Os impactos da Lei 14.300 sobre a atratividade de GD na baixa tensão em dois casos

Mesmo que passe a pagar parte da tarifa de uso do fio pela energia que injeta na rede, o consumidor residencial com geração distribuída instalada no próprio local de consumo que fez seu pedido de conexão após o dia 07/01 e se enquadra nas regras da Lei 14.300 ainda tem um payback de até 5 anos, de acordo com análise da consultoria Greener.  

Considerando um projeto de geração na unidade consumidora residencial do grupo B com 8 kW (ca) e 10,4 kWp (cc) que tenha solicitado a conexão em 2023 após a entrada em vigor da lei (GD II), a Greener estima que o retorno do investimento ocorre entre 3,33 anos e 5,08 anos, a depender da área de concessão.  

Em comparação, os sistemas com o chamado direto adquirido, aqueles enquadrados nas regras anteriores à lei 14.300 (GD I), com as mesmas características, teriam um payback ligeiramente mais rápido, em 3,08 anos a 4,83 anos, a depender da concessionária.  

A análise da Greener considerou um capex de R$ 3,92/Wp (R$ 31.360) e um opex de 2,5% do capex (R$ 784) ao ano para o sistema residencial de 8 kW, com reajuste de inflação de 4% ao ano e reajuste do valor de energia em 6% ao ano.  

Maior diferença para minigeração e autoconsumo remoto 

Já para as usinas de minigeração e com autoconsumo remoto, que pelo próprio arranjo injetam mais energia na rede, o impacto é maior.  

Para um sistema de minigeração com 1 MW (1.300 kWp) na modalidade de autoconsumo remoto, com estrutura fixa em solo, atendendo um consumidor da classe comercial na baixa tensão (grupo B3), a taxa interna de retorno do investimento (TIR) do projeto cai para 1,3% no pior cenário (de acordo com a área de concessão) a 15,4% ao ano no melhor cenário. 

Sistemas com as mesmas características e com o direito adquirido de compensação integral dos créditos (GD I), têm uma taxa interna de retorno de 10,3% no pior cenário a 18,4% ao ano no melhor cenário. 

A análise da Greener considerou para esse dimensionamento de sistema um capex de R$ 4,17/Wp (R$ 4,17 milhões) e opex 2,5% do capex ao ano (R$ 104 mil), em um arranjo comercial no qual o integrador oferta um desconto de 15% na tarifa (sem bandeira tarifária) e um custo de conexão de R$ 150 mil.

Do ponto de vista da atratividade de investimento, essas taxas de retorno podem ser comparadas à taxa básica de juros da economia, a Selic, que está em 13,75%.

“[Esse patamar alto] faz naturalmente com que a expectativa de retorno, o parâmetro que eu tenho para avaliar a atratividade, seja muito mais alta. Com uma redução [da taxa Selic] em 2024, algumas regiões podem voltar a ser atrativas, mas é necessário analisar caso a caso”, disse o diretor da Greener, Marcio Takata, em webinar realizado pela consultoria sobre as Tendências para o mercado solar em 2023.  

Ele lembra que as simulações consideram projetos com conexão realizada em 2023, quando a parcela de tarifa de uso do sistema de distribuição a ser cobrada dos consumidores GD II é de 15% – ela aumentará gradativamente até 100% da tusd a partir de 2029.  

“Para aquele que solicitar em 2025, a parcela compensável será menor. [Portanto] é mais atrativa, do ponto de vista regulatório, a instalação no ano de 2023, porque o cliente vai ter uma cobrança menor do fio b e mais provavelmente uma atratividade maior do que quem instalar mais para a frente”, comentou o diretor da Greener. 

Armazenamento 

Por outro lado, a entrada em vigor da Lei 14.300 pode ter o efeito de aumentar a atratividade de armazenamento, já que na prática reduz o valor da energia injetada, o que poderia incentivar os projetos a armazenar energia. 

 “Nossa visão é que esse benefício será elevado ao longo do tempo e no curto prazo ainda vemos desafios de atratividade de armazenamento. Por outro lado, vemos uma importante demanda das instalações que precisam de maior confiabilidade no fornecimento de energia. E o consumidor que eventualmente tenha um perfil de custo mais eficiente para o armazenamento poderia ser um potencial cliente no curto prazo. No médio prazo, com redução de capex das baterias, novos modelos de negócios podem ser viabilizados”, disse Takata.