Introducao Ferramenta System advisor model (SAM)

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INTRODUÇÃO 
A ferramenta System Advisor Model (SAM), desenvolvida pelo 
National Renewable Energy Laboratory (DOE/NREL/Alliance), dos 
Estados Unidos, é de acesso livre, gratuita para qualquer usuário, que 
permite desenvolver estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE), 
no nível de pré-viabilidade para projetos de aproveitamento de energias 
renováveis, com forte foco nas tecnologias de concentração solar para 
geração elétrica (CSP, do inglês Concentrated Solar Power). 
Esta disciplina é importante na medida em que apresenta os 
fundamentos para um uso apropriado da ferramenta SAM para realizar 
EVTE de projetos CSP no Brasil. As análises realizadas na ferramenta 
facilitam a tomada de decisão para pessoas do setor de energia renovável. 
O objetivo geral desta disciplina é entender os fundamentos da 
ferramenta SAM para realizar EVTE de projetos CSP no Brasil. 
Os objetivos específicos, por sua vez, são: 
 Entender a estrutura da ferramenta SAM, focando o módulo 
de tecnologia de concentração solar de cilindro parabólico. 
 Explorar cada uma das abas e opções disponíveis no SAM. 
 Identificar no SAM os principais parâmetros que devem ser 
calibrados para simular de forma apropriada o desempenho 
de uma usina CSP de cilindro parabólico operando no 
Brasil. 
 
Esta apostila segue uma estrutura que agrega conhecimento 
gradualmente, partindo dos fundamentos e das definições básicas 
necessárias para usar a ferramenta SAM, até a explicação do passo a passo 
para simular a operação de uma planta CSP operando no Brasil. A 
apostila explica como usar as características do SAM para realizar o 
dimensionamento ótimo do ponto de vista técnico e econômico de uma 
usina CSP de cilindro parabólico com armazenamento de energia térmica 
e sistema de back-up. 
Trata-se de um curso curto, introdutório, que apresenta como a 
ferramenta SAM pode ser usada para realizar o dimensionamento ótimo 
de uma usina CSP em condições locais. 
 
 
 
Para isso, esta apostila está dividida em quatro módulos, e a estrutura do curso segue a 
estrutura da ferramenta SAM, como exposto a seguir. 
O módulo 1 contém uma introdução à ferramenta SAM; depois, foca o módulo da tecnologia 
CSP de cilindro parabólico, cuja estrutura será explicada em detalhe. Também apresenta em detalhe 
o relacionado aos dados meteorológicos, ao dimensionamento do campo solar e à escolha dos 
módulos concentradores solares integrados por refletores, receptores, estrutura metálica e 
equipamento complementar. 
O módulo 2 apresenta o relacionado ao dimensionamento do bloco de potência, incluindo 
o sistema auxiliar ou de back-up, e do sistema de armazenamento de energia térmica (TES, do inglês 
Thermal Energy Storage). Depois disso, fecha com a apresentação da aba de custos, onde a 
desagregação de custos de capital e custos de operação e manutenção é discutida. 
O módulo 3 inicia-se apresentando as abas de perdas parasíticas e degradação do sistema ao 
longo da vida útil. Depois, expõe as possibilidades de avaliação financeira do projeto CSP. Para 
fechar, faz uma discussão rápida sobre as possibilidades de incentivos financeiros, esquemas de 
depreciação e opções de despacho otimizado em função de uma tarifação horária. 
Finalmente, o módulo 4 ensina como simular a operação do projeto CSP e como analisar os 
resultados com as diversas opções que o SAM possui, essa ferramenta bastante sofisticada, que 
permite inclusive realizar análises paramétricas e estocásticas. 
O detalhe de cada um dos parâmetros do modelo é claramente explicado no manual de 
usuário (Help) da ferramenta, e esta apostila não se destina a substituí-lo, mas fornece critérios 
práticos para usar o modelo SAM para avaliações técnico-econômicas a projetos CSP no Brasil. 
 
 
SUMÁRIO 
MÓDULO I – INTRODUÇÃO, DADOS METEOROLÓGICOS E CAMPO SOLAR ..................................... 7 
DESCRIÇÃO DA FERRAMENTA SAM ................................................................................................. 7 
DADOS METEOROLÓGICOS ............................................................................................................ 12 
CAMPO SOLAR .................................................................................................................................. 16 
Concentrador solar .................................................................................................................. 19 
Receptor solar .......................................................................................................................... 20 
CONCLUSÃO DO MÓDULO ............................................................................................................. 22 
MÓDULO II – BLOCO DE POTÊNCIA, BACK-UP E SISTEMA DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA 
TÉRMICA ............................................................................................................................................... 23 
BLOCO DE POTÊNCIA ...................................................................................................................... 23 
SISTEMA DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA TÉRMICA ............................................................. 27 
CONCLUSÃO DO MÓDULO ............................................................................................................. 29 
MÓDULO III – CUSTOS, FINANCIAMENTO E INCENTIVOS ............................................................... 31 
CUSTOS .............................................................................................................................................. 31 
PARÂMETROS FINANCEIROS, INCENTIVOS E DEPRECIAÇÃO ...................................................... 35 
Período de análise ................................................................................................................... 36 
Taxa real de desconto ............................................................................................................. 36 
Inflação ...................................................................................................................................... 36 
Taxa Interna de Retorno (TIR) ................................................................................................ 36 
Taxa federal, financiamento, seguro ..................................................................................... 37 
Incentivos e depreciação ........................................................................................................ 37 
Resumo de dados para modelar projetos CSP no Brasil ................................................... 38 
CONCLUSÃO DO MÓDULO ............................................................................................................. 39 
MÓDULO IV – SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS............................................................... 41 
SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS .................................................................................. 41 
ANÁLISE PARAMÉTRICA ................................................................................................................... 43 
CONCLUSÃO DO MÓDULO ............................................................................................................. 45 
BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................................... 46 
BIBLIOGRAFIA COMENTADA .............................................................................................................. 52 
PROFESSOR-AUTOR ............................................................................................................................. 53 
 
 
 
 
 
 
Este módulo apresenta a ferramenta System Advisor Model (SAM), desenvolvida pelo National 
Renewable Energy Laboratory (DOE/NREL/Alliance), dos Estados Unidos, de uso livre, muito 
usada ao redor do mundo para fazer o dimensionamentono nível de pré-factibilidade técnica e 
econômica de usinas heliotérmicas. Em paralelo, o módulo discute sobre os parâmetros técnicos e 
econômicos essenciais para o dimensionamento do campo solar e do bloco de potência para usinas 
heliotérmicas de cilindro parabólico, com menor ou maior capacidade TES e de hibridização (BUS, 
do inglês back-up system). 
Inicialmente, descreve a ferramenta SAM e o seu uso para avaliação técnico-econômica de 
projetos CSP. Na sequência, exibe as janelas/abas da ferramenta SAM sobre dados meteorológicos 
e campo solar. 
 
Descrição da ferramenta SAM 
O SAM é um software de uso livre, gratuito, desenvolvida pelo National Renewable Energy 
Laboratory (DOE/NREL/Alliance), dos Estados Unidos, com o objetivo de dar suporte à 
comunidade de pesquisa e desenvolvimento (P&D) e à indústria solar. Inicialmente, foi 
desenvolvido para satisfazer às necessidades do projeto “Abordagem Baseada no Sistema” (SDA) 
que foi parte do Programa de Tecnologias da Energia Solar (SETP), pelo Departamento de Energia 
dos Estados Unidos (DOE). O objetivo do SETP foi desenvolver tecnologias solares com uma 
relação custo-benefício positiva. Hoje, vários programas do DOE usam o modelo SAM como 
principal ferramenta para avaliação técnico-econômica de projetos CSP. 
O software SAM é uma das principais ferramentas de análise de viabilidade técnico-
econômica de plantas CSP no nível mundial, permitindo simular uma ampla variedade de plantas. 
MÓDULO I – INTRODUÇÃO, DADOS 
METEOROLÓGICOS E CAMPO SOLAR 
 
8 
 
As versões recentes do SAM permitem modelar não só a tecnologia CSP, mas também projetos 
fotovoltaicos, eólicos, geotérmicos e termelétricas convencionais. Este curso focará só a tecnologia 
CSP de cilindro parabólico, por ser a tecnologia mais madura e com maior capacidade instalada no 
mundo até 2020. 
Vários autores já usaram o modelo SAM para diversos trabalhos de pesquisa na área de CSP, 
por exemplo, para: simulação e avaliação do desempenho de uma planta solar com cilindros 
parabólicos nos Estados Unidos (PATNODE, 2006); estudo do Departamento de Mudança 
Climática e Eficiência Energética da Austrália sobre o potencial técnico CSP na Índia 
(LOVEGROVE e al.,2011); avaliação do potencial técnico CSP e custos na China e Índia 
(UNMEL, 2010). 
O modelo tem sido usado também para várias avaliações da tecnologia CSP no Brasil, por 
exemplo, no estudo de caso de uma planta CSP no Nordeste (LODI, 2011), na avaliação técnico-
econômica de usinas CSP hibridizadas com biomassa no Nordeste (SORIA et al., 2015), na 
avaliação de usinas CSP hibridizadas com gás natural na bacia do São Francisco (MALAGUETA et 
al., 2012), na avaliação de usinas de torre solar no Brasil (MILANI, 2014), etc. 
Além da análise de CSP com cilindros parabólicos, o SAM serve também para analisar outras 
tecnologias de concentração, como o disco parabólico com motor Stirling (FRASER, 2008), o 
receptor central de torre (WAGNER, 2008) e o receptor lineal de Fresnel. Além da análise de usinas 
CSP, nas últimas versões do SAM é possível analisar também aplicações para geração de calor de 
processo industrial (SHIP, do inglês Solar Heat Industrial Process) com cilindro parabólico e com 
Fresnel. 
Por trás da interface do SAM, várias séries do modelo “Transient System Simulation Program” 
(TRNSYS) são rodadas para cada análise (BLAIR et al., 2008). O TRNSYS, compilado em Fortran, 
executa a simulação anual em resolução horária em poucos segundos e com alta confiabilidade 
(BLAIR et al., 2008). Os resultados da versão inicial do SAM (2008) foram validados com dados 
recolhidos da usina CSP SEGS VI operando na California em 1991, mostrando boa aceitação e 
adequada simulação dos efeitos transientes nos trocadores de calor e na turbina (PATNODE, 
2006). Desde então, dados históricos de outras usinas comerciais CSP foram usados para calibrar 
adequadamente o modelo, especialmente na opção de modelo empírico. Adicionalmente, o 
TRNSYS oferece uma base de dados extensa para simulação de modelos de sistemas solares tanto 
CSP quanto solar fotovoltaico (FV) (WAGNER; GILMAN, 2011). 
O objetivo principal da ferramenta SAM é permitir ao usuário a investigação dos impactos 
das variações nos fatores de desempenho e a comparação de custos e de parâmetros financeiros 
usando um entorno gráfico amigável (GILMAN et al., 2008; BLAIR et al., 2008). O SAM 
possibilita fazer análises de sensibilidade, paramétricas e estocásticas ao redor dos parâmetros 
considerados. A versão 2011 permitiu também aplicar funções de otimização, úteis para chegar a 
valores ideais no desenho (WAGNER; GILMAN, 2011). 
 
 9 
 
Nas versões mais atuais do SAM, a opção de otimização não está disponível, entretanto, é 
possível chegar a resultados similares usando a opção de análise paramétrica, usando diversas 
iterações. Por exemplo, o SAM permite calcular o custo nivelado da eletricidade (LCOE), o tempo 
de retorno do investimento, a geração anual de energia elétrica e térmica, os custos de capital, os 
custos de operação e manutenção (O&M), a superfície de terra, o consumo anual de água, etc. 
(BLAIR et al., 2008). 
Embora o SAM tenha sido desenvolvido inicialmente pelo planejamento do DOE e do SAI 
nos Estados Unidos de América, o interesse de muitos atores da indústria solar, em permanente 
contato com os esforços de P&D gerou uma transformação no SAM, fazendo-o voltar ao mercado 
(BLAIR et al., 2008). 
As versões mais recentes do software incorporam no seu desenho os comentários enviados 
pelos usuários. De fato, a ferramenta é constantemente atualizada. Até novembro 2020, a versão 
mais recente do SAM é a v.2020.2.29, que apresenta algumas inovações na modelagem de sistemas 
CSP e FV, basicamente; entretanto, esta versão não permite variar a fração de hibridização de uma 
usina CSP. A última versão ainda está em um processo de aperfeiçoamento. 
Este curso virtual usará a versão 2018.11.11, que é madura e permite analisar o papel da 
hibridização em uma usina CSP. Isso é importante para o caso brasileiro, onde as usinas CSP 
poderiam ser hibridizadas com gás natural ou com biomassa. 
O SAM tem uma boa plataforma on-line e fóruns de discussão – 
https://sam.nrel.gov/forum.html – em que os usuários podem interagir diretamente com os 
desenvolvedores da ferramenta, que sempre respondem rapidamente. Da mesma forma, existe 
muito material disponível na internet – vídeos, webinars, cursos on-line, tutoriais, etc. – que indicam 
como trabalhar com a ferramenta. 
A ferramenta e o manual do usuário estão disponíveis unicamente em inglês, fato que tem 
limitado o seu uso. Precisamente, este curso introdutório em português busca facilitar aos brasileiros 
o primeiro contato com a ferramenta. 
O modelo SAM é capaz de integrar o dimensionamento, o financiamento, os incentivos, os 
custos e o desempenho de uma planta CSP dentro de um modelo único, possibilitando uma análise 
consistente para uma boa tomada de decisão, olhando tanto questões tecnológicas quanto os custos 
e aspectos financeiros ao longo da vida do projeto (WAGNER; GILMAN, 2011; NREL, 2009). 
Dado que os incentivos financeiros são muito críticos para as tecnologias solares, o SAM dá 
um tratamento especial a essa questão. Dessa forma, por um lado, o SAM possibilita simular no 
contexto dos Estados Unidos incentivos fiscais, de crédito, seja por geração de energia ou por 
potência instalada, etc. (NREL, 2011); por outro lado, esse grau de detalhe é uma das limitações 
quando se trata de projetos fora dos Estados Unidos. 
Esses modelos são baseados na realidade do setor elétrico norte-americano e, por conseguinte, 
não devem ser usados diretamente para simular projetos fora dos Estados Unidos. Todos os 
parâmetros devem ser adaptados ao Brasil e, como o Brasil apresenta uma estrutura de 
 
10 
 
financiamento e taxação única, é preciso tratar adequadamente os dados de entrada antes de rodar 
simulaçõesno SAM, representativas da realidade brasileira. Além disso, o conjunto de parâmetros 
financeiros escolhidos deve ser adaptado conforme o tipo de mercado modelado: residencial, 
comercial ou planta produtora de energia. Também é possível analisar vários tipos de esquemas 
contratuais, como geração distribuída ou contrato de compra de energia (PPA, do inglês Power 
Purchase Agreement). 
Adicionalmente, o SAM tem a capacidade de usar uma variedade de dados climatológicos em 
formato Typical Meteorological Year (TMY), que reúnem as informações necessárias – irradiação 
direta normal DNI, irradiação global GHI, velocidade do vento, temperatura ambiente, etc. – para 
o desenho do campo solar e para o cálculo da energia elétrica gerada ao longo de um ano típico em 
intervalos de uma hora (NREL, 2011). 
Atualmente, os dados meteorológicos do SAM são extraídos da base de dados National Solar 
Resource Data Base (NSRDB) desenvolvida por NREL, com uma resolução espacial de pixel de 
4 km x 4 km (NREL GEOSPATIAL DATA SCIENCE, 2019). Isto é um grande avanço 
considerando a resolução prévia de 40 km x 40 km. 
O SAM, como ferramenta de simulação, permite a análise dos parâmetros climatológicos, 
econômicos e financeiros que norteiam a produção de eletricidade CSP. Também, as suas opções 
para análises paramétricas permitem o desenho da planta e a simulação da sua operação ao longo 
de um ano típico meteorológico. 
O SAM apresenta dois modelos de análise para a tecnologia CSP: o físico e o empírico. O 
modelo empírico roda com um conjunto de equações baseadas em análises de dados coletados 
principalmente das plantas SEGS nos Estados Unidos. No entanto, o modelo físico usa princípios 
de transferência de calor, termodinâmica e mecânica de fluidos para caracterizar cada um dos 
componentes da planta usando modelos matemáticos que representam a geometria e o 
funcionamento dos componentes da planta. 
Para fins de P&D, recomenda-se que as simulações usem o modelo físico, dada a flexibilidade 
que ele apresenta para a simulação de plantas CSP diferentes dos padrões SEGS. A flexibilidade do 
modelo físico, no entanto, pode acarretar maior incerteza nos resultados obtidos em comparação 
ao modelo empírico (NREL, 2011), especialmente quando os fenômenos físicos não são bem 
entendidos. 
A figura 1 apresenta a tela de início da ferramenta SAM. Este curso focará a tecnologia CSP 
de cilindro parabólico, modelo físico, esquema comercial de contrato de compra de energia (PPA). 
 
 
 
 11 
 
Figura 1 – Tela de início da ferramenta SAM 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Os dados de entrada do modelo estão organizados em janelas/abas no interior do SAM, 
fazendo as seguintes distinções: localização e clima, campo solar, montagem dos coletores, 
receptores, ciclo de potência, sistema armazenamento de energia térmica, perdas parasíticas e 
variáveis definidas pelo usuário, custos, financiamento, incentivos, depreciação e fatores para 
otimizar o despacho em caso de uso de uma tarifa horária. 
A figura 2 apresenta o menu principal, localizado na esquerda da janela principal da 
ferramenta. 
 
 
 
12 
 
Figura 2 – Menu principal, modelo CSP de cilindro parabólico, físico, PPA 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Na sequência, cada uma das abas deste menu será apresentada. 
 
Dados meteorológicos 
Faz pouco tempo, uma das limitações para avaliar projetos CSP no Brasil era a 
disponibilidade de dados climatológicos em formato TMY. Tipicamente, usavam-se dados obtidos 
dos principais aeroportos do País em formato EPW e STAT (EERE, 2011), que podiam ser lidos 
pelo SAM. Entretanto, atualmente, os dados meteorológicos do SAM são extraídos da base de dados 
NSRDB desenvolvida pelo NREL, com uma resolução espacial de pixel de 4 km x 4 km, para 
qualquer ponto do País até a latitude -20,4 graus, que está limitada pela cobertura do satélite usado, 
conforme figura 3 (NREL GEOSPATIAL DATA SCIENCE, 2019). 
 
 
 
 13 
 
Figura 3 – Irradiação direta normal média anual (kWh/m2/dia), valores segundo o Physical Solar 
Model (PSM) desenvolvido por NREL, apresentado na base de dados NSRDB 
 
Fonte: NREL Geospatial Data Science (2019). 
 
As regiões de maior potencial CSP no Brasil estão localizadas no Nordeste, para o qual existem 
dados TMY do NSRDB. Análises em regiões com potencial CSP no Centro-Oeste e no Sudeste do Brasil 
ainda devem usar dados meteorológicos fornecidos pelos aeroportos ou pelas estações climatológicas 
existentes, mas esses dados devem ser processados apropriadamente para tê-los no formato TMY, antes de 
serem utilizados no SAM. 
Dado que uma planta CSP só teria potencial econômico em regiões com DNI maiores que 5,5 
kWh/m2/dia (ARVIZU et al., 2011; TRIEB et al., 2014; VIEBAHN et al., 2011), o primeiro passo 
deve ser escolher uma localização adequada para o projeto CSP. 
Uma vez feita a escolha da localidade, na sequência, o SAM apresenta os dados climatológicos 
mais importantes que influenciam no desenho, na operação e no desempenho de uma planta solar 
CSP (NREL, 2011; PATNODE, 2006). O software SAM, por meio da sua ferramenta D-VIEW1 
permite visualizar os dados climatológicos em diferentes formatos gráficos e estatísticos, assim como 
exportá-los e administrá-los no Excel (NREL, 2011). 
A tabela 1 apresenta os dados climatológicos mais importantes apresentados no SAM para 
uma localidade escolhida. 
 
 
 
1 Time series data viewer. 
 
14 
 
Tabela 1 – Dados climatológicos mais importantes apresentados no SAM 
dados climatológicos 
informação da localidade 
cidade 
estado 
fuso horário 
elevação 
latitude 
longitude 
dados climatológicos anuais 
irradiação direta normal (DNI) 
irradiação global horizontal 
temperatura de bulbo seco 
velocidade do vento 
Fonte: Elaboração própria usando dados do SAM/DVIEW 
 
A figura 4 traz um exemplo da visualização da ferramenta D-VIEW do SAM, útil para 
analisar a série horária de dados climatológicos. No exemplo, apresentam-se em resolução horária 
três dias consecutivos do mês de novembro, indicando a irradiação solar (DNI e GHI). 
 
 
 
 15 
 
Figura 4 – Exemplo de apresentação gráfica do SAM D-VIEW v.2018.11.11. Dados horários de três 
dias de DNI e GHI da cidade Bom Jesus da Lapa na região Nordeste do Brasil 
 
Fonte: NREL, Geospatial Data Science (2019), SAM. 
 
A irradiação DNI horária é usada durante a simulação para calcular a superfície do campo 
solar requerida para que ele forneça o calor necessário para que o bloco de potência opere a plena 
carga (NREL, 2011). Porém, para dimensionar o campo solar – na aba Campo Solar – não são 
considerados os dados climatológicos hora a hora do ano típico meteorológico, unicamente é 
considerado um valor DNI de projeto, cuja escolha deve ser criteriosa. Esse valor depende da 
localização geográfica. Dessa forma, 950 W/m2 é um bom valor para o Deserto de Mojave na 
Califórnia, e 800 W/m2 é apropriado para o sul da Espanha (NREL, 2011). 
Soria (2011), em estudo para a região Centro-Oeste do Brasil, adotou um valor de DNI de 
688 W/m2 para o dimensionamento do campo solar, que corresponde ao quartil superior do 
boxplot2 da irradiação anual média. 
A figura 5 apresenta um exemplo para a cidade de Campo Grande. 
 
 
 
2 Descrição estatística gráfica que apresenta cinco quartis. 
 
16 
 
Figura 5 – Irradiação normal direta (DNI) mensal e anual em Campo Grande. 
Formato boxplot 
 
Fonte: Soria (2011). 
 
Os dados da temperatura ambiente e da velocidade do vento são referências usadas para 
calcular as perdas de calor nas tubulações do campo solar. 
 
 Campo solar 
Nesta unidade, são apresentados os detalhes do campo solar e os seus parâmetros técnicos, 
usados durante a simulação. Uma das principais seções se relaciona à escolha, e posterior otimização, 
do múltiplo solar (MS), conformefigura 6. Múltiplo solar (MS) é a superfície do campo solar 
instalado expressada como múltiplo da superfície do campo solar requerido para operar o bloco de 
potência na sua capacidade de desenho – plena carga (NREL, 2011). Se não houver perdas 
parasíticas, um MS igual a 1 asseguraria que o calor necessário para que o bloco de potência opere 
a plena carga está sendo proporcionado pelo campo solar instalado. Dado que existem perdas 
térmicas importantes, o MS geralmente é maior a unidade. 
 
 
 
 17 
 
Figura 6 – Janela: campo solar/múltiplo solar. Valores padrão 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
O múltiplo solar para plantas CSP simples é sempre maior do que a unidade, para atingir 
condições nominais no bloco de potência durante um intervalo de tempo maior do que seria obtido 
com um múltiplo solar de um. No entanto, um valor de múltiplo solar maior em plantas sem 
armazenamento térmico conduz à sobreprodução de calor que não poderá ser utilizada na geração 
elétrica. Embora essa configuração permita ao bloco de potência trabalhar em condições nominais 
por períodos de tempo longos, o custo do kWhe será mais caro devido à existência de investimento 
sem lucratividade (MONTES et al., 2009). A decisão ótima deve analisar também o tamanho do 
sistema de armazenamento de calor TES. 
O SAM traz uma base de dados de fluidos de transferência de calor (HTF, do inglês Heat 
Thermal Fluid), conforme figura 7. 
 
 
 
18 
 
Figura 7 – Janela: Campo solar/HTF. Valores padrão do SAM, correspondentes a uma usina CSP 
nos Estados Unidos 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Um dos fluidos mais usados para projetos CSP atualmente é o fluido VP-1, que é um óleo 
sintético considerado como o fluido padrão para plantas CSP construídas até 2020. As plantas CSP 
“do futuro” poderiam usar diretamente sais fundidos como fluido de transferência de calor, 
evitando perdas em trocadores de calor adicionais, segundo as visões dos especialistas internacionais 
(ARVIZU et al., 2011; DERSCH et al., 2020; DIECKMANN et al., 2017; NREL, 2018; PITZ-
PAAL, 2019; PITZ-PAAL; GUILIANO; WITTMANN, 2015). Os sistemas de armazenamento 
de calor do tipo direto não precisam de trocador de calor adicional porque o fluido que circula no 
campo solar é o mesmo usado nos tanques de estocagem de calor (NREL, 2009; NREL, 2010). O 
SAM também apresenta opções de sais fundidos, tanto para o seu uso como HTF como para meio 
de armazenamento de calor. 
O SAM também permite ajustar a orientação dos coletores, a quantidade de água usada para 
a lavagem dos espelhos, a superfície de terra usada, e tem vários fatores para ajustar as perdas de 
energia térmica ao longo dos processos da usina, conforme figura 8. 
 
 
 
 19 
 
Figura 8 – Janela: campo solar/outros parâmetros. Valores padrão do SAM, correspondentes a 
uma usina CSP nos Estados Unidos 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Concentrador solar 
Embora os concentradores solares componham os coletores solares, e estes integrem o campo 
solar, o SAM separa em uma janela diferente o relacionado aos detalhes do concentrador solar. 
Neste tópico, são apresentados os detalhes dos concentradores solares, e os seus parâmetros técnicos, 
usados durante a simulação. O modelo contém uma base de dados com uma boa quantidade de 
concentradores solares e os seus detalhes técnicos. 
A figura 9 apresenta alguns dos coletores solares incorporados no modelo SAM. Por exemplo, 
os coletores escolhidos na figura 9 (Solargenix SGX-1) são os mesmos usados na planta Nevada 
Solar One, de 64 MWe, nos Estados Unidos (NREL, 2011). 
 
Figura 9 – Janela: concentrador solar/base de coletores 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Na sequência, o modelo SAM permite a escolha de vários tipos de coletores, ou de várias 
situações de operação de coletores, instalados em série; e filas instaladas em paralelo. Para cada 
coletor indica-se a informação completa sobre a sua geometria e parâmetros óticos, conforme a 
figura 10. 
 
20 
 
Figura 10 – Janela: Concentrador solar/Escolha do coletor 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Recentemente, Soria et al. (2019) avaliaram e compararam os principais parâmetros técnicos 
e econômicos de coletores de espelho de vidro e de coletores de alumínio anodizado, no contexto 
brasileiro. 
 
Receptor solar 
Embora o receptor componha o coleto solar e, dessa forma, faça parte do campo solar, o SAM 
separa em uma janela diferente o relacionado aos detalhes do receptor solar. Neste tópico, são 
apresentados os detalhes dos receptores solares e os seus parâmetros técnicos, usados durante a 
simulação. O modelo contém uma base de dados com uma boa quantidade de receptores solares e 
os seus detalhes técnicos. 
A figura 11 apresenta alguns dos receptores solares incorporados no modelo SAM. Por 
exemplo, os receptores escolhidos na figura 11 (Schott PTR70), de uso comercial e alta 
confiabilidade, são os mesmos usados nas plantas Andasol I e II da Espanha (FERNÁNDEZ-
GARCÍA et al., 2010; NREL, 2011). 
 
 
 
 21 
 
Figura 11 – Janela: receptor solar/base de receptores 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Na sequência, o modelo SAM permite a escolha de vários tipos de receptores, ou de várias 
situações de operação dos receptores, instalados em série; e filas instaladas em paralelo. Para cada 
receptor indica-se a informação completa sobre a sua geometria e parâmetros óticos-térmicos, 
conforme figura 12. 
 
Figura 12 – Janela: receptor solar/escolha do receptor 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
22 
 
Conclusão do módulo 
O curso foca o uso da ferramenta SAM para avaliação técnica e econômica de projetos CSP, 
de cilindro parabólico. A ferramenta, desenvolvida pelo NREL dos Estados Unidos de América, é 
de uso livre. 
A interfase de usuário da ferramenta apresenta um menu principal no lado esquerdo, em que 
várias janelas permitem acessar os dados específicos de: escolha de lugar, com os respectivos dados 
meteorológicos; campo solar, incluindo a escolha do fluido de transferência de calor; 
concentradores; receptores; bloco de potência; sistema de armazenamento de energia térmica; 
custos; análise financeira e perdas parasíticas. 
É possível escolher um lugar específico para realizar a simulação da operação da usina. Para isso, 
o usuário deve ingressar as coordenadas – latitude e longitude – do lugar. O SAM descarrega um 
arquivo .TMY, que traz valores horários para um ano típico meteorológico das principais variáveis 
climatológicas: irradiação solar direta e global, velocidade do vento, temperatura ambiente, etc. 
Na aba de campo solar é possível escolher o valor de DNI para o desenho do projeto, o fluido 
de transferência de calor que circula pelo campo solar, e parâmetros para a configuração geométrica 
e ordem do campo solar. Embora as superfícies refletivas – concentradores – e receptores integram 
o coletor solar, e a união de coletores forma o campo solar, estes itens são detalhados em janelas 
independentes. Para cada um, o software fornece uma lista de modelos comerciais, com as suas 
caraterísticas. É necessário escolher o tipo de concentrador e receptor para continuar.
 
 
 
Uma usina CSP é basicamente uma termelétrica renovável. A principal fonte de energia 
térmica é o campo solar, mas a configuração do bloco de potência de uma usina CSP é muito similar 
a qualquer outra usina térmica que use combustível fóssil. Este módulo apresenta os critérios para 
modelar o bloco de potência. 
Entretanto, usinas CSP podem instalar sistemas de armazenamento de energia térmica e 
sistemas de back-up com caldeira auxiliar, o que permite usar o bloco de potência instalado para 
produzir eletricidade fora do horário de sol. Este módulo também apresenta como incluir esses 
sistemas na modelagem de uma usina CSP. 
 
Bloco de potência 
O parâmetro mais importante a ser definido nesta unidade é o tamanho da usina ou 
capacidade instalada, em MWe. O SAM não conta com uma base de dados de fabricantesde 
turbinas; dessa forma, o único dado de entrada usado para modelar o bloco de potência é a sua 
eficiência. Para um ciclo Rankine – turbina a vapor de água – em usina CSP, o valor de eficiência 
médio é de 37,7% (NREL, 2011; CORRÊA NETO, 2001). Também é importante a eficiência da 
caldeira de back-up, que depende do combustível utilizado. Caldeiras a gás natural são bastante 
eficientes – aproximadamente 90% de eficiência – enquanto caldeiras a biomassa podem ter 
eficiências de 65% a 80%, dependendo do tipo de combustível e do nível de pressão na operação. 
Existem duas configurações para a operação de um sistema de hibridização: o modo de operação 
de mínimo nível de back-up e o modo de operação suplementar. No modo de operação de mínimo 
MÓDULO II – BLOCO DE POTÊNCIA, BACK-UP 
E SISTEMA DE ARMAZENAMENTO DE 
ENERGIA TÉRMICA 
 
24 
 
nível de back-up, o fator de hibridização (FH) define a quantidade de hibridização como uma função 
do calor gerado no campo solar – e da energia disponível desde o sistema de armazenamento de 
energia térmica, se for o caso –, para cada hora, e da capacidade nominal da turbina. 
No modo de operação de mínimo nível de back-up, o sistema de hibridização ativa-se quando 
o calor gerado no campo solar não é suficiente para operar a turbina a plena carga. Se a turbina operar 
a plena carga somente com o calor gerado no campo solar, o sistema de back-up não liga. Por exemplo, 
para um FH de 0,75, a caldeira de back-up ativa-se sempre que o calor gerado no campo solar for 
inferior ao requerido para operar 75% da capacidade nominal do bloco de potência. Por sua vez, o 
regime de operação suplementar adota um sistema de back-up de capacidade máxima constante, que 
opera de forma permanente para atender, com a caldeira suplementar, ao mínimo do calor requerido 
pela turbina a vapor. Neste regime, o tamanho do sistema do back-up é definido pelo produto da FH 
e da capacidade nominal do bloco de potência. Maiores detalhes em Soria (2016) 
. 
A figura 13 apresenta as janelas nas quais é definido o tamanho da usina, a eficiência do bloco 
de potência, a eficiência da caldeira de back-up, e a escolha do modo de operação do sistema de 
back-up. 
 
Figura 13 – Janela: bloco de potência/capacidade e dimensionamento do bloco de potência 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
 25 
 
Neste tópico, é importante indicar alguns fatores para o controle da usina. Devem ser 
especificadas as caraterísticas da turbina, por exemplo: i) que pode operar no máximo com 5% de 
sobrecarga com relação à capacidade nominal; ii) no mínimo, precisa operar com 20% de carga, 
com relação à capacidade nominal; iii) a flexibilidade (tempo para ligar/desligar a/desde um nível 
de potência), etc., conforme figura 14. 
 
Figura 14 – Janela: bloco de potência/controle da usina 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Finalmente, existe uma janela para organizar os principais parâmetros para a operação e o 
controle da usina CSP hibridizada (Ver figura 15). É importante ajustar a pressão de operação da 
caldeira. Tipicamente, caldeiras a gás natural conseguem trabalhar a pressões muito altas, perto de 
100 bar. Por outro lado, caldeiras a biomassa podem trabalhar em pressões menores, de 20 bar a 80 
bar, dependendo do tipo de caldeira e combustível. 
No Brasil, as regiões Sudeste e Centro-Oeste têm um grande potencial para usar bagaço de 
cana como combustível no sistema de back-up de usinas CSP hibridizadas. Nessas regiões há 
bastante bagaço e palha que não têm atualmente um uso produtivo. Por outro lado, na região 
Nordeste, também existem biomassas locais que, se forem manejadas de forma sustentável, 
poderiam ser usadas para fornecer madeira a usinas CSP (SORIA et al., 2015). 
 
 
 
26 
 
Figura 15 – Janela: bloco de potência/operação e controle da usina CSP hibridizada 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Também é importante calibrar de forma adequada o tipo de sistema de refrigeração do bloco 
de potência. Uma usina CSP de cilindro parabólico com resfriamento evaporativo precisa de uma 
vazão de água de 3-4 m3/MWh de eletricidade produzida (CLIFTON; BORUFF, 2010; DOE, 
2009). O uso de água para o ciclo Rankine e para a limpeza dos coletores solares é pequeno – 2% 
do consumo total de água – em comparação ao uso para resfriamento do condensado em um sistema 
evaporativo. Em regiões onde não há a quantidade de água suficiente, pode ser usado um sistema 
de resfriamento seco, que diminui em 90% o consumo de água, mas representa um custo adicional 
na eletricidade gerada de 2% a 10% e ocasiona uma penalidade energética de aproximadamente 
5%, embora esses valores dependam de vários fatores ambientais e tecnológicos (DOE, 2009). 
Em zonas onde não há disponibilidade de água, cogitam-se as alternativas de usar água 
subterrânea extraída de poços ou de usar efluentes de esgoto tratados (CLIFTON; BORUFF, 2010). 
Plantas CSP de cilindro parabólico na região Centro-Oeste/Sudeste do Brasil deveriam ser 
simuladas com resfriamento evaporativo, pois é uma zona rica em recursos hídricos. Para a região 
Nordeste, deveriam simular-se usando resfriamento seco, ou um sistema híbrido, pois é uma zona 
semidesértica com poucos corpos de água próximos (SCHAEFFER et al., 2012). 
O SAM apresenta em duas janelas adicionais os parâmetros para considerar as perdas 
parasíticas e a degradação da usina ao longo da vida do projeto. 
 
 
 27 
 
Sistema de armazenamento de energia térmica 
Um sistema de armazenamento de energia térmica (TES) é dimensionado em horas de 
armazenamento de energia térmica necessárias para operar o bloco de potência a plena carga (Ver 
figura 16). Comumente refere-se a esta capacidade em número de horas. A literatura em inglês 
refere-se a full load hours (FLH). 
Se um sistema TES é parte da planta, o calor do sol coletado durante o dia pode ser 
armazenado em sistemas térmicos, atualmente baseados em óleos sintéticos e sais fundidos, para 
reter a energia térmica durante algumas horas (BAHAROON et al., 2015; IEA, 2014a). À noite, o 
calor pode ser extraído do armazenamento para ativar o ciclo de potência de forma contínua. O 
principal benefício de usar sistemas de TES em plantas CSP é que elas podem gerar energia elétrica 
fora do horário de operação regular, quando já não há mais sol, aumentando a sua flexibilidade. 
O TES mais usado comercialmente na atualidade baseia-se em um sistema de dois tanques – 
um a baixa temperatura e outro a alta temperatura –, trocadores de calor, fluido de transferência de 
calor, meio de armazenamento de energia térmica e um sistema de controle apropriado 
(BAHAROON et al., 2015; PSA, 2015). 
Em momentos de excesso de energia térmica, parte dela é transferida para um meio de 
armazenamento – sal fundido, óleo, concreto, etc. –, por meio de um trocador de calor. Depois, o 
fluido do tanque mais frio será aquecido quando circule pelo trocador de calor e direcionado ao 
tanque mais quente. Em momentos de baixa irradiação, períodos nublados ou mesmo à noite, o 
fluido quente do tanque de armazenamento pode ser reconduzido ao trocador de calor, para desta 
vez transferir calor ao bloco de potência. 
A capacidade de produzir uma quantidade de energia elétrica firme a qualquer hora tem um 
valor especial para uma usina do ponto de vista do operador do sistema elétrico. O despacho de 
usinas CSP com TES – energia firme e com alta flexibilidade – pode ajudar o operador do sistema 
a controlar melhor a variação da demanda ao longo do dia e a queda abrupta na geração das energias 
renováveis variáveis (VER), especialmente quando isso acontece nos picos. 
Para dimensionar o TES, o SAM pergunta o número de horas de armazenamento de calor 
durante as quais o bloco de potência poderia operar a potência nominal. A figura 16 ilustra a 
quantidade de parâmetros técnicos que devem ser dimensionados. A forma mais simples é escolher 
o tamanho do TES em horas; dessa forma, o modelo calcula ovolume do meio de armazenamento 
de calor. Dado um volume, é possível escolher uma geometria para os tanques. Também é possível 
escolher o meio de armazenamento de calor, mas o mais usado atualmente no nível internacional 
está baseado em sais fundidos. 
Cada um dos parâmetros deve ser calculado minuciosamente a partir dos modelos físicos 
detalhados de transferência de calor, termodinâmica e mecânica dos fluidos, mas, para fazer uma 
análise preliminar, vários dos parâmetros que vêm por padrão no modelo – a partir de usinas CSP 
operando nos Estados Unidos – poderiam ser usados, tendo a precaução de que são resultados 
preliminares e que deveriam posteriormente ser refinados modelando em detalhe o fenômeno físico. 
 
28 
 
Figura 16 – Janela: bloco de potência/sistema de armazenamento 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
A figura 17 apresenta as possibilidades para definir o uso dos sistemas de armazenamento 
de energia térmica e do sistema de back-up. Com base nos horários de um dia típico de semana – 
de segunda a sexta-feira – e de final de semana, definem-se as regras para armazenar ou usar 
energia térmica armazenada no TES, e, para complementar essa geração térmica solar com uma 
caldeira auxiliar. 
 
 
 
 29 
 
Figura 17 – Janela: bloco de potência/controle de despacho 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Conclusão do módulo 
Este módulo apresentou os principais critérios que devem ser considerados para a modelagem do 
bloco de potência, incluindo o sistema de back-up e o sistema de armazenamento de energia térmica. 
No bloco de potência, o principal parâmetro é a capacidade instalada do projeto, que impacta 
o dimensionamento do campo solar e do sistema de armazenamento de energia térmica. Outros 
parâmetros que devem ser revisados incluem a eficiência do ciclo termodinâmico, a eficiência da 
caldeira – segundo o tipo de combustível usado – e o tipo de resfriamento do bloco de potência. 
Entre os principais parâmetros que devem ser definidos no SAM para o dimensionamento 
do sistema de armazenamento de energia térmica estão o número de horas que o bloco de potência 
poderia operar a potência nominal com a energia térmica armazenada. Também é importante 
definir o meio de armazenamento de energia térmica. 
 
 
30 
 
 
 
 
 
Este módulo apresenta os principais critérios que devem ser usados para utilizar de forma 
apropriada as seções de custos, financiamento e incentivos da ferramenta SAM. Ressalta-se que os 
valores-padrão correspondem a uma estrutura de custos internacional e esquemas de financiamento, 
depreciação e outros incentivos próprios dos Estados Unidos de América. É necessário adaptar esses 
valores, na medida do possível, à realidade brasileira em função dos dados disponíveis para projetos 
CSP operando no Brasil. 
 
Custos 
Os valores-padrão de custos disponíveis no SAM, para uma planta CSP de cilindro 
parabólico, refletem as melhores estimações do NREL para representar os custos nos Estados 
Unidos (NREL, 2011). O SAM inicialmente apresenta valores-padrão de custos de capital (diretos 
e indiretos) e custos de operação e manutenção (fixos e variáveis) para plantas CSP entendidas como 
representativas nos Estados Unidos. 
Por exemplo, os valores de SAM versão 2011, para cilindro parabólico, estavam baseados no 
estudo de custos de uma planta de referência de 100 MWe com resfriamento úmido, desenvolvido 
pelo grupo consultor Worley Parsons e também com base em discussões mantidas com empresários 
e industriais (NREL, 2011). Os custos da versão SAM 2014, e posteriores, estão fortemente 
baseados no estudo de Turchi (2010). 
Esses custos são valores médios nos Estados Unidos, mas não representam um mercado ou 
uma localidade específica dentro do país (NREL, 2011). Os custos de um projeto CSP variam 
segundo o mercado, a tecnologia e a locação geográfica do projeto. 
MÓDULO III – CUSTOS, FINANCIAMENTO E 
INCENTIVOS 
 
32 
 
A tabela 2 apresenta a evolução dos custos do SAM, desde a versão 2011 até a versão 
v.2018.11.11, considerada neste curso. A análise mais importante deve ser feita sobre os custos da 
tecnologia. Basicamente, constata-se que houve uma queda de custo para o campo solar e para os 
fluidos de transferência de calor. O somatório dos itens “bloco de potência” e “balanço de planta” 
incrementou ligeiramente. O custo do terreno e da melhoria do terreno, adequados para os Estados 
Unidos, devem ser atualizados para a realidade brasileira. 
 
Tabela 2 – Evolução de custos no modelo SAM para cilindro parabólico 
 
 
 
SAM 
2011.6.30 
SAM 
2018.11.11 
custos diretos de capital 
melhorias do terreno USD/m2 25 25 
campo solar USD/m2 295 150 
sistema com fluido 
térmico de alta 
temperatura 
USD/m2 90 60 
armazenamento de 
energia térmica 
USD/kWht 80 62 
back-up fóssil USD/kWe 0 0 
bloco de potência USD/kWe 940 910 
balanço da planta USD/kWe 0 90 
contingências % 7 7 
custos indiretos de capital 
EPC e custos próprios % sobre o total de custos diretos 11% 11% 
terreno % sobre o total de custos diretos 2% 1,5% 
imposto sobre vendas 
% sobre 80% do total de custos 
diretos 
5% 5% 
custos de operação e manutenção 
custo anual fixo USD/ano 0 0 
custo fixo por capacidade USD/kW/ ano 70 66 
custo variável por geração USD/MWh 3 4 
custo do combustível USD/MMBTU 0 0 
Fonte: Elaboração própria, baseado em NREL (2011, 2014, 2019). 
 
 33 
 
Usando essa configuração típica de custos, proposta pelo NREL no seu modelo SAM, é 
possível apreciar o peso aproximado de cada item no total de custo de um projeto de cilindro 
parabólico na figura 18. 
 
Figura 18 – Distribuição de custos em uma planta CSP de cilindro parabólico de referência 
 
Fonte: NREL (2010). 
 
Se o usuário não tiver dados oficiais de custos para a tecnologia CSP no Brasil, os dados sobre 
custos de capital e O&M propostos pelo SAM constituem uma primeira boa referência para avaliar 
um projeto de forma preliminar, mas, na medida do possível, custos mais adaptados à realidade 
brasileira devem ser usados. Dessa forma, os dados específicos, como o valor da terra, o valor da 
contingência, as taxas e os tributos e o custo do combustível de hibridização, devem ser alterados no 
SAM, para caracterizar o caso da localidade brasileira específica onde se realizaria o estudo de caso. 
O valor da terra é um dos fatores que devem ser próprios para a realidade brasileira. No Brasil, 
esse valor varia de acordo com o uso do solo e a localização geográfica segundo o estado. Por exemplo, 
a análise de mercado da Scot Consultoria (2009) apresenta para a região Centro-Oeste valores de terra 
de pastagem na faixa de R$ 4.000/ha a R$ 8.000/há, e de R$ 7.000/ha a R$ 15.000/ha para terras de 
agricultura (SCOT CONSULTORIA, 2010). A priori, considera-se que a terra para agricultura não 
pode ser tomada em consideração para a instalação de uma planta CSP. 
31%
9%
17%
13%
7%
12%
3%
5%
3%
Campo solar
Sistema de fluido de
transferência de calor
Armazenamento de energia
térmica
Bloco de potência
Contingência
EPC
Terra e licenciamentos
Imposto à venda de energia
(fração do custo direto)
Melhorias no terreno
 
34 
 
Considera-se que o valor da contingência deve ser conservador, dado que não há experiências 
prévias com CSP no Brasil (SCHAEFFER et al., 2012). Um valor de contingência conservador é 
20%, proposto para a análise de custos de usinas termelétricas (UTEs) a carvão e UTEs com carbon 
capture and storage (CCS) no Brasil (HOFFMANN, 2010). O valor de 20% é conservador com 
relação ao 7% padrão proposto no SAM para plantas CSP nos Estados Unidos (NREL, 2011). 
Existe pouca informação atual com relação ao preço do bagaço e os seus custos de colheita e 
transporte. Por outro lado, existem várias fontes de informação sobre o custo do gás natural para 
UTEs no Brasil. Os custos dos combustíveis tradicionais são públicos e devem ser usados nas 
simulações no SAM. 
O SAM nãopermite incluir explicitamente o valor da taxa por uso do sistema de distribuição 
(TUSD), por isso, para considerá-la na avaliação, ela pode ser somada no custo fixo por potência 
instalada, considerada entre os custos O&M. Essa é uma forma para conseguir simular a influência 
dessa taxa no custo da energia de uma planta CSP no Brasil. 
A tabela 3 apresenta os custos usados por Soria (2011) para a simulação de diversas 
configurações de usinas CSP no Brasil. Para mais informação e detalhes sobre os cenários e as 
premissas, consultar a referência original. 
 
 
 
 35 
 
Tabela 3 – Custos usados na simulação de plantas CSP no Brasil 
 tecnologia (cenários base e alternativo) 
 detalhe dos custos CSP_simples CSP_CAC* CSP_HIB** CSP_CAC_HIB CSP_do futuro 
custos do 
sistema 
com 
cilindro 
parabólico 
custos 
diretos de 
capital 
obras de 
melhoria do 
sítio 
25 USD/m2 
campo solar 295 USD/m2 260 USD/m2 
fluido de 
transferência de 
calor 
90 USD/m2 84,6 USD/m2 
armazenamento 
térmico 
0 USD/kWht 80 USD/kWht 0 USD/kWht 80 USD/kWht 70,4 USD/kWht 
sistema de 
hibridização 
0 USD/kWe 420 USD/kWe 0 USD/kWe 
bloco de 
potência 
940 USD/kWe 893 USD/kWe 
contingência 20% 10% 
custos 
indiretos de 
capital 
EPC e custos do 
proprietário 
11% dos custos diretos 
terra 3.100 USD/ha 
custos de 
operação e 
manutenção 
custo fixo por 
potência 
139 USD/kW – ano no cenário base, e 
70 USD/kW – ano no cenário alternativo 
70 USD/kW – 
ano, só é 
simulado no 
cenário 
alternativo 
custo variável 
por geração 
3 USD/MWh 
custo do 
combustível de 
hibridização 
0 USD/MMBTU 1,47 USD/MMBTU 0 USD/MMBTU 
* CAC: com armazenamento de calor 
** HIB: hibridização 
Fonte: Soria (2011) 
 
Parâmetros financeiros, incentivos e depreciação 
Os principais parâmetros usados no SAM para avaliar usinas CSP foram discutidos por SOria 
(2011), o qual cita algumas informações. 
 
 
36 
 
Período de análise 
O período de vida usual, tanto do campo solar como do bloco de potência, é de 30 anos; o 
período de vida do sistema de armazenamento de calor é de 25 anos; e o das edificações, ao redor 
de 60 anos (VIEBAHN et al., 2008; 2011). Para o estudo financeiro de plantas CSP, o período de 
análise comum é de 25-30 anos (IEA, 2010; LODI, 2011; ARVIZU et al., 2011; PETERS et al., 
2011; VIEBAHN et al., 2011; etc.). 
 
Taxa real de desconto 
Vários estudos consideram uma taxa real de desconto de 10% ao ano para estudos de caso 
com tecnologia CSP e para desenvolver cenários de instalação de usinas CSP (IEA, 2010; 2008; 
ARVIZU et al., 2011; MONTES et al., 2011). Entretanto, o valor da taxa de desconto depende da 
ótica de análise. O valor varia entre a visão do bem-estar comum do governo e a visão de lucro dos 
investidores privados, cada um tem uma percepção diferente do valor do dinheiro ao longo do 
período de análise. 
 
Inflação 
Recomenda-se usar um valor de inflação igual a zero, e analisar os resultados em termos reais. 
O SAM calcula, por exemplo, o custo nivelado da eletricidade (LCOE) em termos reais e nominais. 
Dependendo do objetivo do estudo, deve ser avaliado o uso – e o valor usado – da variável inflação. 
 
Taxa Interna de Retorno (TIR) 
Com o objetivo de avaliar a atratividade financeira, recomenda-se adotar como indicador a 
taxa interna de retorno (TIR) equivalente à de projetos similares. O valor da TIR deve ser superior 
ao Custo Médio Ponderado de Capital (CMPC)3 da empresa ou do grupo de empresas que façam 
o investimento. Recomenda-se considerar uma TIR estimada para a análise de projetos CSP de 
15% ao ano, valor considerado razoável para esse tipo de projetos elétricos renováveis. Esse valor 
também varia segundo a ótica do investidor ou planejador. 
 
 
 
3 O CMPC é a taxa usada pela empresa para calcular o fluxo de caixa do negócio. Ela converte um valor futuro em um 
presente, para todos os seus investidores, considerando que tanto credores como acionistas esperam obter retorno em 
relação ao custo de oportunidade de investir recursos em um negócio específico, em lugar de investir esses recursos em 
outro de risco equivalente (LUMBRAS ENERGÉTICA; ECOINV GLOBAL, 2008). 
 
 37 
 
Taxa federal, financiamento, seguro 
Avaliações prévias de usinas CSP no Brasil escolheram um valor de tributo federal que varia 
entre 34%, para um cenário base, e 27%, para cenários alternativos que supõem reduções da carga 
de taxas e impostos para incentivar o desenvolvimento de energias renováveis (SORIA, 2011). Um 
valor de 0,5% do total de custos instalados poderia ser usado para o valor de seguro. Em cenários 
de incentivo a tecnologias renováveis, como a CSP, deveriam considerar, por exemplo, o 
financiamento por meio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) 
com a linha Finem. Essa linha de financiamento usa uma taxa próxima a 7,4% a.a., com prazo de 
amortização de 16 anos e fração de dívida de 70%. Recomenda-se sempre atualizar os valores 
segundo informação oficial do banco. 
 
Incentivos e depreciação 
O SAM traz janelas específicas para considerar os incentivos, a depreciação e as regras de 
despacho/remuneração segundo esquemas de tarifação horária. 
Ressalta-se a importância de verificar os incentivos que existem no Brasil e incluí-los da 
melhor forma no modelo. Ao criar um arquivo novo, o SAM apresenta valores-padrão, inclusive 
para os incentivos. Muitos desses incentivos, esquemas de depreciação e regras de despacho segundo 
tarifa horária não existem no Brasil. É importante verificar que estes não fiquem ativos no arquivo, 
ou adaptá-los para o caso de estudo. 
No Brasil, por exemplo, costuma-se usar uma regra de depreciação lineal em 10 anos, mas é 
interessante avaliar outros esquemas que o SAM propõe, que poderiam ser sugeridos como políticas 
interessantes em cenários alternativos. 
 
 
 
38 
 
Resumo de dados para modelar projetos CSP no Brasil 
O resumo de todos os valores usados por Soria (2011) no SAM para modelar a parte 
financeira de diversas usinas CSP no Brasil é apresentado na tabela 4. 
 
Tabela 4 – Parâmetros financeiros usados como entrada no SAM 
 cenário 
 parâmetro base alternativo 
financiamento 
general 
período de análise 30 anos 
inflação 0% (avaliação em termos reais) 
taxas e 
garantias 
taxa real de desconto 10% 
taxa federal 34% 27% 
seguro 0,5% do custo total instalado 
valor de 
salvamento 
valor de salvamento 
líquido 
0% do custo total instalado 
parâmetros 
do 
empréstimo 
prazo de amortização * 16 anos 
taxa de juros * 7,4% a.a. 
fração de dívida * 70% 
modo de 
solução 
especificar a TIR e 
calcular o PPA ou 
especificar o PPA e 
calcular a TIR 
especificar a TIR e calcular o 
preço da energia (PPA) 
meta de TIR 
específico 
TIR mínima requerida 15% (a.a.) 
depreciação 
federal 
depreciação federal linear 10 anos macros 5 anos 
* O cenário base não considera financiamento. 
Fonte: Soria (2011). 
 
 
 39 
 
Conclusão do módulo 
Este módulo revisou os principais parâmetros para incluir os custos do projeto: custo de 
capital desagregado por sistema, custos de operação e manutenção (O&M) fixos e variáveis e custo 
de combustível. Considerando estes custos, uma taxa de desconto e o período de análise do projeto, 
o SAM calcula o custo nivelado da eletricidade (LCOE). 
Além dos custos, em uma aba diferente, todos os parâmetros financeiros devem ser indicados: 
fração da dívida; taxa de interesse; período de análise financeira, que será igual à vida útil da planta; 
inflação; taxa de desconto; taxa interna de retorno (TIR) esperada. 
Finalmente, o SAM permite incluir na avaliação técnica e financeira outros incentivos ou políticas 
que alavanquem o projeto CSP, por exemplo, podem ser incluídos subsídios, ingressos não 
reembolsáveis, tarifas preferencias, tarifas horárias que impactam a regra de despacho, osesquemas 
de depreciação acelerada, etc. Recomenda-se sempre verificar que os incentivos ativos no modelo 
sejam os que se quer considerar para o caso de estudo. 
 
 
 
 
40 
 
 
 
 
 
 
Uma vez que todos os parâmetros climatológicos, parâmetros técnicos associados à escolha e 
operação de cada componente, os custos e o esquema de financiamento sejam indicados à 
ferramenta SAM, o usuário pode rodar o modelo para obter resultados. Este módulo explica como 
rodar o modelo e como analisar os resultados usando ferramentas de análise paramétrica. 
 
Simulação e análise dos resultados 
Na parte inferior esquerda da janela principal do SAM estão localizados os botões para rodar 
o modelo, e para executar análises paramétricas e probabilísticas. Rodar o modelo é rápido, o esforço 
computacional é baixo. Entretanto, executar análises paramétricas variando simultaneamente o 
valor de vários parâmetros, em uma faixa de valores grande, e com um passo fino, pode consumir 
ao modelo um esforço computacional elevado. 
Depois de cada rodada do modelo, o SAM entrega um resumo dos resultados-chave, similar 
ao apresentado na figura 19. São vários resultados relevantes: custo nivelado da eletricidade 
(LCOE), custo de capital (USD/kW instalado), custos de O&M, geração elétrica e térmica anual, 
fator de planta, consumo de água por ano, superfície de terra usada, valor presente líquido (VPL), 
taxa interna de retorno (TIR), tempo de retorno do investimento, etc. Se o valor de inflação 
considerado é de 0%, devem-se considerar apenas os resultados em termos reais, por exemplo o 
LCOE real. 
 
 
MÓDULO IV – SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS 
RESULTADOS 
 
42 
 
Figura 19 – Principais resultados entregues pelo SAM 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Entretanto, o SAM também fornece resultados detalhados em diversas resoluções temporais: 
valores horários, valores mensais e valores anuais. Por exemplo, a figura 20 apresenta o formato dos 
resultados horários para um ano típico meteorológico. No caso apresentado, indicam-se resultados 
de geração elétrica bruta e geração elétrica líquida da usina, para cada hora do ano. Basicamente, é 
possível visualizar e descarregar ao Excel todos os resultados e dados de entrada ao modelo, assim 
como também os cálculos internos intermediários que o modelo faz para chegar aos resultados. 
 
 
 
 43 
 
Figura 20 – Resultados em resolução horária de geração elétrica bruta e líquida, entregues 
pelo SAM 
 
Fonte: SAM v.2018.11.11 
 
Este curso enfatiza a importância do indicador de LCOE, no qual se sintetiza a maior parte 
dos outros resultados. O LCOE é a relação entre os custos totais anualizados – investimento, 
recuperação do capital, O&M fixo, O&M variável, combustível, outros custos, impostos e outros 
tributos – ao longo da vida útil do projeto, que deve ser igual ao período de análise financeira, e a 
geração elétrica anual. Este é o principal indicador de viabilidade técnico-financeira, dado que ele 
permite a comparação entre os custos nivelados da eletricidade produzida por CSP com a produzida 
por outras tecnologias de geração elétrica. 
O LCOE, incrementando uma percentagem de lucro, é uma boa referência para determinar 
o preço de venda da eletricidade ou tarifa que deveria ser negociada em um contrato de compra e 
venda de eletricidade (PPA, do inglês Power Purchase Agreement). Essa estimativa, ao mesmo tempo, 
é uma boa aproximação para se comparar com relação à tarifa de venda de eletricidade em cada 
uma das distribuidoras elétricas do Brasil, para cada uma das tecnologias da matriz elétrica. 
 
Análise paramétrica 
Os resultados entregues pela ferramenta SAM podem ser apropriadamente tabulados para 
analisar a influência da capacidade do sistema de armazenamento de calor (TES) e do 
dimensionamento e uso do sistema de hibridização (BUS) sobre o custo nivelado da eletricidade 
(LCOE), o fator de capacidade e a produção anual de eletricidade. O SAM conta com ferramentas 
 
44 
 
para desenvolver análises paramétricas que permitam entender qual é a influência do valor de cada 
parâmetro de entrada sobre algum dos resultados. 
É de especial interesse a análise da relação entre os custos de capital adicionais por instalar o 
sistema de armazenamento de energia térmica e resultados-chave como a produção anual de 
eletricidade, o fator de capacidade e o custo nivelado da eletricidade. É também de interesse a análise 
da quantidade adicional de eletricidade gerada conforme a capacidade de armazenamento 
incrementa. 
Uma atividade importante para quem estuda usinas CSP é otimizar os valores do múltiplo 
solar (MS), dada uma configuração de usina (tamanho do TES e BUS). É possível fazer isso usando 
a análise paramétrica da ferramenta SAM, mas observe que só a versão 2011 teve o módulo de 
otimização. É claro que com uma ferramenta de simulação só não se encontra a solução ótima, 
entretanto, usando de forma iterativa e recursiva uma ferramenta de simulação, fazendo análise 
paramétrica, pode-se encontrar uma solução próxima da solução ótima. A ideia é otimizar o 
múltiplo solar, tendo como função objetivo a minimização do custo nivelado da eletricidade 
(LCOE) (MONTES et al., 2009; SORIA et al., 2014). 
A versão 2018.11.11 permite analisar de forma paramétrica também o fator de hibridização 
–fill fraction –, algo que não é possível na versão 2020. 
O múltiplo solar (MS) é uma variável importante de ser analisada, tanto para avaliação de 
desempenho da planta como para determinar a viabilidade econômica. Dado que o campo solar 
representa a maior parte do investimento em capital, entre 33% e 39% do custo da potência 
instalada (MONTES et al., 2009; LODI, 2011), a otimização do campo solar seguindo critérios 
econômicos tem sido uma prática comum por vários autores (MONTES et al., 2009; MONTES 
et al., 2011; LODI, 2011; IZQUIERDO et al., 2010; SORIA, 2011; SORIA et al., 2015). 
O correto dimensionamento do tamanho do campo solar deve considerar a relação existente 
entre o múltiplo solar (MS) e a potência térmica nominal da planta – gross output. Um campo solar 
grande demais pode ser parcialmente útil em condições de alta irradiação solar DNI, por outro 
lado, um campo pequeno principalmente provocará que o bloco de potência não opere em 
condições de plena carga – part-load (MONTES et al., 2009). 
O valor ótimo de múltiplo solar não depende só da superfície do campo solar, mas também 
da localização da planta, das condições de desenho – temperatura ambiente, velocidade do vento, 
DNI, etc. – e dos parâmetros do bloco de potência em condições normais (MONTES et al., 2009). 
Durante o desenho da planta é fundamental analisar as relações do múltiplo solar com: a) os 
custos nivelados da eletricidade b) a irradiação DNI do lugar; c) a quantidade de calor obtido por 
unidade de área do campo solar; d) a produção anual de eletricidade; e) o fator de capacidade; f) as 
horas de armazenamento de calor; e g) a quantidade de hibridização. 
Por exemplo, o estudo de Soria et al. (2014) usa o SAM para analisar na região Nordeste do 
Brasil a relação entre múltiplo solar (MS), irradiação DNI, tamanho do sistema de armazenamento 
de calor (TES) e tamanho do sistema de back-up (BUS). 
 
 45 
 
O tamanho do sistema de armazenamento de calor também deve ser otimizado usando as 
ferramentas de análise paramétrica do SAM. A função objetivo deve ser a minimização do custo 
nivelado da eletricidade (LCOE) produzida pela usina. 
Cada um dos parâmetros é dimensionado de tal forma que o LCOE é minimizado. 
 
Conclusão do módulo 
O SAM é uma ferramenta apropriada para desenvolver avaliações técnicas e financeiras de 
projetos de concentração solar para geração elétrica. Permite simular a operação da usina definida 
durante um ano típico meteorológico. Os principais resultados da ferramenta são: custo nivelado 
da eletricidade (LCOE), geração elétrica anual, fatorde planta, consumo anual de água, superfície 
usada pela usina, custo de capital por potência instalada e valor da tarifa de venda de eletricidade 
para um contrato de compra e venda, do tipo Power Purchase Agreement (PPA). 
O SAM disponibiliza algumas ferramentas úteis para executar análises paramétricas e de 
sensibilidade. O objetivo dessas análises é entender qual é a influência da variação do valor de um 
parâmetro de entrada sobre os principais resultados. A ferramenta é usada com frequência para 
dimensionar o tamanho do campo solar que permita gerar eletricidade a mínimo custo nivelado 
(LCOE). Essa análise pode ainda ser sofisticada considerando, além do dimensionamento do 
campo solar, o dimensionamento do sistema de armazenamento de energia térmica e do sistema 
de back-up, que permita operar com mínimo LCOE. 
 
 
 
 
46 
 
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Este estudo usou a ferramenta SAM para simular diversas configurações de usinas CSP de 
cilindro parabólico, operando em diversas localidades do Brasil, em um cenário base e em 
vários cenários alternativos. É a principal referência para este curso, apresenta alguns valores 
que podem ser usados para modelar usinas CSP no País. 
 
SORIA, R.; SCHAEFFER, R.; SZKLO, A. Configurações para operação de plantas heliotérmicas 
CSP com armazenamento de calor e hibridização no Brasil. In: CONGRESSO BRASILEIRO 
DE ENERGIA SOLAR, 5., 2014, Recife. Anais [...]. Recife: CBENS, 2014. 
Nesta publicação os autores usaram a ferramenta SAM para modelar usinas CSP de cilindro 
parabólico operando no Brasil. Uma análise paramétrica ajudou a entender qual seria o 
dimensionamento ótimo do campo solar em função da capacidade do sistema de 
armazenamento de energia térmica e do sistema de back-up. 
 
 
 53 
 
PROFESSOR-AUTOR 
Rafael Soria é doutor em Planejamento Energético pelo 
Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de 
Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro 
(COPPE/UFRJ). Fez doutorado “sanduíche” no Instituto de 
Economia da Energia e Uso Racional da Energia (IER) da 
Universidade Stuttgart, e no Departamento de Análise de Sistemas 
Energéticos do Instituto de Termodinâmica Aplicada do Centro 
Aeroespacial Alemão (DLR), Alemanha. É mestre em Planejamento Energético (COPPE/UFRJ) e 
graduado em Engenharia Mecânica pela Escuela Politécnica Nacional (EPN), Equador. 
Integrou a equipe de pesquisadores do Laboratório de Economia da Energia 
(Cenergia/COPPE/UFRJ) entre 2010 e 2016, onde trabalhou com modelos de planejamento 
energético para o Brasil, focando especialmente as tecnologias de concentração solar para geração 
elétrica. Atua como consultor para a FGV Energia, desde 2018 no marco do projeto de P&D 
estratégico “Desenvolvimento de Tecnologia Nacional de Geração Heliotérmica de Energia 
Elétrica”; e para a Fundação Bariloche, Argentina, onde trabalhou em diversos projetos de 
planejamento energético no México, em Honduras e no Equador. 
Foi pesquisador em diversos projetos sobre planejamento energético, ferramentas de 
modelagem integradas, energias renováveis, especialmente heliotérmica, política energética, 
eficiência energética, etc. Atualmente, é professor associado do Departamento de Engenharia 
Mecânica da