O payback de projetos de geração distribuída para consumidores comerciais na baixa tensão deve ser o menos afetado, de forma geral, pelo início da vigência da Lei 14.300 e da regulação da Aneel, indicam dados do estudo Marco Legal da GD 2023, da Greener. A consultoria ressalta que a competitividade dos projetos de geração distribuída varia e deve ser avaliada caso a caso.
O estudo estimou o impacto das mudanças sobre o tempo de payback dos projetos considerando três portes de sistemas: residenciais com 4 kWp e comerciais com 50kWp, ambos na baixa tensão, e industriais com 300 kWp, na média tensão.
Os comerciais, que também são os que têm um maior nível de simultaneidade entre geração e consumo, de 70%, devem ter um aumento médio de apenas 2 meses no tempo de retorno do investimento, em comparação com as regras anteriores à Lei 14.300 (GD I). O payback de sistemas desse porte variava de 2,75 anos a 3,67 anos e passou para 2,92 anos a 3,58 anos, nos estados com mais participação na GD.
Para os consumidores residenciais, o aumento de payback é de 8 meses, em média. O estudo considerou para esses projetos um fator de simultaneidade de 30%. O tempo de retorno variava de 4 a 5,5 anos e passa a variar de 4,5 a 6,5 anos, em média, nos estados selecionados.
Já para os sistemas industriais de 300 kWp, o payback aumentou em média em 5 meses após a aplicação da lei. O tempo de retorno, que variava de 3,33 a 4,75 anos, deve passar a variar entre 3,67 e 5,17 anos.
Uma das principais mudanças trazidas pela lei foi o início da cobrança da tarifa que remunera o uso da rede de distribuição. A tarifa de uso da sistema de distribuição (TUSD Fio B) corresponde a em média 30% da tarifa de eletricidade, mas pode variar consideravelmente entre as distribuidoras, de 20,6%, na concessão da Celesc, a 48,4%, na Equatorial PA.
O estudo pode ser acessado aqui e detalha outras mudanças no regime de compensação de créditos, que impactam de forma diferente as diversas modalidades e perfis de consumidores.
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