Investimentos em projetos de geração de energia distribuída solar fotovoltaica: impactos da tomada de decisão

• Ano de defesa: 2019
• Autor(a) principal: Cruz, Ivan Fernandes da
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais; Programa de Pós-Graduação em Administração; Brasil; CEFET-MG
• Palavras-chave em Português: Modelo de negócio; Geração de energia fotovoltaica; Viabilidade econômica
• Link de acesso: https://repositorio.cefetmg.br//handle/123456789/2213

Atualmente, a matriz elétrica brasileira é predominantemente formada por hidrelétricas, com participação superior a 63%, o que gera elevada dependência climática e leva ao acionamento de usinas térmicas em momentos de racionamento, elevando o custo da tarifa. Por outro lado, observa-se que a geração distribuída solar fotovoltaica — para a qual o Brasil possui recursos abundantes, como vasto território e bom nível de irradiação — ainda tem participação incipiente na matriz elétrica, em torno de 0,14%, conforme o Balanço Nacional de Energia (2018). Assim, este estudo teve como objetivo estruturar uma modelagem de viabilidade financeira para apoiar a tomada de decisão em investimentos de geração distribuída solar fotovoltaica, além de analisar os impactos para a distribuidora de energia e para o Estado (nas esferas federal e estadual). A pesquisa foi desenvolvida por meio de uma investigação quantitativa, com amostra de 1.973.766 unidades consumidoras (UCs) em 773 municípios de Minas Gerais, área de concessão da Cemig Distribuidora S.A., na faixa de consumo de 151 kWh a 500 kWh, considerando o ano de 2018. A análise de viabilidade contemplou três perspectivas — consumidor, distribuidora de energia e Estado — com base nos indicadores Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e *payback* descontado, além da Simulação de Monte Carlo (SMC) para as variáveis preço de equipamentos e instalação, inflação e taxa mínima de atratividade. De forma complementar, foram considerados cenários com variação no preço do kWh. Conclui-se que, na perspectiva do consumidor, para um horizonte de 25 anos (adotado no fluxo de caixa), todas as UCs apresentaram viabilidade financeira; o menor *payback* e a maior TIR, por mesorregião, foram de 6,36 anos e 22,19%, respectivamente, e a aplicação da SMC resultou em mudança positiva modesta nos resultados, em torno de 3% em relação ao cenário-base. Na perspectiva da distribuidora e do Estado, a análise incluiu, além da SMC, cenários considerando a redução da tarifa e a tomada de decisão baseada no *payback* descontado, o que permitiu verificar redução da perda de receita e da arrecadação, possibilitando ainda discutir o *trade-off* entre reduzir tarifas para reter consumidores no sistema atual ou manter as tarifas, permitindo a migração para o sistema de geração distribuída solar fotovoltaica.