Solarize - Cursos de energia solar para iniciantes e especialistas

Próxima parada da EXPO BRASIL SOLAR será em São Luís, no Maranhão. A Solarize estará presente com uma palestra sobre o tema "Como melhorar vendas e projetos usando softwares fotovoltaicos".

Fato base é a pesuisa de mercado realizada pela Greener, que informa que  a confiabilidade da proposta é mais importante do que o preço em um projeto fotovoltaico. O que traz o sucesso, portanto, é a qualidade do trabalho.

Em nossa palestra serão apresentados uma série de casos em que o desenvolvimento do projeto no software fotovoltaico PV*SOL é capaz de destacar a sua proposta dentre as concorrentes e conquistar o cliente de forma assertiva.

Nós vamos falar sobre orientação de telhados, sombreamento, adequação arquitetônica, perda por clipping, comparação entre tecnologias de inversores e adequação à lei 14.300.

Uma chance especial para você conhecer presencialmente o software que mais cresce no Brasil.

Será um evento presencial e gratuito, oferecendo a você um dia cheio de palestras interessantes e networking. Contribua com 1kg de alimentos não perecíveis para instituições sociais!

Data: 11 de abril

Local: Hotel Luzeiros, Ponta do Farol

Garanta seu ingresso aqui!

Com a nova lei 14.300 ficou muito importante calcular o fator de simultaneidade de uma instalação fotovoltaico, para depois chegar ao retorno de investimento.

Neste vídeo apresentamos como fazer isso a partir de uma curva de carga específica do local da futura usina, e como analisar os resultados.

O software PV*SOL, com seu cálculo detalhado ao longo do ano, é especialmente adequado para essa simulação.

 

Material adicional

No vídeo uso uma curva de carga gentilmente disponibilizada pela empresa Solar View. Para você refazer os passos, baixe a curva aqui.

O arquivo com apenas os valores a serem importados você encontra aqui. Observe que você deve abri-lo em programa de texto (ex. Bloco de Notas) para ver os detalhes com precisão. 

 

Outros blogs sobre o tema

 

Assista ao tutorial

Explicamos num blog recente as novas regras de faturamento conforme a Resolução Normativa 1059/2023, que regulamenta a lei 14.300/2022. Se você não as conhece ainda, releia, porque têm impacto no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos. As regras do faturamento constam no Artigo 655-I da resolução ao qual se referem as citações abaixo.

Neste blog vamos focar no grupo B, que inclui consumidores atendidos em baixa tensão: residências e pequenas empresas. O grupo A será descrito em breve.

 

O consumo é o limite

§ 2º A energia compensada  ...

II - é limitada ao montante total de energia elétrica ativa consumido pela unidade consumidora
no ciclo de faturamento.

A primeira tarefa, então consiste em determinar o futuro consumo do cliente - nada mudou, neste sentido. Usamos, normalmente, o consumo dos últimos 12 meses, que consta na conta de energia do cliente.

É frequente que o cliente aumente o consumo após a instalação da energia solar, já que não sentirá mais o peso da conta de luz. Converse com ele para chegar a uma boa estimativa, que pode girar em torno de 15%. O dimensionamento considera, portanto, o consumido estimado.

 

Custo de Disponibilidade versus TUSD Fio B

§ 2º A energia compensada ...

I - deve ser considerada até o limite em que o valor monetário relativo ao faturamento de que
trata o § 1º, seja maior ou igual ao custo de disponibilidade; e

O novo cálculo ficou muito complexo: aplica-se o encargo sobre a energia compensada (TUSD Fio B) para depois comparar o resultado com o Custo de Disponibilidade (CDD) para depois reduzir a energia compensada até o valor do CDD.  No blog anterior detalhei o algoritmo, que está disponível também nesta planilha.

Vamos simplificar um pouco com objetivo de fazer um dimensionamento sensato, sem tentar alcançar uma precisão matemática:

  • O CDD é cobrado de qualquer forma. Se gerar energia demais, então vai sobrar crédito que será perdido após cinco anos;
  • A energia compensada entra com um valor menor do que a energia consumida, por causa da cobrança do TUSD Fio B. Com isso, ela paga parte dessa cobrança.

 

Recomendação de dimensionamento

As seguintes regras representam bem a nova regulamentação:

  • Sistemas médios e grandes: se o consumo estimado for muito maior do que o CDD, então dimensione para gerar o montante do consumo;
  • Sistemas pequenos: dimensione para gerar um pouco menos (ex. metade do CDD) do que o consumo, para evitar de acumular créditos que serão perdidos após cinco anos;
  • Compensação remota: somente neste caso faz sentido que o sistema gere mais energia do que o consumo.

 

Aprenda as regras em detalhe

Se você quiser aprender as regras detalhadas então participe do curso de Projetos de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, onde entregamos planilhas extensas de dimensionamento e retorno de investimento.

 

Leia mais sobre a lei 14.300

Já publicamos as seguintes matérias sobre a lei 14.300/2022

 

No dia 07/02, a Aneel publicou a Resolução Normativa 1059/2023 que regulamenta a lei 14.300/2022.

Ela estabelece

  • direitos dos consumidores;
  • procedimentos para conseguir o acesso com geração distribuída;
  • faturamento da geração distribuída pelas distribuidoras de energia.

Na maior parte, a REN 1059 descreve as modificações a serem aplicadas na Resolução 1000/2021, que estabelece as regras de prestação de serviço para distribuição de energia elétrica. Há modificações também na REN 920/2021, na REN 956/2021 (que corresponde à PRODIST) e na REN 1009/2022.

Neste momento, ainda não foi publicada a REN 1000 consolidada, incluindo as modificações. Desta forma, precisamos ler as duas resoluções 1000 e 1059 em paralelo.

Alunos da Solarize encontram todo o material na área do aluno, na pasta "Material novo"

 

*** Se você quiser aprender as regras detalhadas então participe do curso de Projetos de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede, onde entregamos planilhas extensas de dimensionamento e retorno de investimento.

 

O faturamento é a base para o cálculo do retorno de investimento

No presente texto vamos apresentar as regras para o faturamento da geração distribuída, conforme definição no Artigo 655-I, para consumidores do grupo B, atendidos em baixa tensão: residências, pequeno comércio etc.

Vamos, primeiro, entender como será o faturamento para, depois, vislumbrar os benefícios da energia gerada e usar estes para calcular o retorno de investimento.

 

Custo de Disponibilidade

O Custo de Disponibilidade (CDD) representa a fatura mínima a ser cobrada, para consumidores com ou sem geração distribuída:

  • 30 kWh em unidades com ligação monofásica;
  • 50 kWh em unidades com ligação bifásica;
  • 100 kWh em unidades com ligação trifásica;

Na fatura, o CDD é multiplicado com a tarifa de consumo. A nova resolução, de acordo com a lei 14.300, deixou a relação entre CDD e compensação de energia mais clara.

 

Componentes do faturamento

A REN 1059 conhece três componentes de faturamento:

  1. o consumo medido, conforme leitura no medidor no final do ciclo de faturamento;
  2. a energia compensada, que é resultado do cálculo explicado abaixo;
  3. a demanda da energia injetada.

 

O consumo medido

No final do ciclo de faturamento (mês), ocorre a leitura do medidor (relógio). Nada de novo.

 

A energia disponível para compensação

A energia que pode compensar o consumo pode vir de diferentes fontes:

  • energia gerada no mesmo local e injetada na rede da concessionária - esse montante é apurado mediante leitura do medidor;
  • créditos de meses anteriores;
  • energia transferida de outras unidades do mesmo proprietário, no regime de compensação remota.

 

Quanta energia será compensada?

Agora vem a parte mais complexa das novas regras. Vamos transformar as regras do Artigo 655-I num algoritmo.

  1. Calcule o somatório de todas as fontes de energia disponível para compensação, conforme item anterior;
  2. Se essa soma for maior do que o consumo medido no mês, então ela é limitada pelo consumo;
  3. Agora calcule o valor em R$ da energia resultante após compensação máxima
    (consumo - compensação) x tarifa de consumo + compensação x tarifa TUSD Fio B
     
  4. Se o valor calculado for maior do que o CDD, então o valor calculado será cobrado;
  5. Se o valor calculado for menor do que o CDD, então entra a regra de que o CDD deve ser cobrado, por ser taxa mínima
    • Para calcular isso, é necessário reduzir o montante da energia compensada na fórmula (3) até bater com o valor do CDD;
    • A parte da energia que estava disponível para compensar mas não foi aproveitada vira crédito para contas futuras.

 

Qual é o valor da "tarifa TUSD Fio B" na fórmula acima?

Este valor depende da fonte da energia a ser compensada:

  • Se for uma usina antiga, com parecer de acesso até 07/01/2023, então não haverá cobrança
  • Se for uma usina mais nova, então entra a regra que a Aneel publico na Nota Técnica 237 e que explicamos neste blog.

Se a unidade receber créditos de diferentes fontes, então o cálculo será bastante complexo e muito difícil de verificar!

 

A demanda da energia injetada

No § 3 do Artigo 655-I, a Aneel estabelece que a demanda de injeção deve ser cobrada.

O procedimento seria este:

  • A concessionária instala um medidor que mede a potência de consumo e injeção em intervalos de 15 minutos. Esta medição é padrão em grandes clientes (consumidores grupo A) mas ainda não no grupo B;
  • No final do ciclo, é determinada a maior potência de consumo e de injeção ao longo do mês, que corresponde à demanda em termos de infraestrutura de distribuição da energia;
  • Se a demanda de injeção for maior do que a do consumo, então será cobrada a tarifa TUSDg sobre essa diferença.

Essa cobrança está sendo questionada pelas seguintes razões:

  • A cobrança do transporte da energia seria dupla, uma vez na injeção da energia e outra vez na compensação;
  • A lei 14.300 prevê a cobrança no ato da compensação, mas não no ato da injeção;
  • A medição da demanda é incoerente com os princípios aplicados no grupo B, onde há medição somente do consumo.

As associações do setor fotovoltaico enviaram o questionamento à Aneel. Vamos aguardar seu posicionamento.

 

Retorno de investimento: o benefício financeiro do sistema fotovoltaico

A base para calcular o retorno de investimento é a tabela de fluxo de caixa, onde entra, a cada mês, custo e benefício associados ao sistema fotovoltaico.

O custo é o investimento inicial (podendo ser diluido por parcelamento ou financiamento) mais custo de operação e manutenção.

Qual é o benefício? Ele é representado pela energia gerada e valorado com uma tarifa, de acordo como essa energia abate o consumo.

  1. A energia gerada e consumida no mesmo instante (Autoconsumo) reduz o consumo que aparece no medidor. O valor de cada kWh, portanto, corresponde à tarifa de consumo;
  2. A energia injetada à rede da concessionária representa um benefício no mês em que ela compensa algum consumo. Este benefício é menor do que no item 1, porque ocorre o abatimento da tarifa TUSD Fio B.
  3. Energia constantemente gerada além do consumo não gera benefício, visto que a REN 1059 limita a energia compensada ao consumo medido.

Importante: o Custo de Disponibilidade não entra nem como custo nem como benefício. Ele representa uma taxa para manter a conexão com a rede, independente de usar geração distribuída ou não. O benefício da energia gerada começa somente acima do limite do CDD.

Num próximo blog vamos falar sobre as consequências para o dimensionamento de sistemas fotovoltaicos.

 

Leia mais sobre a lei 14.300

Já publicamos as seguintes matérias sobre a lei 14.300/2022

 

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