Eduardo Tobias

O mercado de projetos de geração centralizada está altamente concorrido. Do lado da oferta, o desenvolvimento de novos projetos de usinas fotovoltaicas (UFV) e de usinas eólicas (UEE) não para de crescer. Já são mais de 330 GWac em projetos com Despacho de Registro de Requerimento de Outorga (DRO) emitidos das duas fontes, sendo 242,8 GWac de UFVs (ANEEL, 2022a). Por outro lado, no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), muitas distribuidoras seguem subcontratadas. Consequentemente, a viabilização de novos projetos, “já há alguns anos”, tem dependido majoritariamente do Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual há competição direta entre todas as fontes. Em um ambiente de alta concorrência e livre competição entre as fontes, os projetos que têm maior chance de serem implementados são aqueles capazes de produzir energia elétrica a um menor custo. Neste contexto, a perda de competitividade da fonte fotovoltaica no Brasil a partir de 2020 tem sido um grande desafio para todo o setor. Visando a auxiliar desenvolvedores de projetos e investidores interessados na fonte, este artigo se dedica a mapear e compreender os principais fatores que determinam a competitividade de um projeto de UFV no Brasil. Principais fatores de competitividade A Figura 1 consolida uma lista desses fatores principais. Eles estão classificados em três categorias: Endógenos: aqueles intrínsecos e particulares a cada projeto; Exógenos: aplicáveis a todos os projetos fotovoltaicos independentemente de suas particularidades – porém, não necessariamente fora do controle do empreendedor; Transversais: dependem de outros fatores – parte endógenos e parte exógenos. Legenda: Fig. 1 – Fatores de competitividade de um projeto de usina fotovoltaica As bandeiras do Brasil presentes na Figura 1 visam a destacar os fatores de competitividade que diferenciam um projeto fotovoltaico brasileiro daqueles desenvolvidos em outros países. Fatores endógenos ao projeto Os fatores endógenos elencados são consequências de escolhas da empresa que está desenvolvendo o projeto. As principais são a localização da UFV, do ponto de conexão e suas características técnicas. A escolha do local tem um grande peso no desempenho da futura UFV. Dela derivam, por exemplo, o nível da irradiação global horizontal (GHI), o albedo e a temperatura ambiente. Quanto maior o GHI e o albedo e quanto menor a temperatura, maior será o fator de capacidade da UFV. A localização também traz impactos indiretos no orçamento de CAPEX. Por hipótese, se a topografia e as condições de solo para estaqueamento dos trackers do local escolhido não forem favoráveis, o projeto demandará maiores investimentos. Se no entorno houver limitações de disponibilidade e qualificação de mão de obra ou, ainda, infraestrutura logística desfavorável, haverá impacto em custos e no prazo de implantação da UFV. A escolha do ponto de conexão, por sua vez, impacta a competitividade do projeto de várias formas. Quanto mais longe o projeto estiver do ponto de conexão, maiores serão o investimento e o custo de manutenção da infraestrutura de conexão, e maiores serão as perdas. Se o projeto demandar um seccionamento de linha, maior será o investimento e mais incerto será o prazo de implantação. A tensão da conexão, o escopo de eventuais reforços de rede necessários e o risco de indisponibilidade de margem de escoamento de energia elétrica da UFV também são consequências dessa escolha. Da localização da UFV e do ponto de conexão também derivam custos e despesas relevantes; por exemplo, o pagamento pelo uso dos imóveis e, principalmente, o Encargo de Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição (EUST/D). Este é função da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão/Distribuição (TUST/D), que é diferente para cada ponto de conexão. Como referência, o impacto no custo de produção de energia elétrica de uma UFV para cada incremento de R$1,00/kW/mês da TUST/D é superior a R$2,00/MWh, considerando o desconto de 50% (RUIZ, 2021a). A localização da UFV também determina seu submercado para fins de comercialização de energia elétrica. Atualmente, a energia elétrica produzida no submercado Sudeste/Centro-Oeste é comercializada a valores mais altos do que a produzida no Nordeste. Além disso, no SE/CO a fonte eólica é menos competitiva. Por outro lado, projetos localizados fora da área de atuação da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE), não são elegíveis a financiamento com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (FNE) e do Fundo de Desenvolvimento do Nordeste (FDNE). Essas fontes são consideravelmente mais competitivas do que o BNDES e o mercado de capitais. A definição das características técnicas da UFV tem grande impacto no custo de produção de energia elétrica. Afeta diretamente o desempenho da UFV, o CAPEX, custos e despesas operacionais, dentre outros. Esse trabalho envolve, de forma resumida, a definição da potência da UFV, tanto em corrente contínua (CC) quanto em corrente alternada (CA), do arranjo fotovoltaico (array) e do layout da usina. A relação entre a potência CC e a potência CA é o chamado Overload Ratio. Cabe ao desenvolvedor do projeto buscar a configuração que possibilitará produzir energia elétrica ao menor custo, ou seja, aquela que maximize a criação de valor ao investidor. Contudo, ressalva-se que a configuração ótima não necessariamente é a de melhor performance ratio. Otimizar as características técnicas do projeto depende de múltiplos fatores endógenos, além de alguns exógenos e transversais. Por isso, cada projeto é único. Fatores exógenos e transversais A perda de competitividade da fonte fotovoltaica a partir de 2020 se deve a fatores que afetam todos os projetos no Brasil e estão fora do controle dos empreendedores. São eles: a maxidesvalorização do real (taxa de câmbio); o aumento de custo, em moeda estrangeira, de equipamentos e componentes importados e do frete marítimo internacional (fator CAPEX); e a alta das taxas de juros dos títulos públicos e da inflação. Mais de 50% do CAPEX de uma UFV é precificado em moeda estrangeira, o que também afeta o custo de operação e manutenção (O&M) da UFV. Portanto, para projetos com receita em reais, quanto menor a exposição do CAPEX e do custo de O&M a moedas estrangeiras, melhor. A Figura 2 ilustra o histórico da cotação média mensal do dólar – e sua volatilidade – a partir de outubro de 2014, quando houve o primeiro leilão do Ambiente de Contratação Regulado (ACR) com projetos fotovoltaicos vencedores. Legenda: Fig. 2 – Histórico da cotação do dólar comercial (venda). Fonte: IPEA Data (2022). A recente alta da curva de juros futuros e da inflação impactam, indiretamente, no custo de produção de energia elétrica de novos projetos. A Figura 3 ilustra o aumento em torno de 300 pontos-base (3% a.a.) da taxa da Nota do Tesouro Nacional (NTN-B) nos últimos 12 meses, e de 266 pontos-base (2,66% a.a.) da parcela fixa da Taxa de Longo Prazo (TLP), que compõe o custo de financiamento do BNDES, do FNE e do FDNE. Quanto maior os juros dos títulos públicos e a inflação, maior será a Taxa Mínima de Atratividade (TMA) do capital próprio exigida por investidores. Esses fatores, contudo, afetam projetos de todas as fontes. Legenda: Fig. 3 – Histórico da taxa de venda da NTN-B com vencimento em 2026 e da parcela fixa da TLP. Fonte: Tesouro Nacional (2022); BNDES (2022). O aumento das taxas de juros, no entanto, não foi a única alteração desfavorável nas condições de financiamento dos projetos. No caso do FNE, a disponibilidade de recursos para renováveis caiu consideravelmente a partir de 2020, e o limite da alavancagem financeira foi reduzido em 50% do orçamento do projeto. Para 2022, há a restrição adicional de novas contratações estarem limitadas a R$ 300 milhões por grupo econômico, o que favorece a competitividade de UFVs de médio porte. Por outro lado, desde agosto de 2020, o BNDES implementou uma nova metodologia de credenciamento de sistemas fotovoltaicos, mais flexível. A nova regra tem contribuído com a viabilização de inúmeros projetos de UFVs que, por diferentes razões, não conseguiram acessar recursos do FNE nem do FNDE. Outros dois fatores exógenos e particulares ao Brasil são a regulação do setor elétrico e a tributação. Nesses tópicos, qualquer mudança de regra pode impactar a competitividade relativa da fonte, seja para melhor ou para pior. Portanto, requer monitoramento e atenção permanente das partes interessadas. O principal exemplo de alteração regulatória desfavorável para a fonte é a previsão do fim do desconto na TUST/D, estabelecida pela Lei nº 14.120/21. Por se tratar de uma tarifa sobre a potência, o impacto será muito mais severo na fonte fotovoltaica do que em outras renováveis (RUIZ, 2021a). Ademais, o fim do desconto impactará negativamente o preço de venda da energia elétrica pelas UFVs no mercado livre, dado que também se aplica aos consumidores de energia incentivada. Outro tema regulatório relevante, ainda em discussão, é a mudança da metodologia de cálculo da TUST para aumentar o peso do sinal locacional. A potencial mudança tende a incrementar a TUST de usinas operacionais dedicadas exclusivamente ao ACL e novos projetos localizados no submercado Nordeste e, em contrapartida, favorecer aqueles localizados no Sudeste. Dentre as mudanças regulatórias recentes favoráveis à fonte, destacam-se: a publicação pela ANEEL da Resolução Normativa 954/21, que trata dos projetos associados e híbridos; e a Lei nº 14.286/21 que confere maior segurança jurídica para a celebração de contratos de venda de energia elétrica com pagamento em moeda estrangeira junto a consumidores livres que sejam exportadores. Ambas, boas oportunidades para o aumento de competitividade de projetos fotovoltaicos. No que se refere a mudanças tributárias, alguns dos temas de maior preocupação do setor têm sido: a manutenção da condição de ex-tarifários para equipamentos e componentes importados; e as diversas propostas de reforma tributária em discussão na Câmara e no Senado. Os Projetos de Lei 2.337/21 e 3.887/20, por exemplo, reduziriam a competitividade do regime tributário do Lucro Presumido, amplamente adotado por UFVs e UEEs. Consequentemente, favoreceriam a competitividade relativa de usinas no regime do Lucro Real, dentre elas termelétricas fósseis e grandes hidrelétricas (RUIZ; EDELSTEIN, 2021). A evolução tecnológica, por sua vez, tem se provado historicamente como o principal fator de aumento de competitividade da fonte fotovoltaica. No caso, faz-se referência tanto ao aumento do desempenho dos sistemas quanto à, até então, sistemática redução do CAPEX. O perfil do investidor do projeto também tem peso relevante na competitividade da UFV. Para um mesmo projeto, um investidor que requeira uma TMA do capital próprio menor consegue ofertar energia elétrica mais barata. Vale ressalvar que a TMA do capital próprio a ser aplicado ao projeto também deveria ponderar a avaliação de risco do respectivo projeto. Por esta razão, a TMA foi classificada como fator transversal. Adicionalmente, o perfil do investidor pode contribuir positivamente sempre que resultar na obtenção de condições mais favoráveis de financiamento como, por exemplo, devido à saúde financeira do grupo ou à capacidade e ao histórico de execução de projetos similares. Por fim, quanto maior o poder de barganha do investidor junto aos fornecedores, mais competitivo serão o CAPEX e o O&M do projeto. Com o ganho do protagonismo do ACL na viabilização de novos projetos, a capacidade de originação de clientes e a estratégia mercadológica se tornaram importantes diferenciais competitivos. No tema da capacidade de originar clientes, novamente, o perfil do investidor pode fazer diferença. Por exemplo, no caso de empresas de grande porte do setor elétrico que tenham comercializadoras dentro do mesmo grupo econômico. No tema da estratégia, para citar um exemplo, o regime de Autoprodução de Energia (APE) permite inúmeros arranjos contratuais, o que abre espaço para maiores ganhos ao projeto e ao consumidor da energia elétrica. Também a depender da estratégia de comercialização, um projeto ficará mais ou menos exposto ao valor do PLD que está totalmente fora do controle do investidor. Competitividade relativa A conclusão quanto ao nível de competitividade de um projeto de UFV requer a comparação com outros projetos fotovoltaicos, assim como com projetos e usinas operacionais concorrentes de outras fontes. Essa comparação é fundamental em um contexto de sobreoferta de projetos de fontes renováveis e do forte ritmo de expansão da fonte eólica. Legenda: Fig. 4 – Projetos fotovoltaicos em desenvolvimento e UFVs em operação em 03/03/2022. Fonte: ANEEL (2022); EPE (2022). Em março de 2022, segundo a ANEEL (2022), havia 5.630 projetos de UFV com DRO, totalizando 242,8 GWac. Como referência, a matriz elétrica brasileira tem potência operacional de 182,4 GWac somando todas as fontes. Dos projetos de UFV com DRO, somente 893 (36 GWac) tiveram a outorga de autorização publicada. Dentre esses, pouco mais de 10% (96 projetos – 3,7 GWac) estavam em construção nesta data. Outro indicativo da sobreoferta de projetos são os dados de projetos cadastrados para o Leilão de Energia Nova (LEN) A-4 de 2022. Foram cadastrados 1.894 projetos somando 75,25 GWac, dos quais 1.263 projetos (51,8 GWac) de UFV e 542 (21,4 GWac) de fonte eólica (EPE, 2022). Deve-se ainda considerar que, do contingente de 242,8 GWac, não há somente projetos greenfield em desenvolvimento. Há, também, projetos de expansão de UFVs operacionais e uma nova geração crescente de projetos fotovoltaicos associados a UEE (Usinas Eólicas) operacionais. Ambas são modalidades de projetos de menor risco de implantação e potencialmente mais competitivas do que a média dos projetos greenfield independentes (RUIZ; SCARAMUCCI, 2022). Em 2021, tanto a fonte fotovoltaica quanto a eólica bateram recorde no volume de potência instalada. Segundo a ANEEL (2022), entraram em operação 1.539 MWac de UFVs em 2021, o dobro da média do período entre 2017 e 2020. No entanto, a eólica teve uma adição 140% maior, de 3.694 MWac. Se as fontes forem comparadas em termos de oferta de energia elétrica, em MW médio, a eólica superou a fotovoltaica em mais de 4 vezes. Importante mencionar que, a partir do LEN A-4 de 2022, projetos das fontes eólica e fotovoltaica também passarão a concorrer diretamente no ambiente regulado (MME, 2021). Conclusões Nesta desafiadora conjuntura de sobreoferta de projetos, livre concorrência entre fontes e recente perda de competitividade da fonte fotovoltaica, é fundamental concentrar esforços nos projetos capazes de produzir energia elétrica a um menor custo. Daí a importância de se mapear e compreender os principais fatores que determinam a competitividade de um projeto de UFV no Brasil. Como cada projeto tem suas particularidades, a análise do investimento requer customização, profundidade, rigor técnico e isenção. Ela deve contemplar um estudo de viabilidade técnica e econômica robusto, incluindo a verificação independente de premissas para se certificar de que estão atualizadas e sem erros, omissões e viés. Deve-se considerar também uma análise de riscos prévia e detalhada, com a elaboração de um plano de gerenciamento de riscos customizado ao projeto. Além disso, a conclusão quanto ao nível de competitividade de um projeto de UFV ainda depende da comparação com usinas operacionais e projetos de outras fontes, principalmente a eólica. Referências ANEEL. SIGA – Sistema de Informações de Geração da ANEEL. 2022. Disponível em: https://app.powerbi.com/view?reyJrIjoiNjc4OGYyYjQtYWM2ZC00%20YjllLWJlYmEtYzdkNTQ1MTc1NjM2IiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZh%20Mi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9. Acesso em: 03 mar. 2022. CAPEX – Capital Expenditures (investimentos de capital). RUIZ, E. T. N. F. Impacto do fim do desconto na TUST/D na competitividade de projetos fotovoltaicos. Revista Fotovolt, São Paulo, v. 7, n. 43, , p. 56-59, nov./dez. 2021a. SUDENE – Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste. TESOURO NACIONAL. Histórico de preços e taxas: NTN-B. 2022. Disponível em: https://www.tesourodireto.com.br/titulos/historico-de-precos-e-taxas.htm. Acesso em: 25 fev. 2022. BNDES. Histórico da parcela fixa da TLP. 2022. Disponível em: https://www.bndes.gov.br/wps/portal/site/home/financiamento/guia/custos-financeiros/historico-da-parcela-fixa-da-tlp BRASIL. Lei nº 14.120, de 1 de março de 2021. Dispõe sobre a regra de transição para o fim do desconto da TUST. Diário Oficial da União, Brasília, 2021. ANEEL. Resolução Normativa n.º 954, de 30 de novembro de 2021. Estabelece tratamento regulatório para a implantação de UGH e centrais geradoras associadas. Diário Oficial da União, 06 dez. 2021. BRASIL. Lei nº 14.286, de 29 de dezembro de 2021. Dispõe sobre o mercado de câmbio brasileiro, o capital brasileiro no exterior, o capital estrangeiro no País e a prestação de informações ao Banco Central do Brasil. Diário Oficial da União, Brasília, 2021. RUIZ, E. T. N. F; EDELSTEIN, A. Impactos do PL 2.337/2021’ na Competitividade de Projetos Eólicos. Portal Cenários Eólica. Editora Brasil Energia. Publicado em 01 nov. 2021. Disponível em: https://cenarioseolica.editorabrasilenergia.com.br/2021/11/01/impactos-do-pl-2-337-2021-na-competitividade-de-projetos-eolicos/ EPE. Informe de Cadastramento: Leilão de Energia Nova A-4 de 2022. 2022. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-644/Informe%20Cadastramento%20LEN%20A4-2022-Final.pdf RUIZ, E. T. N. F; SCARAMUCCI, H. F. A. Vantagens e desafios do desenvolvimento de projetos fotovoltaicos associados a usinas eólicas em operação. Portal Cenários Eólica. Editora Brasil Energia. Publicado em 28 jan. 2022. Disponível em: https://cenarioseolica.editorabrasilenergia.com.br/2022/01/28/vantagens-e-desafios-do-desenvolvimento-de-projetos-fotovoltaicos-associados-a-usinas-eolicas-em-operacao/ MME. Portaria Normativa nº 34, de 22 de dezembro de 2021. Estabelece as diretrizes para se realizar o LEN A-4/2022. Disponível em: https://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/editais_geracao/documentos/prt2021034mme.pdf.

Eduardo Tobias

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