Resumo Executivo

Ronaldo de Carvalho; Felipe Miranda de Souza Almeida

Resumo elaborado pela ferramenta ResumeAI, solução de inteligência artificial desenvolvida pelo Instituto Pecege voltada à síntese e redação.

As mudanças climáticas globais, evidenciadas pelo aumento da temperatura média do planeta e pela frequência crescente de desastres naturais, impulsionam a busca por alternativas energéticas que minimizem a emissão de gases de efeito estufa. O Acordo de Paris, estabelecido em 2015, consolidou metas internacionais para a redução de carbono, posicionando as fontes renováveis como pilares da transição energética (Silva Neto e Gorisch, 2025). Nesse cenário, a energia solar fotovoltaica destaca-se pela viabilidade técnica e pelo potencial de descentralização da produção. No Brasil, a matriz elétrica é reconhecidamente limpa, com aproximadamente 90% da geração proveniente de fontes renováveis em fevereiro de 2025, sendo 46,3% de origem hidrelétrica, 14,2% eólica, 7,3% solar e 7,1% de biomassa (ONS, 2025). A Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) desempenha um papel estratégico nesse panorama, representando 15,5% da capacidade instalada nacional, com projeções de atingir 21,6% até o ano de 2029 (ONS, 2025). A adoção de painéis fotovoltaicos em ambientes residenciais não apenas substitui fontes baseadas em combustíveis fósseis, mas também promove a chamada Economia Verde, gerando demanda por profissionais especializados e reduzindo a dependência de grandes centrais geradoras (EPE, 2018; MME, 2023).

A viabilidade econômica da MMGD em residências tornou-se um ponto central de discussão após a publicação da Lei nº 14.300 de 2022, que instituiu o marco legal da modalidade no país. Antes dessa legislação, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) permitia a compensação integral entre a energia injetada e a consumida. Com as novas regras, introduziu-se a cobrança gradual da subcomponente Fio B da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), que remunera o serviço de transporte da energia. Essa cobrança iniciou-se em 15% no ano de 2023, escalonando para 90% em 2028, com novas definições previstas pela Agência Nacional de Energia Elétrica para 2029 (EPE, 2024). Tal mudança impacta diretamente o fluxo de caixa de novos projetos, exigindo análises criteriosas de investimento. Embora o custo dos painéis solares tenha reduzido globalmente devido à escala de produção chinesa e avanços tecnológicos no uso do silício, esses componentes ainda representam cerca de 48% do valor total de uma instalação (Dantas e Pompermayer, 2018). Portanto, para o pequeno consumidor, a decisão de investir depende de uma perspectiva clara de retorno financeiro, fundamentada em um Business Case que justifique a imobilização de capital frente aos custos das tarifas de energia (PMI, 2017; Silva, 2024). O objetivo desta análise consiste em avaliar a viabilidade econômica da instalação de sistemas fotovoltaicos em unidades residenciais de baixo consumo, considerando diferentes perfis de conexão e a influência das variações tarifárias e regulatórias.

A metodologia aplicada para a avaliação da viabilidade foi fundamentada em um estudo de caso na cidade de Campinas, São Paulo, focando em instalações do subgrupo B1. O processo operacional iniciou-se com o levantamento do perfil de consumo médio mensal, utilizando como base o Custo de Disponibilidade estabelecido pela legislação vigente para conexões monofásicas (30 kWh), bifásicas (50 kWh) e trifásicas (100 kWh). A partir desses valores mínimos, foram elaborados cenários progressivos de consumo, adicionando-se módulos fotovoltaicos até atingir dez vezes o valor de referência. O dimensionamento dos sistemas seguiu o princípio da conversão da energia luminosa em elétrica por meio de células semicondutoras, cujos inversores adequam a corrente contínua para alternada, conforme os padrões da rede de distribuição (CEPEL e CRESESB, 2004). Para o cálculo da geração de energia, utilizou-se a irradiação solar diária média de Campinas, quantificada em 4,9 kWh por metro quadrado ao dia, conforme dados do Banco de Dados Potencial Solar SunData v3.0 (CEPEL e CRESESB, 2025). A taxa de desempenho global do sistema foi fixada em 0,75, considerando perdas inerentes aos módulos e inversores.

O detalhamento técnico incluiu a escolha de módulos fotovoltaicos de 535 Wp para a maioria dos cenários, devido à sua eficiência e aceitação de mercado, enquanto módulos de 300 Wp foram selecionados para unidades de baixíssima demanda (Canadian Solar, 2025). A potência nominal dos inversores foi dimensionada para ser igual ou superior à potência de pico do conjunto de painéis, garantindo a integridade operacional (WEG, 2025). A degradação natural dos componentes foi rigorosamente integrada ao modelo financeiro, prevendo uma redução de 2% na eficiência no primeiro ano e de 0,55% ao ano nos períodos subsequentes, ao longo de um horizonte de 25 anos (Canadian Solar, 2025; CEPEL e CRESESB, 2004). A estrutura tarifária considerada foi a modalidade convencional, composta pela Tarifa de Energia (TE) de R$ 0,28738 por kWh e pela TUSD de R$ 0,38815 por kWh, vigentes em maio de 2025 (ANEEL, 2025b). Além disso, foram incluídos tributos como PIS (0,86%), COFINS (3,91%) e ICMS, este último variando conforme a faixa de consumo: isento até 90 kWh, 12% entre 91 e 200 kWh, e 18% para consumos superiores a 200 kWh (CPFL, 2025).

O investimento inicial, ou Capital Expenditure (CAPEX), compreendeu a aquisição de módulos, inversores, estruturas de fixação, sistemas de proteção e aterramento, além dos custos de projeto, homologação e instalação. Reinvestimentos foram programados para a substituição do inversor a cada dez anos de operação (CEPEL e CRESESB, 2004). As despesas operacionais (OPEX) foram divididas em fixas, englobando a Contribuição para Iluminação Pública (CIP) de R$ 20,94 e manutenção anual estimada em 1% do CAPEX, e variáveis, referentes ao Custo de Disponibilidade e à incidência da Tarifa Fio B sobre a energia compensada (Campinas, 2003; ANEEL, 2023b). Para a análise financeira, utilizou-se o Valor Presente Líquido (VPL), a Taxa Interna de Retorno (TIR) e o Payback descontado. A Taxa Mínima de Atratividade (TMA) foi calculada por meio do modelo Capital Asset Pricing Model (CAPM), resultando em 9,91% ao ano. Este cálculo considerou a taxa livre de risco do Tesouro IPCA+ 2050 (6,99%), um beta desalavancado para o setor elétrico de 0,4316 e um prêmio de risco de mercado de 6,77% (Assaf Neto, 2014; ANEEL, 2025c).

Os resultados obtidos para as conexões monofásicas indicaram que sistemas com consumo mensal entre 33 e 236 kWh não atingiram a viabilidade econômica nos cenários base. Nessas faixas, o VPL apresentou valores negativos, variando de -R$ 6.160,71 a -R$ 865,31, e a TIR permaneceu abaixo da TMA de 9,91%. A inviabilidade nesses casos decorre da baixa economia gerada em relação ao investimento inicial e aos custos fixos de manutenção e taxas obrigatórias. Apenas a partir de um consumo de 354 kWh por mês a instalação monofásica demonstrou atratividade, com um VPL positivo de R$ 1.763,33, TIR de 11,51% e Payback descontado de 17,54 anos. Esse comportamento evidencia que a escala de consumo é determinante para diluir os custos fixos do sistema e das tarifas mínimas impostas pela concessionária. Em sistemas de baixíssimo consumo, o Custo de Disponibilidade representa uma parcela significativa da fatura, reduzindo o benefício líquido da geração própria.

Nas conexões bifásicas, observou-se uma tendência semelhante de necessidade de escala. Os cenários com consumo entre 59 e 295 kWh mostraram-se economicamente inviáveis, com VPL negativo e TIR variando entre 1,35% e 9,79%. O ponto de equilíbrio para a viabilidade foi atingido no cenário de 354 kWh mensais, apresentando VPL de R$ 1.902,60, TIR de 11,63% e Payback descontado de 17,27 anos. Para consumos mais elevados, como 590 kWh, os indicadores tornaram-se ainda mais favoráveis, com VPL de R$ 4.507,08 e TIR de 12,28%. A análise comparativa sugere que, embora o investimento inicial seja maior para sistemas bifásicos devido à complexidade dos componentes, a maior capacidade de geração e consumo permite um retorno financeiro mais robusto em comparação aos sistemas monofásicos de mesma faixa de consumo.

Para as conexões trifásicas, o Custo de Disponibilidade de 100 kWh impõe uma barreira inicial mais alta para a viabilidade. Consumos entre 118 e 295 kWh resultaram em VPL negativo, com a TIR chegando a ser negativa em cenários de baixíssima demanda (-2,04%). A viabilidade econômica manifestou-se apenas a partir de 354 kWh por mês, com VPL de R$ 1.763,33 e TIR de 11,51%. À medida que o consumo aumenta, a atratividade cresce significativamente; no cenário de 1121 kWh mensais, o VPL atingiu R$ 17.503,57 com uma TIR de 15,14% e Payback descontado de 11,59 anos. Esses dados confirmam que sistemas trifásicos são altamente dependentes de um volume substancial de energia compensada para justificar o custo fixo elevado da conexão e o investimento em múltiplos painéis.

A análise de sensibilidade em relação à Tarifa Fio B revelou que a magnitude dessa cobrança exerce influência crítica na viabilidade, especialmente em sistemas de menor escala. Para um consumo de 295 kWh em conexão monofásica, a aplicação da Tarifa Fio B no patamar de 100% reduziu a TIR para 9,62%, tornando o projeto inviável por situar-se abaixo da TMA. No entanto, para consumos iguais ou superiores a 354 kWh, a TIR manteve-se acima de 9,91% mesmo sob a máxima oneração da subcomponente, indicando uma maior resiliência financeira desses projetos frente às incertezas regulatórias (EPE, 2024). Esse fenômeno corrobora a percepção de que a nova regulamentação impacta desproporcionalmente os pequenos geradores, enquanto sistemas médios e grandes conseguem absorver os custos adicionais sem comprometer a atratividade (Barbieri e Alvarez, 2007).

Quanto à aplicação das bandeiras tarifárias, os resultados demonstraram que cenários de escassez hídrica, que resultam em bandeiras vermelhas patamar 1 e 2, aumentam a viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos. Isso ocorre porque o valor da energia evitada torna-se maior, elevando o benefício financeiro mensal da geração própria. Em condições hidrológicas favoráveis (bandeira verde), a tarifa de energia é mais baixa, o que reduz a receita indireta do projeto e resulta em uma TIR ligeiramente inferior. Contudo, a análise demonstrou que, independentemente da bandeira vigente, a faixa mínima de 354 kWh mensais permanece como o limite de segurança para a viabilidade econômica em todas as modalidades de conexão. A robustez dos resultados nessa faixa de consumo sugere que o investimento é capaz de suportar variações climáticas e operacionais do sistema elétrico nacional.

As implicações práticas deste estudo indicam que consumidores com demanda inferior a 354 kWh devem avaliar com cautela a instalação de sistemas fotovoltaicos, uma vez que o tempo de retorno do capital pode exceder o horizonte de análise ou a rentabilidade pode ser inferior a aplicações financeiras de baixo risco. Por outro lado, para consumos acima desse patamar, a MMGD apresenta-se como uma estratégia eficaz de redução de custos fixos e proteção contra a inflação energética. As limitações desta análise residem na utilização de dados específicos da concessionária de Campinas e na premissa de utilização exclusiva de recursos próprios. Pesquisas futuras poderiam explorar o impacto de diferentes modalidades de financiamento e subsídios governamentais, bem como a viabilidade em outras regiões geográficas com diferentes índices de irradiação e estruturas tarifárias. A contínua evolução tecnológica e possíveis mudanças na legislação tributária também representam variáveis que devem ser monitoradas para atualizações dos modelos de viabilidade.

Conclui-se que o objetivo foi atingido, identificando-se que a viabilidade econômica para a implantação de painéis fotovoltaicos em instalações de baixo consumo está condicionada a um patamar mínimo de 354 kWh mensais para conexões monofásicas, bifásicas e trifásicas. Abaixo desse volume, os custos fixos operacionais, as taxas de disponibilidade e a incidência da Tarifa Fio B, conforme a Lei nº 14.300 de 2022, comprometem a atratividade financeira, resultando em taxas de retorno inferiores à Taxa Mínima de Atratividade de 9,91% ao ano. O estudo demonstrou que, embora sistemas de maior porte apresentem maior resiliência a variações regulatórias e tarifárias, a microgeração distribuída permanece uma alternativa sustentável e economicamente vantajosa para consumidores que atingem a escala necessária, proporcionando previsibilidade de custos e retorno consistente sobre o capital investido ao longo de 25 anos.

Referências Bibliográficas:

Agência Nacional de Energia Elétrica [ANEEL].2023b. Resolução Normativa Nº 1.059 de fevereiro de 2023. Brasília, DF, Brasil. Disponível em: <https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20231059.pdf>. Acesso em 27 fev. 2025.

Agência Nacional de Energia Elétrica [ANEEL].2025b. Base de Dados das Tarifas das Distribuidoras de Energia Elétrica Disponível em: <https://portalrelatorios.aneel.gov.br/luznatarifa/basestarifas> Acesso em 15 maio 2025.

Agência Nacional de Energia Elétrica [ANEEL].2025c. Nota Técnica Nº 104/2025- STR/ANEEL. Taxa Regulatória de Remuneração do Capital. 29 de abril de 2025

Assaf Neto, A. 2014. Finanças Corporativas e Valor. 7ed. Atlas, São Paulo, SP, Brasil.

Barbieri J. C.; Álvares A. C. T. 2007. Taxa Interna de Retorno: controvérsias e interpretações GEPROS. Gestão da Produção, Operações e Sistemas – Ano 2, vol. 5, out. a dez. 2007, p. 131-142

Campinas. 2003. Decreto 14334. Regulamenta a Lei N° 11.453, 27 de dezembro de 2002 que instituiu a Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação. Campinas, SP, Brasil, 17 jun. 2023.

Canadian Solar [2025]. Datasheet HiKu6 Mono PERC CS6W-535|540|545|550|555|560MS. Disponível em:<https://static.csisolar.com/wp-content/uploads/2020/06/21135332/CSDatasheet-HiKu6_CS6W-MS_v2.1_EN.pdf>. Acesso em 15 mar. 2025.

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica [CEPEL]; Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito [CRESESB]. 2004. Manual de engenharia para sistemas fotovoltaicos, Grupo de Trabalho de Energia Solar, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica [CEPEL]; Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito [CRESESB]. 2025. Banco de Dados CRESESB – CEPEL – Potencial Solar SunData v 3.0. Disponível em: <http://www.cresesb.cepel.br/index.php?section=sundata>. Acesso em 20 fev. 2025.

Companhia Paulista de Força e Luz [CPFL]. 2025. Disponível em: <https://servicosonline.cpfl.com.br/agencia-webapp/#/tributos>. Acesso em 20 maio 2025.

Dantas, S.G; Pompermayer, F.M..2018. Viabilidade econômica de sistemas fotovoltaicos no Brasil e possíveis efeitos no setor elétrico. Instituto de Pesquisa Econômica e Aplicada [IPEA], Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

Empresa de Pesquisa Energética [EPE]. 2018. Nota técnica PR 07/18, premissas e custos da oferta de energia elétrica no horizonte 2050. Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

Empresa de Pesquisa Energética [EPE]. 2024. Plano decenal de expansão de energia 2034. Brasília, DF, Brasil.

Ministério de Minas e Energia [MME], 2023. Energia Solar, boa para o meio ambiente, a economia e a sociedade, Série Energias Renováveis. Disponível em: <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/noticias/energia-solar-boa-para-o-meio-ambiente-a-economia-e-a-sociedade>. Acesso em: 01 mar. 2025.

Operador Nacional do Sistema Elétrico [ONS]. 2025. Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação PMO Fevereiro 2025. Disponível em: <https://www.ons.org.br/AcervoDigitalDocumentosEPublicacoes/Informe%20do%20PMO%20-%20FEV_2025%20-%20RV3.pdf>. Acesso em 27 fev. 2025.

Project Management Institute [PMI]. 2017. Guia PMBOK. Um Guia do Conhecimento em Gerenciamento de Projetos. Sexta edição. PMI, Newtown Square, PA, Estados Unidos.

Silva Neto, R. T.; Gorisch, P. 2025. As mudanças climáticas extremas: ontem e hoje. Revista Brasileira de Direito Constitucional, v. 24, n. 2, p. 88–95. Disponível em: https://esdc.com.br/ojs/index.php/revista/article/view/379.. Acesso em: 7 ago. 2025.

Silva, R. P. 2024. Viabilidade Econômica. Pecege, Piracicaba, SP, Brasil.

WEG Group Automation Business Unit [WEG]. 2025. Datasheet SIW Solar Inverter Disponível em: https://static.weg.net/medias/downloadcenter/h09/h17/WEG-SIW-inversores-string-50105878-pt.pdf. Acesso em: 03 mar. 2025.

Resumo executivo oriundo de Trabalho de Conclusão de Curso da Especialização em Gestão de Projetos do MBA USP/Esalq

Para saber mais sobre o curso, clique aqui e acesse a plataforma MBX Academy