O setor de energias renováveis enfrenta um cenário cada vez mais desafiador no Brasil. O curtailment, as incertezas regulatórias, a forte volatilidade dos preços intradiários e o descolamento entre submercados criaram um contexto de riscos que, até pouco tempo, eram pouco considerados nos modelos de negócio.
Apesar disso, especialistas mantêm otimismo quanto ao futuro do mercado brasileiro. A avaliação é de que o setor vai se adaptar a essas novas variáveis, o que exigirá soluções mais criativas e inovadoras. No entanto, a tendência é de que os preços da energia subam, refletindo a necessidade de acomodar esses riscos.
Esse foi o tema central do painel “Geração centralizada solar fotovoltaica: modelos de negócios e panorama de financiamento”, realizado no segundo dia da Intersolar South America, em São Paulo.
Segundo Rodrigo Borges, líder de mercado da Aurora Energy Research no Brasil, os desenvolvedores precisam hoje acrescentar cerca de R$ 109/MWh apenas para cobrir os riscos de curtailment, diferenças entre submercados e volatilidade do PLD intradiário.
“Precisamos entender e precificar melhor os riscos atuais. O curtailment é a maior dor, mas o risco dos preços intradiários tende a ter ainda mais impacto nos modelos de negócios. É fundamental termos um preço saudável para viabilizar os novos projetos, e a bateria terá papel estratégico na gestão desses riscos”, destacou Borges.
Para Sasha Sampaio, vice-presidente de finanças estruturadas da Lightsource BP, os setores solar e eólico vivem hoje um momento semelhante ao que as hidrelétricas enfrentaram no passado com o risco hidrológico (GSF).
“Estamos lidando com variáveis que não eram consideradas nos processos de valuation. Por um lado, isso aumenta a incerteza e pressiona as margens dos projetos. Por outro, traz mais maturidade ao mercado. Assim como aprendemos a precificar o GSF, os players terão de aprender a valorar o curtailment”, avaliou.
Segundo a executiva, considerando uma premissa de 5% de curtailment ao longo de toda a vida útil de um projeto, seria necessário um incremento de R$ 8 a R$ 10/MWh para recuperar a taxa mínima de retorno. No entanto, como os investidores tendem a exigir um spread adicional para assumir esse risco, a margem poderia aumentar em quase R$ 20/MWh. “O que deve acontecer é uma elevação da taxa mínima de atratividade para que esse risco seja absorvido dentro do ativo”, afirmou.
Já Júlio Meirelles, diretor executivo do Banco Santander Brasil, ressaltou que, além das elevadas taxas de juros, são as incertezas que permeiam a discussão dos novos empreendimentos de geração solar centralizada. “Ainda assim, temos uma visão otimista em relação à continuidade desses negócios”, disse.
Na avaliação de Mariana Galhardo, sócia sênior da G2A Consultores, a necessidade de armazenamento de energia já era clara no mercado brasileiro há pelo menos cinco anos. Para ela, a grande oportunidade para inserção dessa tecnologia será o leilão de reserva de capacidade exclusivo para baterias.
O certame chegou a ser cogitado para julho deste ano, mas não avançou por falta de planejamento do MME (Ministério de Minas e Energia). A proposta inicial previa a contratação de projetos de até 30 MW, com disponibilidade de potência máxima por quatro horas e contratos de dez anos.
Segundo Galhardo, os pontos críticos para o sucesso desse leilão seriam a dispensa do licenciamento ambiental prévio, a viabilidade de empilhamento de receitas e a efetiva possibilidade de colocalização das baterias junto à geração.
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