resolução, no processo de outorga, deverão ser registrados os valores de potência instalada e potência líquida, devendo estes ser confirmados posteriormente quando da entrada em operação comercial da central.
A potência instalada continua a ser dada pelo somatório das potências elétricas ativas nominais das unidades geradoras principais da central. Potência esta que é definida como a máxima potência elétrica ativa possível de ser obtida nos terminais do gerador elétrico, respeitados os limites nominais do fator de potência, e comprovada mediante dados de geração ou “ensaio de desempenho”.
Já a potência líquida é definida como a potência elétrica ativa máxima disponibilizada pela central em seu ponto de conexão, ou seja, descontando da potência bruta o consumo relativo a serviços auxiliares e a perdas no sistema de conexão, e comprovada mediante dados de geração ou “ensaio de desempenho”.
Ressalta, ainda, a resolução que as centrais hidráulicas com potência instalada menor do que 1.000 [kW] (CGHs) estão dispensadas da determinação da potência líquida. Ainda, nestes casos, a potência instalada será definida com base no menor valor entre a potência nominal do equipamento motriz (kW) e a potência elétrica ativa do gerador (kW), definida pelo produto entre a potência aparente (kVA) e o fator de potência nominal, ambos tomados diretamente da placa aprovada pelo fabricante para operação em regime contínuo.
1.7 Curva de Produção da Geração
A curva de produção (despacho) da geração apresenta, ao longo do tempo, a potência gerada. Assim como para a curva de carga, a curva de produção apresenta uma produção média e uma produção de ponta, limitada pela capacidade instalada (no sistema gerador ou na usina).
1.8 Aspectos Técnicos e Econômicos da Integração da Geração aos Sistemas Elétricos de Potência
A integração de projetos de geração de energia elétrica aos sistemas de potência deve basear-se, conforme enfatizado em nossa aula, na busca de um objetivo global voltado ao melhor desempenho conjunto, à eficiência energética e às inserções ambiental e social mais adequadas.
Aspectos fundamentais nesta integração são as características básicas do mercado a ser atendido, do sistema elétrico já existente, e, obviamente, das novas fontes e da sua integração a este sistema.
É importante ressaltar que todos os aspectos relevantes do problema – sociais, ambientais, políticos, técnicos e econômicos – têm apresentado, cada vez mais, influência preponderante nas decisões relativas à geração de energia.
Embora técnicas mais modernas de análise e planejamento estejam avaliando, com maior segurança e profundidade, todos esses aspectos, qualquer estudo mais completo deve ter como base, necessariamente, os aspectos técnicos e econômicos.
Com relação à integração das alternativas de geração dos sistemas de potência, cada uma dessas variáveis afeta principalmente uma característica específica do dimensionamento do sistema gerador:
a) A demanda média e a consequente energia se relacionam com a capacidade de o sistema gerador alimentar continuamente, no período considerado, a carga suprida, influenciando então o dimensionamento da energia firme, ou barragem/reservatório, no caso de fontes com características estocásticas, ou, então, do consumo de combustível, no caso das demais fontes; b) A demanda máxima relaciona-se diretamente com a capacidade de o sistema gerador alimentar instantaneamente a carga, ou seja, com a potência instalada.
Em função das características específicas, cada componente do sistema de geração vai adequar-se melhor a um certo tipo de operação de carga:
• Na Base,
• Na Ponta; ou
• Na Posição Intermediária.
Essa adequação é traduzida, na prática, pelo desempenho técnico e econômico do componente, que é então utilizado para definir a melhor alocação na curva de carga.
Neste contexto, os custos formam uma parte de grande importância, sendo, portanto, necessária uma análise de suas características em função dos diversos tipos de usina e suas condições operativas.
Os principais componentes dos custos das usinas geradoras para o tipo de análise que se pretende no momento (não considerando impostos, taxas, custos financeiros e ambientais etc.) são: a) Custos de investimento, associados com o capital empregado na construção da usina; b) Juros durante a construção, que são função financeira do cronograma de desembolso da usina durante a construção; c) Custos de combustível, importantes para as usinas termelétricas (UTEs), começam a ser considerados para as usinas hidrelétricas (UHEs), por meio do custo da água, e são inexistentes para as usinas solares fotovoltaicas e eólicas; d) Custos de operação e manutenção, alguns incluem aqui os custos de combustível. 1.9 Considerações Importantes
O processo de decisão de investimento em um projeto se dá através de uma avaliação de sua viabilidade econômico-financeira, onde as técnicas desenvolvidas fornecem os recursos necessários para esta tomada de decisão.
Nesse processo, busca-se a melhor proporção de capital próprio e de terceiros para definir os recursos a serem empregados no projeto. Esta pesquisa busca descrever as principais etapas de avaliação de investimento abordando a projeção de fluxo de caixa, o cálculo do custo de capital empregado e a aplicação de técnicas de avaliação.
No processo de análise da viabilidade da atividade serão avaliados: • A estimativa do investimento do fluxo de caixa;
• A determinação da taxa mínima de atratividade do negócio em relação ao Valor Presente Líquido (VPL), da Taxa Interna de Retorno (TIR), e do período de retorno do investimento (payback descontado), da avaliação do desconto de fluxo de caixa (DFC), para projetos de sistema de micro e minigeração distribuída fotovoltaica (Solar).
UNIDADE 2. Comparação Econômica de Projetos de Geração
2.1 Comparação Econômica de Projetos de Geração
A comparação econômica de projetos de geração permite a tomada de decisão a favor de uma alternativa com relação às outras, ou, ainda, o estabelecimento de uma ordem prioritária de desenvolvimento de projetos de geração ao longo do tempo (por meio de ordenamento dos custos de forma crescente).
Em sua forma mais simples, baseia-se na determinação do custo unitário da energia, utilizado como índice de mérito, usualmente expresso em US$/MWh ou R$/MWh.
Para considerar a diferença entre a vida útil econômica das diversas usinas, esses índices são, em geral, calculados em bases anuais: custos anuais e energia produzida anualmente.
A seguir, apresentam-se as etapas básicas do cálculo do referido índice.
Parcela relativa aos custos de investimentos e aos juros durante a construção, dada por: CI = (I / EG) x FRG
Em que: • I= Investimento, já considerados os juros durante a construção (JDC) e supondo-se ter sido efetuado no início da operação da usina; • EG= Energia anual gerada, calculada por:
EG= PI x FCM x 8.760 (MWh/ano)
Sendo: • PI= Potência Instalada (MW); • FCM= Fator de Capacidade, que pode ser médio, mínimo, máximo, ou mesmo um valor resultante de avaliações estatísticas, quando se utiliza análise de riscos instalada. Esse custo é muitas vezes representado como porcentagem dos custos de investimentos.
Por equações, pode-se inferir a relação existente entre os custos unitários e o fator de capacidade de uma dada usina, o que permitirá, por comparação com outras usinas (ou alternativas para uma mesma usina), a determinação de uma faixa de fatores da capacidade na qual esta será mais econômica do que as demais alternativas de geração.
O sistema econômico será aquele que determinará adequadamente, e da forma mais barata, essas características das diversas usinas, para atender aos requisitos de carga (demanda máxima, fator de carga).
A variação dos custos unitários com o fator de capacidade é função de diversos componentes e características das outras.
2.2 Custo Unitário xFator de Capacidade para Usinas Termelétricas
Os custos unitários de usinas termelétricas apresentam comportamento diferente em função do fator de capacidade em que operam, dependendo principalmente do tipo de combustível utilizado e da tecnologia associada.
Abaixo, exemplificamos o comportamento típico do custo unitário de UTEs em função do fator de capacidade para os principais tipos de centrais termelétricas.
As usinas termelétricas nucleares e a carvão, com altos custos de investimentos e baixos custos variáveis (operação + manutenção + combustível), em geral, adaptamse à operação na base da curva de carga, com altos fatores de capacidade.
Usinas com baixos custos de investimento e elevados custos variáveis, como aqueles a gás, adaptam-se à operação na ponta da curva de carga, com baixos fatores de capacidade. Por sua vez, usinas com custos intermediários, como, em geral, as usinas a óleo, adaptam-se à posição intermediária na curva de carga.
Essas curvas foram desenvolvidas admitindo-se a não existência de restrições de combustível. Admite-se apenas saída de unidades devido aos índices de indisponibilidade forçada e programada.
2.3 Custo Unitário x Fator de Capacidade para Usinas Hidrelétricas
O custo de uma usina hidrelétrica é composto por duas parcelas:
1. Uma parcela fixa, praticamente independente da potência instalada (também denominada motorização ), incluindo custos de barragem, vertedouro, estruturas principais, terrenos etc.;
2. Uma parcela variável, dependente do nível de motorização (ou seja, da potência instalada), incluindo custos de casa de força, tomada d’água, equipamentos eletromecânicos etc. Os custos de O & M são incluídos nesses custos variáveis.
De uma certa forma, a parcela fixa (associada às obras que determinam a capacidade de armazenamento) pode ser relacionada à energia a ser produzida pela usina, enquanto a parcela variável pode ser relacionada à potência instalada.
A partir dessa relação, pode-se usar CE (E de Energia) para representar os custos relacionados à parcela fixa e CP para o custo da potência instalada por unidade de potência (custo incremental de potência).
A seguir, apresentamos o gráfico de uma usina hidrelétrica em função da potência instalada. É interessante notar que, para uma energia constante, o fator de capacidade diminui com a potência instalada.
A equação do custo, deverá ser representada por: C = CF + CV x POT x 10³ = CE + CP x POT x 10³
Em que:
• C = custo total da usina (US$);
• CF = custos fixos, correspondentes às parcelas relacionadas com a energia e, portanto, com CE; • CV = custos variáveis, correspondentes às parcelas relacionadas com a potência instalada e, portanto, com a motorização da usina;
• CE = custo atribuído à energia (US$);
• CP = custo incremental de potência (US$/kW);
• POT = potência instalada em MW.
Assim como para as UTEs, obviamente, usina de base será aquela econômica para fatores de capacidade elevados (operação com toda potência na maior parte do tempo) e usina de ponta, aquela econômica para baixos fatores de capacidade (operação com potência máxima apenas em parte do tempo).
Em geral, a alocação de usinas para atender à curva de carga (cobertura da curva de carga) tem como base, no caso das UHEs, critérios econômicos dependentes principalmente do custo incremental de ponta e das distâncias aos centros de carga (custo de transmissão).
Com relação ao custo incremental de ponta, lembrando-se que a potência varia proporcionalmente com a altura H e a vazão Q, sabe-se que, para uma mesma potência, vazões menores e alturas maiores levam a menores custos incrementais de ponta.
Assim, para UHEs, tem-se, em geral: • Usinas de alta queda com baixo custo incremental de ponta; • Usinas de baixa e média quedas, com custo mais elevado.
Com relação à distância do centro de carga, menores distâncias implicam baixos custos de transmissão; e maiores distâncias, custos elevados.
A partir da equação apresentada anteriormente para custo das UHEs, pode-se obter seu custo unitário (US$/MWh) em função do fator de capacidade:
CU = CE x FRC_ + CP x FRC x POT x 10³ POTxFCx8.760 POT x FC x 8.760
CU = CME + CMP 8,76xFC
Em que: 
• CME = CE x FRC POTxFCx8760 
• CMP = CP x FRC • CP dado em US$/kW 
• POT dada em MW
Sendo:
• CU = custo unitário da energia produzida (US$/MWh); 
• CME = custo marginal de energia pura (US$/MWh); 
• CMP = custo marginal de ponta pura (US$/kW.ano);
 • FC = fator de capacidade (pu).
Com a equação CU x 8,76 x FC = CME x 8,76 x FC + CMP, chega-se ao custo unitário em US$ / kW ano, CU’: CU’ = CME’ x FC + CMP
Em que: • CU’ = custo unitário da energia produzida (US$/kW ano); • CMP = custo marginal de ponta pura (US$/kW ano); • CME’ = custo marginal de energia pura (US$/kW médio)
Esse custo unitário pode ser também representado por: CU’ = CME’ x H x CMP
Em que: • H = horas de operação no ano; • CME’ = custo marginal de energia pura em US$ / kWh.
Pois: CME = CME’ x FC = CME x 8,76 x FC = CE x FRC x 8,76 x FC = CE x 1 H H POT x 8.760 x FC x H 1000 POT
Usando esse custo unitário, em termos de US$/kW ano, podem ser construídos diagramas similares ao apresentado para UTEs, em que é possível visualizar a melhor localização das usinas na curva de carga.
2.4 Exemplo de Comparação Econômica
Dados fornecidos:
a) Hidrelétrica • Custo da usina: 1.350 . 106 US$ + 800 US$/Kw; • Custo de O & M Fixo: 5 US$/kW.ano (O&M Variável ~=0); • Vida útil: 50 anos; • Energia firme: 300 MWMéd.
b) Termelétrica • Custo da usina: 400 US$/kW; • Custo de O&M Fixo: 10 US$/kW.ano (O&M Variável ~=0); • Custo do combustível: 60 US$/MWh; • Vida útil: 30 anos.
c) Cálculo dos custos unitários
➢ Hidrelétrica
• Custo do investimento (CI): 1.350.106 + 800 . [MW] . 103 • Para potência instalada de 300 MW (FC = 1): CI = 1.590.106 US$ • Para potência de instalada de 1.000 MW (FC = 0,3): CI = 2.150.106 US$ • Custo anual unitário (em US$/kW.ano): CUG’ = CME’’ . H + CMP
CME’’ = CIE . FRC / (PI . FC . 8760) => 1350.106 . 0,10086 / PB . 103 . 8760 = 0,0518 US$ / kWh, pois:
PI . FC = PB e PB = 300 MW, para os dois casos.
CMP = CIP . FRC => 800 . 0,10086 = 80,69 [US$/kW.ano]
Considerando-se custo de O & M: CUG’ hidr = 0,0518 . H + 85,69 (US$/kW.ano)
Sendo: H o número de horas trabalhadas a plena carga no ano.
➢ Termelétrica
• Custo Anual do investimento (CAI): 400 . FRC => 400 . 0,10608 = 42,43 US$/kW.ano = CMP
Em que:
• FRC: 0,10608 para taxa de desconto de 10% e vida útil de 30 anos; • Custo de O & M = 10 US$/kW.ano; • Custo de combustível = CComb = 60 US$ / MWh; • CUC’ = (CComb * PIMW * H) / (PIMW *1000) = (Ccomb / 1000) * H.
Similarmente ao caso da hidrelétrica, obtém-se: CUG’Term = 0,06 . H + 52,43
➢ Comparação dos custos unitários
• Operação na base: H = 8.760; • CTerm = 578,03 US$/kW.ano ou 65,98 US$/MWh = CME (US$/MWh); • CHidr = 539,45 US$/kW.ano ou 61,58 US$/MWh.
Esse custo é o que se teria para operação na base, com 300 MW, sendo a hidrelétrica mais econômica.
Observa-se que a hidrelétrica não pode trabalhar na base, com mais de 300 MW, pois esta é sua energia firme.
Operação de ponta com FC = 30%
Equivale à potência instalada de 1.000 MW, com FC = 0,30:
• H = 8.760 . 0,30 = 2628 horas;
• CTerm = 210,11 US$/kW.ano ou 79,93 US$/MWh; • CHidr = 221,82 US$/kW.ano ou 84,40 US$/MWh.
2.5 Determinação dos Custos Unitários de Projetos de Geração
Uma verificação mais detalhada da análise dos custos unitários, anteriormente apresentada, permite que se reconheça que, em sua determinação, o fator de capacidade da usina durante o seu tempo de vida útil é a principal variável representativa de sua integração a um sistema de potências.
A escolha e o cálculo do fator de capacidade a ser utilizado (mínimo, médio, máximo ou associado a riscos, conforme já apresentado) podem ser simples ou complexos, dependendo de diversas características, como objetivo da análise econômica, porte da usina e sua área de influência no sistema, tipo de sistema, tipos de centrais operandoem um sistema, forma de interligação energética, formas de produção energética e critérios relacionados com indisponibilidade, reserva etc.
A seguir, são apresentadas diversas situações importantes para a determinação dos custos unitários para os projetos de geração, considerando as diferentes situações, características e pontos de vista que podem influir em sua integração aos sistemas elétricos de potência.
Inicialmente, aborda-se a integração de um projeto de geração de grande porte a um grande sistema interligado hidrotérmico, caso que apresenta maior complexidade para tratamento.
Depois, expõe-se uma visão do processo de planejamento do setor elétrico brasileiro, dando-se ênfase aos critérios usuais para dimensionamento da geração e explica-se a conceituação da complementação termelétrica.
Em seguida, são apresentados comentários gerais sobre o tratamento de projetos de geração em sistemas isolados; aplicações de pequeno porte e área limitada de influência.
Finalmente, enfocam-se, separadamente, alguns temas considerados de maior importância na questão da geração, uma vez que permitem melhor e mais econômica utilização dos recursos energéticos, e que, em certos casos, dependendo principalmente do porte dos projetos, podem requerer um tratamento diferenciado quando da análise técnico-econômico de viabilidade: • Técnicas para melhorar a utilização a partir de fontes renováveis; • Integração de centrais termelétricas e projetos de cogeração; • Geração distribuída.
UNIDADE 3. Grandes projetos de geração integrados a grandes sistemas
as situações possíveis, a que se configura mais complexa é a da integração de geração de grande porte em grandes sistemas hidrotérmicos interligados. Nesse caso, há a necessidade de estudos de simulação da operação do sistema a longo prazo, para a determinação de fatores de capacidade e atendimento a critérios específicos quanto à indisponibilidade e à reserva.
No caso de grandes usinas termelétricas, é necessária uma clara definição de suas condições operativas, até mesmo para verificar sua possível operação nas condições de uma complementação termelétrica voltada ao melhor uso da água.
Neste caso, de forma geral, valem as considerações a seguir: É preciso, inicialmente, dimensionar as hidrelétricas, o que é geralmente complexo por diversos fatores, como o efeito de novas usinas no fator de carga, no fator de capacidade das usinas existentes, a melhor utilização possível de energia secundária (valorizada em termos de energia hidrelétrica deslocando termelétricas) e outros fatores.
Nesse contexto, faz-se análise de custo versus benefício para diferentes alternativas de motorização (capacidade ao ser instalado) das UHEs, usando valorização advinda de dados e parâmetros do sistema e considerando trabalho na base, na semibase (ou posição intermediária da curva de carga), na ponta e com uso de energia secundária e na ponta garantida.
Dimensionada a UHE, é estabelecido o custo de geração, por exemplo, em US$/MWh de energia firme ou garantida.
É importante notar que, entre outros aspectos, a análise é fortemente dependente de variáveis estatísticas/estocásticas, relacionadas principalmente com a disponibilidade de geração das hidrelétricas. Além disso, a análise é fortemente dependente dos processos de planejamento e de operação (principalmente quanto aos critérios associados à entrada em operação das termelétricas) do setor elétrico brasileiro.
UNIDADE 4. Técnicas para melhorar a utilização de geração a partir de fontes
É fundamental o entendimento de cada tecnologia com foco em suas principais características técnicas e econômicas, bem como no critério de apresentação a serem utilizados no planejamento e no dimensionamento. Também são listados resultados da introdução de algumas dessas tecnologias no Brasil.
Sistemas de geração de energia elétrica considerados renováveis, como hidrelétrico, solar fotovoltaico e eólico, apresentam características estatísticas e estocásticas que demandam medidas apropriadas para conciliar a geração com a carga, de forma que obtenha melhor uso das fontes primárias de energia e que reduza ao máximo as perdas.
São importantes características desses sistemas de geração a potência máxima e a potência que pode ser gerada constantemente durante a vida útil de operação, relacionadas respectivamente à capacidade instalada e à energia firme.
A capacidade instalada é a potência máxima (pico) que um sistema pode produzir instantaneamente. Ela é relacionada com os equipamentos de geração instalados. Com a energia firme, melhor será sua utilização.
Essas características são determinadas por meio de uma análise de dimensionamento que envolve avaliações técnicas, econômicas, sociais, políticas e ambientais.
Os métodos mais conhecidos para aumentar a utilização de energia renovável nos sistemas elétricos têm como conceito principal o emprego de sistemas de armazenamento para estocar a energia que poderia potencialmente ser gerada a mais do que a carga momentânea, nas situações em que a disponibilidade do recurso renovável excede sua necessidade, de forma que permita seu consumo futuro, naquelas situações nas quais a carga excede a capacidade de energia à disposição.
Podemos citar como exemplos bastante conhecidos de todos nós as barragens das usinas hidrelétricas e as baterias dos sistemas solares fotovoltaicos e dos sistemas eólicos.
Pela natureza estatística e estocástica dos recursos, as técnicas de dimensionamento dependem fortemente de um processo baseado em coleta de informações, em critérios assumidos e em hipóteses quanto ao futuro, processo sempre direcionado à solução mais econômica.
Isso faz com que, durante a vida útil, possam ocorrer situações de perda de parte do recurso primário devido a limitações no dimensionamento. Esse é o caso, por exemplo, de uma usina hidrelétrica vertendo água por estar com seus reservatórios cheios em épocas de chuva, que, do ponto de vista elétrico, é um desperdício.
UNIDADE 5. Critérios para análise da expansão da geração
Quanto aos critérios para as análises da expansão da geração de energia, é fundamental o entendimento quanto às importantes questões financeiras relacionadas ao planejamento desta geração objetivando sua ampliação.
Vamos enfatizar, então, os seguintes aspectos:
• A energia elétrica é um insumo energético nobre, além de ser uma forma de energia limpa e eficiente e de fácil manutenção e aplicação;
• A energia elétrica é um produto capital intensivo, que exige parcelas consideráveis da capacidade de investimentos do país;
• O investimento em projetos de geração de energia elétrica é um investimento com maturação lenta, que só passa a ter retorno após entrada em operação;
• Os projetos de geração de energia elétrica apresentam vida útil econômica longa (aspecto que atua em contrapartida ao anterior) tipicamente de 50 anos para UHEs e 30 anos para UTEs;
• O planejamento da geração, principalmente para os países em desenvolvimento, implica a necessidade de um grande número de obras e de grandes parcelas de investimentos, apresentando como característica um crescimento exponencial da demanda, que se reflete em grandes necessidades de oferta.
Os dois aspectos básicos orientadores da análise da expansão da geração são:
• Os custos, dirigidos à busca da economia; e
• A qualidade, voltada principalmente à qualidade do atendimento.
A diretriz básica é oferecer eletricidade com mínimos custos e qualidade satisfatória. Quanto à análise econômica, que definirá as alternativas de custos mínimos, devem ser considerados os princípios apresentados anteriormente, com inclusão de métodos adequados para determinação e custeamento de déficits (ou seja, energia não suprida).
Quanto à qualidade satisfatória, diversos aspectos e níveis podem ser considerados:
• Simples atendimento aos requisitos de energia e ponta;
• Índice de suprimento garantido acima de certo valor;
• Características mínimas garantidas quando de emergência;
• Relacionamento aberto e transparente com os consumidores.
A definição mais adequada dessaqualidade dependerá largamente do tipo, da localização e das características da carga. Assim, em um país com as disparidades do Brasil, diferentes metas de qualidade podem ser aplicadas, por exemplo, a áreas industriais, urbanas, rurais, regiões mais ou menos desenvolvidas, entre outras.
A equalização dessa qualidade será um tema estratégico que deverá nortear o rumo do planejamento a longo prazo, em conjunto com o desenvolvimento do país e sua homogeneização.
UNIDADE 6. Geração Distribuída
Vamos abordar as questões fundamentais da “Geração Distribuída” no Brasil. É importante entender que a geração distribuída consiste em estabelecer diversos pontos de geração de energia junto aos pontos de consumo.
Trata-se de uma revolução com potencial para mudar completamente a forma que estamos acostumados a gerar e consumir eletricidade. Nesta modalidade, o consumidor deixa de ser passivo, sujeito a qualquer tipo de política governamental que impacte o preço da tarifa de energia, e obrigado a comprar a energia da empresa concessionária do serviço de distribuição em sua região.
Para denominar esse novo tipo de consumidor foi usado o termo “prosumidor”, mesclando as palavras produtor e consumidor.
No Brasil, a geração distribuída foi regulamentada pela Resolução n°482 da ANEEL, em 2012, e posteriormente atualizada pela Resolução n°687, de 2015. A política adotada no Brasil é a de compensação de energia, e permite que sejam usadas fontes de energia renováveis, com destaque para a energia solar fotovoltaica.
De acordo com as regras estabelecidas, a energia gerada pelos painéis solares é abatida da conta de luz das distribuidoras. Ou seja, no fim do mês o “prosumidor” irá pagar apenas a diferença entre o que gerou e consumiu.
O que é Geração Distribuída?
A geração distribuída consiste em estabelecer diversos pontos de geração de energia junto aos pontos de consumo.
Caso a geração seja maior do que o consumo, serão gerados créditos energéticos, com validade de 60 meses, que poderão ser utilizados em períodos futuros com maior consumo. Tais créditos podem ainda ser aproveitados em outras unidades consumidoras, desde que localizadas dentro da área de concessão da mesma distribuidora.
Vantagens da Geração Distribuída
Uma das principais vantagens de um sistema de geração distribuída é a eliminação das baterias, o que reduz bastante o investimento nos sistemas de geração. Em momentos onde a geração é maior do que o consumo, em vez de ser armazenada em bancos de bateria, a energia excedente é injetada na rede da concessionária.
Outra vantagem é que o “prosumidor” continua conectado à rede de distribuição, o que garante a disponibilidade de energia a qualquer momento, mesmo quando o sistema não está gerando.
Finalmente, a geração distribuída também beneficia o sistema energético como um todo. Como a geração ocorre junto aos pontos de consumo, as perdas com a transmissão de energia são praticamente eliminadas.
Outros Aspectos Relevantes
A GD tem vantagem sobre a geração central pois economiza investimentos em transmissão e reduz as perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade do serviço de energia elétrica.
A geração elétrica perto do consumidor chegou a ser a regra na primeira metade do século, quando a energia industrial era praticamente toda gerada localmente. A partir da década de 1940, no entanto, a geração em centrais de grande porte ficou mais barata, reduzindo o interesse dos consumidores pela GD e, como consequência, o desenvolvimento tecnológico para incentivar esse tipo de geração também parou.
As crises do petróleo introduziram fatores perturbadores que mudaram irreversivelmente este panorama, revelando a importância, por exemplo, da economia de escopo obtida na cogeração.
A partir da década de 1990, a reforma do setor elétrico brasileiro permitiu a competição no serviço de energia, criando a concorrência e estimulando todos os potenciais elétricos com custos competitivos.
Com o fim do monopólio da geração elétrica, em meados dos anos 1980, o desenvolvimento de tecnologias voltou a ser incentivado com visíveis resultados na redução de custos.
O crescimento da GD nos próximos anos parece inexorável e alguns autores fazem uma analogia com o crescimento do microcomputador em relação aos grandes computadores centrais (“ main frames ”).
O Futuro do Sistema de Energia Elétrica
As redes de energia são sistemas complexos, integrados e com uma interação sensível entre fontes de geração, sistemas de rede e as demandas de energia.
A rede elétrica tradicional, como visto anteriormente, tem como principais características uma infraestrutura de geração centralizada e consumidores com participação passiva sem contribuir com a gestão operacional das fontes de geração de energia.
Cada usuário é simplesmente um nó final para entrega de eletricidade. O fluxo de comunicação e de energia é unidirecional e, de forma geral, o objetivo do sistema elétrico é o fornecimento de energia para os usuários finais.
O novo modelo de rede elétrica inteligente propõe diversas novidades. A mais discutida e mais amplamente implementada é a infraestrutura de medição inteligente.
Nesse sentido, toda a medição, que exigia a presença de um técnico para anotar o consumo de cada medidor analógico nas unidades consumidoras, é substituída por medidores digitais, capazes de se comunicar diretamente com uma central.
Esse medidor digital, permite, entre outras funcionalidades, uma comunicação bidirecional com a central de energia. Assim, ao invés de o usuário apenas informar o seu consumo de energia, ele passa também a receber dados da empresa concessionária.
Dentre as vantagens desse novo modelo, estão a possibilidade de diferenciar o preço da energia ao longo do dia e informar ao cliente em tempo real as mudanças de preço e o seu consumo, e, ainda, controlar a carga dos clientes em caso de aumento excessivo da demanda.
Nesse caso, seria possível enviar notificações aos clientes para que se reduza o consumo desligando alguns aparelhos de forma a evitar o corte de energia em toda uma região.
Portanto, nesse novo modelo, toda a inteligência e automação que antes só existiam em parte do sistema, como em subestações, deverão ser levadas para todo o sistema, chegando à casa dos consumidores. Na proporção que o sistema muda, tanto a infraestrutura elétrica é afetada como a comunicação no sistema.
Nessa nova arquitetura, a comunicação entre a concessionária de energia e os consumidores é um passo fundamental para o progresso das redes elétricas inteligentes.
Outra vantagem que a infraestrutura de medição inteligente traz é a geração de energia pelo cliente. Muitas vezes, ao se falar em GD, se pensa nas formas de geração alternativas, como fazendas para geração de energia eólica ou usinas construídas para funcionar com a variação das marés. Tudo isso é parte da iniciativa sustentável para reduzir a emissão de poluentes, conectando à rede plantas virtuais de energia renovável em escala industrial.
Contudo, a GD inclui também a geração de energia pelos clientes. Assim, uma residência equipada com um painel solar ou uma pequena turbina eólica pode ser uma fonte geradora para todo o sistema, disponibilizando o excesso de energia que foi gerado.
Isso só é possível devido à comunicação bidirecional dos medidores. Assim, a GD, os medidores inteligentes e outras tecnologias do lado da demanda estão se tornando cada vez mais necessários para controlar a demanda de energia, tanto durante o horário de pico quanto fora do pico.
Essas e outras características mudaram o paradigma de geração de energia e distribuição. O sistema deixa de ser centralizado e unidirecional para formar uma rede de energia e comunicação. Com isso, o sistema de comunicação passa a ser totalmente integrado.
O futuro do sistema de energia elétrica inclui muitos pontos de mudança introduzidos pela modernização do sistema. Os pontos mais fortes considerados aqui incluem o cliente, a rede de distribuição e a rede de transmissão do sistema.
As empresas de distribuição terão que lidar com clientesmais conscientes das possibilidades oferecidas pelo mercado, que terão essa resposta online. Estas possibilidades incluem: • Tarifas flexíveis com preços competitivos;
• Geração de energia local;
• Suporte a programas de energias renováveis;
• Programas de economia de energia;
• Geração pelo lado da demanda; e
• Serviços de comunicação e de faturamento.
Além disso, os eletrodomésticos poderão receber, em tempo real, o preço da energia via rede de comunicação. Com isso, os próprios dispositivos poderão otimizar o seu nível de consumo de acordo com o preço atual de energia.
Dessa forma, a eficiência na utilização da energia aumenta e o consumo é reduzido, o que ajuda a combater a crise de recursos energéticos.
As aplicações de automação residencial e de gerenciamento de energia residencial tendem a crescer e a incorporar novas funcionalidades. A tecnologia de rede usada para automatizar uma casa terá que coexistir com a rede de comunicação com a concessionária.
Existe ainda uma grande discussão sobre qual tecnologia deverá ser usada para a rede que irá interligar casas inteligentes, concentradores e medidores inteligentes. No lado da demanda, o uso de aparelhos inteligentes, a adoção de veículos elétricos e a geração distribuída fazem com que o perfil de carga do consumidor seja variado.
Os dados gerados do lado da demanda deverão ser filtrados e tratados a fim de gerar informação útil para as concessionárias. A rede de distribuição será muito mais ativa.
A GD poderá ser conectada a redes de distribuição ou ainda a redes de transmissão, e o controle deverá ser coordenado. A função da rede de distribuição ativa é interligar de forma eficiente as fontes geradoras de energia com a demanda dos consumidores, permitindo uma operação em tempo real.
Os tipos de geração deverão ser iniciados ou deixados em standby de acordo com o mercado de energia e com o controle da rede. A necessidade de supervisão dessa rede aumenta já que o equilíbrio entre oferta e demanda, também chamado de balanceamento de carga, é essencial para um fornecimento estável e confiável de eletricidade.
A rede deverá interagir com o consumidor e, para isso, o nível de controle necessário é muito maior do que em sistemas de distribuição atuais. Além disso, essa rede precisará ser protegida, e proteção requer tecnologias de custo competitivo, bem como novos sistemas de comunicação com mais sensores e atuadores do que no sistema de distribuição atual.
O uso de tecnologia da informação, comunicação e infraestruturas de controle serão necessárias devido ao aumento da complexidade de gerenciamento do sistema. O controle poderá ser distribuído em microgrids e Virtual Power Plants (VPPs) para facilitar a gestão do sistema e sua integração, tanto no sistema físico como no mercado.
Projetos no Brasil
No Brasil, as iniciativas nessa área vêm crescendo bastante. Como característica geral, os projetos brasileiros iniciam-se com a implementação dos medidores inteligentes, já que é um ponto crucial inclusive para o funcionamento da GD.
Em seguida, o enfoque passa para GD e o desenvolvimento de sistemas de armazenamento de energia mais eficientes. Um exemplo é o projeto “Redes Inteligentes Brasil” [RIB 2015] que, dentre outros assuntos, trata dos requisitos de telecomunicações e tecnologia da informação necessários para suportar: • As necessidades geradas pelos sistemas de medição; • A automação e integração de geração distribuída; • O armazenamento de energia; e • Veículos elétricos plugáveis.
Esse projeto tem diversos projetos pilotos espalhados pelo Brasil, dentre eles podemos citar: • Cidade Inteligente Búzios, no Rio de Janeiro; • Smart Grid Light, no Rio de Janeiro; • Cidade do Futuro, em Minas Gerais; • InovCity, em São Paulo;
• Paraná Smart Grid; • Arquipélago de Fernando de Noronha. Esses projetos — muitos ainda em desenvolvimento — também estudam tecnologias e soluções para redes e telecomunicações. De forma geral, as concessionárias brasileiras têm investido bastante em projetos dessa linha.
O Smart Grid Light, além do amplo investimento em medidores inteligentes, tem uma área que trata fortemente do sistema de geração distribuída com o desenvolvimento de um modelo de GD baseada em painéis fotovoltaicos e armazenamento que possibilite ações de DSM.
Esse programa conta ainda com: • Interface web de supervisão e controle; • Conjunto de 136 painéis fotovoltaicos monocristalinos; • Área total de 220m2 em painéis; • Aproximadamente 30kW de potência de pico; • 64kWh de armazenamento em banco de baterias; • Conexão com a rede de distribuição atualmente em curso.
A Cemig, desde 2010, está executando o projeto Cidades do Futuro e, em 2014, entregou, na cidade de Sete Lagoas, quatro microusinas fotovoltaicas on-grid para geração de energia elétrica que fazem parte do projeto e serão utilizadas para estudo da interação dos sistemas de GD na rede elétrica.
A estrutura conta com sistemas de monitoramento que permitem acompanhar em tempo real o desempenho dos equipamentos, a geração de energia e o comportamento da rede elétrica.
A energia produzida irá abastecer em parte a demanda de energia de cada local de implantação. Quando não existir consumo, ela será injetada à rede.
O InovCity é considerado o maior projeto de redes elétricas inteligentes do país e está transformando Aparecida em uma cidade mais sustentável, através de ações da adoção de geração distribuída de energia por fontes renováveis, de eficiência energética, da utilização de iluminação pública eficiente, e permitindo a utilização de veículos elétricos entre outras ações, contribuindo de forma significativa para a redução das emissões de CO2.
O Paraná Smart Grid criado pelo governo do Paraná em setembro de 2013 foi pensado para incentivar a geração distribuída por fontes renováveis. O projeto inclui microgeração distribuída por fontes solares e eólicas e testes de conceito que abrangem desde a automação predial até a integração à rede inteligente de eletropostos para carros, bicicletas e ônibus elétricos.
O Arquipélago de Fernando de Noronha será o primeiro local no Estado de Pernambuco a contar com redes elétricas inteligentes instaladas pela Celpe. A concessionária, por meio de um projeto de P&D, está implantando na ilha um sistema que vai reunir as principais tecnologias nas áreas de medição, telecomunicações, tecnologia da informação e automação em um único produto.
Uma das iniciativas do projeto incluem a Usina Solar Noronha II, que tem previsão para entrar em operação no primeiro semestre de 2015 e, por meio do sistema de compensação de energia, regulamentado pela Aneel para minigeração, a energia gerada será utilizada para compensar o consumo das unidades da Administração Estadual da Ilha de Fernando de Noronha.
A AES Eletropaulo e a Silver Spring Networks estão implantando uma plataforma de medição inteligente em São Paulo. O Sistema Brasileiro de Multimedição Avançada (SIBMA), sistema desenvolvido pelo Centro de Estudos e Sistemas Avançados do Recife (C.E.S.A.R) que visa automatizar a medição de energia elétrica a distância, desde a concessionária até o consumidor, já começa a tratar também a GDS.
Considerações Importantes
As redes elétricas inteligentes estão provocando uma revolução nos sistemas de energia elétrica, pois exigem uma integração do sistema elétrico com diversas outras áreas de pesquisa, incluindo fortemente as redes de comunicação.
No contexto de redes elétricas inteligentes, a geração distribuída de energia vem recebendo cada vez mais destaque. Nesse novo cenário de rede elétrica, o fluxo de energia deixa de ser unidirecional, como no sistema atual, e passa a ser bidirecional coexistindo com fluxos de dados e de controle bidirecionais, o que muda drasticamente a arquitetura do sistema.
Aqui tivemos uma visão geral sobre geração distribuída de energia elétrica com enfoque no requisitos e desafios que são trazidos às redes de comunicação que darão suporte à transmissão de dados e mensagens de controle em redes elétricas inteligentes.
Foram abordadosnovos conceitos relacionados à GD, tais como microgrids e VPPs, que introduzem novas formas de funcionamento dos sistemas para geração de energia. Foram discutidos também diversos desafios de comunicação relacionados à GD, considerando aspectos como escalabilidade, confiabilidade, segurança e gerência da rede.
Foram comentados ainda os principais projetos de redes elétricas inteligentes que incluem a geração distribuída de energia no Brasil e no Mundo. Temas atuais na área de redes e sistemas distribuídos, como computação em nuvem e redes definidas por software, podem ser aplicados a novas soluções de redes de comunicação que darão suporte a redes elétricas inteligentes e GD, como já vem sendo proposto em trabalhos recentes publicados na literatura.
Como ainda não existem soluções completas e consolidadas, há bastante espaço para pesquisa e desenvolvimento em arquiteturas de rede e modelos e protocolos de comunicação que possam ser usados nas redes elétricas do futuro.
Caso a geração seja maior do que o consumo, serão gerados créditos energéticos, com validade de 60 meses, que poderão ser utilizados em períodos futuros com maior consumo. Tais créditos podem ainda ser aproveitados em outras unidades consumidoras, desde que localizadas dentro da área de concessão da mesma distribuidora.
Uma das principais vantagens de um sistema de geração distribuída é a eliminação das baterias, o que reduz bastante o investimento nos sistemas de geração. Em momentos onde a geração é maior do que o consumo, em vez de ser armazenada em bancos de bateria, a energia excedente é injetada na rede da concessionária.
Outra vantagem é que o “prosumidor” continua conectado à rede de distribuição, o que garante a disponibilidade de energia a qualquer momento, mesmo quando o sistema não está gerando.
Finalmente, a geração distribuída também beneficia o sistema energético como um todo. Como a geração ocorre junto aos pontos de consumo, as perdas com a transmissão de energia são praticamente eliminadas.
UNIDADE 7. Avaliação Econômica em Projetos – Parte I
O estudo de viabilidade de qualquer negócio é iniciado pela esfera econômica. Dentre as várias alternativas de investimentos, é possível a identificação do projeto mais viável que possua bom retorno e que o investidor tenha afinidade.
Para mostrar sua consistência, é preciso que seja feito com base em estimativas coerentes e confiáveis dos elementos de custos e de receitas, o que permitirá montar um fluxo de caixa projetado.
Para tanto, inicialmente, se analisa se o lucro projetado é positivo, resultado do fato de que as saídas projetadas necessitam ser menores do que as entradas. Quando a decisão de investimento está baseada somente na análise comparativa das receitas entrantes e de saídas referentes aos custos e despesas, resultando em lucro, trata-se de viabilização econômica.
Ainda deve-se considerar que quando a decisão de investir for baseada na disponibilidade de recursos, com a finalidade de se obter o equilíbrio entre as entradas e saídas, será considerado o fluxo de caixa, que na verdade é a própria viabilidade financeira.
Resumindo, um estudo de viabilidade econômico-financeira procura caracterizar um empreendimento que proporciona lucro aos investidores, sendo capaz de evitar saldos negativos, de forma a proporcionar um fluxo de caixa positivo ao longo da vida útil do empreendimento.
As ferramentas mais usadas para uma análise de viabilidade de um projeto são: • Taxa Interna de Retorno (TIR); • Valor Presente Líquido (VPL); • Período de Retorno do Investimento (Payback); • Índices de Retorno.
A análise por meio destas ferramentas permite identificar o lucro e se a Taxa de Retorno do projeto estudado é maior do que a Taxa Mínima de Atratividade (TMA), também conhecida como custo de oportunidade.
A decisão de em qual projeto deve-se investir resume-se em escolher um projeto entre diversas alternativas, após um estudo embasado na engenharia econômica. Porém, se houver apenas um projeto em estudo, sua rentabilidade precisa ser comparada com o rendimento de aplicações financeiras disponíveis ao empreendedor ao mesmo volume de recursos.
Como a TMA é a taxa de juros que representa o mínimo que o investidor deseja obter, as rentabilidades destas aplicações servirão de base para definir a TMA.
O processo de avaliação envolve três etapas:
• Projeção do fluxo de caixa;
• Cálculo da TMA;
• Aplicação de técnicas de avaliação.
Após definir o horizonte da análise, coletar dados relevantes, elaborar as estimativas de fluxo de caixa e obter a TMA, o passo seguinte à elaboração da perspectiva do investimento consiste na análise dos ganhos oferecidos pela decisão.
Para melhor análise, é importante considerar o momento em que ocorrem as receitas e os gastos e trazê-los para o mesmo período, por meio de um fluxo de caixa descontado.
A seguir são apresentados os principais parâmetros associados a uma análise econômico-financeira de um projeto, que auxiliam na tomada de decisões financeiras.
Payback é uma ferramenta de grande uso no mundo dos negócios para auxiliar nas tomadas de decisões, decorrente do seu fácil entendimento e aplicabilidade. O tempo necessário para recuperar o investimento é geralmente medido pelo pagamento de volta ou payback, uma palavra que vem do inglês.
Payback é definido como o período de tempo necessário para recuperar o capital investido, ou seja, é o período de tempo necessário para que os lucros de um investimento consigam cobrir o capital empregado.
Este método consiste em apurar o tempo necessário para que um investimento cubra os dispêndios iniciais. Existe um tempo para recuperar o que foi investido e somente depois que o valor dos lucros se equipararem ao investimento inicial é que se pode afirmar que tal empreendimento está tendo retorno.
UNIDADE 8. Avaliação Econômica em Projetos – Parte II
De acordo com as avaliações econômicas de projetos energéticos no atual cenário brasileiro, deve ser utilizada a Teoria de Opções Reais (TOR), para o detalhamento do projeto de integração no cenário da viabilidade econômico-financeira, face à aleatoriedade dos parâmetros envolvidos, o que causa incertezas.
O método do VPL vem sofrendo críticas por ignorar opções implícitas em projetos (abandono, estratégia de crescimento e espera por melhores condições – timing de investimento, por exemplo), levando a erros significativos quanto à incerteza e/ou flexibilidades que são relevantes no projeto.
Na Teoria de Opções Reais, é considerada a natureza estocástica da evolução dos preços (ou de qualquer outra variável do modelo), com um modelo estocástico, enquanto no método do VPL, o preço para calcular a receita é o preço atual do mercado, uma sequência, ou um valor esperado do preço na data em que o projeto iniciará a sua operação.
Quando aplicada a projetos de investimentos, a TOR integra estratégia e finanças, considerando analiticamente as flexibilidades gerenciais e as opções implícitas nos projetos.
O princípio de neutralidade ao risco é uma boa ferramenta por permitir a superação de dois problemas de importância presentes nas técnicas tradicionais do VPL, que são: • Determinação da taxa de desconto; e • Estimativa das probabilidades dos diversos cenários futuros.
A regra de decisão pelo valor crítico é derivada de um processo de otimização sob incerteza, sendo os dois métodos mais usados a seguir relembrados, que dão resultados equivalentes: • Contingent claims; e • Programação dinâmica.
Para isso, é necessário utilizar técnicas mais sofisticadas da teoria de probabilidade e técnicas de otimização dinâmica sob incerteza, nas quais a Teoria das Opções Reais possui sofisticadas ferramentas matemáticas, que consideram as flexibilidades gerenciais existentes nas oportunidades de investimento.
Isto representa uma evolução na metodologia de análise de projetos para diversas aplicações em vários segmentos industriais, inclusive no segmento cloro-soda e projetos a serem desenvolvidos no Setor Elétrico Brasileiro.
A seguir, faremos uma avaliação econômica atravésde um estudo de caso.
Vamos, agora, fazer uma avaliação de um sistema de célula a combustível utilizando o hidrogênio obtido como subproduto de uma planta de cloro-soda, utilizando-se para isso as duas metodologias: • O tradicional fluxo de caixa descontado (VPL); e A Teoria das Opções Reais (TOR).
A proposta a ser avaliada refere-se a uma modelagem, porém apresenta parâmetros possíveis com os que poderão ser praticados nas duas empresas brasileiras do segmento cloro-soda que, gentilmente, nos forneceram dados operacionais.
Os seguintes parâmetros serão utilizados como dados de entrada para as células: • Potência instalada/célula – 0,20 MW; • Custo de investimento “aceitável” e Pilhas a combustível – R$20,6 milhões; • Custo de operação e manutenção – 0,01US$/KWh = (0,01US$/KWh) (15.200 KW x 8.760h/ano) (1,7R$/US$) = 2.263.584,00R$/ano; • Preço do projeto – consumo de energia evitado (energia elétrica que deixará de ser comprada devido à geração de eletricidade oriunda do sistema da célula a combustível) = R$10,0 milhões; • Vida útil do equipamento – 12/20 anos; • Taxa de desconto – 10 a 12% ao ano; • Impostos – 14% II, 5% IPI e 17% ICMS, aproximadamente.
A integração de sistemas de célula a combustível com plantas que produzem hidrogênio, como a do segmento cloro-soda, representa uma solução para atingir concomitantemente as metas de ampliar a competitividade industrial e de contribuir para a política de redução de emissões de gases poluentes.
Os fabricantes internacionais, e de certa forma os nacionais, de sistemas de célula a combustível, estão dedicando muita importância para esses projetos de integração e realizando importantes pesquisas. Estas pesquisas estão focadas nos custos relativos ao ciclo de vida, nas corretas aplicações e em padrões de segurança, além da implementação de projetos de demonstração em parceria com empresas do segmento cloro-soda e fundos de investimento interessados em P&D.
No Brasil, acordos específicos de trocas de informações entre as universidades e fabricantes nacionais estão sendo programados para que assuntos de domínio público
sejam publicados e as empresas do segmento sejam preservadas no que diz respeito aos seus interesses comerciais.
De acordo com os temas até o momento apresentados, exemplificaremos um modelo de viabilidade econômica por meio de um estudo de caso no seguimento cervejeiro. Em uma pequena central, a biomassa com turbina a vapor pode ser representada por:
O princípio de funcionamento de uma pequena central a vapor consiste na queima de combustível (por exemplo biomassa) num forno.
A energia calorífica resultante da queima é utilizada para aquecer a caldeira. Na caldeira, a água é convertida em vapor saturado de alta pressão a uma temperatura superior à temperatura de saturação (sobreaquecimento).
Este vapor é expandido em uma turbina de vários andares (é frequente pelo menos um reaquecimento intermédio), sendo finalmente rejeitado (a baixa pressão) para um condensador de vácuo, onde se processa a condensação do vapor.
Finalmente, o condensado é bombeado de novo para a caldeira (eventualmente com um pré-aquecimento, designado regeneração), para reinício do ciclo.
Nos sistemas de cogeração, não deve ser usado o tipo de turbina que acabou de se descrever, chamada turbina de condensação, pois este equipamento está dimensionado para otimizar o rendimento da conversão elétrica.
Assim, é mais adequado usar, em sistemas de cogeração, as chamadas turbinas de contrapressão (ou de não condensação). Nas turbinas de contrapressão, o fluxo de vapor exausto que abandona a turbina é enviado diretamente para o processo industrial em condições próximas das que são requeridas.
O termo contrapressão refere-se ao fato de o vapor ser rejeitado a pressões da ordem de grandeza da pressão atmosférica, superiores. Portanto, ao vácuo do condensador (pressão da ordem das centésimas de bar).
A utilização do vapor a uma pressão relativamente elevada prejudica sensivelmente o rendimento elétrico, mas melhora o rendimento térmico, pois as características do vapor são normalmente mais adequadas aos fins a que se destina.
A turbina de extração é um misto das duas anteriores: • Uma parte do vapor é enviada para o processo industrial, a uma pressão intermédia; e • O remanescente é condensado no condensador.
Podemos observar os diferentes módulos de uma turbina a vapor que aproveita os diferentes níveis de pressão.
Após uma pesquisa exaustiva, conseguiu-se encontrar no “IEEE” e no “Direct Science” diagramas de blocos que traduzem o processo/comportamento de uma turbina a vapor.
No entanto, os modelos obtidos através da nossa pesquisa não contêm valores concretos das constantes. Estes valores dependem de inúmeros fatores, como, por exemplo, do tipo de combustível usado, tipo de turbina usado (potência), entre outros.
Estes valores são do conhecimento exclusivo dos fabricantes e/ou técnicos especializados na área.
Modelo de diagrama de controle de turbina
Diagrama de blocos da potência gerado com intuito de facilitar a análise dos diagramas, recorrendo ao software “MATLAB”. Foram esquematizados os dois modelos, restando apenas ao utilizador final introduzir o valor das constantes desconhecidas.
Os subsistemas “By pass” e “Intercept valve” foram integrados de forma a posteriormente poderem ser modelizados. Neste momento, apresentam comportamentos lineares, isto é a entrada corresponde à saída.
Após esta importante contextualização, vamos à análise de viabilidade econômica. Neste exercício, pretende-se que sejam calculados os gastos anuais com a energia em uma indústria (componente petrolífera e componente eléctrica).
Tendo em conta a tabela de preço e consumo eléctrico fornecido no enunciado, calculou-se o gasto com eletricidade por mês, já quanto ao gasto em recursos petrolíferos, sabendo-se o consumo de fuelóleo necessário para o suprimento de calor e sabendo-se o preço por kg, calculou-se o encargo financeiro com o mesmo.
Partindo do pressuposto que o consumo é constante todos os meses, Foram calculados os encargos financeiros anuais.
Gastos com Energia Mês Ano Custos com Eletricidade 39.818€ 477.816€ Custos com Gás Natural 27.750€ 333.000€
É possível estimar um custo do vapor, ou seja, o dinheiro necessário para se obter um kg de vapor recorrendo à expressão:
Custo do Vapor = Encargos com fuelóleo anuais_____ Consumo de vapor por hora *365*24
Tendo em conta que o consumo de vapor por hora foi fornecido no enunciado (8000kg/h), chegamos assim a um Custo Vapor 0.0048 €/kg.
De modo a podermos colocar as duas energias utilizadas no mesmo patamar e assim analisá-las comparativamente, calculamos o valor de toneladas equivalente de petróleo (TEP) correspondente às duas energias.
Utilizaram-se os valores base de conversão: 
• Para o fuelóleo: 0.969 TEP/ton; 
• Para a energia eléctrica: 0.00029 TEP/kWh.
Multiplicando esses fatores de conversão pelas quantidades consumidas de cada fonte de energia, obteve-se: 
• Para o fuelóleo: 872,1 TEP; 
 • Para a energia eléctrica: 1646 TEP.
Dividindo os valores obtidos para custos anuais de cada uma das energias pelos valores energéticos em TEP, chegou-se aos valores: 
• Para o fuelóleo: 381,84 €/TEP; 
 • Para a energia elétrica: 290 €/TEP.
Analisando os resultados finais, podemos concluir que a energia proveniente do fuelóleo fica mais dispendiosa do que a energia elétrica.
AULA 01
Conceitos básicos
APRESENTAÇÃO
Atualmente é impossível imaginar a vida sem o uso da energia elétrica. A cada ano surgem novos utensílios elétricos e eletrônicos, enquanto somem outros manuais. Viver sem eletricidade é regredir séculos na história.
A oferta de energia, de todas as suas formas, é essencial, pois a indisponibilidade deste recurso pode se tornar um gargalo para um país, visto que, por exemplo, a eletricidade é um insumo fundamental para diversos setores da economia.
Portanto, para crescer economicamente, e para sustentar esse crescimento, se faz necessário o aumento da oferta das diversas fontesde energia, pois a demanda pela mesma, certamente, aumentará.
EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO
Questão 1
É toda energia produzida com o uso de recursos naturais que se renovam ou podem ser renovados. Estamos tratando de:
a) Energia Renovável (CORRETA)
· b) Energia Sustentável
· c) Energia Econômica
· d) Energia Real
· e) Energia Limpa
Justificativa
O conceito de Energia Renovável existe em oposição ao da energia não renovável, gerada por combustíveis fósseis, como petróleo, gás natural e carvão mineral, cujas reservas um dia acabarão visto que a terra necessita de milhões de anos para reproduzi-los.
Questão 2
Qual o melhor conceito de Geração Distribuída?
· a) Geração Distribuída é toda aquela que atende às demandas de natureza industrial sempre com o objetivo de reduzir custos em sua geração primária.
· b) Podemos conceituar Geração Distribuída como toda e qualquer distribuição com capacidade de emitir energia com o menor custo associado possível.
· c) Geração Distribuída é toda e qualquer geração de origem de combustíveis fósseis, somente como as de natureza de óleo e gás natural.
· d) Geração Distribuída está diretamente relacionada às fontes alternativas de energia limpa com as fontes eólicas.
· e) Geração Distribuída é uma expressão usada para designar a geração elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es) independentemente da potência, tecnologia e fonte de energia. As tecnologias de GD têm evoluído para incluir potências cada vez menores. (CORRETA)
Justificativa
O melhor conceito de Geração Distribuída é aquela traduzida pela expressão usada para designar a geração elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es) independentemente da potência, tecnologia e fonte de energia. As tecnologias de GD têm evoluído para incluir potências cada vez menores.
Questão 3
Os principais componentes dos custos das usinas geradoras para o tipo de análise que se pretende no momento (não considerando impostos, taxas, custos financeiros e ambientais etc.) são, EXCETO:
· a) Custos de investimento associados com o capital empregado na construção da usina.
· b) Juros durante a construção, que são função financeira do cronograma de desembolso da usina durante a construção.
· c) Custos de combustível, importantes para as usinas termelétricas (UTEs), começam a ser considerados para as usinas hidrelétricas (UHEs), por meio do custo da água, e são inexistentes para as usinas solares fotovoltaicas e eólicas.
· d) Custos de operação e manutenção. Alguns incluem aqui os custos de combustível.
· e) Avaliação dos custos relacionados ao meio ambiente como fatores principais no processo de geração para atendimento ao investimento relacionado ao processo. (CORRETA)
Justificativa
A relação do investimento relacionado ao processo deverá considerar em seu conjunto as questões ambientais. Porém, não será a questão única ou primária neste sentido. Os custos do projeto de geração estão relacionados a todos os demais elementos para se considerar na composição final do investimento.
Questão 4
Como podemos entender uma Curva de Carga?
a) Curva de Carga é toda aquela que atende às demandas de natureza industrial sempre com o objetivo de reduzir custos em sua geração primária.
· b) É a proporção entre a produção efetiva da usina em um período de tempo e a capacidade total máxima neste mesmo período.
· c) Curva de Carga é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade, podendo ser, excepcionalmente, para período semanal, mensal ou anual. (CORRETA)
· d) Curva de Carga está diretamente relacionada às fontes alternativas de energia limpa com as fontes eólicas.
· e) Curva de Carga é aquela que não polui, ou que polui menos do que as tradicionais. Na produção e no consumo, os exemplos mais comuns são a energia hidrelétrica, a dos ventos (eólica) e a solar.
Justificativa
A Curva de Carga do sistema é a variação no fluxo relacionada à carga do sistema. Ela deve ser desenvolvida pelo usuário com base nas condições de serviço. Estas condições incluem o layout físico, as condições de processo e as características do fluido. Representa a relação entre a vazão e as perdas hidráulicas em um sistema, na forma gráfica e, como as perdas por fricção variam com o quadrado da taxa de fluxo, a curva do sistema tem a forma parabólica. As perdas hidráulicas em sistemas de tubulação são compostas de perdas por fricção no tubo, válvulas, cotovelos e outros acessórios, perdas de entrada e saída, e perdas por mudanças na dimensão do tubo, em consequência de amplificação ou redução do diâmetro.
Síntese da aula
· O investimento econômico das diversas fontes energéticas deverá levar em consideração não apenas a demanda interna de um País, mas especialmente o cumprimento da Legislação Ambiental para a garantia da continuidade de tais projetos. Economicamente é fundamental entender que é possível investir em projetos renováveis com retorno financeiro e atendimento às necessidades da coletividade;
· É fundamental entender que a Curva de Carga é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade, podendo ser, excepcionalmente para período semanal, mensal ou anual. A curva de Carga típica é o “somatório” das curvas de cargas típicas: residencial, comercial, industrial e de iluminação pública;
· A curva de produção (também chamada de despacho) da geração apresenta, ao longo do tempo, a potência gerada. Assim como para a curva de carga, a curva de produção apresenta uma produção média e uma produção de ponta, limitada pela capacidade instalada (no sistema gerador ou na usina).
AULA 02
Comparação econômica de projetos de geração
EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO
Questão 1
Como podemos definir eficiência energética?
a) Eficiência Energética está relacionada apenas a metodologias implementadas pela organização para que a mesma não seja autuada pelos órgãos ambientais.
· b) É uma forma onde pode se garantir que o poluidor pagador terá os benefícios da Legislação Ambiental.
· c) Eficiência energética é uma atividade que busca melhorar o uso das fontes de energia. (CORRETA)
· d) É a forma como a empresa garantirá os recursos e benefícios do Governo, como financiamentos do BNDES.
· e) Todas as alternativas estão corretas.
Justificativa
A utilização racional de energia chamada também simplesmente de eficiência energética, consiste em usar de modo eficiente a energia para se obter um determinado resultado. Por definição, a eficiência energética consiste da relação entre a quantidade de energia empregada em uma atividade e aquela disponibilizada para sua realização.
Questão 2
Marque abaixo a única alternativa que não representa corretamente a contribuição das células a combustível como modelo de melhoria energética:
· a) No Brasil, as células a combustível terão uma grande importância na área automobilística — tradicionalmente uma grande consumidora de combustíveis fósseis, e uma das responsáveis pela emissão de grandes quantidades de CO2, o vilão do efeito estufa que ocasiona o aquecimento da atmosfera terrestre;
· b) Na área de equipamentos eletrônicos, possibilitará que várias funções como vídeo, áudio, armazenamento e transmissão de dados sem fio sejam agregadas em apenas um equipamento, devido à maior quantidade de energia e potência do que as CaCs oferecem, além de substituírem as baterias convencionais nocivas ao meio ambiente.
· c) Na parte relacionada à geração de energia estacionária, também terá importância fornecendo energia próxima aos locais de consumo como em residências, comércio e indústrias, aliviando a sobrecarga nos grandes centros de produção de energia como as grandes hidrelétricas e termelétricas, e desfazendo investimentos onerosos em linhas de transmissão para atingir localidades remotas, como já é feito com as células solares;
· d) Para que o desenvolvimento da tecnologia de células a combustível ocorra no Brasil, já existe um programa dedicado às CaCs: O Programa Brasileiro de Sistemas de Células a Combustível, lançado pelo Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT).
· e) Todas as opções estão incorretas. (CORRETA)Justificativa
O Brasil tem um grande potencial para ser referência em tecnologia do hidrogênio e ficar autossuficiente em energia em todas as formas de aproveitamento, incluindo o petróleo. É um ponto estratégico e crucial para o desenvolvimento e crescimento econômico do país.
Com uma grande capacidade hidráulica e sucroalcooleira, o Brasil poderá produzir hidrogênio para exportar e utilizar em suas próprias células a combustível. O nosso país poderá ser uma referência mundial em autossuficiência em energia e exportador da tecnologia célula a combustível e de hidrogênio, além de outras tecnologias de energia alternativa, como o biodiesel.
Estamos começando a viver a era do hidrogênio em que os primeiros passos estão sendo dados para que a economia baseada no petróleo se transforme em breve na economia do hidrogênio.
Questão 3
Marque abaixo a opção que representa uma das vantagens da Geração Distribuída:
· a) Uma das principais vantagens de um sistema de geração distribuída é o aumento da utilização de baterias.
· b) A principal vantagem do sistema de geração distribuída é o aumento da utilização das fontes oriundas de combustíveis fósseis.
· c) Uma das principais vantagens de um sistema de geração distribuída é a eliminação das baterias, o que reduz bastante o investimento nos sistemas de geração. (CORRETA)
· d) Todas as opções acima correspondem às vantagens da geração distribuída.
· e) Todas as opções acima estão incorretas.
Justificativa
Uma das principais vantagens de um sistema de geração distribuída é a eliminação das baterias, o que reduz bastante o investimento nos sistemas de geração. Em momentos onde a geração é maior do que o consumo, em vez de ser armazenada em bancos de bateria, a energia excedente é injetada na rede da concessionária.
Questão 4
Das opções abaixo qual o custo unitário de uma hidrelétrica, de acordo com os dados fornecidos?
Custo da usina: 1.350 x 106 US$ + 800 US$/kW;
Custo de O & M Fixo: 5US$/kW ano (O&M Variável ~=0);
Vida útil: 50 anos;
Energia firme: 300 MWMéd.
· a) 72,46 [US$/kW.ano]
· b) 80,69 [US$/kW.ano]
· c) 81,49 [US$/kW.ano] (CORRETA)
· d) 93,69 [US$/kW.ano]
· e) 38,45 [US$/kW.ano]
Justificativa
• Custo do investimento (CI): 1.350.106 + 800 . [MW] . 103
• Para potência instalada de 300 MW (FC = 1): CI = 1.590.106 US$
• Para potência de instalada de 1.000 MW (FC = 0,3): CI = 2.150.106 US$
• Custo anual unitário (em US$/kW.ano): CUG’ = CME’’ . H + CMP
• CME’’ = CIE . FRC / (PI . FC . 8760) => 1350.106 . 0,10086 / PB .103 . 8760 = 0,0518 US$ / kWh , pois:
• PI . FC = PB e PB = 300 MW, para os dois casos.
• CMP = CIP . FRC => 800 . 0,10086 = 80,69 [US$/kW.ano]
AULA 03
Grandes projetos de geração integrados a grandes sistemas hidrotérmicos interligados
EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO
Questão 1
Porque as usinas termoelétricas vêm se configurando como uma alternativa de curto prazo para o acréscimo na capacidade de geração instalada no Brasil?
a) Isso se deve às características técnicas e econômicas desse tipo de empreendimento. (CORRETA)
· b) Isso ocorre em função da indisponibilidade de combustíveis e grande tempo de construção do empreendimento.
· c) Ocorre porque este tipo de investimento é pouco atrativo para os investidores.
· d) É a forma como a empresa garantirá os recursos e benefícios do Governo, como financiamentos do BNDES.
· e) Todas as alternativas estão corretas.
Justificativa
As termoelétricas utilizam diferentes combustíveis e processos para seu acionamento, como, por exemplo, carvão, gás, biomassa, petróleo, entre outros. É fato que é um desafio, no atual cenário de empreendimentos com diferentes tecnologias, como é o caso das usinas térmicas, se estabelecer um custo de implantação em termos de R$/kW de forma segura ou segundo preceitos gerais.
Questão 2
Fundamentalmente, os custos de redes de transmissão e de distribuição estão compostos por dois componentes principais de custo direto. Em relação aos custos de investimentos, é correto afirmar que:
· a) Os custos de investimentos, da mesma forma que os custos operacionais, são representados pelo custo mínimo do capital alocado para implantar um projeto e envolve as parcelas de transformação dos recursos aportados pelo Investidor.
· b) Os custos de investimentos são representados pelos custos de operação e manutenção das linhas de transmissão, distribuição e equipamentos e subestações associadas, que, em conjunto, constituem o que se denomina de redes de transporte.
· c) Os custos de investimentos são representados pelo custo do capital alocado para implantar um projeto e envolve as parcelas de recuperação e remuneração dos recursos aportados pelo Investidor. (CORRETA)
· d) As afirmativas acima estão corretas.
· e) Todas as opções estão incorretas.
Justificativa
Em essência, os custos de investimento em redes de transporte têm uma composição semelhante, em termos de rubricas, aos custos de investimento em geração. Um fator extremamente impactante nos custos de investimento, para o caso de linhas de transmissão e distribuição, é o arranjo físico de transmissão/distribuição, no sentido de definição do “alojamento” dos condutores, se a linha será aérea ou subterrânea.
Questão 3
Abaixo, apresentamos o gráfico de uma usina hidrelétrica em função da potência instalada. Qual a equação do custo relacionado ao fator de capacidade com a potência instalada?
· a) C = CF + CV x POT x 10³ = CE + CP x POT x 10³ (CORRETA)
· b) EG= PI x FCM x 8.760 (MWh / ano)
· c) CI = (I / EG) x FRG
· d) CU’ = CME’ x FC + CMP
· e) CME’’ = CIE . FRC / (PI . FC . 8760)
Justificativa
A equação do custo, deverá ser representada por:
C = CF + CV x POT x 10³ = CE + CP x POT x 10³
Em que:
• C = custo total da usina (US$);
• CF = custos fixos, correspondentes às parcelas relacionadas com a energia e, portanto, com CE;
• CV = custos variáveis, correspondentes às parcelas relacionadas com a potência instalada e, portanto, com a motorização da usina;
• CE = custo atribuído à energia (US$);
• CP = custo incremental de potência (US$ / kW);
• POT = potência instalada em MW.
Assim como para as UTEs, obviamente, usina de base será aquela econômica para fatores de capacidade elevados (operação com toda potência na maior parte do tempo) e usina de ponta, aquela econômica para baixos fatores de capacidade (operação com potência máxima apenas em parte do tempo).
Questão 4
Das opções abaixo, qual o custo unitário de uma termelétrica, de acordo com os dados fornecidos?
• Custo da usina: 400 US$/kW;
• Custo de O&M Fixo: 10 US$/kW.ano (O&M Variável ~=0);
• Custo do combustível: 60 US$/MWh;
• Vida útil: 30 anos.
· a) 408,97 [US$/kW.ano]
· b) 543,06 [US$/kW.ano]
· c) 578,03 [US$/kW.ano] (CORRETA)
· d) 506,12 [US$/kW.ano]
· e) 304,98 [US$/kW.ano]
Justificativa
Custo Anual do investimento (CAI): 400 . FRC => 400 . 0,10608 = 42,43 US$/kW.ano = CMP
SíNTESE DA AULA
· O uso excessivo das hidrelétricas aumenta o risco de não atendimento da demanda futura, risco de déficit, uma vez que esse tipo de fonte está sujeito a um componente altamente aleatório: a precipitação;
· O processo de Planejamento do Setor Elétrico busca determinar, de certa forma, a ordenação, a prioridade e a distribuição temporal das obras a serem implementadas ao longo do tempo;
· De maneira geral, o planejamento estratégico de um sistema de energia elétrica tem por objetivo o estabelecimento de uma política de evolução do sistema que deve satisfazer um duplo requisito: confiabilidade e baixo custo.
AULA 04
Técnicas para melhorar a utilização de geração a partir de fontes renováveis nos sistemas elétricos de potência
EXERCÍCIOS DE FIXAÇÃO
Questão 1
“Representam um meio eficiente de melhorar o desempenho de sistemas de geração renovável uma vez que permitem uma operação integrada objetivando o melhor uso dos recursos disponíveis”. Estamos tratando de:
a) Interconexões elétricas (Correta)
· b) Geração distribuída
· c) Sistema integrado de armazenamento ajustável
· d) Processo de cogeração de energia
· e) Todas as opções acima estão incorretas
Justificativa
A interconexão do sistema