Um estudo econômico, elaborado pelos autores e demonstrado na Tabela 4, tendo como base um programa de inclusão de GD com SFCR, utilizando como premissa as usinas com capacidade de geração de 1,0 Gwp, em geradores fotovoltaicos e seu impacto na matriz energética brasileira, indica o período de 34 anos, como sendo o espaço de tempo que melhor oferece a condição de um retorno (TIR) de 6% ao ano, período que seria suficiente para a recuperação do investimento.
Tabela 4: Condições do Programa com simulações realizadas para 34 anos
Ano1 do programa 2010
Tempo de simulação do Programa 34 anos
TIR 6% a.a
Remuneração O&M 1% a.a
Redução Anual do Custo dos Geradores fotovoltaicos 5% a.a Redução Anual do Rendimento dos Geradores Fotovoltaicos 0,5% a.a
Fonte: Adaptado de Leonelli et al (2009).
Os resultados encontrados por Leonelli et al (2009) demonstram que até o ano 10, o custo da energia gerada pelo programa decrescem porque os PIE-FV recebem uma remuneração 5% menor pela energia gerada, de cada novo bloco com 100 MWp gerados. Isto corrobora para a criação de um mix de preços decrescente. Aliado a este fator, os autores descrevem que existe a influência queda gradual de 0,5% no rendimento dos geradores elevando um pouco o custo da energia gerada.
Do ano 10 ao 25, Leonelli et al (2009) indica uma elevação anual de 0,5% no custo da energia gerada uma vez que neste período não haverá entrada nem saída de novos PIE-FV. A partir do ano 25, os autores relatam que há uma nova queda nos preços devido à saída anual dos PIE-FV por receberem uma remuneração maior. No entanto, aqui, como nos primeiros 10 anos da simulação, percebe-se a influência da queda anual de 0,5% no rendimento dos
geradores fotovoltaicos, elevando o custo da energia gerada, conforme demonstrado na Gráfico 4.
Gráfico 4: Custo Anual da energia gerada pelo Sistema Fotovoltaico
Fonte: Leonelli et al, Relatório do Grupo de Trabalho de Geração Distribuida com Sistemas Fotovoltaicos, 2009, p. 67.
Descrevem, também, os referidos autores que, consideradas as mesmas condições de simulação, a tendência é de que a VR para esta modalidade de geração nos leilões de energia seja decrescente em virtude da maturação do programa, da maior oferta de energia por meio da entrada de novos geradores em detrimento das fontes de energia tradicionais, inclusão de novas tecnologias e considerando um aumento máximo de VR em 0,30% por ano, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5: Percentuais de aumento do VR com a inclusão do Sistema Fotovoltaico na Matriz
Fonte: Leonelli et al, Relatório do Grupo de Trabalho de Geração Distribuida com Sistemas Fotovoltaicos, 2009, p. 69.
A conclusão a que chegam os autores indica que apesar de, em curto prazo, não ser uma iniciativa em direção à modicidade tarifária, a geração descentralizada no meio urbano proporciona adiamento de investimentos na rede de distribuição das concessionárias.
Todavia, este mesmo VR, por si só, limita o preço contratado da energia proveniente de fontes alternativas na metodologia de chamada pública, o que prejudica tanto as distribuidoras, quanto os pequenos geradores, porque o VR, considerado para as atuais condições de desenvolvimento e tecnologia das fontes alternativas, é considerado baixo, pois é calculado utilizando mecanismos dos leilões A-3 e A-5, em que participam somente grandes usinas de fontes hidrelétricas e térmicas.
Nesse caso, a participação em aquisição de energia por meio de chamadas públicas, não incentiva a expansão da geração distribuída, conforme discorrido pela ANEEL na Nota Técnica 004/2011, uma vez que o VR é superior ao MIX de compra de energia das distribuidoras. Este ultimo fator beneficia somente ao consumidor.
Dessa forma, A ANEEL reconhece que as alterações no cálculo do VR ou a tomada de parâmetros para a adoção, no setor elétrico brasileiro, de uma tarifa feed-in, como já é realidade em muitos países da União Européia, ensejará, antes, alteração em importantes regulamentos balizadores do setor de energia do Brasil, como o decreto 5.163/2004.
A ANEEL descreve, ainda, em sua Nota Técnica 004/2011, sobre a concessão de benefícios e descontos nas tarifas vigentes da aplicação de tarifas feed-in e de incentivos governamentais para fomentar os investimentos em geração distribuída o que, a este respeito, existem consensos no setor de que a elevação de descontos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, na busca de ampliação de alguns benefícios, poderá acarretar impactos excessivos nas tarifas dos demais consumidores, cabendo ao governo a adoção de políticas públicas de proporcionar incentivo aos pequenos geradores.
Segundo Farqui (2011), apesar dos avanços cabe salientar que a regulamentação, a qual trata sobre a geração distribuída, não contempla alguns aspectos pertinentes ao modelo tarifário do setor de distribuição de energia do Brasil, como se verifica:
I. Inexistência de tarifas horo-sazonais para clientes de baixa tensão no Brasil, que poderiam representar benefícios para a geração dispersa,
II. Inexistência de subsídios fiscais para tecnologias de fontes limpas e renováveis na geração dispersa
III. Revisitar os valores de repasse do Valor de Referencia das tarifas aplicadas. Em relação à aplicabilidade de tarifas horo-sazonais para clientes de baixa tensão no Brasil, cabe destacar o intuito da ANEEL na aplicabilidade das bandeiras tarifárias como iniciativa de adequar a estrutura tarifária brasileira para refletir os reais custos de geração de
energia. Em relação a benefícios fiscais voltados a empreendimentos de geração com tecnologias limpas, alguns governos estaduais oferecem isenções tributárias.
Conforme estabelecido na Lei 9.047, art. 15, § 6º “é assegurado aos fornecedores e respectivos consumidores livres acesso ao sistema de distribuição e transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante ressarcimento de custos de transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente”.
Estes custos de transporte referenciados pela regulamentação são a TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) e a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição). O cálculo destas tarifas considera a localização do barramento elétrico de conexão do acessante, denominado como “ponto de entrega” e, também, o carregamento desta rede.
Assim, a localização física da instalação da fonte de geração distribuída pode influenciar o cálculo da chamada “tarifa-fio” (TUSD), uma vez que ela pode alterar o carregamento da rede.
As metodologias de arrecadação destes valores estão previstas nos Procedimentos de Distribuição (PRODIST) e são realizadas com base no cálculo da demanda ou potência instalada, sendo 50% do ônus a cargo dos geradores e 50% aos consumidores.
Ocorre que a metodologia estabelecida pela ANEEL através da Resolução Normativa 482/2012, propõe que o excedente de geração, por parte dos micro e mineradores conectados ao sistema elétrico, seja compensado na fatura de energia destes clientes, na forma de MWh.
De maneira que, na existência de cargas pulverizadas na área de concessão das empresas, por meio de SFCR, vislumbra-se a obtenção de benefícios no início da cadeia produtiva do setor elétrico, pois o interesse na aquisição de energia, por parte das distribuidoras junto aos geradores diminuirá, podendo, com a maturação da metodologia, ocasionar redução nas tarifas dos consumidores finais e, com isso, ocorrer a oferta de subsídios, inclusive, para que o Valor de Referencia da fonte solar tenha seu preço reduzido nos Leilões de energia.