Vantagens e Desafios do Desenvolvimento de Projetos Fotovoltaicos Associados a Usinas Eólicas em Operação

A publicação da Resolução ANEEL 954/21 destrava uma oferta reprimida de muitos Gigawatts de projetos fotovoltaicos associados a usinas eólicas. Apesar das inúmeras vantagens, são muitos os desafios e particularidades a serem considerados na análise do investimento.

  • Por Eduardo Tobias N. F. Ruiz. & Heloisa F. Andrade Scaramucci

 

Introdução

A ANEEL aprovou a regulamentação para o funcionamento de centrais geradoras híbridas e centrais geradoras associadas por meio da Resolução Normativa n.º 954/2021[i] (RN 954), com vigência a partir de 3 de janeiro de 2022. Segundo a RN 954, as centrais geradoras associadas são “duas ou mais instalações de geração de energia elétrica a partir de diferentes tecnologias, com outorgas e medições distintas, que compartilham fisicamente e contratualmente a infraestrutura de conexão e uso do sistema de transmissão”.

No Brasil, a discussão regulatória ganhou impulso na premissa de que a complementariedade potencial entre diferentes fontes possibilitaria melhor aproveitamento do sistema de transmissão existente e postergação de investimentos em sua expansão. Além disso, há diversos benefícios desse tipo de arranjo para os empreendedores de geração. Há, de outro lado, desafios e particularidades que devem ser ponderados na avaliação desses projetos. Para tanto, este artigo explora, do ponto de vista dos geradores eólicos, as vantagens e desafios do desenvolvimento de projetos fotovoltaicos associados a usinas eólicas (UEE) em operação.

Oportunidades para os players eólicos

O perfil dos recursos eólico e solar em determinadas regiões do Brasil faz com que o potencial de os combinar seja enorme, tanto de maneira integrada (híbrida) como na condição de usinas associadas. Como referência, as Figuras 1 e 2 apresentam o perfil de produção horário e mensal, respectivamente, de todas as UEEs e usinas fotovoltaicas (UFV) em operação no Nordeste. Nas Figuras, o eixo vertical representa a produção relativa à média – diária ou anual – parametrizada para 100%.

Quanto ao perfil horário, nota-se que, no Nordeste, a geração eólica é mais intensa no período noturno. A depender do local no Nordeste, essa relação diurna-noturna pode ser mais ou menos acentuada. A geração fotovoltaica, por outro lado, é exclusivamente diurna. Portanto, são bastante complementares.

Figura 1: Perfil da Geração Horária Média no Nordeste em 2021

Fonte: ONS (2022)[ii].

 

Ao se comparar a sazonalidade média da geração eólica e solar no Nordeste na Figura 2, é possível observar que não há complementariedade. Contudo, nota-se que a sazonalidade da geração eólica é muito mais acentuada. Nesse caso, a vantagem estaria em combinar uma UFV com uma UEE para atenuar a sazonalidade da geração eólica.

Figura 2: Perfil da Geração Mensal Média no Nordeste de 2018 a 2021.

Fonte: ONS (2022)

 

No caso da combinação das fontes eólica e solar, espera-se que a tendência de curto e médio prazos seja de predominância do arranjo de novas UFVs associadas a UEEs operacionais, por três motivos: (i) há 21,2 GW de UEEs em operação versus 4,6 GW de UFVs (ANEEL, 2022)[iii]; (ii) o desenvolvimento de novas UFVs é mais rápido que o de UEEs, devido à exigência de 3 anos de medição local para a fonte eólica (ANEEL, 2020)[iv]; e (iii) é mais comum encontrar irradiação alta no entorno de uma UEE do que recurso eólico alto no entorno de uma UFV. Nesse contexto, as empresas de geração eólica presentes no Brasil estão mais bem posicionadas do que aquelas puramente fotovoltaicas e novos entrantes.

Vantagens de investir em projeto fotovoltaico associado a UEE

Do ponto de vista do gerador, há inúmeras vantagens de investir em um projeto fotovoltaico associado a uma UEE operacional versus investir em um projeto greenfield independente.

Em primeiro lugar, a complementariedade do perfil horário de produção permite tanto otimizar a contratação do Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) quanto minimizar o risco individual de exposição das usinas às variações horárias do PLD.

Da otimização da contratação do MUST, deriva-se a principal vantagem: pagar menos Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) por MWh gerado. O art. 16 da RN 954 dá ao empreendedor a liberdade de declarar o valor do MUST, único, para o conjunto de centrais associadas, não podendo ser inferior à potência da maior usina.

O perfil de geração mensal do projeto fotovoltaico, por sua vez, atenua a sazonalidade mensal da geração eólica, conforme ilustrado na Figura 2. Além disso, a variabilidade interanual do recurso solar também é menor (EPE, 2020a)[v].

A partir das experiências e lições aprendidas pelo empreendedor na implantação da UEE, diversos riscos relativos ao desenvolvimento e construção da UFV associada podem ser mais bem gerenciados. Consequentemente, a probabilidade e severidade dos riscos de atraso e sobrecusto tendem a ser menores.

Espera-se efetiva redução no valor do CAPEX por MW instalado e no prazo para a implantação da UFV devido a economias de escopo. A principal delas é o compartilhamento da infraestrutura de conexão e transmissão com a UEE. Além disso, o risco de indisponibilidade de margem de escoamento para o projeto fotovoltaico em um ponto de conexão específico será menor, quando não nulo (caso opte por não aumentar o MUST da UEE).

Também contribuirá com a redução do CAPEX e do prazo a diminuição do nível de carregamento do inversor, ou seja, da relação entre a potência da UFV em corrente contínua (CC) pela potência em corrente alternada (CA). Essa diminuição ainda reduzirá os custos de operação e manutenção da UFV e as perdas por clipping do inversor.

Outra oportunidade de economia seria com despesas operacionais gerais e administrativas e custos fixos de operação e manutenção da UFV – e, eventualmente, da própria UEE – decorrente de sinergias operativas e de gestão.

A associação de uma UFV a uma UEE operacional possibilitaria a absorção de reativos no período noturno, quando há menor carga no sistema e maior geração eólica. Isso é possível a partir do uso dos inversores fotovoltaicos que estarão ociosos à noite.

Outra vantagem é a eventual possibilidade de celebrar contratos de compra e venda de energia elétrica e lastro entre a UFV e a UEE para os cenários em que uma das usinas incorra em déficit de geração e/ou lastro no respectivo contrato com o offtaker desta. Essa possibilidade dependerá das características e restrições dos contratos de comercialização celebrados pela UEE e da estratégia mercadológica a ser adotada para a UFV.

As vantagens econômicas e as mitigações de riscos, descritas anteriormente, podem contribuir para que o empreendedor obtenha melhores condições de financiamento para a UFV. Uma maior geração de caixa (se comparada a uma UFV independente) possibilita maior alavancagem financeira. Menor risco, por sua vez, deveria se refletir em uma menor taxa de juros cobrada pelo financiador e/ou garantidor.

Desvantagens de investir em projeto fotovoltaico associado a UEE

A principal desvantagem é o curtailment, ou seja, o corte de parte da injeção de energia elétrica na rede sempre que a soma da geração das usinas supere o MUST contratado. A Figura 3 ilustra esse efeito.

Figura 3: Exemplo de curtailment decorrente do compartilhamento do MUST

Fonte: EPE (2020b)[vi].

 

Segundo a EPE (2020a), o nível de curtailment irá variar para cada arranjo de usinas associadas conforme o dimensionamento destas, os perfis de geração horário e mensal, a variabilidade anual de cada fonte e a definição do MUST. Quanto maior o fator de capacidade diurno da UEE, maior será o corte de geração.

Outra potencial desvantagem é o nível de irradiação. A depender do local da UEE, ele pode ser inferior ao de UFVs desenvolvidas independentemente.

Quanto mais próxima estiver a UFV da UEE, maior a potencial interferência física de uma usina na geração da outra. A EPE (2018)[vii] destaca como principais exemplos: o aumento das perdas na geração fotovoltaica devido ao maior sombreamento sobre os módulos causado pelas torres e pás eólicas; e possível perturbação do recurso eólico disponível para os aerogeradores causada pela interferência da UFV na rugosidade do terreno. Além disso, deve-se avaliar se a UFV causaria algum incremento de perdas no escoamento da energia elétrica da UEE devido ao compartilhamento da mesma infraestrutura de transmissão e conexão.

Por fim, como a RN 954 só entrou em vigor em 3 de janeiro de 2022, ficou muito difícil para projetos de centrais associadas obterem o desconto de 50% na TUST (restrito a solicitações de outorga protocoladas até 1º de março de 2022)[viii]. Apesar do art. 20 da RN 954 prever a possibilidade de alguns projetos com outorga e CUST assinado se tornarem centrais associadas, serão poucos os projetos elegíveis. No tocante ao desconto na TUST da UEE em operação, esse seguirá aplicável ainda que a UFV associada não obtenha o desconto.

Desafios de investir em projeto fotovoltaico associado a UEE

O primeiro desafio é a elaboração das projeções de fluxo de caixa para a análise de viabilidade econômica do projeto associado. Ela não é trivial, na medida em que parte dos benefícios e desvantagens citados afetará também o fluxo de caixa da UEE. Para uma análise correta, devem-se contemplar os fluxos de caixa incrementais a partir da data de aprovação do investimento (BREALEY; MYERS; ALLEN, 2020)[ix]. Devem-se incluir tanto aqueles fluxos diretamente relacionados à UFV quanto, conforme aplicável, impactos no fluxo de caixa da UEE operacional ou, ainda, de seus acionistas.

Entretanto, ainda há incertezas regulatórias que impactarão no cálculo e na alocação de determinados custos entre as centrais; por exemplo, o valor da TUST que será único, o rateio do EUST, impactos na determinação da Garantia Física de cada usina, mecanismos de corte de geração, dentre outras.

Um segundo desafio é a eventual necessidade do empreendedor depender de anuência do credor do financiamento da UEE para viabilizar o investimento na UFV associada. É um risco principalmente no caso do financiamento da UEE ter sido estruturado na modalidade Project Finance.

Outro desafio refere-se à definição da proporção ideal entre a potência da UEE operacional e da UFV a construir. Para cada 100MW eólico, quantos MW faria sentido construir da fonte fotovoltaica? A resposta é que cada caso é um caso.

Segundo a INEGI (SILVA, 2021)[x], a aferição dos ciclos horários e mensais de produção de cada fonte é crítica para a otimização do dimensionamento da central fotovoltaica. Quanto menor o grau de simultaneidade da produção das duas fontes, maior será o valor adicionado pela sua associação. Há também que se considerar eventuais restrições físicas, como a topografia do terreno, sombreamento nos módulos e disponibilidade de área no entorno da UEE com fácil acesso à infraestrutura de conexão que será compartilhada. Além disso, o dimensionamento da UFV deverá ser avaliado em conjunto com a definição do MUST do arranjo. Essa definição, por sua vez, dependerá da disponibilidade de margem de escoamento adicional, da adoção ou não de baterias, do valor estimado da TUST da UFV e se ela contará ou não com o desconto de 50%.

Ainda no tocante ao dimensionamento da UFV associada, há o desafio de otimização da relação entre potência CC e CA. Ao contrário das usinas independentes, não compensa aumentar a relação CC/CA para diluir o custo do EUST e os investimentos na transmissão e conexão. Ademais, devido ao curtailment, a tendência é que a relação seja mais próxima de 1.

Ao final, seja associado ou independente, a avaliação do projeto fotovoltaico deve considerar as características específicas da fonte e suas particularidades no desenvolvimento, implantação, operação e manutenção.

Conclusões

A publicação da RN 954 destrava uma oferta reprimida de muitos Gigawatts de projetos fotovoltaicos associados a UEE operacionais. Em razão do exposto acima, eles são menos arriscados e potencialmente mais competitivos do que projetos greenfield independentes. Portanto, trata-se de um diferencial competitivo para empresas de geração com usinas eólicas operacionais no Brasil e uma oportunidade, para geradores exclusivamente fotovoltaicos, de fazer parcerias para desenvolvimento conjunto.

Apesar das inúmeras vantagens da UFV associada, são muitos os desafios e particularidades a serem considerados para seu desenvolvimento, implantação e operação, que em muito diferem de usinas eólicas. Seja qual for o caso, faz-se necessária uma análise de investimento minuciosa, completa e com o apoio de especialistas.

 

[i] 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.

[ii] ONS. Sistema de Disponibilização dos Dados da Geração Eólica e Solar no SIN. Acesso em: 05 jan. 2022. Disponível em: http://www.ons.org.br/Paginas/resultados-da-operacao/historico-da-operacao/geracao-media-diaria-horaria.aspx

[iii] ANEEL. SIGA – Sistema de Informações de Geração. Capacidade de geração do Brasil. 2022. Disponível em: https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiNjc4OGYyYjQtYWM2ZC00YjllLWJlYmEtYzdkNTQ1MTc1NjM2IiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9.  Acesso em: 28 jan. 2022.

[iv] ANEEL. Resolução Normativa n.º 876, de 10 de março de 2020. Estabelece os requisitos e procedimentos necessários à obtenção de outorga de autorização para exploração. Diário Oficial da União, 13 mar. 2020.

[v] EPE. Usinas associadas eólico-fotovoltaicas: considerações para cálculo de garantia física. Nota técnica n.º 084/2020/EPE-DEE. Publicada em 16 dez. 2020. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-540/NT-EPE-DEE-084-2020_GF_usinas_associadas_r1.pdf

[vi] EPE. Garantia Física de Usinas Associadas. Infográfico da Nota técnica n.º 084/2020/EPE-DEE. 2020. Acesso em: 19 jan. 2022. Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/imprensa/noticias/epe-publica-nota-tecnica-garantia-fisica-de-usinas-associadas-eolico-fotovoltaicas-proposta-metodologica

[vii] EPE. Usinas híbridas: uma análise qualitativa de temas regulatórios e comerciais relevantes ao planejamento. Nota técnica n.º 11/2018/EPE/DEE. Publicada em 11 jun. 2018. Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-232/topico-393/NT%20EPE-DEE-NT-011-2018-r0%20(Usinas%20h%C3%ADbridas).pdf

[viii] BRASIL. Lei nº 14.120, de 01 de março de 2021. Altera a Lei nº 9.427/1996 e dá outras providências. Brasília. 2021.

[ix] BREALEY, Richard A.; MYERS, Stewart C.; ALLEN, Franklin. Principles of corporate finance. 13. ed. New York: McGraw-Hill Education, 2020.

[x] SILVA, Bruno; MARQUES, Miguel; MATOS, José Carlos. Hibridização de parques eólicos: uma oportunidade para o setor. INEGI. 07 mar. 2021. Disponível em: https://www.inegi.pt/pt/noticias/hibridizacao-de-parques-eolicos-uma-oportunidade-para-o-setor-2-2/.

 

Eduardo Tobias Ruiz é sócio fundador e diretor da Watt Capital, empresa de assessoria financeira para investimentos, estruturação de financiamento e compra e venda de projetos e ativos no setor de energias renováveis no Brasil. É especialista em análise de viabilidade econômica de projetos, financiamento, M&A e desenvolvimento de negócios no setor de energias renováveis. Foi sócio e diretor da CELA Clean Energy Latin America de 2014 a 2020 e trabalhou como gerente de Project Finance e Desenvolvimento de Negócios na ERB – Energias Renováveis do Brasil de 2010 a 2014. Trabalhou também na BNEF, Infinity Bio-Energy e banco JPMorgan Chase. Eduardo é professor convidado da FGV de “Avaliação de Projetos Aplicada ao Setor Elétrico” e da FIA Business School de “Project Finance”. É autor dos livros “Análise de Investimento em Projetos de Energia Solar FV” (2021) e “Análise de Investimento em Projetos Greenfield de Bioenergia” (2015). É Bacharel em Administração de Empresas pela FGV- EAESP e Mestre em Agroenergia pela FGV-EESP.

 

Heloisa Scaramucci atua no setor elétrico desde 1998 e é sócia fundadora do Scaramucci Gentil Advogados, escritório de advocacia especializado nas áreas de contratos, societário, regulatório de energia, compliance e ambiental. Seu conhecimento das questões regulatórias, societárias e contratuais no setor elétrico fazem de Heloisa uma profissional reconhecida por diversos rankings nas áreas de projetos, contratos e energia (The Legal 500, Chambers, Leaders League, Best Lawyers e Análise Advocacia 500). É graduada e pós-graduada pela Faculdade de Direito da Universidade Mackenzie e com mestrado em Direito Internacional e Comparado, com honras (cum laude), pela University of Notre Dame.

 

 

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