Economia & Energia
Ano VIII -No 47:
Dezembro 2004 - Janeiro 2005
ISSN 1518-2932

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SEMINÁRIO DO CLUBE DE ENGENHARIA SOBRE RECURSOS ENERGÉTICOS DO BRASIL: PETRÓLEO, GÁS, URÂNIO E CARVÃO

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Artigo:

PROMOÇÃO DO USO DA ENERGIA SOLAR PARA O AQUECIMENTO DE ÁGUA NO SETOR RESIDENCIAL

Omar Campos Ferreira.
Assessor de Gestão em C&T. da SCT MG

RESUMO E CONCLUSÕES:

O objetivo deste trabalho é analisar os empecilhos para a generalização do uso da energia solar no aquecimento de água e propor medidas para contorná-los.

 O uso da energia solar reduz o custo de aquecimento de água a baixa temperatura e o investimento na geração e na distribuição de eletricidade, sendo, pois, vantajoso para o usuário e para a concessionária de energia elétrica. Entretanto, o investimento inicial na instalação solar é maior do que o correspondente em outras modalidades de aquecimento, inibindo a iniciativa do usuário em substituir o chuveiro elétrico pelo solar. A solução aparente seria combinar-se a capacidade de investimento das empresas de eletricidade com a disposição de pagar do usuário.

Propõe-se que a concessionária assuma o investimento, cobrando do usuário a amortização, a juros equivalentes aos do investimento em capacidade de geração, considerada a vida útil da instalação solar.

1 - Introdução.

O uso da eletricidade no aquecimento de água a baixa temperatura (40-50o C) é uma peculiaridade do sistema energético brasileiro, historicamente explicável pelo baixo custo de geração hidroelétrica e pela carência de combustíveis fósseis. Do ponto de vista físico, este uso é reconhecido como um modo de dissipação da energia, pois a geração de 1 unidade de energia elétrica via ciclo termodinâmico requer entre 2 a 4 unidades de calor.

Entretanto, a comodidade no uso da eletricidade dificulta a remoção do hábito nacional de uso de chuveiros, torneiras e fornos elétricos que podem ser vantajosamente substituídos por aparelhos a combustíveis. No caso dos chuveiros e torneiras elétricas, a substituição mais racional seria pela energia solar, limpa, segura e de baixo custo. Apesar de todas essas vantagens, o usuário de eletricidade apenas se lembra da energia solar em tempos de crise, como a do racionamento de 2001. Já houve várias iniciativas para se romper o impasse, mas os resultados são, ainda, modestos. Entretanto, a crescente participação da eletricidade na demanda de energia, a custo também crescente, impõe a adoção de medidas de incentivo ao uso da energia solar.

2 – Uso da eletricidade no aquecimento de água no Setor Residencial.

A CEMIG estimava, em 1996, que 4,5% de sua carga total (34,5 TWh) eram destinados ao aquecimento de água; em média, cada  domicílio mineiro gastava  37 kWh/mês com essa finalidade (“CEMIG em Números/2002”). Em 1999, estimava em 670 l/apartamento.dia o consumo de água quente, correspondente ao consumo de 615 kWh/apartamento.mês (“Utilização de Aquecimento Solar para a Redução da Demanda no Horário de Ponta – Informações para Participação no Projeto”, CEMIG,1999). Nesta ampla gama de consumo encontram-se situações em que a substituição é economicamente viável à tarifa praticada pela concessionária. Como ponto de partida para avaliação de viabilidade, estimamos como situação média o consumo somente para banho, de 300l/dia de água a 40o C[1]. As alternativas de aquecimento são o chuveiro elétrico, o aquecedor de passagem a GLP e a instalação solar. Os custos correspondentes para o usuário, a preços de varejo, estão calculados no quadro a seguir.

Custos R$/dia

Chuveiro elétrico

Aquecedor GLP

Coletor Solar Plano

Investimento R$

35,00

800,00

1.800,00

Vida útil - anos

2

10

15

Custo investim. (*)

0,06

0,39

0,73

Consumo

7,33 kWh

0,71 kg

1,83 kWh (#)

Eficiência

95%

75%

(+)

Total

2,21

2,12

1,35

(*) taxa de juros: 12% aa, câmbio 3,20 R$/US$.  (#) admite-se que a energia solar substitua 75% da eletricidade usada.  (+) substituída a eficiência pelo parâmetro comercial: 100l/dia água quente / m2 de coletor solar plano.

O cálculo mostrado acima considerou apenas os fatores diretos, havendo ainda custos de adequação do projeto arquitetônico, de implementação da linha de suprimento de água quente e outros de menor importância em projetos novos, porém significativos quando se trata de casas e prédios já construídos.  Entretanto, a diferença do custo solar para os outros, no caso estudado, é suficientemente ampla para absorver esses novos fatores sem alterar sensivelmente o panorama esboçado.

No caso de prédio de apartamentos, aparecem outros componentes favoráveis e desfavoráveis ao custo solar. Já existem estudos bastante completos, para essas situações, que mostram a competitividade da instalação solar.[2]

Em primeira aproximação, o principal óbice para o uso da energia solar é financeiro, já que o desembolso inicial para o usuário é maior do que nos outros modos de aquecimento, ao passo que o custo de operação e manutenção é praticamente nulo. Os caminhos possíveis para contornar o óbice seriam: a) tornar proibitivo o aquecimento de água com o uso da eletricidade no horário de ponta de carga (entre 17 e 23h) pela aplicação de tarifa especial; b) impor ônus fiscal à fabricação dos aparelhos elétricos indesejados; c) tornar acessível o uso da energia solar através do financiamento ao usuário a juros iguais ao que as concessionárias pagam ao mercado.

Entendemos que se deva evitar o uso de medidas restritivas se houver uma solução construtiva, visto que nem o Governo nem as concessionárias foram seriamente incomodados pelo consumo na ponta de carga antes da crise de suprimento de 2001. A tarifa especial para a ponta de carga seria, pois, mais um dispositivo de proteção à economia das concessionárias do que de atendimento da conveniência do usuário. Estamos considerando neste estudo a possibilidade de se encaminhar uma solução cooperativa entre concessionária e usuário.

3 - Proposta de criação de “fundo de investimento em energia solar”.

A estruturação desta proposta parte da premissa de conciliação dos interesses da concessionária e do usuário de eletricidade, cabendo, pois, examinar inicialmente os pontos de vista dos envolvidos na questão. Do ponto de vista da concessionária, os parâmetros de interesse são:

a - Investimento em geração, transmissão e distribuição de eletricidade.

O processo de reestruturação do Sistema Elétrico dificulta, em certa medida, a avaliação desses investimentos, já que as três funções básicas virão a ser exercidas por entidades diferentes. No passado, quando um único agente se incumbia dessas funções, era conhecida a estrutura dos investimentos, atribuindo-se à geração 59% do total, à transmissão 25%, à distribuição 11% e os restantes 5% a instalações gerais. Na última licitação feita pela ANEEL, o investimento médio direto em geração foi estimado em 770 US$/kW; incluindo os juros durante a construção, o investimento em geração atinge a US$ 1.000/kW[3] e o investimento total se aproxima de 1.700 US$/kW .

b – Reserva de potência para o atendimento da carga de ponta.

Da curva de carga diária do setor residencial (de agosto/1996) e do número de domicílios atendidos na época, infere-se que a carga de ponta atribuível ao chuveiro era cerca de 300Wh/h.domicílio. Em números redondos, entre 1996 e 2000, o consumo residencial no Sistema CEMIG cresceu 26% e a população mineira aumentou 6%, deduzindo-se, à falta de dados atualizados, que o consumo por domicílio aumentou 20%. Supondo que a estrutura do consumo residencial não tenha se alterado substancialmente, estima-se que o consumo para o aquecimento de água tenha crescido na proporção do consumo total por domicílio (20%), chegando a 360 Wh/h.dom. Levando em conta a perda de energia na transmissão e distribuição (15%, segundo o BEN/2000) calcula-se em 415 W/dom. a potência reservada[4]. Portanto, o investimento em reserva de ponta é da ordem de US$ 705/dom, equivalente a cerca de R$ 2.470/dom, à taxa de câmbio da época em que foi coletado o preço da instalação solar (R$ 1.800 para coletores planos, reservatório em aço inoxidável, tubulações, isolamento e complementação elétrica).

Observe-se que o investimento unitário em UHE tende a crescer e o investimento em instalação solar tende a decrescer, por efeito da escala de produção, caso se encontre o mecanismo de financiamento adequado. Pode-se, pois, considerar que o investimento em reserva de potência já supera o investimento em captação da energia solar e que a diferença tende a aumentar.[5]

c) Fator de capacidade na ponta de carga.

O fator de capacidade pode ser deduzido da curva diária de carga residencial, mostrada abaixo, sendo, porém necessário ponderar as curvas médias mensais. Além disto, a capacidade de ponta não atende exclusivamente o aquecimento de água, pois o sistema tem flexibilidade operacional para acomodar as diferentes curvas de carga dos outros setores (industrial, comercial, iluminação pública, etc...). Parece, pois, mais apropriado utilizar a série histórica do fator de capacidade das usinas termoelétricas de Serviço Público, usualmente empregadas na complementação das hidroelétricas. Entre 1984 e 1999, o valor médio desse fator foi de 0,25 que se usa no cálculo seguinte. 

d) Custo de geração, transmissão e distribuição no horário de ponta no Setor Residencial.
               Para o calcular o custo de fornecimento de eletricidade no horário de ponta de carga residencial (ex-impostos e taxas), adotamos um procedimento simplificado, baseado na estrutura de custo de geração (custos financeiro, operação e manutenção e outros) supondo que a estrutura é aproximadamente a mesma nas três funções. Usando o custo global calculado anteriormente (US$ 1.700/kW), taxa de juros de 12% aa. e o fator de capacidade histórico para a geração de ponta (0,25) e excluindo o custo por uso de bem público, obtêm-se os custos abaixo:

                                                                                   Custos – R$/MWh

Investimento                                                                         371

Operação/manutenção                                                       22

                                                                                              _____

                              Total                                                         393

O custo de geração no horário de ponta de carga residencial é consideravelmente superior ao valor da tarifa residencial, que é de R$ 262/MWh (ex-ICMS). Haveria, pois, economia para a concessionária em evitar o fornecimento na ponta de carga.

O interesse do usuário é a redução do gasto em aquecimento de água, já que a maioria não tem acesso a aplicações financeiras que poderiam ser mais atraentes do que a economia possibilitada pela energia solar; o da concessionária é evitar o investimento de menor taxa de retorno e livrar-se do fornecimento a tarifa inferior ao custo. Parece, pois, que, havendo potencial para diminuição de custos para ambas as partes, bastaria um impulso inicial para se conseguir a desejada substituição.

4 - O “fundo solar” de investimento.

Uma das formas de se dar o impulso inicial é a formação de um fundo de investimento em energia solar, com uma dotação inicial equivalente ao investimento evitado em reserva de capacidade para atender a ponta de carga atribuída ao chuveiro elétrico. O fundo poderia ser administrado por concessionária que tenha a característica de empresa energética (não está limitada à geração de eletricidade), mediante modificação na legislação de concessão de serviço público que torne compulsório o uso da instalação solar pelos novos usuários. Este arranjo permite vincular o recolhimento da amortização paga pelo usuário à conta de luz, aproveitando a estrutura administrativa já existente, sendo a amortização expressa como fração da tarifa praticada, garantindo a manutenção dos benefícios tanto para a concessionária quanto para o usuário ao longo do tempo.

O ônus do fornecimento de eletricidade no horário de ponta para a concessionária seria, em termos médios, da ordem de R$ 0,13/kWh, ou cerca de 50% da tarifa residencial (ex-ICMS). Portanto, pode-se considerar bem pago o custo de administração do fundo de investimento, desde que a tarifa não seja alterada em função da incorporação da energia solar ao objetivo social da concessionária. De outra forma, a tarifa poderia ser revista para contemporizar as várias mudanças de custo.[6] 

Suponhamos, pois, formado o fundo de investimento com a dotação inicial equivalente a N0 instalações solares, realimentando-o com o valor da amortização paga, no valor mínimo do custo evitado para o usuário. Supõe-se cronograma linear de financiamento, de forma que a metade da amortização correspondente ao acréscimo anual de instalações é re-investida no mesmo ano. Sejam a (R$/dom.ano) e p (R$/dom)  o valor da amortização e o preço da instalação. A evolução do fundo é descrita pela equação:

Ni –Ni-1 = [N0 + (Ni –Ni-1)/2 ]a/p

Ao fim da vida útil da instalação solar, estimada em 15 anos, é necessário incorporar um termo de “baixa” progressiva: 

Ni –Ni-1 = [N0 + (Ni –Ni-1)/2 ]a/p - Ni-15

O cálculo está exemplificado no gráfico 1 a partir dos resultados no quadro seguinte, para a amortização mínima, correspondente ao gasto do usuário com o aquecimento de água (a = 365 x R$ 1,35 = R$ 493/ano), preço da instalação solar no varejo (p = R$ 1.800) e dotação do fundo equivalente ao preço de 1.000 instalações solares (No = 1.000).

Gráfico 1 – Evolução do “Fundo Solar”.

 

Ano

Ni

(Ni-Ni-1)a/2p

Ano

Ni

(Ni-Ni-1- Ni-15)

0

 

 

 

 

 

1

1.000

137

16

6.856

-61

2

1.137

156

17

6.795

793

3

1.293

177

18

7.589

883

4

1.470

201

19

8.472

983

5

1.671

229

20

9.455

1.094

6

1.900

260

21

10.549

1.216

7

2.160

296

22

11.765

1.351

8

2.456

336

23

13.116

1.500

9

2.792

382

24

14.616

1.666

10

3.174

435

25

16.282

1.848

11

3.609

494

26

18.130

2.047

12

4.103

562

27

20.178

2.269

13

4.665

639

28

22.447

2.512

14

5.304

726

29

24.959

2.779

15

6.030

826

30

27.738

2.958

Note-se, no gráfico, que o efeito da retirada das instalações com 15 anos de uso produz apenas uma pequena queda no 16º ano, prontamente recuperada. O fundo de investimento pode, pois, ser auto-sustentado e, ao fim de 30 anos, o custo de uma instalação, para o financiador, seria da ordem de 4% do preço atual ao usuário. Outras combinações de amortização e preço (que se espera decrescer com a escala de produção) podem ser desenvolvidas para se avaliar a melhor solução.

5 – Modalidades de captação da energia solar.

Os cálculos apresentados tomaram como referência a captação por coletores solares planos, porém se aplicam igualmente à bomba térmica cujos custo e vida útil são comparáveis aos dos coletores planos.[7] A bomba tem a vantagem de operar na ausência de radiação solar direta com menor perda de desempenho. Como soluções para o problema da carga de ponta, esses aparelhos têm desempenhos algo diferentes. A captação pelo coletor solar sofre redução mais drástica do que pela bomba nos períodos de pouca insolação, o que pode ocasionar a volta da carga de ponta; no caso da bomba, o efeito seria o prolongamento do tempo de acionamento, que ocorreria fora do horário de ponta se o dispositivo for projetado adequadamente. 

É possível usar associações do coletor com a bomba em série e em paralelo, porém os dados para cálculo de custo ainda são escassos.

Em qualquer caso, a generalização do uso da energia solar esbarra no problema aparentemente trivial de adaptação a residências que não possuem linha de água quente. Considerando que a população brasileira e o processo de urbanização já passaram pelos respectivos pontos de inflexão, esse problema limita o mercado para a energia solar. Parece haver espaço para o desenvolvimento de sistema de controle remoto dos fluxos de água quente e fria, usando-se um misturador a montante do registro existente. Para o coletor há ainda requisitos de posição das placas e dos reservatórios de água.

6 - Efeito da substituição sobre o fator de capacidade do setor elétrico.

O efeito da substituição proposta pode ser avaliado com base na curva de carga diária da CEMIG no mês de agosto de 1996, adotando-se as seguintes simplificações:

-                       a demanda de ponta foi suprida pela importação de energia de outras concessionárias (no ano considerado, a geração térmica pela CEMIG foi desprezível e a importação representou cerca de 43% da oferta total, superando a exportação);

-                       o fator de carga no sistema CEMIG, referido à energia entregue ao mercado,  foi igual ao fator médio no sistema interligado brasileiro, de cerca de 0,57;

-                       a potência “reservada” para o atendimento da ponta de carga foi de 1.370 MW, a carga total foi de 108.800 MWh/dia (integração numérica da curva de carga total) e a energia absorvida pelos chuveiros elétricos foi de 5.830 MWh/dia, como mostram os gráficos 2 e 3, obtidos em publicações da CEMIG;

Gráfico 2 – Curva de carga residencial.

Gráfico 3 – Carga diária total e carga diária chuveiro.
(elaborado a partir de dados da CEMIG).

Os cálculos feitos com esses dados estão relatados abaixo:

-                       Potência efetiva (considerando importação e exportação de energia elétrica) para atendimento da carga diária total:

Pef = 108.800 MWh/dia / (24 h/dia x 0,57) = 7.953 MW.

-                       Redução da potência efetiva, supondo que a instalação solar supra 75% da carga dos chuveiros:

ef = 7.953 – 0,75 x 1.370 = 6.926 MW.

-                       Carga diária reduzida:

W´ = 108.800 – 0,75 x 5.830 = 104.400 MWh/dia.

-                       Fator de capacidade modificado:

FC´= 104.400 MWh/dia / (24 h/dia x 6.926) = 0,63

-                       Ganho na eficiência (lato sensu) do sistema elétrico:

∆FC/FC = (0,63-0,57) / 0,57 = 10,5%.

O ganho calculado deve ser tomado como informação preliminar sobre o benefício máximo esperado, visto que a implementação do Fundo seria feita gradualmente; ressalve-se, ademais, que os dados em que se baseou não são os médios para todo o sistema interligado e limitam-se a um mês atípico (fim de inverno) em que o consumo em aquecimento de água é naturalmente maior do que o consumo médio. Entretanto, parece valer a pena perseguir o objetivo, pois é geralmente difícil obter ganhos dessa ordem em um sistema que já está bastante evoluído em seus aspectos operacionais e econômicos.

7 - Conclusão.

Existe potencial para se financiar a aquisição da instalação solar em condições favoráveis ao usuário e à concessionária. Uma das formas possíveis seria a incorporação da captação de energia solar ao objetivo social da concessionária, feitas as mudanças necessárias na legislação pertinente. Assim, a concessionária financiaria o usuário com recursos equivalentes ao investimento evitado em capacidade de ponta, cobrando na conta de luz amortização igual ao custo de captação da energia solar e reinvestindo os recursos arrecadados em novas instalações solares.

A vantagem para a sociedade provém do melhor uso dos recursos energéticos renováveis, a custo mais baixo e de forma distribuída, evitando o aumento freqüente da tarifa residencial e proporcionando ocupação (se não emprego) para maior número de trabalhadores.

Parece, pois, que o “Fundo Solar” pode realizar o sonhado “ótimo paretiano”, isto é, permite modificar o sistema energético com proveito para todos os participantes do “negócio energético”.


[1] Os preços usados no cálculo foram coletados por telefone e a tarifa de eletricidade é a praticada pela CEMIG, acrescida do ICMS (30%). 

[2]  V. p. exemplo : “Seminário sobre Aquecimento Solar como Alternativa de Conservação de Energia”, CEMIG, 1987.

[3] Os juros foram calculados à taxa de 12% aa. No Plano Decenal 2001-2011, admite-se o uso da taxa de 15% aa.

[4] Para as classes superiores de consumo o valor pode chegar a 700 W/dom.

[5] Seria mais apropriado falar-se em comparação de investimentos em diferentes modalidades de captação da energia solar, já que a acumulação de água em reservatórios acima do nível médio dos oceanos é também uma forma de captação de energia solar.

[6] Este estudo não tem a pretensão de resolver todos os detalhes da substituição, mas somente a de demonstrar sua viabilidade.

 

[7] Agradeço ao Prof. Mauri Fortes pela informação sobre o desenvolvimento de modelo de bomba térmica para uso residencial.

 

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Wednesday, 30 March 2005
.

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