Mini-GD: o fator de ajuste e as propostas comerciais

Atualizado: 9 de Mai de 2019

Na última semana, falei por aqui sobre como fazer uma boa proposta para microgeração distribuída, com ênfase nos principais pontos que seu cliente deseja entender em sua proposta e os equívocos mais comuns que encontro no mercado.


Neste post irei continuar neste mesmo tema, agora enfatizando as propostas de minigeração distribuída e sua principal falha,o dimensionamento da usina com o uso do fator de ajuste.


Antes de mais nada, qual a diferença entre micro e minigeração distriibuída?


A REN482 da ANEEL define:


"Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;

Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5MW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras;"


Sendo assim, podemos resumir que a principal diferença entre as duas é o nível da potência conectada à rede elétrica.


Mas porque isso importa, a ponto de haver uma separação de categoria na REN482?


Outra resolução da ANEEL, a 414, e também o PRODIST, ditam as regras para a tensão de fornecimento da rede elétrica das concessionárias, e adivinhem qual é a potência que limita o fornecimento de baixa para média tensão e os requisitos de proteção da rede? Exatamente, 75 kW!


A tensão da rede elétrica em que o gerador distribuído será conectado faz toda a diferença para a complexidade deste gerador, já que com tensões maiores os equipamentos elétricos utilizados também ficam mais complexos, levando a uso de cabines de transformação, proteções mais robustas e medição em média tensão.


Um outro fator que leva a muitas diferenças entre estes níveis de tensão, e consequentemente entre micro e minigeração distribuída, é que em média tensão as unidades consumidoras são tarifadas no Grupo A, ou seja, tarifas horo-sazonais verde ou azul.

Vamos lá, o que são as THS Verde e Azul?


As tarifas horo-sazonais são binômias, ou seja, há a medição de volume de energia consumido (kWh) e potência demandada da rede (kW).


A diferença entre os tipos de tarifa Verde e Azul é que há medição de consumo e demanda tanto no horário de ponta (entre as 18:00 e 21:00 ou 17:00 e 20:00 nos dias úteis na maioria dos casos) quanto no horário fora de ponta (demais horários e nos dias não úteis), sendo que:


- Tarifa Verde: há valores diferentes para energia consumida (kWh) nos horários de ponta e fora de ponta, mas não há diferença no valor de demanda (kW);

- Tarifa Azul: há valores diferentes para energia consumida (kWh) e demanda (kW) nos horários de ponta e fora de ponta.


Mas se o valor da energia consumida é diferente nestes horários, o que acontece com o valor da energia injetada pelo minigerador?


Prioritariamente, a energia injetada deverá ser compensada na mesma unidade consumidora e no mesmo período (ponta ou fora de ponta), mas caso haja excedente ao final do mês, este poderá ser compensado no outro período mediante o chamado Fator de Ajuste.


"O fator de ajuste é o resultado da divisão do valor de uma componente da tarifa (a componente TE – Tarifa de Energia) de ponta pela fora de ponta (nos casos do excedente ser originado no posto tarifário ponta), ou da tarifa fora de ponta pela tarifa de ponta, quando o excedente surgir no posto fora de ponta."


O trecho acima, retirado do Caderno Temático de MMGD da ANEEL (leitura extremamente recomendada) nos mostra a forma de cálculo deste fator.


Em um exemplo hipotético básico, caso o excedente seja gerado no horário fora de ponta e compensado no horário de ponta, o cálculo a ser feito é:



TEFP = 0,21 R$/kWh

TEP = 0,36 R$/kWh


TEFP/TEP = 0,583 - Isto significa que todo kWh injetado no horário fora de ponta, mas que será consumido no horário de ponta, deverá ser multiplicado por 0,583, ou seja, você precisa de maior potência instalada para gerar os kWh necessários para aquele horário!


O que isto gera na prática?

Seu kWh injetado fora de ponta vale menos que o compensado no horário de ponta, ajustando-se a relação gerada pela diferença de tarifas.


E nas suas propostas, o que isso muda?


Até que enfim chegamos ao assunto principal deste texto!


Vejo muitas propostas comerciais no mercado que simplesmente ignoram a existência do fator de ajuste ao se dimensionar a potência da usina de minigeração distribuída.


Isso geralmente leva a:

- Usinas super ou subdimensionadas;

- Não atendimento aos requisitos do projeto.


Explico melhor este último ponto. Se seu cliente tem objetivos como "zerar a conta de energia", "zerar todo o consumo, ficando apenas com a parcela de demanda contratada", "diminuir 50% do custo com energia elétrica", o que ele espera após sua usina estar conectada à rede é justamente isso, nada mais, nada menos.


Se sua usina está subdimensionada, ou seja, com potência menor que o necessário para gerar excedentes que compensem a energia consumida no horário de ponta, o cliente que gostaria de zerar o consumo de energia não alcançará aquele objetivo. E ele não ficará feliz com isso!


E se sua usina for superdimensionada, gerando créditos de energia que não serão consumidos dentro dos 05 anos de prazo da REN482, seu cliente ficará insatisfeito por ter investido mais do que o necessário no projeto. E também não ficará feliz com isso!


De fato, existem ainda vários outros fatores que fazem com que sua proposta comercial não se adeque às exigências de mercado, e isto pode causar prejuízos à imagem de sua empresa com o tempo, e na minigeração distribuída este é o erro mais comum.


Fique atento a este tema e aos passados no post anterior, e boas vendas!

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