As tarifas de energia elétrica e a viabilidade da microgeração distribuída Rennyo Nakabayashi, Roberto Zilles. Instituto de Energia e Ambiente da USP. Novembro de 2014. 1. Contexto Em 17 de Abril de 2012, foi publicada a Resolução Normativa nº 482 (ANEEL, 2014), que estabelece as condições do sistema de compensação de energia (net metering) para micro e minigeradores de energia elétrica. A atratividade econômica da micro e minigeração está intrinsecamente relacionada às tarifas de energia elétrica convencional, já que o benefício, do ponto de vista financeiro, para o micro/minigerador é o custo evitado para a compra de energia elétrica convencional. Também no ano de 2012, foi publicada a Medida Provisória 579, que deu origem à Lei 12.783/2013, a partir da qual havia uma expectativa de diminuição das tarifas de energia elétrica em cerca de 20%. Embora a diminuição da tarifa não tenha chegado aos 20% esperados, houve uma diminuição significativa. De 2012 para 2013, as tarifas da classe residencial sofreram uma variação negativa superior a 15%. A geração de energia elétrica no Brasil é predominantemente hidráulica com complementaridade térmica, isto significa que em períodos com menor volume de armazenamento nos reservatórios, as usinas térmicas, que geralmente apresentam um maior custo de operação, passam a ter maior participação no fornecimento de energia ao sistema interligado, elevando o preço da energia elétrica. Em 2013, os reservatórios das regiões NE e SE/CO já apresentavam sinais de escassez, com um nível de armazenamento abaixo da média em relação aos anos anteriores. Em 2014 a situação tornou-se ainda mais delicada, com um volume de energia armazenada abaixo dos 40% ao longo do ano, e abaixo dos 20% em outubro, como se pode observar na Figura 1.
Figura 1 - Energia armazenada (%). Fonte: Canal Energia, 2014. Como consequência do pleno acionamento das usinas térmicas, o custo da energia gerada se tornou expressivamente alto em 2014, conforme se observa pela Figura 2. Nota-se que o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), utilizado para valorar a energia comercializada no curto prazo, chegou a R$ 822,83 (teto máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL) em diversos períodos do ano. Figura 2 PLD médio por região. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE. Estes altos custos de geração, inexoravelmente, impactam as tarifas de energia elétrica no país, nas quais são repassados, aos consumidores finais, os custos com a compra de energia.
A expectativa do Banco Central 1 é que a variação nos preços de energia elétrica para o ano de 2014 seja da ordem de 17,6%, valor bem acima da inflação esperada para o período, de 6,45% 2. Diante da expectativa deste expressivo aumento das tarifas de energia elétrica, a micro e minigeração se tornam mais atrativas para o consumidor, já que do ponto de vista financeiro, há um maior custo evitado com a compra de energia elétrica convencional. Assim, este trabalho teve como objetivo avaliar a viabilidade econômica para a microgeração distribuída em sistemas fotovoltaicos residenciais e verifica o impacto do reajuste tarifário da energia elétrica nos resultados. 2. Metodologia Foi realizada uma avaliação econômico-financeira de sistemas fotovoltaicos de geração distribuída sob a ótica do consumidor residencial, considerando-se um sistema de 1,5 kwp. A análise foi realizada para as 27 capitais brasileiras e incluiu estimativas relacionadas às seguintes figuras de mérito: Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e Payback (tempo de retorno sobre o investimento). Compara-se a condição tarifária do início de 2014 (sob o efeito das reduções de tarifas ocasionadas pela Lei 12.783/2013), e a condição prevista para o início de 2015, com os reajustes já aprovados pela ANEEL ao longo do ano de 2014. Além disso, foi realizada uma análise de sensibilidade para diferentes cenários de energia injetada na rede elétrica pelo microgerador e para diferentes percentuais de reajuste das tarifas no horizonte de análise. Resolução 482 e Convênio ICMS/CONFAZ 6/2013 De acordo com as regras estabelecidas pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL, a compensação é realizada a partir da energia ativa injetada pelo micro ou 1 Ata da 186ª reunião do COPOM. Disponível em: <http://www.bcb.gov.br/?copom186/>. Acesso em 10 de novembro de 2014. 2 Projeção do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) - boletim Focus (Banco Central do Brasil, 30/10/2014). Disponível em: <https://www3.bcb.gov.br/expectativas/publico/consulta/serieestatisticas>. Acesso em 10 de novembro de 2014.
minigerador, a qual gera créditos de energia equivalentes para serem consumidos em um período de até 36 meses. Ainda, conforme o Convênio ICMS/CONFAZ 6/2013, estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Fazendária, no Sistema de Compensação de Energia proposto pela Resolução ANEEL 482/2012, a base de cálculo para a cobrança do ICMS (imposto sobre operações relativas à circulação de mercadorias e sobre prestações de serviços) é o valor integral da operação, antes de qualquer compensação, correspondente à quantidade total de energia elétrica entregue ao destinatário, nele incluídos. Na prática, este convênio implica que, para o microgerador, a energia gerada tenha valores diferentes quando injetada na rede ou consumida imediatamente. Fluxo de caixa Para o microgerador, o valor economizado com energia elétrica é analisado levando-se em conta dois casos: (1) quando há energia injetada na rede, ou seja, a geração fotovoltaica é maior do que o consumo e (2) quando não há energia injetada na rede, isto é, quando a demanda é maior do que a geração fotovoltaica. Desta forma, no caso (1), situação na qual são gerados créditos de energia para serem utilizados posteriormente, o benefício considerado é dado pela receita equivalente ao valor da tarifa desconsiderando-se os impostos. No caso (2), o benefício é dado considerando-se o valor da tarifa integral, com impostos. Considera-se ainda, no modelo, um custo de operação e manutenção de 1% ao ano e uma redução na produtividade de 0,5 % ao ano para os módulos fotovoltaicos. Energia gerada e autoconsumo A partir de um desempenho global do sistema (PR) de 75%, e do nível de irradiação histórica média mensal dada para as localidades, pelo programa Sundata 3, os valores para o fator de capacidade são apresentados na Tabela 1. Nota-se que quanto maior o 3 CRESESB - Centro de Referência para Energia Solar/CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica. Potencial Energético Solar. Disponível em: <http://www.cresesb.cepel.br/sundata/>. Acesso em 10 de setembro de 2014.
nível de irradiação, maior o fator de capacidade e, portanto, maior a energia gerada. Como o benefício é dado pelo custo evitado com a compra de energia elétrica da concessionária, quanto maior o nível de irradiação, maior o retorno. Desta forma, podese dizer que dois grandes direcionadores para o resultado de retorno financeiro para o microgerador são: o nível de irradiação solar e as tarifas de energia elétrica na área de concessão em estudo. Cidade Irradiação solar diária (média) [kwh/m².dia] Fator de Capacidade Aracaju 5,51 17,2% Belém 5,05 15,8% Belo Horizonte 5,23 16,3% Boa Vista 5,60 17,5% Brasília 5,13 16,0% Campo Grande 5,13 16,0% Cuiabá 5,23 16,3% Curitiba 3,87 12,1% Florianópolis 4,49 14,0% Fortaleza 5,57 17,4% Goiânia 5,20 16,3% João Pessoa 5,51 17,2% Macapá 5,40 16,9% Maceió 5,39 16,8% Manaus 4,93 15,4% Natal 5,66 17,7% Palmas 5,12 16,0% Porto Alegre 4,72 14,8% Porto Velho 4,62 14,4% Recife 5,71 17,8% Rio Branco 4,51 14,1% Rio de Janeiro 4,85 15,2% Salvador 5,45 17,0% São Luis 4,92 15,4% São Paulo 4,14 12,9% Teresina 5,52 17,3% Vitória 5,07 15,8% *Irradiação solar média no plano inclinado igual à latitude Tabela 1 - Irradiação solar média diária e fator de capacidade. Fonte: Elaboração própria a partir de dados de CRESESB/CEPEL. Na Figura 3 estão apresentadas as tarifas de energia elétrica (previstas para o início de 2015) com e sem impostos para a classe residencial (com consumo mensal médio acima de 220 kwh) e o nível médio de irradiação solar diário.
Figura 3 - Tarifa média de fornecimento vs. Irradiação. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL 4 e CRESESB/CEPEL. Define-se o percentual de autoconsumo como o percentual da energia total gerada pelo micro/minigerador que é consumida no próprio local de geração, sem que haja exportação de energia para a rede elétrica de distribuição. Figura 4 - Curva de carga para um consumidor residencial e curva de geração fotovoltaica. Fonte: Elaboração própria a partir de dados de (FRANCISQUINI, 2006). Na Figura 4, é apresentada uma curva de carga para um consumidor residencial e uma curva de geração fotovoltaica estimada para um dia ensolarado e um sistema de 1,5 kwp (com um PR de 75%) o percentual de autoconsumo é dado pela área [II] dividida pela soma da área [I + II]. O autoconsumo dado, neste caso, é de aproximadamente 54%, valor adotado no cenário padrão deste estudo. 4 Valores de tarifas obtidos por meio de consulta à ANEEL pelo Sistema de Acesso à Informação. A partir das tarifas de janeiro de 2014, foram aplicados os reajustes aprovados pela ANEEL no ano de 2014.
Tarifas de energia elétrica Nos últimos vinte anos, o setor elétrico brasileiro passou por diversas fases, as quais tiveram grande influência nas tarifas de energia elétrica. Na Tabela 2 são apresentadas as variações anuais médias para as tarifas de energia e para o IPCA. Residencial (com impostos) Comercial (com impostos) Industrial (com impostos) Tarifa média (sem impostos) Tarifa média (com impostos) Tabela 2 - Evolução das tarifas de energia elétrica e IPCA. Fonte: Elaborado com dados da ANEEL e IBGE O final da década de 1990 foi caracterizado pela consolidação do processo de privatização do setor e a criação da ANEEL. Na década seguinte, em junho de 2001, o Governo Federal decretou o racionamento de energia, com meta de redução de 20% no consumo de energia elétrica. No ano de 2002 foi declarado o fim do racionamento e o consumidor começou a pagar o Encargo de Capacidade Emergencial (taxa extra para custear térmicas emergenciais). Em 2003, no período pós-racionamento, as empresas do setor apresentaram diversos problemas financeiros devido ao desequilíbrio de mercado. Devido à conjuntura do setor, nota-se que no período 1995-2004 as tarifas de energia elétrica evoluíram acima do IPCA, a uma média geométrica de 16% ao ano (Tabela 2). No período de 2005 a 2012, com a implantação do dito Novo Modelo do Setor Elétrico no Brasil (Leis nº 10.847 e 10.848, de 15 de março de 2004, e Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004), foram definidas novas regras de comercialização, contratação e de revisões tarifárias. Este período foi caracterizado por uma evolução das tarifas abaixo da inflação, ou seja, têm crescimento real negativo. 1995 2004 2005-2012 2012 2013 1995 2013 19,4% 2,5% -15,3% 9,9% 15,4% 2,3% -13,1% 8,2% 13,5% 4,8% -13,3% 9,0% 12,9% 2,7% -13,2% 7,3% 16,0% 3,3% -13,2% 9,1% IPCA 7,6% 5,1% 5,9% 6,4%
Em 2013 ocorreu uma redução média de 13,2% na tarifa média, fruto da lei 12.783/2013. Essa redução, no entanto, ficou aquém da expectativa do governo, que era de 20%. Para o período de 2014, conforme anteriormente citado, a expectativa é que a variação nos preços de energia elétrica seja de 17,6%, e 6,45% para o IPCA. Considerando-se esta projeção, nota-se graficamente, a evolução da tarifa média de energia elétrica e a inflação no período 1995-2015 (Figura 5). Figura 5 - Evolução da tarifa média de energia elétrica (com impostos) e IPCA. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL e IBGE. Para a classe residencial (considerando-se apenas consumo acima de 220 kwh mensais), são apresentadas, na Figura 6, as tarifas médias para as 27 capitais brasileiras no início do ano de 2014 e a previsão destas tarifas para o início do ano de 2015, reajustadas com os valores aprovados pela ANEEL ao longo do ano de 2014. Para as 27 concessionárias em questão, a média dos reajustes ao longo do ano foi de aproximadamente 20% 5 para a classe residencial, sendo que praticamente todos ficaram acima dos 10% e em Boa Vista o reajuste ultrapassou os 50%. 5 Até o início de 11/2014 estavam definidos os reajustes tarifários de 23 distribuidores das 27 capitais. O reajuste da CEEE foi suspenso e o reajuste para a CEA, CERON e Eletroacre estão previstos para 30 de novembro, adotou-se o valor de 17% nestes casos.
Figura 6 - Tarifa de energia elétrica para a classe residencial em jan/2014 e previsão para jan/2015. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANEEL. Cenários Foram realizadas simulações com as condições tarifárias do início de 2014 e do início de 2015, para isso foram adotadas algumas condições: preço 6 do Watt-pico instalado em R$ 7,32 e uma taxa de desconto 7 de 11% (nominal). Para o cenário padrão, considerouse também um valor autoconsumo em 54% e um reajuste de tarifas de energia elétrica de 5,8% a.a., durante os 25 anos de vida útil do projeto, que equivale à média geométrica das projeções (realizadas em 31/10/2014) para a variação do IPCA nos próximos anos 2014-2019, de acordo com o Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil. Além disso, foram estimados, em uma análise de sensibilidade, os resultados para diferentes condições de reajustes tarifários, visto que nem sempre os reajustes de energia elétrica estão em linha com a inflação. Para diferentes condições de percentual de autoconsumo e reajustes anuais na tarifa de energia, além do cenário padrão, foram analisados 12 cenários, cujas condições são apresentadas na Tabela 3. Na próxima seção são apresentados os resultados do tempo de retorno sobre o investimento, levando-se em conta o valor do dinheiro no tempo (payback descontado) para cada um dos diferentes cenários. 6 Preço obtido a partir de preços internacionais (PHOTON, 2014), adicionando impostos, encargos, custos de nacionalização e instalação. 7 Valor da taxa SELIC apontada pela ata da 185ª reunião do Comitê de Política Monetária (setembro de 2014). Disponível em: <http://www.bcb.gov.br/?copom185/>. Acesso em 10 de outubro de 2014.
Cenário 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Autoconsumo (%) 0 30 70 100 0 30 70 100 0 30 70 100 Reajuste de tarifa (% a. a.) 3,3 3,3 3,3 3,3 5,8 5,8 5,8 5,8 9,1 9,1 9,1 9,1 Tabela 3 Cenários para diferentes condições de autoconsumo e reajuste tarifário. 3. Resultados No cenário padrão adotado, para a condição tarifária do início de 2014, o VPL se apresentou negativo para a maioria das cidades. Pode-se observar na Figura 7 que haveria viabilidade econômica (VPL positivo) em apenas cinco cidades. Nas condições tarifárias previstas já para o início de 2015, nota-se que haveria viabilidade econômica em dezessete capitais, ou seja, na maioria dos casos. Figura 7 - VPL e TIR para condições tarifárias de 2014 e 2015. Vale lembrar que, para este cenário, adotou-se um reajuste tarifário em linha com a inflação para o horizonte dos 25 nos subsequentes à instalação do projeto. Na Figura 8 é possível observar os valores de VPL para diferentes condições de reajuste (partir das condições de 2015). São apresentados cinco casos: Palmas (melhor caso), São Paulo (pior caso), Rio de Janeiro e Brasília (condições intermediárias), além da média para as 27 capitais. Verifica-se que, com reajustes tarifários acima de 9% ao ano, haveria viabilidade em todas as capitais, enquanto que, para reajustes anuais abaixo de 3% ao ano, isto é, reajuste real negativo, não haveria viabilidade econômica em nenhuma capital.
Figura 8 VPL (milhares de R$) em função do reajuste tarifário (% a.a.) Os resultados do tempo de retorno esperado sobre o investimento (payback) são apresentados na Tabela 4 para as condições tarifárias de 2014 e na Tabela 5 para as condições tarifárias previstas para o início de 2015. Os 12 cenários, cujas condições já foram apresentadas na Tabela 3, possibilitam verificar o impacto do reajuste tarifário e do percentual de autoconsumo nos resultados. Em um cenário de evolução tarifária em linha com a inflação e de autoconsumo 100% (cenário 8) que, do ponto de vista financeiro, é equivalente à condição de uma isenção dos impostos sobre o consumo integral de energia, conforme Convênio ICMS/CONFAZ 6/2013, para as condições de tarifas reduzidas (início de 2014), haveria viabilidade em 16 capitais (Tabela 4) e uma média de 19 anos para o payback, enquanto que para as condições tarifárias previstas para 2015 ocorreria viabilidade em 23 capitais (Tabela 5) e uma média de 16 anos para o payback. Nas condições de 2014, o tempo de retorno é sempre acima de dez anos, em 2015, há um caso em que o retorno se dá em menos de dez anos (Palmas, cenário 12). Comparando-se os cenários extremos (0% e 100%) de autoconsumo (comparação entre cenários 5 com 8 e 9 com 12), é possível perceber que o payback médio variou em aproximadamente em 6 anos para cada condição.
Cidade/Cenário 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Boa Vista NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO Macapá NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO São Paulo NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO Vitória NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO 24 22 Curitiba NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO 23 20 Brasília NO NO NO NO NO NO NO NO NO 25 21 19 Florianópolis NO NO NO NO NO NO NO NO NO 24 20 19 Manaus NO NO NO NO NO NO NO NO 25 23 20 19 Belém NO NO NO NO NO NO NO NO NO 25 20 18 Recife NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO 21 18 Fortaleza NO NO NO NO NO NO NO NO NO 23 19 17 João Pessoa NO NO NO NO NO NO NO 24 NO 22 18 16 Maceió NO NO NO NO NO NO NO 21 24 20 17 15 Salvador NO NO NO NO NO NO NO 22 NO 21 17 15 Goiânia NO NO NO NO NO NO NO 21 25 21 16 14 Natal NO NO NO NO NO NO 23 20 21 18 15 14 Porto Alegre NO NO NO NO NO NO 25 20 23 19 16 14 Rio de Janeiro NO NO NO NO NO NO 24 19 22 19 16 14 São Luis NO NO NO NO NO NO 23 20 20 18 15 14 Teresina NO NO NO NO NO NO 23 19 21 18 15 14 Aracaju NO NO NO NO NO NO 22 18 22 18 15 13 Campo Grande NO NO NO NO NO NO 22 18 20 18 15 13 Cuiabá NO NO NO NO NO NO 21 18 19 16 14 13 Porto Velho NO NO NO NO NO 25 20 17 18 16 14 13 Belo Horizonte NO NO NO 22 NO 25 18 15 19 16 13 12 Rio Branco NO NO NO 24 NO 24 18 16 18 16 13 12 Palmas NO NO 23 18 25 20 15 13 16 14 12 10 Média NO NO 23 21 25 24 21 19 21 20 17 15 Tabela 4 - Payback para as 27 capitais em 12 cenários (a partir de condições tarifárias de 2014). Nota: NO (Não Ocorre) significa que não ocorre payback, ou seja, o projeto não se paga antes do final de sua vida útil e, portanto, não há viabilidade do ponto de vista financeiro. Ainda, nota-se que caso o reajuste tarifário anual ao longo dos 25 anos de vida útil do projeto seja de 3,3%, isto é, abaixo da inflação esperada (cenários 1 a 4), não ocorreria payback na maior parte dos casos para as condições tarifárias de 2014, enquanto que, para 2015, em uma condição de 100% de autoconsumo (cenário 4) ocorreria viabilidade em 15 das 27 capitais.
Cidade/Cenário 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Macapá NO NO NO NO NO NO NO NO NO 25 23 22 São Paulo NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO 23 20 Boa Vista NO NO NO NO NO NO NO NO 18 18 18 18 Vitória NO NO NO NO NO NO NO NO NO 22 18 16 Brasília NO NO NO NO NO NO NO 23 22 19 17 15 Curitiba NO NO NO NO NO NO NO 21 NO 21 17 15 Manaus NO NO NO NO NO NO NO 23 20 19 17 15 Recife NO NO NO NO NO NO NO 22 24 20 17 15 Florianópolis NO NO NO NO NO NO 23 20 20 18 15 14 Fortaleza NO NO NO NO NO NO 24 20 22 19 16 14 Belém NO NO NO 25 NO NO 19 16 19 16 14 12 Campo Grande NO NO NO 24 NO 24 18 16 18 16 13 12 João Pessoa NO NO NO NO NO NO 20 16 20 17 14 12 Natal NO NO NO 25 NO 24 19 16 18 16 13 12 Porto Alegre NO NO NO 22 NO 24 18 15 18 16 13 12 Salvador NO NO NO NO NO NO 20 17 21 18 14 12 Aracaju NO NO NO 22 NO 24 18 15 18 16 13 11 Cuiabá NO NO NO 21 25 21 17 15 16 14 12 11 Goiânia NO NO NO 21 NO 25 18 15 19 16 13 11 Porto Velho NO NO 22 18 21 18 15 13 15 13 11 11 Rio de Janeiro NO NO NO 20 NO 23 17 14 18 15 13 11 São Luis NO NO 23 18 23 19 15 14 15 14 12 11 Belo Horizonte NO NO 20 15 24 18 14 12 16 13 11 10 Maceió NO NO 23 18 NO 20 15 13 16 14 12 10 Rio Branco NO NO 19 15 21 17 14 12 15 13 11 10 Teresina NO NO 22 17 23 19 15 13 15 13 11 10 Palmas NO 25 17 14 20 16 13 11 14 12 10 9 Média NO 25 21 20 22 21 17 16 18 17 14 13 Tabela 5 - Payback para as 27 capitais em 12 cenários (a partir de condições tarifárias de 2015). Por fim, na Figura 9 são apresentados os resultados do VPL em função do autoconsumo para cinco cidades, e a média das capitais brasileiras (resultados a partir da condição tarifária de 2015 e do cenário padrão). Evidentemente, o VPL apresenta-se mais sensível ao autoconsumo em cidades onde há maior incidência de impostos na tarifa de energia, em Boa Vista e Macapá, por exemplo, nota-se que o percentual de autoconsumo pouco afeta o VPL, visto a baixa incidência de impostos nas tarifas residenciais para estas concessionárias. Por outro lado, considerando a média das capitais brasileiras, nota-se que uma variação do percentual de autoconsumo de 65% para 90% poderia dobrar o valor do VPL.
4. Conclusões Figura 9 - VPL (milhares de R$) em função do autoconsumo (%) Neste trabalho foi realizada uma avaliação de viabilidade econômico-financeira da microgeração fotovoltaica. Tomou-se como referência a classe de consumo residencial, um sistema de 1,5 kwp e o preço de R$ 7,32 por Watt-pico instalado. A viabilidade da microgeração depende de condições diversas como, por exemplo, investimento necessário, desempenho do sistema, nível de irradiação solar, energia gerada, perfil da curva de carga do microgerador e, além disso, das condições vigentes nas tarifas de energia elétrica, tais variáveis, além de outras, foram incluídas no modelo para a avaliação. Com a redução de tarifas ao longo do ano de 2013 e com o Convênio ICMS/CONFAZ 6/2013, até então, a micro e minigeração não vinham se mostrando muito atrativas para a maioria das capitais do país, embora já houvesse alguma viabilidade para um cenário de autoconsumo de 100% (apenas três casos para um autoconsumo de 100% e um caso para autoconsumo 70%). Para o ano de 2015, no cenário padrão, a expectativa é que na maioria das capitais brasileiras já existam condições favoráveis para a micro/minigeração com sistemas fotovoltaicos. Caso se tenha um sistema fotovoltaico dimensionado de modo que a geração fotovoltaica não ultrapasse a carga, resultando em valor de autoconsumo próximo a 100%, existiria viabilidade econômica em 23 das 27 capitais brasileiras.
Observou-se que, dependendo da diferença entre as tarifas com e sem impostos, o percentual de autoconsumo pode exercer grande influência sobre a atratividade financeira na microgeração Desta forma, é interessante para o microgerador, buscar dimensionar seu sistema adequadamente e, se possível, modular seu consumo, de forma a adequar sua curva de carga a fim de se maximizar seu autoconsumo. Ainda, considerou-se no cenário padrão uma evolução de tarifas em linha com a inflação, embora, historicamente, esta não seja a condição observada no Brasil. Desde 1995, a o reajuste nas tarifas de energia elétrica evoluiu, em média, a uma taxa maior do que o IPCA. Portanto, além do cenário padrão, também é interessante considerar os cenários nos quais a tarifa de energia evolui acima da inflação. Além disso, embora não se tenha considerado no modelo, caso as chuvas não ocorram acima da média histórica nos próximo ano, em 2015 poderá ocorrer, novamente, grande pressão nos reajustes tarifários de energia elétrica, visto que os níveis dos reservatórios poderão iniciar 2015 em condições de escassez maiores do que no ano 2014, o que aumentaria ainda mais a atratividade da micro e minigeração distribuída. Referências ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa nº. 482, de 17 de abril de 2012. Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. Diário Oficial da União, Brasília, 19 abr. 2012. CONFAZ. Conselho Nacional de Política Fazendária. Convênio ICMS nº 6 de 05 de abril de 2013. Diário Oficial da União, Brasília, 12 abr. 2013. FRANCISQUINI A. A., Estimação De Curvas De Carga Em Pontos De Consumo E Em Transformadores De Distribuição. 2006. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica). Universidade Estadual Paulista, Ilha Solteira. IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. Serie histórica do IPCA. Disponível em: <http://www.ibge.gov.br>. Acesso em: 10 set. 2014. PHOTON. Photon Price Index.. Disponível em: <http://www.photon.info/newsletter/document/87497.pdf>. Acesso em: 30 ago. 2014.
Breve currículo dos autores: Rennyo Nakabayashi: Mestrando em Energia pelo Instituto de Energia e Ambiente da USP, graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Politécnica da USP. Desenvolve projetos de redes elétricas inteligentes de energia na AES Eletropaulo, foi Engenheiro de Sistemas na Alstom Grid e pesquisador de Iniciação Científica no Laboratório de Sistemas Fotovoltaicos do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo. Contato: rennyo@usp.br, 11 98077-9973, Universidade de São Paulo, Instituto de Energia e Ambiente da USP. Av. Prof. Luciano Gualberto, 1289, Cidade Universitária. Roberto Zilles: Doutorado em Engenharia de Telecomunicações na especialidade Sistemas Fotovoltaicos - Universidad Politécnica de Madrid (1993) e Livre Docência na especialidade Energias Renováveis - Universidade de São Paulo (2006). Atualmente é professor associado do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo, Membro do Editorial Board da Revista Progress in Photovoltaics: Research and Applications, Chefe da Divisão Científica de Planejamento, Análise e Desenvolvimento Energético do IEE-USP e Presidente da Associação Brasileira de Energia Solar. Contato: zilles@iee.usp.br, 11 3091-2673, Universidade de São Paulo, Instituto de Energia e Ambiente da USP. Av. Prof. Luciano Gualberto, 1289, Cidade Universitária.