DECISION MAKING TO START IN DISTRIBUTED GENERATION AS A RESIDENTIAL CONSUMER
REGISTRO DOI: 10.69849/revistaft/ni10202411241134
Guilherme Calzolari Elias Moura1;
Maezio Pereira da Silva2
Resumo
O aumento constante das tarifas de energia elétrica, aliado ao crescimento do consumo médio residencial, tem incentivado consumidores a considerar sistemas próprios de geração como alternativa para reduzir custos e mitigar problemas relacionados a interrupções no fornecimento pela distribuidora. Este trabalho busca orientar consumidores residenciais no Brasil sobre o investimento em micro e mini geração distribuída, utilizando dados nacionais e internacionais sobre mercado e tendências para fundamentar a tomada de decisão. A pesquisa aborda desde a análise do mercado financeiro dos componentes do sistema até as perspectivas de desenvolvimento da profissão no setor. Também avalia faturas de energia, projeta os impactos tributários sobre a geração e conclui com a análise da viabilidade financeira, destacando o retorno do investimento em forma de economias mensais na fatura.
Palavras-chave: Sistemas fotovoltaicos; Redução de custos energéticos; Micro geração residencial.
1 INTRODUÇÃO
O aumento contínuo no consumo de energia é um desafio enfrentado pela humanidade. Conforme a AIE (Agência Internacional de Energia), que analisou a demanda energética de 52 países, sendo 38 pertencentes à OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico), em 1990 a geração global de energia elétrica era de aproximadamente 11.901 TWh, proveniente de fontes renováveis e não renováveis. Em 2022, ainda segundo a AIE, esse número havia saltado para 29.270 TWh, evidenciando um crescimento de cerca de 146% na demanda energética global. Das fontes de energia e combustíveis de fontes utilizadas para geração de energia incluem o carvão, petróleo, gás natural, biocombustíveis, resíduos, energia nuclear, hidroelétrica, geotérmica, solar fotovoltaica, solar térmica, eólica, de marés, entre outras (Agência Internacional de Energia, 2023).
Por ser um país de dimensões continentais, o Brasil possui um grande potencial hidrelétrico, influenciando diretamente sua matriz elétrica. Essa abundância hídrica classifica o Brasil como o segundo país com maior capacidade instalada, atrás apenas da China. Segundo a EPE, em seu relatório “Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2024”, o país possuía em 2023 cerca de 226 GW de capacidade instalada, na figura 1 apresenta a distribuição dessa geração. É possível notar uma predominância na geração hidrelétrica de 48,6%, 20% em Usinas Termoelétricas, 16,7% Solar, 12,7% Eólica, 0,9% Nuclear e 1,1% em outras fontes, com destaque para o sistema fotovoltaico que cresceu 55% em relação ao ano de 2022 atingindo 37.843 GW e correspondendo a 70% da MMGD (micro e mini geração distribuída) (Empresa de Pesquisa Energética, 2024). Esse crescimento do setor fotovoltaico, como mostra a figura 1 representando “Solar Power Plants”, é graças ao avanço tecnológico do setor impactado pelas políticas públicas de MMGD.
Figura 1: Rank capacidade instalada de geração elétrica no Brasil por fonte “Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2023.
No ano de 2021 a conversão de energia fotovoltaica começa a ultrapassar a capacidade instalada das usinas eólicas. O mapa interativo na figura 2 foi feito pela “Brasilemmapas” utilizando dados do próprio Anuário Estatístico, porém do ano de 2022, traz um panorama de conversão de energia por fonte em todo território nacional neste momento de transição.
Figura 2: 2022 – Mapa para produção elétrica por fonte nos estados e DF.
A tecnologia utilizada nos painéis solares fotovoltaicos atuais iniciou-se com Edmond Becquerel, que observou uma diferença de potencial gerada pela incidência de luz em um material semicondutor. Segundo o próprio Edmond Becquerel em suas memórias lidas:
“Na última Memória que tive a honra de apresentar à Academia, na sessão de segunda-feira, 29 de julho de 1839, procurei destacar, com a ajuda de correntes elétricas, as reações químicas que ocorrem em contato com dois líquidos, sob a influência da luz solar. O processo que utilizei exigiu a utilização de duas lâminas de platina, em relação às duas pontas do fio de um multiplicador muito sensível e que cada uma mergulhou numa das dissoluções sobrepostas. […] Em resumo, este livro de memórias destaca os seguintes fatos:
» i°. Os raios que acompanham os raios mais refratáveis
da luz solar fazem com que lâminas metálicas imersas em
um líquido experimentem uma ação tal que resulta em efeitos elétricos aos quais não podemos atribuir origem calorífica.
» 2°. A decomposição de cloreto, brometo e iodeto de prata sob a influência da luz produz efeitos elétricos que podem ser usados para determinar o número de raios químicos ativos (Académie des sciences (France), 1839, pp. 567 a 570, tradução nossa).
Por volta de 1900, Max Planck define a teoria quântica estabelecendo um marco histórico para o efeito fotovoltaico, o físico alemão descrevia em sua tese que ‘quantidade elementar’, denominada constante de Planck (h = 6,63 × 10 −34 J.s), era a menor quantidade de energia que poderia ser emitida ou absorvida. Em 1905, Albert Einstein diante de uma superfície metálica recebendo energia radiante, pressupôs que a energia que atingia a área, eram como pequenos pacotes de energia proporcional a frequência da luz, esses ‘pacotes’ de energia são denominados fótons (Midori Sussuchi, Fernandes Machado, & de Souza Moraes, 2007).
Segundo Joaquim Carneiro, a partir do século XX houve altos e baixos para o desenvolvimento da tecnologia. Enquanto a “corrida ao espaço” e o choque petrolífero de 1973 impulsionaram o crescimento do setor, na década de 80 o setor petrolífero com preços estabilizados contribuiu negativamente ao avanço fotovoltaico (CARNEIRO, 2010).
Na sociedade moderna, a crescente demanda por energia elevou a eletricidade a posição de uma fonte nobre, responsável por proporcionar conforto, produção, comunicação, calor, luz e outros benefícios que impactam diretamente o comportamento da civilização. Historicamente, a matriz elétrica brasileira baseada em recursos hidrelétricos somam cerca de 150 GW de capacidade instalada (EPE, 2024). A Usina Hidrelétrica de Itaipu Binacional é a segunda maior do mundo, com uma capacidade instalada de 14 GW, sendo responsável por 10,8% e 88,5% da energia elétrica consumida no Brasil e no Paraguai, respectivamente. Essa obra da engenharia moderna, embora tenha proporcionado uma fonte de energia relativamente limpa e renovável, também trouxe desafios ambientais significativos, como o impacto sobre ecossistemas locais e a necessidade de grandes áreas inundadas para a construção de suas barragens (FRANCO, 2024).
No ano de 1999, ocorreu o maior blecaute desde os anos 1980, devido à interrupção na geração das 16 turbinas da hidrelétrica de Itaipu. O jornal Folha de São Paulo indica que, por cerca de 15 minutos, não houve fornecimento algum, gerando um problema diplomático. Por se tratar de uma empresa binacional, o evento afetou o Paraguai, cuja demanda energética depende 95% da usina. Cerca de 20 minutos depois, 15 turbinas retomaram a produção, e o fornecimento foi restabelecido gradualmente, conforme a análise técnica dos engenheiros (CANTANHÊDE & GODINHO, 1999).
Em sequência, o “apagão de 2001” tornou-se um marco para a população brasileira, evidenciando a fragilidade do sistema elétrico nacional. Provocado pela falta de investimentos na expansão da infraestrutura e pelas condições hidrológicas adversas de um período prolongado de seca, o evento resultou no racionamento de energia, limitando o consumo mensal à média dos meses anteriores, com aplicação de multas em caso de ultrapassagem. As regiões Sudeste e Centro-Oeste foram as mais afetadas. Para a população, o evento consolidou a conscientização sobre o consumo de energia, estabelecendo hábitos como apagar as luzes ao sair de um cômodo (TRALDI, 2014).
Figura 3: Charge após racionamento no governo de Fernando Henrique Cardoso.
Não apenas o Brasil, mas o mundo todo enfrenta desafios associados ao crescimento no consumo de energia. A UNFCCC (Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima) é uma entidade global da ONU criada em resposta às ameaças das mudanças climáticas. Assinada e ratificada por cerca de 175 países em 1992 e entrando em vigor em março de 1994, a convenção estabeleceu diversas iniciativas para minimizar os impactos climáticos, destacando-se o Protocolo de Quioto e o Acordo de Paris (UNFCCC, 2024). O Acordo de Paris visa limitar o aumento da temperatura média global a menos de 2 °C em relação aos níveis pré-industriais, preferencialmente abaixo de 1,5 °C. O Brasil comprometeu-se a reduzir 37% das emissões de gases de efeito estufa até 2025, tomando como base o ano de 2005. Para atingir essa meta, o país propôs aumentar a participação de bioenergia sustentável e alcançar cerca de 45% de energias renováveis na composição de sua matriz energética até 2030, englobando todos os setores de consumo energético, não apenas o elétrico. Já o Protocolo de Quioto concentra-se nos países desenvolvidos, impondo maior responsabilidade sobre suas emissões atuais de gases de efeito estufa (GEE). Os países signatários devem adotar medidas de mitigação e elaborar relatórios periódicos sobre a redução desses gases, registrados como Reduções Certificadas de Emissões (RCEs) (Ministério do Meio Ambiente, 2024).
Outra iniciativa da ONU são os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), cujo propósito é promover prosperidade e paz global, com ações destinadas a erradicar a pobreza, proteger o meio ambiente e combater as mudanças climáticas. Os ODS estão organizados em 17 objetivos, cada um com um percentual destinado ao financiamento do desenvolvimento sustentável dos países. Em novembro de 2024, foram registrados US$ 198,7 milhões em financiamentos, sendo que o objetivo 7 – Energia limpa e acessível – recebeu US$ 1,3 milhão, correspondente a 0,6% do total. Este objetivo busca garantir acesso confiável e a preços acessíveis à energia para todos, promovendo o aumento da participação de fontes renováveis na matriz energética global até 2030 (Nações Unidas Brasil, 2024).
O mundo avança em direção a um futuro onde a transição de fontes não renováveis para tecnologias sustentáveis torna-se imprescindível. Segundo Reis, o Brasil possui condições naturais favoráveis e uma ampla variedade de recursos energéticos que possibilitam a diversificação de sua matriz, com destaque para as fontes solar e eólica (REIS, 2015).
Figura 4: Vantagens da diversificação da matriz energética brasileira.
1.1 Objetivos
Nesta seção, é apresentado o objetivo central deste trabalho, destacando as metas específicas que se planeja alcançar., o sistema deve ser executado por um profissional especializado e tudo aqui indicado é para tomada de decisão de iniciar na MMGD.
1.1.1 Objetivo Geral
O presente trabalho acadêmico está estruturado em duas vertentes:
– Consolidar boas práticas que passam despercebidos pelos profissionais da área elétrica ao dimensionar um sistema fotovoltaico;
– Viabilizar de forma monetária os equipamentos e tecnologias do mercado brasileiro de energia solar.
Quantificar cada etapa para tomar a decisão, não deixando que pontos importantes sejam abandonados e sem aprofundar nos termos técnicos da profissão. Gerar três simulações que abrange um leque de consumidores distintos.
1.1.2 Objetivo Específico
Este trabalho visa atender ao público residencial, promovendo uma compreensão mais aprofundada sobre sistemas fotovoltaicos e destacando os benefícios da autogeração de energia. Busca-se esclarecer conceitos fundamentais, especialmente para consumidores que, em sua maioria, possuem pouco conhecimento técnico sobre a tecnologia e podem estar recebendo informações desatualizadas ou incompletas.
1.2 Justificativa
Diante do panorama apresentado, associado ao aumento no consumo de energia por consumidores residenciais, a facilidade de acesso a novas matrizes energéticas incentiva a adesão à geração distribuída. Contudo, tomar a decisão por um projeto que viabilize o sistema não é uma tarefa simples, especialmente porque o integrador contratado, muitas vezes focado em fechar o negócio, pode adotar técnicas para reduzir os custos, comprometendo aspectos menos evidentes. Nesse contexto, torna-se fundamental reconhecer os fatores que justificam o investimento em um profissional qualificado, assegurando a qualidade e a eficiência do sistema implementado.
2 METODOLOGIA
As fontes de energia utilizadas atualmente são obtidas por meio da transformação de recursos naturais, empregando diferentes processos de conversão energética. Os recursos não renováveis, como petróleo, carvão, gás natural e urânio, são caracterizados por sua finitude, devido à lenta reposição natural, que ocorre apenas sob condições específicas de temperatura e pressão. Por outro lado, os recursos renováveis incluem fontes como energia solar, eólica, hidrelétrica, biomassa e geotérmica, sendo naturalmente reabastecidos em uma taxa proporcionalmente maior que seu consumo.
Essas fontes renováveis têm se destacado como alternativas promissoras frente aos recursos não renováveis, especialmente os combustíveis fósseis, cuja disponibilidade é limitada e cuja regeneração não ocorre em escala significativa no curto prazo. Esse cenário impulsionou o desenvolvimento e a popularização dos sistemas fotovoltaicos ao longo dos anos (Empresa de Pesquisa Energética, 2024).
Para que o sistema fotovoltaico se destaque em relação a outras fontes de energia, é fundamental estabelecer formas eficientes de mensuração e avaliação de seu desempenho.
2.1 Fatura de Energia
Em 17 de abril de 2012, entrou em vigor a Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, que permitiu ao consumidor brasileiro gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou de cogeração qualificada, no contexto da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD). Essa norma foi posteriormente substituída pela Resolução Normativa ANEEL nº 1.059, de 7 de fevereiro de 2023, que trouxe alterações nas regras de conexão, faturamento e no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) (ANEEL, 2023).
O SCEE desempenha um papel crucial na projeção do “Payback” do sistema de geração por viabilizar o retorno do capital investido. Para entender as tarifas aplicáveis ao sistema de geração, é essencial primeiro determinar o grupo tarifário ao qual o consumidor pertence.
2.1.1 Conhecendo a Classe Consumidora, TUSD e TE
As classificações tarifárias de consumidores de energia elétrica são organizadas em dois principais grupos: Grupo A e Grupo B, com subclasses específicas para cada um deles. Segundo a ANEEL, o Grupo A abrange consumidores atendidos por tensão igual ou superior a 2,3 kV, com subgrupos classificados como A1, A2, A3, A3a, A4 e AS. Esses subgrupos incluem fornecimentos na faixa de 2,3 kV a 230 kV, bem como atendimentos realizados por sistemas subterrâneos de distribuição. Entretanto, este artigo não tem como foco atender às características dessa classe consumidora.
O objetivo deste trabalho está voltado para consumidores do Grupo B, que compreende aqueles cujo fornecimento de tensão é inferior a 2,3 kV. Essa categoria geralmente abrange unidades com carga instalada inferior a 75 kW, como residências e pequenas empresas. Esses consumidores, atendidos por redes aéreas de baixa tensão, recebem fornecimento em tensões de 127/220 V ou 220/380 V (medições entre fase-neutro ou entre fase-fase), com sistemas monofásicos, bifásicos ou trifásicos.
No Grupo B, há subdivisões (ANEEL, 2021):
– B1: Residencial e residencial baixa renda;
– B2: Rural, cooperativas de eletrificação rural e serviços públicos de irrigação;
– B3: Outras classes não citadas anteriormente, como pequenos estabelecimentos comerciais ou industriais;
– B4: Iluminação pública
Para identificar a classe consumidora correspondente à sua conexão, basta verificar a conta de energia fornecida pela concessionária local, onde estão descritos o grupo tarifário e outras informações relevantes. Por exemplo, no estado do Rio de Janeiro, na região dos Lagos, a concessionária ENEL descreve a classe da unidade consumidora no Item 1 do modelo de fatura, conforme ilustrado pela figura 5.
Figura 5: Modelo de conta de energia elétrica: “CONHEÇA A SUA NOVA CONTA”, ENEL RJ.
De posse da classificação têm-se as tarifas que incidem sobre ela. Os consumidores do tipo B1 pagam por diversos componentes tarifários nas funções de transporte, perdas, encargos e energia comprada para revenda, tais funções são refletidas em TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição) e TE (Tarifa de Energia).
– TUSD
A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) é composta por diversos elementos tarifários que, em conjunto, determinam o valor final da conta de energia elétrica. Esse valor, definido pela ANEEL com base em 1 MWh, varia entre as concessionárias e atualizado mensalmente, sendo possível acessá-lo no site da ANEEL.
Entre os principais componentes estão o Fio A, que representa os custos relacionados ao transporte na rede básica, abrangendo o uso de redes de distribuição de outras concessionárias, conexões com instalações de distribuição e transmissão, e os custos de fronteira. O Fio B, por sua vez, remunera a concessionária responsável pelo fornecimento de energia, incluindo despesas administrativas, operacionais e de manutenção, além de quota de reintegração e a própria remuneração da distribuidora.
A TUSD também incorpora encargos destinados à cobertura de custos específicos, como a taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica, investimentos em pesquisa e desenvolvimento do sistema elétrico, empréstimos realizados pelas distribuidoras durante a pandemia de COVID-19, programas de incentivo a fontes de energia alternativas, entre outros encargos regulamentares.
Além disso, as perdas no sistema são contabilizadas na TUSD. Essas perdas podem ser técnicas, resultantes de fenômenos naturais como o efeito Joule no transporte da energia, ou não técnicas, relacionadas a furtos de energia, conhecidos como “gatos”, e outras irregularidades. Com todos esses componentes somados, chega-se ao valor unitário da TUSD, que exerce um impacto significativo no cálculo da tarifa final de energia elétrica.
Figura 6: Funções de Custos e Componentes Tarifários da TUSD
– TE
A Tarifa de Energia (TE), assim como a TUSD, é composta por diferentes elementos tarifários diluídos na conta de energia elétrica. Seu valor é atualizado mensalmente e divulgado pela ANEEL, responsável por sua regulação.
O principal componente da TE, identificado como “ENERGIA” na conta, refere-se à recuperação do custo de revenda da energia elétrica adquirida pela distribuidora. Esse custo representa o preço da energia efetivamente consumida, é determinado pelo valor que a distribuidora paga ao adquiri-la, seja em leilões regulados ou por outros meios de negociação no mercado.
Além do custo da energia em si, a TE também inclui parcelas relacionadas ao transporte, perdas no sistema, encargos e outros componentes que, similarmente à TUSD, são necessários para a operação e manutenção do fornecimento de energia. Detalhes mais específicos sobre esses valores e suas composições podem ser consultados nos periódicos disponibilizados pela ANEEL, oferecendo uma visão mais aprofundada sobre os mecanismos de cálculo da TE.
Figura 7: Funções de custos e componentes tarifários da TE
O cálculo final da conta de energia elétrica envolve a soma dos valores unitários das tarifas TUSD e TE, as quais são então acrescidos dos impostos aplicáveis. Esses impostos incluem o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), ambos destinados ao governo federal, além do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), recolhido pelos governos estaduais para o transporte interestadual, transporte intermunicipal e serviços de comunicação.
As tarifas e os impostos são aplicados às fórmulas específicas que permitem determinar o valor total a ser pago pelo consumidor (Figura 8). Esse processo garante que todas as cobranças, desde os custos de energia e distribuição até os encargos e tributos obrigatórios, estejam devidamente incluídas no cálculo final. Dessa forma, o consumidor obtém a composição completa do valor da fatura de energia elétrica.
Figura 8: Cálculo para TUSD e TE acrescido dos impostos
Segundo o Dr. Benedito Antonio Luciano, professor titular do Departamento de Engenharia Elétrica da UFCG, sobre o desmembramento de uma fatura simulada em Campina Grande/PB.
“Na fatura referente ao valor total a pagar, 18,74 % corresponde aos serviços de distribuição da empresa concessionária; 31,32% à compra de energia elétrica; 3,98% ao serviço de transmissão de energia elétrica; 5,7% referentes aos encargos setoriais; e 40,28% aos impostos indiretos e encargos (PIS, COFINS e ICMS). Assim, percebe-se, claramente, que são os Impostos, Encargos e a Contribuição para a Iluminação Pública os itens que mais oneram o valor da conta de energia elétrica a ser paga pelo consumidor residencial aqui tomado como exemplo.” (Luciano, 2019).
É relativo a cada concessionária a apresentação da tarifa TUSD e TE na conta de energia, para ENEL RJ o valor é fornecido individualmente.
Figura 9: Conta modelo ENEL RJ
2.1.2 Cálculo da Energia Elétrica sem e com Geração Distribuída
Para ilustrar o cálculo da fatura de energia, é necessário medir a quantidade consumida, determinada pela diferença entre os intervalos de leitura no medidor. Por exemplo, conforme a figura 9 na Descrição do Faturamento, a leitura foi de 14.052 kWh no dia 17/10/2024 e de 13.634 kWh no dia 18/09/2024, resultando em um consumo de 418 kWh no período de 30 dias. Esta é a energia registrada pelo medidor. Para um consumidor classificado como B1-Residencial e sem geração distribuída (não pertencente ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE), a energia consumida é igual ao valor quantificado no medidor.
No caso de consumidores com unidades geradoras, o sistema de compensação de crédito passou por várias mudanças ao longo dos anos. Segundo a “RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 3.312, DE 19 DE MARÇO DE 2024”, as unidades geradoras são classificadas em GD1, GD2 e GD3. A GD1 se refere aos sistemas instalados antes de 7 de janeiro de 2023, sendo isentos de cobrança na TUSD Fio B, ou seja, o valor da energia gerada e injetada na rede é integralmente compensado, sem descontos pelo uso da rede de distribuição.
Já as unidades de GD2, instaladas após essa data, mas com potência inferior a 500 kW, têm um acréscimo gradual na tarifa Fio B até 2029, devido à depreciação dos ativos de distribuição e outros custos associados. O percentual de aumento é determinado anualmente pela ANEEL, com base nos reajustes tarifários das concessionárias. A tarifa TE, para esses consumidores, tem um valor de aplicação menor, por excluir os custos de geração e fornecimento de energia. Em resumo, os novos consumidores que se enquadrarem no grupo GD2 terão um desconto na fatura de energia, proporcional ao valor unitário da TUSD multiplicado pelo percentual de desconto definido pela ANEEL para o ano vigente (ANEEL, 2024).
Figura 10: Reajuste Periódico anual 2024 ENEL RJ – Tarifas de Aplicação
Fonte: (ANEEL, 2024).
Figura 11: Reajuste Periódico anual 2024 ENEL RJ – Percentual de Descontos
Além dos componentes já mencionados, outros valores são acrescidos na fatura de energia, como a CIP (Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública), que se refere ao custo do circuito de iluminação pública municipal. Também é incluída a bandeira tarifária, que indica o custo adicional quando a geração de energia é proveniente de termoelétricas, que possuem um custo de produção mais elevado. Outro componente é o custo de disponibilidade, que estabelece uma quantidade mínima de fornecimento com base no tipo de ligação elétrica: monofásica 30 kW, bifásica 50 kW e trifásica 100 kW.
Para os consumidores pertencentes ao Grupo B e participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), fica determinado que o valor da energia gerada e convertido em créditos de compensação seja igual ou superior ao custo de disponibilidade. Essa compensação, no entanto, está limitada à quantidade de energia consumida pela residência. É importante destacar que, na fatura, o valor indicado como “quantidade medida injetada” não representa a totalidade da geração de energia do sistema, mas sim a quantidade de energia não consumida que foi enviada para a concessionária.
2.1.3 Determinando o Fornecimento do Sistema
No Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), o excedente de energia gerado é convertido em créditos para compensar os consumos das unidades participantes ao longo de um período de até 60 meses, o valor do kWh da injeção a ser utilizado na fatura é referente ao mês de geração. Após esse período, o crédito correspondente à geração expira e o valor é perdido. Para que se obtenha um bom aproveitamento do sistema, é fundamental determinar pontos que alterem o consumo médio da residência. A utilização de um veículo elétrico ou o compartilhamento da geração com outros consumidores impactam diretamente no dimensionamento do sistema, exigindo componentes que podem ter valores maiores ou menores. O mau dimensionamento do sistema, com créditos excessivos, pode levar à perda de dinheiro, tornando o investimento inviável. Além disso, atualizar o sistema futuramente pode sujeitá-lo às tarifas vigentes naquele momento, o que pode alterar a rentabilidade do investimento (ANEEL, 2023).
A seguir, apresenta-se comparar faturas com e sem o sistema de geração, utilizando os termos definidos anteriormente. A simulação considera três cenários distintos para um consumidor iniciando no SCEE em novembro de 2024, com o consumo médio dos últimos 12 meses, classificação B1-Convencional, e os seguintes valores unitários sem impostos:
– TUSD: R$ 0,61969
– TE (consumo): R$ 0,29318
– TE (injeção): R$ 0,06257
Os cenários simulados são:
1. Residência monofásica com consumo médio mensal de 200 kWh
2. Residência bifásica com consumo médio mensal de 450 kWh
3. Residência trifásica com consumo médio mensal de 750 kWh
As tributações futuras são um dos principais fatores que tornam o sistema incerto, devido às modificações recorrentes nas tarifas e normas. A tabela 1 apresenta a projeção do percentual de aumento da TUSD até o congelamento da redução no Fio B em 2029. Os dados em cinza indicam a projeção dos percentuais incidentes sobre a TUSD nos anos seguintes, com base nos ajustes anteriores. É importante que o consumidor esteja atento à última revisão periódica de tarifas lançada pela concessionária da sua região, pois isso afetará diretamente os cálculos e a viabilidade econômica do sistema.
Tabela 1: Projeção da Tarifa incidente sobre a TUSD Injeção (%)
Seguindo com cálculo dos unitários acrescido dos impostos (Figura 8) a tarifa TUSD para consumo e injeção possuem mesmo valor, já TE consumo e injeção com valor base diferente.
Tabela 2: Cálculo de tarifa unitária final
O consumo registrado na fatura difere da energia fornecida, pois, nos momentos em que o sistema fotovoltaico está gerando energia, parte dessa energia é consumida diretamente pela residência, sem passar pelo medidor da concessionária. A energia gerada e consumida diretamente pelo sistema fotovoltaico não é contabilizada na fatura, já que não há injeção na rede da distribuidora.
Para estimar o impacto desse consumo direto, é necessário considerar uma média percentual de fornecimento com base no consumo da residência. Essa média pode variar conforme o horário de maior consumo, influenciando diretamente no uso da energia gerada. Por exemplo, uma família que, durante o expediente diurno, quando está no trabalho e na escola, consome menos energia, mas tem um pico de consumo no final da tarde, quando todos estão em casa. Nesse caso, podemos estimar que a dependência da concessionária seja de cerca de 75% do consumo total, considerando que a geração solar cobre boa parte da demanda durante o dia e a dependência da concessionária se intensifica nos períodos de maior consumo, como caso do noturno.
Tabela 3: Cálculo Potência Mínima do Sistema
2.2 Radiação Solar
A radiação solar incidente na superfície terrestre é um fenômeno extremamente complexo. No Brasil, o convênio entre o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) e a Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) desenvolveu um modelo físico denominado BRASIL-SR. Esse modelo utiliza imagens de satélites, tratamento de dados meteorológicos, métodos de transferência radiativa e outros elementos para estimar a radiação solar incidente na superfície, com base em um modelo computacional. Para os conveniados o Brasil tem um grande potencial para geração de energia elétrica fotovoltaica.
[…]No local menos ensolarado do Brasil, é possível gerar mais eletricidade solar do que no local mais ensolarado da Alemanha, por exemplo. O mapa mostra o rendimento energético anual máximo (medido em kWh de energia elétrica gerada por ano para cada kWp de potência fotovoltaica instalada) em todo o território nacional, tanto para usinas de grande porte centralizadas e instaladas em solo, como para a geração fotovoltaica distribuída integrada em telhados e coberturas de edificações. […] Neste contexto e por sua natureza distribuída, a geração solar fotovoltaica tem também um grande potencial de contribuição para a redução dos picos de demanda dos sistemas de transmissão do Sistema Interligado Nacional – SIN. Nos próximos anos, com o aumento da penetração da geração solar fotovoltaica por todo o Brasil, a geração de eletricidade próxima ao ponto de consumo deverá ser reconhecida pelo sistema elétrico como um dos principais atributos desta tecnologia de geração. Com a acentuada redução de custos experimentada pela tecnologia fotovoltaica nos últimos anos, o cenário vem ficando cada vez mais favorável à sua adoção em escala crescente (Bueno Pereira, et al., 2017).
Figura 12: Potencial de geração solar fotovoltaica com 80% de taxa de desempenho para painéis geradores fixos
É graças à facilidade de acesso às novas tecnologias que o cálculo da radiação solar na superfície terrestre se tornou possível em qualquer local. Pequenas e médias empresas, por exemplo, já utilizam drones no local de instalação dos painéis, que, juntamente com softwares especializados, modelam a região e mapeiam o sombreamento ao longo da trajetória aparente do sol. Esse avanço reflete a eficiência e o crescimento do setor fotovoltaico.
A partir dos dados de radiação solar coletados em qualquer local, é possível dimensionar a capacidade instalada necessária para suprir a geração real de energia que o consumidor necessita. No mercado brasileiro, os profissionais utilizam ferramentas como PVGIS, PVsyst, dados da CRESESB e outras fontes. O software PVsyst, por exemplo, oferece uma versão gratuita que traz diversos parâmetros essenciais para dimensionar um sistema fotovoltaico de maneira precisa. Esse simulador é complexo, permitindo a configuração de dados de localização, como coordenadas geográficas, radiação, temperatura, inclinação e orientação dos módulos, além de simulação em 3D. Ele também possibilita a importação de dados de outros softwares e oferece um banco de dados extenso. Com essa ferramenta, o profissional pode utilizar equipamentos pré-cadastrados ou inserir dados técnicos do fabricante, integrando-os ao sistema para facilitar a tomada de decisão e garantir a precisão no projeto.
Figura 13: Relatório de simulação do PVsyst em projeto modelo
Figura 14: Relatório de simulação do PVsyst: percepção aparente do sol
Para efeito de simulação a potência do sistema em kWp pode ser determinado pela razão entre o consumo médio e a radiação solar horizontal em kWh/m² na superfície desejada, considerando uma média de 25% para as perdas e um período de 30 dias, o sistema pode ser determinado pela equação:
Onde:
A partir dos valores apresentados na tabela 3, foi possível determinar a potência necessária de módulos fotovoltaicos. Apresentando a coordenada geográfica no site da CRESESB e adotando uma média de 4,91 kWh/m².dia na localidade conforme a média anual no plano horizontal.
– Monofásico
– Bifásico
– Trifásico
2.3 Sistemas de Geração Solar
Os sistemas de geração solar fotovoltaica não são isentos de perdas, sendo afetados por diversos fatores ao longo do tempo. Entre as principais perdas estão sombreamentos ao redor do local de instalação dos painéis, que reduzem a eficiência da captação de radiação solar, bem como a degradação dos módulos que impacta na eficiência ao longo dos anos. A sujeira acumulada também pode impedir a incidência da radiação solar diretamente nas células, enquanto os cabos e conectores, assim como os contatos elétricos, sofrem perdas devido ao mismatching quando são utilizados módulos de diferentes modelos ou especificações (Antunes, 2023).
A correta definição da demanda e o dimensionamento adequado do sistema são essenciais para maximizar a eficiência e reduzir as perdas. A atenção à escolha e ao desempenho dos equipamentos é fundamental, sendo responsabilidade do profissional assegurar a qualidade e eficiência do sistema. Para precificação e compreensão do mercado, será abordada uma média baseada nos relatórios da Greener, uma empresa de referência em energia solar fotovoltaica. Em um de seus periódicos sobre o mercado brasileiro, a Greener aborda sete principais tópicos: Contexto Regulatório, Fabricação, Distribuição, Integração, mais Lembradas, Preços, Consumidor e Descarte (Greener, 2024). Esses fatores são cruciais para entender o custo e a viabilidade do sistema fotovoltaico, desde a fabricação até o descarte dos módulos no final de sua vida útil.
2.3.1 Painel Fotovoltaico
As tecnologias fotovoltaicas estão cada vez mais presentes no nosso cotidiano, muitas vezes sem que percebamos. Diversos equipamentos já utilizam essa tecnologia, além dos painéis solares convencionais. No Brasil, o mercado de geração distribuída residencial utiliza predominantemente células fotovoltaicas compostas por silício monocristalino e policristalino. A composição desses painéis é baseada em uma concentração de alta pureza do silício, um elemento abundante na natureza, responsável por cerca de 24% do custo de um painel fotovoltaico (Centro de Gestão e Estudos Estratégicos, 2009).
Figura 15: Gráfico de eficiência para tecnologias de células fotovoltaicas
Certamente, o painel solar é o componente mais conhecido do sistema fotovoltaico, sendo responsável por converter a energia do sol, que atinge a superfície da Terra na forma de radiação eletromagnética, em corrente elétrica contínua. Nos últimos 12 anos, houve um aumento significativo na eficiência dos painéis solares, alcançando patamares de 25,09% nas células de silício monocristalino, como demonstrado pela empresa chinesa Longi. O mercado brasileiro para esse tipo de equipamento é amplo, atendendo às diversas necessidades dos sistemas de geração fotovoltaica.
Na escolha do painel, devem ser consideradas questões como eficiência, dimensões, peso, capacidade, coeficiente de temperatura, desempenho em momentos de sombreamento, percentual de degradação anual, entre outros fatores. A tomada de decisão é crucial, pois um sistema de longo prazo deve ser bem dimensionado para evitar custos com reinvestimentos futuros. Muitas vezes, escolher um sistema mais barato, mas com baixa eficiência, pode resultar em um retorno mais lento do investimento. O objetivo de qualquer sistema fotovoltaico é gerar economia na fatura de energia mensal, sem comprometer o consumo.
O arranjo fotovoltaico é elaborado conforme a potência necessária de geração, medida em kWp, e a quantidade de painéis a ser instalada depende da demanda energética específica de cada unidade consumidora. Segundo a NBR 16690 de 2019:
Para os efeitos desta Norma, um arranjo fotovoltaico compreende todos os componentes até os terminais de entrada em corrente contínua da UCP, das baterias ou das cargas. […] Um arranjo fotovoltaico pode ser constituído por um único módulo fotovoltaico, uma única série fotovoltaica, ou várias séries ou subarranjos fotovoltaicos conectados em paralelo, e os demais componentes elétricos associados (ABNT, 2019).
Figura 16 aparece listado um rank das 20 empresas segundo estudo estratégico da Greener, como as marcas de preferência das 26150 empresas integradoras na escolha de módulos fotovoltaicos.
Figura 16: Rank Top 20 marcas de módulos fotovoltaicos
Os painéis solares chineses dominam a produção global, e para o Brasil não é diferente. O fato traz volatilidade ao mercado no instante em que fica sujeito pela demanda de polissilício. Em 2005, com rápido crescimento das instalações globais, houve a escassez de matéria-prima que encareceu o sistema em um ápice previsto anteriormente (Bernreuter, 2020).
Figura 17: Participação da China do polissilício aos módulos fotovoltaicos
Os módulos de silício monocristalino e policristalino são mais conhecidos quanto a potência de geração e preço, mas possui demais características elétricas e estruturais necessárias a determinar se atende ao sistema do consumidor, cabe ao profissional dimensionar o produto pelas especificações técnicas fornecidas pelo fabricante.
2.3.2 Inversor e Bateria
Os inversores e microinversores são componentes fundamentais em sistemas fotovoltaicos, responsáveis por converter a energia elétrica gerada pelos painéis solares, sendo em corrente contínua (CC), para o padrão de corrente alternada (CA) utilizado pelos equipamentos residenciais e pela rede elétrica. A escolha entre inversor string ou microinversores deve ser feita com base em diversos fatores, como o tipo de sistema (On-grid, Off-grid ou Híbrido), o custo dos componentes e as características específicas da instalação.
O inversor string é o modelo tradicional, no qual vários painéis fotovoltaicos são conectados a um único inversor. Por outro lado, os microinversores são instalados individualmente em cada módulo fotovoltaico ou em grupos pequenos de módulos (geralmente de 2 a 4). Essa configuração oferece vantagens em termos de desempenho, especialmente em locais com sombreamento parcial. Quando ocorre sombreamento em um painel, os microinversores garantem que o desempenho dos outros módulos não seja afetado, otimizando a geração de energia individualmente para cada painel.
No entanto, em locais onde os módulos são dispostos de forma mais homogênea e sem sombreamento ou em telhados sem muitos recortes, os inversores strings podem ser mais vantajosos, pois o número de microinversores necessários seria elevado, aumentando o custo do sistema. Para sistemas que demandam maior quantidade de módulos, o custo adicional dos microinversores pode não ser justificável.
Os preços dos inversores e microinversores variam conforme o tamanho do sistema. Segundo a Greener, para sistemas de 2 kWp a 30 kWp, a variação de preço entre inversores strings e microinversores é de aproximadamente 6% a 9%.
Figura 18: Representação de conexão com inversor string e microinversores
A escolha do modo de operação do sistema fotovoltaico depende das necessidades específicas do consumidor. Em locais com frequentes quedas de energia pela concessionária, o sistema Off-grid é uma solução ao operar de forma independente da rede elétrica, mas não permite a injeção de energia para compensação de créditos. Por outro lado, o sistema On-grid está conectado à rede e, mesmo quando o sistema fotovoltaico está gerando energia, se ocorrer uma interrupção no fornecimento pela concessionária, o sistema também será desligado automaticamente. O sistema Híbrido, embora com custo mais elevado, combina as vantagens dos dois anteriores, permitindo o fornecimento de energia tanto para a rede quanto para o consumo local, gerenciando a energia de maneira inteligente conforme as prioridades do usuário. A escolha do inversor também está ligada ao tipo de sistema, uma vez que os sistemas Off-grid e Híbrido exigem componentes adicionais, como baterias, para o armazenamento da energia gerada.
Figura 19: Rank Top 20 marcas de inversores
As baterias predominantes para sistemas fotovoltaicos são estacionárias, característica de um ciclo profundo de carga e descarga comparada aos modelos do mercado automotivo a combustão convencional. As tecnologias reconhecidas para comercialização comum são de chumbo-carbono e lítio ferro-fosfato e sua vida útil é medida por ciclo de carga e descarga. O mercado brasileiro para banco de baterias estacionárias está ligado diretamente pelo da mobilidade elétrica e armazenamento em geral, o crescimento do setor traz competitividade reduzindo preço para o consumidor ao decorrer do tempo. O banco de baterias deve ser projetado fornecendo a carga adequada para suportar toda demanda do sistema em momento de interrupção sem que restrinja descarga total, é necessário controlador de carga que traz mais custo no sistema, mas realiza gestão dos packs de bateria sem que comprometa individualmente cada célula (MELO, 2024).
Figura 20: Rank Top 20 marcas de Baterias
O sistema On-grid é o mais comum entre a população devido ao desconto mensal na conta de energia, mas não garante fornecimento contínuo, dependendo da rede da concessionária. O sistema off-grid oferece fornecimento ininterrupto, mas o custo das baterias e componentes é mais elevado. O sistema híbrido combina ambos os modelos, oferecendo uma solução para consumidores que, embora com espaço limitado na cidade, possuem uma casa de veraneio com interrupções frequentes no fornecimento de energia. Apesar do custo mais alto, o sistema híbrido pode ser a solução mais adequada para esse cenário.
2.3.3 Quadro de Proteção e Conexões elétricas
Conexões e equipamentos de proteção muitas vezes não recebem a devida atenção no momento da aquisição. No entanto, para atender à NBR 16690, é necessário cumprir requisitos como aterramento, proteção contra sobrecorrente, limites de temperatura e diversos outros requisitos gerais especificados na NBR 5410:2004. É responsabilidade do profissional escolher os componentes adequados ao sistema dimensionado no projeto, utilizando o cabeamento correto, conexões compatíveis e recomendadas pelos fabricantes, e garantindo que a capacidade estrutural dos suportes das placas não seja excedida, considerando também fatores ambientais que possam causar problemas ao consumidor.
O quadro de proteção desempenha um papel essencial ao proporcionar seccionamento e comando dos componentes, além de proteger contra choques elétricos. Para o controle e proteção dos módulos, utiliza-se a string box, um sistema de proteção chaveado dimensionado conforme as especificações do fabricante. Entretanto, como destacado no Anuário Estatístico de Acidentes de Origem Elétrica da Abracopel em 2024, a maioria dos incêndios ocorre em:
[…]instalações elétricas internas devido à falha dos dispositivos de proteção, como fusíveis e disjuntores, que não atuam apropriadamente. Essa falha geralmente resulta de um dimensionamento inadequado da instalação, que não considera a coordenação entre os condutores e os dispositivos de proteção. Esse erro pode levar ao superaquecimento dos condutores, incitando a combustão de materiais inflamáveis próximos, como cortinas e tapetes, e culminando em incêndios (abracopel, 2023).
Figura 21: Número acumulado de acidentes por choques elétricos, 2013 a 2023
Os dispositivos obrigatórios para proteção elétrica residencial incluem o DR (Dispositivo Residual), que detecta correntes de fuga no sistema na faixa de miliampères (mA) e interrompe o circuito, evitando anomalias elétricas. Outro dispositivo essencial é o DPS (Dispositivo de Proteção contra Surtos), responsável por desviar surtos de tensão para o aterramento, protegendo os equipamentos e reduzindo os riscos à segurança, especialmente contra descargas atmosféricas vindas da rede de distribuição, cuja ausência poderia danificar o sistema. Já os disjuntores têm a função de proteger o cabeamento contra sobrecorrentes que excedam a capacidade projetada.
Nos sistemas fotovoltaicos, que operam com corrente contínua (CC), os string boxes responsáveis pela proteção são geralmente equipados com DPS de CC e chaves seccionadoras. No entanto, um problema recorrente ocorre quando o DPS entra em operação: caso não seja substituído após o evento, o sistema fica vulnerável a surtos futuros.
As chaves seccionadoras não possuem a mesma função de um disjuntor CC, utilizadas para o isolar o sistema manualmente em caso de manutenção ou emergência. Sua aplicação no sistema fotovoltaico se deve ao modo de atuação dos disjuntores de corrente contínua (CC), que, embora sejam mais robustos na extinção de arco elétrico no momento de abertura, ainda apresentam um custo elevado em comparação aos disjuntores de corrente alternada (CA). Além disso, ao interromper o circuito, o disjuntor CC suspende automaticamente a geração do sistema, passando despercebido até a chegada da fatura, resulta na perda da geração no período.
Assim como o DPS e o DR, que se tornaram obrigatórios gradativamente, em 2022, durante uma consulta pública promovida pela ANEEL, uma nota técnica elaborada pela INEL sugeriu adequações nos regulamentos aplicáveis à MMGD. Entre as pautas discutidas:
b) Para sistemas fotovoltaicos instalados em telhado, deve existir um sistema de interrupção para falha de arcos elétricos (AFCI – arc fault circuit interrupter) que esteja em conformidade com a norma internacional IEC 63027 ou outra norma internacional aplicável, que defina padrão de segurança equivalente. (Nota INEL: estabelecer que a aplicação AFCI como requisito de segurança conforme solicitado pelos Corpo de Bombeiros) (INEL – INSTITUTO NACIONAL DE ENERGIA LIMPA, 2022).
Figura 22: Dispositivos de proteção
O dispositivo AFCI é eficiente contra extinção de arcos elétricos, diferente dos demais equipamentos de proteção citados, opera com circuito interno eletrônico, que através da oscilação característica de um arco elétrico interrompe o circuito de forma sanar a anomalia. Uso no mercado brasileiro não é comum, nos Estados Unidos se tornou obrigatório em 2017.
A figura 23 lista as 20 empresas que lideram as vendas em elementos de proteção no mercado brasileiro conforme a Greener.
Figura 23: Rank Top 20 marcas de elementos de proteção
– Valor de Instalação
A instalação de sistemas fotovoltaicos exige documentação técnica detalhada, incluindo plantas, diagramas unifilares, memorial descritivo, descrição dos componentes e parâmetros do projeto, elaborados por um profissional qualificado. Após a conclusão do projeto, é necessário o envio dessa documentação à concessionária para validação e emissão do “as build” emitido pela mesma. Essa etapa reforça a importância de contar com um profissional capacitado, cujo custo está diretamente relacionado à potência do sistema projetado.
Conforme apresentado na figura 24, observa-se uma redução na média de custos dos serviços de integração entre os anos de 2022 e 2024.
Figura 24: Média de preços por serviços de integração
Garantia em serviço qualificado com plano de manutenção preventiva conforme as normas regulamentadoras e especificações do fabricante, justificam o valor de um bom profissional, afinal, se adota uma mini geração de energia sob o próprio teto.
3. RESULTADOS ESPERADOS
As instalações solares fotovoltaicas são constituídas por equipamentos com vida útil prolongada, oferecendo garantias que variam de 10 a 25 anos a dependendo do componente. Essa durabilidade, associada à redução garantida na fatura de energia, atrai o interesse dos consumidores para o modelo de geração distribuída. Contudo, o investimento inicial em equipamentos de alto custo pode dificultar a percepção desse sistema como uma aplicação econômica vantajosa.
Para efeito de simulação, será exemplificado o comportamento do sistema com base nos termos previamente apresentados, alinhando-se às tendências do mercado brasileiro. Nos cálculos, foi considerada uma variação média mensal de consumo, conforme dados da EPE (2022-2024), representando um padrão intermediário da região sudeste. Essa variação foi aplicada ao consumo médio mensal em kWh para determinar o valor real de consumo.
O custo total a ser pago mensalmente corresponde à soma do custo de disponibilidade do sistema e o equivalente a 40% da tarifa da bandeira vermelha.
Tabela 4: Média de preços por sistema
– Ongrid
Relatório da Greener mostra a média de preço composta por: Módulos FV, Inversor, Sistema de Montagem, Sistema de Cabeamento, Sistema de Proteção.
Figura 25: Média de preços por sistema
Valor por sistema, cálculo através do estudo da Greener, considerando os valores dimensionados anteriormente.
Tabela 5: Valores de custo
Considerando uma residência monofásica com consumo mensal de 200 kWh, onde 50% é atendido diretamente pela geração fotovoltaica, 100 kWh são registrados no medidor como consumo e compensados pela injeção na rede.
A “Fatura a descontar” é calculada com TUSD, TE e bandeira tarifária. A TUSD decresce até 90% em 2028, permanecendo congelada a partir desse ponto. O cálculo reflete o impacto econômico com base nas regras atuais e projeções tarifárias.
Figura 26: Simulação de Crédito Gerado
Os valores em verde representam o crédito gerado pelo sistema fotovoltaico ao longo de 8 anos, considerando as condições especificadas: taxas, perdas, tarifas e consumo constante. Com 50% do consumo atendido pela distribuidora e 25% de perda no sistema (valores conservadores), ainda há margem para aumentar o consumo médio da residência conforme a última linha do gráfico.
O investimento inicial, subtraído do desconto mensal na fatura, resulta no ‘payback’ do sistema, indicado na figura 27.
Figura 27: Simulação de Payback do Sistema
O payback simulado para os 6 exemplos varia conforme o mercado e a competitividade, sendo essencial realizar a simulação utilizando os dados específicos de um profissional qualificado para a localidade em questão.
4. CONCLUSÃO E CONSIDERAÇÕES FINAIS
Sem dúvida, um dos desafios do sistema solar fotovoltaico com o contínuo aumento da MMGD será o impacto das correntes harmônicas. Embora a geração distribuída traga aspectos positivos, é essencial reconhecer que há dificuldades que precisam ser superadas para viabilizar essa tecnologia em larga escala. De acordo com §2º do art. 17 da Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022, as concessionárias de energia elétrica devem atender às solicitações de acesso de unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída, com ou sem sistemas de armazenamento de energia, incluindo sistemas híbridos (REPÚBLICA FEREDATIVA DO BRASIL, 2022).
Empresas como a CPFL reconhecem os desafios associados à injeção em grande escala desses sistemas de geração. Consoante a companhia, existem quatro tópicos principais sobre as perdas na distribuição: inversão de fluxo, máxima demanda, conexão distante da carga e correntes harmônicas. Estes fatores podem influenciar o futuro da tecnologia no Brasil e terão impacto significativo no mercado solar fotovoltaico (Companhia Paulista de Força e Luz Energia, 2024).
Portanto, ao decidir investir em um sistema de geração solar fotovoltaica, seja visando garantir uma fonte de energia confiável ou com intuito de obter retorno financeiro, é importante considerar que as condições atuais podem ser diferentes das condições nos próximos anos, assim como foi no início da geração distribuída.
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1Discente do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Instituto UniRedentor Campus Itaperuna e-mail: guilhermeelias.gce@gmail.com
2Docente do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Instituto UniRedentor Campus Itaperuna. Doutor em Modelagem Computacional (IFF). e-mail: maezio.silva@uniredentor.edu.br