Resumo

Questões socioambientais pressionam o setor elétrico na direção das fontes renováveis de geração de energia. Em decorrência do Acordo de Paris (Organização das Nações Unidas [ONU], 2015), o Brasil se comprometeu a reduzir até 2025 as emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) em 37% abaixo dos níveis de 2005 e sinalizou a intenção de diminuir até 2030 em 43%. Além disso, se comprometeu com a participação de 45% das energias renováveis na matriz energética e com ganhos de 10% de eficiência no setor elétrico na sua Contribuição Nacionalmente.

O objetivo deste trabalho foi mensurar o impacto de riscos regulatórios e tributários no desempenho financeiro de projetos residenciais de geração fotovoltaica distribuída operados de acordo com a Resolução Normativa n. 482 (Agência Nacional de Energia Elétrica [ANEEL], 2012), que estabeleceu o sistema de compensação de energia para micro e mini- geração distribuída no Brasil. Este estudo pode ser uma ferramenta adicional para que reguladores e formuladores de políticas possam avaliar de forma sistêmica o impacto de suas decisões de cunho regulatório e tributário.

Organizamos a fundamentação teórica em três temas. No primeiro, apresentamos os marcos e as principais características do mercado brasileiro de geração fotovoltaica distribuída. No segundo, mapeamos os riscos regulatórios e tributários dos projetos de geração fotovoltaica distribuída que operam no sistema de compensação. No último, apresentamos as premissas financeiras da avaliação desse tipo de projeto e os métodos tradicionais de avaliação financeira.

Criamos diferentes hipóteses para os riscos regulatórios e tributários discutidos na revisão da literatura, fazendo a simulação financeira de um projeto típico de 6 kWh para cada hipótese criada. Para mensurar o impacto das hipóteses, calculamos a diferença entre a Taxa Interna de Retorno da simulação e a do caso-base, que reflete as condições atuais de mercado dos projetos de geração fotovoltaica distribuída no Brasil. O fato de todas as simulações terem a mesma base de investimento, horizonte de análise e perfil de fluxo de caixa permitiu a mensuração do impacto de cada hipótese.

O valor da TIR real do caso-base foi de 16,1% e seria ainda maior se tivéssemos considerado as bandeiras tarifárias e um aumento real do preço da energia elétrica ao longo da vida-útil do projeto. A TIR real das hipóteses variou de 9,1% até 26,3%, com o impacto dos riscos na TIR indo de -6,0% até +8,9% A magnitude dos impactos foi bastante significativa. Os riscos Reajustes Tarifários e Atributo Ambiental impactaram positivamente o desempenho financeiro do projeto, enquanto os riscos Tarifa Binômia, Tributário e Tarifa Granular tiveram impacto negativo, em linha com as expectativas iniciais.

Se por um lado a tarifa binômia e granular pode suavizar uma parte dos incentivos distorcidos na remuneração dos investidores em geração fotovoltaica distribuída, por outro os grandes reajustes tarifários em relação à energia proveniente de hidrelétricas sob o regime de cotas e de Itaipu Binacional parecem ser distorções inerentes ao sistema de compensação. As isenções tributárias são bastante relevantes para o desempenho financeiro dos projetos, mas mesmo com a retirada de todas a TIR real do projeto seria de 9,8%, um patamar ainda relativamente alto.

Pela natureza do estudo, envolvendo a combinação de questões teóricas nas áreas de meio ambiente e energia com a evolução de aspectos regulatórios nos mercados brasileiro e internacional, as 40 referências bibliográficas resultaram da conjugação de artigos acadêmicos com relatórios profissionais e instrumentos legais. Essa articulação foi necessária para que os resultados e conclusões pudessem trazer contribuições concretas à área de geração de energia renovável, mais especificamente no segmento de geração fotovoltaica distribuída.