Pesquisadores da Universidade Federal do Ceará e da Universidade Federal de São João del-Rei, avaliaram estratégias de contratação no Ambiente de Contratação Livre (ACL), comparando acordos de compra de energia (PPAs) e de autoprodução de energia solar fotovoltaica para grandes indústrias no Brasil.
Utilizando modelagem estocástica, eles concluíram que autoprodução de energia solar fotovoltaica por meio de investimento direto — em que o consumidor constrói e opera sua própria usina — oferece o maior potencial de redução de custos em comparação com os PPAs de longo prazo. As opções de autoprodução avaliadas incluem investimento direto, equiparação e arrendamento.
Os pesquisadores estimaram que a autoprodução com investimento direto pode gerar economias de até 32,9% em relação aos PPAs. Em termos de período de retorno, a autoprodução por investimento direto apresenta um período de retorno descontado de 10 anos. A taxa interna de retorno (TIR) da autoprodução varia de 11,8% a 18,1%, com um valor mais provável de 15,1%, o que confirma a viabilidade econômica do investimento.
Embora a autoprodução apresente maiores benefícios financeiros, ela também acarreta um nível de risco mais elevado. A viabilidade da autoprodução é sensível aos custos do sistema fotovoltaico, despesas de O&M e a variabilidade da geração solar e preços de liquidação de energia de curto prazo. Desvios na geração solar, que resultam em excedentes ou déficits de energia, exigem liquidação no mercado de curto prazo, impactando o fluxo de caixa.
Estudos de caso
O estudo analisa dois estudos de caso para realizar a análise. Em ambos os casos, foi considerada um consumidor industrial de grande porte no Nordeste do Brasil, classificado como consumidor livre, operando continuamente 24 horas por dia, 7 dias por semana, com um perfil de carga essencialmente constante, com consumo médio de 29.200.000 kWh/mês.
O Estudo de Caso 1 considera aquisição de energia através de PPAs convencionais. Os pesquisadores assumiram um preço base conhecido ao longo de um horizonte de 20 anos, com ajustes anuais incertos, e a modelagem estocástica foi aplicada para prever valores futuros do índice IPCA e definir os preços da eletricidade através de movimento browniano geométrico combinado com simulação de Monte Carlo (1000 cenários). Os custos finais mensais de fluxo de caixa incorporam custos operacionais (contratos de energia, contratos de distribuição, encargos do ACL e taxas da CCEE). Os resultados do VPL para este caso variam de R$ 1,323 bilhão (mínimo) a R$ 1,605 bilhão (máximo), com um valor mais provável de R$ 1,477 bilhão.
Já o Estudo de Caso 2 considera autoprodução através de investimento direto em usina fotovoltaica. Parâmetros fixos incluem 730 horas de operação por mês, irradiação solar diária média de 5,94 kWh/m²/dia, eficiência do sistema de 80%, vida útil do projeto de 20 anos e uma Taxa Mínima de Atratividade (TMA) de 7,5%. As entradas estocásticas incluem custos do sistema fotovoltaico mais prováveis de R$2.650/kWp e custos de O&M mais prováveis 3%. A usina fotovoltaica é dimensionada para suprir 100% da demanda de energia do consumidor. Os custos operacionais incluem operação da usina, manutenção, gestão, custos de distribuição, liquidação de energia e custos de conexão. Os resultados do VPL para este caso variam de R$0,925 bilhões (mínimo) a R$1,100 bilhões (máximo), com um valor mais provável de R$0,991 bilhões.
Incentivos regulatórios geram incerteza
As isenções regulatórias desempenham um papel central na viabilidade econômica da autoprodução e na comparação com os PPAs. Os autogeradores se beneficiam de isenções de encargos setoriais como CDE e PROINFA, que são refletidos na estrutura tarifária da TUSD. Maiores níveis de desconto nesses encargos levam a maiores economias de VPL. Por exemplo, um desconto de 78,75% nas tarifas TUSD resulta em uma economia de 32,90% no VPL mais provável.
Os autogeradores também são isentos de encargos como EER e ESE. A manutenção dessas isenções, especialmente quando combinadas com valores unitários mais altos para esses encargos, amplifica os benefícios econômicos percebidos, resultando em melhor TIR e menor payback. A redução das porcentagens de isenção para EER e ESE diminui a TIR e aumenta o payback.
A consideração de um desconto de 50% na tarifa de demanda TUSD para autogeradores expande a gama de preços viáveis para contratos de autogeração, proporcionando maior flexibilidade nas negociações.
As isenções regulatórias são um fator crítico que pode materialmente afetar os fluxos de caixa dos projetos de autogeração, tornando-os mais atraentes financeiramente em comparação com os PPAs, mas também introduzindo um risco regulatório devido à possibilidade de revisões nessas condições.
O estudo “Economic assessment of long-term power purchase agreements and self-generation of photovoltaic solar energy: Case study of a large industry in brazil“ foi publicado pela Electric Power Systems Research.
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