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VIABILIDADE ECONÔMICA DE UM PROJETO DE MICRO GERAÇÃO

FOTOVOLTAICA RESIDENCIAL NO AMBIENTE DE COMPENSAÇÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA.

Vagner Vieira Reis

Universidade Federal de Juiz de Fora

Anderson Rocha Valverde

Universidade Federal de Juiz de Fora

Ricardo Rodrigues Silveira de Mendonça

Universidade Federal de Juiz de Fora

RESUMO

Este estudo visa avaliar a viabilidade financeira de um projeto regulamentado pela

Resolução Normativa nº 482, de 2012, que regulamenta o acesso à rede de distribuição da

geração de energia elétrica de pequeno porte utilizando fontes renováveis. Na pesquisa

experimental, ao final desse estudo, foi proposta a instalação do referido projeto em uma

residência. Este estudo faz parte da elaboração do business case do projeto, sugerido pelo guia

PMBOK, que é um documento que descreve as informações para determinar se um projeto

justifica ou não seu investimento. Verificou-se neste estudo que os aumentos recentes nas

tarifas de energia elétrica ainda não tornaram o projeto viável economicamente, mas tiveram

grande impacto na viabilidade do mesmo e, em caso de um novo aumento tarifário ou

incentivo fiscal, o mesmo passa a apresentar viabilidade.

Palavras-chave: compensação de energia; viabilidade econômica; business case.

ABSTRACT

This study aims to evaluate the financial viability of a project regulated by Normative

Resolution No. 482, of 2012, which regulates access to the distribution network of electric

power generation using small renewable sources. In experimental research at the end of this

study, it proposed the installation of this project in a residence. This study is part of the

preparation of the business case of the project, suggested by the PMBOK guide, which is a

document that describes the information to determine if a project is justified or not your

investment. It was found in this study that the recent increases in electricity tariffs have not

made the project economically viable, but had great impact on the viability of it and, in the

event of a tariff increase or tax incentive, it begins to show viability.

Keywords: power compensation; economic viability; business case.

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1. INTRODUÇÃO

Aumentar o uso de fontes de energia renovável em sistemas de geração de energia elétrica é

uma tendência em todo mundo. As demandas ambientais têm ganhado cada vez mais

importância e o uso das referidas fontes estão sendo vistas como fundamentais para

construção de um futuro sustentável. No entanto, o custo de implantação de tais sistemas tem

sido um fator que dificulta a participação mais efetiva do mesmo na matriz energética. Vários

governos têm buscado formas de viabilizar e incentivar sistemas de geração de energia

sustentável. No Brasil, uma das formas encontradas para difundir o uso de energia limpa foi

através da Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, que regulamenta o acesso da

geração de energia elétrica de fontes renováveis de pequeno porte à rede distribuição. A

resolução estabelece o Sistema de Compensação de Energia Elétrica, em que a energia ativa

gerada e injetada na rede por uma unidade consumidora é cedida, por meio de empréstimo

gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia

elétrica ativa dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma

titularidade.

O objetivo deste trabalho é verificar a viabilidade financeira de um projeto de geração de

energia elétrica regulamentada pela resolução nº 482 a partir do uso da tecnologia fotovoltaica

instalada em uma residência (SFCR). Assim, cabe salientar que o atual cenário do setor

elétrico brasileiro, com aumento significativo de tarifas, faz com que o estudo proposto possa

ser considerado como relevante. Nestes termos cabe mencionar que, segundo o Guia

PMBOK, os projetos são iniciados em virtude de necessidades internas da empresa ou

influências externas. Uma necessidade de negócios de uma organização pode ser baseada

numa demanda de mercado, avanço tecnológico, requisito legal, uma regulamentação

governamental, ou uma consideração ambiental. Normalmente, a necessidade de negócios e a

análise de custo benefício estão contidas no business case, documento este que descreve as

informações necessárias do ponto de vista de negócios para determinar se o projeto justifica

ou não o seu investimento.

Para tanto, este trabalho apoia-se em cinco capítulos, assim descritos: o primeiro introduz o

estudo, o segundo apresenta a metodologia adotada, o terceiro aborda a teoria que fundamenta

o estudo, o quarto traz a pesquisa experimental em questão e, por fim, o quinto conclui

apresentando as considerações finais.

2. REFERENCIAL TEÓRICO

2.1 Aspectos sobre Geração Energia Elétrica no Brasil

O Brasil, devido ao seu potencial hídrico, tem a maior parte de sua energia gerada por

usinas hidrelétricas. Este tipo de aproveitamento compreendia mais de 90% da energia

demandada no fim da década de 1990 (REIS, 2011). Este valor vem reduzindo a cada ano

devido a três principais razões: à necessidade da diversificação da matriz elétrica de forma a

aumentar a segurança do abastecimento, da dificuldade em ofertar novos empreendimentos

hidráulicos e do aumento de entraves jurídicos que protelam o licenciamento ambiental de

usinas de fonte hídrica (ANEEL, 2008).

A dependência de fontes hídricas somada à falta de chuvas e a insuficiente infraestrutura

disponível para geração de energia elétrica fez com que o país passasse pelo período

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conhecido como “apagão”, que ocorreu entre 1 de julho de 2001 e 27 de setembro de 2002.

Os governos, então, enxergaram a necessidade de promover o acesso de fontes de energia

renovável ao sistema elétrico do país. Como o sistema elétrico demonstrava-se muito

dependente do índice pluviométrico, o governo entendeu que era vital estabelecer o Programa

de Incentivo às Fontes Alternativas (PROINFA) (LANDEIRA, 2013). O Proinfa teve como

objetivo aumentar a participação de fontes eólica, de biomassa e pequenas centrais

hidrelétricas (PCH’s) (energia fotovoltaica não foi incluída na época devido ao alto custo). A

iniciativa iria alavancar os ganhos de escala, a aprendizagem tecnológica, a competitividade

industrial e, sobretudo, a identificação e a apropriação dos benefícios técnicos, ambientais e

socioeconômicos na definição da competitividade econômico-energética de projetos de

geração que utilizem fontes limpas e sustentáveis (MME, 2015).

A expressão “geração distribuída” (GD) tem sido utilizada para caracterizar qualquer forma

de geração elétrica (em geral de pequeno porte e conectada à rede) localizada próximo ao

usuário final. Ela pode pertencer a um autoprodutor, um produtor independente, à própria

concessionária ou a parcerias dos mesmos. Uma política bem sucedida de incentivo à GD

pode facilitar a utilização de energia proveniente de fontes como vento, calor, sol, quedas

d’água, e biomassa. A utilização desses recursos, no entanto, depende da abundância, do nível

de maturidade da tecnologia disponível, dos custos efetivos e, em alguns casos, do interesse e

aceitação dos consumidores finais (REIS, 2011). O Decreto 5163, de 30 de Junho de 2004,

regulamenta a contratação de energia elétrica proveniente de GD. Tal decreto diz que a

contratação será precedida de chamada pública promovida diretamente pelo agente de

distribuição e que o montante total da energia elétrica contratada não poderá exceder a dez por

cento da carga do agente de distribuição e autoriza repasse às tarifas dos consumidores até o

limite do valor de referência (VR). Mas, como os custos de geração fotovoltaica eram maiores

do que o VR, o pequeno gerador fotovoltaico distribuído não encontrava ambiente econômico

favorável para participar da chamada publica (EPE, 2012).

2.2. Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012

A ANEEL promoveu a Consulta Pública nº 15/2010 e a Audiência Pública nº 42/2011 com

o objetivo de debater os dispositivos legais que tratam da conexão de GD de pequeno porte na

rede de distribuição. Como resultado desse processo, a Resolução Normativa nº 482

estabeleceu as condições gerais para o acesso de micro e minigeração distribuída aos sistemas

de distribuição e criou o sistema de compensação (ANEEL, 2014). Na resolução, são adotadas

as seguintes definições:

“I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada

menor ou igual a 100 kW (...), conectada na rede de distribuição por meio de instalações de

unidades consumidoras; II - minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com

potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW (...), conectada na rede de

distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras; III - sistema de compensação

de energia elétrica: sistema no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com

microgeração distribuída ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo

gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia

elétrica ativa dessa mesma unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma

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titularidade da unidade consumidora onde os créditos foram gerados, desde que possua o

mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF) ou Cadastro de Pessoa Jurídica (CNPJ) junto ao

Ministério da Fazenda.”

A resolução regulamenta ainda que, para fins de compensação, a energia ativa injetada será

cedida a título de empréstimo gratuito para a distribuidora, passando a unidade consumidora a

ter um crédito em quantidade de energia ativa a ser consumida por um prazo de trinta e seis

meses. O consumo a ser faturado é a diferença entre a energia consumida e a injetada,

devendo a distribuidora utilizar o excedente que não tenha sido compensado no ciclo de

faturamento corrente para abater o consumo medido em meses subsequentes. Nota-se que a

energia excedente será injetada na rede, que estaria funcionando como uma bateria, e a

unidade consumidora passa a ter créditos para uso posterior nos próximos 36 meses. A figura

1 ilustra o esquema de geração distribuída usando fonte eólica ou fotovoltaica.

Figura 1: Esquema de geração distribuída

Fonte: (ANEEL, 2014, p. 17)

2.3. Impostos e custo Incidentes na Fatura de Energia Elétrica

No fornecimento de energia elétrica estão inclusos na tarifa tributos federais (PIS/COFINS)

e estaduais (ICMS). Além desses tributos, a conta de energia elétrica é utilizada, em alguns

casos, para arrecadação da contribuição de iluminação pública. Em geral essa contribuição é

função do consumo. A alíquota média dos tributos federais PIS/COFINS está entre 5 e 7%,

sendo que o valor efetivamente pago possa apresentar variação mensal, de acordo com a

apuração. Já a alíquota do tributo estadual (ICMS) e, em geral, função do consumo (EPE,

2012). Cada unidade da federação possui um valor de alíquota.

Com respeito à micro e minigeração distribuída, é importante esclarecer que o Conselho

Nacional de Política Fazendária – CONFAZ aprovou o Convênio ICMS 6, de 5 de abril de

2013, estabelecendo que o ICMS apurado tem como base de cálculo toda energia que chega à

unidade consumidora proveniente da distribuidora, sem considerar qualquer compensação de

energia produzida pelo microgerador. Com isso, a alíquota aplicável do ICMS incide sobre

toda a energia consumida no mês (ANEEL, 2014). Este convênio tem caráter orientativo,

cabendo a cada estado publicar sua regulamentação própria sobre o assunto. No entanto,

atualmente Minas Gerais não aplica o Convênio por meio da lei nº 20.824, de 31 de julho de

2013, que determina que pelos primeiros cinco anos de geração a base de cálculo do imposto

será o consumo líquido (EPE, 2014). A tarifa efetivamente cobrada é calculada por:

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(Eq. 1)

Fonte: (ANEEL, 2013, p. 17)

em que:

TFaturada é o valor da tarifa com os tributos inclusos em R$/KWh

TAneel é a tarifa publicada pela ANEEL R$/KWh

A partir de 2015, as contas de energia trazem o Sistema de Bandeiras Tarifárias. As

bandeiras verde, amarela e vermelha indicarão se a energia custará mais ou menos, em função

das condições de geração de eletricidade. Quando a bandeira está verde, as condições de

geração são favoráveis e não há acréscimo nas contas. Com condições um pouco menos

favoráveis, a bandeira passa a ser amarela e há uma cobrança adicional, que é de R$ 0,025

para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Já em condições ainda mais desfavoráveis, a

bandeira fica vermelha e a tarifa sofre acréscimo de R$ 0,055 para cada kWh consumido. A

esses valores são acrescentados os impostos vigentes (ANEEL, 2015).

2.4. Sistemas Fotovoltaicos

A variável básica para o aproveitamento de energia solar é a radiação solar incidente. Como

exemplo, a figura 2 ilustra a radiação solar em uma cidade de Alagoas.

Figura 2: Radiação solar para a cidade de Marechal Deodoro – AL. (a) dia claro de estação seca. (b) dia

parcialmente nublado de estação seca. (c) dia claro de estação chuvosa. (d) dia parcialmente nublado para

estação chuvosa.

(a) (b) (c) (d)

Fonte: (REVISTA BRASILEIRA DE METEOROLOGIA, 2011, p. 210)

Pela natureza estocástica da mesma na superfície terrestre, ilustrada na figura 6, é

conveniente basear-se em estimativas e previsões do recurso solar em informações

solarimétricas levantadas durante prolongados períodos de tempo. Os dados solarimétricos

são apresentados habitualmente na forma de energia coletada ao longo de um dia, produzindo

uma média mensal ao longo de muitos anos. As unidades de medição mais frequente são

Wh/m2 e a intensidade média diária em W/m

2 (REIS, 2011).

A energia solar pode ser convertida diretamente em energia elétrica através da utilização da

tecnologia de células fotovoltaicas. Atualmente, o silício é o mais empregado para produção

das referidas células, sendo mais conhecidos o silício monocristalino, o amorfo e o

policristalino. O último é o tipo mais comum no mercado devido ao menor custo. Apresentam

menor eficiência, que está entre 15% a 18%. O conjunto de células fotovoltaicas conectadas é

denominado de módulo fotovoltaico. Já um painel fotovoltaico é um grupo de módulos

conectados para produzir os valores desejados de energia elétrica. Quanto maior a incidência

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solar sobre um painel fotovoltaico, mais eletricidade é gerada (LOPEZ, 2012). A energia

elétrica diária produzida por um módulo fotovoltaico pode ser expressa por:

TD (Eq. 2)

Fonte: (Adaptado de REIS, 2011, p. 220 )

em que:

ED = energia elétrica diária produzida por um módulo fotovoltaico em (Wh/dia)

ES = energia solar diária recebida do sol (Wh/m2/dia)

Am = área do módulo fotovoltaico (m2)

ηm = eficiência de conversão do módulo fotovoltaico

TD = Taxa de desempenho do sistema

O valor da energia solar diária Es pode ser obtida usando o programa SunData,

disponibilizado pelo Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito

(CRESESB). O programa destina-se ao cálculo da radiação solar diária média mensal em

qualquer ponto do território nacional e constitui-se uma ferramenta de apoio ao

dimensionamento de sistemas fotovoltaicos. A taxa de desempenho (TD) é um parâmetro para

avaliar a geração de energia de um sistema fotovoltaico, por levar em consideração a potência

real do sistema sob condições de operação e todas as perdas envolvidas, como as perdas por

queda de tensão, poeira acumulada na superfície do painel, sombreamento, temperatura de

operação, eficiência do inversor, dentre outros. Para sistemas fotovoltaicos residenciais, bem

ventilados e não sombreados, uma TD entre 70% e 80% pode ser obtida nas condições de

radiação solar no Brasil (CEPEL-CRESESB, 2014). O número de módulos fotovoltaicos

necessários para formar um painel é obtido por:

(Eq. 3)

Fonte: (Elaborado pelo autor)

em que:

Nm = número de módulos necessários para formar um painel

ED = energia elétrica diária produzida por um módulo fotovoltaico em (Wh/dia)

EPROJETO = energia total desejada para suprir a demanda em Wh/mês

A potência de pico total do painel fotovoltaico é:

(Eq. 4)

Fonte: (Elaborado pelo autor )

em que:

PTotal = potência total de pico do painel em Wp

Nm = número de módulos necessários para formar um painel

PMAX = potência de pico do módulo fotovoltaico Wp

Além dos módulos, são equipamentos principais que compõem um SFCR: o inversor,

equipamento usado para converter energia elétrica de uma fonte de corrente continua (c.c.) em

corrente alternada (c.a.); a estrutura para fixação dos painéis, cabeamento e medidor

bidirecional.

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Em virtude do sistema de compensação, pode não ser interessante que SFCR gere, ao longo

do ano, mais energia do que a consumida pela unidade consumidora. Logo, para se

dimensionar o sistema de forma otimizada, deve-se levantar o consumo médio diário anual

(KWh/dia) descontado o valor da disponibilidade mínima de energia. Este dado pode ser

calculado pelo histórico das faturas mensais de consumo de energia elétrica (CEPEL-

CRESESB, 2014). Pra fins de faturamento e em função do Convênio ICMS 6, que orienta a

tributação sobre o consumo bruto de eletricidade, é necessário verificar qual o percentual da

energia gerada pelo SFCR que será exportada à rede para compensação em outro período. A

identificação desse percentual é possível pela comparação de uma curva típica de geração do

sistema fotovoltaico e da curva de carga do consumidor (EPE, 2014). Identificado o referido

percentual e realizando a compensação em um determinado período, pode-se então chegar ao

valor da conta de energia.

2.5. Análise de Investimentos

A tomada de decisão sobre a realização de um projeto requer critérios técnicos. A maneira

mais eficaz é simular o investimento segundo algum modelo. Dessa forma, confrontam-se os

fluxos de caixas gerados com o investimento realizado. Os principais métodos são: Payback

simples, payback descontado, valor presente líquido (VPL), Taxa interna de retorno (TIR) e o

Índice de lucratividade (IL) (BORDEAUX-RÊGO et al., 2006).

O método do payback simples leva em conta o tempo de retorno do capital investido. O

valor aplicado é adicionado, período a período (geralmente anual ou mensal) aos fluxos de

caixa líquidos gerados, para que se obtenha o tempo de recuperação do investimento inicial.

Isso ocorre no período em que a soma dos fluxos de caixa futuros for igual ao investimento

inicial (BORDEAUX-RÊGO et al., 2006). Alguns autores o sugerem, pela simplicidade dos

cálculos, para uma triagem preliminar dos projetos (TORRES, 2006), entretanto, o mesmo

apresenta fortes limitações por não considerar o valor do dinheiro no tempo. O método do

payback descontado é um modelo similar ao anterior, exceto pelo fato de considerar uma taxa

de atratividade ou de desconto. Ao considerar o custo de capital, considera-se o valor do

dinheiro no tempo. Descontam-se todos os elementos do fluxo de caixa à taxa definida

trazendo a valor presente, na data zero (BORDEAUX-RÊGO et al., 2006).

A Taxa Mínima de Atratividade (TMA) representa o mínimo que o investidor se propõe a

ganhar quando se faz um investimento, ou o máximo que um tomador de dinheiro se propõe a

pagar ao fazer um financiamento. A TMA é formada, basicamente, por três componentes: o

custo de oportunidade, o risco do negócio e liquidez do negócio. O custo de oportunidade

representa a remuneração de um capital caso não se aplique em nenhuma ação analisada,

como a caderneta de poupança, por exemplo. O risco do negócio representa o ganho devido

ao risco inerente à ação tomada. A Liquidez, que pode ser descrita como a facilidade, a

velocidade com que se consegue sair de uma posição no mercado para assumir outra. Vale

frisar que não existe um algoritmo, fórmula matemática, para a elaboração da TMA. Portanto,

o momento da tomada da decisão, onde estarão expressos o cenário econômico, é que dará

respaldo para o processo decisório e para a consequente obtenção da TMA (PILÃO e

HUMMEL, 2004).

O método do Valor Presente Líquido (VPL) permite conhecer as necessidades de caixa, ou

os ganhos de certo projeto, em termos do valor do dinheiro hoje. Isso porque normalmente se

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considera a somatória na data de referência dos valores existentes do fluxo de caixa como seu

valor atual, isto é, a somatória dos valores existentes no fluxo de caixa já descontados os juros

embutidos em cada um dos valores existentes nas demais datas do fluxo de caixa. Portanto,

para proceder à somatória dos diversos fluxos na data de referência, tem-se que deslocar os

fluxos livre de caixa anuais no tempo, sendo que para isso fazer o uso da TMA (PILÃO e

HUMMEL, 2004). A equação do VPL é dada pela seguinte equação:

(Eq. 5)

Fonte: (BORDEAUX-RÊGO, 2006, p. 23)

em que:

I é o investimento inicial;

FCt é o fluxo de caixa líquido na data “t”;

i é o custo de capital definido pela empresa (TMA);

VR é o valor residual do projeto ao final do período de análise;

t é o respectivo período do FCt;

n é o total de períodos de vida útil do objeto do projeto.

A decisão de investimento com base no VPL é simples e pode ser resumida da seguinte

forma: VPL > 0, o projeto é aceito; VPL = 0, é indiferente aceitar ou não; VPL < 0, o projeto

dever ser rejeitado.

O método da Taxa Interna de Retorno (TIR) é aquela que nos permite encontrar a

remuneração do investimento em termos percentuais. Encontrar a TIR é encontrar a taxa de

juros que permite igualar receitas e despesas na data de referência. É extrair do projeto o

percentual de ganho que ele oferece ao investidor (PILÃO e HUMMEL, 2004) A TIR possui

um grande apelo, pois tenta sintetizar todos os méritos do projeto em um único número. A

TIR é encontrada quando o VPL é nulo (BORDEAUX-RÊGO et al., 2006). O processo

decisório da TIR pode, então, ser resumido assim: custo de capital < TIR, projeto deve ser

aceito (VPL > 0); custo de capital = TIR, indiferente aceitar ou não (VPL=0); custo de capital

> TIR, projeto deve ser recusado (VPL<0).

O índice de lucratividade é uma medida relativa entre o valor presente dos fluxos de caixa

recebidos e o investimento inicial. Pode ser calculado usando a expressão:

(Eq. 6)

Fonte: (BORDEAUX-RÊGO, 2006, p. 25)

em que:

IL é o índice de lucratividade;

VPL é o valor presente líquido;

I é o investimento inicial do projeto.

O critério de decisão é muito simples. O investimento deve ser aceito se ao menos IL=1. Isso

significa que a soma dos fluxos de caixa, descontados pela taxa escolhida, será pelo menos

igual ao investimento inicial (BORDEAUX-RÊGO et al., 2006).

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Com o objetivo de identificar quais variáveis são mais sensíveis em um determinado

projeto, pode-se fazer uma Analise de Sensibilidade. Esta consiste em variar um ou mais

fatores que influenciam o fluxo de caixa do projeto, mantendo as demais no seu nível de

referência, e calcular o efeito na variável de decisão (TORRES, 2006).

2.6 – Gestão de Projetos

Gerenciamento de projetos é a aplicação de conhecimentos, habilidades, ferramentas e

técnicas às atividades do projeto a fim de cumprir os seus requisitos. A aplicação dos

conhecimentos requer o gerenciamento eficaz dos processos de gerenciamento do projeto. Um

processo é um conjunto de ações e atividades inter-relacionadas que são executadas para criar

um produto, serviço ou resultado pré-especificado. Cada processo é caracterizado por suas

entradas, ferramentas e técnicas que podem ser aplicadas e as saídas resultantes. Um Guia do

Conhecimento em Gerenciamento de Projetos (Guia PMBOK®) fornece diretrizes para o

gerenciamento de projetos individuais e define os conceitos relacionados com o

gerenciamento de projetos. Segundo o guia, projeto é um esforço temporário empreendido

para criar um produto, serviço ou resultado exclusivo. Os projetos são iniciados em virtude de

necessidades internas da empresa ou influências externas. Essas necessidades ou influências

normalmente provocam a criação de uma análise de necessidades, estudo de viabilidade,

business case, ou descrição da situação que o projeto abordará. A natureza temporária dos

projetos indica que eles têm um início e um término definidos. Cada projeto cria um produto,

serviço ou resultado único.

O termo de abertura do projeto é o documento emitido pelo responsável inicial ou

patrocinador do projeto que autoriza formalmente a existência de um projeto e concede ao

gerente do projeto a autoridade para aplicar os recursos organizacionais nas atividades do

projeto. O desenvolvimento do Termo de Abertura do Projeto é um dos processos de

gerenciamento da integração do projeto. Os principais benefícios deste processo são um início

e limites de projeto bem definidos, a criação de um registro formal do projeto e uma maneira

direta da direção executiva aceitar e se comprometer formalmente com o projeto. A figura 3

ilustra o processo de elaboração do Termo de Abertura do Projeto.

Figura 3: Entradas, ferramentas e técnicas, e saídas para desenvolver o Termo de Abertura do Projeto

Fonte: (PMBOK, 2013, p. 66)

Umas das entradas para o Termo de Abertura do Projeto é a elaboração do business case,

documento que descreve as informações necessárias do ponto de vista de negócios, para

determinar se o projeto justifica ou não o seu investimento. Ele é comumente usado no

processo decisório pelos gerentes acima do nível do projeto. Normalmente, a necessidade de

negócios e a análise de custo benefício estão contidas no business case para justificar o

projeto. O business case é criado como um resultado de um ou mais dos seguintes fatores:

demanda de mercado, necessidade organizacional (por exemplo, redução de custos de

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fabricação), solicitação do cliente, avanço tecnológico, requisito de legislação, redução de

impactos ecológicos, necessidade de natureza social, entre outros.

Em muitas organizações, o prognóstico e análise do desempenho financeiro do projeto é

realizado fora do projeto. Em outras, o gerenciamento dos custos do projeto pode incluir esse

trabalho. Quando esses prognósticos e análises são incluídos, o gerenciamento dos custos do

projeto pode abordar processos adicionais e muitas técnicas gerais de gerenciamento como

retorno do investimento, fluxo de caixa descontado e análise da recuperação do investimento.

O gerenciamento dos custos do projeto preocupa-se principalmente com o custo dos recursos

necessários para completar as atividades do projeto, considerando também o efeito das

decisões de projeto no custo recorrente subsequente do uso, manutenção e suporte do produto,

serviço ou resultado do projeto.

Estimar os custos é o processo de desenvolvimento de uma estimativa dos recursos

monetários necessários. Os custos são estimados para todos os recursos que serão cobrados do

projeto. Isso inclui, mas não se limita a mão de obra, materiais, equipamentos, serviços e a

instalações, assim como a categorias especiais como provisão para inflação, custos de

recursos financeiros ou custos de contingências. Uma estimativa de custo é uma avaliação

quantitativa dos custos prováveis dos recursos necessários para completar a atividade. Em

alguns projetos, especialmente aqueles com menor escopo, a estimativa e orçamento de custos

estão tão firmemente interligados que podem ser vistos como um processo único que pode ser

realizado por uma pessoa num período de tempo relativamente curto. Opinião especializada,

estimativa análoga, analise de proposta do fornecedor, entre outras, são ferramentas e técnicas

sugeridas pelo guia PMBOK para estimar os custos de um projeto.

3. METODOLOGIA

Este estudo apoia-se em uma pesquisa exploratória, que tem como objetivo proporcionar

maior familiaridade com o problema, de forma a torná-lo mais explícito. Pode-se dizer que

esses tipos de pesquisas têm como objetivo principal o aprimoramento de ideias ou a

descoberta de intuições (KAUARK, MANHÃES e MEDEIROS, 2010). O estudo inicia-se

com a elaboração de um referencial teórico através de pesquisa documental e bibliográfica. A

primeira tem como característica a coleta de dados restrita a documentos (sem tratamento

analítico), enquanto a segunda consiste em um apanhado geral sobre os principais trabalhos já

realizados, revestidos de importância, por serem capazes de fornecer dados atuais e relevantes

relacionados com o tema estudado (MARCONI e LAKATOS, 2003). Por fim, e realizado

uma pesquisa experimental. Esta e realizada quando se determina um objeto de estudo,

selecionam-se as variáveis que seriam capazes de influenciá-lo, definem-se as formas de

controle e de observação dos efeitos que a variável produz no objeto (KAUARK, MANHÃES

e MEDEIROS, 2010).

4. PESQUISA EXPERIMENTAL

4.1 Apresentação

Para o estudo proposto, foi considerada a curva de carga diária estimada por Francisquini

(2006). A curva é mostrada na figura 4.

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Figura 4: Curva de carga média para faixa de consumo entre 101 a 200 kWh/mês

Fonte: (FRANCISQUINI, 2006, pag. 37)

A curva de carga foi estimada considerando a média de consumo de energia elétrica de

consumidores com consumo entre 101 e 200 kWh/mês. A faixa de consumo escolhida para

este estudo é devido ao fato de o consumo médio por residência, no Brasil, no fim de 2014,

atingir o valor de 167 KWh/mês (EPE, 2015). Analisando a curva de carga diária, note-se que

o consumo diário é de 5,3 kWh/dia, que é dado pela área da referida curva.

A cidade escolhida para a localização do SFCR é a cidade mineira de Juiz de Fora. O

valor da energia solar diária incidente em Juiz de Fora, obtida usando o programa SunData, é

de 4,34 kWh/m2.dia. O custo de disponibilidade considerado é o de consumidores com

ligação monofásica, que corresponde a um consumo de 30 kWh/mês (ANEEL, 2014). O

módulos fotovoltaicos considerados têm potência de 0,250 kWp, eficiência de 15,3% e uma

área de aproximadamente 1,63 m2. Considerando uma TD de 80% e utilizando as equações de

2 a 4, chega-se a um sistema de 1,25 KWp. O quadro 1 abaixo mostra a especificação dos

principais componentes do SFCR.

Quadro 1: Equipamentos do SFCR

Descrição dos componentes Total

5 Módulos fotovoltaicos de 0,250 kWp 1,25 kWp

1 Inversor 1 x 1,25 KW

Cabos para conexão 30 m

Estrutura e acessórios de instalação 1 estrutura

Fonte: Elaborado pelo autor

O sistema fotovoltaico proposto gera, em média, 4,32 kWh/dia. Sobrepondo a curva média

diária de carga com a curva de geração aproximada do SFCR, pode-se chegar qual é o

percentual de energia diária exportada à rede e a energia gerada pelo SFCR consumida pela

própria residência. A figura 5 mostra, em (a), as curvas de carga e de geração sobrepostas. Em

(b), é mostrado a quantidade de energia exportada à rede. Em (c), é ilustrado a curva de carga

da residência após a instalação do SFCR. E por fim, em (d), é mostrado a quantidade de

energia gerada pelo SFCR e consumida na própria residência. A energia é calculada

considerando a área sob as respectivas curvas. O cálculo das áreas foi realizado utilizando o

software GeoGebra (GEOGEBRA, 2015). A energia consumida da rede, consumida do

próprio SFCR e injetada na rede são, respectivamente, de 3,3 kWh/dia, 2,0 kWh/dia e 2,3

kWh/dia.

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Figura 5: Curvas de carga e geração do SFCR. (a) Curvas de carga e geração de potência do SFCR

sobrepostas. (b) Curva de potencia injetada na rede pelo SFCR. (c) Curva de carga residencial após

instalação do SFCR. (d) Curva de potência consumida pela própria residência.

Fonte: Elaborado pelo autor

Dimensionado o sistema fotovoltaico, foi utilizada uma das ferramentas para estimar custo

sugeridas pelo guia PMBOK. A Análise de Proposta do Fornecedor é uma técnica de

estimativa de custos que inclui a análise de quanto o projeto custaria baseado nas cotações de

fornecedores qualificados (PMBOK, 2013). Foram solicitados 5 orçamentos de empresas

especializadas e, por apresentarem características específicas tais como preço de frete, mão de

obra, vantagens comerciais, entre outras, considerou-se o preço médio por Watt pico (Wp). O

quadro 2 mostra o preço por Watt pico sugerido pelas empresas e a média considerada neste

estudo, que além dos componentes do sistema, consideram os custos de instalação. Nota-se

que o valor da referida média está de acordo com o site Portal Solar, onde é possível ter uma

estimativa de quanto custará o SFCR através do link http://www.portalsolar.com.br/calculo-

solar , onde se vê o valor de, aproximadamente, R$ 10,00/WP (PORTAL SOLAR, 2015) para

o SFCR proposto.

Quadro 2: Preço sugerido por empresas especializadas para fornecimento e instalação de um SFCR em

Fevereiro e Março de 2015 em R$/WP

Empresa A Empresa B Empresa C Empresa D Empresa E MÉDIA

8,63 10,20 13,20 9,83 10,65 10,50

Fonte: Elaborado pelo autor

O período de vida útil do sistema é de 20 anos, considerando que a vida útil do inversor é de

10 anos, sendo este trocado uma vez neste período. O valor residual do SFCR no fim da vida

útil é considerado como zero, pois, provavelmente, este sistema será obsoleto devido aos

avanços tecnológicos. O custo da troca do inversor após no décimo ano é, em média, de R$

3.000,00. O custo de manutenção não será considerado nesse estudo porque envolve

basicamente a limpeza dos painéis fotovoltaicos. O Fluxo de caixa gerado pelo projeto é

mostrado na figura 6.

O investimento inicial, no ano zero da figura 6, é dado pelo custo médio obtido na tabela 2

vezes a potência total do SFCR, dado na tabela 1. Nota-se também na figura anterior, no ano

10, o impacto da substituição do inversor no fluxo de caixa. Os demais valores anuais do

fluxo de caixa são obtidos pela economia que o SFCR causa na fatura de energia, ou seja, a

diferença entre as faturas sem e com o SFCR instalado. De posse do fluxo de caixa exposto, o

VPL, a TIR e o PAYBACK do projeto são obtidos pela equação 5, sendo que nos dois

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últimos considera-se o VPL igual a zero, conforme mencionado no item 3.5 do texto.

Calculado o VPL, aplica-se a equação 6 para se obter o Índice de Lucratividade.

Figura 6 – Fluxo de caixa gerado pelo projeto

-R$ 15.000,00

-R$ 10.000,00

-R$ 5.000,00

R$ 0,00

R$ 5.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

VP

L

Ano

Fonte: Elaborado pelo autor

A taxa de desconto considerada para este estudo foi a inflação apurada em fevereiro de

2015, onde a mesma acumulada nos últimos doze meses, em relação ao referido mês, estava

em 7,7% (VALOR ECONÔMICO, 2015). A tarifa efetivamente cobrada do consumidor é

calculada usando a equação 1. Os dados referentes à impostos e tarifas são:

PIS/COFINS (Média apurada em 2014) (%): 4,4%

ICMS (MG) (%): 30%

Tarifa apurada pela ANEEL em 04/2015 (com bandeira vermelha): 0,50974R$/kWh

Tarifa apurada pela ANEEL em 12/2014: 0,39642 R$/kWh

Taxa de iluminação pública: isento até 50 kWh. Taxa de R$ 2,35 para faixa de 51-100 kWh.

Taxa de R$ 20,81 para faixa de 101-150 kWh.

4.2 Resultados

A título de referência, primeiramente, foi feita uma análise considerando a tarifa praticada

em dezembro de 2014. Neste período, não estava em vigência o Sistema de Bandeiras

Tarifárias e não estava em vigor o último aumento tarifário autorizado pelo governo. Os

resultados desta análise são mostradas no quadro 3 abaixo.

Quadro 3 – Análise financeira do SFCR com tarifa de 12/2014

VPL (R$) Payback (anos) Índice de lucratividade TIR

- 3849,35 - 0,71 3,27 Fonte: Elaborado pelo autor

Nota-se que o projeto não apresentava viabilidade financeira no período em questão

considerando o exposto no item 3.5 do texto. A seguir, no quadro 4, são apresentadas as

análises considerando o aumento das tarifas em abril de 2015 com o Sistema de Bandeiras

Tarifárias inseridas na mesma, no caso a bandeira vermelha.

Quadro 4 – Análise financeira do SFCR no cenário atual

VPL (R$) Payback (anos) Índice de lucratividade TIR (%)

- 234,60 - 0,98 7,44 Fonte: Elaborado pelo autor

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Verifica-se, em relação ao período proposto anteriormente, que o aumento tarifário da

energia teve impacto considerável na viabilidade do projeto, mas ainda não foi suficiente para

tornar o mesmo viável.

Mais dois cenários ainda foram analisados. Um considerando que o convênio ICMS 6 deixa

se ser aplicado em toda vida útil do projeto e o outro no qual o SFCR seria isento de ICMS

na compensação de energia. Esses dois tipos de incentivos tem sido considerados como

fundamentais para uma maior aceitação desse tipo de projeto. A referidas análises são

apresentadas por intermédio dos números expressos nos quadros 5 e 6 abaixo:

Quadro 5 – Análise financeira do SFCR isento do convênio ICMS 6

VPL (R$) Payback (anos) Índice de lucratividade TIR (%)

1,052,05 18 1,08 8,77 Fonte: Elaborado pelo autor

Quadro 6 – Análise financeira do SFCR isento de ICMS

VPL (R$) Payback (anos) Índice de lucratividade TIR (%)

2.028,61 16 1,15 9,74 Fonte: Elaborado pelo autor

Nas hipóteses consideradas, as análises econômicas passam a ser favoráveis e o projeto

passa a ser viável. Tais considerações são muito interessantes, pois em caso de haver tais

incentivo por parte do governo estadual, a decisão de aceitar a projeto pode ser tomada.

Por fim, é apresentada a Análise de Sensibilidade da viabilidade do projeto em relação a

compra e custo de instalação do SFCR e da tarifa cobrada do consumidor. A figura 7 ilustra a

variação do VPL em relação aos itens referidos anteriormente. Nota-se que a reta que

representa a sensibilidade do VPL em relação aos custos dos equipamentos apresenta

inclinação ligeiramente maior. Este fato mostra que os custos dos equipamentos ainda

influenciam no VPL com maior intensidade do que a custo da tarifa na viabilidade do projeto.

Figura 7 – Análise de sensibilidade do Projeto

Fonte: Elaborado pelo autor

5. Considerações Finais

O estudo proposto neste trabalho mostrou que os aumentos recentes das tarifas de energia

elétrica ainda não tornaram a micro geração distribuída através de SFCR viáveis

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economicamente. Apesar disso, notou-se que eles contribuíram para provocar impactos

consideráveis nas variáveis econômicas estudas e assim, conforme estudado, a isenção do

ICMS é considerada como fundamental para tornar esse tipo de projeto viável atualmente.

Uma decisão do governo estadual de isentar o micro gerador distribuído do referido tributo

pode fazer que o interesse por esse tipo de projeto cresça no estado. Além de trazer

benefícios financeiros aos proprietários, tal iniciativa pode contribuir com a atual crise

energética e com as demandas ambientais.

Alguns estudos apontam que SFCR já apresentam, na maioria dos casos, viabilidade

financeira. Isso pode não ser uma realidade já que os mesmos são feitos usando dados de

custo de instituições estrangeiras. Esses dados são, então, nacionalizados e podem não

considerar alguns parâmetros tais como a margem de lucro da empresa, custo de estoque e

também custos de frete para transporte do equipamento para o local da instalação, custos estes

que são altos no Brasil.

Apesar de o estudo proposto considerar a média de consumo de energia elétrica no Brasil no

fim de 2014, o mesmo pode não representar algumas situações de viabilidade econômica

desse tipo de projeto no Brasil. Isto se deve ao fato da diversidade de fatores a serem

analisados tais como: diversidade de tarifas de ICMS dos estados brasileiros, diferentes

índices de insolação solar no território brasileiro, custos de fretes e hospedagem dos

profissionais de mão de obra para instalação, benefícios de mercado oferecidos pelos

fabricantes e instaladores, valorização do imóvel, entre outros. Este trabalho apenas

considerou o custo médio do SFCR, sem considerar as questões citadas.

A análise financeira desenvolvida aqui pode fazer parte do business case do projeto e,

consequentemente do seu Termo de Abertura do Projeto. Esta pode ser somada à análise

alguma demanda de mercado, avaliação de necessidade, solicitação de cliente interessado,

avanço tecnológico, redução de impactos ecológicos, necessidade de natureza social, entre

outras. Uma analise conjunta desses itens pode justificar o motivo pelo qual o projeto deve ser

continuado. Desta forma é possível sugerir que a análise obtida, proposta e exibida por

intermédio dos quadros 5 e 6 devem fazer parte do Business Case do projeto. Por fim, cabe

comentar que pelo menos em síntese, o cliente pode não aceitar realizar projeto semelhante,

considerando-se para tanto, o delicado momento atual, por questões meramente financeiras,

mas terá a informação que, em caso de mudança de tarifa ou de impostos, poderá solicitar um

novo estudo.

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