Visão Greener: Impactos da mudança na minuta da RN 482

 Entenda como as mudanças propostas afetam a rentabilidade das instalações fotovoltaicas

Em 2012 a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) estabeleceu as bases para a inserção da Geração Distribuída (GD) no Brasil. A Resolução Normativa (REN) nº 482 criou as regras de regulação do mecanismo de compensação de energia, os critérios de prazo de validade dos créditos obtidos, os limites de potência e as normativas de conexão à rede. A partir daí o país começou a verificar um crescimento de instalações fotovoltaicas de pequeno porte em diversas localidades. Durante esses 7 anos de existência, o número de sistemas instalados ultrapassou a marca dos 120 mil, atendendo a mais de 160 mil unidades consumidoras (UCs), sendo que no Brasil existem atualmente cerca de 84,5 milhões de UCs. A potência total instalada chegou a quase 1,5 GW acumulado. Desses números, a geração fotovoltaica atende mais de 150 mil UCs, representando quase a totalidade dos sistemas de GD, com mais de 1,3 GW instalado, sendo então a principal fonte dessa modalidade de geração de energia.

Após aprimoramentos ao longo dos anos – RENs 517, 687 e 786 – ficou prevista para 2019 uma nova revisão, que debateria, inclusive, a forma de compensação da energia. Ao longo de 2018 e início de 2019, um amplo processo de discussão com a sociedade foi colocado em pauta a fim de compreender os benefícios e impactos que a GD causa sobre o setor elétrico. Deixado à parte as questões polêmicas presentes na análise, levantadas principalmente por agentes do setor solar, a AIR emitida pela Agência apresentava algumas alternativas para mudança da forma de compensação de energia. A Figura 1 apresenta um esquema evidenciando a diferença dessas alternativas. O percentual apresentado na última linha se refere à participação da parcela compensável na tarifa total (incluso os impostos), considerando a média de todas as concessionárias. Considerou-se  que o ICMS sobre a TUSD não é compensável (exceto para o estado de Minas Gerais).

Figura 1 – Componentes compensáveis em cada Alternativa proposta.

A ANEEL, durante a 38ª Reunião Pública Ordinária realizada no dia 15/10/2019, enviou uma nova proposta para as alterações. De modo geral, a Agência defendeu uma redução da parcela compensada da energia injetada na rede. A proposta encaminhada consiste, resumidamente, nos pontos apresentados na Tabela 1

Tabela 1 – Esquema da proposta da ANEEL.

Por causa das alterações das parcelas creditáveis da energia injetada na rede, essa nova proposta provoca reduções substanciais na economia da conta do prossumidor. Com isso, acende um alerta aos agentes do setor em virtude do grau de risco ao mercado. A equipe de consultoria da Greener analisou o impacto que essas alterações trariam nos novos investimentos na geração solar. Os resultados serão apresentados separadamente para sistemas de geração local e remota.

Geração Local

Para análise de sistemas de geração local, utilizou-se o payback descontado dos investimentos como métrica de avaliação de impacto, pois entende-se que esta é a principal variável na tomada de decisão do prossumidor. As premissas adotadas estão apresentadas na Tabela 2.

Tabela 2 – Premissas adotadas para as simulações junto à carga.

Para todos os sistemas foi utilizado um PR (Performance Ratio) de 0,75. As Tabelas 3 e 4 apresentam os paybacks descontados estimados e as variações conforme as Alternativas para algumas das concessionárias com maior capacidade instalada. Sistemas residenciais na CEMIG, por exemplo, passariam a ter um payback de 4,6 anos com a Alternativa 2, enquanto CELESC e RGE passariam de 7 anos e meio.

Tabela 3 – Impacto das Alternativas 2 e 5 para sistemas residenciais. (Simultaneidade de 30%).
Tabela 4 – Impacto das Alternativas 2 e 5 para sistemas comerciais. (Simultaneidade de 70%).

A Figura 4 mostra a distribuição do acréscimo no payback em diversas concessionárias de energia em cada uma das Alternativas propostas. Para a geração residencial local, o acréscimo médio no payback descontado da Alternativa 2 é de 26%, enquanto o da Alternativa 5 é de 47%. Para sistemas comerciais, a entrada da Alternativa 2 acrescenta em média 9%, enquanto a Alternativa 5 aumenta em média 15% o payback descontado. Vale ressaltar que o caso comercial apresenta menor impacto na rentabilidade em função do maior fator de simultaneidade neste perfil de consumidor. Consumidores que tiverem um perfil de carga mais distante do perfil de geração solar terão impactos maiores, próximos daquele experimentado pelas residências.

Figura 4 – Acréscimo percentual no payback dos sistemas.

A região Nordeste apresenta a maior elevação média no payback descontado de sistemas residenciais com a entrada da Alternativa 2, da ordem de 30%. Com a Alternativa 5, a região Sul é a que possui maior impacto, em torno de 53% sobre o payback descontado. Para sistemas comerciais, as regiões mais impactadas se mantêm nas Alternativas 2 e 5 com Nordeste e Sul, respectivamente, porém com impactos médios na ordem de 10% e 17% respectivamente.

Geração Remota

Para análise de sistemas de geração remota, estudou-se a redução na atratividade de modelos de locação para um (autoconsumo remoto) ou múltiplos clientes (geração compartilhada). Utilizou-se a Taxa Interna de Retorno (TIR) nominal dos investimentos como métrica de avaliação de impacto. As premissas adotadas estão apresentadas na Tabela 5.

Tabela 5 – Premissas adotadas para as simulações de geração remota.

A Tabela 6 apresenta a TIR nominal de empreendimentos de locação em geração compartilhada e de autoconsumo remoto para as Alternativas 0 e 5 em algumas concessionárias de energia. Observa-se que em uma usina de múltiplos clientes localizada na região de concessão da CEMIG, a atratividade cai para a metade com a transição proposta pela ANEEL. Para todas as outras apresentadas, também na modalidade compartilhada, a TIR fica abaixo da Taxa Mínima de Atratividade (TMA – a Greener adota 10% para sistemas deste porte), podendo ser, até mesmo, negativa. Na modalidade autoconsumo remoto a redução da TIR nominal também foi bastante expressiva.

 

Tabela 6 – Redução da TIR na Alternativa 5.

A Figura 5 mostra a distribuição da redução na TIR nominal em diversas concessionárias de energia com a Alternativa 5. Para a geração compartilhada, a redução média da TIR é de 17,5%, enquanto que para autoconsumo remoto é da ordem de 13,2%. O impacto inferior para o autoconsumo remoto decorre do fato do ICMS e PIS/COFINS sobre a componente TE da tarifa comporem o valor do crédito de energia, o que reduz o impacto sobre o retorno sobre o investimento.

Figura 5 – Distribuição da redução de TIR dos empreendimentos.

 

Conclusões

As propostas enviadas pela ANEEL através da minuta de alteração da REN nº 482 implicam em impactos consideráveis sobre o setor GD. A redução acentuada do retorno sobre os investimentos, bem como o reduzido prazo de adaptação do setor, pode comprometer a atratividade de diversos empreendimentos e a geração de emprego e renda deste mercado. Além disso, o reduzido período proposto para a manutenção dos critérios de compensação (até 2030) impacta de forma importante a receita/economia dos empreendimentos já conectados.  

A simultaneidade entre geração e consumo das instalações será fator fundamental para a viabilização dos projetos, uma vez que a energia injetada é duramente penalizada em sua conversão em créditos. Instalações com baixa simultaneidade tendem a ser muito menos atrativas.

Ao final do mês de Outubro a Greener lançará o Estudo Estratégico GD 3º Tri de 2019 apresentando uma análise mais aprofundada dos impactos que a proposta de minuta terá sobre o mercado FV no Brasil.

 

¹ Valor de acordo com pesquisa da ALSOL. Disponível no link:<https://www.youtube.com/watch?v=Vg1q1hUn6hQ>

 

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