Dados do Trabalho

Título

PROPOSTAS PARA REDUÇAO DOS IMPACTOS DA “TAXAÇAO DO SOL” NA GERAÇAO DISTRIBUIDA

Resumo

As tecnologias de geração distribuída – GD têm evoluído rapidamente e, levam à uma progressiva integração de microcentrais elétricas na rede de distribuição. Para além das questões técnicas e operacionais, o principal desafio vigente é tornar essas micro usinas economicamente viáveis e lucrativas para os empreendedores e, com preços da energia acessíveis para os consumidores. As microcentrais fotovoltaicas são vistas como uma solução prática, pois podem ser facilmente instaladas, principalmente pela elevada modularidade e adaptabilidade às diferentes formas de instalação em edifícios ou terrenos. Atualmente, o Brasil está passando por mudanças importantes em seus regulamentos de geração distribuída, impactando sobretudo a produção de energia elétrica a partir de micro e mini usinas fotovoltaicas. Trata-se de alterações da regulamentação propostas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. A principal alteração proposta é no Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, que atualmente prevê a compensação de um kWh para cada kWh de energia injetada na rede. A ANEEL quer que apenas a parcela da tarifa correspondente ao custo da energia seja compensada. Os custos dos serviços e encargos que integram a tarifa devem ser custeados da mesma forma por todos os usuários da rede, independente se eles têm ou não GD instalada. Os consumidores já instalados e suas entidades representativas contestaram esta proposta da Agência Reguladora, no que ficou conhecido como “Taxação do Sol” através das inúmeras intervenções públicas dessas entidades. Porém, não se trata da criação de nenhum novo imposto ou taxa. De fato, o novo regulamento propõe o fim do subsídio cruzado, no qual os consumidores que possuem GD deixam de pagar pelos encargos e serviços de transmissão e distribuição referentes à energia compensada. Estes custos são, então, rateados entre os demais consumidores que não possuem sistemas de GD instalados. Neste estudo foi realizada uma comparação da viabilidade econômico-financeira de microcentrais fotovoltaicas residenciais antes e depois da nova norma proposta pela Agência Reguladora brasileira. Foram utilizadas as médias nacionais de demanda, tarifa da energia e radiação solar. Foram feitas, também, análises estocásticas variando a potência instalada das microcentrais e a taxa mínima de atratividade. O principal resultado mostra que grande parte das microcentrais solar fotovoltaicas tornar-se-ão inviáveis sob a ótica econômico-financeira, com retorno financeiro apenas no longo prazo. De posse desses resultados foi feita uma análise da proposta da ANEEL. Foram avaliados os documentos disponibilizados nas consultas e audiência públicas do processo de alteração da Resolução Normativa nº 482/2012. A proposta de alteração está focada no SCEE, sem considerar alterações no tamanho (potência instalada) nem na classificação das centrais de geração distribuída. Além de verificar a predominância no Brasil de micro centrais com potência instalada inferior a 10 kW, neste estudo foi feita uma comparação com as classificações de centrais de geração distribuída nos Estados Unidos, no Reino Unido e na Irlanda. Foi concluído que a alternativa da ANEEL pode ser melhorada com a inclusão de novos níveis de classificação, além dos existentes. Notadamente, microcentrais de até 10 kW instalados; minicentrais de 10 kW a 1 MW e pequenas centrais de 1 a 5 MW de potência instalada. Um tratamento diferenciado do SCEE para cada uma dessas classificações é proposto. Como as microcentrais (com potência instalada inferior a 10 kW) contribuem com um percentual muito pequeno no total da geração instalada no País, propõe-se que alguma forma de subsídio seja mantida, pois do contrário essas instalações serão inviabilizadas do ponto de vista econômico-financeiro. Para as demais, propõe-se alternativas que minimizam o impacto da ausência do subsídio cruzado.

Palavras Chave

Subsídio Cruzado, Energia Solar, Regulação, Viabilidade Econômica, Análise Estocástica.

Introdução/Objetivos

Até o último terço dos anos 2000, no Brasil, a energia fotovoltaica era utilizada exclusivamente em pequenos sistemas isolados em estradas e regiões remotas e/ou de difícil acesso, as quais não eram atendidas pela rede de distribuição elétrica, visto que, as instalações de linhas de distribuição eram inviáveis técnica e economicamente (ANEEL, 2010a).
Segundo Panwar, KauShik e Kothari (2011), o sol é uma fonte de energia renovável que traz benefícios à terra por meio da luz e calor. O sistema de energia fotovoltaica se beneficia desta luz, para transformá-la em eletricidade através de células fotovoltaicas. Este sistema é composto por painéis fotovoltaicos e equipamentos para conversão desta energia, gerada em corrente contínua, para corrente alternada, quando o uso é domiciliar.
No Brasil, em 2021, de acordo com Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, a oferta interna de eletricidade chegou a 179 GW, sendo 60,50% obtido através dos recursos hídricos, 8,67% da biomassa, 10,81% da energia eólica e apenas 2,14% da energia solar (ANEEL, 2021a).
De acordo com de Doile et al. (2021), em muitos países são oferecidos incentivos econômicos, financeiros e/ou fiscais para que os consumidores gerem energia elétrica a partir de suas unidades, usando sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica. Os programas de incentivos governamentais são geralmente justificados por questões ambientais, segurança energética, geração de empregos, e pelo desenvolvimento de tecnologia e de uma cadeia produtiva, variando de acordo com cada país.
Em 17 de julho de 2012, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 482 – REN 482, que estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração (até 75 kW de potência instalada) e minigeração (de 75 kW a 1 MW) conectadas aos sistemas de distribuição de energia elétrica, bem como as regras do sistema de compensação de energia elétrica – SCEE, entre outras providências (ANEEL, 2012). O SCEE da REN 482 é de um para um, ou seja: para cada kWh injetado na rede o consumidor tem direito à compensação de 1 kWh proveniente de outros geradores.
Depois, em 24 de novembro de 2015 foi publicada a Resolução Normativa nº 687 – REN 687, que acrescentou alguns benefícios aos micro e minigeradores, entre eles, a possibilidade de geração distribuída conjunta e remota, isto é, a energia gerada pode ser repartida entre várias unidades consumidoras de acordo com seus interesses, desde que elas façam parte da mesma área de concessão. Além disso, a validade dos créditos de energia passou de 36 para 60 meses, a potência máxima de geração por unidade aumentou de 1 MW para 5 MW e o processo de adesão para conectar a geração distribuída à rede de distribuição foi simplificado (ANEEL, 2015).
Na própria REN 482 está previsto o seu aperfeiçoamento para moldar-se às condições atuais do sistema elétrico, o que vem sendo estudado pela ANEEL desde 2017. Em junho de 2018, foi aberta a primeira Consulta Pública (ANEEL, 2018) para receber contribuições da sociedade para o aperfeiçoamento da norma. A seguir, em janeiro de 2019, foi aberta a Audiência Pública nº 001/2019 (ANEEL, 2019a) para colher subsídio na Análise de Impacto Regulatório – AIR das alterações propostas na norma. Por fim, em outubro de 2019 foi aberta a Consulta Pública nº 025/2019 – CP 025 (ANEEL, 2019b) para receber, até 30/12/2019, as contribuições finais da sociedade para a nova norma que seria publicada em 2020. Por diversas razões, entre elas a pandemia da covid-19, a decisão no processo foi adiada e, atualmente, a previsão é de que a nova norma entre em vigor em 2022.
A tarifa de energia elétrica é composta de diversos fatores, como os custos de transporte, encargos setoriais e perdas elétricas, entre outros (ANEEL, 2021b). Estes fatores têm custos fixados independentemente do preço da energia e são rateados entre todos os consumidores na razão proporcional ao consumo de cada um. Da forma como está prevista a compensação na REN 482, vigente em 2021, o consumidor com Geração Distribuída – GD instalada deixa de pagar esses fatores referentes a parte proporcional a sua geração injetada na rede e depois compensada. Com isto, os demais consumidores, que não possuem GD instalada, arcam com os custos de serviços e encargos cuja obrigação se estende a todos.
A ANEEL apresentou 6 alternativas para discussão nas consultas e audiência públicas, Figura 1. Infelizmente, a discussão centralizou-se em duas alternativas: A Alternativa 0, defendida por usuários, projetistas de GD, empresas instaladoras, fabricantes e fornecedores de componentes de sistemas de geração de energia elétrica; e a Alternativa 5, desejada pela ANEEL. Questões importantes, como tamanho e classificação das micro e minicentrais e dos sistemas de armazenamento de energia foram deixadas de lado.

Figura 1 - Alternativas apresentadas pela ANEEL na CP-025/2019.
A proposta da ANEEL, Alternativa 5, é de que apenas o custo da energia seja compensado aos consumidores com GD instalada. Os empreendimentos já instalados, ou com a solicitação completa para instalação até a data de publicação da nova norma terão um período de transição e seguirão com o subsídio nos moldes atuais até 2030. Os novos entrantes já estarão sujeitos a nova regra. Trata-se, pois, de justiça tarifária eliminando o subsídio cruzado dos consumidores sem GD para os consumidores com GD. (ANEEL, 2019b).
De acordo com Hawawini e Viallet (2010), os indicadores de viabilidade econômica, tais como Valor Presente Líquido – VPL, Taxa Interna de Retorno – TIR e Payback – PB, possibilitam analisar o rendimento de um projeto ao longo da sua vida útil. Muitos estudos foram realizados a respeito da viabilidade econômica para sistema fotovoltaico, tais como: (BENDATO et al., 2017; RODRIGUES; CHEN; MORGADO-DIAS, 2017; TAO; FINENKO, 2016; THEVENARD; PELLAND, 2013).
O presente estudo tem por objetivo comparar a viabilidade econômica de microcentrais fotovoltaicas antes e depois das alterações propostas pela ANEEL, bem como propor alternativas tendo em consideração a demanda, a classificação da GD. Foram utilizadas as médias de demanda, tarifa da energia e radiação solar nas comparações. Foram feitas, também, análises estocásticas variando a potência instalada das microcentrais e uma sensibilidade variando a taxa mínima de atratividade.

Metodologia

Inicialmente, foi realizada uma pesquisa de caráter exploratória, por meio de revisão da literatura e consulta às resoluções normativas, assim como aos documentos disponibilizados pela ANEEL nas consultas e audiência públicas sobre o tema, a fim de se obter maiores informações, tais como: apurar os custos; identificar demandas, preços e as quantidades dos painéis solares, os inversores de frequência e outros itens necessários ao processo de instalação de uma microcentral de geração distribuída de energia elétrica.
ASPECTOS REGULATÓRIOS
A REN 482, publicada em 2012, permitiu que a energia excedente gerada pelas unidades prossumidoras (produtoras e consumidoras) fosse injetada na rede da distribuidora e, posteriormente, compensada por um consumo de eletricidade da rede.
O atual mecanismo, que foi mantido na sua forma original após a revisão da REN 482, pela REN 687, prevê que o excesso de energia será utilizado para reduzir o consumo próprio, considerando a tarifa cheia que inclui, além dos custos de geração, custos de distribuição, tarifas de transmissão e encargos.
A principal discussão sobre a política de geração distribuída – GD solar no Brasil é sobre como o excedente injetado na rede deve ser corretamente compensado sem encargos para os demais consumidores sem GD. As concessionárias e prossumidores afirmam que o atual sistema de compensação da energia excedente injetada na rede não contabiliza adequadamente os custos associados à manutenção da própria rede e que esses custos são, portanto, efetivamente repassados aos consumidores normais. Em contraste, outros acreditam que as unidades de GD ajudam a promover a economia de energia em nível social e que o modelo atual deve permanecer em vigor para ajudar a promover a introdução de ainda mais unidades de GD no país. Isso fica claro nos documentos constantes da Audiência Pública 025/2019.
A REN 482 buscou eliminar as barreiras à entrada de GD no Brasil e tornar claras as regras de conexão das unidades de GD à rede, de forma a viabilizar estes empreendimentos. No entanto, aos final das audiências e consultas públicas a proposta remanescente da ANEEL é de que a compensação corresponda a apenas 43% do excedente de energia injetado na rede elétrica nacional.
Classificação das Unidades de Geração Distribuída
Pela regulamentação, existem duas modalidades de central geradora de capacidade reduzida – CGCR no Brasil: (i) aquela que permite ao interessado vender a energia produzida nos mercados livre e regulado de energia, por meio do sistema interligado nacional – SIN; e (ii) outra em que a energia injetada na rede pode ser compensada pela energia consumida, segundo as regras do sistema de compensação de energia elétrica – SCEE. Este é o seguimento denominado GD, cujas classificações existentes são microgeração (até 75 kW de potência instalada) e minigeração (de 75 kW a 5 MW). No entanto, esta classificação atual para GD não é coerente com as usinas já instaladas no Brasil, nem com a classificação em outros países analisados neste estudo.
De acordo com a ANEEL (2021c), existem 606.482 instalações de GD no Brasil, das quais 475.208 são prossumidores com instalação igual ou menor do que 10 kW. Isto mostra que 78% dos sistemas de GD instalados são pequenas instalações, predominantemente residenciais, que juntas somam 2,3 GW de capacidade instalada, ou seja: pouco mais de 1% da potência total instalada no país. Reduzir o montante da compensação de energia para estes consumidores tornará a GD inviável do ponto de vista econômico, como será demonstrado neste artigo.
Por outro lado, os prossumidores com GD instalada entre 10 kW e 1 MW, grande parte deles compartilhando energia com consumidores remotos, são responsáveis por 4,6 GW de potência instalada, o que corresponde a cerca de 2,5% da potência total do país. Há apenas 278 prossumidores com potência instalada entre 1 e 5 GW, mas que somam 2,87% do total instalado no Brasil.
Nos EUA, segundo o NREL (FU; FELDMAN; MARGOLIS, 2018), existem três classificações de GD: Residencial, de 3 a 10 kW de potência instalada; Comercial, de 10 kW a 2 MW e em escala de rede acima de 2 MW. No Reino Unido, conforme regulamentado pelo Ofgem (2010), existem quatro classificações de GD: Menos de 4 kW; de 4 a 10 kW; de 10 a 50 kW e de 50 kW a 5 MW. Enquanto, na Irlanda (CRU, 2020), também existem três classificações de DG, e a potência máxima instalada é de apenas 50 kW.
PARÂMETROS DE DECISÃO
A teoria econômico-financeira é a teoria fundamental utilizada neste estudo. A análise de viabilidade econômico-financeira geralmente é realizada para determinar se um empreendimento será viável ou não e, portanto, se um empreendedor deve ou não investir no empreendimento (ROCHA et al., 2017). Ferramentas padrão de análise financeira, como valor presente líquido - VPL, taxa interna de retorno – TIR e, o payback descontado – PBD, foram usadas. Essas são métricas essenciais e mais utilizadas para analisar a viabilidade econômica de projetos de energia, de acordo com Hawawini e Viallet (2010) e estudos realizados por Thevenard e Pelland (2013); Rodrigues, Chen e Morgado-Dias (2017), Tao e Finenko (2016) e Bendato et al. (2017), que exemplificam esses tipos de análises. De todos os métodos possíveis para determinar a viabilidade financeira de um determinado projeto, Li, Lu e Wu (2013) afirmam que o método do VPL é o melhor.
O método VPL é uma ferramenta financeira importante que é calculada a partir dos fluxos de caixa futuros deduzindo as despesas das receitas. No fluxo de caixa, podem ser considerados diversos insumos, como investimentos iniciais e ao longo do projeto, custos de operação e manutenção, vida útil das instalações, tempo de operação, tarifas de energia elétrica, impostos e, eventualmente, créditos de programas ou subsídios governamentais, entre outros (ZHOU et al., 2009) Considerando todas essas entradas, o fluxo de caixa é então descontado por uma taxa fixa, denominada taxa mínima de atratividade – TMA neste estudo.
A TMA é a taxa de juros ou taxa de desconto que um investidor ficará satisfeito. De acordo com Vale et al. (2017), essa taxa de desconto varia principalmente com o risco do negócio, custo de oportunidade e liquidez. Quando os investidores despendem uma quantidade de capital, eles sempre esperam obter retornos superiores a TMA, sobre esse capital investido, durante a vida do projeto (ZHOU et al., 2009). O VPL é calculado pela Equação 1 (LACERDA et al., 2020; SILVA et al., 2021).
VPL(r,n)=∑_1^n▒C_n/(1-r)^n -C_0 (1)
onde r é a taxa de juros, no caso a TMA; n são os períodos do projeto, um número inteiro de 1 a 30 anos nesta pesquisa; e C0 a Cn são constantes que representam os fluxos de caixa anuais, incluindo o investimento inicial.
Um VPL igual a zero sugere que o capital investido será totalmente recuperado apenas no final do período analisado (ARNOLD; YILDIZ, 2015). Um VPL negativo indica que o investimento não é capaz de compensar os custos de oportunidade, tornando o projeto inviável, enquanto um VPL positivo indica que o investimento é viável com uma TIR maior que a TMA (AQUILA et al., 2020).
Segundo alguns pesquisadores (RODRIGUES; CHEN; MORGADO-DIAS, 2017), a TIR é encontrada quando o VPL é nulo, pela Equação 2 (FOLES; FIALHO; COLLARES-PEREIRA, 2020), e esta taxa deve ser comparada aos juros vigentes. Uma TIR alta indica que o investimento tem grande probabilidade de ser lucrativo, enquanto uma TIR menor que a TMA indica um projeto economicamente inviável.
r(n)=1-√(n&(∑_1^n▒C_n )/C_0 ) (2)
onde r(n) é a TIR no período n.
O período de payback é outra métrica importante na análise de investimentos, especialmente em projetos de pequeno porte cujo o investimento inicial é aportado com capital próprio, de acordo com Tao e Finenko (2016). O período de retorno é o tempo que leva para recuperar o investimento inicial ou para que os fluxos de caixa cumulativos se tornem positivos. No entanto, é um critério considerado impreciso e falho, pois não considera o valor do dinheiro no tempo. Dessa forma, uma alternativa viável utilizada nesta pesquisa é o PBD, o qual é determinado quando a soma dos fluxos de caixa futuros trazidos à data zero é igual ao investimento inicial e, para isso, é utilizada uma taxa de desconto. O momento (ano mais fração) correspondente à última parcela do fluxo de caixa trazido a valor presente para igualar o investimento inicial será o DPB. Este critério é apresentado de acordo com as equações 3 e 4.
C_0≥∑_1^(n^*)▒C_n/〖(1-r)〗^n (3)
n_F=(C_(n^*+1)-∑_1^(n^*+1)▒〖C_(n^*+1)-C_0 〗)/C_(n^*+1) (4)
onde n* é o maior número inteiro n que mantém a desigualdade verdadeira e nF é a fração do próximo período. Portanto, o DPB será a soma de n* mais nF.
Algumas ferramentas são necessárias para calcular esses indicadores econômicos, como planilhas e simulações numéricas. Planilhas foram utilizadas para cálculos determinísticos, como em (DA SILVA; BRANCO, 2018; DEOTTI et al., 2020; HOLDERMANN; KISSEL; BEIGEL, 2014). Entradas fixas, entre elas a potência nominal, radiação solar, demanda de eletricidade, tarifas de eletricidade e a TMA, são consideradas nesta ferramenta para calcular as saídas VPL, TIR e PBD.
As simulações numéricas são feitas variando as entradas escolhidas para criar vários cenários estocásticos, normalmente 10.000 ou mais, e verificar a probabilidade de uma saída ocorrer. Trata-se da chamada Simulação de Monte Carlo – SMC utilizada por Arnold e Yildiz (2015), que analisaram projetos de fontes de energia renovável – FER para energia derivada de resíduos de madeira, Tudisca et al. (2013), estudaram instalações de energia solar em fábricas da Sicília, e Cucchiella, D’Adamo e Gastaldi (2016), em sua análise de instalação de energia solar com unidades de armazenamento de bateria instaladas em edifícios residenciais na Itália.
Um modelo probabilístico é construído para realizar as análises estocásticas usando a SMC, onde os parâmetros podem assumir uma gama de valores estocásticos possíveis. Os parâmetros serão representados por funções de distribuição de probabilidade baseadas em parâmetros reais. Ao estudar a distribuição estatística das ocorrências passadas de um determinado evento, pode-se construir um modelo de probabilidade, a função de distribuição de probabilidade, capaz de fornecer o valor futuro desse mesmo evento nas mesmas condições (ARNOLD; YILDIZ, 2015; HOLLANDS; CRHA, 1987). Esses autores afirmaram em seus trabalhos que a determinação da função de distribuição para as entradas do modelo é a etapa principal na SMC.
PARÂMETROS DE ENTRADA
Dois tipos de parâmetros de entrada foram considerados neste estudo: os fixos, como investimentos inicial e intermediário, custos de instalação, radiação solar média e TMA e, os variáveis, que mudam a cada ano, como a demanda média e a tarifa média.
Investimentos
O investimento inicial consiste na aquisição dos equipamentos e custos de instalação. De acordo com Dias et al. (2017), os painéis que fornecem melhores performances são os de silício mono e policristalino. Neste trabalho foi adotado um modelo genérico, com potência nominal de 250 W, eficiência de 19% e área útil de 1,6 m2, com uma vida útil de 30 anos e perda anual de eficiência de 0,7%, conforme informada pelos fabricantes.
Em dezembro de 2019, foi realizado um levantamento dos preços em cinco revendedores regionais, abrangendo 51 tipos e tamanhos de minicentrais fotovoltaicas de diferentes fabricantes. O valor apurado para os painéis fotovoltaicos foi de R$ 4.884,38 por quilowatt instalado. Já os inversores de frequência chegam a R$ 2.617,52 por quilowatt, o que representa aproximadamente 50% do custo da central fotovoltaica. O custo de instalação considerado corresponde a 25% do investimento inicial e inclui projetos, taxas, mão-de-obra, entre outros. Como a vida útil dos inversores é menor, foi considerada a sua substituição no 15º ano, com o respectivo reinvestimento. Foram considerados custos de manutenção equivalente a 1% do investimento inicial ao ano, que corresponde aos serviços para troca do inversor de frequência no ano 15, dos protetores de surto a cada 5 anos e na limpeza e conservação dos painéis.


Tarifa
Para o cálculo da tarifa são considerados custos, tais como: o preço da energia; o custo da distribuição e da transmissão; os impostos e os encargos setoriais. Foi adotado no estudo a tarifa média do país em dezembro de 2019, que era de R$ 0,72/kWh, obtida conforme histórico apurado pela (ANEEL, 2020a) e acrescido dos respectivos impostos. O aumento considerado na tarifa, descontada a inflação, ficou em 0,63% ao ano.
Demanda
Segundo Silva, Féres e Lírio (2012), a demanda a ser adotada deve considerar o consumo mensal de residências de famílias de renda média, mas pode ser extrapolada para pequenas unidades comerciais ou industriais. Os valores adotados neste estudo são de 169,28 kWh e 2690 kWh por mês, que correspondem às médias nacionais para consumidores residenciais e comercial/industrial respectivamente, apuradas pela ANEEL (2020b). Foi adotado um crescimento linear de 1,4% ao ano, conforme previsto pela EPE (2015). Trata-se de um crescimento líquido já que a EPE desconta o crescimento devido aos novos usuários, que acessam os sistemas de distribuição. Para as novas classificações propostas neste estudo foram estimados valores de demanda de 158,61 kWh, para micro centrais; 20.120 kWh, para minicentrais e 258.424 kWh, para pequenas centrais.
Radiação solar
A radiação solar é considerada como a magnitude que mede a energia por unidade de área da radiação solar incidente em uma superfície colocada em um determinado local e, medida em um intervalo de tempo bem definido (PEREIRA et al., 2017). Dada a extensão territorial do Brasil, com alta incidência de sol e ventos, o Laboratório Nacional de Energia Renovável dos Estados Unidos (NREL, 2020) projetou que as FER serão altamente expandidas no Brasil nas formas eólica e solar. Pereira et al. (2017), em seu Atlas Brasileiro de Energia Solar, mostraram que a radiação solar média anual total diária no Brasil o torna um excelente país para instalações solares, Figura 2. Apesar da forte variação das condições climáticas brasileiras ao longo do território, a radiação solar é bastante uniforme. A radiação solar máxima brasileira é de 6,5 kWh/m² por dia. Isso ocorre no norte da Bahia, próximo à divisa com o Piauí. Esta área possui um clima semiárido com baixa pluviosidade ao longo do ano (cerca de 300 mm/ano), e a menor cobertura de nuvens média anual. A menor radiação solar global é de 3,5 kWh/m² por dia e ocorre no litoral norte do estado de Santa Catarina, no sul do Brasil, onde a precipitação é bem distribuída durante todo o ano. A média anual de radiação solar global horizontal diária em qualquer região do Brasil (1500-2500 kWh/m2) é maior do que a maioria dos países europeus, como Alemanha (900-1250 kWh/m2), França (900-1650 kWh/m2) e Espanha (1200-1850 kWh/m2), onde projetos de aproveitamento de recursos solares já estão amplamente difundidos, com incentivos governamentais. No caso, foi utilizada a média diária da radiação total incidente no território brasileiro, equivalente a 5,58 kWh/m² por dia.

Figura 2 - Média anual do total diário de radiação solar global incidente no Brasil em KWh/m².
Potência Nominal
Para determinar a potência adequada de uma microcentral fotovoltaica é necessário que se conheça a radiação média local e a demanda média do consumidor. A potência nominal deve ser tal que, o conjunto de painéis solares produza uma energia média anual igual à demanda média do consumidor, conforme pode ser visto na Equação 5, desenvolvida pelos autores, a seguir. Como os painéis possuem tamanhos discretos, a potência mais adequada ou eficiente (potência ótima) para uma microcentral é calculada de forma que atenda toda a demanda com o mínimo resíduo. Dado que a energia excedente, não compensada, não é remunerada pelo sistema de compensação de energia vigente em 2021, é inviável economicamente iniciar o empreendimento com uma microcentral sobre dimensionada.
E_m=A_T R_m ɛ (5)
onde Em é a energia média anual gerada pela microcentral em kWh; AT é a área total do arranjo de painéis solares em m2; Rm é a radiação média anual em kWh/m2 e ɛ é a eficiência dos painéis solares.
A potência da central é, então, dada pelo próximo número inteiro obtido pela Equação 6, também de autoria própria.
P_n=nextInt(A_T/1.6)*0.25 (6)
Taxa Mínima de Atratividade
A TMA é a Taxa de Desconto ou Taxa de Juros com a qual um investidor ficará satisfeito. É, portanto, uma variável de cunho privado de cada investidor. Neste trabalho foi utilizado o valor de 8% ao ano, utilizada pela EPE no planejamento de longo prazo e, que é 0,5 pontos percentuais acima da taxa de retorno utilizada pela ANEEL para remuneração dos investimentos em distribuição (ANEEL, 2021d). Na análise estocástica, utilizando a Simulação de Monte Carlo na ferramenta Crystal Ball® (BENDATO et al., 2017), a TMA variou de um valor de 0,5% ao mês, considerando o pior cenário de rendimento na poupança, que resulta em uma taxa de 6,17% ao ano, a qual foi arredondada para 6,5%, até um valor de 20% ao ano que seria um cenário em que o consumidor preferiria aplicar seu capital em um investimento de alto risco.

Resultados e Discussão

Inicialmente foram calculados, de forma determinística, os três indicadores econômicos: valor presente líquido – VPL, taxa interna de retorno – TIR e payback descontado – PBD, considerando o sistema de compensação de energia elétrica – SCEE vigente em 2021, onde cada quilowatt-hora injetado na rede é compensado pelo mesmo montante. Foram simulados 5 casos, Tabela 1: as duas classificações vigentes, micro central até 75 kW de potência nominal e minicentral de 75 kW a 5 MW; e as classificações propostas neste estudo, micro central até 10 kW, minicentral de 10 kW até 1 MW e pequena central de 1 a 5 MW de potência instalada.



Tabela 1 – Resultados antes da alteração proposta na regulação.
Classificação Demanda média [kWh] VPL [R$] TIR [%] PBD [anos]
ANEEL Micro (até 75 kW) 169,28 18.598,61 16,71 8,09
Mini (75 kW – 1 MW) 2690 16.914.509,86 26,38 4,67
Proposta Micro (até 10 kW) 158,61 19.465,11 17,44 7,66
Mini (10 kW – 1 MW) 20120 2.492.186,51 27,24 4,50
Pequena (1 – 5 MW) 258424 32.707.192,70 28,05 4,35

Caso a proposta da ANEEL seja aprovada e somente o custo da energia, equivalente a 43% da tarifa, seja compensado, o cálculo fica mais complexo, pois há que se considerar o montante de energia que o consumidor gera e consome, sem injetar na rede. A “taxação” dar-se-á somente sobre o montante de energia injetado na rede e depois compensado pelo consumidor, ou seja: somente pelo uso efetivo da rede. Para estes cálculos foram usadas as médias diárias de geração e demanda informadas na CP 025/2019, Figura 3.

Figura 3 - Média diária de GD e de consumo de energia elétrica.

Neste caso, foi calculada uma média anual de energia produzida e consumida (área A da Fig. 3) e, então fez-se o cálculo da viabilidade econômica considerando a “taxação” somente sobre o montante injetado na rede (área B da Fig. 3). A soma das duas áreas C da figura representa o consumo a partir da rede que, subtraído da demanda mínima faturável, pode ser compensado pela energia injetada na rede. A demanda mínima faturável é o consumo mínimo – CM tipo “take-or-pay”, popularmente conhecido como Taxa Mínima, cujo montante para instalações monofásicas é equivalente ao consumo de 30 kWh, bifásicas 50 kWh e trifásicas 100 kWh por mês, de acordo com a Resolução Normativa nº 414 – REN 414 (ANEEL, 2010b). Tem-se três situações neste caso, Tabela 2, as quais terão tratamento diferentes com e sem “taxação”.

Tabela 2 – Hipóteses com e sem “taxação”.
Situação Sem “taxação” Com “taxação”
B = C – CM O consumidor paga somente o CM Paga 0,57*(C-CM)+CM
B > C – CM Paga somente o CM e fica com créditos da diferença B-(C-CM) de 1 kWh para cada kWh consumidos no futuro Paga 0,57*(C-CM)+CM e fica com créditos da diferença B-(C-CM) de 43% de cada kWh consumidos no futuro
B < C – CM Paga CM+(C-CM-B-Créditos em haver). Paga CM+(C-CM-0,43*B-0,43*Créditos em haver).

Utilizando-se os dados disponíveis na Figura 3 tem-se que a área A corresponde a 42,86% do consumo e 54,33% da geração. A área C corresponde a 57,14% do consumo, enquanto a área B corresponde a 45,67 do total gerado. Neste caso, que representa uma média nacional de consumo e geração, 36,03 do consumo é compensado pela geração excedente e somente 21,11% é consumido de outros geradores conectados à rede. Com estes dados e considerando a proposta da ANEEL para extinção do subsídio-cruzado (taxação), os casos base apresentam os resultados da Tabela 3 a seguir
Tabela 3 – Resultados após a alteração proposta na regulação.
Classificação Demanda média [kWh] VPL [R$] TIR [%] PBD [anos]
ANEEL Micro (até 75 kW) 169,28 2.576,19 8,72 26,03
Mini (75 kW – 1 MW) 2690 5.054.910,61 13,84 10,62
Proposta Micro (até 10 kW) 158,61 2.986,59 8,93 24,75
Mini (10 kW – 1 MW) 20120 1.706.980,16 20,78 6,36
Pequena (1 – 5 MW) 258424 23.248.505,00 21,75 6,02

Quando são confrontados os resultados da Tabela 3 com os resultados da Tabela 1, verifica-se que a alteração regulatória que visa eliminar o subsídio-cruzado inviabiliza o negócio microgeração tanto na classificação vigente quanto na classificação proposta neste estudo. Embora os indicadores econômicos permaneçam positivos, indicando que o investimento é recuperado dentro dos 30 anos do projeto, há uma redução superior a 80% no VPL, a TIR cai pela metade e o período de retorno é triplicado, ou seja: projetos que tinham payback de 8 anos passam a ter retorno somente em 24 anos.
Para a classificação vigente de minicentrais, de 75 kW a 5 MW de potência nominal, o estudo mostra que ainda há viabilidade econômica. No entanto, há uma redução significativa nos indicadores econômicos, o que reduz drasticamente a atratividade deste negócio quando comparado com a situação antes da alteração.
A nova classificação proposta neste estudo para mini e pequenas centrais mostra que, apesar da redução nos indicadores econômicos, esses negócios seguem viáveis, com retorno do investimento em aproximadamente 6 anos e TIR superiores a 20%.
Considerando que os perfis dos consumidores diferem, foi feita uma análise estocástica variando a potência das centrais e a TMA, seguindo as distribuições de probabilidade descritas na Tabela 4. Os resultados são as probabilidades de VPL positivo, TIR maior do que 12% e Paybak inferior a 10 anos mostradas na Tabela 5, obtidas com a ferramenta CrystalBall® no MS Excel®.
Tabela 4 – Distribuição triangular de probabilidades da TMA e potência instalada das centrais.
Casos Entrada Mínimo Mais provável ¹ Máximo
Todos TMA 6,5% 8% 20%
ANEEL Micro Potência instalada 0,5 kW 2,66 kW 75 kW
Mini 75 kW 1,4 MW 5 MW
Proposta Micro 0,5 kW 2,66 kW 10 kW
Mini 10 kW 109 kW 1 MW
Pequena 1 MW 1,4 MW 5 MW
¹ TMA usada pelo planejamento setorial e média das potências nominais das instalações existentes.

Tabela 5 – Resultados probabilísticos antes e depois da alteração proposta na regulação.
Classificação VPL > 0 TIR > 12% PBD < 10 anos
antes depois antes depois antes depois
ANEEL Micro 99,67% 14,57% 100% 1,06% 84,04% 0,13%
Mini 100% 87,03% 100% 100% 100% 30,56%
Proposta Micro 90,24% 36,89% 90,70% 23,48% 61,85% 5,73%
Mini 99,64% 91,72% 99,99% 93,72% 95,86% 66,84%
Pequena 99,47% 96,15% 99,98% 98,12% 95,11 79,28%

Como mostrado na Tabela 5, mesmo para uma ampla gama de valores de potência instalada e de TMA, que representa investidores com diversos apetites ao risco, o negócio de microcentrais ficará economicamente inviabilizado quando a alteração da norma entrar em vigor, reduzindo o montante de compensação de 100 para 43% da energia injetada na rede.
A tarifa branca, maior no horário de ponta e menor fora da ponta, tende a reduzir a conta de energia dos consumidores que consigam minimizar a demanda de ponta. No entanto, não oferece vantagens para a GD, que se trata de um negócio de tarifa evitada, onde quanto menor a tarifa menos rentável se torna. Adicionalmente, a GD é predominantemente de fonte solar fotovoltaica, que produz fora do horário de ponta, quando a tarifa branca é menor.
A tarifa branca seria um bom negócio caso o custo de implantação do armazenamento em bancos de baterias fosse menor do que a tarifa evitada no período de ponta.

Conclusão

O estudo mostra que o seguimento de microgeração, aquele composto predominantemente por residências, será inviabilizado após a proposta de alteração do regulamento, em discussão na ANEEL e no Congresso Nacional. No caso das usinas maiores, aquelas usadas para compensação remota ou usos comerciais ou industriais, ao analisarmos somente o VPL tem-se que elas ainda serão viáveis após a alteração da norma. No entanto, há que se considerar outros indicativos, como a taxa interna de retorno – TIR e o payback descontado – PBD. A TIR, também, apresenta-se atrativa, porém o PBD sai do médio para o longo-prazo, o que pode desanimar investidores mais ávidos em receber retornos financeiros em períodos mais curtos. Antes da “taxação” o PBD dava-se em torno de 4 anos e, após a “taxação” passou para além dos 10 anos. Cada caso real deverá ser cuidadosamente analisado e calculado. A análise estocástica corrobora os resultados determinísticos e mostra que, para uma ampla gama de prossumidores, o negócio microgeração distribuída se tornará inviável.
A proposta da ANEEL é louvável, pois se trata de justiça tarifária e não de taxação da energia solar como foi amplamente divulgado por alguns meios de comunicação. No entanto, os formadores de políticas para o setor elétrico, tanto a nível nacional como estadual, devem pensar em outras maneiras de subsidiar esta fonte de energia tão necessária ao desenvolvimento sustentável do Brasil, a exemplo de outros países que adotam diversos tipos de subsídios às fontes de energias renováveis.
A sugestão deste estudo, de criar três faixas de classificação facilita a regulação para criar diferentes tipos de incentivos em cada faixa. A microgeração de até 10 kW de potência nominal necessita da manutenção do subsídio-cruzado ou outra forma de subsídio que o substitua, sob pena de ser inviabilizada. A manutenção do subsídio apenas para este seguimento reduz os custos do subsídio-cruzado em cerca de 90%. Para evitar que se crie um mercado indesejado de microcentrais, pode-se estudar e criar travas, tais como deixar este seguimento exclusivo para residências sem a possibilidade de compensação remota. Já para os demais seguimentos, cuja viabilidade é preservada após a reforma da norma, porém com perda de atratividade, sugere-se estudos para uma possível abertura desse mercado para venda de energia entre consumidores ou mesmo dos prossumidores para as distribuidoras ou, ainda, nos mercados existentes.
Estudos adicionais considerando o armazenamento de energia devem ser feitos para verificar a viabilidade econômica desses equipamentos e uma eventual necessidade de subsídios.

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