Análise econômica de sistemas fotovoltaicos com baterias conectados à rede

Abstract

Tendo em vista a menor rentabilidade de sistemas fotovoltaicos em consumidores conectados à rede elétrica em média tensão, em comparação a baixa tensão, e o elevado custo de aquisição de baterias, o presente trabalho objetivou analisar a viabilidade econômica de sistemas fotovoltaicos com baterias para unidades consumidoras do subgrupo A4, comparando entre os modos de tarifação horosazonal. Para tanto, foram avaliados quais são as variáveis presentes nesta análise econômica, realizando ajustes nas mesmas de forma a determinar seu impacto nos resultados. Para a tarifa de energia elétrica, foram analisadas formas de prever a mesma para os próximos anos, testando o modelo para verificar se a previsão de 2019 era condizente. Ao avaliar a variabilidade da taxa de desempenho dos sistemas fotovoltaicos, verificou-se que os limites recomendados pela bibliografia deste parâmetro não produzem efeitos tão significativos no retorno do investimento quanto a forma de previsão da tarifa. Apesar de utilizado pela bibliografia, observou-se que o IPCA não representa bem o comportamento da tarifa ao longo dos últimos anos, não sendo a melhor forma de a prever. O modelo definido por este trabalho utiliza regressão linear para a previsão da taxa de energia e a média harmônica dos reajustes para a previsão da TUSD. Por fim, concluiu-se que a não utilização do reajuste da tarifa pode influenciar significativamente os resultados e que, da forma como foi definido o modelo, verificou-se que o sistema é viável para a modalidade horosazonal verde, e inviável para azul.

Considering the lower profitability of photovoltaic systems on consumers connected to the medium voltage power grid, compared to low tension, and the high cost of purchasing batteries, the present study aimed at analyzing the financial viability of battery-based photovoltaic systems for consumer units of the A4 subgroup, comparing different horoseasonal pricing modes. For this purpose, the variables present in this financial analysis were evaluated and adjusted in order to determine their impact on the results. For the electricity tariff, means of forecasting the tariff for the next years were analyzed, testing the model to verify whether the 2019 forecast was consistent. When evaluating the performance rate variability of photovoltaic systems, it was found that the limits recommended by the literature for this parameter do not produce effects as significant as the way of forecasting the tariff on the investment return. Although used by the literature, it was observed that the IPCA does not represent well the behavior of the tariff over the last few years and it is not the best way to predict it. The model defined by the present work use linear regression to forecast the energy rate and the harmonic mean of the readjustments for the TUSD forecast. Finally, it was concluded that the non-use of the tariff readjustment can significantly impact the results and that the model defined, demonstrated that the system is viable for the green horoseasonal modality, and not viable for blue.