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Como citar este trabajoAn. 3. Enc. Energ. Meio Rural 2003
Eletrificação de localidades isoladas: centros fotovoltaicos de carga de bateria e sistemas fotovoltaicos domiciliares
Rosana R. dos Santos; Roberto Zilles
Laboratório de Sistemas Fotovoltaicos, Instituto de Eletrotécnica e Energia, USP 05508-900 São Paulo, SP tel.: 3818 4912 r.400 fax.: 3816 7828
RESUMO
Os centros fotovoltaicos de carga de baterias (CFCB) surgiram, inicialmente, como uma boa oportunidade para o estabelecimento de um sistema cooperativista ou da figura de um micro-empresário para administrar o fornecimento de pequenas quantidades de energia para fins de iluminação. A grande vantagem preconizada para estes sistemas consistia na eliminação completa da inadimplência de pagamento pelo serviço prestado, pois, a cada recarga, o usuário pagava uma quantia pré-estabelecida. Outra vantagem associada é a possibilidade de operar os centros de carga com um fator de capacidade maior do que o de sistemas domiciliares, acarretando menor investimento inicial em módulos fotovoltaicos para atender o mesmo número de usuários. No entanto, ao realizar um estudo do custo do ciclo de vida anualizado de centrais de carregamento, verifica-se que, devido à maior profundidade de descarga a que são submetidas as baterias, sua troca deve ser efetuada em períodos menores, acarretando altos valores de custo anualizado . Esta situação elimina a vantagem apontada acima. Fundamentando-se nas características positivas levantadas inicialmente, muitos centros de carga foram implantados no país. Em particular, analisa-se o caso da experiência realizada pela COPEL no litoral norte do Estado do Paraná. Esta experiência revelou aspectos importantes que devem ser considerados na escolha da tecnologia e, posteriormente, na sua implantação: o referido sistema de carregamento após um ano de operação foi substituído por sistemas fotovoltaicos domiciliares (SFD).
Palavras-chave: energia solar, eletrificação rural, centro fotovoltaivo de carga de bateria, sistemas fotovoltaicos domiciliares.
ABSTRACT
The Solar Battery Charging Stations (SBCS) were initially conceived to foster the establishment of an electrical community co-operative or of a private entrepreneur to supply small electricity demands to far-from-the grid households. The great foreseen advantages of the SBCS being security of payment for the electricity service and operation under higher capacity factor. However, an analysis of the annual costs of SBCCs indicates that they are in reality a more expensive alternative due to the shorter life-time of batteries. The paper presents the financial analysis of a case study, where SBCS and SHS were designed in order to offer equal electricity service. The paper also presents the SBCS experience of COPEL, that, after one and a half year of functioning was replaced by SHSs.
INTRODUÇÃO
Em 1993, Muhopadhyay et al [1] publicam os resultados de uma experiência de implantação de um sistema solar centralizado de carregamento de lanternas na Ilha de Kaikhali – Índia. As lanternas consistiam de uma lâmpada de 7W, um controlador e uma bateria de 6V e 12 Ah, resultando em um conjunto leve e bastante flexível do ponto de vista do transporte. Cada domicílio era possuidor de um destes conjuntos. Foi detectado, após o início do projeto, demanda por aumento do número de pontos de luz, indicando necessidade de maior quantidade de energia disponível.
Em 1994, Snyman & Enslin [2] introduzem o conceito de geração solar fotovoltaica centralizada para carregamento de baterias domiciliares em oposição aos sistemas de geração e armazenamento de energia centralizados com rede de distribuição. Eles identificaram como problema destas redes de distribuição o fato de não haver equilíbrio de consumo entre seus diversos usuários: domicílios econômicos acabavam sofrendo falta de energia elétrica devido ao comportamento daqueles menos ciosos do uso eficiente do recurso.
O conceito de centros fotovoltaico de carga de bateria, quando comparado com o de sistema fotovoltaico domiciliar, apresenta teoricamente algumas vantagens, tais como incentivo ao estabelecimento da figura do micro empresário, garantia de pagamento pelo serviço prestado, menor investimento inicial em equipamentos, menor custo de manutenção e operação, flexibilidade quanto ao aumento de capacidade de geração, e, dependendo do modelo de implementação adotado (totalmente privado, privado subsidiado, público-privado), melhor definição quanto à propriedade e financiamento dos equipamentos [3].
No entanto, a prática tem demonstrado que centros fotovoltaicos de carga de baterias (CFCB) têm sido desmontados ou abandonados em favor de sistemas domiciliares (SFDs), a exemplo de Barra do Ararapira da COPEL1 [4] e dos sistemas da Fundação Teotônio Vilela (FTV) 2. Vale apontar alguns fatos:
1) os centros de carga, pressupõem o transporte periódico das baterias, que pesam, em média, 25kg.
2) os CFCB mantém o problema encontrado nas redes de distribuição acima mencionadas, ou seja, a discrepância de modo de consumo entre usuários ocasiona variadas profundidades de descarga da bateria e se reflete em diferenças de vida útil. As baterias portanto não oferecem serviço equivalente após alguns ciclos de carga e descarga,
3) as baterias ficam submetidas a profundidades de descarga superiores àquelas previstas para SFDs e, portanto, morrem mais cedo. Além desta característica, implícita do projeto, o usuário tende, de qualquer forma, a permitir maior descarga da bateria, pois isto significa menor desembolso periódico para recargas.
Cabe então investigar o reflexo financeiro destes fatos através de uma comparação entre as duas alternativas de atendimento, pressupondo mesmo serviço energético para ambas.
PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DE UM CENTRO DE CARGA
TÉCNICO
O gerador fotovoltaico, instalado junto ao edifício do centro de carga, fornece energia para recarregar as baterias de usuários pertencentes à sua zona de influência. Na figura 1 vemos o esquema de um CFCB.
Para executar a função de recarga, um certo número de tomadas é disponibilizado. A determinação deste número está diretamente correlacionada com o quociente da quantidade de domicílios pertencentes à área de influência e do período ente recargas desejado.
Com relação ao tempo de recarga da bateria, é proposta do Banco Mundial [5] que seja de um dia. Desta forma, o usuário deixaria sua bateria para carregar pela manhã e a recolheria ao anoitecer, ficando sem o serviço de eletricidade durante aquele dia de recarga.
Para evitar este fato, um esquema semelhante ao do botijão de gás deveria ser adotado, ou seja, o usuário deixa uma bateria descarregada e leva outra carregada. Para tanto, o centro disporia de um número de baterias extras, proporcional ao número total de tomadas, isto pressupondo taxa de 100% de ocupação. Este esquema, no entanto, gera uma série de conflitos entre os usuários, como esclareceremos no próximo item.
Cabe ainda comentar que existem dois arranjos físicos possíveis para os centros de carga.
O primeiro é conhecido como busbar, onde as tomadas de recarga saem de uma barra comum, alimentada pela potência conjunta de todos os módulos fotovoltaicos. O controlador de carga e descarga mais a bateria podem ser instalados dentro de uma caixa, formando um kit, a ser transportado do domicílio até o centro e vice-versa (figura 2). Este esquema é o mais utilizado no Brasil.
O segundo, denominado, 'módulos dedicados', prevê um certo número de módulos fotovoltaicos por tomada de recarga, não havendo inter-conexão por barra entre as tomadas. O kit bateria pode ter o mesmo conceito daquele descrito acima. Este tipo de arranjo foi adotado no Marrocos, na Tailândia e nas Filipinas.
O Banco Mundial, através de seu documento Solar Battery Charging Stations: an analysis of Viability and Best Practices [5], sugere a utilização de painéis auto-regulados, eliminando a necessidade de controladores de carga. No entanto, ainda merece verificação a aplicabilidade deste conceito em climas tropicais.
Os módulos ditos auto-regulados possuem menor número de células em série e portanto menores tensões de circuito aberto e de ponto de máxima potência. Em latitudes temperadas a tensão menor garante que a corrente do módulo fotovoltaico cairá drasticamente para altos estados de carga da bateria, impedindo que ela sofra de sobrecarga. No entanto, em latitudes tropicais, a temperatura mais elevada de operação causa diminuição da tensão das células fotovoltaicas, o que indica que, no módulo "auto-regulado", com menos células em série, a tensão de saída será ainda menor, implicando queda acentuada da corrente mesmo antes de estar a bateria em seu pleno estado de carga.
ADMINISTRATIVO
Há basicamente três lógicas de implementação de projetos de eletrificação rural fotovoltaica utilizando aos centros de carregamento de bateria: totalmente privada, privada com subsídios e pública-privada.
A lógica totalmente privada pressupõe a compra, manutenção e operação do sistema por um agente privado, que contrai financiamento em condições de mercado para a compra dos equipamentos e recupera seu investimento através da cobrança de tarifa de recarga das baterias. A troca de baterias, controladores, lâmpadas e reatores fica a cargo do usuário, ou, mediante pagamento, a cargo do agente privado.
Na lógica privada com subsídio, o funcionamento é muito parecido com o descrito no parágrafo anterior, excetuando que as condições do financiamento são facilitadas por fundos ou linhas de crédito específicas de apoio ao desenvolvimento rural ou às energias renováveis.
Finalmente, quando se trata de um projeto de parceria do público com o privado, o subsídio vem na forma de repasse dos equipamentos do centro de carregamento para a comunidade através da concessionária, programa de governo ou ONG. O gerenciamento do centro é delegado a um empreendedor, que fica responsável pela recarga das baterias e pela manutenção e recolhe a tarifa correspondente ao serviço prestado. Nesta tarifa estão embutidos o salário do empreendedor e a reposição das baterias e controladores. Dentro deste esquema a reposição das luminárias é de responsabilidade do usuário, bem como a fiação interna da casa.
Dentro desta última lógica estão a maioria dos projetos já implementados no mundo e, principalmente, os dois projetos implementados no Brasil: COPEL (concessionária) e FTV (ONG).
Não importando a lógica de implementação, é necessário determinar a área de influência do CFCB, ou seja, seu mercado. O Banco Mundial [5] sugere uma área de influência de raio 12km para terrenos planos, significando que, aquele usuário que estiver na borda da zona de influência deverá empreender grande tarefa para ter carregada sua bateria3. Outros autores [6] [3] sugerem número de domicílios atendidos variando entre 30 e 40.
Os CFCB são geralmente calculados para repor a carga da bateria em um dia. O usuário deixa sua bateria "vazia" e pega uma "cheia". Este processo foi denominado estratégia do butijão de gás, que, para bem funcionar, implica todas as baterias terem o mesmo tipo de utilização e todos os dias serem igualmente insolarados, senão, haverá conflito entre os usuários.
De fato, a discrepância de modo de consumo entre os usuários submete as baterias a variadas profundidades de descarga, o que se reflete diretamente em diferenças de vida útil. As baterias passam a não oferecer serviço equivalente após alguns ciclos de carga e descarga. O usuário, por sua vez, começa a supor que o responsável pelo centro esteja praticando favoritismo, não lhe entregando bateria devidamente carregada. De fato, com a diminuição anormal da capacidade de carga das baterias, os usuário precisam recorrer ao centro mais a miúde. O centro, por sua vez, não foi dimensionado para tal demanda e o empreendedor acaba não podendo realmente carregar a 100% as baterias.
PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DE UM SISTEMA DOMICILIAR
TÉCNICO
Os elementos fundamentais que caracterizam a todo sistema fotovoltaico são a própria carga e o módulo fotovoltaico. Em geral um sistema tão simples somente permitiria consumos proporcionais a radiação solar, isto é, durante as horas do dia e especialmente em dias claros. Em regra geral, é necessário dotar o conjunto de um sistema de acumulação que permita liberar o consumo da geração. Tais sistemas podem adotar muitas e variadas formas, sendo a mais freqüente a acumulação eletroquímica em baterias secundárias.
Para conseguir uma boa adaptação entre as características da bateria e os módulos fotovoltaicos, incrementando o rendimento do conjunto e prolongando a vida da bateria é conveniente intercalar entre ambos elementos um sistema eletrônico de regulação que evite sobrecargas e descargas profundas no acumulador. A figura 3 representa esquematicamente um sistema fotovoltaico domiciliar.
ADMINISTRATIVO
Os sistemas fotovoltaicos domiciliares apresentam diferenças importantes com relação aos CFCB's. A principal esta relacionada com a ausência deslocamentos para recarga de baterias. Os deslocamentos observados no funcionamento dos CFCB's, em certa medida, reproduzem um sistema de distribuição de energia. Nos SFD's geração e consumo estão fisicamente na propriedade do consumidor, não há distribuição. Portanto, é o usuário que assume a gestão energética de seu sistema. Esta configuração impede termos de diálogos tradicionais entre gerador e consumidor, isto é, nos casos de inadimplência, tanto no sistema convencional de atendimento pela rede elétrica como no CFCB, é fácil punir o usuário com o corte de fornecimento ou retenção da bateria no centro de carga. Esta característica dos SFD's tem suscitado enormes discussões e modelos de administração, que vão desde compras diretas, aluguel de equipamentos, leasing, etc.
ESTUDO COMPARATIVO DO CUSTO DO CICLO DE VIDA ANUALIZADO DE UM CFCB E UM SFD DIMENCIONADOS PARA O OFERECER MESMO SERVIÇO.
Neste estudo, procurou-se comparar as duas alternativas de atendimento do ponto de vista dos investimentos iniciais em módulos fotovoltaicos e das trocas de baterias.
Outros custos que apresentam influência na análise econômico-financeira de cada projeto isoladamente tais como instalação da infra-estrutura, operação e manutenção4, troca de lâmpadas e reatores, fiação interna da casa e controladores de carga, foram considerados idênticos nos dois casos e portanto anulados da equação comparativa.
Para que a análise seja passível de generalização, procurou-se executá-la normalizada por residência atendida, adotando-se a mesma demanda energética para ambos os casos e o mesmo nível de insolação.
Dimensionou-se um CFCB e um SFD para fornecer o mesmo serviço de 100Wh/dia a 35 residências localizadas em uma área cujo nível mínimo de irradiação é de 2,7kWh/m2 [ref. 7 pág. 147]. Como procedimento de cálculo, adotou-se o método do pior mês tanto para o centro de carga quanto para o sistema domiciliar.
O intervalo entre recargas de bateria no CFCB está previsto para 5 dias e 1 dia é o tempo necessário para recompor a carga da bateria. Para 35 casas e cinco dias de intervalo entre recargas, o número ótimo de tomadas é 7.
A tabela I resume os resultados deste dimensionamento:
No CFCB, as baterias foram especificadas em C10 devido à alta corrente de carga a que estarão submetidas durante o regime de carga, estimada em média como 7,9A. Para efeito comparativo, adotou-se C10 também no SFD, embora o regime de carga da bateria neste sistema ocorra com corrente sensivelmente menor, dada sua característica de ciclagem diária.
Com os valores adotados de potência de módulos fotovoltaicos e de capacidade das baterias, resultam os fatores de capacidade e profundidade média de descarga da bateria expressos na tabela II.
Vale ressaltar que a diferença percentual de fator de capacidade em favor do CFCB, citada como uma de suas vantagens, resulta somente da menor disparidade entre os valores calculado e adotado (vide tabela I) de capacidade de geração quando comparado com o SFD. Se fosse possível atingir com exatidão os valores calculados para ambos os casos, os fatores de capacidade seriam iguais.
A profundidade de descarga da bateria está diretamente relacionada com sua vida útil. Quanto mais profundos os ciclos repetitivos de carga e descarga, tanto menor sua vida útil.
A tabela III resume os principais resultados da análise financeira dos projetos, considerando um tempo de recuperação do capital igual a vida útil estimada do módulo fotovoltaico, ou seja, 25 anos, os valores de profundidade de descarga apresentados na tabela II, R$15/Wp e R$2,6/Ah C10.
Supondo que os projetos foram implementados de acordo com a lógica privada com subsídio, seria razoável se esperar taxa de desconto igual aquela praticada pelo Banco do Nordeste para financiamentos de projetos de desenvolvimento, ou seja 6%+TJLP, resultando em 14% aa.
Se a taxa de desconto for de 14% e a amortização acontecer ao longo de 25 anos o custo anualizado por domicílio de um CFCB equipara-se àquele de um SFD, para vida útil da bateria no CFCB igual a dois anos e três anos no SFD.
No entanto, relatos de campo nos deixam acreditar que a vida média de uma bateria de um CFCB seria de um ano e não dois, como previsto pelas curvas dos fabricantes. Alguns fatores foram identificados que justificam este fato:
1) mal funcionamento do controlador de descarga,
2) by pass do controlador permitindo descarga profunda,
3) bateria repassada para o usuário sem estar plenamente carregada,
4) danos advindos do transporte freqüente.
Neste caso, em sendo um ano a vida útil da bateria, o CFCB custaria 48% mais caro, em termos de custo anualizado por domicílio atendido, do que o SFD.
Dos R$ 322,05 de custo anual a 14% de taxa de desconto, 61% é exclusivamente para reposição das bateria, enquanto que, no SFD, a parte das baterias fica em 32%.
Adotando então um ano de vida para as baterias do CFCB e três anos para aquelas do SFD, realizou-se uma análise do custo resultante da energia. Para uma taxa de desconto de 14%, a energia fornecida pelo CFCB sairia R$8,82/kWh e a do SHS, R$5,96/kWh.
A figura 4 apresenta um resumo dos resultados discutidos neste item.
O CASO DO NORTE DO PARANÁ
Em agosto de 1996, a COPEL (Companhia Paranaense de Energia), em colaboração com o PRODEEM (Programa para o Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios do MME), instalou um CFCB de 1000Wp para atender 35 famílias de Barra do Ararapira, litoral norte do Estado do Paraná [4].
O projeto foi implementado dentro da lógica pública-privada, ou seja, o PRODEEM cedeu os equipamentos, a COPEL instalou e designou um agente privado para gerenciar o centro. A tarifa de recarga da bateria foi estipulada em R$2,00.
O centro de carga funcionou durante aproximadamente um ano e meio, sendo em seguida abandonado em favor de sistemas domiciliares, como pode-se observar na figura 5.
As alegações dos moradores para o abandono no centro de carga podem ser resumidas da seguinte forma:
dificuldade no transporte da bateria, especialmente para os idosos,
As características técnicas do CFCB e dos SFDs que o substituíram estão apresentadas na tabela IV a seguir:
Nota-se que tanto para o CFCB quanto para o SFD os mesmos usos finais são oferecidos. A diferença está na quantidade de energia diária disponível por domicílio, que se refletirá no número de horas de utilização, visivelmente maior no SFD.
Cabe agora analisar o perfil financeiro das duas opções de atendimento, adotando como taxa de desconto o valor de 9%, correspondente à rentabilidade do patrimônio líquido da COPEL no exercício de 1998 [8] e tempo de retorno do investimento igual à vida útil estimada dos módulos fotovoltaicos, ou seja, 25 anos.
Nestas condições, apresenta-se na tabela V o custo do ciclo de vida anualizado por domicílio para o CFCB e para o SFD, considerando R$15/Wp e R$2,6/Ah C10.
O custo anual de um domicílio atendido pelo centro de carga é 47,5% maior do que se fosse atendido por SFD.
Considerando que os equipamentos foram doados, vale verificar o quanto deveria despender um usuário para repor sua bateria ao longo de 25 anos em um e outro caso. Este resultado se encontra na tabela VI.
Ou seja, para o usuário, o CFCB custa 123% mais caro, caso seja ele que arque com as trocas de baterias ao longo de toda vida útil do módulo fotovoltaico.
Supondo agora que a tarifa de R$2 por recarga seja a remuneração da concessionária pela prestação do serviço a qual, portanto, se responsabiliza pela troca das baterias. Supondo ainda (a partir de observações de campo) que haja uma recarga a cada 3 dias, ou seja, 122 recargas anuais, o usuário reembolsaria para a concessionária R$244, representando praticamente o valor anual da troca de bateria.
No entanto, do ponto de vista do usuário, será mais vantajoso pagar R$110 anuais para ter um SFD, seja este pagamento feito para a concessionária, para um agente privado ou diretamente na compra de uma nova bateria.
CONCLUSÕES
A prática tem demonstrado que centros fotovoltaicos de carga de baterias (CFCB) têm sido desmontados ou abandonados em favor de sistemas domiciliares (SFDs), a exemplo de Barra do Ararapira da COPEL e dos sistemas da Fundação Teotônio Vilela (FTV).
As alegações dos moradores para tal fato podem ser resumidas da seguinte forma:
Devido à insatisfação do usuário com o serviço prestado pelo CFCB, a adimplência tende a diminuir, eliminando a grande vantagem administrativa preconizada para este tipo de atendimento.
Além disto, analisando-se o custo do ciclo de vida anualizado de um CFCB e de um SFD (dimensionados de forma a oferecer o mesmo serviço em termos de usos finais e horas de disponibilidade) e 14% de taxa de desconto, chega-se à conclusão que atender um domicílio com CFCB é 48% mais caro do que atendê-lo por SFD. Isto devido à diferença de vida útil da bateria: 1ano para CFCB e três para SFD.
No caso de se considerar 2 anos a vida da bateria de um CFCB, seu o custo anual eqüivaleria àquele do SFD.
Os fatores levantados neste artigo indicam que, ao menos no Brasil, o caminho para a utilização da energia solar na eletrificação rural passa mais pela resolução dos problemas de gestão e administração dos sistemas fotovoltaicos domiciliares do que pela adoção de CFCBs.
REFERÊNCIAS
[1] K. Mulhopadhyay et al, "Solar PV lanterns with centralized charging system – a new concept for rural lighting in the developing nations" in Solar Energy Materials and Solar Cells 31, pág. 437-446, 1993.
[2] D.B. Snyman e J.H.R. Enslin, "Centralised PV Generation and Decentralised battery storage to cost-effective electrification of rural areas", in Renewable Energy, vol 4, n. 1, pág 27-32, 1994.
[3] GTZ "Basic Electrification for Rural Households: experience with the dissemination of small-scale photovoltaic systems – a guidebook for decisionmakers, planners ans suppliers" pág. 40㫆. Division 415 Energy and Transport, GTZ. Eschborn, 1995.
[ 4] COPEL, "Energias Alternativas: utilização da Energia Solar na COPEL", http://agencia.copel.br/copel/port/negocios-ger-energiasolar.html em 03.29.2000
[ 5] World Bank, " Solar battery Charging Stations: an Analysis of Viability and Best Practices". Fevereiro, 1999.
[6] D.B. Snyman e J.H.R. Enslin "Cost Effective PV power for Electrification of Rural Areas by Solar battery Charging Centres", Proceedings of ISES Solar World Congress, Harare, Zimbabue, 1995.
[ 7] F.Morante, "Demanda Energética em Solar Home Systems", Tese de mestrado, IEE/PIPGE Universidade de São Paulo, Abril 2000. São Paulo, Brasil.
[8] COPEL, "Demonstrações Contábeis – Exercício 1999", pág. 11, http://www.copel.com/ri/pdf/balcopel1999.pdf acessado em 27/06/2000.
Endereço para correspondência
Rosana R. dos Santos
email: rosana2@uol.com.br
1 Fato constatado em visita de campo.
2 Informação obtida em entrevista com o coordenador do projeto da Fundação Teotônio Vilela de Alagoas.
3 A título de exemplo, caso este usuário acesse a pé o CFCB, ele deverá caminhar 2h com uma bateria de 25kg nos braços e depois regressar ao seu domicílio, isto não menos de uma vez por semana.
4 Não há consenso sobre a igualdade de custos de manutenção e operação entre CFCB e SFD. O Banco Mundial adota 5% e 20% a participação da O&M no custo final do projeto. A prática no entanto indica que esta participação tende a ser equivalente.
