Apostila - Energia Solar Fotovoltaica.pdf

ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA: ASPECTOS SOCIAIS, TÉCNICOS E POLÍTICOS Prof. Dr. Rafael Amaral Shayani Outubro de 2011

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SUMÁRIO

APRESENTAÇÃO .............................................................................................................. 7 CAPÍTULO 1 – ENERGIA E SOCIEDADE .................................................................. 11 1.1 – CONSUMO DE ENERGIA COMO INDICADOR SOCIOECONÔMICO ... 11 –

1.2 CONCENTRAÇÃO DAS RESERVAS DE...................... COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS NO 14 MUNDO .......................................... ...................... ...................... .............. 1.3 – A MATURIDADE DA HUMANIDADE E A UNIDADE MUNDIAL ............. 15 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 1 ............................................................................. 18 CAPÍTULO 2 – NECESSIDADE DE DIVERSIFICAÇÃO DA M ATRIZ ENERGÉTICA .................................................................................................................. 21 2.1 – SITUAÇÃO ENERGÉTICA MUNDIAL ........................................................... 21 2.2 – SITUAÇÃO ENERGÉTICA BRASILEIRA...................................................... 24 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 2 ............................................................................. 27 CAPÍTULO 3 – COMPARAÇÃO ENTRE FONTES PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE .............................................................................................................. 31 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 3 ............................................................................. 35 CAPÍTULO 4 – ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA.............................................. 41 4.1 – POTENCIAL DA ENERGIA SOLAR ............................................................... 41 4.2 – OBTENÇÃO DA ENERGIA DO SOL: O EFEITO FOTOELÉTRICO ........ 41 4.3 –APROVEITAMENTO DA LUZ SOLAR............................................................ 45 4.3.1 – Distribuição da energia no f óton solar ......................................................... 46 4.3.2 – Fatores que diminuem o rendimento............................................................ 51 4.4 –TECNOLOGIAS COMERCIALMENTE DISPONÍVEIS................................ 52 4.4.1 – Silício cristalino ( c-Si) .................................................................................... 52 4.4.2 – Silício amorfo hi drogenado ........................................................................... 55 4.4.3 – Filmes finos ..................................................................................................... 56 4.5 – MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ....................................................................... 57 4.5.1 – Curvas características da célula f otovoltaica............................................... 57 4.5.2 – Influência da irradiância e da temperatura nas curvas características .... 58 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 4 ............................................................................. 59 CAPÍTULO 5 – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ................................................................. 63 5.1 – LOCALIZAÇÃO DA GD .................................................................................... 63 3

5.2 – MODIFICAÇÃO DO FLUXO DE POTÊNCIA EM REDES RADIAIS DE DISTRIBUIÇÃO............................................................................................................ 65 5.3 – EXEMPLO DE FLUXO DE POTÊNCIA EM SENTIDO REVERSO ........... 66 5.4 – INSTRUMENTOS NORMATIVOS ................................................................... 68 5.5 – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ................... 69 5.5.1 – Formas de aproveitamento da energia solar................................................ 70 5.5.2 – Configurações dos sistemas fotovoltaicos..................................................... 71 5.5.3 – Conexão da GDFV à rede elétrica ................................................................ 73 5.5.4 – Custos evitados com a transmissão e a distribuição da energia elétrica ... 76 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 5 ............................................................................. 81 CAPÍTULO 6 – IMPACTOS DA GDFV N A REDE DE DISTRIBUIÇÃO ................ 87 6.1 – DISTORÇÃO HARMÔNICA ............................................................................. 87 6.1.1 – Atuação como filtros ativos de distorção harmônica .................................. 89 6.2 – REGULAÇÃO DE TENSÃO .............................................................................. 89 6.2.1 – Excesso de geração ......................................................................................... 90 6.2.2 – Desconexão súbita .......................................................................................... 93 6.3 – ESTABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO .................................................. 95 6.4 – CONTRIBUIÇÃO PARA A CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO ............. 98 6.5 – ILHAMENTO NÃO-INTENCIONAL ............................................................... 98 6.6 – BENEFÍCIOS DA UTILIZAÇÃO DE ELEVADA PENETRAÇÃO DE GDFV ....................................................................................................................................... 100 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 6 ........................................................................... 104 CAPÍTULO 7 – MARCOS REGULATÓRIOS E INCENTIVOS: UM PANORAMA ........................................................................................................................................... 109 7.1 – PANORAMA RETROSPECTIVO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS ........ 109 7.2 – PANORAMA DE PERSPECTIVAS PARA AS ENERGIAS RENOVÁVEIS ....................................................................................................................................... 111 7.3 – PANORAMA DE INCENTIVOS PRECURSORES PARA UM MERCADO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS ................................................................................ 113 7.4 – PANORAMA DE INCENTIVOS FINANCEIROS PARA O MERCADO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS ....................................................................................... 117 7.5 – PANORAMA DAS POLÍTICAS E AÇÕES REGULATÓRIAS PELO MUNDO. ....................................................................................................................... 120 7.6 - PRINCIPAIS RECOMENDAÇÕES QUANTO A INCENTIVOS AO MERCADO DE ENERGIA RENOVÁVEIS DO DOCUMENTO DA ISES ......... 122 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 7 ........................................................................... 124

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CAPÍTULO 8 - AMPAROS POLÍTICO-INSTITUCIONAIS À ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL........................................................................................... 127 8.1 – PROGRAMA LUZ PARA TODOS .................................................................. 127 8.2 – PROGRAMA DE FOMENTO ESPECÍFICO DA ENERGIA SOLAR ........ 132 8.3 – PLANO NACIONAL SOBRE MUDANÇA DO CLIMA ............................... 132 8.4 – AÇÃO EM FASE DE CONCEPÇÃO: EXPANSÃO DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA....................................................................................................... 134 8.5 – POLÍTICA INDUSTRIAL PARA EQUIPAMENTOS EFICIENTES E TECNOLOGIAS RENOVÁVEIS .............................................................................. 135 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 8 ........................................................................... 136 CAPÍTULO 9 - GERAÇÃO DE EMPREGOS ASSOCIADOS AOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS........................................................................................................ 139 9.1 – CENÁRIO PARA O ANO 2030 ........................................................................ 139 9.2 – ESTUDO DE CASO PARA O BRASIL ........................................................... 141 9.3 – QUALIFICAÇÃO PROFISSIONAL ................................................................ 142 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 9 ........................................................................... 143 CAPÍTULO 10 – SILÍCIO GRAU SOLAR .................................................................. 147 10.1 – O SILÍCIO ......................................................................................................... 147 10.2 – INCENTIVOS FISCAIS .................................................................................. 150 10.3 – TECNOLOGIAS DO SILÍCIO ....................................................................... 152 REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 10 ......................................................................... 154 APÊNDICE A – EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DE SISTEMA FOTOVOLTAICO ISOLADO....................................................................................... 159 A.1 – SISTEMA FOTOVOLTAICO ......................................................................... 159 A.2 – DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES.............................................. 160 A.2.1 – Condutores entre o arranjo fotovoltaico e o controlador de carga ........ 162 A.2.2 – Condutores entre o controlador de carga e o banco de baterias............. 170 A.2.3 – Condutores entre o banco de baterias e o inversor .................................. 171 A.3 – DIMENSIONAMENTO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE ................................................................................................... 173 A.3.1 – Proteção dos condutores dos módulos ....................................................... 174 A.3.2 – Proteção dos condutores das baterias........................................................ 176 A.4 – CONSIDERAÇÕES SOBRE A LOCALIZAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS ....................................................................................................................................... 177 A.5 – ATERRAMENTO .............................................................................................. 180 A.5.1 – Aterramento dos equipamentos ................................................................. 180 A.5.2 – Aterramento do sistema elétrico ................................................................ 181 5

A.6 – DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS .................................. 182 A.6.1 – Corrente nominal do arranjo fotovoltaico ................................................ 183 A.6.2 – Fator de correção do módulo ..................................................................... 183 A.6.3 – Disponibilidade Mensal Garantida ............................................................ 183 A.6.4 – Relação A:L.................................................................................................. 184 A.6.5 – Profundidade de descarga .......................................................................... 185 A.6.6 – Autonomia .................................................................................................... 185 –

A.6.7 Taxa de .......................................... ....................... ...................... ............... 187 A.6.8 – Fator de autodescar correção degatemperatura ...................... ................... 187 A.6.9 – Proteção contra incertezas na determinação do consumo....................... 188 A.6.10 – Seleção de baterias disponíveis comercialmente..................................... 188 A.6.11 – Corrente de recarga .................................................................................. 188 REFERÊNCIAS DO APÊNDICE A .......................................................................... 189 ANEXO A – ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA NO BRASIL: SUBSÍDIOS PARA TOMADA DE DECISÃO................................................................................... 187

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APRESENTAÇÃO O presente material é uma compilação de estudos realizados pelo autor, documentados em sua Dissertação de Mestrado (2006), em sua Tese de Doutorado (2010), e em um conjunto de Notas Técnicas encomendadas pelo Centro de Gestão e Estudos Estratégicos (2009), com exceção do Anexo A, o qual é o resultado do estudo conduzido pelo CGEE. O objetivo desta apostila não é substituir os livros já existentes sobre energia solar, mas complementá-los. Ao extrapolar os aspectos técnicos, o leitor passa a visualizar as fontes renováveis de energia em um contexto mais amplo. Muito mais do que gerar eletricidade, a energia solar fotovoltaica contribui para a melhora do meio ambiente, por ser uma fonte limpa e renovável. Sua aplicação na forma de geração distribuída favorece todos os países, visto que o Sol brilha para todos, o que não ocorre com carvão e petróleo, por exemplo, os quais são concentrados em determinados locais do planeta. Entretanto, o ponto diferencial deste material pode ser identificado no Capítulo 1 “Energia e Sociedade”, onde um horizonte de unidade entre todos os países, visando a

paz mundial,

é pontuado. Para que isto ocorra, deve haver um compartilhamento de recursos, entre eles o energético, para que disputas e guerras por petróleo, por exemplo, sejam definitivamente encerradas. E a energia solar, por ser naturalmente distribuída, promove um importante avanço neste aspecto. Por fim, este documento visa transmitir ao leitor que, muito mais do que engenheiros preocupados com o aspecto técnico da geração de energia, somos seres humanos habitantes do Planeta Terra, e devemos colocar nossos conhecimentos científicos em prol do bem da humanidade e da preservação do meio ambiente. Brasília, outubro de 2011 Prof. Dr. Rafael Amaral Shayani Departamento de Engenharia Elétrica Faculdade de Tecnologia Universidade de Brasília E-mail: [email protected] 7

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CAPÍTULO 1 ENERGIA E SOCIEDADE

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CAPÍTULO 1 – ENERGIA E SOCIEDADE 1.1 – CONSUMO DE ENERGIA COMO INDICADOR SOCIOECONÔMICO O desenvolvimento da sociedade vem, historicamente, acompanhado de um aumento em seu consumo de energia. Os avanços tecnológicos, desde a invenção da máquina a vapor até os sofisticados equipamentos que são disponibilizados atualmente, tais como automóveis, aviões, carros, computadores, eletrodomésticos, celulares, aparelhos de ar condicionado, equipamentos médicos e tantos outros, já tidos como indispensáveis para a vida moderna, necessitam de energia para seu funcionamento. A relação direta existente entre disponibilidade de eletricidade e melhoria do desenvolvimento social reafirma a importância das fontes energéticas para a humanidade. A tabela 1.1 apresenta a relação entre energia elétrica e população para vários países, onde pode-se perceber que o Brasil encontra-se ligeiramente abaixo da média mundial, ou seja, possui potencial para crescimento energético. Tabela 1.1 – Consumo elétrico por população em vários países do mundo. (fonte: IEA, 2011) Consumo elétrico por população País (kWh/capita) África 571 Asia 719 América Latina 1956 Brasil 2232 China 2471 Mundo 2782 OECD 8486 Estados Unidos 13647 A sigla OECD corresponde à Organização para Cooperação Econômica e Desenvolvimento, abrangendo trinta países: Austrália, Áustria, Bélgica, Canadá, República Checa, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Hungria, Islândia, Ireland, Itália, Japão, Coréia, Luxemburgo, México, Países Baixos, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal, República Eslovaca, Espanha, Suécia, Suiça, Turquia, Reino Unido e Estados Unidos.

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Uma das maneiras de medir o bem-estar populacional é o Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pelo Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento (PNUD), que leva em consideração três aspectos importantes da vida das pessoas: (1) produto interno bruto per capita, corrigido pelo poder de compra da moeda de cada país; (2) a longevidade, utilizando números de expectativa de vida ao nascer; e (3) a educação, avaliado pelo índice de analfabetismo e pela taxa de matrícula em todos os níveis de ensino (PNUD, 2005). A figura 1.1 apresenta o IDH por município do Brasil, comparado com a taxa de eletrificação domiciliar municipal, ambos dados coletados no ano 2000.

(a)

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(b) Figura 1.1 – Índices municipais, no ano de 2000, de (a) desenvolvimento humano e (b) eletrificação domiciliar. (fonte: ANEEL, 2005) Nota-se, pela semelhança entre as figuras, que a eletricidade é um vetor de desenvolvimento e deve ser disponibilizada em todos os lugares, especialmente aos mais carentes socialmente. Desta forma, é importante, para uma melhor qualidade de vida, que a oferta de energia seja cada vez mais abundante para toda a população. Deve-se, entretanto, cuidar para que este benefício não seja gerado às custas de degradações ecológicas ou através de ações imprudentes e desastrosas, que acabam apresentando o resultado oposto, degradando a qualidade de vida das pessoas. 13

1.2 – CONCENTRAÇÃO DAS RESERVAS DE COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS NO MUNDO O modelo energético utilizado de forma global é baseado essencialmente em recursos fósseis, tais como carvão, petróleo e gás natural. Essas fontes são encontradas de maneira concentrada na Terra, privilegiando apenas alguns países, os quais exportam seu excedente para o restante do mundo. As figuras 1.2 a 1.4 ilustram a distribuição destes recursos pelo globo terrestre. Pode-se perceber, por exemplo, que o continente africano não possui recursos fósseis em abundância e, como conseqüência, apresenta-se como um dos locais mais pobres da Terra. Esta situação evidencia claramente a injustiça que o modelo energético atual induz, onde países são reduzidos à miséria por características naturais, fazendo com que as oportunidades não sejam iguais para todos.

Figura 1.2 – Reservas provadas de petróleo no mundo – situação em 2002 (milhões de toneladas). (fonte: ANEEL, 2005)

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Figura 1.3 – Reservas mundiais de carvão mineral no mundo – situação em 2002 (milhões de toneladas). (fonte: ANEEL, 2005)

Figura 1.4 – Reservas mundiais de gás natural no mundo – situação em 2002 (trilhões de m3). (fonte: ANEEL, 2005)

1.3 – A MATURIDADE DA HUMANIDADE E A UNIDADE MUNDIAL Para que transformações duradouras na humanidade possam ser alcançadas, não basta que a tecnologia disponibilize recursos para tal. Deve-se permear a sociedade com sentimentos espirituais de justiça, amor, bondade, generosidade, solidariedade, entre outros, para que 15

possa ser possível uma evolução. Não é possível alcançarmos uma sociedade de ouro com indivíduos com corações de chumbo. ‘Abdu’l-Bahá diz que “se observares a configuração bem organizada de reinos, cidades e

aldeias, com a atratividade de seus adornos, o frescor de seus recursos naturais, o refinamento de seus utensílios, a comodidade de seus meios de transporte, a amplitude de conhecimentos disponíveis relativos ao mundo da natureza, as grandes invenções, os empreendimentos colossais, as descobertas admiráveis e as pesquisas científicas, concluirás que a civilização conduz à felicidade e ao progresso do mundo humano. Não obstante, fosses volver o olhar ao descobrimento de máquinas arrasadoras e infernais, ao desenvolvimento de forças de destruição e à invenção de apetrechos ígneos, que extirpam a árvore da vida, tornar-se-ia evidente e manifesto a ti estar a civilização associada à barbárie. O progresso e a selvageria caminham juntos, a menos que a civilização material seja confirmada pela Guia Divina, pelas revelações do Todo-Misericordioso e por virtudes pias, e seja reforçada por conduta espiritual, pelos ideais do Reino e pelas efusões do Domínio do Poder.” (CUJ, 1995).

Quando a visão mundial de Bahá’u’lláh de que “a Terra é um só país e a hu manidade seus cidadãos” for colocada em prática, o mundo estará alcançando um novo estágio de

maturidade. Da mesma maneira como brasileiros não podem conceber uma região do país passando necessidades, seja fome por causa da seca ou contenção de consumo de energia devido ao racionamento energético, todas as demais regiões se mobilizam para superarem juntas o problema. Quando o mundo for visto como um único país, cessarão as disputas pelos recursos energéticos e a preocupação com o meio ambiente se tornará mais presente, independente do local onde esteja. A proteção, exploração e utilização dos recursos inimaginavelmente vastos da terra devem, inevitavelmente, a longo prazo, ser colocados sob a jurisdição de um sistema federativo mundial. Tal sistema, baseado no reconhecimento da unidade da raça humana, não apenas exercerá autoridade inquestionável sobre os recursos da terra, mas também assegurará a justiça econômica e social. Shoghi Effendi escreve que “a unidade do gênero humano, assim como Bahá’u’lláh a concebeu,

compreende o estabelecimento de uma comunidade

mundial em que todas as nações, raças, crenças e classes estejam estreita e permanentemente unidas, e em que a autonomia dos estados que a compõe, e a liberdade e 16

iniciativa pessoal de seus membros individuais, sejam garantidas de um modo definitivo e completo... Em tal sociedade mundial, a ciência e a religião, as duas forças mais potentes da vida humana, serão reconciliadas, assim cooperando e desenvolvendo-se harmoniosamente... Os recursos econômicos do mundo serão organizados, suas fontes de matérias primas serão exploradas e completamente utilizadas, seus mercados serão coordenados e desenvolvidos e a distribuição de seus produtos será regulada de um modo eqüitativo.” (CUJ, 1995).

A convicção de que a unidade mundial é um ideal longínquo, quase inatingível, a ser buscado apenas depois que se tenha resolvido, não se sabe bem como, uma miríade de conflitos políticos, necessidades materiais e injustiças, é uma suposição que deve ser questionada. Bahá’u’lláh

afirma que é justamente o contrário que deve ocorrer. A

enfermidade fundamental que aflige a sociedade e gera os males que a mutilam é a desunião de uma espécie que se distingue por sua capacidade de colaboração e cujo progresso, até hoje, dependeu da medida em que, em diferentes épocas e em diversas sociedades, uma ação unificada pôde ser lograda. Aferrar-se à noção de que o conflito é um traço intrínseco à natureza, em vez de um complexo de hábitos e atitudes aprendidos, significa impor ao novo século um erro que, mais do que qualquer fato isolado, prejudicou tragicamente o passado da humanidade (CIB, 1999). A ciência deve promover os melhores interesses dos povos e raças da terra, pois o ser humano é destinado a levar avante uma civilização em constante evolução. Para que os recursos intelectuais possam ser corretamente utilizados, devemos nos empenhar na promoção da unidade mundial. Assim, o modelo atual de utilização de recursos naturais geograficamente concentrados deve claramente ser substituído. Um sistema onde as riquezas não pertencem somente ao país onde estão localizadas, mas à toda a humanidade deve ser estabelecido, em conjunto com uma forma de geração de energia que permita igual oportunidade a todos, utilizando fontes descentralizadas de energia.

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REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 1 Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil) (ANEEL). (2005). Atlas de energia elétrica do Brasil. 2ª Edição. ANEEL, Brasília. Casa Universal de Justiça (CUJ). (1995). Conservação dos Recursos da Terra. Editora Bahá’í do Brasil, São Paulo. Comunidade Internacional Bahá’í. (1999). Quem está escrevendo o futuro?

1ª edição.

Brasília. IEA - International Energy Agency. Key world energy statistics 2010. Disponível em: . Acesso em: 27 set 2011. Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento (PNUD). Índice de desenvolvimento humano. Disponível em: < http://www.pnud.org.br/idh/>. Acesso em: 29 novembro 2005.

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CAPÍTULO 2 NECESSIDADE DE DIVERSIFICAÇÃO DA MATRIZ ENERGÉTICA

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CAPÍTULO 2 – NECESSIDADE DE DIVERSIFICAÇÃO DA MATRIZ ENERGÉTICA 2.1 – SITUAÇÃO ENERGÉTICA MUNDIAL A energia pode ser vista como indispensável ao progresso da humanidade. Cada vez mais os países aumentam seu consumo, permitindo que produtos e serviços diversos sejam disponibilizados à população em geral, tais como viagens de avião, uso de celular, eletrodomésticos, etc. Ao analisar o crescimento da energia primária 1 mundial nas últimas décadas, nota-se que o aumento é contínuo, passando de 6.115 Mtep 2 em 1973 para 12.029 Mtep em 2007 (Gráfico 2.1). Isso representa um crescimento médio anual de 2% nos 35 anos analisados pela Agência Internacional de Energia. Percebe-se também que a matriz energética mundial é essencialmente baseada em recursos fósseis ou nucleares, com carvão, óleo, gás e combustíveis nucleares representando 87,3% da fonte de energia mundial em 2007. (IEA, 2009). A energia produzida por fontes solares, eólicas, geotérmicas e outras fontes renováveis é reduzida demais para ser identificada no Gráfico 2.1, quando comparada com os demais combustíveis. Verificando somente a geração de eletricidade, pode-se perceber também que seu consumo aumenta a cada ano, passando de 6.116 TWh em 1973 para 19.771 TWh em 2007 (Gráfico 2.2). Esse aumento pode ser representado por um crescimento médio de 3,5% por ano nas três décadas analisadas. Apesar de existir considerável parcela da eletricidade mundial gerada a partir de hidrelétricas, que é considerada uma fonte renovável de energia, dados de 2007 registram que 68,0% da eletricidade foi produzida a partir de fontes térmicas (carvão, óleo e gás). Com 13,8% proveniente da energia nuclear, tem-se como resultado 1

Energia primária é definida pelo Ministério de Minas e Energia (MME) como a soma dos produtos energéticos providos pela natureza na sua forma direta, tais como petróleo, gás natural, carvão mineral, resíduos vegetais e animais, energia solar, eólica etc. Energia secundária, por sua vez, é a soma dos produtos energéticos resultantes dos diferentes centros de transformação, que têm como destino os diversos setores de consumo e, eventualmente, outro centro de transformação, tais como óleo dísel, óleo combustível, gasolina, gás liquefeito de petróleo (GLP), nafta, querosene, gás, coque de carvão mineral, urânio contido no UO 2 dos elementos combustíveis, eletricidade, carvão vegetal, álcool etílico e outras formas secundárias de petróleo (MME, 2008). 2

Mtep = mega tonelada equivalente de petróleo.

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uma matriz elétrica mundial com 81,8% de seu total proveniente de fontes não-renováveis (IEA, 2009).

Fonte: IEA - International Energy Agency. Key world energy statistics 2009. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010 (modificado). Gráfico 2.1 – Evolução da energia primária mundial por tipo de combustível.

Fonte: IEA - International Energy Agency. Key world energy statistics 2009. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010 (modificado). Gráfico 2.2 – Evolução da geração mundial de eletricidade por tipo de combustível. A presença de combustíveis fósseis na matriz energética mundial provoca o aumento da emissão de gases de efeito estufa. Em 1973, a emissão de CO 2 proveniente de carvão, óleo 22

e gás foi de 15.640 Mt, contra 28.962 Mt em 2007 (IEA, 2009). Dessa forma, percebe-se que o desenvolvimento sustentável3 ainda não foi alcançado pelo setor energético mundial pois, nesse ritmo, podem-se vislumbrar que as gerações futuras enfrentarão problemas ambientais ainda mais severos do que os atualmente existente (início do degelo de geleiras, aumento da temperatura ambiente, inundações causadas por fortes chuvas, poluição do ar em grandes metrópoles, etc). Conforme relatório sobre mudanças climáticas emitido pelo IPCC (Intergovernmental

Panel on Climate Change) em 2007, o principal resultado da análise efetuada sobre o setor energético é resumido da seguinte forma: o aumento anual de gases de efeito estufa provenientes do setor energético mundial continua crescendo! Caso não sejam tomadas ações de curto prazo, as emissões, principalmente de combustíveis fósseis, poderão aumentar em 50% até 2030, chegando a 40 GtCO2. Isto fará com que a mitigação desse problema ambiental seja ainda mais desafiadora. Em resumo, o mundo não está em direção a um futuro energético renovável (IPCC, 2007). Nas últimas décadas houve um aumento da emissão de CO2 proveniente da queima de energéticos (IPCC, 2007). Destaque deve ser dado à Ásia, em especial à China, cujas emissões já ultrapassam as da América do Norte (Gráfico 2.3). O fato de a matriz energética mundial ser predominantemente não-renovável gera uma situação de insustentatibilidade, visto que os recursos fósseis possuem reservas limitadas, além de aumentarem a emissão de gases de efeito estufa. Um novo modelo energético deve ser adotado, mais limpo e baseado no desenvolvimento sustentável, para que as gerações futuras possam usufruir um planeta mais saudável.

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Entende-se por desenvolvimento sustentável o desenvolvimento que satisfaz as necessidades do presente sem comprometer a capacidade de as futuras gerações satisfazerem suas próprias necessidades.

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Fonte: IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change. Fourth Assessment Report: Climate Change 2007- Energy Supply. 2007. Disponível em: . Acesso em: 1 jun 2008 (modificado). Gráfico 2.3 – Evolução da emissão de CO2 pela queima de energéticos entre 1971 e 2004.

2.2 – SITUAÇÃO ENERGÉTICA BRASILEIRA O Brasil encontra-se em uma posição privilegiada em relação à produção de energia utilizando fontes renováveis, quando comparado ao restante do mundo. Em 2007, a produção de energia primária nacional teve 48,4% de seu total proveniente de fontes renováveis de energia (MME e EPE, 2009). Considerando apenas eletricidade, aproximadamente 80% foram produzidos a partir de fontes renováveis, em especial por meio de hidrelétricas (MME e EPE, 2009). Logo, a matriz energética brasileira não é tão dependente de recursos fósseis quando comparada com a média mundial. Nesse contexto, uma conclusão inicial que poderia ser imediatamente formulada é que o Brasil não necessita investir em novas fontes de energia, em especial para geração de eletricidade, visto que possui grande parcela de sua energia gerada por fontes renováveis. Entretanto, esta conclusão é baseada em uma análise superficial da questão. Diversas premissas devem ser consideradas a respeito do futuro energético do país. Como qualquer 24

empreendimento, as hidrelétricas de maior potencial que necessitavam de menor investimento financeiro, ou as tecnicamente mais simples de executar, foram as inicialmente construídas. Agora, os potenciais hidráulicos a serem explorados apresentam menor relação custo-benefício, o que fará com que o preço da energia aumente. Apesar de emitirem poucos gases de efeito estufa, as hidrelétricas possuem diversos impactos ambientais, tais como a eliminação de fauna e flora devido ao alagamento gerado pelos reservatórios e inundação de belezas naturais, áreas indígenas e locais arqueológicos (Shayani e Oliveira, 2008), além da emissão de metano. A concessão da licença ambiental, um mecanismo existente para proteger o meio ambiente, faz com que nem todo o potencial hidráulico possa ser efetivamente aproveitado. A previsão de crescimento do consumo de energia elétrica brasileiro, considerando o horizonte de 2030, varia de 3,5% a 5,1% ao ano. Em 2008, a eletricidade gerada foi de 462,9 TWh (MME e EPE, 2009). Em 2030, projeta-se consumo final de energia entre 859 TWh (cenário mais conservador) e 1.245 TWh (cenário mais otimista) (MME e EPE, 2007). Logo, a geração de energia elétrica deve ser duplicada ou triplicada nas próximas duas décadas para atender à previsão de crescimento do país. Possivelmente não será possível gerar toda essa energia a partir de novas usinas hidrelétricas, devido a seus impactos ambientais. Alguns cálculos podem ser feitos para ilustrar essa questão. A capacidade instalada de geração de energia no Brasil, em junho de 2010, é de 109,5 GW (ANEEL, 2010a). Considerando que o parque gerador elétrico deve ser duplicado até 2030, visando alcançar a projeção mais conservadora, devem ser adicionados cerca de 5,5 GW de geração, anualmente, pelos próximos 20 anos. Ao se verificar a evolução da capacidade instalada brasileira de geração de eletricidade em MW, de 1990 a 2007 (ANEEL, 2010b), nota-se que o ritmo de entrada de novas usinas deve ser ainda mais intensificado para atender à projeção mais conservadora visto que, em nenhum ano, o valor da projeção foi atingido (Gráfico 2.4).

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Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Boletim Energia Número 421 - Ano 8 - de 23/06/2010 à 29/06/2010. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010. Gráfico 2.4 – Acréscimo anual da geração elétrica brasileira, em MW. As usinas do Complexo do Rio Madeira possuem potência de 3,1 GW (UHE Santo Antônio) e 3,3 GW (UHE Jirau). Como comparação, se fosse inaugurada uma usina do porte destas por ano pelos próximos 20 anos, ainda assim não seria suficiente para suprir a expectativa de aumento de consumo de energia elétrica do Brasil. Os aproveitamentos hidráulicos mais distantes do centro de carga apresentam também a questão do impacto ambiental gerado pelas linhas de transmissão que, muitas vezes, atravessam milhares de quilômetros para atender o centro de carga. É possível utilizar termelétricas para complementar a geração de energia necessária para o país crescer. Porém isso, em larga escala, contribuirá para o aumento das emissões de gases de efeito estufa. Em 1990, a parcela de eletricidade gerada por hidrelétrica era de 93%; esse valor reduziu-se para 87% no ano 2000 e para 80% em 2010, indicando o aumento do uso de termelétricas no Brasil (MME e EPE, 2009). Apesar de algumas utilizarem biomassa, elas correspondem a uma pequena parcela; a predominância é de gás natural, óleo e carvão.

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De posse dessas considerações, uma nova conclusão pode ser obtida: o Brasil necessita de energia para crescer de modo sustentável; hidreletricidade e termeletricidade não serão suficientes a longo prazo. Logo, o país necessita investir em outras fontes de energia para garantir seu suprimento energético. A questão do investimento em fontes renováveis pode ser visto como uma mudança de paradigma mundial pois, se continuarem no rumo atual, os países em desenvolvimento aumentarão substancialmente suas emissões em seu processo de desenvolvimento, prejudicando o mundo que será entregue às gerações futuras. Tal consciência já apresenta traços iniciais na mentalidade brasileira de desenvolvimento energético, com o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA). A primeira fase do PROINFA incentivou a instalação de 3.300 MW de geração utilizando fontes renováveis, entre elas eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). A segunda fase prevê que, em um período de 20 anos, pelo menos 15% da energia elétrica brasileira seja fornecida por fontes renováveis diferentes de hidrelétricas (Prado, Oliveira e Camargo, 2008).

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 2 ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de informações de geração. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010 (2010a). ______. Boletim Energia Número 421 - Ano 8 - de 23/06/2010 à 29/06/2010. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010 (2010b). IEA - International Energy Agency. Key world energy statistics 2009. Disponível em: . Acesso em: 30 jun 2010.

IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change. Fourth Assessment Report: Climate Change 2007- Energy Supply. 2007. Disponível em: . Acesso em: 1 jun 2008.

27

Ministério de Minas e Energia (MME), Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Plano Nacional

de

Energia

2030.

Brasília:

MME,

EPE,

2007.

Disponível

em

. Acesso em: 2 jan 2009. ______. Balanço energético nacional (BEN) 2009 – Ano base 2008. Brasília: MME, EPE, 2009. Disponível em . Acesso em: 30 jun 2010. PRADO, T. G. F.; OLIVEIRA, M. A. G.; CAMARGO, I. M. T. The Brazilian Renewable Energy Incentive Program – The Second Phase of the PROINFA: Assessing Policy Efficiency And Barriers in Long-term Scenarios. In: IEEE Energy 2030. Atlanta, GA – USA, 2008. SHAYANI, R. A.; OLIVEIRA, M. A. G. Externalidades da geração de energia com fontes convencionais e renováveis. In: VI Congresso Brasileiro de Planejamento Energético. SBPE: 2008.

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CAPÍTULO 3 COMPARAÇÃO ENTRE FONTES PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE

29

30

CAPÍTULO 3 – COMPARAÇÃO ENTRE FONTES PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE As fontes de energia podem ser classificadas em: (1) fósseis, incluindo petróleo, carvão e gás natural; (2) nucleares; e (3) solares, incluindo os raios solares e a energia conseqüente deles, tais como ondas e ventos, força hidráulica e materiais de srcem vegetal, os quais são produzidos pelo Sol através da fotossíntese, como a biomassa. A figura 3.1 ilustra as cadeias interiores de transformação de energias fósseis e solares para a produção de eletricidade, ilustrando a complexidade do sistema convencional centralidade de fornecimento de eletricidade e a simplicidade dos sistemas solares. A utilização de máquinas rotativas, tais como turbina e gerador, necessitam de uma rotina de manutenção mais complexa, devido ao desgaste natural das peças móveis, além de gerar poluição sonora durante o seu funcionamento. A queima, em uma caldeira, de combustível fóssil emite gases nocivos ao meio ambiente. A necessidade de diversos componentes associados ao processo aumentam a possibilidade de falhas na geração de energia. Já a energia fotovoltaica possui apenas células solares, responsáveis pela geração de energia, e de um conversor CC-CA para transformar a tensão e frequência para os valores nominais dos aparelhos. Este processo é mais simples, sem emissão de gases poluentes ou ruídos e com uma necessidade mínima de manutenção. Os recursos fósseis precisam, intrinsecamente, serem extraídos dos locais onde estão concentrados, transportados para as refinarias onde são preparados para a queima, movidos novamente para as usinas e, após a geração de eletricidade, esta deve ser transmitida através de linhas de alta tensão para o consumidor, enquanto que os resíduos devem ser eliminados. A energia solar, por outro lado, não necessita ser extraída, refinada e nem transportada para o local da geração, o qual é próximo à carga, evitando os custos com a transmissão em alta tensão. As figuras 3.2 e 3.3 apresentam esta comparação entre as cadeias de fornecimento de energia solar e fóssil.

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Os custos envolvendo todas estas etapas necessárias para a geração de energia devem ser computados no momento em que se compara a relação custo-benefício da energia solar com outras fontes, incluindo as externalidades provenientes do tipo de combustível utilizado. Algumas externalidades ambientais, as quais não são agregadas adequadamente ao custo da energia convencional devido ao grau de consciência ainda imaturo da sociedade, especialmente nas décadas passadas, período em que diversas usinas foram construídas, são: - Emissão de gases poluentes para a atmosfera, contribuindo para o efeito estufa e prejudicando a saúde das pessoas; - Deterioração do entorno do campo petrolífero pois, durante o processo de extração de resíduos, ocorre a inundação do poço com polímeros, dióxido de carbono ou soluções cáusticas, podendo ocorrer também a injeção de água e vapor no solo, os quais degradam o local (Scheer, 2002); - Desastres ecológicos durante o transporte do petróleo, cujos vazamentos de óleo no mar afetam diretamente a fauna da região; - Necessidade de eliminação ecologicamente correta dos resíduos do processo de refinamento do petróleo e do carvão; - Contaminação da água utilizada durante o processo de refino do carvão (Scheer, 2002); - Eliminação de fauna e flora devido ao alagamento gerado pelos reservatórios de usinas hidrelétricas; - Inundação de belezas naturais, áreas indígenas e locais arqueológicos por usinas hidrelétricas; - Aumento da temperatura da água do mar, ocasionado por usinas nucleares, o qual afeta os peixes e demais seres vivos marinhos da região; e - Risco de acidentes nucleares. Os danos causados pelo acidente de Chernobil foi avaliado em mais de 350 bilhões de dólares (Scheer, 2002). Externalidades políticas também existem, as quais são difíceis de serem mensuradas, porém afetam diretamente a economia dos países envolvidos, tais como os conflitos armados para controlar países ricos em petróleo, podendo citar como exemplo a Guerra do Golfo (1990-1991), a Guerra da Chechênia (1994-1996) e a Guerra do Iraque (2003). 32

A economia de um país dependente de petróleo fica sujeita à crise de países alheios, exportadores, o que torna a economia global susceptível a uma instabilidade generalizada. Assim, torna-se um custo político vital ter o controle dos recursos fósseis potencialmente em perigo. Existem também custos diretos associados ao processo de geração de energia através de fontes convencionais, os quais não são agregados ao custo final por terem sido beneficiados por subsídios, tais como: obtenção de terrenos gratuitamente, isenções fiscais durante vários anos e ajudas diretas do governo, o qual aplica dinheiro a fundo perdido para viabilizar os empreendimentos. O PNUD menciona em seu informe La energia

depués de Río, publicado em 1996, subsídios para a energia convencional da ordem de 300 bilhões de dólares. Deste valor, estimou-se 90 bilhões de dólares para influenciar os preços da eletricidade em países em desenvolvimento (Scheer, 2002). Um exemplo de que o valor da energia proveniente de geradores à óleo Diesel na Amazônia não necessariamente reflete seu real custo pode ser visto ao ser analisada a demonstração de resultados da empresa Eletronorte, a qual, apesar de receber auxílio financeiro através da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), apresentou prejuízos líquidos durante vários anos, conforme apresentado na tabela 3.1. Estes vários bilhões de reais, que acabam sendo pagos através de receita proveniente de impostos, ao invés da conta de energia, podem ser contabilizados como um subsídio governamental a fundo perdido para a energia termelétrica. Tabela 3.1 – Prejuízos líquidos da empresa Eletronorte (fonte: Eletrobrás, 2011) Prejuízo líquido no exercício Ano (em milhares de reais) 2001 58.703 2002 1.096.118 2003 292.903 2004 1.055.434 2005 323.691 2006 349.082 2007 542.315 2008 2.424.558

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Um outro custo indireto, o qual deve ser levado em conta, é o prejuízo causado por blecautes. Por exemplo, em 14 de agosto de 2003 ocorreu um grande desligamento nos Estados Unidos, cujos prejuízos foram avaliados em mais de 8 bilhões de dólares, entre negócios perdidos, reparos e emergências (Perez et al., 2005). Este problema ocorreu devido à seguinte sequência de acontecimentos: - A demanda de eletricidade na região estava elevada devido à numerosa quantidade de aparelhos de ar condicionado ligados em um dia de verão com Sol intenso; - Às 13h31 uma usina foi retirada do sistema por ter excedido sua capacidade de geração de energia reativa, necessária para compensar a queda de tensão devido à elevada demanda de ar condicionado; - Às 15h05 uma linha de transmissão foi retirada após curto-circuito através do contato com uma árvore; - Às 15h32 outra linha de transmissão foi retirada após contato com árvore também; - Às 15h41 as demais linhas, sobrecarregadas, foram sendo retidas uma após a outra, por excederem seu limite térmico, iniciando um efeito cascata; e - Às 16h05 todas as linhas de transmissão saíram por sobrecarga.

A possibilidade de uma blecaute nesta situação poderia ser minimizada se a demanda transportada pelas linhas de transmissão fosse menor, o que não geraria o efeito cascata. Os sistemas solares podem ser utilizados para atender parte da carga de ar condicionado, pois nos momentos mais quentes do dia, quando o aparelho de climatização consome mais energia, o sistema solar também tem sua geração incrementada, pois ambos variam com a intensidade do Sol. Logo, um investimento em sistemas fotovoltaicos pode ser feito para evitar a sobrecarga nas linhas de transmissão, cujo custo seria inferior ao gasto com o blecaute, além de postergar investimentos com reforço na transmissão. Ainda nos Estados Unidos, dois blecautes ocorreram no verão de 1996 e situações críticas surgiram no verão de 1999 e 2000. O custo de distúrbios elétricos e blecautes neste país é estimado em 100 bilhões de dólares por ano (Perez et al., 2005). Além destes diversos custos indiretos, subsídios e externalidades que aumentam o custo real da energia convencional, pode-se adicionar o fato de que as energias renováveis ainda estão em estado embrionário, e que as técnicas podem ser aperfeiçoadas, gerando aumentos de eficiência, otimização de processos de produção e avanço na redução dos custos com a 34

fabricação em série e mercados maciços, conforme ocorrido com outras tecnologias (Scheer, 2002).

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 3 Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras (2006). Aspectos Societários/Financeiros Balanço das Controladas - Eletronorte - 2002 à 2011. Perez, R., Collins, B., Margolis, R., Hoff, T., Herig, C., Williams, J., Letendre, S. (2005). “Solution to the Summer Black outs?” In: Solar Today, vol. 19, no. 4. American Solar

Energy Society, EUA. Scheer, H. (2002). Economia solar global. CEPEL, Rio de Janeiro.

35

Luz solar

Força eólica

Combustíveis fósseis

Célula Solar

Rotor

Câmara de combustão

Combustíveis nucleares

Reator

Calor o ã ç a r e ig fr e R

Vapor

s o u íd s e r s o d o ã ç a n i im l e e to

s e õ s s i m e e d s rto l i n F e m a n e z a m r A

Calor o ã ç ra e ig fr e R

Vapor

Turbina

Turbina

~ Inversor

Gerador elétrico

Gerador elétrico

Gerador elétrico

Eletricidade

Eletricidade

Eletricidade

Eletricidade

Figura 3.1 – Comparação entre as cadeias interiores de transformação de energia fósseis e solares para a produção de eletricidade (fonte: Scheer, 2002, modificado)

36

s o u íd s e r s o d o ã ç a n i m lie e o t n e m a n e z a m r A

Energia fotovoltaica

Energia eólica

Biomassa

Instalação fotovoltaica Consumo final autônomo

Instalação eólica Consumo final autônomo

Cultivo

Colheita

Transporte local

Prensagem, gaseificação e peletização

s o d o s U

s í s r

Transporte

Central elétrica

Transporte de energia elétrica em média tensão

Transporte de energia elétrica em média tensão

Distribuição – baixa Distribuição baixa – tensão Distribuição – tensão baixa tensão Figura 3.2 – Comparação entre as cadeias de fornecimento de energia solar (fonte: Scheer, 2002,

37

modificado)

Petróleo

Carvão

Energia nuclear

Extração

Mineração

Extração

Transporte

Refino

Transporte

Refinarias Armazenamento do combustível

Transformação do urânio

Transporte

Enriquecimento

Transporte

Central termoelétrica a óleo combustível

Transporte de energia elétrica em alta tensão

o iç re v s e d s e õ ç a t s E

ro d i u ib rt is D

Transporte

Central termoelétrica a carvão

Transporte de energia elétrica em alta tensão

Transporte s o d o ã ç a n i im l E

Central nuclear

Transporte de energia

Transporte de energia

Transporte de

elétrica em média tensão

energia elétrica em média tensão

Distribuição baixa – tensão

Distribuição – baixa tensão

Figura 3.3 – Comparação entre as cadeias de fornecimento de energia fóssil e nuclear (fonte: Scheer, 2002, modificado)

38

o i n râ u o d

o t n e m a n e z a rm A

Transporte de energia elétrica em alta tensão

elétrica em média tensão

Distribuição – baixa tensão

o ã ç a n i im l E

o d i c e u q ri n e

o t n e m a s s e c ro p e R

CAPÍTULO 4 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

39

40

CAPÍTULO 4 – ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA 4.1 – POTENCIAL DA ENERGIA SOLAR A energia do Sol deriva-se de uma reação de fusão nuclear. A cada segundo aproximadamente 6x1011 kg de H2 são convertidos em He, com uma perda de massa de aproximadamente 4x103 kg, o que é transformado, através da relação de Einstein E=mc 2, em 4x1020 J. Esta energia é emitida principalmente como radiação eletromagnética entre a ultravioleta e infravermelha, com comprimento de onda variando de 0,2 à 3 m. A massa total do Sol é de aproximadamente 2x1030 kg, o que projeta uma vida útil de pelo menos 10 bilhões de anos (Sze, 1981). A Terra recebe anualmente 1,5x1018 kWh de energia solar, o que corresponde a 10.000 vezes o consumo mundial de energia neste período (CRESESB, 1999). Logo, a energia solar incidente na Terra a cada dia é equivalente a toda a energia consumida no mundo por 27 anos. A energia solar de três dias é equivalente à energia armazenada em todas as fontes conhecidas de energia fóssil: petróleo, gás natural e carvão (Aldabó, 2002). Desta forma, é possível conceber um sistema de geração de eletricidade independente de recursos fósseis, utilizando somente os recursos solares, seja diretamente obtidos dos raios solares, ou indiretamente, através de ondas e ventos, força hidráulica e materiais de srcem vegetal, os quais são produzidos pelo Sol através da fotossíntese, como a biomassa (Scheer, 2002).

4.2 – OBTENÇÃO DA ENERGIA DO SOL: O EFEITO FOTOELÉTRICO O efeito fotoelétrico, descoberto pelo físico francês Edmond Becquerel em 1839, consiste no aparecimento de uma diferença de potencial nos extremos de uma estrutura de material semicondutor, produzida pela absorção da luz. Em 1954 os laboratórios Bell produziram a primeira célula solar de silício, que rapidamente atraiu o interesse do programa espacial americano, devido à sua vantajosa relação entre potência por unidade de peso. Aperfeiçoando-se nas aplicações espaciais, a tecnologia fotovoltaica passou a se espalhar em aplicações terrestres (Patel, 1999). 41

Para que o funcionamento de uma célula fotovoltaica possa ser compreendido, é necessário primeiramente rever conceitos sobre átomos, elétrons e bandas de energia. Os elementos possuem prótons e neutros concentrados no núcleo do átomo, e elétrons que orbitam ao seu redor, em diferentes níveis de energia. Quanto menos energia possuem, mais próximos estão do núcleo. O silício, de número atômico 14, possui três órbitas ao redor de seu núcleo, conforme ilustrado pela figura 4.1.

+

Figura 4.1 – Átomo de silício com 14 elétrons distribuídos em 3 órbitas. Os elétrons da órbita mais distante interagem com os átomos vizinhos, formando as estruturas sólidas. No caso do silício, cada átomo faz uma ligação covalente com outros 4 átomos vizinhos, permitindo assim que todos tenham suas órbitas completas, com 8 elétrons cada, formando uma estrutura cristalina, conforme figura 4.2. O detalhe ilustra um átomo central ligado a mais 4 ao seu redor.

Figura 4.2 – Átomos de silício realizando 4 ligações covalentes cada, formando uma estrutura cristalina. (fonte: DOE – EERE, 2005) 42

Entretanto esta ligação covalente entre os elétrons de átomos distintos pode ser quebrada, caso o elétron receba energia suficiente para se afastar ainda mais do núcleo, ficando livre de sua atração. Caso isto aconteça, o elétron deixa a banda de valência, onde não pode se movimentar livremente, passando para a banda de condução. Uma lacuna, então, fica na banda de valência, devido à ausência do elétron. Logo, temos um par elétron-lacuna criado a partir do aumento de energia do elétron. Se este elétron livre, com bastante energia, for canalizado para um circuito, uma corrente elétrica será criada. Entretanto, na configuração analisada, onde há somente o silício, isto não ocorre, pois ele novamente associa-se com a lacuna, deixando a banda de condução e retornando para a banda de valência, sem dirigir-se para uma carga externa, fazendo com que a energia obtida seja transformada em calor. É necessário, então, que haja um processo que acelere o elétron livre para fora do material, o que pode ser realizado com a aplicação de um campo elétrico. O material das células solares é preparado de forma a possuir um campo elétrico permanente, o qual é gerado através da dopagem do material semicondutor. Quando átomos com cinco elétrons de ligação na última camada de valência são adicionados ao silício, como por exemplo o fósforo, a estrutura cristalina faz com que 4 elétrons do fósforo liguem-se com os átomos de silício vizinhos, enquanto que o quinto elétron não realiza nenhuma ligação, ficando fracamente conectado ao seu átomo de srcem. Este elétron, ao receber pouca energia térmica, disponível à temperatura ambiente, é liberado e enviado para a banda de condução. O fósforo, então, é um dopante doador de elétrons e denomina-se dopante n ou impureza n. Se forem adicionados ao silício átomos com três elétrons na última camada de valência, como é o caso do boro, uma das ligações com os 4 átomos de silício vizinhos não será preenchida, criando assim uma lacuna. De forma análoga ao caso anterior, com pouca energia térmica, um elétron vizinho pode passar a esta posição, fazendo com que a lacuna se desloque. O boro, então, é um aceitador de elétrons e denomina-se dopante p ou impureza p. A figura 4.3 apresenta estas ligações.

43

(a) (b) Figura 4.3 – Silício dopado com impurezas (a) do tipo n, com fósforo, fazendo com que um elétron fique desemparelhado, e (b) do tipo p, com boro, criando uma lacuna. (fonte: DOE – EERE, 2005) O silício com impurezas, seja com excesso de elétrons ou lacunas, continua com carga neutra, pois a quantidade de elétrons e prótons é a mesma. Porém, quando o silício tipo n entra em contato com o silício tipo p, os elétrons livres do lado n preenchem as lacunas do lado p. Logo, a camada n, que perdeu elétrons, fica positivamente carregada, enquanto que a camada p, que recebeu elétrons, fica negativamente carregada. Estas cargas aprisionadas dão srcem a um campo elétrico permanente que dificulta a passagem de mais elétrons do lado n para o lado p; este processo alcança um equilíbrio quando o campo elétrico forma uma barreira de potencial capaz de barrar os elétrons livres remanescentes no lado n. Estas são as condições necessárias para que o efeito fotoelétrico ocorra, pois quando um elétron do lado p recebe energia suficiente do fóton da luz solar e move-se para a banda de condução, criando o par elétron-lacuna, o campo elétrico permanente o envia para o lado n, não permitindo sua volta, ao mesmo tempo que repele a lacuna para o extremo do lado p. Basta que contatos sejam colocados nas duas extremidades do material semicondutor dopado para que o elétron seja coletado na camada n, passe pela carga elétrica externa e retorne para a lacuna, que o aguarda na camada p, conforme figura 4.4.

44

Figura 4.4 – Efeito fotoelétrico na junção pn (fonte: CRESESB, 2005)

4.3 –APROVEITAMENTO DA LUZ SOLAR A energia que é gerada pela célula solar é aquela que o elétron recebe do fóton, que o possibilita migrar da banda de valência para a banda de condução. Nos semicondutores há uma banda proibida entre elas, onde não podem existir elétrons ou lacunas. Logo, o fóton deve fornecer energia suficiente para que o elétron ultrapasse esta banda proibida. A figura 4.5 apresenta esta descontinuidade de energia. Energia do elétron

Banda de condução

Banda proibida

Banda de valência

Figura 4.5 – Distribuição de energia no semicondutor.

45

Os fótons com menos energia que a necessária para atravessar a banda proibida não são absorvidos, passando direto através do material semicondutor. Aqueles com mais energia são absorvidos e fornecem exatamente a energia necessária, transformando o excesso em calor. Estas duas situações representam perdas de eficiência que podem ocorrer na conversão da energia solar em eletricidade.

4.3.1 – Distribuição da energia no f óton solar A energia solar é emitida principalmente como radiação eletromagnética entre o ultravioleta e o infravermelho, com comprimento de onda variando de 0,2 à 3 m. A figura 4.6 apresenta a distribuição espectral da radiação solar no espaço e o seu decaimento devido ao efeito da atmosfera.

Figura 4.6 – Distribuição espectral da radiação solar (fonte: CRESESB, 2005, modificado) Para converter o comprimento de onda em energia do fóton, a relação 4.1 pode ser utilizada, onde  é o comprimento de onda,  é a freqüência da onda em Hertz e c é sua velocidade no vácuo (3x108 m/s) (Sze, 1981). [m] = c/ = 1,24/h [eV]

(4.1)

Logo, a energia predominante na radiação solar, que inclui as cores do espectro visível, o infravermelho e ultravioleta, são apresentadas na tabela 4.1. 46

Tabela 4.1 – Energia dos fótons predominantes na radiação solar Cor Energia [eV] Comprimento de Onda [ m] Ultravioleta 0,200 à 0,380 3,26 à 6,20 Violeta 0,380 à 0,440 2,82 à 3,26 Azul 0,440 à 0,490 2,53 à 2,82 Verde 0,490 à 0,565 2,19 à 2,53 Amarelo 0,565 à 0,590 2,10 à 2,19 Laranja 0,590 à 0,630 1,97 à 2,10 Vermelho 0,630 à 0,780 1,59 à 1,97 Infravermelho 0,780 à 1,000 1,24 à 1,59 A utilização de materiais semicondutores, os quais possuem banda proibida da ordem de 1 eV, são adequados para o uso nas células solares, pois a maioria dos fótons possui energia superior a este patamar. Alguns dos materiais utilizados estão apresentados na tabela 4.2. Tabela 4.2 – Alguns materiais utilizados em células solares e sua energia de banda (fonte: Sze, 1981) Banda de Energia [eV] à Material Sigla temperatura de 300K Silício Si 1,12 Arsenieto de gálio GaAs 1,42 Telureto de cádmio CdTe 1,56 Nota-se que a obtenção de um elevado rendimento na absorção da energia solar é complexo, pois o silício, por exemplo, absorve uma grande quantidade de fótons, por ter um valor de banda de energia mais baixo, porém boa parte é transformada em calor por possuir energia acima do potencial necessário. Já o telureto de cádmio faz com que menos energia seja transformada em calor, entretanto não absorve uma grande quantidade de fótons, deixando passar aqueles com energia inferior à sua banda. Outro fator que afeta o desempenho da absorção dos fótons é a diminuição da banda de energia com o aumento da temperatura, conforme apresentado na figura 4.7. A célula solar, por estar exposta ao Sol e receber um aumento extra de temperatura devido aos fótons com mais energia que a banda, tem sua banda diminuída, dissipando mais do que em temperatura ambiente.

47

1,60

) V1,50 (e a i 1,40 g r e n E1,30 e d a 1,20 d n a B1,10 1,00 0

100

200

300

400

500

600

Temperatura (K) Eg(T) GaAs

Eg(T) Si

Figura 4.7 – Variação da banda de energia em função da temperatura (fonte: Sze, 1981) Uma maneira de melhorar o aproveitamento das células solares é a utilização de mais de uma junção, em forma de cascata, com diferentes bandas de energia, fazendo com que a primeira absorva os fótons com mais energia, permitindo que os menos energéticos passem direto para a segunda junção, cuja banda é menor, e assim por diante, conforme figura 4.8.

Figura 4.8 – Célula solar multijunção em ordem decrescente de banda de energia (fonte: DOE – EERE, 2005) 48

Analisando a física dos semicondutores, pode-se traçar uma curva de densidade de corrente de curto-circuito de uma célula solar e outra curva no ponto de máxima potência, registrados como (1) e (2), respectivamente, na figura 4.9. A eficiência ideal é a razão entre a máxima potência gerada pela potência incidente, que pode ser obtida como o retângulo Em x nph (energia entregue à carga na máxima potência vezes número de fótons) dividido pela área da curva 1. Neste exemplo, utilizando semicondutor com banda Eg = 1,35 eV, a máxima eficiência é 31%. A figura 4.9b mostra que, a uma concentração 1000 vezes maior de radiação solar, a eficiência desta junção passa para 37%. Para duas junções em série, com Eg1 = 1,56 eV e Eg2 = 0,94 eV, a eficiência ideal é 50%. Para três associações, com Eg1 = 1,75 eV, Eg2 = 1,18 eV e Eg3 = 0,75 eV, a eficiência alcança 56%. Para mais junções, a eficiência cresce muito lentamente, pois para 36 bandas de energia diferentes a máxima eficiência é 72%. Desta forma, é possível aproveitar uma grande quantidade da energia fornecida pelo Sol.

(a)

49

(b) Figura 4.9 – Número de fótons no espectro solar pela energia do fóton, e um método gráfico para determinar a eficiência da conversão em (a) uma única banda de energia e (b) múltiplas em série. (fonte:bandas Sze, 1981) A figura 4.10 apresenta a eficiência ideal para alguns semicondutores. Nota-se que Si, GaAs e CdTe, utilizados comercialmente, possuem elevado rendimento quando comparados com os demais.

Figura 4.10 – Eficiência ideal para células solares à temperatura de 300 K, mostradas à concentração solar de 1 vez e 1000 vezes. (fonte: Sze, 1981) 50

Existem pesquisas de células solares com multiintervalos entre banda, ao invés de multijunções, permitindo atingir 50% de rendimento com uma única junção, através de uma liga de zinco, manganês e telúrio (ZnMnTe) (Yu et at., 2004), indicando que muito progresso ainda pode ser feito em busca de células solares de alta eficiência.

4.3.2 – Fatores que diminuem o rendimento O silício, por ser um material brilhante, pode atuar como um espelho e refletir mais de 30% da luz que incide sobre ele, o que não é desejável, pois diminui a quantidade de fótons que são absorvidos (DOE EERE, 2005). Duas técnicas são utilizadas para minimizar este fator: a primeira consiste em aplicar uma fina camada de monóxido de silício (SiO) na superfície da célula, reduzindo a reflexão para aproximadamente 10%. Uma segunda camada adicional pode reduzir a reflexão para menos de 4%. A segunda técnica é a de fazer com que a superfície tenha um formato de pirâmides ou cones, para que a luz refletida novamente incida sobre a célula fotovoltaica, aumentando a possibilidade de absorção (DOE EERE, 2005). A figura 4.11 ilustra esta técnica.

Figura 4.11 – Superfície da célula solar com textura em formato de pirâmides, otimizando o aproveitamento da reflexão dos fótons. (fonte: Sze, 1981) Outro fator de reflexão é o contato elétrico das células. Na parte inferior, a conexão é simples, utilizando uma chapa que cobre toda a célula. Porém a parte superior, voltada para o Sol, deve cobrir a menor quantidade possível de área, para evitar que partes do semicondutor fiquem sombreadas. Como os elétrons percorrem todo o material, a instalação de contatos somente nas bordas não é o ideal, pois aumenta a resistência elétrica. Logo, diversas tiras de contatos são lançados em paralelo, para que abranjam toda a célula (DOE EERE, 2005). Outra opção é a utilização de contatos elétricos transparentes (Aldabó, 2002).

51

Um aspecto que diminui a eficiência é a possibilidade dos pares elétrons-lacunas se recombinarem antes de alcançar a junção, não sendo enviados para a carga. Ligas de hidrogênio são usadas para prevenir essa recombinação em materiais policristalinos e amorfos (não-cristalinos) (Aldabó, 2002).

4.4 –TECNOLOGIAS COMERCIALMENTE DISPONÍVEIS 4.4.1 – Silício cristalino (c-Si) O silício é o segundo elemento mais abundante na superfície de nosso planeta, pois mais de 25% da crosta terrestre é formada por ele (Rüther, 2004), superado somente pelo oxigênio (DOE EERE, 2005). O c-Si é a forma mais tradicional de tecnologia fotovoltaica, e representa cerca de 80% dos módulos comercialmente produzidos, consolidando-se no mercado por sua extrema robustez e confiabilidade. Por possuir elevado custo de produção e as possibilidades de reduzi-los estarem praticamente esgotadas, esta tecnologia é considerada por muitos analistas como pouco competitiva com formas convencionais de geração de energia em larga escala (Rüther, 2004). A cristalinidade do silício indica quão perfeitamente ordenados estão os átomos da estrutura. Uma distribuição uniforme facilita a passagem dos elétrons pela junção, enquanto que uma descontinuidade aumenta a probabilidade do elétron se recombinar com uma lacuna antes de contribuir para a corrente elétrica. O silício monocristalino é refinado para atingir uma pureza entre 99,99% e 99,9999%. O silício de alta pureza é derretido e colocado em contato com uma “semente”, ou seja, um

único cristal, e à medida em que ocorre a solidificação, o silício se modela conforme a estrutura desta semente, possuindo uma única estrutura cristalina. Por conta desta terminologia, diz-se que o silício derretido está “crescendo” enquanto se solidifica. Existem três processos que podem ser utilizados: método Czochralski, que é o mais difundido, técnica float-zone e técnica ribbon-growth. No processo Czochralski, o silício bruto é primeiro derretido e purificado em um cadinho, e depois entra em contato com uma semente do cristal, a qual é mergulhada no cadinho 52

com o silício líquido, e depois é retirada lentamente por cima, fazendo com que uma estrutura cilíndrica monocristalina se solidifique à medida em que a semente é erguida, conforme figura 4.12.

Figura 4.12 – Crescimento do silício monocristalino utilizando a técnica Czochralski. (fonte: DOE – EERE, 2005, modificado) O processo float-zone produz cristais de silício mais puros que o método Czochralski, pois não ocorre a contaminação pelo cadinho. Nesta técnica, uma barra de silicone com uma semente é lentamente inserida em uma espiral eletromagnética. O campo magnético induz um campo elétrico na barra, aquecendo e derretendo a união entre a barra e a semente. Silício monocristalino é formado nesta união, crescendo à medida em que a bobina é levantada. Após a barra cilíndrica de silício monocristalino ser produzida, independente do método, ela deve ser fatiada em finas camadas, entre 200 a 400 m, o que provoca um desperdício de aproximadamente 20% do material. Para maximizar a quantidade de células que podem ser agrupadas em um painel, elas são cortadas em formato retangular, o que faz com que o desperdício total do material já tratado chegue a 50%. Caso espaço para instalar os painéis não seja problema, pode-se utilizar células arredondadas, o que minimiza a perda de silício.

Estas lâminas são então dopadas para produzir o campo elétrico necessário, revestidas com uma camada para reduzir a reflexão e os contatos elétricos são inseridos, colocando a célula fotovoltaica em funcionamento. As duas técnicas mencionadas são complexas e caras, por utilizarem consumo intenso de energia, uma vez que as temperaturas envolvidas são da ordem de 1400ºC. Outro processo, 53

mais barato, porém com qualidade inferior, é chamado de ribbon growth, que consiste em criar diretamente camadas finas, evitando o desperdício que ocorre no fatiamento das barras cilíndricas. Utiliza-se dois cristais que crescem e capturam um material entre eles quando são removidos da fonte de silício derretido. O silício policristalino (p-Si) utiliza técnicas menos rígidas de fabricação, resultando em uma menor eficiência, porém com menor gasto de energia. O método de produção comercialmente mais utilizado consiste em despejar silício derretido em um forma, permitindo que ele se solidifique em um lingote, conforme figura 4.13. O material que dá início ao processo pode ser silício com menor grau de pureza que o utilizado para obter o monocristalino. A taxa de resfriamento é quem determina o tamanho final dos cristais e a distribuição das irregularidades. A forma é normalmente quadrada, produzindo um lingote que, após ser fatiado, se ajusta melhor aos módulos.

Figura 4.13 – Processo de fabricação do silício policristalino. (fonte: DOE – EERE, 2005, modificado) A eficiência de conversão do silício policristalino é menor, porém como seu custo também é inferior, há uma redução final no custo do kW instalado, sobre o silício monocristalino (Patel, 1999). A figura 4.14 apresenta o aspecto visual que permite diferenciar o silício monocristalino do policristalino.

54

(a) (b) Figura 4.14 – Aspecto visual do (a) silício monocristalino e (b) policristalino (fonte: CRESESB, 2005)

4.4.2 – Silício amorfo hidrogenado O silício amorfo, por não possuir uma estrutura cristalina, apresenta vários defeitos nas ligações, o que aumenta a probabilidade de recombinação dos pares elétrons-lacunas. Seu processo de fabricação é mais barato, porém sua potência de saída é mais baixa, sendo inicialmente utilizado em calculadoras, que possuem baixo consumo. Este problema é minimizado com a hidrogenação, onde átomos de hidrogênio se ligam aos defeitos das ligações, permitindo que os elétrons se movimentem mais facilmente. A figura 4.15 ilustra esta situação.

Figura 4.15 – Hidrogenação do silício amorfo, reduzindo as possibilidades de recombinação dos pares elétron-lacuna (fonte: DOE – EERE, 2005, modificado) O silício amorfo absorve 40 vezes mais irradiância solar que o silício monocristalino, pois possui uma resposta espectral mais voltada para a região azul do espectro eletromagnético, mostrando ser mais eficiente nas condições de iluminação artificial, tal como lâmpadas 55

fluorescentes, e para irradiância difusa, como a que predomina em dias com céus encobertos. Logo um filme fino, de aproximadamente 1 m de espessuram, pode absorver até 90% da energia luminosa. Gastando menos de 1% de matéria prima que o silício cristalino, o custo da célula fotovoltaica fica reduzido. Outra vantagem é necessitar de baixas temperaturas durante o processo de fabricação, menor que 300ºC, e poder ser depositado em substratos baratos, tais como plástico, vidro e metais. Esta característica o torna ideal para integrar produtos fotovoltaicos aos edifícios, seja em formato de vidraças, telhas ou detalhes arquitetônicos, com materiais flexíveis ou em superfícies curvas. A figura 4.16 apresenta uma aplicação em telhado. Somente a residência da extrema direita possui módulos fotovoltaicos de filmes finos de silício amorfo, mostrando o acabamento e a discrição possibilitada por esta tecnologia.

Figura 4.16 – Aplicação de filme fino de silício amorfo em telhado de residência. (fonte: Rüther, 2004) Uma desvantagem é a instabilidade que o silício amorfo apresenta quando é exposto à luz solar, pois sua potência elétrica inicial decai em até 20% antes de estabilizar-se, efeito este chamado de Staebler-Wronski (DOE EERE, 2005).

4.4.3 – Filmes finos O termo filmes finos tem este nome não pela pequena espessura do filme utilizado, mas pelo método empregado, onde o filme é depositado em camadas finas e consecutivas de átomos, moléculas e íons. A espessura varia de 1 a 10 m, enquanto que as outras tecnologias utilizam de 100 a 300 m. Com um custo de produção inferior quando comparado ao silício cristalino, as técnicas utilizadas podem ser por vapor físico, vapor 56

químico ou de maneira eletroquímica, ou uma combinação delas, e podem ser assentados em substratos de baixo custo, da mesma maneira que o silício amorfo. O filme fino não necessita de uma grade de contatos metálicos em sua superfície para coletar os elétrons; uma fina camada de um óxido condutor transparente, como óxido de estanho, é aplicada e realiza este papel. Telureto de cádmio e disseleneto de cobre (gálio) e índio são exemplos.

4.5 – MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 4.5.1 – Curvas características da célula fotovoltaica As células fotovoltaicas possuem curvas características de corrente, tensão e potência conforme ilustradas na figura 4.17. Os parâmetros de tensão de circuito aberto (Voc), corrente de curto-circuito (Isc), tensão de máxima potência (Vmp) e corrente de máxima potência (Imp) definem as características da placa utilizada.

(a)

(b)

(c) Figura 4.17 – Curvas características da célula fotovoltaica: (a) curva IxV, (b) curva PxV e (c) parâmetro de potência máxima (fonte: CRESESB, 2005 - modificado) 57

4.5.2 – Influência da irradiância e da temperatura nas curvas características Os dados de placa do painel fotovoltaico são válidos para condições padrão de teste, com irradiância de 1kW/m2 e temperatura da célula de 25ºC. Entretanto, em uma aplicação real, a temperatura da célula exposta a 1kW/m 2 certamente será muito mais elevada, por estar diretamente exposta ao Sol e dentro de um invólucro que cria um efeito estufa, fazendo com que estes dados nunca sejam alcançados no cotidiano do sistema. O ponto de máxima potência é atingido quando a tensão é mantida no maior valor dentro do qual não reduz a produção de corrente. Entretanto este ponto ótimo de operação é difícil de ser mantido devido às variações que estas curvas sofrem ao serem expostas às condições reais de temperatura e irradiância, fatores estes sempre existentes, pois o painel fotovoltaico é exposto diretamente ao Sol. A figura 4.18 apresenta estas variações.

(a) (b) Figura 4.18 – Alteração ocorrida na curva característica IxV devido (a) ao efeito da temperatura na célula e (b) ao efeito da variação da irradiância incidente. (fonte: CRESESB, 2005 - modificado) Para que baterias do tipo chumbo-ácido possam ser adequadamente recarregadas, é necessária uma tensão de aproximadamente 14,2V sobre seus terminais. Assim, o painel fotovoltaico deve gerar uma tensão superior a esta, para que possa suprir a queda de tensão proveniente dos alimentadores, do controlador de carregamento e dos dispositivos de proteção e seccionamento, além de compensar o efeito redutor provocado pelo aumento da temperatura.

58

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 4 Aldabó, R. (2002). Energia solar. Artliber editora, São Paulo. Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB). (1999). Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. CEPEL, Rio de Janeiro. ______.

(2005)

Energia

solar:

princípios

e

aplicações.

Disponível

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. Acesso em: 13 de fevereiro de 2005. Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE). (2005). Energy efficiency and renewable

energy

(EERE)

–

Solar

Energy

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Disponível

em

. Acesso em: 13 de fevereiro de 2005. Patel, M.R. (1999). Wind and solar power systems. CRC Press, Flórida. Rüther, R. (2004). Edifícios solares fotovoltaicos. Editora UFSC/LABSOLAR, Florianópolis. Scheer, H. (2002). Economia solar global. CEPEL, Rio de Janeiro. Sze, S.M. (1981). Physics of semiconductor devices. 2ª edição. John Wiley & Sons, Nova Iorque. Yu, K.M., Walukiewicz, W., Shan, W., Beeman, J., Scarpulla, M., Dubon, O., Becla, P. (2004). “Mais um passo na direção da célula solar de alta eficiência.” In: Revista Eletricidade Moderna, ano XXXII, número 365, p. 160, agosto 2004. Aranda Editora, São Paulo.

59

60

CAPÍTULO 5 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

61

62

CAPÍTULO 5 – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA Geração distribuída pode ser definida como a denominação genérica de um tipo de geração de energia elétrica que se diferencia da realizada pela geração centralizada (GC) por ocorrer em locais em que não seria instalada uma usina geradora convencional, contribuindo para aumentar a distribuição geográfica da geração de energia elétrica em determinada região. Adicionalmente, uma fonte de energia elétrica é considerada caso particular de GD quando ela: (a) está conectada diretamente à rede de distribuição; (b) está conectada do lado de um consumidor conectado a algum ponto do sistema elétrico; (c) supre cargas elétricas de uma instalação eletricamente isolada; ou (d) está conectada diretamente à rede de transmissão, desde que, neste caso, ela não possa ser considerada caso pertencente à geração centralizada (Severino, 2008).

5.1 – LOCALIZAÇÃO DA GD Em sistemas elétricos interligados, as usinas da geração centralizada (GC) produzem grandes quantidades de energia que são injetadas no sistema de transmissão (Figura 5.1). As distribuidoras (D) recebem a energia das linhas de transmissão e a direcionam para os consumidores. Nota-se que, para a distribuidora, não importa qual foi a usina que gerou a energia que ela entrega aos consumidores, visto que o sistema é todo interligado e a conexão com o sistema de transmissão ocorre, de forma geral, a partir de um único ponto.

Figura 5.1 – Esquema simplificado de um sistema elétrico interligado. 63

As fontes renováveis de energia normalmente não se encontram concentradas em determinados locais, como ocorre com quedas d’água ou jazidas de carvão. Tomando como exemplo a energia solar, percebe-se intuitivamente que todo o globo terrestre a possui, seja em maior ou menor intensidade. O aproveitamento desse potencial renovável pode ser visto como uma "democratização" das fontes energéticas, pois determinado país não depende de possuir riquezas naturais específicas (e.g. campos petrolíferos) para poder aproveitar a energia solar. Isso faz com que o paradigma de geração centralizada seja alterado, pois a geração com fontes renováveis de energia é mais bem aproveitada se ocorrer de forma distribuída, inclusive dentro das próprias cidades que necessitam de energia. A geração distribuída tem como característica ser localizada já próxima das cargas, para que a energia gerada possa ser diretamente consumida (Figura 5.2). Além das vantagens ambientais da utilização de GD com fontes renováveis de energia, ela ainda reduz custos por não fazer uso do sistema de transmissão de energia.

Figura 5.2 – Esquema simplificado de um sistema elétrico interligado com geração distribuída.

64

5.2 – MODIFICAÇÃO DO FLUXO DE POTÊNCIA EM REDES RADIAIS DE DISTRIBUIÇÃO Com a utilização da GD, passam a existir diversos pontos de geração interligados à rede de distribuição. Se essa geração fosse concentrada em determinado local da cidade, por exemplo, a distribuidora poderia tratá-la como se fosse uma segunda entrada de energia. Porém, se a geração distribuída é composta por milhares de painéis fotovoltaicos e pequenos geradores eólicos espalhados por toda a cidade, devem-se analisar os impactos que isso causa na rede de distribuição, visto que o sistema elétrico não foi srcinalmente projetado para tal situação. Quando a energia provém de apenas uma fonte, nesse caso da geração centralizada oriunda do sistema de transmissão, o fluxo de potência em um alimentador radial típico de distribuição é sempre unidirecional, da fonte em direção às cargas (Figura 5.3). Pode-se facilmente modelar o comportamento do sistema: o trecho 1-2 possui a maior quantidade de potência, pois é responsável pela alimentação das seis cargas representadas na figura. No trecho 2-3, o fluxo de potência é reduzido quando comparado ao trecho anterior, pois apenas quatro cargas precisam ser alimentadas a partir desse ponto. E no trecho final, 3-4, apenas a potência necessária para alimentar as duas últimas cargas flui pelo alimentador. Esse fluxo unidirecional de potência permite dimensionar com facilidade os transformadores de distribuição e a seção dos condutores dos alimentadores.

Figura 5.3 – Fluxo de potência em um alimentador radial de distribuição. 65

Quando a geração distribuída é instalada junto às cargas, a facilidade com que o fluxo de potência é determinado altera-se drasticamente. Considere que três consumidores instalem painéis fotovoltaicos e pequenos geradores eólicos (Figura 5.4). Agora, a GD atende ao consumo da carga a qual está conectada e injeta o excedente de potência produzida na rede de distribuição, alimentando outras cargas ao redor. Nessa nova situação, o fluxo de potência não é mais unidirecional (Figura 5.3), e a subestação da distribuidora pode até receber ao invés de fornecer potência (Figura 5.4). Tal situação gera uma série de impactos na rede de distribuição, que devem ser analisados para que a GD possa ser instalada com segurança.

Figura 5.4 – Fluxo de potência em um alimentador radial de distribuição com geração distribuída.

5.3 – EXEMPLO DE FLUXO DE POTÊNCIA EM SENTIDO REVERSO A inversão do fluxo de potência pode ser exemplificada considerando a instalação de geração distribuída com sistemas fotovoltaicos (GDFV). Considere as curvas de carga típicas de unidades consumidoras residenciais e comerciais, e também a irradiância solar do local em estudo (Gráfico 5.1). Nesse exemplo, a demanda máxima, tanto comercial quanto residencial, vale 1 (pu). A irradiância solar, também nessa mesma escala, apresenta potência máxima equivalente a 1 (pu). A utilização da GDFV faz com que, durante determinado horário do dia, a potência das cargas seja negativa, indicando que o excedente de potência produzido pela GDFV é injetado na rede de distribuição, fluindo em sentido reverso (Gráfico 5.2). 66

Gráfico 5.1 – Valores típicos de demandas residenciais, comerciais e potência gerada pela GDFV.

Gráfico 5.2 – Demandas residenciais e comerciais negativas, quando GDFV é utilizada injetando potência na rede de distribuição. Nota-se que a demanda máxima comercial foi reduzida com a utilização da GDFV (Gráfico 5.2). Isso permite postergar investimentos em reforço na rede de distribuição. A carga residencial, apesar de injetar potência na rede de distribuição por mais tempo, não reduziu sua demanda máxima, a qual ocorre por volta de 20h00, quando as pessoas retornam do trabalho e utilizam, entre outros equipamentos, chuveiros elétricos, torradeiras, fornos de microondas e iluminação. Como nesse horário não há mais irradiância solar, os sistemas fotovoltaicos sem acumulação de energia não contribuem para a redução da demanda máxima residencial. Essa questão pode ser contornada com a utilização de coletores solares em conjunto com painéis fotovoltaicos. Nessa configuração, além de gerar eletricidade durante o dia, energia térmica é armazenada na água, 67

possibilitando que os chuveiros quentes possam funcionar sem eletricidade, reduzindo assim a demanda máxima residencial.

5.4 – INSTRUMENTOS NORMATIVOS Apesar de a GD ser uma forma de geração de energia recente, já existem instrumentos normativos internacionais e nacionais que visam regular sua conexão à rede de distribuição. Podem-se citar, como exemplos, as normas IEEE Std 1547-2003 "IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems" (IEEE, 2003) e IEEE Std 929-2000 "IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems" (IEEE, 2000), elaboradas pelo The Institute of Electrical and

Electronics Engineers. Os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) são documentos elaborados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) que normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho das redes de distribuição de energia elétrica. Esse documento prevê a existência de centros de despacho de geração distribuída, com as seguintes funções (ANEEL, 2009): • Limitar a potência a ser injetada pela GD na rede de distribuição; •

Controlar a tensão e a potência reativa;

•

Desconectar as centrais geradoras, quando necessário;

•

Coordenar os procedimentos de entrada e saída de serviço; e

•

Definir previsões de produção de energia.

Embora um avanço significativo já tenha sido alcançado no que tange a alguns aspectos relativos à inserção de GD em redes de distribuição, as normas e diretrizes aprovadas ainda são pequenas diante da enorme mudança que a GD provocará nos sistemas elétricos. Além disso, há que se considerar que muitos efeitos da interação entre a GD e a rede de distribuição não foram completamente estudados e compreendidos. Somente o intercâmbio internacional de experiências pode garantir a construção das normas técnicas adequadas, que sinalizarão aos diferentes agentes da sociedade as melhores práticas para a inserção de um grande número de GD em redes de distribuição.

68

5.5 – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E SISTEMAS FOTOVOLTAICOS A fim de padronizar algumas terminologias adotadas neste trabalho, são definidos os termos fontes renováveis de energia e fontes não-renováveis de energia. A classificação de fontes como convencionais ou alternativas não é utilizada, visto que a ênfase se refere à questão de sustentabilidade ambiental promovida pelas fontes renováveis. As fontes não-renováveis são provenientes de combustíveis que não se renovam rapidamente pela natureza, tais como petróleo, gás natural e combustíveis nucleares. Os combustíveis de srcem fóssil, ao serem queimados, contribuem diretamente com gases causadores de efeito estufa; os elementos nucleares geram resíduos de difícil manipulação, que podem permanecer por séculos, além de aquecer o meio ambiente devido ao baixo rendimento dos processos térmicos. As fontes renováveis são aquelas em que o insumo utilizado na geração da energia renovase naturalmente, principalmente devido à incidência do Sol na Terra. Como exemplo do efeito dos raios solares, podem-se citar, entre outros:  

Iluminação do planeta; Realização da fotossíntese pelos vegetais, que estão na base da cadeia alimentar,

transformando gás carbônico (CO2) em oxigênio (O2). Desta forma, a biomassa é produzida pela presença do Sol; 

Evaporação da água, necessária para que ocorram chuvas e, consequentemente, o

restabelecimento do nível de água nos reservatórios das hidrelétricas; 

Aquecimento de ambientes; e



Movimento de fluxos de ar (ventos), causados pela diferença de temperatura entre

massas de ar, gerando assim o potencial eólico.

Assim, potenciais hidráulico, das marés, eólico e biomassa, entre outros, são oriundos da energia solar incidente sobre a Terra.

69

5.5.1 – Formas de aproveitamento da energia solar Existem diversas formas de aproveitamento dos raios do Sol como insumo energético associado à eletricidade, entre elas: 

Iluminação natural de ambientes, reduzindo a necessidade de iluminação artificial;



Aquecimento de água, em substituição ao chuveiro elétrico. Apesar de não gerar

eletricidade, contribui para a redução de grande parcela de energia de uma unidade consumidora residencial; 

Aquecimento de fluidos, que geram vapor e movimentam turbinas para geração de

energia elétrica; e 

Geração direta de eletricidade pelo efeito fotoelétrico.

Existem várias formas de aproveitamento da energia solar relacionadas à eletricidade (Figura 5.5). Este trabalho versa somente sobre o aproveitamento do potencial solar relacionado à geração direta de eletricidade por meio de painéis fotovoltaicos. Esses painéis geram tensão em corrente contínua, tipicamente de 12 V, podendo ser associados em série para maiores tensões e/ou em paralelo para maiores correntes. A potência gerada é função da irradiância solar incidente sobre eles (Shayani, 2006).

70

Energia Solar

Calor (Aquecimento)

Iluminação

Efeito fotoelétrico

Iluminação natural de ambientes

Baixa temperatura

Alta temperatura

Paineis fotovoltaicos

Redução do consumo de eletricidade com lâmpadas

Aquecimento de água

Coletores solares e concentradores

Geração de eletricidade

Coletores solares

Geração de vapor e movimentação de turbinas

Redução do consumo de eletricidade com chuveiros

Geração de eletricidade

Figura 5.5 – Formas de aproveitamento da energia solar relacionadas à eletricidade. A energia solar fotovoltaica (FV) possui benefícios adicionais quando utilizada como geração distribuída, os quais são apresentados e discutidos a seguir.

5.5.2 – Configurações dos sistemas fotovoltaicos Podem ser identificadas quatro configurações diferentes de sistemas solares fotovoltaicos, os quais diferem por sua finalidade (Figura 5.6) (IEA-PVPS, 2008): 

Sistema isolado doméstico. Esta modalidade provê eletricidade para casas e vilas

que não estão conectadas ao sistema elétrico interligado. Tipicamente a eletricidade é utilizada para iluminação, refrigeração e outras cargas de pequena potência. Uma potência típica para esta aplicação é de 1 kW;

71



Sistema isolado não-doméstico. Este foi o primeiro uso comercial dos sistemas

fotovoltaicos terrestres. Fornecem energia para diversas aplicações, tais como telecomunicações, bombeamento de água, refrigerador de vacinas e sistemas de navegação; 

Sistema conectado à rede de forma distribuída. Nesta situação, os sistemas FV

geram energia diretamente para uma unidade consumidora conectada ao sistema interligado ou para a própria rede de distribuição. Normalmente são conectados no lado do consumidor, após o medidor da concessionária, de forma integrada à edificação. A potência instalada não é determinante neste caso, pois um sistema FV de 1 MW pode ser muito grande para ser instalado em um telhado, porém não é o caso para outras formas de GD; e 

Sistema conectado à rede de forma centralizada. O sistema FV comporta-se como

uma usina centralizada tradicional, a qual se encontra em local de irradiância privilegiada, mas distante do centro de carga. Esta configuração requer grandes áreas dedicadas para a instalação dos painéis fotovoltaicos. Os custos associados com a transmissão e distribuição da energia são os mesmos de uma grande hidrelétrica, por exemplo, inclusive com as perdas por efeito Joule inerentes aos sistemas de transmissão e distribuição.

Em relação aos sistemas conectados à rede, sua utilização como uma forma de GD apresenta diversas vantagens em relação à geração centralizada convencional. Como o painel fotovoltaico gera energia elétrica em corrente contínua e em baixa tensão, pode ser diretamente conectado à rede de distribuição de corrente alternada utilizando um conversor estático de potência, reduzindo assim os gastos com redes de transmissão e distribuição de energia. O preço da energia gerada pode ser comparado com as tarifas de distribuição cobradas do consumidor, em vez de compará-las com o preço vendido pelos geradores, os quais se encontram distantes do centro de carga, o que gera um atrativo financeiro (Shayani, Oliveira e Camargo, 2006).

72

(a)

(b)

(c)

(d)

Fonte: IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Trends in photovoltaic Power Systems Programme. applications: Survey report of selected IEA countries between 1992 and 2007. Report IEA-PVPS T1-17:2008. Disponível em: . Acesso em: 20 jan 2009. Figura 5.6 – Configurações de sistemas solares fotovoltaicos: (a) sistema isolado doméstico, utilizado para bombeamento de água na África; (b) sistema isolado nãodoméstico, fornecendo energia para estação meteorológica; (c) sistema conectado à rede de forma distribuída na Malásia; e (d) sistema conectado à rede de forma centralizada na Espanha, com potência de 1,1 MW.

5.5.3 – Conexão da GDFV à rede elétrica A conexão da GDFV à rede elétrica é um processo relativamente simples, necessitando de um conversor estático de potência (também chamado de inversor), o qual é responsável por modificar a tensão contínua produzida pelos painéis, tornando-a compatível e sincronizada com a tensão alternada da rede de distribuição (Figura 5.7). Assim, não são necessárias baterias e controladores de carga, essenciais em um sistema fotovoltaico isolado, visto que

73

a rede elétrica de distribuição faz este papel de fornecer energia à carga quando a geração distribuída não for suficiente para tal, notadamente durante as noites.

Arranjo fotovoltaico (corrente contínuia)

Medidor (de 4 quadrantes, instalado dentro da unidade consumidora)

Conversor CCCA específico para atuar em paralelo com a rede elétrica

Rede elétrica de distribuição (corrente alternada)

Figura 5.7 – Esquema de ligação de um sistema fotovoltaico à rede elétrica. O conversor é o equipamento que converte corrente contínua (CC) em corrente alternada (CA). É um equipamento que possui funções de controle, proteção e filtragem, utilizado como interface entre uma fonte de energia elétrica e a rede da concessionária. Como sinônimos, são também utilizados os termos: conversor estático de potência, subsistema de condicionamento de potência, sistema de conversão de energia, conversores de estado sólido e unidades de condicionamento de potência (IEEE, 2000). O termo inversor é popularmente utilizado para representar o conversor entre sistemas FV e a rede da concessionária. Entretanto, a definição de conversor estático de potência descreve mais precisamente este equipamento. Um inversor deve possuir funções de controle, proteção e filtro para ser equivalente ao conversor (IEEE, 2000)4. Os conversores podem ser classificados de comutados pela linha ou auto-comutados (Figura 5.8). O tipo comutado pela linha utiliza tiristores como dispositivos de comutação, o qual permite controlar o momento de início de disparo, porém não rege a interrupção da condução, a qual depende da passagem da corrente pelo zero (IEA-PVPS, 2002a).

4

Por questão de simplificação, o termo "conversor estático de potência" é referido de forma abreviada neste documento apenas como "conversor".

74

Conversor comutado pela linha

Esquema de controle de tensão

Conversor

Fonte de tensão Conversor autocomutado Fonte de corrente

Esquema de controle de corrente

Fonte: IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Grid-connected photovoltaic power systems: Survey of inverter and related protection equipments. Task V – Report IEA-PVPS T5-05:2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (modificado). Figura 5.8 – Classificação dos conversores. Já os conversores auto-comutados utilizam dispositivos de eletrônica de potência que controlam o instante da condução e da interrupção, como o transistor bipolar de porta isolada (insulated-gate bipolar transistor – IGBT) e o transistor de efeito de campo ( metal

oxide semiconductor field effect transistor – MOSFET). Assim, podem livremente controlar a forma de onda da tensão ou da corrente no lado CA, ajustando fator de potência e suprimindo componentes harmônicas de corrente, além de apresentarem comportamento robusto para operar durante distúrbios oriundos da rede da concessionária. Devido aos avanços da eletrônica, a maior parte dos conversores utilizados em GDFV atualmente possuem conversores auto-comutados (IEA-PVPS, 2002a). Os esquemas de controle de tensão e de corrente apresentam características diferentes, visto que o objeto de controle é distinto. O Quadro 5.1 apresenta a diferença entre estas estratégias de controle. No caso de operação isolada, apenas o controle de tensão pode ser utilizado mas, para interligação à rede, ambos são opções viáveis (IEA-PVPS, 2002a). O esquema de controle de corrente é extensivamente utilizado nos conversores para GDFV conectados à rede porque possibilitam obter elevado fator de potência e supressão de corrente transitória quando distúrbios de tensão são detectados na rede da concessionária (IEA-PVPS, 2002a).

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Quadro 5.1 – Diferenças entre conversores com esquema de controle de tensão e de corrente. Esquema de controle Esquema de controle Item de tensão de corrente Circuito principal do Conversor fonte de tensão auto-comutado conversor Tensão alternada Corrente alternada Objetivo do controle Baixa Alta (limitada à corrente Corrente de curto-circuito nominal) Possível Impossível Operação isolada

Fonte: IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Grid-connected photovoltaic power systems: Survey of inverter and related protection equipments. Task V – Report IEA-PVPS T5-05:2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (modificado). 5.5.4 – Custos evitados com a transmissão e a distribuição da energia elétrica Os custos evitados com a transmissão e distribuição da energia elétrica, quando a geração distribuída fotovoltaica (GDFV) encontra-se conectada diretamente à carga, envolvem: (i) economia com as perdas por efeito Joule evitadas, visto ter menos corrente circulando nos alimentadores; e (ii) adiamento de investimentos em redes de transmissão e distribuição, as quais ficam menos carregadas devido à parte da carga ser suprida localmente. Entretanto, este último argumento costuma ser refutado ao se considerar que os sistemas elétricos possuem maior solicitação no horário de ponta, tipicamente entre 18h00 e 21h00, quando a irradiância solar já se encontra severamente reduzida. Logo, investimentos em expansão da rede não poderiam ser postergados com o uso da energia solar fotovoltaica, a qual não reduziria o consumo e a demanda no horário de ponta sem alguma forma de acumulação de energia. Este raciocínio faz uso de um valor típico nacional, de que a carga pesada do sistema elétrico ocorre no início da noite. Ao analisar separadamente as concessionárias de distribuição no Brasil, as quais possuem características distintas devido à localização e ao efeito do clima onde se encontram, nota-se que algumas delas possuem demanda máxima no meio da tarde. 76

Os Gráficos de 5.3 a 5.7 apresentam curvas de carga típicas, representativas de 12 meses, elaboradas pelas concessionárias de distribuição entre 2007 e 2008, para o cálculo da revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD). Para facilitar a visualização, os gráficos apresentam, além da curva de carga representativa da concessionária de distribuição, uma indicação do horário ensolarado, marcado com a letra A, estimado entre 9h30 e 16h30, em que os sistemas fotovoltaicos interligados à rede podem atuar para reduzir a demanda. O horário de ponta típico, entre 18h00 e 21h00, indicado com a letra B, auxilia a constatar que, nestes casos, a maior demanda não ocorre na ponta. Para essas concessionárias, claramente os investimentos em expansão da rede de transmissão que atende a estas distribuidoras podem ser adiados.

Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0076/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – das Centrais Elétricas de Minas Gerais – CEMIG-D, de 8 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.3 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição CEMIG-D.

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Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0228/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Light Serviços de Eletricidade S.A. – LIGHT, de 6 de novembro de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.4 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição LIGHT.

Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0092/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN, de 17 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.5 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição COSERN.

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Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0100/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da AES Sul, de 25 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.6 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição AES-SUL.

Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0096/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, de 24 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.7 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição COELBA.

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Os Gráficos de 5.8 e 5.9 apresentam a curva de carga de algumas distribuidoras cuja demanda na ponta não é significantemente superior à demanda durante o horário ensolarado. Ao analisar a tipologia das cargas, percebe-se que a demanda na ponta é fortemente influenciada pelos consumidores tipo B, de baixa tensão. Pode-se inferir que esse aumento de demanda na ponta é influenciado pelo uso do chuveiro elétrico em residências. A utilização de coletores solares em conjunto com painéis fotovoltaicos permite, além de gerar eletricidade durante o período ensolarado, armazenar energia térmica na água, possibilitando que os chuveiros quentes possam funcionar sem eletricidade, o que reduz a demanda na ponta. Assim, este perfil de carga também pode ter seus investimentos em expansão da rede adiados pela utilização de telhados solares, compostos por painéis e coletores.

Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0187/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia Energética de Brasília – CEB, de 18 de setembro de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.8 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição CEB.

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Fonte: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0097/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Empresa Energética de Sergipe – ENERGIPE, de 24 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009 (modificado). Gráfico 5.9 – Demanda média para um dia típico, representativo de uma média de 12 meses, indicando demanda no horário de ponta típico e durante o período ensolarado para a concessionária de distribuição ENERGIPE.

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 5 ______. Nota Técnica n° 0076/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – das Centrais Elétricas de Minas Gerais – CEMIG-D, de 8 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ______. Nota Técnica n° 0092/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN, de 17 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ______. Nota Técnica n° 0096/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, de 24 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009.

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______. Nota Técnica n° 0097/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Empresa Energética de Sergipe – ENERGIPE, de 24 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Nota Técnica n° 0100/2008SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da AES Sul, de 25 de abril de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ______. Nota Técnica n° 0187/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Companhia Energética de Brasília – CEB, de 18 de setembro de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ______. Nota Técnica n° 0228/2008-SRD/ANEEL. Cálculo das Tarifas de Referência – TR – para revisão das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD – da Light Serviços de Eletricidade S.A. – LIGHT, de 6 de novembro de 2008. Disponível em: . Acesso em: 22 jan 2009. ______. Resolução Normativa n° 395/2009. Aprova a Revisão 1 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, e dá outras providências, de 15 de Dezembro de 2009. Disponível em: . Acesso em: 30 dez 2009. IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Grid-connected photovoltaic power systems: Survey of inverter and related protection equipments. Task V – Report IEA-PVPS T5-05:2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (2002a). ______. Trends in photovoltaic applications: Survey report of selected IEA countries between 1992 and 2007. Report IEA-PVPS T1-17:2008. Disponível em: . Acesso em: 20 jan 2009. 82

IEEE - The Institute of Electrical and Electronics Engineers. Std 929-2000: IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems. 2000. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008. ______. Std 1547-2003: IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. 2003. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008. SEVERINO, M. M. Avaliação técnico-econômica de um sistema híbrido de geração distribuída para atendimento a comunidades isoladas da Amazônia. Publicação PPGENE.TD 027/08. Tese (Doutorado em Engenharia Elétrica) - Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade de Brasília, Brasília, 2008. SHAYANI, R. A. Medição do rendimento global de um sistema fotovoltaico isolado utilizando módulos de 32 células. Publicação PPGENE.DM 265/06. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Departamento de Engenharia Elétrica, Universidade de Brasília, Brasília, 2006. SHAYANI, R. A.; OLIVEIRA, M. A. G.; CAMARGO, I. M. T. Comparação do Custo entre Energia Solar Fotovoltaica e Fontes Convencionais. In: V Congresso Brasileiro de Planejamento Energético. SBPE: 2006.

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CAPÍTULO 6 IMPACTOS DA GDFV NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

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CAPÍTULO 6 – IMPACTOS DA GDFV NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO A interligação de uma grande quantidade de GDFV diretamente na rede de distribuição, notadamente na baixa tensão, pode causar alguns impactos na rede da concessionária. Existem aspectos tanto vantajosos quanto desfavoráveis, apresentados a seguir.

6.1 – DISTORÇÃO HARMÔNICA Os conversores comutados pela linha, baseados em tiristores, injetam correntes harmônicas na rede em grande quantidade. Entretanto, a tecnologia utilizada nos conversores autocomutados, de modulação de largura de pulso (PWM - pulse-width modulation), apresenta uma interface mais amigável ao sistema de potência. A frequencia de chaveamento utilizada é de 50 a 100 vezes superior à da rede, e os filtros embutidos atenuam as componentes de alta frequencia para valores que podem ser negligenciados (Dugan et al., 2004; IEA-PVPS, 2002a). Existem diversas normas internacionais que regem a quantidade de harmônicas que um conversor de geração distribuída pode injetar na rede, tais como:  Norma IEEE Std 929-2000: IEEE Recommended Practice for Utility Interface of

Photovoltaic (PV) Systems; e 

Norma IEEE Std 1547-2003: IEEE Standard for Interconnecting Distributed

Resources with Electric Power Systems. Ambas prescrevem o limite de injeção harmônica de corrente, porém sempre se referindo à norma IEEE Std 519-1992: IEEE Recommended Practices and Requirements for

Harmonic Control in Electrical Power Systems (Quadro 6.1).

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Quadro 6.1 – Limite de distorção harmônica de corrente para conversor de 6 pulsos, em porcentagem da corrente de carga. Percentual máximo de distorção (%) Ordem harmônica Harmônicas Harmônicas pares (h) ímpares h < 11 4,00 1,00 11 ≤ h < 172,00 0,50 17 ≤ h < 231,50 0,38 23 ≤ h < 350,60 0,15 35 ≤ h 0,30 0,08 Distorção total 5,00

Fonte: IEEE - The Institute of Electrical and Electronics Engineers. Std 519-1992: IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. 1992. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (modificado). Devido aos severos limites impostos à injeção de harmônicas na rede, os conversores que atendem às normas internacionais de qualidade de energia elétrica produzem menos harmônicas do que cargas não-lineares convencionais (PVUPSCALE, 2007a). Logo, não impactam negativamente a rede de distribuição. Uma situação que pode ocorrer, em condições específicas, é o capacitor do conversor entrar em ressonância com a rede de baixa tensão (PVUPSCALE, 2007b; Dugan et al., 2004). Nesse caso, uma componente de alta frequencia aparece na forma de onda da tensão. Os efeitos desse tipo de distúrbio, quando ocorrem, afetam relógios que podem marcar o tempo mais rápido do que deviam. Este problema é normalmente solucionado pela adição de um capacitor em paralelo para filtrar estas componentes de alta frequencia, adequadamente dimensionado para não causar ressonâncias adicionais (Dugan et al., 2004). Outra condição interessante ocorre na presença de harmônicas pares, resultando em um fenômeno denominado "injeção CC". Se a tensão da rede possuir harmônicas ímpares, elas podem causar mau-funcionamento em conversores que utilizam a estratégia PWM, principalmente quando a sincronização detecta a passagem pelo zero, gerando uma forma de onda assimétrica e, consequentemente, com nível CC diferente de zero. Esta condição pode ser intrinsicamente suprimida pela utilização de transformadores isoladores

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(PVUPSCALE, 2007a). O valor máximo tolerável de injeção CC é de 0,5% da corrente nominal (IEEE, 2003).

6.1.1 – Atuação como filtros ativos de distorção harmônica Um ponto de destaque é que os conversores, por utilizarem eletrônica de potência, apresentam o potencial de atuarem como filtros ativos de distorção harmônica, visando melhorar a qualidade da energia elétrica da rede de distribuição, efetivamente reduzindo as harmônicas de tensão (PVUPSCALE, 2007a). Entretanto este interesse, atualmente, é apenas teórico, pois não existe ainda benefício financeiro regulamentado para estimular seu uso (PVUPSCALE, 2007b).

6.2 – REGULAÇÃO DE TENSÃO A regulação de tensão é uma característica intrínseca da rede elétrica. Em um sistema de geração centralizada, geralmente a tensão é mais elevada próxima ao gerador e mais reduzida perto da carga, com a respectiva queda de tensão nas redes de transmissão e distribuição. Técnicas para melhorar a regulação incluem mudança na relação de transformação de transformadores e chaveamento de banco de capacitores, visando garantir que a tensão fique dentro de uma faixa adequada de valores. Utilizando geração distribuída, parte da potência requerida pela carga é suprida localmente. Assim, a corrente que flui pela rede de distribuição é reduzida, diminuindo a queda de tensão. Logo, sistemas FV podem atuar como reguladores de tensão para compensar quedas de tensão em situações de carga pesada (PVUPSCALE, 2007b). Duas situações notáveis podem ocorrer nesta configuração: excesso de geração no ramal de distribuição, aumentando demasiadamente a tensão, ou desconexão súbita da GD, reduzindo bruscamente a tensão.

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6.2.1 – Excesso de geração Caso haja grande concentração de GDFV em determinada área, e a situação de carga leve coincida com a de elevada radiação solar, o alimentador da rede de distribuição poderá atender à carga local e ainda injetar o excedente de energia de volta para a rede. Esta situação, de uma barra de carga se tornar geradora, provoca o efeito inverso da queda de tensão para o qual o ramal de distribuição havia sido projetado. Como a corrente muda o sentido de seu fluxo, ocorre um aumento da tensão na barra produtora, que pode atingir níveis críticos, vindo a limitar a quantidade de GD possível de ser instalada (PVUPSCALE, 2007a). Uma situação em que isto pode ocorrer é durante as férias de verão, em que vários lares podem ter GDFV instalada para suprir os aparelhos de ar-condicionado. Caso muitas pessoas viagem de férias, o consumo será muito reduzido, e o sistema continuará gerando, vindo assim a elevar a tensão durante o despacho de sua energia para a carga mais próxima. A análise do perfil de tensão ao longo de uma rede de distribuição permite visualizar o efeito do aumento de tensão (Gráfico 6.1). A subestação que interliga as redes de alta e média tensão (barra A) pode ser considerada de tensão constante, visto que tipicamente possui regulador de tensão com mudança da relação de transformação do transformador sob carga. O trecho AB corresponde à rede de tensão primária (média tensão), e o transformador de distribuição BC possui relação de transformação fixa, a qual é ajustada no momento da instalação e normalmente não mais é alterada. A rede CD corresponde ao ramal de tensão secundária de distribuição (baixa tensão) (IEA-PVPS, 2002b).

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(a)

(b)

(c)

(d)

(e)

Fonte: IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Impacts of Power Penetration from Photovoltaic Power Systems in Distribution Networks. Task V – Report IEA PVPS T5-10: 2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008a (modificado). Gráfico 6.1 – Perfil de tensão ao longo de uma rede de distribuição, permitindo visualizar o efeito do aumento de tensão. (a) Representação do sistema de potência equivalente; (b) situação de carga pesada, sem a presença de GDFV; (c) situação de carga leve, sem a presença de GDFV; (d) carga pesada, com GDFV atendendo a toda a carga e ainda gerando para a rede; e (e) carga leve, com pequena GDFV já excedendo o limite superior de tensão.

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No item (b) do Gráfico 6.1 é representada uma situação de carga pesada, onde a relação de transformação fixa do transformador de baixa tensão garante que a carga seja atendida com tensão dentro dos limites toleráveis por norma. No item (c) a carga é leve, logo ocorre menor queda de tensão. Neste caso, deve-se evitar que a tensão ultrapasse o limite superior. Nestes casos a GDFV não está conectada. O item (d) mostra uma situação de carga pesada, com GDFV atendendo a toda a carga e ainda gerando o excedente para a rede. Um valor limite de geração distribuída pode ser identificado, quando o aumento da tensão no ramal de baixa tensão alcança seu limite superior. No item (e) a carga é leve, logo a tensão já se encontra elevada. Neste caso, o limite de GDFV é mais reduzido, pois com pequena injeção de potência, o aumento de tensão já é suficiente para ultrapassar o limite (IEA-PVPS, 2002b). O equacionamento matemático do aumento de tensão depende de diversas variáveis, entre elas (PVUPSCALE, 2008a): 

Valor da tensão na saída da subestação;



Impedância do ramal de distribuição e do transformador de distribuição;



Relação de transformação (caso o ajuste do transformador de distribuição não esteja

configurado para a tensão nominal); e  Potências ativa e reativa injetadas em cada barra. O aumento de tensão torna-se pronunciado em redes de distribuição rural, por apresentarem tipicamente maior impedância que as redes urbanas (PVUPSCALE, 2007a). A regulação de tensão em alimentadores radiais com elevada penetração de GDFV pode ser controlada pela limitação da potência ativa injetada ou fazendo-se com que os conversores modifiquem seu fator de potência para suprir ou consumir reativos. Os alimentadores de baixa tensão, por terem resistência muito superior à indutância, podem ter sua tensão melhor regulada com uma pequena redução da potência ativa injetada. Caso seja utilizada potência reativa para fazer o ajuste da tensão, as perdas na rede podem ficar elevadas. O controle de tensão pelos reativos é mais indicado para condutores de média tensão, onde a indutância é mais pronunciada (Tonkoski e Lopes, 2008).

92

6.2.2 – Desconexão súbita Caso a GD supra parcela considerável da carga do alimentador de distribuição, sua desconexão súbita faz com que a corrente necessária para continuar suprindo o sistema seja completamente fornecida pela geração central, o que aumenta instantaneamente a queda de tensão no ramal. Caso os equipamentos de regulação de tensão utilizados pelas concessionárias, tais como mudança de relação de transformação de transformadores sob carga e chaveamento de banco de capacitores, tenham sido ajustados considerando a presença da GD como dispositivo regulador de tensão, podem levar alguns minutos para detectar a situação e atuar sobre ela, fazendo com que a tensão fique fora da faixa adequada de fornecimento (Gráfico 6.2) (Dugan et al., 2004).

(a)

(b)

Fonte: DUGAN, Roger C.; McGRANAGHAN, Mark F.; SANTOSO, Surya; BEATY, H. Wayne. Electrical Power Systems Quality . Second Edition. Ed. McGraw-Hill: 2004 (modificado). – Mudança no seja Gráfico 6.2é desconectada, perfilpor deum tensão quando a ou GD, como regulador tensão, afundamento porutilizada uma falta no sistema de de distribuição: (a) tensão com a GD conectada; (b) tensão fora do limite após a saída da GD.

A desconexão súbita pode ocorrer, por exemplo, devido a um afundamento de tensão no sistema de transmissão, o qual pode se propagar à toda GD conectada na rede de distribuição (PVUPSCALE, 2007a). 93

Existe registro na literatura que indica que, caso a penetração da GD seja inferior a 30% da capacidade do alimentador, não deverá ter potência suficiente para regular a tensão, e será dominada pela variação diária de tensão na rede. Entretanto, para uma inserção maior de GD, esta questão necessita ser prevista (Dugan et al., 2004). As normas internacionais prescrevem que a GD deve ser desconectada caso a rede de distribuição apresente condições anormais de operação, sendo automaticamente reconectada somente após a tensão em regime permanente e a frequencia da rede ficarem dentro dos níveis aceitáveis por 5 minutos (IEEE, 2000; IEEE, 2003). Caso a rede seja rapidamente restaurada, por meio de um religador automático, por exemplo, ainda permanecerá 5 minutos sem a GD, o que provocará a redução de tensão até que os dispositivos de regulação sejam acionados. Ao ser novamente inserida, a tensão elevar-se-á novamente, fazendo com que a unidade consumidora seja alimentada inicialmente com tensão baixa (logo após a eliminação da situação anormal), e depois com tensão elevada (com a reconexão da GD), prejudicando assim a qualidade da tensão em regime permanente (Dugan et al., 2004). Algumas tecnologias não são capazes de realizar a regulação de tensão, como é o caso de conversores que não geram potência reativa. Logo, a variação na tensão é menor quando a GD está operando com fator de potência unitário (Dugan et al., 2004). A norma IEEE Std 929-2000 prescreve que o fator de potência da GDFV deve ser superior a 0,85 (indutivo ou capacitivo). Para atuar como compensador de potência reativa, necessita de aprovação da concessionária para operar fora deste limite (IEEE, 2000). A maioria dos conversores atua com fator de potência próximo da unidade, pois a lógica de controle mais comum e simples de implementar é gerar uma corrente senoidal que segue a forma de onda da tensão (Dugan et al., 2004). Apesar desse atenuante, com uma penetração significante de GDFV utilizando pequenos geradores com fator de potência fixo, também são possíveis elevadas variações de tensão ao ocorrer um desligamento súbito. Assim, existe registro na literatura indicando que essa variação de tensão não deve ser superior a 5%, para que a tensão continue dentro da faixa de valores adequada mesmo com a desconexão súbita da GD (Dugan et al., 2004). 94

Possíveis soluções para se evitar que o nível de tensão em regime permanente varie fora da faixa de valores considerada adequada incluem: 

Corrigir o nível da tensão por meio de rápida mudança na relação de transformação

do controlador de tensão, ou rápida reconexão da GD. Pode-se estabelecer uma lógica de controle que trava a relação de transformação em uma posição pré-definida quando da saída da GD (Dugan et al., 2004); 

Limitar a injeção de potência do sistema fotovoltaico, utilizando uma lógica de

controle aplicada aos conversores caso a tensão esteja elevada acima de um valor crítico (PVUPSCALE, 2007a); 

Inserir GDFV no planejamento da rede de baixa tensão, limitando a quantidade de

geração permitida para cada consumidor (PVUPSCALE, 2007a); e (ou) 

Prescrever que a nova geração de conversores possua uma curva de suportabilidade

a afundamentos e elevações de tensão menos severa, evitando assim desligamentos desnecessários. A GD deve possuir os mesmos ajustes de desligamento utilizados nas unidades de geração centralizada (PVUPSCALE, 2007a).

6.3 – ESTABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO Afundamentos e interrupções momentâneos de tensão podem ser considerados como um sério distúrbio de qualidade da energia elétrica, devido à possibilidade de causar maufuncionamento em equipamentos quando ultrapassada sua curva de suportabilidade de tensão (PVUPSCALE, 2007a). Considerando elevada penetração da GDFV, um afundamento na rede de transmissão pode vir a desligar uma grande quantidade de conversores, retirando assim uma parcela considerável de geração distribuída simultaneamente, o que pode prejudicar a estabilidade do sistema elétrico (PVUPSCALE, 2007a). Com a engenharia ganhando mais experiência com a utilização de GD, melhorias são identificadas e normatizadas. Ao considerar GD em larga escala, a filosofia não mais pode ser de desligar-se ao primeiro sinal de problema, e sim manter-se conectada para auxiliar

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na estabilidade do sistema, ou reconectar-se rapidamente após o distúrbio ser eliminado (PVUPSCALE, 2007a). Os Gráficos de 6.3 a 6.5 apresentam as curvas de suportabilidade de tensão normatizadas para GD. Nota-se que a norma IEEE 929-2000 (Gráfico 6.3) solicita o desligamento da GD caso um afundamento superior a 50% ultrapasse 6 ciclos de duração (0,10 s). A norma IEEE 1547-2003 eleva este tempo para 10 ciclos (0,17 s) (Gráfico 6.4). Já a norma alemã para conexão de sistemas de geração em paralelo com a rede de média tensão, publicada em junho de 2008, apresenta uma curva de suportabilidade bem menos severa, não prevendo nenhuma desconexão em até 9 ciclos (0,15 s), independentemente do valor da tensão. A área entre as duas curvas sólidas do Gráfico 6.5 possibilita a desconexão da GD, porém se recomenda que o sistema continue conectado (PVUPSCALE, 2008a). Como resposta aos afundamentos aplicados em testes de campo, conversores com esquema de controle de corrente mantiveram a operação estável, sem gerar sobrecorrentes. Entretanto, quando a lógica de controle de tensão é utilizada, sobrecorrentes são detectadas, e a operação da GD é interrompida por relés de sobrecorrente (PVUPSCALE, 2007a). Para elevações de tensão, o relé de sobretensão pode atuar, o que não é desejável ao se tratar de variação momentânea de tensão. A utilização de curvas de suportabilidade menos severas auxiliam na eliminação desse problema (PVUPSCALE, 2007a). Com esta capacidade de manter-se operante durante variações momentâneas de tensão, a GD deixa de prejudicar a estabilidade da rede, vindo a contribuir para sua rápida restauração, uma vez finalizada a elevação ou afundamento de tensão.

96

IEEE -Recommended The Institute ofPractice ElectricalforandUtility Electronics Engineers. Std 929-2000: Fonte: IEEE Interface of Photovoltaic (PV) Systems. 2000. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (modificado). Gráfico 6.3 – Curva de suportabilidade de tensão, indicando a relação tempo x valor de tensão para que a GD se desconecte da rede caso distúrbios elétricos sejam detectados, conforme norma IEEE 929-2000.

Fonte: IEEE - The Institute of Electrical and Electronics Engineers. Std 15472003: IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. 2003. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (modificado). Gráfico 6.4 – Curva de suportabilidade de tensão, indicando a relação tempo x valor de tensão para que a GD se desconecte da rede caso distúrbios elétricos sejam detectados, conforme norma IEEE 1547-2003.

Fonte: PVUPSCALE - PV in Urban Policies – Strategic and Comprehensive Approach for Long-term Expansion. WP4 – Deliverable Recommendations for Utilities. 2008. Disponível . Acesso em: 1 set 2008 (modificado).

4.4: em:

Gráfico 6.5 – Curva de suportabilidade de tensão, indicando a relação tempo x valor de tensão para que a GD se desconecte da rede caso distúrbios elétricos sejam detectados, conforme norma alemã, editada em 2008.

97

6.4 – CONTRIBUIÇÃO PARA A CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO Em um arranjo FV, a corrente de curto-circuito apresenta-se apenas entre 10% e 20% superior à corrente nominal. Diferentemente de geradores que utilizam máquinas rotativas, a corrente de falta é muito próxima da corrente normal de carga (PVUPSCALE, 2007a). A contribuição da GDFV para a corrente de curto-circuito na rede de distribuição depende do modo de operação do conversor. No esquema de controle de tensão, ao tentar manter a tensão estável durante uma falta, o conversor disponibiliza uma corrente mais elevada, principalmente se possuir sistema de armazenamento de energia. Já no esquema de controle de corrente, mais comum entre os sistemas modernos instalados, não há incremento durante a falta (PVUPSCALE, 2007a). Os conversores são normalmente equipados com relés de subtensão e sobrecorrente, visando identificar uma falta e cessar sua contribuição para a corrente de curto-circuito (PVUPSCALE, 2007a).

Por operarem com dispositivos de eletrônica de potência e possuírem inércia mecânica nula, devido ao fato de a GDFV não possuir máquina rotativa, os conversores possibilitam sua rápida desconexão da rede caso detectem algum distúrbio que exija esta ação. Podem também ser instantaneamente reconectados, inclusive fora de fase, pois as correntes não excedem o limite dos semicondutores (Dugan et al., 2004).

6.5 – ILHAMENTO NÃO-INTENCIONAL O ilhamento pode ser definido como uma condição de operação em que a central geradora supre uma porção eletricamente isolada do sistema de distribuição (IEEE, 2000; ANEEL, 2009). Esta situação, quando não-intencional5, deve ser evitada, pois apresenta situações de risco, tais como (IEEE, 2000): 

Risco de morte para os funcionários da concessionária de distribuição que realizam

manutenção nos alimentadores, pois a linha pode manter-se energizada quando espera-se que esteja desconectada de todas as fontes de energia; 5

Existe a situação de ilhamento intencional, para atender cargas que precisam ficar constantemente ligadas, operando de maneira semelhante aos sistemas ininterruptos de energia (no-breaks).

98



Possibilidade de danos físicos aos equipamentos da unidade consumidora caso os

parâmetros de tensão e frequencia fiquem fora das faixas toleráveis por não mais serem controlados pela concessionária no ilhamento; e 

Interferência no restabelecimento da energia pela concessionária, podendo gerar

desarme ou danificar equipamentos caso ocorram religamentos fora de fase. Existem duas condições que devem ser simultaneamente atendidas para que ocorra o ilhamento não-intencional (PVUPSCALE, 2007a): 

Deve haver equilíbrio entre geração e carga no momento em que a alimentação

principal ficar indisponível (Gráfico 6.6); e 

A proteção do conversor deve apresentar falha na detecção de que a alimentação

principal foi desligada. A literatura registra que o risco de um consumidor ou um funcionário da concessionária de distribuição tomarem um choque em um ilhamento não-intencional é mil vezes menor que o risco de choque já existente na rede elétrica (IEA-PVPS, 2002c). Um das justificativas é a baixa probabilidade de haver perfeito casamento entre geração e carga para que o ilhamento ocorra (IEEE, 2000; IEA-PVPS, 2002c; PVUPSCALE, 2007a). Não há relato de ocorrências reais de ilhamento não-intencional, mesmo em redes de distribuição com elevada penetração de GDFV (Gaiddon, Kaan e Munro, 2009). Porém, por envolver risco de morte, esse assunto sempre merece atenção especial. Para prevenir o ilhamento não-intencional, os conversores são dotados de um sistema de monitoramento, instalado entre a GDFV e a rede de distribuição de baixa tensão. O disjuntor que interliga a GD pode ser desarmado por diversos métodos de detecção de presença de tensão na rede da concessionária, incluindo medição de tensão e frequencia. Existem diversas formas de detectar o ilhamento, sendo que o conversor pode utilizar métodos passivos ou ativos para tal. Os métodos passivos incluem detecção de: subtensão ou sobretensão, subfrequencia ou sobrefrequencia, harmônicas de tensão ou corrente e modificação na fase da tensão. Os métodos ativos incluem, entre outros: medição de impedância, detecção de impedância em uma determinada frequencia e modificação na frequencia. A detecção do ilhamento também pode ser realizada pela concessionária de 99

distribuição, por meio de sistemas de comunicação e monitoramento ou pelo método de inserção de impedância (IEA-PVPS, 2002d).

Fonte: IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Risk analysis of islanding of photovoltaic power systems within low voltage distribution networks. Task V – Report IEA PVPS T5-08: 2002. Disponível em: . Acesso em: 02 jul 2010 (modificado). Gráfico 6.6 – Indicação dos momentos em que há equilíbrio entre geração e carga, necessário para que ocorra um ilhamento não-intencional. Uma tecnologia apresentada de maneira informativa na norma IEEE Std 929-2000 sugere que os conversores conectados à rede podem possuir um sinal de desestabilização, que está constantemente tentando mudar a frequencia do sistema. Enquanto conectado à rede, a concessionária, que se comporta como um barramento infinito perante a GD, neutraliza esta tendência de desestabilização. Entretanto, caso ocorra um ilhamento não-intencional, a frequencia rapidamente apresentará um pequeno desvio, permitindo assim detectar o ilhamento, tanto pela lógica de controle do conversor quanto por relés de frequencia (Dugan et al., 2004).

6.6 – BENEFÍCIOS DA UTILIZAÇÃO DE ELEVADA PENETRAÇÃO DE GDFV A utilização generalizada de GD com conversores possibilita que a eletrônica de potência tenha um papel especial na nova geração de redes de distribuição das concessionárias. A 100

utilização de centenas ou até milhares de conversores próximos entre si permite um impacto positivo na rede. Um exemplo de elevado grau de penetração de GDFV em uma rede de distribuição ocorre na cidade de Ota, no Japão (Figura 6.1), com aproximadamente 220 mil habitantes, onde 553 casas foram equipadas com sistema fotovoltaico em seus telhados, totalizando 2,13 MWp de potência instalada entre 2003 e 2006 (PVUPSCALE, 2008b). Além desse exemplo no Japão, existem diversas áreas urbanas com sistemas fotovoltaicos ao redor do mundo (Figura 6.2), podendo-se citar: Vila Olímpica de Sidney (Austrália), Gleisdorf (Austrália), Grand-Lyon, La Darnaise (França), Freiburg, Schlierberg Solar Estate (Alemanha), Alessandria (Itália), Hal Region, 'City Of The Sun' (Holanda), Amsterdã, Nieuw Sloten (Holanda), Nieuwland (Holanda), Barcelona (Espanha), Malmö (Suécia), Kirklees (Reino Unido), Londres, Croydon (Reino Unido) e Rancho Cordova, CA, e Premier Gardens New Home Development (Estados Unidos). Há também a previsão de instalação de sistemas fotovoltaicos nos seguintes locais: Valby, Sol I Valby (Dinamarca), Saint-Priest, Les Hauts De Feuilly (França), Lyon, Lyon-Confluence (França), Solar Urban Planning Berlin (Alemanha), Solar Housing Estate Cologne-Wahn (Alemanha), Solar Quarter Gelsenkirchen-Bismarck (Alemanha), Lisboa, Bairro do Padre Cruz (Portugal) e Port of Barrow Redevelopment (Reino Unido) (Gaiddon, Kaan e Munro, 2009). Considerando o uso pronunciado de conversores, a nova geração destes equipamentos pode realizar funções adicionais, tais como (PVUPSCALE, 2007a): a)

Melhoria na qualidade da potência ativa, utilizando filtragem ativa de harmônicas.

Como os conversores constroem a forma de onda, podem injetar correntes harmônicas visando compensar a distorção detectada na rede de distribuição, reduzindo a distorção total.

101

Fonte: PVUPSCALE - PV in Urban Policies – Strategic and Comprehensive Approach for Long-term Expansion. Case-studies: Jyosai Town PV Demonstration Area . 2008. Disponível em: . Acesso em: 1 set 2008. Figura 6.1 – Instalação de GDFV com elevada penetração na cidade de Ota, no Japão.

102

(a)

(b)

(c)

Fonte: GAIDDON, B.; KAAN, H.; MUNRO, D. Photovoltaics in the urban environment: lessons learnt from large-scale projects. Earthscan, London, 2009. Figura 6.2 – Instalação de GDFV com elevado grau de penetração em: (a) Schlierberg Solar Estate (Alemanha), (b) Premier Gardens New Home Development (Estados Unidos) e (c) 'City Of The Sun' (Holanda).

103

Ao ser combinado com um sistema de armazenamento de energia, que pode ser relativamente pequeno como um capacitor, mais funções podem ser implementadas, tais como: b)

Redução do desequilíbrio de tensão. Pode ser feito, dinamicamente, o controle da

simetria das fases, com a injeção de correntes propositalmente assimétricas; c)

Regulação do fator de potência, controle de energia reativa e controle do nível de

tensão; d)

Redução da demanda na ponta de carga; e

e)

Melhoria na confiabilidade da rede. Pode ser desejável que, no caso de um defeito

na rede de distribuição, a GDFV continue operando, ao invés de se desconectar. Dessa forma, é possibilitada a operação isolada intencional e controlada, funcionando como sistema ininterrupto de energia ( nobreak) para cargas essenciais, tais como computadores, além de manter o funcionamento de aplicações específicas, como bombeamento d'água. Um mercado potencial para esta tecnologia abrange redes de distribuição de pouca confiabilidade, que apresentam desligamentos constantes e demorado tempo de restabelecimento.

Entretanto, essas facilidades necessitam de compensação financeiras para que haja estímulo à sua comercialização (PVUPSCALE, 2007a).

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 6 DUGAN, R. C.; McGRANAGHAN, M. F.; SANTOSO, S.; BEATY, H. W. Electrical Power Systems Quality . Second Edition. Ed. McGraw-Hill: 2004. GAIDDON, B.; KAAN, H.; MUNRO, D. Photovoltaics in the urban environment: lessons learnt from large-scale projects. Earthscan, London, 2009. IEA-PVPS - International Energy Agency - Photovoltaic Power Systems Programme. Grid-connected photovoltaic power systems: Survey of inverter and related protection equipments. Task V – Report IEA-PVPS T5-05:2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (2002a).

104

______. Impacts of Power Penetration from Photovoltaic Power Systems in Distribution Networks. Task V – Report IEA PVPS T5-10: 2002. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008 (2002b). ______. Risk analysis of islanding of photovoltaic power systems within low voltage distribution networks. Task V – Report IEA PVPS T5-08: 2002. Disponível em: . Acesso em: 02 jul 2010 (2002c). ______. Evaluation of islanding detection methods for photovoltaic utility interactive power systems. Task V – Report IEA PVPS T5-09: 2002. Disponível em: . Acesso em: 02 jul 2010 (2002d). IEEE - The Institute of Electrical and Electronics Engineers. Std 519-1992: IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. 1992. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008. ______. Std 929-2000: IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems. 2000. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008. ______. Std 1547-2003: IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. 2003. Disponível em: . Acesso em: 29 dez 2008. PVUPSCALE - PV in Urban Policies – Strategic and Comprehensive Approach for Longterm Expansion. Case-studies: Jyosai Town PV Demonstration Area. 2008. Disponível em: . Acesso em: 1 set 2008 (2008b). ______.WP4 – Deliverable 4.1: State-of-the-art on dispersed PV power generation: publications review on the impacts of PV Distributed Generation and Electricity networks. 2007. Disponível em: . Acesso em: 1 set 2008 (2007a). ______.WP4 – Deliverable 4.2: Utilities experience and perception of PV distributed generation. 2007. Disponível em: . Acesso em: 1 set 2008 (2007b). 105

______.WP4 – Deliverable 4.4: Recommendations for Utilities. 2008. Disponível em: . Acesso em: 1 set 2008 (2008a). TONKOSKI, R.; LOPES, L. Voltage Regulation in Radial Distribution Feeders with High Penetration of Photovoltaic. In: IEEE Energy 2030. Atlanta, GA – USA, 2008.

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CAPÍTULO 7 MARCOS REGULATÓRIOS E INCENTIVOS: UM PANORAMA

107

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CAPÍTULO 7 – MARCOS REGULATÓRIOS E INCENTIVOS: UM PANORAMA 7.1 – PANORAMA RETROSPECTIVO DAS ENERGIAS RENOVÁVEIS Existem diversas formas de incentivar a utilização de determinado bem ou serviço. Para que as ações adotadas tenham efeito perene, há a necessidade de marcos regulatórios claros para que empreendedores possam investir com tranquilidade, principalmente quando o retorno financeiro se dá no longo prazo. Aqui está apresentada uma abordagem universal dos tipos de marcos regulatórios e de incentivos governamentais aplicáveis à energia solar fotovoltaica. O texto deriva de análise sobre o documento "O futuro das fontes renováveis de energia para os países em

desenvolvimento", emitido pela International Solar Energy Society (ISES) em 2005. Segundo o documento da ISES, a situação energética mundial atual é resultado de políticas energéticas passadas e de subsídios que com frequência persistem no presente. Os preços dos combustíveis fósseis e da energia nuclear não são o resultado de mecanismos de mercado livre, nem refletem seus verdadeiros custos. Os usuários que se beneficiam dos baixos preços cobrados atualmente pela energia, tipicamente não arcam com o custo e as conseqüências das externalidades e dos conflitos atuais. Tais distorções de mercado acumularam barreiras sérias e perseverantes contra o uso dos recursos energéticos renováveis. Além disso, existem barreiras adicionais para o uso dos recursos renováveis no que se refere ao seu custo de capital relativamente maior, impostos de importação, falta atual de economia de escala, dificuldade de acesso ao crédito disponível, custos específicos e punitivos de conexão à rede, falta de padrões, e falta de treinamento e de conscientização. Nos países em desenvolvimento a barreira do risco do investidor é ainda mais alta devido às incertezas políticas, regulatórias e de estabilidade de mercado. Além disso, projetos de empreendedores oportunistas, intervenções governamentais inconsistentes, tecnologia e

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manutenção de baixo nível, e as promessas irreais de acesso universal à rede têm também distorcido os mercados para as fontes renováveis em muitos países em desenvolvimento.

Recomendação. Políticas e iniciativas têm que enfrentar essa realidade e devem não apenas superar as barreiras, mas também fornecer um ambiente que permita o crescimento sustentável do uso de fontes renováveis de energia. Tal ambiente implica em condições a nível macro (mercado nacional), a nível médio (mercado energético) e a nível micro (mercado de energia sustentável). Cada sistema estabelece as condições-limite para seus subsistemas. Por exemplo: o sistema macroeconômico legal, político, financeiro, infraestrutural, burocrático e econômico determina as condições-limite para um subsistema de mercado energético nacional. Por sua vez, o mercado energético nacional estabelece as condições-limite para seu subsistema, o mercado de energia sustentável. De modo inverso, cada subsistema alimenta o seu sistema com recursos, energia e informação. Isso implica que uma intervenção em apenas um nível atuando em apenas uma direção (apenas de baixo para cima ou só de cima para baixo) é condenada ao fracasso. Os países em desenvolvimento foram vítimas de muitos fracassos de projetos de base locais conduzidos por ONGs, de baixo para cima, e também de muitos programas governamentais de reestruturação, de cima para baixo – muitas vezes sob influência de interesses internacionais, - conforme o documento do ISES.

Recomendação. Países, que estão obtendo sucesso em seu processo de transformação, utilizaram iniciativas em vários níveis. Um mercado energético renovável sustentável prospera quando não há apenas a energia gerada por fonte renovável sendo ‘empurrada’ pelo lado do fornecimento, mas também uma demanda ‘puxando’ pelo lado do consumidor

final. Em proveito do debate em torno de novas políticas públicas, deve ser observado que há um volume de conhecimento substancial, que foi acumulado pelos líderes mundiais no uso de fontes renováveis de energia. As nações em desenvolvimento podem tirar proveito desse conhecimento adicionando-o a seus contextos locais específicos. 110

7.2 – PANORAMA DE PERSPECTIVAS PARA AS ENERGIAS RENOVÁVEIS A transição para as fontes renováveis de energia não acontece automaticamente, somente porque uma política é formulada. Experiências têm mostrado que foram necessárias intervenções consistentes e consideráveis, de todos os tipos de mercado energético, antes que resultados significativos quanto às fontes renováveis de energia pudessem ser notados. Há vários estudos de caso em países em desenvolvimento e desenvolvidos ilustrando o efeito perigoso do vai e vem de políticas para fontes renováveis de energia. Nos EUA, o Crédito de Imposto de Produção tem expirado muitas vezes, criando ciclos danosos de picos de prosperidade alternados com crises profundas. Isso repercute em dispensa de funcionários e perda de memória institucional do sistema. Os investidores potenciais tendem a evitar tais incertezas. Na Índia, políticas conflitantes e inconsistentes, agravadas por regulamentações do setor elétrico, atrasaram o desenvolvimento das fontes renováveis de energia.

Em contraste, a Alemanha aprendeu a desenvolver políticas mais consistentes, que foram recompensadas com um desenvolvimento de mercado notável, apesar de condições mundiais (meio ambiente e economia) menos auspiciosas. Políticas consistentes fomentam indústrias domésticas e aumento de vagas de emprego. Isso, por sua vez, contribui para a estabilidade política e para a economia nacional. Boas políticas são também mais baratas

para administrar. Toda essa economia se reflete (consequentemente) em benefícios para os agentes dos programas específicos na economia nacional. Com a globalização da economia, os investidores têm uma vasta gama de opções quanto aos mercados nos quais estarão potencialmente envolvidos. Invariavelmente, eles investem onde percebem uma estabilidade de longo prazo e políticas de governo consistentes.

Recomendação. Para países em desenvolvimento, cuja situação política frequentemente não é estável, a lição importante é neutralizar esta reputação através de compromissos

políticos inequívocos e firmes. Boas intenções não bastam. A eficácia de intervenções positivas depende de que elas sejam levadas a sério. Se uma nação em desenvolvimento não tiver vontade e capacidade legislativas para efetivar políticas públicas, então os 111

melhores modelos políticos não têm valor algum. Políticas de incentivo, ao uso de fontes renováveis de energia, devem ser de fácil compreensão e de fácil execução. Ao mesmo tempo em que há certo grau de concordância com relação ao desejo pelas energias sustentáveis, os meios individuais de ir em direção a esse objetivo são numerosos. Dinamarca, Alemanha, Japão, Espanha e Brasil demonstraram que o segredo para reduções regulares e significativas de preços (quanto à energia gerada por fontes renováveis) está na

criação de mercados transparentes e seguros . Sob tais condições, empresas de pequeno e médio porte podem se permitir entrar na arena. Essas empresas viabilizam o núcleo empregador, e investem em pesquisa e desenvolvimento significativos. Elas também são as responsáveis pela redução na curva de aprendizado de preços nacional, que pode ser diferente da dos mercados internacionais. Os mercados energéticos nunca foram totalmente abertos ou competitivos. 'Liberalização

do mercado energético nacional', como propagado por alguns, é muitas vezes um modo de vender ativos nacionais para grandes investidores internacionais. Tipicamente, o resultado foi um declínio temporário nos preços da energia até que a capacidade de geração excedente fosse corroída. Então colapsos de sistema ou choques de preços– sem mencionar as vagas de trabalho perdidas – mostram um sinal claro do fracasso da 'liberalização'. Nesta etapa tardia, o governo tem que intervir para controlar o dano – muitas vezes através de um modo de gerenciamento de crise. Políticas para dar suporte ao uso de fontes renováveis de energia não são apenas justificadas pelos seus benefícios sociais e ambientais, mas também por reparar outras distorções de mercado que favoreceram o uso dos combustíveis fósseis e da energia nuclear no século passado.

O sistema de preços para fontes renováveis de energia é o mais bem sucedido. Até agora, os sistemas de preços são os que, em relação às fontes renováveis de energia, têm obtido melhores resultados quanto à: penetração de mercado, rentabilidade, criação de indústrias locais, criação de mercados domésticos, criação de vagas de trabalho e atração de pequenos e grandes investidores privados, assim como banqueiros.

112

Em contraste, o sistema de quotas mostrou-se mais volátil, tendendo a fazer o mercado passar por picos de prosperidade alternados com crises profundas, nas quais as indústrias estrangeiras, por terem políticas estáveis nos seus países de srcem, têm vantagens competitivas sobre as indústrias locais. O sistema de quotas não conseguiu até hoje reduzir

efetivamente os custos de energia. Enquanto o sistema de quotas exige procedimentos complexos e não está imune à corrupção, o sistema de preços é caracterizado por procedimentos simples, transparentes e rentáveis, bem mais apropriados aos países em desenvolvimento. Esse sistema transparente combate efetivamente a reputação de instabilidade política e fraudes contra a qual os países em desenvolvimento muitas vezes têm que lutar.

7.3 – PANORAMA DE INCENTIVOS PRECURSORES PARA UM MERCADO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS Existem dois importantes estímulos iniciais para a introdução do uso de fontes renováveis conectados à rede elétrica, uma delas estipulando preços ( sistema de preços) e a outra estipulando quotas (sistema de quotas). Conforme o white paper de 2005 da ISES ( O futuro das fontes renováveis de energia para

os países em desenvolvimento), no sistema de preços os operadores da rede (ou concessionárias) são obrigados a aceitar a energia elétrica gerada por fontes renováveis e a pagar tarifas mínimas fixadas (preços). Os preços são calculados com base nos custos específicos de produção através de fontes renováveis, que geralmente são mais altos do que a atual geração por combustíveis fósseis. Os preços são diferenciados de acordo com a tecnologia, porte e localização. Isso evita que apenas a tecnologia atualmente mais barata (p.ex.: eólica) seja promovida. Isso também previne que apenas algumas áreas (p.ex.: zonas ensolaradas) sejam desenvolvidas. Finalmente, o sistema de preços também encoraja o acesso igualitário para todos os

investidores, indo desde a casa de família modesta com gerador fotovoltaico no telhado, até o empreendedor que investe em uma fazenda eólica offshore com potência de vários megawatts.

113

Os pagamentos no sistema de preços são garantidos por um período de tipicamente vinte anos, declinando anualmente para as novas instalações, e são ajustados a cada dois anos para novos participantes. A redução destas, assim chamadas, 'tarifas-prêmio' reflete a curva de aprendizagem dos preços, mantendo a competitividade da indústria. Isso atrai investidores de longo prazo e, também, encoraja outros participantes a ingressarem mais cedo – uma condição decisiva para o desenvolvimento. As concessionárias também se qualificam para o sistema de preços. Há um contrato-padrão entre os produtores, que fornecem energia à rede, com o sistema de distribuição. Este último simplesmente distribui o custo extra sobre todos os usuários finais. Os maiores êxitos de mercado das fontes renováveis de energia foram obtidos onde é aplicado o sistema de preços. O sistema de preços não teve sucesso onde a duração dos contratos era muito curta, as tarifas eram pouco atrativas, as condições dos locais eram muito restritivas ou os encargos eram exorbitantes.

Net-metering (`medição do saldo´) é uma variante do sistema de preços. Nesse sistema o excedente na energia renovável produzida é injetado na rede pelo preço de varejo, que corresponde a um valor menor do que o considerado pelo sistema de preços para as fontes renováveis de energia. Em alguns casos, os produtores recebem o pagamento para cada quilowatt-hora, em outros eles só são pagos até o ponto onde a sua produção se iguala ao consumo. O sistema net-metering, sem outros estímulos financeiros, não é suficiente para uma penetração significativa no mercado, e pode ser considerado como uma fase de transição para o sistema de preços integral. Já o sistema de quotas é o inverso do sistema de preços. Em vez de o governo fixar o preço, ele fixa o objetivo e confia que o mercado determinará o preço. O governo pode estipular uma parcela mínima (quota) de potência ou energia a ser gerada por fontes renováveis. Esta determinação pode ser aplicada a produtores, distribuidores ou usuários finais.

114

As quotas podem ser aplicadas para sistemas conectados à rede ou isolados (nãoconectados), assim como para outras tecnologias renováveis, como biocombustíveis, ou energia termo-solar. Comparativamente ao sistema de preços, existem menos situações de casos de experimentação com o sistema de quotas. Há duas variantes para a geração de eletricidade: o RPS ( Renewable Portfolio Standards) e o sistema de licitações.

O sistema RPS é utilizado em 13 estados dos EUA, pelo qual geradores são obrigados a produzir uma meta (quota) de eletricidade produzida por fontes renováveis, deixando a escolha da tecnologia nas mãos do produtor ou prescrevendo parcelas para fontes renováveis específicas. Os produtores recebem créditos 'Certificados Verdes (CERTs) ', 'Etiquetas Verdes' ou 'Créditos de Energia Verde (RECs)' pela energia produzida através de fontes renováveis. Os créditos devem ser verificados independentemente e podem ser comercializados ou vendidos para compensar déficits/excedentes das obrigações. Se um produtor não cumprir com a sua obrigação no final do período, ele tem de pagar uma multa. Isso deixa a opção para o produtor, ou de produzir a energia verde ou de pagar a penalidade, se isto lhe custar menos. Ele também pode decidir sair do negócio ao final do período. Só no final do período o governo verá o que aconteceu. No sistema de licitações o governo estabelece alguns objetivos e um preço de eletricidade

máximo. Os proponentes (licitantes) submetem ofertas para esses contratos. O abandonado sistema NFFO (Non-Fossil Full Obligation) do Reino Unido seguia este sistema. Os governos podem estabelecer ofertas diferentes para várias tecnologias de uso de fontes renováveis, se eles não desejarem propagar uma monocultura de energia. Normalmente, os contratos são marcados do preço mais baixo para o mais alto, até que a quota seja preenchida. O governo subsidia a diferença entre a referência do mercado e a proposta vencedora. Tanto o sistema RPS quanto o sistema de licitações têm duração mais curta do que o sistema de preços, que é de tipicamente vinte anos. As tabelas 7.1 e 7.2 apresentam um resumo dos aspectos positivos e negativos dos sistemas de preços e do sistema de quotas. 115

Tabela 7.1 – Aspectos positivos e negativos do Sistema de Preços. Positivo Negativo - É o mais bem sucedido em relação a - As tarifas precisam de ajustes para mercados e indústrias domésticas em refletir a curva de aprendizado; desenvolvimento, na área de fontes - Não aplicável à produção de energia renováveis de energia, com benefícios não-elétrica através de fontes renováveis sociais, econômicos, ambientais e de (p.ex.: aquecimento termosolar de água). segurança; Estimula a participação de empreendedores de pequeno, médio e grande porte; - Baixos custos transacionais; - Facilidade de entrada de novos participantes; - Baixos custos para o governo; - Facilidade de financiamento; - Flexível a mudanças na tecnologia e no mercado; Apropriado para países em desenvolvimento. Tabela 7.2 – Aspectos positivos e negativos do Sistema de Quotas. Positivo Negativo - Favorece a tecnologia atualmente mais - O alto risco e a baixa rentabilidade barata; retardam a inovação; - Visa uma quota participação no mercado para adeenergia geradadefinida através de fontes renováveis; - Atrativo para empreendedores já bem estabelecidos do mercado global; e - Aplicável para todas as fontes renováveis de energia.

- Favorece grandes empreendedores globais, prejudica pequenos participantes domésticos; - Perde oportunidades de geração local de emprego, de desenvolvimento econômico igualitário em áreas rurais e de melhorias ambientais locais; - Concentra-se em áreas com maior abundância de recursos renováveis, desperdiçando a oportunidade de propiciar o acesso distribuído; - Tende a interrupções, gerando prejuízos para o desenvolvimento doméstico; A meta de quota estabelece o limite superior para o desenvolvimento; - Regulamentação, administração e aplicação-padrão complexos; - Altos custos transacionais; - Baixa flexibilidade para modificações a curto prazo; Impróprio para nações em desenvolvimento; e - Custos energéticos mais elevados do que os do sistema de preços. 116

7.4 – PANORAMA DE INCENTIVOS FINANCEIROS PARA O MERCADO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS Os incentivos financeiros são uma maneira através da qual os governos podem controlar as falhas do mercado energético, tentando por meio disto nivelar o ambiente competitivo. Esses incentivos podem tomar a forma de créditos tributários, abatimentos, investimento

ou suporte de produção, como praticado nos países mais desenvolvidos. Investimento e crédito de impostos de produção (CIP) podem cobrir tanto os custos totais das instalações geradoras como apenas os custos da planta . São projetados para estimular o investimento em tecnologias de geração de energia através dos recursos renováveis. As reduções na carga tributária do imposto de renda são interessantes somente para aqueles com uma renda relativamente elevada – o que certamente não é o problema principal nos países em desenvolvimento. Nos EUA (anos 80) e na Índia (anos 90), reduções na tributação ajudaram a indústria eólica a dar o salto inicial, mas também levaram a práticas fraudulentas e ao uso de tecnologias de baixo padrão. O ciclo tributário – e não a demanda do mercado de energia renovável – tende a influenciar o fluxo de investimentos em energia renovável. O CIP funcionou apenas naqueles estados dos EUA que possuíam incentivos adicionais. Como resultado desta experiência houve um movimento geral em direção a incentivos de produção. Os incentivos relacionados à produção também tendem a assegurar um melhor

desempenho dos sistemas e melhor manutenção. O alívio de impostos ambientais ou taxas de carbono é um incentivo de grande impacto, da mesma forma que a depreciação acelerada . Os impostos de importação incidentes sobre as tecnologias das fontes renováveis podem ser reduzidos até que as indústrias domésticas estejam suficientemente estabelecidas, mas têm de ser dentro de linhas da WTO ( World

Trade Organization). O Japão forneceu descontos sobre o preço da capacidade fotovoltaica instalada, combinados com empréstimos a juros baixos, disseminação da informação e educação. Esses incentivos devem estar amarrados a padrões tecnológicos. A Califórnia foi 117

precursora quanto aos pagamentos por kWh gerado. Contanto que tais pagamentos sejam altos o bastante e sejam garantidos por um período suficientemente longo, eles terão um efeito similar ao do sistema de preços.

Descontos e pagamentos são preferíveis a isenções tributárias, porque eles se acumulam em todos os níveis de renda. Eles produzem um crescimento mais uniforme do que a súbita redução do imposto de renda. Descontos e pagamentos por si só não são suficientes para estimular o mercado. Descontos e pagamentos também devem estar relacionados à energia total gerada. Argumentou-se que a questão financeira, mais do que a inovação tecnológica, conduz à queda da curva de custos para as fontes renováveis de energia. Na Alemanha empréstimos bancários a juros baixos e de longo prazo são refinanciados pelo governo federal. Nos

países em desenvolvimento, muito mais pessoas pobres poderiam ter acesso às fontes renováveis de energia, se elas tivessem acesso a empréstimos a juros razoáveis . Empréstimos para fontes renováveis de energia são plausíveis se os pagamentos mensais desses empréstimos forem comparáveis às despesas mensais atuais em velas, querosene e aparelhos domésticos. Sem tais financiamentos, apenas de 2 a 5% da população da República Dominicana, Índia, Indonésia e África do Sul poderiam ter acesso à energia moderna, enquanto este percentual seria de 50% com empréstimos apropriados. Isso corresponde a um aumento de dez vezes, pelo menos. Tais empréstimos tendem a ser específicos de cada país e cultura. Os pagamentos ou créditos antecipados parcelados, coordenados pelo fornecedor, normalmente não têm nenhuma garantia de qualidade do produto. Não se pode contar com prestações mensais regulares em dinheiro em comunidades agrícolas ou de pesca onde a renda é sazonal. O sistema de taxa de serviço coordenado por concessionárias indicadas pelo governo na África do Sul recebeu uma reação variada do governo. Em meados dos anos 90, 250 a 300 bilhões de dólares em subsídios eram pagos a cada ano para financiar o uso dos combustíveis fósseis e da energia nuclear em todo o mundo.

Mesmo os subsídios globais atuais de energias convencionais permanecem muitas vezes mais altos do que aqueles para fontes renováveis de energia . Surpreendentemente, de 80 a 118

90% dos subsídios globais que financiam os combustíveis fósseis e a energia nuclear são pagos pelos países em desenvolvimento. Os países que menos podem permitir-se a fazer isso assim mantêm o preço da sua energia artificialmente abaixo dos custos reais de produção e distribuição. Oito países em desenvolvimento, que respondem por um quarto do uso de energia do mundo, pagam subsídios de US$ 257 bilhões aos combustíveis fósseis, o que corresponde a 11% da sua produção econômica combinada. Mesmo pequenos subsídios para derivados do petróleo em países em desenvolvimento podem enviar sinais errôneos e direcionar nações para caminhos energéticos não sustentáveis, consequentemente sendo uma armadilha para os mais pobres. Subsídios, se concedidos, devem ter cláusulas de extinção e

devem capacitar aqueles que os recebem para uma transição rumo ao uso das fontes renováveis de energia. Os países em desenvolvimento gastam 20 bilhões de dólares por ano em lâmpadas de querosene altamente perigosas, velas e baterias. Do diesel transportado para regiões remotas, de dois terços a três quartos é gasto em transporte. Planeja-se gastar de 50 a 60 bilhões de dólares em subsídios a projetos de geração de energia nos países em desenvolvimento até 2030. Mesmo que todos os subsídios aos combustíveis fósseis fossem suspensos imediatamente, a inércia dos subsídios governamentais na infraestrutura existente ainda tende em direção à energia nuclear e aos combustíveis fósseis. Na maioria das vezes, a melhor política seria canalizar recursos para a eficiência energética, conservação de energia e fontes renováveis de energia. Em vez de tentar encontrar novas

fontes de recursos para subsidiar tecnologias decadentes estabelecidas (fóssil? nuclear?), os canais de financiamento existentes deveriam ser realocados para as fontes renováveis. Os governos dos países em desenvolvimento são grandes consumidores de energia, através dos seus prédios, veículos, sistemas de transporte, forças armadas e infraestrutura energeticamente ineficientes. Por isso, eles (os governos de países em desenvolvimento)

poderiam influenciar bastante o mercado se dessem o exemplo, eles próprios, e optassem pela eficiência energética, conservação de uso de energia gerada pelas fontes renováveis."

119

7.5 – PANORAMA DAS POLÍTICAS E AÇÕES REGULATÓRIAS PELO MUNDO. Em Trends in Photovoltaic Applications - survey report of selected IEA countries between

1992 and 2007, produzido pela Agência Internacional de Energia em agosto de 2008, consta um panorama de políticas e ações regulatórias adotadas por diversos países em 2007, e que visa a ampliar o uso de sistemas fotovoltaicos nos países estudados. A tabela 7.3 apresenta diversos mecanismos de suporte à tecnologia fotovoltaica (FV) adotada no ano de 2007. Já a tabela 7.4 apresenta uma visão geral desses mecanismos chave, para dar suporte à energia FV. O auxílio governamental pode envolver uma combinação das iniciativas apresentadas.

Mecanismos

ia l rá ts u A

a ir ts u Á

á d a n a C

a çí u S

a cr a m a in D

a h n a m el A

a h n a p s E

ça n a r F

o id n U o n ie R

Tarifas prêmio Subsídio direto Esquemas de eletricidade verde Esquemas de eletricidade verde específicas para FV

* X

X X

X

X X

X X X X X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Renewable portf oli o standards (RPS)

X

Exigência de FV no RPS Fundos de investimento para FV Benefícios fiscais Medição do saldo

Exigência de prédios sustentáveis

*

a li á tI

o ã p a J

ia ér o C

X X

X X X

X

X

l a g u tr o P

X

s o d i n U s o d a ts E

ia cé u S

X *X X

X

X

X

X

X

X X

X X

Net bill ing

Atividades ligadas aos bancos Atividades ligadas às concessionárias de energia

X

le a rs I

a g co e i u x r é M o N

X

X X X

X X X X

X

X

X

X

X

X X

X

X X

X

X

X X X

X

X

X

X X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Tabela 7.3 - Mecanismos de suporte à tecnologia fotovoltaica adotada por países em 2007. * As discussões sobre tarifas-prêmio evoluíram consideravelmente em 2007.

120

X

Tarifas prêmio Consumidores de energia FV conectada à rede com necessidade de fluxo de caixa (empreiteiros, investidores, comércios, etc).

o lv a o ci l b ú P

Subsídio direto Consumidores de energia FV com acesso limitado ao capital (famílias, pequenas empresas, organizações,

Esquemas de eletricidade verde

RPS (Renewable portfolio Standards)

Consumidores residenciais e comerciais de eletricidade.

Partes responsáveis, tipicamente as concessionária s de distribuição.

etc). tes e o d n a zi li t u se sí a P

o sm i n ca e m

o ã ç a t n e em l p m I

s ca it lí o p e s a ci m ô n o ce es õ ç ra e id s n o C

ustria, Canadá, Suíça, Alemanha, )r Espanha, França, Itália, Coréia e a il Portugal. m is u (o

Tipicamente administrado pelo setor elétrico (departamento de cobrança).

Método de internalizar as externalidades associadas com a geração convencional de energia.

Benefícios fiscais Qualquer entidade que paga imposto de renda (assalariados e empresários). Entretanto, pode não ser relevante para os principaisà candidatos FV. Canadá, Suíça, França, Reino Unido, Japão, Portugal e Estados Unidos.

Exigência de prédios sustentáveis Construção de novos prédios (residenciais e comerciais) e propriedades à venda.

Austrália, Áustria, Suíça, Alemanha, Espanha, França, Reino Unido, Itália, Japão, Coréia, Suécia e Estados Unidos. Necessita de considerável suporte da administração pública para lidar com pedidos, aprovações e

Austrália, Áustria, Canadá, Suíça, Alemanha, Reino Unido, Itália, Japão e Estados Unidos.

Austrália, Reino Unido, Japão, Suíça, Estados Unidos.

Departamento comercial da concessionária de energia. Pode necessitar de algum suporte público

Administração pública e agência reguladora.

Administrado pelos órgãos responsáveis pela cobrança de impostos.

Tipicamente administrado por autoridade municipal responsável por edificações.

desembolsos.

administrativo para aprovação de projetos. Pode haver envolvimento governamental para projetos seletivos. Projetos das concessionária s podem propiciar melhores resultados

Pode ser visto como uma distorção no funcionament o do mercado de eletricidade, principalment e se enfatizado em demasia.

Possui os mesmos benefícios que o subsídio direto, porém sem alguns dos aspectos negativos.

A atratividade depende do quanto serão valorizadas as propriedades, e da receptividade cultural da abordagem.

O elevado capital inicial necessário é visto como a principal barreira econômica para o desenvolvime nto FV. Pode ser utilizado tanto para sistemas conectados à rede quanto isolados. Existem várias percepções políticas sobre o uso de dinheiro público ou proveniente do setor elétrico.

Austrália, Canadá, Suíça, Alemanha, Espanha, Coréia, Portugal e Estados Unidos.

Tabela 7.4 - Visão geral dos mecanismos chave para dar suporte à energia FV.

121

7.6 - PRINCIPAIS RECOMENDAÇÕES QUANTO A INCENTIVOS AO MERCADO DE ENERGIA RENOVÁVEIS DO DOCUMENTO DA ISES Políticas apropriadas são necessárias. Até agora, o sistema de preços levou a

transformações de mercado mais rápidas e seguras, gerando postos de trabalho e conduzindo para a queda dos custos através do avanço tecnológico, economias de escala e finanças economicamente viáveis. Isto provocou investimentos privados reduzindo a carga do governo. O sistema de quotas não apresentou resultados tão bons, o que acarretou em programas com interrupções e consequências desastrosas para os mercados. Combinações complementares de políticas harmonizadas são necessárias. A redução de riscos é uma componente crucial. Uma certeza! O mundo em desenvolvimento não pode seguir a trajetória energética dos EUA. Simplesmente não existem recursos fósseis suficientes; nem pode o planeta absorver o impacto ambiental. Este discernimento, aliado ao fato de que a infraestrutura de energia em países em desenvolvimento é, no presente, subdesenvolvida, deu srcem ao conceito de “salto tecnológico” - o qual foi demonstrado com sucesso pela tecnologia de telefonia celular que não necessita do enorme investimento em linhas terrestres antiquadas.

As recomendações político-institucionais prioritárias para as nações em desenvolvimento interessadas em fomentar um mercado de energias renováveis são : 

Estabelecer objetivos transparentes, consistentes em longo prazo; e estrutura

regulatória para as fontes renováveis de energia, preferivelmente um sistema de preços, criando um ambiente amigável ao investidor. Isto poderia começar pelo sistema de “medição do saldo” (net-metering).

Incorporar externalidades no sistema de preços.

Ajustar alvos, não tetos. 

Ajustar objetivos para as fontes renováveis de energia, não tetos.



Ajustar objetivos e prazos para melhorar a produtividade energética nacional

(reduzindo a intensidade energética).

122



Ajustar objetivos e prazos para dar início à fase de taxa ambiental por renúncia

fiscal. 

Ajustar objetivos e prazos para a interrupção gradual do uso de energia nuclear

(se houver) e dos combustíveis fósseis. 

Estabelecer políticas tarifárias para energias renováveis interligadas à rede

elétrica pública, incluindo reduções futuras de preços. 

Estabelecer incentivos fiscais à produção de energia (e não investimentos em

energias) com cláusulas de reduções. 

Estabelecer abatimentos ou benefícios fiscais sobre a produção de energia

renovável ligado a padrões tecnológicos. 

Facilitar ou fornecer empréstimos com taxa de juros reduzida em longo prazo

com refinanciamento do governo para tecnologias de energia renovável, obedecendo as normas técnicas. 

Equilibrar o subsídio para energias renováveis e energias fósseis interligadas ou

não interligadas à rede elétrica, pelo redirecionamento de fundos para as energias renováveis. 

Fixar padrões tecnológicos, de acordo com padrões internacionais de energia

renovável União Européias, ISO, etc. 

Fazer gestão junto às autoridades locais ou municipais a identificar possíveis

locais para aplicação de energia renovável e executar estudos de impactos ambientais. 

Estabelecer estruturas regulamentares (códigos) de eficiência energética e

energia renovável adaptados a condições climáticas locais. 

Estabelecer a remuneração dos consultores profissionais baseada em redução de

CO2, não nos custos de construção das usinas. 

Estabelecer política para todos os níveis de governo para guiar pelo exemplo os

programas governamentais, baseada no ciclo de vida do uso de energia. 

Comprometer-se com estratégias de energia renovável e eficiência energética,

priorizando as condições locais. Não tentar introduzir tecnologia de energia renovável em áreas rurais remotas antes de a tecnologia ter sido testada, aplicada de forma isolada, aceita e estabelecida em áreas com conexões à rede elétrica. 

Instituir mecanismos de apoio financeiro através de pagamentos de produção ao

invés de taxas de créditos de investimento. Instituir, em longo prazo, empréstimos a juros baixos ao invés de taxas de crédito de investimento. Fixar abatimentos sobre a produção de 123

energia, não para percentagens de custo. Todos os subsídios devem ser correlacionados a padrões e com reduções/extinção graduais. Introduzir tributos ambientais sob a forma de renúncia fiscal de acordo com um



plano de longo prazo. Estabelecer, manter e praticar padrões para tecnologia, locação, edificações e



conexões à rede elétrica. O governo de dar o exemplo. Apoiar pesquisa, Desenvolvimento e Demonstração de renováveis bem como



educação e disseminação. Reconhecer as falhas e aprender com elas. Criar centros de excelência. Encorajar a propriedade público-privada, a participação e a satisfação



comunitárias nos processos e nos produtos das energias renováveis.

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 7 International Solar Energy Society (ISES). 2005. O futuro das fontes renováveis de energia para

os

países

em

desenvolvimento

(White

Paper).

Disponível

em

http://whitepaper.ises.org Relatório da Agência Internacional de Energia - IEA International Energy Agency Photovoltaic

Power

Systems

Programme.

TRENDS

IN

PHOTOVOLTAIC

APPLICATIONS Survey report of selected IEA countries between 1992 and 2007. Report IEA-PVPS T1-17:2008

124

CAPÍTULO 8 AMPAROS POLÍTICOINSTITUCIONAIS À ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL

125

126

CAPÍTULO

8

-

AMPAROS

POLÍTICO-INSTITUCIONAIS

À

ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL 8.1 – PROGRAMA LUZ PARA TODOS Este programa – coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e operacionalizado com a participação da Eletrobrás – utiliza diversas formas de energia gerada, sendo a solar fotovoltaica especialmente adequada para atender às comunidades isoladas cujas residências encontram-se dispersas. O texto a seguir contextualiza o programa (Eletrobrás). O Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica Luz para Todos – Programa Luz para Todos, instituído pelo Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, e alterado pelo Decreto nº 6.442, de 25 de abril de 2008 – visa prover, até o ano de 2010, o acesso à energia elétrica à totalidade da população do meio rural brasileiro. Em um contexto em que 80% de excluídos da energia elétrica se acham no meio rural, o Programa Luz para Todos pretende: garantir o acesso ao serviço público de energia a todos os domicílios e estabelecimentos do meio rural; melhorar a prestação de serviços à população beneficiada; intensificar o ritmo de atendimento; e mitigar o potencial impacto tarifário, por meio da alocação de recursos subvencionados e pelo complemento de recursos financiados. O Programa Luz para Todos tem como meta atender 2,5 milhões de famílias brasileiras residentes na área rural, contemplando 12 milhões de pessoas até 2010, e antecipando a universalização da energia elétrica na área rural, que se prevê concretizada pelas concessionárias até dezembro de 2015. É considerado o programa de energia elétrica (de inclusão social) mais ambicioso no mundo. O Programa Luz para Todos, além de levar energia à população rural, pode oferecer soluções para utilizá-la como vetor de desenvolvimento social e econômico em comunidades de baixa renda, contribuindo para a redução da pobreza e para o aumento da renda familiar. Ao viabilizar o acesso à energia elétrica, o Programa favorece a 127

permanência das famílias no campo, melhorando a qualidade de vida. Com a chegada da energia, as famílias adquirem produtos eletrodomésticos e equipamentos rurais elétricos, o que permite o aumento da renda, a melhoria do saneamento básico, da saúde e da educação, fortalecendo o capital social dessas comunidades. De acordo com art. 3° do Decreto nº 4.873, que instituiu o Luz para Todos, o Programa é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e operacionalizado com a participação da Eletrobrás. São agentes executores do Programa as concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica e as cooperativas de eletrificação rural, autorizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Também compõem a estrutura do Programa Luz para Todos a Comissão Nacional de Universalização (CNU), o Comitê Gestor Nacional (CGN), os Coordenadores Regionais, os Comitês Gestores Estaduais (CGE), os Agentes Luz para Todos e os Governos Estaduais. A ANEEL participa como integrante da Comissão Nacional de Universalização, do Comitê Gestor Nacional e dos Comitês Gestores Estaduais por meio das agências reguladoras estaduais. Para alcançar seus objetivos e otimizar a utilização dos recursos públicos, o Programa Luz para Todos prioriza o atendimento com tecnologia de rede elétrica de baixo custo e, de forma complementar, com sistemas de geração descentralizada com rede isolada e sistemas individuais. Nesse cenário, o Programa destina recursos a projetos que visam ao atendimento de futuros consumidores situados em áreas rurais e privilegia o caráter social do investimento. A distribuição dos recursos setoriais baseia-se, principalmente, na necessidade de mitigar os impactos tarifários das diversas áreas de concessão, nas carências regionais e na contrapartida financeira oferecida pelos governos estaduais e agentes executores. Contempla, ainda, ações para capacitar, entre outros, os agentes executores e os técnicos de desenvolvimento, para estimular o uso eficiente e produtivo da energia elétrica. Por meio de processos de capacitação, podem ser identificadas oportunidades e/ou apresentados projetos para as áreas rurais que contemplem a execução tanto de programas de informação aos consumidores como de projetos de uso eficiente e produtivo da energia elétrica. O Programa Luz para Todos procura observar as seguintes prioridades:

128



Projetos de eletrificação rural em municípios com Índice de atendimento a

domicílios inferior a 85%, calculado com base no Censo 2000; 

Projetos de eletrificação rural em municípios com Índice de Desenvolvimento

Humano (IDH) inferior à média estadual; 

Projetos de eletrificação rural que atendam comunidades atingidas por barragens de

usinas hidrelétricas ou por obras do sistema elétrico, cuja responsabilidade não esteja definida para o executor do empreendimento; 

Projetos de eletrificação rural que enfoquem o uso produtivo da energia elétrica e

que fomentem o desenvolvimento local integrado; 

Projetos de eletrificação rural em escolas públicas, postos de saúde e poços de

abastecimento de água, sendo este último exclusivamente voltado ao atendimento comunitário; 

Projetos de eletrificação em assentamentos rurais;



Projetos de eletrificação rural para o desenvolvimento da agricultura familiar ou de

atividades de artesanato de base familiar; 

Projetos de eletrificação para atendimento de pequenos e médios agricultores;



Projetos de eletrificação rural, paralisados por falta de recursos, que atendam

comunidades e povoados rurais; 

Projetos de eletrificação rural das populações do entorno de Unidades de

Conservação da Natureza; e 

Projetos de eletrificação rural das populações em áreas de uso específico de

comunidades especiais, tais como minorias raciais, comunidades remanescentes de quilombos, comunidades extrativistas etc. Os recursos financeiros necessários ao desenvolvimento do Programa vêm do Governo Federal, por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e da Reserva Global de Reversão (RGR), dos governos estaduais envolvidos e dos agentes executores. A Conta de Desenvolvimento Energético, com vigência até 2027, disponibiliza recursos a título de subvenção econômica (fundo perdido). O principal critério para alocação desses recursos entre os agentes executores tem por base as carências regionais, a antecipação das metas e a mitigação, por área de concessão, do potencial impacto tarifário do Programa. Os recursos provenientes da Reserva Global de Reversão (vigência até 2010) são disponibilizados na forma de financiamento, complementando as demais fontes. 129

Os recursos provenientes dos governos estaduais são a título de subvenção econômica, definidos a partir da elaboração do Termo de Compromisso. A participação financeira dos municípios, quando ocorrer, será computada em conjunto com a participação do governo estadual. A participação financeira do agente executor, a título de contrapartida, será definida entre o MME e o agente executor e firmada no Termo de Compromisso. Na comprovação de utilização dos recursos de financiamento e de subvenção econômica pelo agente executor serão aceitos somente os custos diretos, que são os custos com aquisição de materiais e equipamentos e com despesas de mão-de-obra de terceiros e transporte de terceiros para a execução das obras. " (Eletrobrás) O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), instituído em 2002, prevê a diversificação da matriz energética com estímulo à geração eólica, à geração através da biomassa e a partir de pequenas centrais hidrelétricas. O financiamento do programa Luz para Todos é proveniente dos fundos setoriais "Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)" e "Reserva Global de Reversão (RGR)", os quais são apresentados a seguir. (Eletrobrás) A Conta de Desenvolvimento Energético é destinada a promoção do desenvolvimento energético dos Estados, a projetos de universalização dos serviços de energia elétrica, ao programa de subvenção aos consumidores de baixa renda e à expansão da malha de gás natural para o atendimento dos Estados que ainda não possuem rede canalizada. Criada em 26 de abril de 2002, a CDE terá duração de 25 anos e é gerida pela Eletrobrás cumprindo programação determinada pelo Ministério de Minas e Energia (MME). A CDE também é utilizada para garantir a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa) e do carvão mineral nacional. A Reserva Global de Reversão é utilizada em projetos de universalização dos serviços de energia elétrica, no Programa de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica (Procel) e no Reluz, que trata da eficiência energética na iluminação pública dos municípios brasileiros. Os aportes deste encargo, criado em 1957, também são direcionados às obras de expansão 130

do sistema elétrico, como a revitalização de parques térmicos e aquisição de medidores e telecomandos para subestações. " (Eletrobrás) Outro fundo setorial existente é a Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), apresentada a seguir. (Eletrobrás) A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis dos Sistemas Isolados – CCC-ISOL é administrada pela Eletrobrás tendo como finalidade precípua o reembolso de parte dos dispêndios com combustíveis utilizados na geração de energia elétrica nas usinas localizadas em regiões isoladas eletricamente. As Portarias do Ministério da Infraestrutura - Minfra nº. 179 e 328/1991 estenderam benefícios para os Sistemas Isolados, com a CCCISOL iniciando operação em 1º de janeiro de 1992; posteriormente a Lei nº. 10.438/2002 determinou a atuação da CCC-ISOL até abril de 2022. A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC-ISOL apresenta valores anuais da ordem de bilhões de reais, os quais são rateados por todos os consumidores de energia elétrica do país. Em 2005, a Resolução normativa nº 146 da ANEEL estabeleceu as condições e os prazos para a sub-rogação dos benefícios do rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, em favor de titulares de concessão ou autorização de empreendimentos que substituam derivados de petróleo ou que permitam a redução do dispêndio atual ou futuro da CCC nos sistemas elétricos isolados. Esta resolução considera, entre outros, que a aplicação da sistemática de rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, para geração de energia elétrica, será mantida até abril de 2022 exclusivamente nos sistemas elétricos isolados; a implantação de empreendimentos de geração a partir de fonte hidráulica, eólica, solar, biomassa ou gás natural, nos sistemas elétricos isolados, tem compatibilidade com as características socioeconômicas dos mercados a serem atendidos e induz formas de geração de energia elétrica que proporcionam melhor inserção ambiental e redução de custos. Assim – como um incentivo para a geração de energia que não necessite de combustíveis fósseis – parte do subsídio da CCC pode ser revertida para o empreendedor da energia limpa.

131

8.2 – PROGRAMA DE FOMENTO ESPECÍFICO DA ENERGIA SOLAR A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, que estabeleceu o PROINFA, a Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica e a CDE, também fornece à Eletrobrás a liberdade para atuar com sistemas solares fotovoltaicos, conforme citado em seu artigo 23. O artigo 4º da Lei nº 5.655 (de 20 de maio de 1971, com a redação dada pelo art. 13 da Lei no 9.496, de 11 de setembro de 1997) passou a vigorar com a seguinte redação: 

§4º A Eletrobrás, condicionado a autorização de seu Conselho de Administração e

observado o disposto no Art. 13 da Lei n o 9.427, de 26 de dezembro de 1996, destinará os recursos da RGR aos fins estipulados neste artigo, inclusive à concessão de financiamento, mediante projetos específicos de investimento: (I) - às concessionárias, permissionárias e cooperativas de eletrificação rural, para expansão dos serviços de distribuição de energia elétrica especialmente em áreas urbanas e rurais de baixa renda e para o programa de combate ao desperdício de energia elétrica; (II) - para instalações de produção a partir de fontes eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas; assim como, termelétrica associada a pequenas centrais hidrelétricas, e conclusão de obras já iniciadas de geração termonuclear, limitado, neste último caso, a 10% (dez por cento) dos recursos disponíveis. 

§8º Para os fins deste artigo, a Eletrobrás instituirá programa de fomento específico

para a utilização de equipamentos, de uso individual e coletivo, destinados à transformação de energia solar em energia elétrica, empregando recursos da Reserva Global de Reversão – RGR e

contratados diretamente com as concessionárias e permissionárias. (Lei nº 10.438,

de 26 de abril de 2002)

8.3 – PLANO NACIONAL SOBRE MUDANÇA DO CLIMA Em dezembro de 2008 foi emitido o documento o Plano Nacional sobre Mudança do Clima - PNMC, preparado pelo Comitê Interministerial sobre Mudança do Clima, conforme decreto no 6.263, de 21 de novembro de 2007. Na abertura do documento, o Presidente da República detalhou que o Plano Nacional sobre Mudança do Clima constitui-se em um marco relevante para a integração e harmonização 132

de políticas públicas, seguindo as diretrizes gerais da Política Nacional encaminhada este ano ao Congresso Nacional. Diz ainda que o Plano é fruto do trabalho do Comitê Interministerial sobre Mudança do Clima e de seu Grupo-Executivo, instituídos para cumprir esse propósito, com a colaboração de outros colegiados e instâncias, como o Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas, a Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima, a III Conferência Nacional do Meio Ambiente, bem como Fóruns Estaduais de Mudanças Climáticas e organizações da sociedade. Os objetivos estabelecidos no Plano são audaciosos, se comparados com os de outros países. O potencial de contribuição para a redução das emissões de gases de efeito estufa dele decorrente é um dos maiores – se não o maior – dentre todas as nações. O Plano destaca o setor energético como detentor de uma grande oportunidade de mitigação de impactos ambientais. As citações que envolvem a energia solar fotovoltaica são transcritas a seguir: 

O Brasil dispõe de diversas alternativas para a expansão da oferta de energia

elétrica, livres de emissões de CO2, adicionalmente à hidroeletricidade. Entre elas, destacase a geração a partir de fontes renováveis– cogeração com bagaço de cana-de-açúcar e outras formas de biomassa, eólica e solar – e de fontes não convencionais como os resíduos sólidos e os efluentes. " 

Para reduzir as emissões de gases de efeito-estufa no setor energético (sem

sacrificar o desenvolvimento econômico), as principais estratégias são: (1) substituir os combustíveis fósseis por outras fontes não-emissoras, como hidroeletricidade, energia solar, eólica e biomassa sustentável; e (2) conservar ou usar de forma mais eficiente todas as formas de energia disponíveis. 

O crescimento do mercado livre é mais um importante fator de expansão da

inserção das fontes alternativas renováveis. Nesse ambiente, os empreendimentos eólicos, os hidrelétricos menores que 1.000 kW, aqueles com base em fonte solar, as PCHs e as térmicas a biomassa, podem comercializar energia elétrica diretamente com consumidor ou conjunto de consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 (quinhentos) kW. Esta opção de mercado, criada em 1995 para estimular a livre concorrência e, assim, reduzir os custos com energia elétrica para as empresas brasileiras por meio da competição entre os agentes vendedores (geradoras ou comercializadoras), responde atualmente por 30% do 133

consumo nacional, e certamente terá papel importante na expansão da oferta de eletricidade no Brasil.

8.4 – AÇÃO EM FASE DE CONCEPÇÃO: EXPANSÃO DA ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA A indústria internacional de sistemas fotovoltaicos está em crescimento vertiginoso há vários anos consecutivos, com taxas de crescimento superiores a 40 % ao ano. A grande maioria dos módulos fotovoltaicos, existentes no Brasil, é fabricada no estrangeiro. A indústria fotovoltaica já reconhece como um possível óbice futuro ao seu crescimento, a disponibilidade de silício grau solar, sendo o Brasil o maior exportador mundial de silício no grau metalúrgico. Nesse contexto, surgem, então, para o Brasil, três oportunidades únicas para a sua inserção nesse mercado. A primeira é aproveitar o Programa Luz para Todos, de universalização do serviço de energia elétrica, como esteio inicial para fomentar, no Brasil, a criação de um parque industrial competitivo de sistemas fotovoltaicos capaz, inclusive, de disputar o mercado internacional. Atualmente, no âmbito do Programa, está sendo estruturado pelo MME, junto à Eletrobrás, um mecanismo de repasse de recursos para a implantação dos chamados 'Projetos Especiais', os quais deverão servir de base para projetos a serem desenvolvidos com fontes alternativas renováveis na Região Amazônica, a fim de que sejam posteriormente adotados pelas concessionárias locais e aceitos pelas comunidades. Já estão em elaboração, no MME, 13 projetos especiais de atendimento a comunidades, na Região Amazônica, com sistemas fotovoltaicos associados com minirredes. O estabelecimento desses projetos marca o início da fase de atendimento às comunidades isoladas da Região Norte, no âmbito do programa Luz para Todos. A segunda é fomentar no país a instalação de indústrias de beneficiamento do silício para fabricá-lo no grau de pureza solar. A terceira é fornecer condições para a disseminação da utilização da energia solar fotovoltaica. Em um país com potencial solar como o do Brasil, o setor elétrico pode se beneficiar ao abrir espaço para tecnologias de geração distribuída como essa, que geram 134

energia junto ao ponto de consumo, diminuindo perdas e dando confiabilidade ao sistema elétrico. Nesse sentido, o Ministério de Minas e Energia vem elaborando estudos para proposição de condições e sugestão de critérios destinados a subsidiar definições competentes acerca de uma proposta de política de utilização de geração fotovoltaica conectada à rede, em particular em edificações urbanas. Espera-se que, já no segundo semestre de 2009, sejam conhecidos os resultados desses estudos.

8.5 – POLÍTICA INDUSTRIAL PARA EQUIPAMENTOS EFICIENTES E TECNOLOGIAS RENOVÁVEIS Tendo em vista o papel complementar e estratégico das fontes alternativas e renováveis, e entendendo à diretriz do Governo para o setor elétrico de diversificação da matriz energética, essas fontes continuarão a ser estimuladas, em consonância com os procedimentos estabelecidos pelo Novo Modelo do Setor Elétrico. Entretanto, esse estímulo deverá vir acompanhado de uma política industrial que promova o desenvolvimento nacional da cadeia produtiva das tecnologias dessas fontes, pois a indústria nacional de equipamentos ainda precisa ser desenvolvida, a fim de se obter redução de custos e ganho de escala. Pode-se citar, em especial, dois casos específicos de fontes energéticas alternativas. O primeiro seria o da energia eólica, que, apesar do impulso inicial dado pelo PROINFA, ainda necessita de incentivos, tanto para se tornar competitiva, quanto para o desenvolvimento de uma consistente indústria nacional de equipamentos. O segundo caso seria o da energia solar fotovoltaica. Esta fonte tem um grande potencial no Brasil, especialmente na forma de geração distribuída, integrada a edificações urbanas e conectada à rede. Tanto os estudos para realização de leilão específico para a fonte eólica, quanto aqueles realizados internamente no MME para a proposição de uma política de utilização da geração fotovoltaica conectada à rede em edificações urbanas, devem considerar a Política de Desenvolvimento Produtivo – PDP, a fim de que sejam identificados os gargalos da cadeia produtiva e (concomitantemente às políticas de incentivo à geração de energia) sejam oferecidos estímulos à produção industrial." 135

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 8 Brasil, Governo Federal, Comitê Interministerial sobre Mudança do Clima. 2008. Plano Nacional sobre Mudança do Clima - PNMC. Informações da página de Internet da Eletrobrás – http:// www.eletrobras.gov.br/ Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002

136

CAPÍTULO 9 GERAÇÃO DE EMPREGOS ASSOCIADOS AOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

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138

CAPÍTULO 9 - GERAÇÃO DE EMPREGOS ASSOCIADOS AOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 9.1 – CENÁRIO PARA O ANO 2030 O desenvolvimento do setor fotovoltaico traz consigo, além dos benefícios ambientais de produção de energia limpa e renovável, a geração de empregos, fazendo com que os ganhos ambientais sejam somados a esse importante ganho social para o país. Estudo realizado pela European Photovoltaic Industry Association (EPIA), em conjunto com o Greenpeace, resultaram na publicação do documento "Solar Generation V – 2008 -

Solar electricity for over one billion people and two million jobs by 2020 ". Tal material apresenta importantes considerações sobre a empregabilidade do setor fotovoltaico. A metodologia adotada no citado documento apresenta dois cenários, um de crescimento moderado e outro agressivo. Essas previsões foram feitas com base em sólidos dados provenientes de governos de diversos países, da Agência Internacional de Energia e da própria indústria fotovoltaica, além da análise do desenvolvimento do setor nos últimos anos, tanto com olhar mundial como regional. A implantação de programas de incentivo regionais e nacionais, a definição de metas nacionais para instalação e produção de sistemas fotovoltaicos e a análise do potencial fotovoltaico com base na irradiância, disponibilidade de telhados e demanda por eletricidade em áreas ainda não conectadas à rede permitiram gerar esses dois cenários para o ano 2030. A tabela 9.1 apresenta a taxa média de crescimento de mercado adotada para os cenários agressivo e moderado.

Taxa média de crescimento do mercado Período Cenário Cenário Agressivo Moderado 2007 - 2010 40% 30% 2011 - 2020 28% 21% 2021 - 2030 18% 12% Tabela 9.1 – Projeção de taxa média de crescimento do mercado para os cenários agressivo e moderado. 139

A tabela 9.2 apresenta a situação do setor fotovoltaico em 2030, considerando esses cenários.

Mercado fotovoltaico mundial Cenário Cenário projeção para 2030 Agressivo Moderado Instalações anuais (GW) 281 105 Capacidade instalada acumulada (GW) 1864 912 Produção de eletricidade (TWh) 2646 1291 Contribuição FV para o consumo de 4,34% eletricidade 8,90% Pessoas utilizando sistema FV conectado 564 1280 à rede (milhões) Pessoas utilizando sistema FV isolado 2023 3216 (milhões) Geração de empregos (milhares) 9967 3718 Valor do mercado (bilhões de euros) 454 204 Emissões anuais evitadas de CO2 (Mt) 1588 775 Emissões fósseis evitadas - valor 5333 8953 acumulado (Mt) Tabela 9.2 – Resultado da projeção do mercado fotovoltaico para 2030. Os dados apresentados na tabela 9.2 indicam que a geração de empregos global, demandada pelo desenvolvimento do mercado fotovoltaico, encontra-se entre 3,7 e 10 milhões de empregos até 2030. Estima-se que, do mercado global previsto para 2030, 8% das instalações fotovoltaicas acumuladas estejam na América central e América do Sul. A energia fotovoltaica apresenta importante benefício referente à criação de empregos. Muitos dos postos de trabalho estão no local da instalação do sistema (instaladores, revendedores e engenheiros), estimulando a economia local. Baseado em informações providas por indústrias, pode-se considerar que 10 empregos são criados a cada MW produzido, e 33 empregos a cada MW instalado. Vendas e fornecimento de acessórios cria de 3 a 4 empregos por MW. Pesquisas tecnológicas demandam de 1 a 2 empregos por MW. Para as próximas décadas, pode-se assumir que esses números serão reduzidos com o uso de máquinas automatizadas, afetando especialmente os empregos envolvidos com o processo de produção. A tabela 9.3 apresenta o detalhamento da quantidade de empregos prevista nos dois cenários estudados pela EPIA eGreenpeace.

140

Cenário para Fornecimento Instalação Produção Vendas Pesquisa Total 2030 de insumos Agressivo 7.428.118 1.406.841 422.052 182.889 527.565 9.967.466 Moderado 2.770.569 524.729 157.419 68.215 196.773 3.717.705 Tabela 9.3 – Geração de empregos ao redor do mundo, relacionados com sistemas fotovoltaicos, considerando cenários para 2030. Em 2007, apenas a indústria FV alemã empregou 42.000 pessoas. Trata-se de um impacto expressivo para qualquer fonte de energia. Na Alemanha há mais empregos no setor fotovoltaico que na área nuclear. Por fim, considerando o cenário agressivo, estima-se que 10 milhões de empregos a tempo integral serão requeridos pelo desenvolvimento da energia solar ao redor do mundo. Metade deles estará nas áreas de instalação e vendas/divulgação.

9.2 – ESTUDO DE CASO PARA O BRASIL Em 2006 foi lançada a terceira edição do relatório "Solar Generation", citado na seção anterior. Nessa ocasião, um estudo de caso para o Brasil foi abordado. A participação atual do Brasil no mercado mundial de sistemas fotovoltaicos é bem reduzida, apesar do gigantesco potencial do país. Com elevada irradiância e grandes possibilidades de aplicação, tal como substituição de geradores diesel utilizados em aplicações isoladas, além da obrigatoriedade das concessionárias de levarem energia para toda a população e o aumento contínuo do consumo de energia, são fatores positivos para o aumento do mercado solar brasileiro. O cenário desenhado peloGreenpeace/EPIA em 2006 baseou-se em uma meta de 150MW de potência instalada para 2010. Com um crescimento médio do mercado à taxa de 35% entre 2010 até o final da projeção, conclui-se que o Brasil poderá se tornar um dos líderes do setor fotovoltaico na América Latina. Em 10 anos, caso o mercado se desenvolva a esse ritmo, mais de 10.000 empregos serão criados nas áreas de instalação e manutenção. Em 2025 mais de 60.000 empregos podem ser esperados para instalação e manutenção, com potencial adicional para fabricação, pesquisa e desenvolvimento. A tabela 9.4 apresenta os resultados desse estudo de caso. 141

Ano

MW

MWh

tCO2

Volume de mercado (milhões de euros) 10 12 21 319 1.039 2.035 4.232

Empregos

2003 2 27672 16.603 60 2004 2 31.090 18.654 75 2005 3 35.362 21.217 94 2010 62 239.881 143.928 1.897 2015 332 1.565.175 939.105 10.205 2020 827 5.718.848 3.431.309 25.491 2025 2.057 16.054.516 9.632.710 63.429 Total entre 2000 e 11.454 23.672.543 61.417.048 20205 Tabela 9.4 – Projeção do mercado fotovoltaico para o Brasil em 2025.

9.3 – QUALIFICAÇÃO PROFISSIONAL Um estudo realizado em 2008 pelo Center of Excellence de San Francisco Bay e Silicon

Valley, nos Estados Unidos, apresenta uma pesquisa realizada com 77 das 257 empresas de energia solar na região da Califórnia, a qual é líder americana na indústria solar, com 75% do mercado nacional. Um dos pontos abordados na pesquisa solicita a preferência educacional desejável no momento da contratação de funcionários para atuarem na área de energia solar. A tabela 9.5 apresenta os resultados obtidos.

Cargo Projetistas e engenheiros Representantes de vendas e

Graduação na área

Graduação Sem em área necessidade afim de diploma

Depende do caso

50%

30%

5%

15%

25%

33%

21%

21%

orçamentistas Gerentes de instalação ou de 13% 28% 36% 23% projetos Instaladores ou 6% 24% 52% 18% técnicos Tabela 9.5 – Preferência educacional para contratação pelas empresas de energia solar da Califórnia. 142

Nota-se a preferência pela contratação de funcionários com curso de graduação, gerando demanda para empregos de alto nível técnico.

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 9 Economic & Workforce Development. 2008. Environmental Scan - Solar Industry - San Francisco Bay & Greater Silicon Valley Regions. Disponível em https://www.cccewd.net European Photovoltaic Industry Association / Greenpeace International. 2008. Solar Generation V – 2008 - Solar electricity for over one billion people and two million jobs by 2020. Disponível em http://www.epia.org

143

144

CAPÍTULO 10 SILÍCIO GRAU SOLAR

145

146

CAPÍTULO 10 – SILÍCIO GRAU SOLAR 10.1 – O SILÍCIO O silício é um dos elementos mais abundantes na natureza, chegando a constituir 95% do volume da crosta terrestre na forma de silicatos. Silicato é um termo usado para denotar um tipo de rocha que consiste de silício e oxigênio (geralmente sílica, SiO 2, ou ortossilicato, SiO4), um ou mais metais e possivelmente hidrogênio. O silício é utilizado para a produção de ligas metálicas, na preparação de silicones, na indústria cerâmica e, por ser um material semicondutor muito abundante, tem um interesse muito especial na indústria eletrônica e microeletrônica, como material básico para a produção de transistores para chips, células solares e em diversas variedades de circuitos eletrônicos. A tabela 2 indica ser o silício o segundo elemento mais abundante da natureza, sendo superado apenas pelo oxigênio. Na tabela 10.1 é apresentada a distribuição de minerais na crosta terrestre, onde o silício encontra-se associado aos minerais de maior ocorrência. % em

Elemento

massa Oxigênio 46,6 Silício 27,7 Alumínio 8,1 Ferro 5,0 Cálcio 3,6 Sódio 2,8 Potássio 2,6 Magnési 2,1 o Outros 1,5 Total 100,0 Tabela 10.1: Distribuição de elementos na natureza.6 O quartzo possui uma estrutura cristalina composta por tetraedros de sílica (SiO 2). Os principais depósitos de quartzo no Brasil estão localizados nos estados de Minas Gerais, Goiás e Bahia. Reservas menores podem ser identificadas no Espírito Santo e Pará. Quartzo de boa qualidade também pode ser achado na Paraíba, Mato Grosso, Maranhão, 6

Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações . Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT

147

Amazonas, Pernambuco e Ceará. Praticamente não há quartzo nas regiões abaixo do Rio de Janeiro. Os depósitos podem ser estimados como sendo 35% em Minas Gerais, 30% em Goiás, 20% na Bahia, 5% no Espírito Santo e 10% nos demais estados.7 Os quatro blocos de quartzo mais importantes são: (1) Norte de Goiás, com comprimento de 600 quilômetros; (2) Sul de Goiás, com comprimento de 500 quilômetros, percorrendo as divisas com os estados de Minas Gerais e Bahia; (3) Minas Gerais e Bahia, com extensão de 1.200 quilômetros, desde Sete Lagoas (MG) até Juazeiro (BA); e (4) Zona costeira, com extensão de 300 quilômetros, incluindo depósitos no Espírito Santo. 8 O Brasil possui os maiores depósitos de quartzo natural de alta pureza. Os grandes blocos de quartzo natural, ditos de qualidade óptica, são encontrados apenas no Brasil e em Madagascar.9

Mineral Feldspato Piroxênio Anfibólio Quartzo Mica

Fórmula KAlSi3O8 (Ca,Na)AlSi3O8 (Mg,Fe) SiO Ca2(Fe,Mg)52Si8O422(O H)2 SiO2 K(Mg,Fe)3AlSi3O10( OH)2 KAl2(AlSi3O10)(OH)2

Ocorrênci a 60 17 12 4

Outros (silicatos e diversos 7 não silicatos) Total 100 Tabela 10.2: Distribuição de minerais na crosta terrestre. 10

7

Stoiber, R. E.; Tolman, C.; Butler, R. D. Geology of Quartz Crystal Deposits . In: American Mineralogist. Volume 30, pages 219-229, 1945. 8

Stoiber, R. E.; Tolman, C.; Butler, R. D. Geology of Quartz Crystal Deposits . In: American Mineralogist. Volume 30, pages 219-229, 1945. 9

Pedro L. Guzzo. Quartzo Natural: Propriedades, Aplicações e Impurezas . Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT. 10

Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações . Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT

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O silício comercial é obtido a partir da sílica de alta pureza em fornos de arco elétrico reduzindo o óxido com um redutor carbonoso (carvão vegetal ou mineral) numa temperatura superior a 1900 °C: SiO2 + 2C → Si + 2CO. O silício líquido se acumula no fundo do forno de onde é vazado e lingotado. O silício produzido por este processo é denominado grau metalúrgico, apresentando um grau de pureza superior a 99%. Para a construção de dispositivos semicondutores é necessário um silício de maior pureza. O silício de grau solar (de pureza 99,9999%, 6 noves) é utilizado para a produção de células fotovoltaicas. Já o silício grau eletrônico tem pureza acima de 99,999999%, com 8 noves, e é utilizado pela indústria de equipamentos eletrônicos, estando presente em computadores e celulares, entre outros. Na tabela 10.3 são apresentados os maiores produtores de silício grau metalúrgico do mundo. País China Rússia Noruega Estados Unidos Brasil

2003 1.970 538 326

2007 2.900 540 160

248

156

214

230

Ucrânia 163 120 Total 4.319 5.078 Estimado Tabela 10.3: Principais países produtores de silício metalúrgico e suas respectivas produções em mil toneladas.11 A purificação do silício metalúrgico para obtenção de silício grau eletrônico, através da rota química, apresenta impactos ambientais específicos, com a produção de clorossilano e de reações com ácido clorídrico. Além de serem tóxicos, estes componentes são corrosivos e causam irritação na pele. Os compostos intermediários produzidos (triclorossilano e tetracloreto de silício), além de extremamente voláteis, corrosivos e tóxicos, necessitam também de cuidado especial, pois se tornam explosivos na presença de água e ácido 12

clorídrico.

11

Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações. Trabalho apresentado noWorkshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT. 12

Braga, A.F.B.; Moreira, S.P.; Zampieri, P.R.; Bacchin, J.M.G.; Mei; P.R. New processes for the production of solar-grade polycrystalline silicon: A review. In: Solar Energy Materials and Solar Cells. 2007, doi:10.1016/j.solmat.2007.10.003.

149

10.2 – INCENTIVOS FISCAIS O propósito político dos incentivos fiscais e financeiros em sistemas fotovoltaicos é o de facilitar o surgimento de iniciativas empresariais visando o crescimento sustentável da atividade industrial no país. Mesmo quando o custo de sistemas fotovoltaicos está significativamente acima da paridade da rede (grid parity 13), os incentivos se justificam por conta da economia de escala até o alcance da paridade. Geralmente, as políticas de incentivo têm por metas: 

Promover independência da matriz energética;



Criar empregos em alta tecnologia; e



Reduzir as emissões de CO2.

No Brasil, a capacidade de geração de energia fotovoltaica é de 10.000 MW, mas somente 12 MW estão efetivamente instalados em comunidades isoladas. Outros 80 MW integram sistemas conectados à rede elétrica, mas em caráter experimental14.

O potencial da energia solar fotovoltaica no Brasil é muitas vezes superior ao consumo total de energia elétrica do país. Para exemplificar este potencial, a comparação com a usina hidrelétrica de Itaipu, que contribui com aproximadamente 25% da energia elétrica consumida no país, é bastante ilustrativa. Cobrindo-se o lago de Itaipu com módulos solares fotovoltaicos de filmes finos, comercialmente disponíveis, seria possível gerar o dobro da energia gerada por Itaipu, ou o equivalente a 50% da eletricidade consumida no Brasil15. Três tipos de mecanismos de incentivos são empregados (às vezes em combinação): 

Subsídios ao investimento: o governo indeniza parte dos custos de instalação do

sistema. Com este subsídio, o ônus financeiro recai sobre o contribuinte. E, enquanto seja um subsídio de fácil gestão, um argumento contrário repousa sobre o desincentivo que este 13

Paridade da rede é quando a eletricidade gerada pelos sistemas fotovoltaicos encontra-se no mesmo valor ou mais barata que a energia fornecida pela concessionária de distribuição. 14 15

Jornal da Unicamp. Campinas, 15 a 31 de dezembro de 2008– ANO XXIII – Nº 419. Edifícios Solares Fotovoltaicos. Ricardo Rüther. Editora UFSC / LABSOLAR, 2004.

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causa à qualidade dos sistemas instalados. Geralmente os subsídios são pagos em função da capacidade de geração do sistema, sendo independente, portanto, da potência real produzida ao longo do tempo, recompensando, assim, a potência declarada e tolerando eventual baixa durabilidade e manutenibilidade do sistema16. 

Tarifas-prêmio: a concessionária de energia elétrica compra a eletricidade

fotovoltaica do produtor sob um contrato de longo prazo com taxas garantidas. A tarifaprêmio implica na distribuição do custo extra pela base de consumidores de energia elétrica. A tarifa-prêmio premia o número de kilowatts-hora produzido ao longo de um prazo bastante estendido, mas como as taxas são estabelecidas pela autoridade reguladora tem-se a percepção de que se premia em excesso o produtor, pois o preço da tarifa-prêmio supera o da tarifa da eletricidade distribuída17. 

Certificados de Energia Renovável (REC): Neste mecanismo, colocam-se metas de

consumo e produção, e o consumidor ou o produtor obriga-se a comprar energia renovável de quem produzi-la a preços mais competitivos. O produtor é pago mediante um REC. No Brasil, a câmara analisou o Projeto de Lei 2505/07, do deputado Silvinho Peccioli (DEMSP), que cria o Certificado de Empreendedor de Energia Renovável (CEER), a ser concedido pelo poder público federal a produtores de energia elétrica alternativa e renovável. Quem possuir o CEER, de acordo com a proposta, terá garantia de venda do excedente de energia produzida para as concessionárias de distribuição de energia elétrica. O valor de venda será de no mínimo 100% da tarifa média nacional para o consumidor final nos últimos 12 meses. A critério dos beneficiados, o excedente de produção poderá ser transformado em créditos de energia elétrica com as concessionárias. Além disso, de acordo com a proposta, o poder público federal deverá conceder facilidades para a compra e o financiamento de equipamentos necessários à geração de energia elétrica a partir de fontes alternativas e renováveis18. O silício é responsável por 24% do custo de um painel fotovoltaico, conforme ilustrado na figura 10.1. A produção nacional do silício pode afetar positivamente o custo do painel. 16 17 18

Photovoltaics - Wikipedia, a enciclopédia livre.

Do ingles Feed-in Tariffs (FIT)/Net metering . Agência Câmara. Câmara avalia criação de certificado de energia renovável. 07 de março de 2008.

151

Figura 10.1 - Participação percentual do silício no custo da produção de um painel solar.19

10.3 – TECNOLOGIAS DO SILÍCIO A purificação do silício, permitindo sua aplicação na fabricação de componentes eletrônicos ou células solares, é um processo de beneficiamento que agrega elevado valor. Conforme apresentado na tabela 10.4, silício purificado chega a valer centenas de vezes mais que o silício grau metalúrgico.

Tipo de silício Pureza (%aem massa) Preço aprox.1(dólares/kg) Metalúrgico 98,00 99,00 Metalúrgico melhorado 99,00 a 99,99 2 Eletrônico multicristal Acima de 99,9999 100 Eletrônico monocristal Acima de 99,9999 500 Lâmina Acima de 99,9999 1.000 a 4.000 Tabela 10.4: Preço do silício com diferentes graus de pureza. 20 São duas as principais formas de purificação do silício, denominadas de "rota química" e "rota metalúrgica". A rota química, atualmente utilizada, atua sobre um composto de silício que seja mais fácil de purificar decompondo-se após a purificação para obter o silício. Os compostos mais usados são o triclorosilano (HSiCl3), o tetracloreto de silício (SiCl4) e o silano (SiH4). No processo chamado Siemens, as barras de silício de alta pureza são expostas a 1150°C ao 19

Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações. Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do SilícioSolar: a

Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT 20

Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações. Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a

Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM-MCT

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triclorosilano, gás que se decompõem depositando silício adicional na barra segundo a reação: 2 HSiCl3 → Si + 2 HCl + SiCl 4. O silício obtido por este método, e por outros similares, apresenta uma fração de impurezas de 0,001 ppm ou menos e é denominado silício multicristalino. Uma vez obtido o silício ultra puro, é necessário obter-se o lingote monocristalino.21 Neste processo, o silício atinge a pureza de grau eletrônico, entretanto com elevado consumo de energia.22 A figura 10.2 ilustra um lingote de silício.

Figura 10.2: Lingote de silício cristalino. Cortesia NREL. Os métodos físicos de purificação do silício metalúrgico, denominados rota metalúrgica, se baseiam na maior solubilidade das impurezas contidas no silício líquido, de forma que este se concentre nas últimas zonas solidificadas. Além disso, impurezas podem ser vaporizadas ou transferidas para um gás reativo ou para uma escória de refino. Um dos possíveis métodos consiste em moer o silício de forma que as impurezas se acumulem nas superfícies dos grânulos, que dissolvidos com ácido se obtém um pó mais puro. A fusão por zonas consiste em fundir a extremidade de uma barra de silício (grau metalúrgico) e depois deslocar lentamente o foco de calor ao longo da barra, de modo que o silício vai se solidificando com uma pureza maior devido ao arrasto de grande parte das impurezas. O processo pode ser repetido várias vezes até se obter a pureza desejada cortando-se, então, o 21

22

Silício - Wikipedia, a enciclopédia livre. Messenger, R. A.; Ventre, J. Photovoltaic Systems Engineering – Second Edition. CRC Press, 2004

153

extremo final onde se acumulou as impurezas. 23 Este processo obtêm o silício grau solar diretamente do silício metalúrgico, podendo chegar a ser até 5 vezes mais eficiente que o processo Siemens convencional. Apesar de ainda encontrar-se em fase de pesquisa, algumas empresas já estão estabelecendo fábricas para a comercialização deste produto. 24 Silício UMG ou silício de grau metalúrgico melhorado (UMG Si, upgraded metallurgical-

grade silicon) - que é três ordens de magnitude menos puro que o silício multicristalino, vem sendo pesquisado e considerado como uma alternativa custo-efetiva ao silício multicristalino25. Em um dado projeto identificado na literatura, o objetivo da tecnologia

UMG Si é produzir células fotovoltaicas de eficiência entre 18-22% a partir de silício grau metalúrgico a custo de fabricação abaixo de US$ 1 por watt-pico. Há indicações de projeto objetivando produzir 1.000 toneladas de UMG Si pelo custo de US$ 15 milhões no decurso de até 6 meses26 a partir do início da linha de fabricação.

REFERÊNCIAS DO CAPÍTULO 10 Agência Câmara. Câmara avalia criação de certificado de energia renovável. 07 de março de 2008. Braga, A.F.B.; Moreira, S.P.; Zampieri, P.R.; Bacchin, J.M.G.; Mei; P.R. New processes for the production of solar-grade polycrystalline silicon: A review. In: Solar Energy Materials and Solar Cells. 2007, doi:10.1016/j.solmat.2007.10.003. Calisolar, www.calisolar.com, CaliSolar has developed a proprietary approach to using “dirty” metallurgical grade silicon to make high quality solar cells.

Edifícios Solares Fotovoltaicos. Ricardo Rüther. Editora UFSC / LABSOLAR, 2004. Greentech Media | Charting a Path to Low-Cost Solar. 23

Silício - Wikipedia, a enciclopédia livre.

24

Braga, A.F.B.; Moreira, S.P.; Zampieri, P.R.; Bacchin, J.M.G.; Mei; P.R.New processes for the production of solar-grade polycrystalline silicon: A review. In: Solar Energy Materials and Solar Cells. 2007, doi:10.1016/j.solmat.2007.10.003 25

Calisolar, www.calisolar.com,CaliSolar has developed a proprietary approach to using “dirty” metallurgical grade silicon to make high quality solar cells . 26

Greentech Media | Charting a Path to Low-Cost Solar.

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Jornal da Unicamp. Campinas, 15 a 31 de dezembro de 2008 – ANO XXIII – Nº 419. Los Alamos National Laboratory – Silicio: http://periodic.lanl.gov/elements/14.html Messenger, R. A.; Ventre, J. Photovoltaic Systems Engineering – Second Edition. CRC Press, 2004 Paulo Roberto Mei. Silício: Graus de pureza e aplicações. Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”,

2008, Rio

de Janeiro, CETEM-MCT Pedro L. Guzzo. Quartzo Natural: Propriedades, Aplicações e Impurezas. Trabalho apresentado no Workshop “Cadeia Produtiva do Silício Solar: a Importância da Matéria Prima”, 2008, Rio de Janeiro, CETEM -MCT.

Stoiber, R. E.; Tolman, C.; Butler, R. D. Geology of Quartz Crystal Deposits. In: American Mineralogist. Volume 30, pages 219-229, 1945.

155

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APÊNDICE A EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DE SISTEMA FOTOVOLTAICO ISOLADO

157

158

APÊNDICE A – EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DE SISTEMA FOTOVOLTAICO ISOLADO O Laboratório de Fontes Alternativas de Energia do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade de Brasília (ENE/UnB) possui todos os componentes necessários para a instalação de um sistema fotovoltaico isolado.

A.1 – SISTEMA FOTOVOLTAICO O laboratório dispõe dos seguintes equipamentos: - 18 módulos fotovoltaicos policristalinos auto-regulados de 32 células e 14% de eficiência, modelo KC45, marca Kyocera; - 3 controladores de carregamento modelo C40, marca Xantrex; - 3 inversores de onda senoidal modelo Prosine 1000/24 (24V), marca Xantrex; e - 9 baterias tipo chumbo-ácido de ciclo profundo, modelo Clean 12MC63, marca Moura. A disposição adotada cria 9 arranjos diferentes, distribuídos da seguinte maneira: a) 6 arranjos 12 volts, contendo 1 painel cada, ligados diretamente a uma carga CC; e b) 3 arranjos 24 volts, contendo 4 painéis cada, sendo 2 em paralelo, conectados ao controlador de carga, banco de baterias, inversor e carga CA. A figura A.1 ilustra estas duas configurações distintas. Todos os arranjos estão instalados no telhado do prédio SG-11 da Universidade de Brasília. Os arranjos possuem uma estrutura de suporte especialmente desenhada, a qual torna possível regular sua inclinação tanto no sentido norte-sul quanto no sentido leste-oeste. A proximidade com a estação meteorológica, a qual está a menos de 100 metros de distância, faz com que a irradiância medida pelo piranômetro seja a mesma sentida pelas células solares. A figura 3.2 ilustra estes equipamentos: (a) e (b) 9 arranjos em seus suportes; (c) detalhe da estrutura de sustentação, a qual permite ajustes finos de inclinação, tanto no sentido leste-oeste quanto norte-sul; (d) e (e) detalhe dos painéis individuais; (f) detalhe 159

dos arranjos com 4 painéis cada. Atrás da árvore ao fundo localiza-se a estação meteorológica.

Arranjo fotovoltaico com 4 módulos

Controlador de Carga

Inversor

Banco de Baterias

Carga CA

Arranjo fotovoltaico com 1 módulo

Carga CC

Figura A.1 – Configuração do Sistema Solar do Laboratório de Fontes de Energia Alternativa.

A.2 – DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES A norma brasileira NBR 5410:1997 – Instalações elétricas de baixa tensão – possui as prescrições necessárias para o dimensionamento dos condutores, entretanto, devido às características peculiares deste tipo de geração de energia, prescrições adicionais foram obtidas da norma internacional IEEE Std 1374:1998 – “IEEE guide for terrestrial

photovoltaic power system safety”.

160

(a)

(b)

(c)

(d)

(e) (f) Figura A.2 - Arranjos fotovoltaicos instalados no telhado do prédio SG-11.

161

Um sistema fotovoltaico utiliza corrente contínua, porém apresenta características exclusivas que o diferem de outras instalações deste tipo de corrente, como a elétrica automotiva ou a eletrônica. Apesar da semelhança de corrente, nível de tensão ou presença de baterias, três diferenças básicas podem ser citadas: a) O código de cores dos condutores utilizados na elétrica automobilística e na eletrônica não necessariamente segue o código de cores dos sistemas de potência; b) Os fusíveis utilizados nos automóveis ou na eletrônica não são necessariamente certificados para uso residencial ou comercial; e c) Os condutores utilizados não são certificados para uso ao tempo. Logo, uma atenção especial deve ser dada para este tipo de dimensionamento.

A.2.1 – Condutores entre o arranjo fotovoltaico e o controlador de carga Os cabos especificados estão numerados conforme identificação apresentada na figura A.3.

Figura A.3 – Identificação dos circuitos entre os módulos fotovoltaicos e o controlador de carga Para que a corrente de projeto seja calculada, deve-se inicialmente obter os dados de placa dos módulos KC45 da Kyocera, os quais estão apresentados na tabela A.1

162

Tabela A.1 – Dados de placa dos módulos KC45 da Kyocera (fonte: Kyocera, 2006) Característica Valor Máxima potência 45 W Tensão de máxima potência 15,0 V Corrente de máxima potência 3,00 A Tensão de circuito aberto 19,2 V Corrente de curto circuito 3,10 A A primeira característica típica de um sistema fotovoltaico é o fato dos módulos estarem instalados ao tempo, apresentando condições ambientais muito mais severas do que as comumente encontradas em áreas residenciais, comerciais e até industriais. Os condutores podem estar expostos a temperaturas superiores a 75ºC, umidade proveniente da chuva e raios ultravioleta e infravermelho provenientes do Sol. Devido a estas características, os condutores devem: a) Ser protegidos por conduítes; ou b) Ser resistentes ao Sol e especialmente projetados para uso externo. A tabela A.2 apresenta a classificação dos cabos quanto a resistência às radiações solares e às intempéries. Nota-se que somente a classificação “muito bom” é adequada para exposição permanente às radiações solares, o que limita drasticamente as opções de cabos que podem ser utilizados. Ao prever o uso de conduites, protegendo o condutor dos efeitos do meio ambiente, tem-se uma maior flexibilidade na escolha do tipo de alimentador adequado. Tabela A.2 – classificação dos cabos quanto à resistência às radiações solares e às intempéries. (fonte: Pirelli Prysmian, 2005) Classificação

Freqüência das exposições Muito bom Bom Regular Medíocre

Permanente Freqüente Ocasional Nula

163

A utilização permanente de cabos ao tempo que não estejam classificados para tal podem fazer com que o sistema funcione corretamente no início, enquanto o isolamento ainda não tiver perdido sua integridade devido ao ambiente inadequado, porém ao comparar a previsão de vida útil do módulo solar, a qual é garantida pelo fabricante por 25 anos, verifica-se que uma instalação adequada para suportar período igual de vida deve ser rigorosamente especificada, para minimizar as necessidades de manutenção deste tipo de aproveitamento energético. Os condutores foram protegidos da exposição solar através de eletrodutos, conforme apresentado na figura A.4. A temperatura ambiente também deve ser levada em consideração para a seleção do condutor adequado. A norma NBR 5410:1997 considera as seguintes temperaturas: a) Condutores com isolação de PVC e temperatura de 70ºC no condutor; e b) Condutores com isolação de EPR ou XLPE e temperatura de 90ºC no condutor.

Figura A.4 – Eletrodutos protegendo os alimentadores da exposição solar A figura A.5a apresenta um módulo instalado diretamente sobre uma superfície, com uma vão de apenas 2,5cm, sem espaço suficiente para que uma circulação natural de ar ocorra. Considerando uma temperatura ambiente de 40ºC, pode-se esperar que o condutor conectado na parte traseira do módulo atinja uma temperatura de 75ºC. Nesta condição, não podem ser utilizados cabos com isolação PVC, além de ser necessário aplicar o fator de correção para temperaturas ambientes diferentes de 30ºC para linhas não subterrâneas da tabela 35 da norma que, neste caso, é de 0,50 para isolação EPR ou XLPE e temperatura de 75ºC. 164

Telhado escuro

Radiação de 1000W/m 2 40oC de temperatura ambiente

Radiação de 1000W/m 2 40oC de temperatura ambiente

F LO DU MÓ

OV OT

T OL

O AIC

LO DU MÓ

FO

IC TA OL V TO

O

Com espaço para ventilação natural do ar

Sem espaço para ventilação

65oC na parte inferior do módulo 75oC na parte inferior do módulo

(a) (b) Figura A.5 – Temperatura na qual o condutor é submetido para o caso (a) sem ventilação natural e (b) com ventilação natural. (fonte: IEEE, 1998 – modificado) A figura A.5b apresenta o mesmo módulo, afastado da superfície pelo menos 15cm, permitindo que uma ventilação natural ocorra. Neste caso, espera-se uma temperatura máxima em dias ensolarados de 65ºC, o que altera o fator de correção da temperatura ambiente para 0,65. A norma não prevê o uso de isolação PVC para temperaturas acima de 60ºC. A figura A.6 indica a temperatura ambiente máxima medida pela estação meteorológica do laboratório para os meses de fevereiro à novembro de 2005. Considerando que a maior temperatura foi de 35 graus, é considerada a hipótese da temperatura atrás dos painéis ser no máximo 60ºC, o que é razoável pois a estrutura de sustentação permite que a ventilação natural ocorra. Logo, cabos com isolação PVC e fator de correção de temperatura 0,50 serão utilizados. Os dados de placa dos módulos solares são medidos em condições padrão de teste, onde a irradiância aplicada é de 1000 W/m 2 e a temperatura da célula é de 25ºC. Entretanto, em diversas localidades, a irradiância pode ser superior a este valor durante várias horas, próximas ao meio dia. A figura A.7 mostra dados medidos pela estação meteorológica em 21 de fevereiro de 2005, onde pode-se perceber que a irradiância é superior a 1000 W/m 2 durante um período de 2 horas consecutivas.

165

40

A o d a m i x á M a r u t ra e p m e T

35

) C30 o ( 25 a lií s 20 a r B15 m10 e 5 0

5 -0 r a -m 9 1

5 -0 v e -f 9 1

5 -0 r b a 9 1

5 -0 i a m 9 1

5 -0 n ju 9 1

5 0 lu -j 9 1

5 0 o g -a 9 1

5 -t0 e s 9 1

5 -t0 u -o 9 1

5 -0 v o n 9 1

6 0 n a j9 1

5 -0 z e d 9 1

6 0 v f-e 9 1

Data

Figura A.6 – Temperatura ambiente máxima diária em Brasília, medida pelo laboratório do ENE/UnB. Os valores de corrente de curto circuito e tensão de circuito aberto variam conforme a temperatura das células, como pode ser verificado nas especificações fornecidas pelo fabricante dos módulos Kyocera KC45, apresentados nas figuras A.8a e A.8b. Nota-se que, para dias mais frios, apesar da corrente ser menor, a tensão eleva-se, podendo exceder o dado de placa.

1200

1000 2

800 m / W o 600 ã ç a i d a R 400

200

0 5 1

5 4 1

5 1 3

5 4 4

5 1 6

5 4 7

5 1 9

5 4 0 1

5 1 2 1

5 4 3 1

5 1 5 1

5 4 6 1

5 1 8 1

5 4 9 1

5 1 1 2

Horário

Figura A.7 – Irradiância solar em Brasília, no dia 21/02/2005. 166

5 4 2 2

(a) (b) Figura A.8 – Característica elétrica corrente-tensão do módulo KC45. (a) para várias temperaturas da célula e (b) para vários níveis de irradiância (fonte: Kyocera, 2006 - modificado) Logo, um fator multiplicativo de 125% sobre os valores nominais deve ser utilizado, tanto para a corrente de curto circuito quanto para a tensão de circuito aberto. Este fator é denominado 125% N, para não confundir-se com os demais fatores a serem considerados. Caso dados históricos estejam disponíveis, pode-se calcular o máximo valor fornecido pelo módulo, resultando em um fator inferior a 125%. Por questões de segurança, este valor é adotado para o arranjo do laboratório. Os equipamentos de proteção de sobrecorrente são normalmente testados para funcionamento contínuo, por mais de 3 horas consecutivas, para somente 80% de seu valor nominal. Existem alguns equipamentos industriais que garantem 100% do valor nominal para uso contínuo, mas não são normalmente utilizados em sistemas fotovoltaicos. Logo, deve-se aplicar um fator de 125% sobre o valor da corrente nominal para proteger os equipamentos de sobrecorrente. Este fator é identificado como 125% E. Desta forma, a corrente de projeto passa a ser a seguinte:

167

Corrente de projeto = Corrente de curto circuito do módulo x Quantidade de módulos em paralelo x Fator multiplicativo 125% N x Fator multiplicativo 125% E Capacidade de condução do cabo = Valor nominal x Fator de correção da temperatura ambiente x Fator de correção para agrupamento de circuitos Duas bitolas diferentes de cabos são utilizadas. Um alimentador sai de cada módulo e todos interligam-se em um quadro no telhado do laboratório, identificados de 1 a 4, e outro alimentador vai deste quadro até o controlador de carga, identificado como 5. Para o primeiro é considerada temperatura externa de 60ºC, cujo fator de correção da temperatura ambiente para cabo com isolação PVC é 0,50 e para o segundo, protegido pelo eletroduto, a temperatura ambiente utilizada é de 40ºC, cujo fator é 0,87. Este quadro permite que os painéis possam ser configurados em série ou em paralelo, tanto em 12 V quanto 24 V. A situação mais severa é a considerada no projeto, com o sistema operando com 12 V e com os 4 painéis paralelos entre si. Logo, considerando a corrente de curto-circuito e somente 1 painel, temos: I1a4 = 3,10 x 1 x 1,25 x 1,25 = 4,85 A O condutor deve ser capaz de conduzir 4,85 ÷ 0,50 ÷ 0,70 = 13,86 A O tipo de linha elétrica, conforme tabela 28 da ABNT 5410:1997, é do tipo “condutores

isolados ou cabos unipolares em eletroduto aparente de seção circular sobre parede ou espaçado da mesma”, cujo método de referência a utilizar para a capacidade de condução

de corrente é B1. Pela tabela 31, método B1 com 2 condutores carregados, temos que a seção nominal de 1 mm2 é capaz de conduzir 14 A. Entretanto, como o tabela 43 estipula a seção mínima dos condutores a ser utilizado em circuito de força, deve ser adotado o valor de 2,5 mm 2. 168

I5 = 3,10 x 4 x 1,25 x 1,25 = 19,36 A O condutor deve ser capaz de conduzir 19,36 ÷ 0,87 = 22,27 A Pela tabela 31, temos que a seção nominal de 2,5 mm2 é capaz de conduzir 24 A. Pelo critério de queda de tensão, temos: Distância do cabo 1 a 4: 2m Corrente do cabo 1 a 4: I 1a4 = 3,10 x 1 x 1,25 = 3,88 A Distância do cabo 5: 30 m Corrente do cabo 5: I5 = 3,10 x 4 x 1,25 = 15,50 A A tabela A.3 apresenta a queda de tensão para os condutores de 2,5mm 2, o que representa mais de 33% da tensão nominal. Assim, condutores de 6mm2 e 16mm2 são os escolhidos, por apresentarem 4,7% de queda de tensão. Este percentual é o máximo que pode ocorrer, pois considera os painéis em paralelo durante incidência de irradiância superior a 1000 2

W/m . Na configuração utilizada para os testes do laboratório, onde os painéis estão configurados 2 em série e 2 em paralelo, a corrente é mais baixa e a tensão é de 24 V, logo esta queda de tensão torna-se menor ainda. Tabela A.3 – Cálculo da queda de tensão para diversas bitolas de condutores, conectando os painéis entre si e ao controlador de carga (fonte: Pirelli Prysmian, 2005) Condutor Seção do Rcc Distância Corrente Queda de % Queda condutor (m) tensão (V) de tensão //km (mm2) para 12 V 1a4 2,5 7,41 2 3,88 0,06 0,5% 1a4 4 4,61 2 3,88 0,04 0,3% 1a4 6 3,08 2 3,88 0,02 0,2% 11 aa 44 5 5 5 5 5

10 16 2,5 4 6 10 16

1,83 1,15 7,41 4,61 3,08 1,83 1,15

22 30 30 30 30 30

169

3,88 3,88 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5

0,01 0,01 3,45 2,14 1,43 0,85 0,53

0,1% 0,1% 28,7% 17,9% 11,9% 7,1% 4,5%

Um ponto importante que deve ser analisado durante o projeto é a previsão de remanejamento dos equipamentos para o caso de problema em algum dos equipamentos. O laboratório possui 3 sistemas fotovoltaicos independentes, porém caso um dos controladores de carga apresente defeito, a geração pode ser totalmente remanejada para outro, pois a corrente gerada pelos 2 arranjos fotovoltaicos, correspondente a 2 x 15,50 = 31,0 A, não excede o valor nominal do controlador, que é de 40 A.

A.2.2 – Condutores entre o controlador de carga e o banco de baterias Os cabos especificados estão numerados conforme identificação apresentada na figura A.9. O controlador de carga, modelo C40 da marca Xantrex, tem capacidade para corrente contínua nominal de 40 A, sendo recomendado pelo fabricante a utilização de condutor mínimo 8 AWG (8,36 mm2). Por conveniência, o condutor de 16mm2, já utilizado para conectar o arranjo ao controlador, é o utilizado, o qual apresenta capacidade de condução de corrente de 76 A,. A queda de tensão entre o controlador de carga e a bateria é mostrada na tabela A.4

Figura A.9 – Identificação do circuito entre o controlador de carga e o banco de baterias Distância do cabo 6: 4 m Corrente do cabo 6: I6 = 3,10 x 4 x 1,25 = 15,50 A Tabela A.4 – Cálculo da queda de tensão entre o controlador de carga e o banco de baterias Condutor Seção do Rcc Distância Corrente Queda de % Queda condutor (m) tensão (V) de tensão //km (mm2) para 12 V 6 16 1,15 4 15,5 0,07 0,6%

170

A.2.3 – Condutores entre o banco de baterias e o inversor Os cabos especificados estão numerados conforme identificação apresentada na figura A.10. Nos sistemas fotovoltaicos isolados, os condutores entre o banco de baterias e o inversor podem receber correntes de centenas de ampères. Selecionar corretamente o tipo de cabo, a capacidade de condução de corrente e o método correto de instalação é crítico para alcançar os níveis adequados de segurança, desempenho e confiabilidade.

Figura A.10 – Identificação do circuito entre o banco de baterias e o inversor A tabela A.5 apresenta a classificação dos cabos quanto à resistência aos agentes químicos, tendo em vista que as baterias possuem ácido. No entanto, como as baterias utilizadas no laboratório de fontes são do tipo selada, a resistência aos agentes químicos não será considerada na seleção dos condutores. Tabela A.5 – Classificação dos cabos quanto à resistência aos agentes químicos (fonte: : Pirelli Prysmian, 2005) Classificação

Contato Excelente Muito bom Bom Regular Medíocre

Permanente Freqüente Ocasional Acidental Nula

Os inversores possuem potência de saída constante. A tensão alternada é regulada e mantida constante para uma larga faixa de tensão de entrada de tensão contínua proveniente da bateria. Quando a tensão CC varia, a corrente CC também varia de maneira inversamente proporcional, para que a potência de saída mantenha-se constante. Logo, os cabos devem ter capacidade de condução de corrente que agüente a maior corrente, ocorrida com a menor tensão CC. O fator 125% E também deve ser aplicado neste caso, para garantir que o dispositivo de proteção não opere por mais de 3 horas acima de 80% de 171

sua capacidade nominal, além de ser considerada a eficiência do inversor no momento de potência máxima. Os dados do inversor Prosine 1000/24, da marca Xantrex, são os seguintes: - Tensão de alimentação CC: 24 V - Potência de saída: 1000 W - Menor tensão de bateria que permite o funcionamento do inversor: 20 VCC - Eficiência máxima: 89% Um ponto importante a ser verificado é que a eficiência máxima não ocorre para a potência nominal. Conforme a figura A.11, a eficiência para 1000W é de 87%. Este aspecto também influencia o desempenho global do sistema fotovoltaico, pois dependendo da carga conectada ao inversor, a eficiência pode variar 4%.

Figura A.11 – Eficiência do inversor para diversas potências de carga (fonte: Xantrex, 2002 - modificado) A corrente calculada é apresentada a seguir. Conclui-se que o cabo com seção nominal de 16mm2 pode ser utilizado, pois comporta até 76 A. 172

I7 = 1,25 (125% E) x 1000 ÷ 20 ÷ 0,87 = 72 A O cálculo da queda de tensão deve ser analisado com cuidado caso a carga que se deseja alimentar seja formada por motores, que possuem elevada corrente de partida. Nesta situação, se a queda de tensão na partida for elevada, corre-se o risco do inversor desconectar-se devido à baixa tensão, caso ele não seja programado para agüentar potência de surto. Como no laboratório de fontes são utilizadas cargas tipicamente resistivas e de iluminação, que não possuem elevadas correntes de partida, este aspecto não é considerado. A tabela A.6 apresenta esta análise. O condutor de 25mm 2, permitindo queda de tensão máxima de 1,3%, é o selecionado.

Distância do cabo 7: 6m Corrente do cabo 7: I7 = 72 A Tabela A.6 – Cálculo da queda de tensão entre o banco de baterias e o inversor. Condutor Seção do Rcc Distância Corrente Queda de % Queda //km condutor (m) tensão (V) de tensão (mm2) para 24 V 7 16 1,15 6 72 0,50 2,1% 7 25 0,73 6 72 0,32 1,3%

A.3 – DIMENSIONAMENTO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE Como qualquer sistema de potência, os alimentadores devem ser protegidos contra sobrecorrentes, seja sobrecarga ou curto-circuito. Os equipamentos de proteção, disjuntores ou fusíveis, devem ser projetados para corrente CC, uma vez que a eliminação do arco voltaico é mais difícil do que em circuitos CA, além das especificações de tensão, corrente e capacidade de interrupção, que devem atender ou exceder os dados de projeto.

173

A.3.1 – Proteção dos condutores dos módulos A corrente de curto-circuito de um módulo fotovoltaico é limitada e próxima ao valor nominal, por ser modelado como uma fonte de corrente. Assim, cria-se uma tendência a negligenciar a proteção contra curto-circuito. Entretanto, a corrente de curto circuito pode derivar dos outros módulos ou das baterias, o que deve ser considerado durante o projeto da proteção. A figura A.12 apresenta um caso em que o curto-circuito em um módulo gera uma corrente cujo valor é o dobro do esperado, proveniente de outros dois conjuntos de módulos ligados em paralelo. Apesar de diodos de bloqueio, caso existam, evitarem que a corrente reversa flua, eles não são projetados para valores acima do nominal, podendo vir a falhar e a colocar em risco o alimentador.

Figura A.12 – Curto-circuito em um módulo solar, indicando os vários caminhos por onde a corrente pode vir. (fonte: IEEE, 1998 - modificado) 174

A figura A.13 apresenta a configuração utilizada no laboratório de fontes, indicando a necessidade de dispositivo de proteção para cada circuito que alimenta os módulos. Disjuntores de 6A foram instalados em cada módulo, no quadro localizado no telhado, conforme figura A.14. O alimentador entre os módulos e o controlador de carga não é alvo de correntes de curto, pois os dispositivos de proteção instalados nos cabos do banco de baterias interrompem a corrente que poderia ser inadvertidamente gerada. Entretanto é aconselhável a instalação de um disjuntor, para que o controlador possa ser totalmente desconectado da fonte de energia solar no momento de manutenção. Disjuntores de 20Acc foram utilizados.

3A 3A

3A

3A 0A

12A

9A

Caixa de passagem

3A

Caixa de passagem

3A

3A

3A

(a) (b) Figura A.13 – Possibilidade de caminhos de corrente no arranjo do laboratório (a) sem falta e (b) com falta na caixa de conexão de um dos módulos O dimensionamento dos condutores que conectam somente 1 painel diretamente a uma carga CC é realizado segundo os mesmos critérios, resultando em um condutor de 6mm 2 desde o painel até o laboratório, passando por um disjuntor de 6 A.

175

Figura A.14 – Disjuntores de proteção individual dos painéis dentro de um mesmo arranjo.

Figura A.15 – Disjuntores de desconexão, para isolar o controlador de carregamento dos painéis fotovoltaicos

A.3.2 – Proteção dos condutores das baterias Deve-se evitar que o curto-circuito causado em um dos módulos drene corrente da bateria. Isto pode causar a queima do controlador de carga, o qual, apesar de possuir proteção contra sobrecarga, não consegue eliminar a elevada corrente gerada por uma bateria durante um curto circuito. O mesmo acontece para um curto na carga, onde o inversor é drasticamente afetado. 176

As baterias podem, durante um curto, descarregar correntes de milhares de ampères durante frações de segundos, o que é totalmente indesejado. A capacidade de interrupção de corrente dos disjuntores CC deve ser verificada para garantir rápida eliminação desta condição de falta. O alimentador do controlador de carga para o banco de baterias é de 16mm 2, cuja capacidade de condução de corrente é de 57 A. Um disjuntor de 40Acc foi utilizado, por ser a corrente nominal do controlador de carga. Os alimentadores dos bancos de bateria para o inversor são de 25mm 2. Foram utilizados fusíveis de 80A, cuja chave onde estão montados permite que seja facilmente utilizado como dispositivo de desconexão, ilustrado pela figura A.16.

(a) (b) Figura A.16 – Controladores de carregamento com disjuntores entre os bancos de baterias, os quais passam por fusíveis até chegar aos inversores. (a) visão geral, (b) detalhe dos dispositivos de proteção e seccionamento.

A.4 – CONSIDERAÇÕES SOBRE A LOCALIZAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS Os dispositivos de proteção, além de garantirem a segurança dos condutores durante sobrecorrentes, podem também fazer o papel de dispositivos de desconexão, os quais fazem com que os equipamentos, seja o controlador de carga ou o inversor, sejam desconectados de todas as fontes de energia, incluindo os módulos e o banco de bateria, para que possam sofrer manutenção com segurança.

177

Normalmente estes dispositivos são instalados próximos um ao outro, para que a operação de desenergização do sistema possa ser feita de um único local. Em sistemas isolados, costuma-se centralizar os disjuntores entre o banco de baterias e o inversor, pois é onde estão localizados os cabos de maior bitola. Neste momento deve-se levar em consideração os aspectos de segurança que envolvem as baterias do tipo chumbo-ácido, como as utilizadas no laboratório de fontes. Estas baterias, do tipo seladas reguladas a válvula, podem gerar gases explosivos em determinadas situações, devendo ficar afastadas de qualquer dispositivo que provoque faíscas. A bateria armazena energia através de reações químicas com o ácido sulfúrico. Oxigênio e hidrogênio são gases resultantes da operação normal da bateria. Os modelos do tipo selado são projetados para recombinar estes gases, evitando que sejam expelidos para a atmosfera. Entretanto, em uma situação de sobrecarga da bateria, estes gases são gerados em excesso e escapam para o meio-ambiente, o que, conseqüentemente, também reduz a vida útil do equipamento, uma vez que passa a ter menos produtos químicos para o armazenamento da energia. Os níveis de hidrogênio no ar são perigosos se sua concentração estiver entre 4% e 96%, podendo causar uma explosão se uma centelha for acessa. Desta forma, a bateria nunca deve ser armazenada em um compartimento totalmente fechado e nem próximo de fontes de faíscas. Um sistema de ventilação deve ser providenciado para que a concentração de hidrogênio não exceda 2%. Deve-se atentar também para que bolsões de hidrogênio não sejam formados sobre as baterias. O controlador de carga é responsável por recarregar o banco de baterias, e é programado para evitar sobrecargas, evitando assim a formação de gases inflamáveis. Entretanto, mesmo com este aparelho em perfeito funcionamento, duas situações podem ocorrer: - Cada bateria de 12 V é formada por 6 células de 2 V. Caso uma destas células seja curtocircuitada, as demais receberão uma tensão superior ao esperado, ocorrendo a sobrecarga; ou

178

- A tensão de carga da bateria é sensível à temperatura. Os controladores de carga possuem compensação de temperatura para evitar que problemas ocorram, entretanto necessitam sentir a temperatura das baterias para fazer o correto ajuste. O controlador de carga não pode ficar na sala das baterias, pois pode provocar faíscas no momento em que os tiristores realizam o carregamento do tipo PWM, por exemplo. Por outro lado não pode ficar muito distante, para que possa sentir a correta temperatura. Um sensor de temperatura remoto, com cabo comprido, é um equipamento opcional que visa resolver este problema. Para o laboratório de fontes deve-se projetar a localização dos componentes de modo que: - os disjuntores fiquem próximos, facilitando as operações de desenergização do sistema para manutenção dos componentes; - o banco de baterias fique próximo do inversor, para evitar quedas de tensão elevadas; - o banco de baterias fique próximo do controlador de carga, para que ambos sintam a mesma temperatura ambiente; e - o banco de baterias fique distante de todos os dispositivos que gerem fagulhas. O laboratório é uma sala fechada com aparelho de ar condicionado de janela, ou seja, não possui ventilação natural capaz de dissipar o gás hidrogênio porventura liberado pelas baterias. Futuramente será construída uma sala de baterias na parte externa do prédio SG11, com ampla ventilação, porém para a atual configuração deve-se prever um sistema forçado de ventilação. Como trata-se de um sistema didático, laboratorial, pode-se aproveitar a energia gerada pelo sistema fotovoltaico para acionar ventiladores, que correspondem a parte da carga a ser alimentada. Estes ventiladores movimentam o ar sobre o banco de baterias em direção à janela, no sentido oposto aos demais equipamentos. A figura A.17 ilustra esta disposição.

179

ventilação

Quadro de disjuntores

Figura A.17– Disposição física dos equipamentos, separando o banco de baterias dos demais equipamentos.

A.5 – ATERRAMENTO O aterramento é necessário para garantir a segurança das pessoas e o correto funcionamento dos equipamentos. Existem dois aspectos do aterramento que devem ser considerados.

A.5.1 – Aterramento dos equipamentos Todas as superfícies metálicas dos equipamentos que possam ser acidentalmente energizadas devem ser aterradas, o que inclui a envoltória dos módulos solares, a estrutura de sustentação, o controlador de carga, as baterias e o inversor. A bitola do condutor de proteção deve ser a mesma utilizada pelo condutor de corrente. Pode-se utilizar condutor nu ou com isolamento verde para caracterizar o cabo. As figuras A.18 e A.19 mostram o local de conexão do aterramento para o módulo solar e para o controlador de carga. O inversor possui ponto de aterramento preso ao seu chassi.

180

Figura A.18 – Local para conexão do aterramento na parte traseira do módulo solar KC45 (fonte: Kyocera, 2006 - modificado)

Figura A.19 – Local para conexão do aterramento no controlador de carga C40 (fonte: Xantrex, 2002 - modificado) O aterramento pode ter um condutor para cada equipamento, os quais se unem no ponto de aterramento, ou então ser um único que vai conectando todos os outros. Para o caso de proteção contra descarga elétricas, costuma-se localizar o ponto central do aterramento o mais próximo possível dos módulos solares, porém esta situação não será analisada, uma vez que as redondezas do laboratório possuem pára-raios. Este aterramento provê também alguma proteção contra a interferência eletromagnética dos comutadores utilizados pelo controlador de carga e pelo inversor.

A.5.2 – Aterramento do sistema elétrico Em um sistema bipolar, um dos condutores de corrente deve ser aterrado. Em fontes de energia renovável costuma-se aterrar o condutor negativo, entretanto equipamentos tais como telefones e sistemas de telecomunicações utilizam aterramento positivo, o que necessita de um isolador cc-cc para que possa ter dois condutores aterrados. Caso esta seja a única carga, todo o sistema pode ter o condutor positivo aterrado, devendo verificar a compatibilidade com o controlador de carga e os demais equipamentos. 181

Recomenda-se que esta conexão ocorra utilizando como condutor de aterramento a maior bitola utilizada pelo sistema. O ponto de união entre o condutor neutro e o terra deve ser próximo aos painéis solares para minimizar o efeito de raios. Entretanto, como estamos eliminando esta possibilidade, o terminal negativo da bateria ou o terminal negativo do inversor são os melhores locais, pois assim o condutor terra está conectado com o condutor de maior bitola do sistema, além de auxiliar na redução da interferência eletromagnética causada pelo inversor. A figura A.20 ilustra esta situação.

Figura A.20 – Localização do aterramento do condutor negativo (fonte: IEEE, 1998 - modificado)

A.6 – DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS Conforme já detalhado, o laboratório de fontes alternativas possui 12 painéis solares, os quais estão distribuídos em 3 arranjos independentes. O cálculo do banco de baterias é feito para um único arranjo e os resultados são aproveitados para os demais. Este projeto visa determinar uma quantidade de baterias para uma situação específica, porém associações em série ou em paralelo podem ser feitas para reconfigurar o sistema, conforme a experiência a ser realizada.

182

A primeira etapa consiste em determinar a capacidade de geração do sistema, o que corresponde à corrente nominal dos painéis vezes a quantidade de painéis por arranjo.

A.6.1 – Corrente nominal do arranjo fotovoltaico Corrente nominal do arranjo, em condições padrão de teste 3,0 A x 4 = 12,0 A

(3.1)

A.6.2 – Fator de correção do módulo Deve-se aplicar um fator de correção do módulo, que faz o ajuste da corrente do módulo para as condições de campo, prevendo o acúmulo de poeira, perdas entre os módulos mal conectados, degradação ao longo do tempo e outros. Para o módulo do tipo cristalino, o valor padrão é 0,9 (CRESESB, 1999). O fabricante garante que o desempenho do painel é no mínimo 90% nos primeiros 12 anos e pelo menos 80% durante 25 anos, logo este valor padrão demonstra-se adequado para este caso. Corrente nominal considerando fator de correção do módulo 12,0 x 0,9 = 10,8A

(3.2)

A.6.3 – Disponibilidade Mensal Garantida A disponibilidade mensal garantida é a quantidade mínima de energia que o sistema individual de geração de energia elétrica com fonte intermitente é capaz de fornecer, em qualquer mês, à unidade consumidora (ANEEL, 2004). O mês de projeto é o que apresenta a menor relação diária de energia entre o arranjo e a carga (A:L). Tipicamente é o mês com a menor irradiação ou o mês com a maior carga (IEEE Std 1526-2003). O programa SUNDATA, do CEPEL, foi utilizado para obter as médias diárias mensais de irradiância solar em Brasília, para uma inclinação igual à latitude. Ao multiplicar estes 183

valores pela corrente calculada em (3.2), teremos a energia fornecida pelos painéis, conforme apresentado na tabela A.7. Os dados fornecidos pelo SUNDATA foram obtidos em 1993, logo podem apresentar diferenças ao serem comparados com os dados medidos em 2005 pela estação meteorológica do laboratório de fontes alternativas da FT/UnB. Tabela A.7 – Disponibilidade mensal de energia fornecida pelo arranjo fotovoltaico Horas de Sol por dia Corrente calculada em (2) Disponibilidade Mês (h) (A) (Ah) Janeiro 4,40 10,8 47,5 Fevereiro 5,38 10,8 58,1 Março 4,56 10,8 49,2 Abril 5,34 10,8 57,7 Maio 5,36 10,8 57,9 Junho 5,61 10,8 60,6 Julho 5,80 10,8 62,6 Agosto 6,08 10,8 65,7 Setembro 5,41 10,8 58,4 Outubro 4,59 10,8 49,6 Novembro 4,50 10,8 48,6 Dezembro

4,41

10,8

47,6

Nota-se que foi considerada carga constante durante todo o ano. Disponibilidade mensal garantida = 47,5Ah (menor dado anual, obtido em Janeiro)

(3.3)

A.6.4 – Relação A:L Adotando a relação A:L de 1,3, temos:

Disponibilidade de Ah para a carga no mês crítico: 47,5 Ah 1,3



36,5 Ah

Disponibilidade de Ah para recarregar a bateria no mês crítico: 47,5 – 36,5 = 11 Ah 184

(3.4)

(3.5)

A.6.5 – Profundidade de descarga A vida útil da bateria varia exponencialmente com a profundidade de descarga. Conforme já mencionado, para uma descarga diária de 20%, a bateria suporta até 2100 ciclos, o que corresponde a mais de 5 anos de duração. Considerando 25% de descarga, os ciclos possíveis são 1500, o que corresponde a 4 anos de utilização. Atendimento diário da carga com descarga de 25%: 36,5 0,25



146,0 Ah

(3.6)

A profundidade de descarga pode ser definida como a quantidade de ampère-hora removida do banco de baterias completamente carregado, expressa como uma porcentagem de sua capacidade no mesmo regime (ABNT, 1999). Entretanto o descarregamento constante durante 20 horas não é usual em um sistema fotovoltaico, onde as cargas de iluminação residencial, por exemplo, podem concentra-se em poucas horas durante o período noturno, aumentando assim a taxa de descarga e promovendo um erro de cálculo da vida em ciclos da bateria.

A.6.6 – Autonomia A quantidade de dias de autonomia do sistema deve ser definida, para o cálculo do tamanho da bateria. A autonomia mínima de projeto deve ser de 2 dias (ANEEL, 2004 e ABNT, 1999). O período de autonomia também deve considera r o número de dias “sem Sol”, que está diretamente relacionado com o pior caso provável para a duração de tempo nublado ou parcialmente nublado, ao longo de um ano completo de operação do sistema. O laboratório possui medição diária da irradiação, o que permite determinar a quantidade de dias consecutivos de baixa irradiação, porém como diversas topologias serão montadas com as baterias e arranjos, o valor padrão de 2 dias é o adotado.

185

As baterias do tipo chumbo-ácido não podem ser completamente descarregadas, pois isto as danifica. A profundidade de descarga máxima permitida, conforme especificação do fabricante, é de 80%. Carga a ser atendida durante 2 dias de autonomia: 36,5 x 2 = 73,0 Ah 80% de descarga da bateria deve fornecer 73,0 Ah: 73,0 0,80



(3.7)

91,25 Ah

Como o valor calculado em (3.7) é menor que o obtido em (3.6), deve-se utilizar o maior deles. Assim, pode-se recalcular o período de autonomia. Dias de autonomia do sistema: 146 36,5



4 dias

(3.8)

A definição de autonomia é o período de tempo durante o qual o banco de baterias completamente carregado pode atender suas cargas sem receber contribuição do arranjo fotovoltaico ou de fonte auxiliar, usualmente definida em número de dias (ABNT, 1999). Nos cálculos apresentados não foi considerada a situação de bateria completamente carregada, pois o acumulador recebeu energia do painel solar durante o dia e atendeu a carga durante a noite. Considerando-se um dia típico, o regime normal prevê que o painel fotovoltaico carrege a bateria durante o dia, e esta é parcialmente descarregada durante a noite. Logo, caso não se disponha do recurso solar nos próximos dias, a bateria não mais esta totalmente recarregada, não conseguindo suportar os 4 dias de autonomia calculados. A bateria partirá de seu estado de carga de 80% para suportar os dias sem a contribuição do arranjo fotovoltaico.

186

80% do estado da bateria menos 36,5Ah já consumidos: (146 x 0,80) – 36,5 = 80,3 Ah

(3.9)

Dias de autonomia do sistema: 80,3 36,5



2,2 dias

(3.10)

A.6.7 – Taxa de autodescarga As baterias possuem autodescarga, que é a descarga do banco de baterias devido a reações químicas internas (ABNT, 1999), que deve ser considerado no dimensionamento. É considerado o valor típico de 2,5% por semana. Autodescarga diária: 2,5% 

0,36% por dia

(3.11)

7 dias

Redimensionamento da baterias considerando a autodescarga diária: 146 (1 0,0036)



146,5 Ah

(3.12)



A.6.8 – Fator de correção de temperatura Um fator de correção para temperatura deve ser considerado. Como valor padrão, para uma temperatura de 30oC, deve-se usar uma correção de 0,95, entretanto o fabricante garante que as baterias são especiais para funcionar em altas temperaturas, não afetando seu desempenho para 30oC. Logo, é utilizado fator de correção igual a 1. Fator de correção de temperatura: 147 x 1 = 147 Ah

187

(3.13)

A.6.9 – Proteção contra incertezas na determinação do consumo Uma prática usual em projetos é prover uma margem entre 10% e 25% na capacidade corrigida, para proteção contra incertezas na determinação do consumo em condições adversas de operação (ABNT, 1999). Considerando que a carga do laboratório é controlada, é considerado um fator de segurança do projeto de 10%. Considerando fator de segurança de projeto: 147 x 1,10 = 161,7 Ah

(3.14)

A.6.10 – Seleção de baterias disponíveis comercialmente São adotadas 3 baterias de 63Ah em paralelo, o que garante 63 x 3 = 189 Ah.

A.6.11 – Corrente de recarga Por fim, deve-se verificar a corrente de recarga da bateria. O catálogo do fabricante indica a seguinte corrente de recarga, conforme tabela A.8. Tabela A.8 – Corrente de recarga e tempo recomendado pelo fabricante (fonte: MOURA, 2006) Corrente de recarga Tempo de duração da recarga (h) 0,20 C 5 0,15 C 7 0,10 C 9 0,05 C 11 C = capacidade de descarga da bateria no regime de 20 horas. As baterias de 63Ah no regime de 20 horas possuem C=63, logo a corrente de recarga para 5 horas é de 0,20 x 63 = 12,6 A por bateria. Para o banco com 3 equipamentos em paralelo, a corrente de recarga passa a ser 3 x 12,6 = 37,8 A. Correntes de recarga de 7, 9 ou 11 horas não são factíveis em sistemas fotovoltaicos isolados, pois normalmente o tempo de Sol, em que os módulos solares estão realizando

188

conversão da energia, é inferior a 6 horas. A corrente de recarga também não é constante, pois varia com a intensidade do Sol. Com a utilização de 4 paineis em paralelo, cada um deles gerando 3A nominais, tem-se 12A para a recarga da bateria. Nota-se que as baterias não serão recarregadas da maneira ideal recomendada pelo fabricante.

REFERÊNCIAS DO APÊNDICE A Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil) (ANEEL). (2004). Estabelece os

procedimentos e as condições de fornecimento por intermédio de Sistemas Individuais de Geração de Energia Elétrica com Fontes Intermitentes – SIGFI. Resolução normativa n. 83, de 20 de setembro de 2004. Diário oficial da união, 24 de setembro de 2004, seção 1, p. 126, v. 141, n. 185. Associação Brasileira de Normas Técnicas. (1999). NBR 14298: Sistemas fotovoltaicos –

Banco de baterias - Dimensionamento. ABNT, Rio de Janeiro. ______. (1997). NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão. ABNT, Rio de Janeiro. Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito (CRESESB). (1999). Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos. CEPEL, Rio de Janeiro. IEEE. (2004). IEEE recommended practice for testing the performance of stand-alone

photovoltaic systems - IEEE Std 1526-2003. Disponível em ______. (1998). IEEE guide for terrestrial photovoltaic power system safety - IEEE Std

1374-1998. Disponível em Kyocera.

(2006).

Catálogo

do

painel

solar

KC

45.

Disponível

em:

Moura, Acumuladores. (2006). Especificações técnicas da bateria Moura Clean 12MC63. Disponível em . Acesso em: 13 de fevereiro de 2006. 189

Pirelli Prysmian. (2005). Fios e cabos para uso geral em baixa tensão . Disponível em: Xantrex. (2002). Manual de instalação e operação – Controlador de CC multifunções

série C. Disponível em: Xantrex. (2002). Manual do usuário – Xantrex Sine Wave Inverter 1000/1800. Disponível em:

190

ANEXO A ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA NO BRASIL: SUBSÍDIOS PARA TOMADA DE DECISÃO

191

192

Série Documentos Técnicos

Energia solar fotovoltaica no Brasil: subsídios para tomada de decisão

A Série Documentos Técnicos tem o objetivo de divulgar resultados de estudose análises realizados pelo CGEE com a participação deespecialistas e instituições vinculadas aos temas de que serefere o trabalho. Documentos com indicação individual de autoria podem conter opiniões que não refletem necessariamente o ponto de vista do CGEE.

02-10 Energia solar fotovoltaica no Brasil:

Série Documentos Técnicos

subsídios para tomada de decisão

Maio, 2010

© C entro d e G estão e E stud os E stratég icos (C G E E ) O Centro de Gestão e Estudos Estratégicos (CGEE) é uma associação civil sem fins lucrativos e de interesse público, qualificada como Organização Social pelo executivo brasileiro, sob a supervisão do Ministério da Ciência e Tecnologia. Constitui-se em instituição de referência para o suporte contínuo de processos de tomada de decisão sobre políticas e programas de ciência, tecnologia e inovação (CT&I) A atuação do Centro está concentrada nas áreas de prospecção, avaliação estratégica, informação e difusão do conhecimento.

Presidenta Lucia Carva lho Pinto de Melo Diretor Executivo Marcio de Miranda Sant os Diretores Antonio C arlos Filgue ira Galvão Fernand o Cosme Rizzo Assunção

Edição e revisão / Tati ana d e Carvalho Pires Projeto gráfico / Eduardo O liveira Capa / C amila Maia Apoio técnico ao projeto / Rafael Amaral Shayani

C397e

Energia solar fotovoltaica no Brasil: subsídios para tomada de decisão: Série Documentos técnicos 2 Brasília, DF : Centro de Gestão e Estudos Estratégicos, 2010. 40 p.; il.; 20 cm 1. Energia Fotovoltaica. 2. Regulação. 3. Incentivos. I. CGEE. II. Título. C D U 621.47

C entro d e G estão e E stud os E stratég icos SC N Q d 2, B l. A , E d. Corpo rate F inancial C enter sala 1 102 70712-900, Brasília, DF Telefone: (61) 3424.9600 http ://w w w .cgee.org.br

Esta p ub licação é p arte integ rante d as a tivida de s desenvolvida s no âm bito do C ontrato de G estão C G E E 13º Term o A ditivo/A ção : Tecnolog ias C ríticas e S ensíveis p ara Setores Prioritário s/Sub ação : S ilício/M C T/2008. Todos o s d ireitos reservad os pelo C entro de G estão e Estud os E stratégicos (C G EE ). O s textos contido s nesta pu blicação po de rão ser rep rod uzido s, arm azenad os o u transm itidos, de sde qu e citad a a fonte. Im presso em 2010. Sug estão de citação : C G E E , título, autoria, ano de pub licação, CG EE : B rasília. Impresso em 2010 .

Energia solar fotovoltaica no Brasil: subsídios para tomada de decisão Supervisão Fernando Cosme Rizzo Assunção Relatores Adriano M oehlec ke (PUCRS/CB-Solar ) Paulo Robe rto Mei (Unicam p) Ricardo Rüther (UFSC/Instituto Ide al) Robe rto Zilles (U SP/IEE) Equipe técnica do CGEE Elyas Ferreira de Mede iros (coo rdenado r)

    B          S             E F

5

     B           S            E F

6

Sumário

A



I



P C º. 

I       Proposta 1.1 —



Financiar programa de PD&I que possibilite ganhos de competitividade 20

Proposta 1.2 — Estreitar o relacionamento entre a indústria e centros de PD&I

22

Proposta 1.3 — Coordenar atividades de P,D&I através de uma rede de informações

23

Proposta 1.4 — Modernizar laboratórios e estabelecer processos-piloto

23

Proposta 1.5 — Formar recursos humanos qualificados

24

Proposta 1.6 — Estabelecer cooperação internacional

25

P C º. 

C   



Proposta 2.1 — Regulamentar a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica

27

Proposta 2.2 — Divulgar a energia solar fotovoltaica para a sociedade

28

Proposta 2.3 — Incentivar a geração fotovoltaica distribuída conectada à rede elétrica

29

Proposta 2.4 — Incentivar a geração fotovoltaica em larga escala para cargas específicas com demanda estável

30

Proposta 2.5 — Fomentar a implantação de minirredes

31

      S

Proposta 2.6 — Estimular a criação de empresas de serviços de instalação e manutenção 31

7

P C º. 

E       



Proposta 3.1 — Inserir o tema Energias Renováveis na PDP

33

Proposta 3.2 — Estimular o estabelecimento de indústrias de células e módulos fotovoltaicos

33

Proposta 3.3 — Estimular o estabelecimento de indústrias de equipamentos para sistemas fotovoltaicos 34

P C º. 

E         



Proposta 4.1 — Estimular o estabelecimento de indústrias de silício grau solar e eletrônico

36

C

     S

8

P     



1. Ações, prazos e instituições sugeridas

37

2. Documentos CGEE do Estudo

38

Apresentação Este documento propositivo oferece, aos tomadores de decisão, subsídios quanto às macro ações político-institucionais, que em concerto com a visão de demanda futura e com principais pensamentos estratégicos de especialistas, tenham elevado potencial para promover o estabelecimento e a sustentabilidade do empreendimento fotovoltaico no país, e é um extrato executivo de documentos gerados no Estudo. O trabalho foi produzido por equipetécnica do CGEE encarregada daliderança do Estudo “Tecnologias Críticas e Sensíveis em Setores Prioritários” (foco no Silício), previsto no Contrato de Gestão, e apresenta elementos e instrumentos que podem balizar ações governamentais que estão em fase de estruturação e que tem o foco em energia solar fotovoltaica, tais como o Sistema Brasileiro de Tecnologia do MCT (Sibratec), o Programa de CT&I em Energia Renováveis do MCT, e o Estudo de Geração Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos do MME. O grupo teve a colaboração – em oficinas presenciais e em consultas eletrônicas – de quase duas centenas de pesquisadores e executivos de instituições de governo e de empresas, para chegar à síntese que aqui se apresenta, no formato de quatro propostas centrais e complementares entre si: 1)

Incentivo à pesquisa e à inovação tecnológica;

2) Criação de mercado consumidor;

           A

3) Estabelecimento de indústrias de células solares e de módulos fotovoltaicos; e 4) Estabelecimento de indústrias de silício grau solar e grau eletrônico.

9

O detalhamento dessas macropropostas é apresentado nos próximos capítulos, e vem precedido, no capítulo respectivo, por considerações derivadas do olhar deespecialistas para tendências e fatos portadores de futuro, constituintes da realidade brasileira para os elos mais relevantes da cadeia produtiva em energia solar fotovoltaica. Por fim, o CGEE agradece a continuidade de esforços e a colaboração direta no Estudo de instituições como ABDI, MCT (Setec/Sepin), MME, MMA, MDIC; e considera de grande valor as contribuições das demais ICT e empresas citadas nos documentos gerados.

     B           S            E F

10

Introdução

O Brasil é rico em recursos naturais e possui recursos humanos disponíveis para atuar na geração de energia solar fotovoltaica. No entanto, apesar de notáveis esforços em algumas fontes renováveis de energia, são poucos os resultados que promovam a inserção da energia fotovoltaica na matriz elétrica nacional. O Estado brasileiro encontra-se em fase de posicionamento sobre a definição de políticas públicas de incentivo ou regulamentação que promovam (ou que permitam de forma clara e eficaz) a inserção dessa fonte de energia nas redes concessionárias de eletrificação rural e urbana. Esse fato dificulta o desenvolvimento da energia fotovoltaica em maior escala e ressalta a importância da aplicação de mecanismos regulatórios para o seu fomento empresarial e incentivo à inovação tecnológica – gerando milhares de empregos de alto valor agregado. Outros empecilhos para a adoção da energia fotovoltaica em grande escala são: o alto custo atual da engenharia fotovoltaica, o que muitas vezes torna seu emprego urbano inviável; e o desconhecimento dos benefícios da utilização dessa fonte limpa e renovável num país de dimensões vantajosas e com índices muito favoráveis de irradiação solar. Documentos internacionais reportam para o ano de  que  da geração de energia no mundo virão de fontes renováveis. Dessa demanda,  serão supridos pela energia solar fotovoltaica. Populações do fim do século dependerão em até  das renováveis, dos quais  será de fotovoltaica. Portanto, esses números aplicados ao Brasil indicam que haverá um crescimento da eletricidade solar fotovoltaica, seguida da energia eólica, podendo vir a predominar sobre a energia hidroelétrica, a qual atualmente representa elevada parcela da matriz energética

         I

11

nacional. Incontáveis estudos apontam ainda que a qualidade de vida das futuras gerações dependerá intensamente das tecnologias de explotação da energia solar. Fato é que, diante de firmes tendências, o Brasil precisa no curto prazo ingressar de forma sustentável no mercado de energia fotovoltaica a fim de garantir seu espaço estratégico na geração de dividendos socioeconômicos no futuro. Para isso, não poderá permanecer ausente de investimentos vultosos em pesquisa tecnológica e desenvolvimento industrial, a exemplo de China, Alemanha, Espanha, EUA, Japão, Índia e outros. Partindo dessa premissa, este Estudo recomenda que a energia solar fotovoltaica conectada à rede elétrica no Brasil seja compreendida como uma fonte complementar de energia, uma vez que se trata de fonte intermitente. Por outro lado, seu potencial é muitas vezes superior à demanda de energia ativa e futura do país, razão pela qual os sistemas fotovoltaicos devem ser incentivados a participar com frações crescentes de contribuição na matriz energética nacional. Ainda que o Documento tenha o caráter conclusivo para a presente encomenda do MCT, salientese que não se esgotam aqui os debates sobre o estabelecimento de uma estratégia nacional diante das oportunidades das tecnologias e recursos naturais para aenergia solar fotovoltaica no Brasil. Assim é que o CGEE subscreve a percepção de enormes oportunidades para o Brasil que o Estudo aponta em sua conclusão no ano de . Ficam, assim, expectativas da sociedade para que instituições de governo e do empresariado invistam celeremente em indústria de silício e nos demais elos da cadeia produtiva em energia solar fotovoltaica, dada a identificação de significativos potenciais para: •



Geração de milhares de empregos de alto nível no país;

A geração de empregos global, demandada pelo desenvolvimento do mercado fotovoltaico, encontra-se entre 3,7 e 10 milhões de empregos até2030. Estima-se que , do mercado global previsto para 2030, 8% das instalações

     B           S            E F

12

fotovoltaicas acumuladas estejam na América Central e América do Sul. A energia fotovoltaica apresenta importante benefício referente à criação de empregos, pois muitos dos postos de trabalho estão no local da instalação do sistema (instaladores, revendedores e engenheiros), estimulando a economia local. Baseado em informações providas por indústrias, pode se considerar que 10 empregos são criadospara cada MW produzido, e 33 para cada MW instalado. Estudo realizado sobre o potencial brasileiro estima a geração de mais de 60 mil empregos até 2025. Maiores informações no documento CGEEIncentivo ao mercado de energia fotovoltaica no Brasil. Nota Técnica. Brasília, DF. Mai/2009. 83p.

•

Geração e distribuição de riqueza socioeconômica;

•

Desenvolvimento de parque industrial competitivo internacionalmente; e

•

Produção de energia renovável e ambientalmente limpa, visto o elevado potencial solar existente no país.

Os sistemas solares fotovoltaicos podem ser fabricados com diversas tecnologias, entre elas: Silício monocristalino, Silício policristalino, Silício amorfo, Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio (CIGS), Telureto de Cádmio (CdTe) e Semicondutores Orgânicos. Os módulos de silício são os mais utilizados no mundo, provavelmente permanecendo assim pelos próximos  anos. De forma resumida, para o silício, a cadeia produtiva da energia solar fotovoltaica e seus principais produtos podem ser representados pela figura abaixo:

Obtenção de matéria-prima

• Silício grau metalúrgico

Refinamento da matéria-prima

• Lingote de silício

Tratamento

• Wafer • Célula solar • Módulo fotovoltaico

Equipamentos complementares • Baterias • Conversores • Suportes • Outros

Aplicação

• Geração de eletricidade

O Brasil possui (como riqueza natural) grandes jazidas de quartzo de qualidade, além de um grande parque industrial que extrai esse mineral e o beneficia, transformando-o em silício graumetalúrgico. O silício grau metalúrgico é considerado matéria-prima ainda bruta para a produção de painéis fotovoltaicos. O grau de pureza desse material deve ser extremamente elevado. Esse processo 

A purificação do silício apresenta elevado valor agregado, pois o silício grau solar chega a valer mais de 100 vezes o preço Produção de do silício grau metalúrgico atualmente exportado pelo Brasil. Maiores informações no documento CGEE silício grau solar no Brasil.Nota Técnica. Brasília, DF. Mar/2009. 48p.



Potenciais vantagens competitivas destacam o Brasil em relação aos concorrentes. Existem importantes reservas de quartzo de qualidade no país e indústrias com liderança em silício de grau metalúrgico. A tradicional forma de          I

purificação do silício para obtenção do silício de grau eletrônico utiliza a rota química. Para o silício de grau solar, pode ser adotada a rota metalúrgica, a qual necessita de menos energia e reduz a agressão ao meio ambiente. A consequente redução de custos apresentada por esta tecnologia é uma promissora vantagem. Maiores informações no documento CGEE Produção de silício grau solar no Brasil . Nota Técnica. Brasília, DF. Mar/2009. 48p.

13

de purificação agrega imenso valor ao mineral brasileiro, transformando-o tanto em silício grau solar quanto em silício grau eletrônico. O silício grau solar, dependendo de seu grau de purificação, pode ser utilizado como matériaprima para a indústria fotovoltaica e para a produção de semicondutores (chips de computadores). A possibilidade de produção nacional de silício grau eletrônico pode estimular a instalação de fábricas de componentes e de equipamentos eletrônicos no país.

Silício Grau Solar Estabelecimento de Empresas Fotovoltaicas e de Microeletrônica no País Silício Grau Eletrônico

O processo de purificação de silício tradicionalmente utilizado no mundo denomina-se “rota química”, da qual se obtém silício de grau eletrônico. No Brasil existem pesquisas para a utilização de um processo alternativo de purificação, denominado “rota metalúrgica”, a qual produz silício grau solar com menor gasto de energia e menor impacto ambiental. O fato de o Brasil já possuir indústrias de silício grau metalúrgico instaladas em território nacional é uma vantagem adicional. O desenvolvimento da rota metalúrgica pode fazer com que o país figure entre os líderes mundiais de produção de silício de grau solar, possibilitando exportação para todo o mundo.      B           S            E F

14

Jazida de Quartzo

Uma vez obtida a matéria-prima refinada, seja importada ou produzida nacionalmente, deve-se proceder a seu tratamento, para produzir wafers (lâminas), células solares e módulos fotovoltaicos. O processo de beneficiamento necessita de vários insumos, provocando assim a geração de empregos indiretos, além do desenvolvimento de outras atividades industriais correlatas. Para que a eletricidade produzida pelo sistema fotovoltaico seja efetivamente utilizada (seja em locais que ainda não dispõem de energia elétrica, ou conectados às redes elétricas já existentes) são necessários equipamentos complementares, tais como acumuladores de energia para armazenamento da energia (para que possa ser utilizada durante a noite) e conversores (para disponibilizarem energia com tensão / volts). O Brasil já possui, em território nacional, fábricas de acumuladores de energia e de conversores. Com o devido estímulo, esses produtos podem ser adaptados a fim de atender às exigências específicas dos sistemas solares fotovoltaicos. O fornecimento de energia elétrica à população é um dever do Estado, considerado como um serviço público essencial. A produção nacional de sistemas solares fotovoltaicos propicia uma redução de custo, facilitando sua disseminação, inclusive em locais ainda não atendidos por eletricidade. A utilização dos sistemas solares conectados à rede elétrica, através de uma política de incentivo, possibilita gerar escala para a produção e, consequentemente, redução de custos. Existem expectativas de que, em aproximadamente  anos, o preço da energia fotovoltaica será igual

         I

15

ou inferior ao preço das fontes convencionais. Ao adotar as recomendações deste estudo, neste momento, o país já terá no médio/longo prazo um parque industrial estabelecido para oferecer essa energia para a população em geral. Brasil possui jazidas de quartzo e indústrias de silício grau metalúrgico

Obtenção de matéria-prima

• Silício grau metalúrgico

Já existem pesquisas nacionais em andamento

Refinamento da matéria-prima

• Lingote de silício

Insumos necessários geram empregos indiretos e estimulam indústrias correlatas

Tratamento

• Wafer • Célula solar • Módulo fotovoltaico

País já possui empresas de produtos semelhantes. Potencial para atender ao mercado fotovoltaico nacional

Equipamentos complementares • Baterias • Conversores • Suportes • Outros

Redução de custos com a produção nacional de sistemas fotovoltaicos

Aplicação

• Geração de eletricidade

Para se ter no Brasil mercado fotovoltaico sustentável e de larga escala é preciso instituir programa de incentivo ao estabelecimento de fábricas de equipamentos. Caso contrário, nos tornaremos grande importador de insumos da indústria internacional. Esse programa será ordensde-grandeza mais rentável se incluir cláusulas de criação de empregos e de desenvolvimento tecnológico doméstico. As principais propostas (detalhadas neste documento), visando sustentabilidade e competitividade de um setor fotovoltaico brasileiro, podem ser agregadas nas seguintes linhas centrais, complementares entre si: ª. Incentivo à pesquisa e à inovação tecnológica. ª. Criação de mercado consumidor. ª. Estabelecimento de indústrias de células solares e de módulos fotovoltaicos. ª. Estabelecimento de indústrias de silício grau solar e eletrônico.      B           S            E F

16

Criação de mercado consumidor

Estabelecimento de indústrias de células solares e de módulos fotovoltaicos

Estabelecimento de indústrias de silício grau solar e eletrônico

Estabelecimento do setor fotovoltaico nacional, sustentável e competitivo

Incentivo à pesquisa e à Inovação tecnológica

Essa proposta consiste em começar utilizando as experiências de sucesso de outros países, enquanto acompanhadas de pesquisas e estratégias próprias para promover a inovação tecnológica e a sustentabilidade socioeconômica do empreendimento solar fotovoltaico no Brasil. As políticas públicas a serem formuladas, baseadas nas recomendações do presente documento, terão melhor eficácia se elaboradas e implementadas em cooperação entre governo federal, governos dos Estados e, onde aplicável, governos municipais interessados ou envolvidos.

         I

17

     B           S            E F

18

Proposta Central nº.  Incentivo à pesquisa e à inovação tecnológica

Considerando que:

•

Instituições de P&D nacionais, tais como CB-Solar, LAB-Solar, Cetec, Cetem, IME, Inmetro, CTI, INPI e outras podem dar contribuições significativas à cadeia produtiva de energia fotovoltaica, pois essas articulam potenciais e competências em: prospecção, caracterização e descontaminação de quartzo para produção de silício metalúrgico, grau solar e grau eletrônico; desenvolvimento de planta pré-industrial de células e módulos; desenvolvimento de coletores solares e análise do desempenho de instalações autônomas ou interligadas à rede elétrica; capacidade certificadora em módulos, inversores e acumuladores de energia; levantamento de competências na tecnologia de módulos fotovoltaicos para auxiliar roadmaps; competência para integração de sistemas fotovoltaicos, relacionado a edificações e ao design; e, estudos avançados para desenvolvimento de novas tecnologias como filmes finos;

•

É preciso buscar a redução dos custos de produção dentro da cadeia produtiva, de modo a aumentar a competitividade em energia solar fotovoltaica;

•

Há necessidade de modernizar os laboratórios de pesquisa;

•

É preciso promover intercâmbio com centros de referência, para troca de experiências, normatizações, medições e suporte;

                I

19

                  

•

É preciso localizar e estudar o quartzo oriundo de áreas de alto grau de metamorfismo;

•

O mercado, sendo altamente inovador e globalizado, requer desenvolvimento de recursos humanos para inovação e formação de mão-de-obra de grau técnico, para instalar, operar e manter os sistemas fotovoltaicos;

•

Há escassez de engenheiros, químicos, outros, e de uma série de especialidades necessárias ao empreendimento fotovoltaico;

•

Apesar de algumas empresas de silício de grau solar já estarem estabelecidas no país, o que demonstra a viabilidade do processo, pesquisas adicionais devem ser feitas na rota metalúrgica, visto se tratar de uma tecnologia emergente e que ainda não possui pleno domínio tecnológico. Existem importantes competências em P&D no país para desenvolver, em parceria com empresas nacionais, estratégias que venham a ser construídas. As atividades laboratoriais nas universidades e centros de pesquisas encontram-se atualmente ou em nível de pesquisa aplicada ou em aplicação prática seletiva. Já a mão-de-obra especializada neste setor necessita ser estabelecida;

•

O setor fotovoltaico propiciará a geração de milhares de empregos em nível médio e superior;

•

Há necessidade de laboratório de pesquisa, talvez vinculado a um parque tecnológico nacional, vocacionado para a solução dos desafios tecnológicos específicos do tema para suportar a indústria;

•

A tecnologia fotovoltaica baseada em silício é semelhante à da microeletrônica; e

•

Já existe o Programa Nacional de Microeletrônica (PNM).

A partir dessas considerações, extraídas dos documentos deste Estudo, o CGEE, após ampla participação de especialistas, recomenda:

     B           S            E F

20

Proposta 1.1 — Financiar programa de PD&I que possibilite ganhos de competitividade As seguintes áreas de atuação são indicadas: •

Estudos da matéria-prima (quartzo);

•

Desenvolvimento de rotas alternativas para a produção de silício grau solar e grau eletrônico, além de lâminas de silício;

•

Desenvolvimento de processos de fabricação de células solares e módulos fotovoltaicos de menor custo e/ou maior eficiência;

•

Desenvolvimento da cadeia produtiva: insumos para produção de módulos fotovoltaicos com células de silício; alternativas para pastas serigráficas, POCl (oxicloreto de fósforo), vidros, EVA (acetato de vinila), filme posterior, alumínio e selo de bordas;

•

Desenvolvimento de equipamentos de produção de células e módulos fotovoltaicos, propiciando maior eficiência de produção e manutenção;

•

Desenvolvimento de pesquisas que explorem interesses comuns entre energia fotovoltaica e microeletrônica, incluindo: conhecimento de lacunas entre propriedades ideais e as disponíveis (eficiência máxima e eficiência obtida); processos produtivos de filmes e superfícies; projeto e preparo de dispositivos; modelos físicos; ensaios e medidas;

•

Desenvolvimento e inovação tecnológica de conversores CC/CA (corrente contínua / corrente alternada) para sistemas conectados à rede, conversores CC/CA bidirecionais para sistemas isolados e condicionamento de potência para sistemas fotovoltaicos de bombeamento;

•

Estudos sobre tecnologias alternativas ao silício para fabricação de células fotovoltaicas, tais como filmes finos e semicondutores orgânicos;

•

Desenvolvimento de pesquisas que visem nichos de mercado, tais como sistemas fotovoltaicos integrados às edificações e programa de universalização do acesso e do uso da energia;

•

Desenvolvimento de projetos e formação de recursos humanos em cooperação com a área de microeletrônica; e

•

Desenvolvimento de projetos cooperativos entre empresas e instituições de ciência e tecnologia (ICT), visando agregação de valor a produtos e desenvolvimento de processos e produtos na cadeia produtiva fotovoltaica.

                I

21

                  

Proposta 1.2 — Estreitar o relacionamento entre a indústria e centros de PD&I Para tanto instituir um Centro Nacional de Pesquisa em Energia Fotovoltaica, com as seguintes características: •

Equipe de pesquisadores, técnicos e administrativos com dedicação exclusiva;

•

Pesquisa própria com ênfase em mostrar viabilidade industrial do empreendimento fotovoltaico;

•

Capacidade para certificação (associada ao Inmetro, por exemplo);

•

Capacidade de caracterização de impurezas em grau eletrônico;

•

Forte interação com indústria, universidades, institutos federais, escolas e sociedade; e

•

Metas definidas em conjunto com especialistas da área, visando atender às necessidades brasileiras.

Um dos objetivos desse Centro deve ser o desenvolvimento de mecanismos que promovam a inovação na cadeia produtiva fotovoltaica, em especial com projetos cooperativos entre ICT e empresas.

     B           S            E F

22

Proposta 1.3 — Coordenar atividades de P,D&I através de uma rede de informações Características da rede de informações: •

Coordenar a pesquisa entre universidades, institutos federais e bases industriais de P&D&I, para maior sinergismo; e

•

Possibilitar forte colaboração entre centros de purificação e centro de fabricação de células solares, visto que um processo realimenta o outro.

Esta proposta pode ser coordenada pelo Centro Nacional de Pesquisa em Energia Solar Fotovoltaica, aqui apontado.

Proposta 1.4 — Modernizar laboratórios e estabelecer processos-piloto As seguintes ações são recomendadas: •

Criar laboratório de caracterização de impurezas do quartzo e do silício em nível eletrônico;

•

Estabelecer processos-piloto de redução de minérios de silício e de refino de silício, com forte apoio da engenharia metalúrgica, de minas e geologia, que potencializem a vocação mínero-metalúrgica do Brasil;

•

Estabelecer processos-piloto de fabricação de lâminas de silício grau solar a partir de silício grau metalúrgico, e de células solares à base de silício, com versatilidade para se explorar tecnologias vigentes relevantes até médio prazo ( anos), com recursos que permitam PD&I nas diversas etapas do processo; e

•

                I

Desenvolver projetos para fortalecer e ampliar a capacidade de ensaios e medidas, o conhecimento da física de dispositivos, bem como o estudo e desenvolvimento de novas tecnologias de células solares fotovoltaicas.

23

                  

Proposta 1.5 — Formar recursos humanos qualificados As seguintes ações são recomendadas:

     B           S            E F

24

•

Formar profissionais para atuarem nas etapas de projeto, instalação, operação e acompanhamento do desempenho de sistemas fotovoltaicos;

•

Formar profissionais de pesquisa (especialização, mestrado, doutorado) e de operação (instalação, engenharia, arquitetura, etc.);

•

Capacitar projetistas e instaladores;

•

Qualificar pessoal, para formação de massa crítica e para demonstrar a viabilidade técnica da geração fotovoltaica integrada a edificações urbanas;

•

Promover a formação e capacitação de profissionais para projetar edificações verdes;

•

Incluir disciplinas sobre energias renováveis, com ênfase em energia fotovoltaica e nas tecnologias relacionadas, nos cursos de graduação em engenharia elétrica, eletrônica e mecatrônica, além dos cursos tecnólogos na área de sistemas elétricos;

•

Incluir disciplinas sobre energia fotovoltaica,tecnologias de módulos, conversores e instalações de sistemas fotovoltaicos, nos cursos técnicos de eletrotécnica e de eletrônica;

•

Oferecer, por meio de parcerias com prefeituras e com o Ministério do Trabalho (FAT - Fundo de Amparo ao Trabalhador), cursos de treinamento para profissionais já formados, com conteúdo igual aos especificados nos dois itens anteriores; e

•

Estabelecer centros de treinamento em parceria com universidades e institutos federais que pesquisem o assunto, visando a formação de profissionais e instrutores para atuarem em cursos de treinamento.

Proposta 1.6 — Estabelecer cooperação internacional As seguintes ações são recomendadas: •

Promover acordos de cooperação com centros de excelência de classe mundial, com o objetivo de capacitar recursos humanos, possibilitar troca de informações, promover a execução de projetos cooperados e realizar transferência de tecnologias; e

•

Promover acordo de cooperação com países desenvolvidos em tecnologias fotovoltaicas visando formação e capacitação de recursos humanos.

                I

25

                  

Proposta Central nº.  Criação de mercado consumidor

Considerando que:

     B           S            E F

26

•

O potencial de insolação territorial brasileiro é elevado, se comparado aos países que atualmente lideram a produção fotovoltaica;

•

A energia fotovoltaica apresenta importante benefício referente à criação de empregos. Muitos dos postos de trabalho estão no local da instalação do sistema (instaladores, revendedores e engenheiros), estimulando a economia local;

•

Há importante mercado de equipamentos para o Brasil em se tratando de

•

desenvolvimentos para sistemas autônomos e conectados à rede; As empresas investidoras em sistemas fotovoltaicos, que trabalham com sistemas conectados à rede, esbarram na regulamentação adequada que o Brasil ainda não tem;

•

Foi estabelecido oGrupo de Trabalho de Geração Distribuídacom SistemasFotovoltaicos (GT-GDSF), do Ministério de Minas e Energia (MME), para elaborar estudos, propor condições e sugerir critérios destinados a subsidiar definições competentes acerca de uma proposta de política de utilização de geração fotovoltaica conectada à rede, em particular em edificações urbanas, como um fator de otimização de gestão da demanda de energia e de promoção ambiental no país, em curto, médio e longo prazos;

•

Sistemas integrados à edificação urbana não ocupam espaço exclusivo;

•

O fato de o Brasil ter forte base hidrelétrica apresenta a vantagem de absorver mais facilmente fontes intermitentes, tal como a solar. A combinação dessas fontes promove maior estabilidade da rede elétrica;

•

A existência de um mercado consumidor proporciona o desenvolvimento tecnológico;

•

A energia fotovoltaica tem grande potencial de redução de custos, promovendo a modicidade tarifária no futuro; e

•

O mercado de carros elétricos pode ser impulsionado se a energia solar fotovoltaica estiver abundantemente disponível.

A partir dessas considerações, extraídas dos documentos deste Estudo, o CGEE, após ampla participação de especialistas, recomenda:

Proposta 2.1 — Regulamentar a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica As seguintes ações são recomendadas: •

Definir aspectos regulatórios, tais como ponto de conexão na rede, medição, segurança energética e tarifação; e

•

Remover entraves legais para que produtores independentes possam vender energia solar às concessionárias, utilizando tarifas-prêmio.

              C

27

         

Proposta 2.2 — Divulgar a energia solar fotovoltaica para a sociedade As seguintes ações são recomendadas: •

Realizar investimento em projetos piloto e projetos-vitrine (tais como estádios solares e aeroportos solares, bancos, correios, etc), proporcionando amadurecimento e domínio tecnológico. A possibilidade de iluminar os estádios da Copa do Mundo de  utilizando energia fotovoltaica é uma oportunidade que promoverá grande visibilidade à população;

•

Fomentar debates para discussão da importância da geração fotovoltaica no planejamento da universalização do acesso à energia elétrica;

•

Divulgar as estimativas de redução de custos e os benefícios associados;

•

Disseminar o uso da tecnologia fotovoltaica junto aos empreiteiros, arquitetos, engenheiros e órgãos de governo;

•

Fornecer informações para maior esclarecimento da classe política, justificando investimentos para a tecnologia brasileira fotovoltaica; e

•

Lançar uma campanha de divulgação e marketing, para ganhar o suporte da opinião pública, podendo criar um portal na internet para oferta de cursos online e divulgação de informação para instaladores, prestadores de serviços, fabricantes, agentes financiadores e potenciais usuários, além de espaço para ofertas de produtos e serviços, divulgação de trabalhos técnicos, eventos, etc. Este portal poderia ser administrado pelas federações de indústrias, Senai e Sebrae, por exemplo.

     B           S            E F

28

Proposta 2.3 — Incentivar a geração fotovoltaica distribuída conectada à rede elétrica As seguintes ações são recomendadas: •

Adotar o método de maior estímulo no mundo a edificações com os sistemas fotovoltaicos: a tarifa-prêmio;

•

Incentivar os produtores independentes a venderem energia solar às concessionárias, utilizando tarifa-prêmio;

•

Estender, oportunamente, a geração fotovoltaica às unidades residencial, comercial, industrial e prédios públicos;

•

Estabelecer que áreas com grandes superfícies disponíveis (tais como condomínios e estádios) possam ter redução de impostos (IPTU, por exemplo) ao utilizarem sistemas fotovoltaicos conectados à rede; e que aeroportos possam cobrar uma “taxa carbono” devido às emissões provocadas pelas aeronaves, como formas de subsídio à geração fotovoltaica;

•

Criar regulamentação municipal, estadual ou nacional, para que edificações com determinado porte tenham metas de utilização de energia verde. Pode-se criar um selo de qualificação, agregando valor às edificações. Os certificados verdes poderiam ser negociados, com compra garantida pelo governo;

•

Elaborar plano de certificação de construtoras e empresas de instalações e adaptações, para ficarem aptas a transformar edificações já existentes em edificações verdes;

•

Determinar uma meta de percentual de participação na matriz elétrica nacional, que possa servir de atração para novas indústrias, visando fomentar a produção nacional de equipamentos;

•

              C

Incentivar a geração distribuída fotovoltaica em prédios comerciais ou públicos, pois a curva de carga e de geração fotovoltaica são coincidentes;

29

         

•

Instituir um programa de incentivo para fomentar o acúmulo de experiências e o desenvolvimento em escala, reduzindo preços e alcançando a paridade tarifária e, posteriormente, a modicidade tarifária;

•

Investir no curto prazo em energia fotovoltaicapara permitir o preparo do parque industrial para atender à sociedade quando a paridade tarifária for alcançada;

•

Estabelecer um fundo financiador de novos projetos para o setor fotovoltaico; e

•

Incentivar a utilização de geração distribuída fotovoltaica com armazenamento de energia visando a redução da demanda em horários de pico de consumo de prédios residenciais, comerciais ou públicos, reduzindo a utilização de sistemas motor-gerador a óleo diesel.

•

Associar a geração fotovoltaica distribuída às pesquisas sobre Redes Eficientes (Smart Grids)

Proposta 2.4 — Incentivar a geração fotovoltaica em larga escala para cargas específicas com demanda estável As seguintes cargas são recomendadas: •

Sistemas elétricos que podem utilizar a energia fotovoltaica: irrigação, organizações militares, prédios públicos, hospitais, escolas, aeroportos, edificações comerciais urbanas, sistemas para telecomunicações, telemetria, sinalização náutica (faróis e boias);

     B           S            E F

30

•

Outras aplicações para sistemas fotovoltaicos: utilização em lugares remotos, proteção catódica, telefones nas estradas, iluminação pública, luminárias de jardins, conservação de vacinas em regiões remotas, transmissão de sinais de comunicação e cercas eletrificadas; e

•

Aplicação em veleiros, que estão expostos ao sol e longe das tomadas elétricas; semáforos, dispositivos fotovoltaicos em roupas, acumulando energia para pequenos equipamentos (relógios, telefones, iluminação, mapas, GPS, etc.); barracas para acampamento; itens de lazer em geral; ferramentas elétricas e fontes primárias portáteis de iluminação. Sensores e atuadores utilizados em campo aberto para agricultura de precisão.

Proposta 2.5 — Fomentar a implantação de minirredes As seguintes recomendações são propostas: •

Atender pequenas localidades a partir de minidistribuidoras e minigeradoras, utilizando sistemas híbridos (solar/biomassa/eólico/back-up fóssil);

•

Promover projetos especiais de minirredes no contexto do Programa “Luz para Todos”; e

•

Implantar um sistema de subsídios específico para a energia gerada, ou seja, a substituição da “Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC” pela “Conta de Geração de Energia – CGE” para sistemas isolados, em que o subsídio seja pago pela quantidade de energia (kWh) gerada, independente do tipo de fonte utilizada.

Proposta 2.6 — Estimular a criação de empresas de serviços de instalação e manutenção •

Estimular a criação de empresas prestadoras de serviços de instalação e manutenção; e

•

Criar um selo de qualidade para os serviços de instalação e manutenção, visando garantir qualidade mínima dos serviços técnicos de projeto e instalação.

              C

31

         

Proposta Central nº.  Estabelecimento de indústrias de células e módulos fotovoltaicos

Considerando que:

     B           S            E F

32

•

Existem interesses de grupos industriais no Brasil, atuantes em comercialização do silício grau-solar; comercialização de lâminas (wafers); comercialização de sistemas fotovoltaicos completos e em usina geradora de energia fotovoltaica;

•

O país já possui tecnologia para fabricação de células solares e módulos fotovoltaicos, com planta piloto operando na PUC-RS;

•

O estabelecimento dessas indústrias foi o caminho seguido por países que se inseriram no mercado mundial nos últimos anos, tendo como exemplo a China, onde a empresa Suntech tornou-se a terceira maior produtora mundial;

•

Países como Índia e México possuem fábricas de células solares e/ou módulos fotovoltaicos;

•

As maiores empresas de células/módulos não produzem lâminas;

•

Recursos humanos qualificados para produção estão sendo formados na planta piloto na PUC-RS;

•

Existe cadeia de fornecedores montada na PUC-RS, com a possibilidade de estabelecer contratos de fornecimento de lâminas de silício em curto prazo;

•

A indústria fotovoltaica e sua cadeia de fornecedores promovem a geração de empregos de níveis médio e superior;

•

Com a criação do mercado, haverá demanda interna para os módulos fotovoltaicos; e

•

Existe possibilidade de exportação de células solares, com mercado internacional em crescimento acelerado.

A partir dessas considerações, extraídas dos documentos do Estudo, o CGEE, após ampla participação de especialistas, recomenda:

Proposta 3.1 — Inserir o tema Energias Renováveis na PDP •

Inserir o tema “Energias Renováveis” na Política de Desenvolvimento Produtivo a fim de criar um ambiente de governança político-institucional para o fomento nacional a inovações tecnológicas para a cadeia fotovoltaica e desenvolvimentos industriais mediante planos e programas de ação.

Proposta 3.2 — Estimular o estabelecimento de indústrias de células e módulos fotovoltaicos • •

•

•

Garantir um índice de nacionalização, criando movimentaçãoeconômica no país a partir do estabelecimento de novas empresas, gerando empregos e riqueza; Utilizar o poder de compra do Estado. Com o mercado consumidor já estabelecido, a escala de produção provocará diminuição de custos e viabilização de investimentos privados na cadeia produtiva;         

Utilizar os benefícios já existentes da Lei de Informática. Com mercado interno regido por políticas de Estado, e facilidades, mais estímulos à exportação, haverá atração de investimentos estrangeiros e nacionais na geração da energia fotovoltaica e na implantação de uma cadeia produtiva do setor; e

                  E

Criar um programa com empresas nacionais para fornecimento de sistemas fotovoltaicos padronizados para sistemas isolados, reduzindo impostos (de importação, IPI, PIS e Cofins) e juros de financiamento. O incentivo à produção de tecnologia nacional e a iniciativa de projetos privados e governamentais promoverá a redução de custos e a proliferação dessa fonte energética.

33

                           

Proposta 3.3 — Estimular o estabelecimento de indústrias de equipamentos para sistemas fotovoltaicos •

Incentivar à produção industrial de equipamentos para sistemas fotovoltaicos, nos quais o país tem capacitação para produção e pode competir no mercado internacional;

•

Incentivar a produção de baterias de chumbo-ácido para sistemas fotovoltaicos;

•

Incentivar a produção de inversores CC/CA bidirecionais para sistemas fotovoltaicos isolados;

•

Incentivar a produção de inversores CC/CA para sistemas conectados à rede; e

•

Utilizar o poder de compra do Estado (a exemplo da proposta .).Com o mercado consumidor já estabelecido, a escala de produção provocará diminuição de custos e viabilização de investimentos privados na cadeia produtiva.

     B           S            E F

34 M   

Proposta Central nº.  Estabelecimento de indústrias de silício grau solar e grau eletrônico

Considerando que:

•

O Brasil possui uma das maiores reservas de quartzo para produção de silício grau solar e grau eletrônico;

•

Existem interesses de grupos industriais no Brasil atuantes em: comercialização do silício grau solar; comercialização de lâminas (wafers); comercialização de sistemas fotovoltaicos completos e usina geradora de energia fotovoltaica;

•

O mercado internacional de silício grau solar vem crescendo em ritmo acelerado, e a previsão é que continue com aumentos de demanda de aproximadamente  ao ano. Cerca de  dos painéis fotovoltaicos produzidos utilizam silício; a expectativa de intensificação do uso desses sistemas solares no mundo demandará uma quantidade de silício diversas vezes superior à atual produção. Tecnologias de filmes finos reduzirão, em médio prazo, a participação do silício como matéria-prima para painéis fotovoltaicos, porém o silício continuará com porção expressiva do mercado. Existe espaço para a entrada de novos fabricantes, assim como oportunidades para que os atuais produtores aumentem sua capacidade. Porém, muitas empresas pelo mundo estão se preparando para adentrar neste mercado, o que implica um considerável aumento da atual oferta (concorrência) de silício grau solar;

•

      

                  E

Potenciais vantagens competitivas destacam o Brasil em relação aos concorrentes. Existem importantes reservas de quartzo de qualidade no país e indústrias com

35

                               

liderança em silício de grau metalúrgico. A tradicional forma de purificação do silício para obtenção do silício de grau eletrônico utiliza a rota química. Para o silício de grau solar, pode ser adotada a rota metalúrgica, a qual necessita de menos energia e reduz a agressão ao meio ambiente. A consequente redução de custos apresentada por esta tecnologia é uma promissora vantagem; •

A necessidade de pesquisas na rota metalúrgica dificulta a entrada do país neste mercado a curto prazo. A rota química convencional apresenta disponibilidade tecnológica imediata, além de possibilitar o desenvolvimento da indústria de microeletrônica no Brasil. As duas tecnologias podem atuar em conjunto, com produção de silício grau solar e eletrônico pela rota química e pesquisas paralelas na rota metalúrgica, visando garantir domínio tecnológico futuro e competitividade frente aos concorrentes;

•

Elevado valor agregado também está presente na purificação do silício, pois o grau solar chega a valer mais de cem vezes o preço do silício grau metalúrgico atualmente exportado pelo Brasil;

•

O Brasil possui um parque industrial estabelecido e competitivo internacionalmente para a produção de silício metalúrgico; e

•

Esse foi o caminho seguido por outros países, tais como China e Coréia do Sul: primeiro, fábricas de células solares e módulos fotovoltaicos e, em seguida, a produção de silício grau solar.

A partir dessas considerações, extraídas dos documentos do Estudo, o CGEE, após ampla participação de especialistas, recomenda:

Proposta 4.1 — Estimular o estabelecimento de indústrias de silício grau solar e eletrônico

     B           S            E F

•

Disponibilizar suporte econômico e financiamento vantajoso, visando atrair indústrias atualmente produtoras de silício metalúrgico. Empresas de crescimento de lingote mono e multicristalinos podem se estabelecer para fornecimento de lâminas de silício para indústria de células solares; e

•

Utilizar os benefícios já existentes do Programa de Apoio ao Desenvolvimento Tecnológico da Indústria de Semicondutores (Padis). Com indústrias de células e módulos fotovoltaicos estabelecidas, a produção nacional de silício deverá ter mercado garantido.

36 M   

Conclusão Principais recomendações e instituições de governança

No quadro a seguir foram destacadas ações de curto e de médio prazos, pois essas são fundamentais para o cumprimento da proposta do Estudo: “Recomendar ações para o estabelecimento da atividade industrial brasileira em energia solar fotovoltaica a partir dos recursos de ciência, tecnologia e inovação disponíveis”. Para o elenco de ações de longo prazo, este Estudo recomenda a instituição de um exercício prospectivo, com foco na construção de uma carteira de tecnologias pré-competitivas a partir do momento que o país ingressar na atividade industrial.

1. Ações, prazos e instituições sugeridas Recomendações

Curto Prazo Médio Prazo (1 a 3 anos) (4 a 10 anos)

Instituições

. Elaborar e financiar programa de PD&I que possibilitem ganhos de competitividade;

X

MCT (FINEP, CNPq), MME, MMA, BNDES

. Debater a criação de um “Centro Nacional de Pesquisa em Energia Fotovoltaica”, que atuará em rede, visando o relacionamento entre indústria e centros de pesquisa/universidades;

X

MCT, MME

    

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37

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Recomendações

Curto Prazo Médio Prazo (1 a 3 anos) (4 a 10 anos)

Instituições

. Estabelecer e coordenar a Rede de Informações promotora das atividades de P&D&I em Energia Solar Fotovoltaica;

X

MCT

. Fazer levantamento estratégico de infraestrutura para modernizar laboratórios e estabelecer processos-piloto;

X

MCT, MME MEC (Ca-

. Fazer levantamento estratégico necessidades de talentos e formar recursosdehumanos para sustentabilidade de empreendimentos industriais e de pesquisa no Brasil;

X

. Fomentar a cooperação internacional com centros de excelência visando capacitação de recursos humanos, projetos cooperativos e transferência de tecnologia;

X

. Promover a participação de pesquisadores e empresários em feiras e ventos internacionais;

X

. Regulamentar a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica;

X

pes), MCT(CNPq), ICTs e Indústrias

X

MCT, MME, MRE

X

MCT (CNPq, FINEP), MME, MEC (Capes) MME, ANEEL ONGs,

     B           S            E F

. Divulgar a energia solar fotovoltaica para a sociedade;

X

. Incentivar a geração fotovoltaica distribuída conectada à rede elétrica;

X

. Incentivar a geração fotovoltaica emlarga escala para cargas específicas com demanda estável;

X

X

MME

. Fomentar a implantação de minirredesutilizando sistemas híbridos;

X

X

MME

. Estimular a criação de empresas prestadoras de serviços de instalação e manutenção;

X

38 M   

X

MMA, MME, MCT, MEC MME, ANEEL

MDIC, MME, ABDI, SENAI, SEBRAE

Recomendações

. Inserir o tema Energias Renováveis na PDP;

Curto Prazo Médio Prazo (1 a 3 anos) (4 a 10 anos)

Instituições MDIC, MMA, MME, MCT

X

. Elaborar uma política industrial parao estabelecimento de indústrias de células-solares e módulos fotovoltaicos; de indústrias de equipamentos para sistemas fotovoltaicos; e de indústrias de silício grau solar e grau eletrônico.

X

MDIC, MCT, MME

. Promover a interação do Programa deEnergia Solar Fotovoltai-ca com o Programa Nacional de Microeletrônica

X

MCT

2. Documentos CGEE do Estudo CGEE. Energia Solar Fotovoltaica no Brasil. Propostas para Ação. Brasília, DF. Jun/2009. 20p. CGEE. Incentivo ao mercado de energia fotovoltaica no Brasil.Nota Técnica. Brasília, DF. Mai/2009. 83p. CGEE. Síntese do Estudo Prospectivo em Silício e Energia Fotovoltaica. Artigo. Brasília, DF. Abr/2009. 9p. CGEE. Produção de silício grau solar no Brasil. Nota Técnica. Brasília, DF. Mar/2009. 48p. CGEE. Potencial produtivo brasileiro e macro dimensões estratégicas em energia fotovoltaica — Uma primeira abordagem do Estudo. Relatório de Abertura do Estudo. Brasília, DF. Out/2008. 141p.

      

                  E

39

                               

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40

Lista de siglas e abreviaturas ABDI

Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial Agênc

Anatel

Agência Nacional de Telecomunicações

ANEEL

Agência Nacional de Energia Elétrica

BNDES

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CEMIG

Companhia Energética de Minas Gerais

CGEE

Centro de Gestão e Estudos Estratégicos

CNPq

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

COFINS FINEP GT-GDSF

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social Financiadora de Estudos e Projetos Grupo de Trabalho de Geração Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos

INPE

Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

ICT

Instituições de Ciência e Tecnologia

IPI

Imposto sobre Produtos Industrializados

IPTU

Imposto sobre a Propriedade predial e Territorial Urbana

ISES

International Solar Energy Society

MCT MDIC

Ministério de Ciência e Tecnologia Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior

MMA

Ministério do Meio Ambiente

MME

Ministério de Minas e Energia

PD&I

Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação

PDP

Política de Desenvolvimento Produtivo

PUC-RS STI

    B          S             E F

Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul Secretaria de Tecnologia Industrial (STI/MDIC)

41

Agradecimentos

     B           S            E F

Adão Benvindo da Luz, Cetem

Laercio de Sequeira, Finep

Ado Jório, Inmetro

Leila Rosa de Oliveira Cruz, IME

Adriano Moehlecke, PUCRS/CB-Solar

Leonidas Bispo Andrade, Dupont

Alvaro Galvani, MRE

Luciana Nunes, CNI

Angela Vogel, Konergy

Luis Filipe Barbosa, VSE

Antônia Sônia A. Cardoso Diniz, Cemig

Marcelo Goldstein, BNDES

Antonio Granadeiro, Kyocera

Marcelo Khaled Poppe, CGEE

Arthur José G. da Silva, Petrobras

Marco Antonio Galdino, Cepel

Ary Vaz Pinto Junior, Cresesb

Marco Cremona, Inmetro

Cássio Marx R. da Costa, ABDI

Marcos Torrizela,Heliodinâmica

Claudia Valle, MPX

Marina Rodrigues de Aguiar, Unicamp

Cristiano Krug, UFRGS

Mauro Passos, Instituto Ideal

Davies William L. Monteiro, UFMG

Nelson Veissid, INPE

Demétrio Bastos Neto, VSE

Olga Moraes Toledo, Cefet/MG

Eduardo Soriano, MCT/Setec

Oscar Corbella, UFRJ/FAU/Prourb

Eduardo Vieira, Petrobras

Patrícia de Castro da Silva, Creseb

Elyas F. Medeiros, CGEE

Paulo Leonelli, MME

Evando Mirra de Paula e Silva, ABDI

Paulo Malamud, MDIC

Fernando Cunha, ABEER

Paulo Roberto Mei, Unicamp

Fernando Rizzo, CGEE

Paulo Roberto Krahe, Finep

Francisco C. Marques, Unicamp/IFI

Rafael Shayani, UnB

Francisco Galvão, Especialista Gustavo Oliveira dos Anjos, MMA

Régis Assao, VSE Ricardo C. Mascarenhas, Petrobras

Henrique O. Miguel, MCT/Sepin

Ricardo Marques Dutra, Cresesb

Homero M. Schneider,CTI

Ricardo Rüther,UFSC/Instituto Ideal

Isabel Salamoni, UFSC

Roberto Ferreira Santos, Inpi

Izete Zanesco, PUCRS/CB-Solar

Roberto Zilles, USP/IEE

Jairo Coura, MCT/Setec

Rodolfo Gomes, IEI-LA

Jarbas Bezerra Xavier, MME

Rodrigo Guido Araújo, Petrobras

João Alves Sampaio, Cetem

Sérgio M. Matsumoto, VSE

João Batista Ferreira Neto, IPT

Sérgio B. Silva, IFTO

João Tavares Pinho, UFPA e ISES-BR

omas Lehmann, Manferrostaal

José Geraldo Abrão, Petrobras

Trajano Viana,UFSC

José Gustavo S. Gontijo, MCT/Setec

Wagner Anacleto Pinheiro,IME

José Roberto Tavares Branco, Cetec

42 M   