Fluorescentes versus Leds

Edição 98 – Março de 2014
Artigo: Iluminação
Por Raul Monteiro, Arnulfo Vasconcellos, Bismarck Carvalho e André da Fonseca*

A relação custo-benefício da substituição de lâmpadas tubulares fluorescentes acionadas com reatores eletrônicos por lâmpadas tubulares Led, considerando os valores das tarifas das novas bandeiras tarifárias a serem aplicadas em 2015 no Brasil.

No ano de 2001, ainda no governo Fernando Henrique Cardoso, o Brasil experimentou a sua mais recente crise energética, que ficou nacionalmente conhecida como o apagão, nome este dado devido às diversas faltas de energia que ocorreram no sistema elétrico nacional e que deixavam no escuro cidades inteiras, como a cidade de São Paulo. O crescimento econômico da população brasileira que possibilitou um maior acesso a eletrodomésticos, o crescimento do setor industrial no país aliado à falta de planejamento no setor elétrico, e as privatizações de empresas estatais que faziam a distribuição de energia elétrica em diversos Estados, visando enxugar os gastos da máquina pública, foram alguns dos motivos que culminaram na crise no setor elétrico brasileiro. Dessa maneira, de forma emergencial, o governo brasileiro adotou o racionamento de energia elétrica, em que o consumidor residencial que consumisse um valor acima de 100 kWh de energia por mês seria multado por um acréscimo em sua fatura de energia, podendo até ter o seu fornecimento cortado. Consumidores que passassem dos 200 kWh de energia elétrica receberiam uma sobretaxa de 50% no valor do consumo excedente a este valor e os que consumissem acima de 500 kWh receberiam uma segunda sobretaxa de 200% no excedente deste último valor.

Outras medidas adotadas para amenizar a crise foram medidas relacionadas à eficiência energética por meio da troca de equipamentos menos eficientes por equipamentos mais eficientes, como a substituição de lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes e desligamentos de aparelhos eletrodomésticos em determinadas horas do dia. Porém, no Brasil, já existiam programas de eficiência energética na área de energia elétrica muito antes de a crise acontecer.

Em 1984, foi criado o Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), inicialmente de caráter voluntário, que realiza testes em produtos, classificando-os em uma escala de nível de desempenho, incentivando o seu aprimoramento constante. Porém, somente em 2003, essa etiquetagem teve início (MME, 2011).

O Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel) foi criado em 1985, com atuação inicial marcada pela publicação e distribuição de manuais destinados à conservação de energia elétrica entre vários setores sociais.  Foi somente em 24 de julho de 2000 que foi promulgada a lei nº 9.991, que torna obrigatórios investimentos, na ordem de 0,5% da receita líquida, de concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica em projetos de eficiência energética no uso final. Essa lei consolidou a destinação de um importante recurso ao chamado Programa de Eficiência Energética das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica (PEE), que contou até hoje com um montante de R$ 2 bilhões em investimentos realizados e em execução (MME, 2011).

Apesar de todas as medidas adotadas citadas anteriormente, a obrigatoriedade do cumprimento da lei nº 9.991 foi estabelecida apenas em 2008, por meio da resolução normativa nº 300 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que, além de tornar a lei obrigatória, estabelece critérios para a aplicação dos programas de eficiência energética no Brasil.

Sistema tarifário brasileiro atual e as novas bandeiras tarifárias

Atualmente, o sistema tarifário brasileiro é dividido em grupos, subgrupos e modalidades tarifárias. Temos então dois grupos: Os grupos A e B, que são divididos em subgrupos:

Grupo A: tensão de fornecimento ≥ 2.300 V:

• Subgrupo A1: atendimento em tensão igual ou superior a 230 kV;

• Subgrupo A2: atendimento em tensão de 88 kV a 138 kV;

• Subgrupo A3: atendimento em tensão de 69 kV;

• Subgrupo A3a: atendimento em tensão de 30 kV a 44 kV;

• Subgrupo A4: atendimento em tensão de 2,3 kV a 25 kV:

. B4 – a: atendimento para iluminação pública (rede de distribuição);

. B4 – b: atendimento para iluminação pública (bulbo da lâmpada);

• Subgrupo AS: atendimento em tensão inferior a 2,3 kV (sistema subterrâneo).

Grupo B: tensão de fornecimento < 2.300 V:

• Subgrupo B1: atendimento residencial:

. B1 – Baixa renda: atendimento residencial baixa renda –Tarifa Social de Energia Elétrica (TSEE);

• Subgrupo B2: atendimento rural:

. B2 – Cooperativa: atendimento para cooperativa de eletrificação rural;

. B2 – Serviço público de irrigação: atendimento para serviço público de irrigação.

• Subgrupo B3: atendimento às demais classes;

• Subgrupo B4: atendimento da iluminação pública:

. B4 – a: atendimento para iluminação pública (rede de distribuição);

. B4 – b: atendimento para iluminação pública (bulbo da lâmpada).

Inseridos nos grupos e subgrupos estão as estruturas tarifárias convencional, horo-sazonal azul, horo-sazonal verde e os horários de ponta e fora de ponta, que são caracterizados, segundo a resolução 456 da Aneel, da seguinte maneira:

• Tarifa convencional: estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potências independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano;

• Tarifa horo-sazonal azul: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia;

• Tarifa horo-sazonal verde: modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência;

• Horário de ponta (P): período definido pela concessionária e composto por três horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, Corpus Christi, dia de finados e os demais feriados definidos por lei federal, considerando as caracter&iacu

te;sticas do seu sistema elétrico;

• Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;

• Período úmido (U): período de cinco meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte;

• Período seco (S): período de sete meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.

A Figura 1 ilustra a composição da estrutura tarifária até o ano de 2013 no Brasil. Para o ano de 2015 será implementado o sistema de bandeiras tarifárias que, segundo a Aneel, servirá para compensar o custo de geração através de usinas termoelétricas, que serão mais utilizadas quando os níveis dos reservatórios de águas das hidroelétricas do Brasil estiverem baixos, uma vez que energia elétrica gerada com termoelétricas é mais cara do que a gerada com hidroelétricas. As tarifas serão divididas em três, sendo elas: bandeira vermelha, bandeira amarela e bandeira verde.

Figura 1 – Estrutura tarifária do sistema elétrico brasileiro em 2013.

Segundo a Aneel, a escolha das bandeiras para a tarifação será da seguinte forma:

• Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo;
• Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 1,50 para cada 100 kWh consumidos;
• Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração. A tarifa sobre acréscimo de R$ 3,00 para cada 100 kWh consumidos.

A composição das tarifas é feita conforme o custo marginal de operação (CMO), que equivale ao preço de unidade de energia produzida para atender a um acréscimo de demanda de carga no sistema e dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS) que são decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Dessa forma, a escolha da bandeira é feita segundo a seguinte composição:

• Bandeira verde: CMO + ESS_SE menor que R$ 200,00/MWh;

• Bandeira amarela: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$ 200,00/MWh e inferior a
  R$ 350,00/MWh;

• Bandeira vermelha: CMO + ESS_SE igual ou superior a R$ 350,00/MWh.

Eficiência elétrica

Este estudo visa analisar a relação custo-benefício na substituição de lâmpadas tubulares fluorescentes por lâmpadas tubulares Led. Dessa forma, pretende-se buscar mais eficiência elétrica no sistema. Os métodos de cálculos utilizados aqui estão no Manual para a Elaboração do Programa de Eficiência Energética e nos Procedimentos do Programa de Eficiência Energética (Propee), ambos da Aneel.

Para que o exposto anteriormente aconteça, foi feita uma simulação da substituição de 500 conjuntos de lâmpadas + reatores (eletrônicos) por 500 lâmpadas tubulares com Leds.

A tabela a seguir mostra algumas informações necessárias:

Tabela 1 – Custo individual da lâmpada

Tabela 2 – Dados das lâmpadas

Para a avaliação do custo-benefício pode ser utilizado o “Plano de Monitoração e Verificação”. Todavia, neste trabalho, tratando-se de caráter exploratório utiliza-se apenas o “Plano de Verificação”.

Para realizar os cálculos do plano de verificação, foram utilizados os valores de demanda das lâmpadas medidas de forma experimental em laboratório, apesar de a Aneel recomendar a medição no local em vários pontos de substituição.

As lâmpadas Led têm vida útil de 50 mil horas. Será considerado um período de funcionamento diário de 10h por dia, ou seja, as lâmpadas permanecerão acessas durante este período. A partir de 1 é possível calcular a vida útil em anos destas lâmpadas.

Para obterem-se os valores do custo-benefício, é necessário efetuar os cálculos comparativos da redução de demanda de ponta e eficiência elétrica entre os conjuntos existentes na instalação (tubulares fluorescentes) e as lâmpadas a serem instaladas, no caso, as tubulares Led.

Os cálculos da “Redução de demanda da ponta” e “Eficiência energética” são realizados separadamente para cada tipo de lâmpada por meio das equações 2 e 3.

Em que:

NL₁ – Quantidade de lâmpadas existentes no sistema;

NL₂ – Quantidade de lâmpadas no sistema proposto;

PL₁ – Potência de lâmpadas existentes do sistema (W);

PL₂ – Potência de lâmpadas do sistema proposto (W);

NR₁ – Número dos reatores da lâmpada do sistema existente;

PR₁ – Potência dos reatores das lâmpadas existentes;

NR₁ – Número de reatores das lâmpadas existentes no sistema;

PR₂ – Potência dos reatores das lâmpadas do sistema proposto;

NR₂ – Número de reatores das lâmpadas do sistema proposto;

t – Tempo de utilização em horas (no caso será de 3650h);

FCP – Fator de coincidência na Ponta (no caso será de 1).

Para o cálculo da relação do custo-benefício utiliza-se a equação 4.

O próximo passo é calcular o fator de recuperação de capital do valor investido nas lâmpadas a serem colocadas no sistema, levando em consideração a vida útil dessas lâmpadas e a taxa de juros mensal que incide sobre estes valores.

O fator de recuperação de capital é calculado por meio da equação 5.

Sendo:

i = taxa de juros (n

o caso será de 8%)

n = vida útil

Passa-se, com auxílio da equação (6), a determinar o custo dos equipamentos a serem instalados.

O custo anualizado, que corresponde ao valor investido com a troca das lâmpadas em cima da vida útil desta, é calculado utilizando a equação 7.

O benefício é calculado a partir dos custos evitados, utilizando os valores de RDP e eficiência energética (EE).

Para o cálculo dos custos evitados de demanda (RDP) e custos evitados de energia elétrica (CEE), podem ser determinados a partir das Equações 8, 9, 10 e 11, considerando as tarifas de cada bandeira.

Em que:

C₁ – custo unitário da demanda no horário de ponta [R$/kW.mês];

C₂ – custo unitário da demanda fora do horário de ponta [R$/kW.mês];

C_p – custo unitário da energia no horário de ponta [R$/MWh];

C_fp– custo unitário da energia fora do horário de ponta [R$/MWh];

LE_fp – Constante de perda de demanda no posto na ponta;

LE_p – Constante de perda de energia no posto de ponta considerando 1 kW de perda de demanda no horário de ponta;

LE₁ – Constante de perda de energia no posto de ponta de períodos secos considerando 1 kW de perda de demanda no horário de ponta;

LE₂ – Constante de perda de energia no posto de ponta de períodos úmidos considerando 1 kW de perda de demanda no horário de ponta;

LE₃ – Constante de perda de energia no posto fora de ponta de períodos secos considerando 1 kW de perda de demanda no horário fora de ponta;

LE₄ – Constante de perda de energia no posto fora de ponta de períodos úmidos considerando 1 kW de perda de demanda no horário fora de ponta.

      Tabela 3 – Valores de C utilizados conforme a tabela para bandeira verde

     Tabela 4 – Valores de C utilizados conforme a tabela para bandeira amarela

   Tabela 5 – Valores de C utilizados conforme a tabela para bandeira vermelha

Para determinar os valores dos Ls, deve-se determinar o fator de carga médio do último ano a partir da equação 12 e aplicar no quadro de K = 0,15.

Tabela 6 – Valores do consumo de energia e demanda coincidente e fator de carga

Tabela 7 – Valores de LP, LES para K =0,15
 

 

O valor do benefício anualizado relaciona os valores de EE e RDP com os custos evitados. Para isso deve-se pautar na equação 13.

A relação custo-benefício (RCB) indica quanto os custos correspondem em relação aos benefícios gerados pela eficientização de cada uso final (iluminação, motriz, ar condicionado, ar comprimido, etc.). O cálculo da RCB global do projeto deverá ser efetuado por meio da média ponderada das RCBs individuais. Os pesos são definidos pela participação percentual de cada uso final na energia economizada. Na avaliação de projetos, quanto menor o valor do RCB – desde que inferior a 0,8 – mais atrativo será o investimento.

Resultados

Para a análise dos resultados, somente os valores do custo evitado de energia elétrica, benefício anualizado e relação custo-benefício vão se alterar, uma vez que somente nesses cálculos são inseridos os valores das tarifas correspondentes às bandeiras. A Tabela 9 resume os parâmetros calculados.

Tabela 9 – Resultados
 

Conclusão

Neste estudo foram analisadas as características principais para avaliar a eficiência elétrica na substituição de um conjunto de lâmpadas fluorescentes tubulares e lâmpadas tubulares Led. Constatou-se, por meio dos valores de viabilidade econômica obtidos para um consumidor de grande porte, a não atratividade na perspectiva da “Relação custo-benefício”, resultando em valores de RCB maiores que 1 (2,14 para bandeira verde; 2,04 para bandeira amarela; e 1,96 para bandeira vermelha) para a troca proposta. Existem, então, três valores diferentes para a RCB devido aos preços diferenciados das tarifas de cada bandeira. Em nosso caso, a menor RCB foi encontrada para a tarifa da bandeira vermelha, que seria a maior tarifa a ser cobrada do consumidor e, como o objetivo da aplicação das bandeiras diferenciadas é principalmente a redução do consumo de energia elétrica, uma tarifa mais cara nos cálculos apresentados resulta em uma RCB mais atrativa. Portanto, para os estudos feitos em eficiência energética de acordo com o manual da Aneel, devem-se utilizar sempre os valores de tarifa da bandeira verde, que se traduz no pior caso para a RCB.

Ressalta-se que, de acordo com as recomendações, estes valores, para serem atrativos, devem apresentar uma relação “custo-benefício” inferior a 0,8. Com esses resultados, de acordo com o manual para a elaboração do programa de eficiência energética da Aneel, conclui-se que o alto custo do investimento efetuado na aquisição das lâmpadas tubulares de Led não é interessante para substituição de lâmpadas fluorescentes com reator eletrônico. A diminuição do pre&ccedil

;o das lâmpadas tubulares Led e o avanço de pesquisas para o aumento de sua vida útil podem vir a tornar este investimento atrativo no futuro.

Todavia, para uma análise mais conclusiva, deverão ser considerados outros aspectos, tais como os custos ambientais, reprodução de cores, controlabilidade, dentre outros.

Referências

• ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Manual para a elaboração do programa de eficiência energética, 2008.
• ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Lei nº 9.991, jul. 2000.
• ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos do Programa de Eficiência Energética – PROPEE. Módulo 7 – Viabilidade econômica, 1 set. 2013.
• ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução nº 456, nov. 2000.
• ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução normativa nº 300, fev. 2008.
• MME – Ministério de Minas Energia. Plano Nacional de Eficiência Energética. Versão 18-10-11.

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*Raul Vitor Arantes Monteiro é engenheiro eletricista e integra o corpo docente do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Mato Grosso. É mestrando no programa de Pós Graduação em Engenharia de Edificações e Ambiental pela Universidade Federal de Mato Grosso e especialista em Engenharia de Segurança do Trabalho (2011).

Arnulfo Barroso de Vasconcellos é engenheiro eletricista, mestre e doutor em engenharia elétrica. Atualmente é professor e pesquisador do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Mato Grosso.

Bismarck Castillo Carvalho é engenheiro eletricista, mestre e doutor pela Universidade Federal de Uberlândia (MG). É professor e pesquisador do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Mato Grosso.

André Luiz Amorim da Fonseca é engenheiro eletricista, mestre em Engenharia de Edificações e Ambiental pela Universidade Federal de Mato Grosso atuando em pesquisas sobre resfriamento evaporativo. Atualmente é professor do Instituto Federal de Mato Grosso no campus de Cuiabá (MT).

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