Economic Feasibility Study of Solar

Photovoltaic Systems at Brazilian

Universities

Code: 07.019

Arthur G. Givisiez1, Bruno H. Dias1, Leonardo W. de Oliveira1,

Wanessa O. Guedes1, Márcio Z. Fortes2.

1) Universidade Federal de Juiz de Fora

2) Universidade Federal Fluminense

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• Apresentação do estudo de caso – Proposta de

implantação de geração distribuída fotovoltaica em uma

universidade brasileira

• Apresentação da proposta de redução de impostos do

inversor e seu possível impacto no retorno do investimento

Objectives

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Introduction

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Aumento na demanda de energia elétrica no mundo

Consequente aumento na poluição atmosférica

População e órgãos ambientais exigindo medidas para redução nas

emissões

Fontes de energia renovável como solução

• Brasil não tem uma matriz de energia elétrica muito

poluente (75,5% renováveis);

• Mesmo assim, incentiva o desenvolvimento de energia

renováveis;

• Em 2012, criação de uma norma que permitiu o

consumidor do mercado cativo instalar as chamadas micro

e minigeração distribuída renováveis.

Introduction

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• Micro e minigeração no Brasil – Resolução Normativa

ANEEL 687/2015

• Sistema de compensação de energia elétrica (Net metering)

• Créditos válidos por 60 meses

• Microgeração = até 75kWp

• Minigeração = entre 75kWp e 5MWp (3MWp fontes hídricas)

• Potência máxima de geração menor ou igual a carga

instalada ou demanda contratada

• Aplicação do fator de ajuste para utilização de créditos em

outro posto tarifário

• Permite autoconsumo remoto e geração compartilhada

Introduction

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• Mercado cativo:

• Grupo A (tensões > 2.3kV)

• Tarifa Binômia:

• Tarifa sobre a demanda contratada (kW)

• Tarifa sobre a energia consumida (kWh)• Tarifa convencional

• Tarifa Verde

• Tarifa Azul

• Grupo B (tensões < 2.3kV)

• Tarifa Monômia:

• Tarifa sobre a energia consumida (kWh)

• Bandeiras Tarifárias

Introduction

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• Dados de irradiação solar => estimativa da geração

• Depreciação anual da geração => 0,7%

• Custo de manutenção => 0,5% do valor de investimento

• Vida útil => 30 anos

• Troca do inversor => ano 15

• Consumidor pertencente ao mercado cativo, grupo A4

• Utilização de tarifas reais da CEMIG no início de 2017

• Respeito as regras de micro e minigeração

Methodology

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• Potência máxima => 1400kWp

• Não inclusão de custos de obra civil

• Inclusão de impostos

• Avaliação para a tarifa verde, todas as bandeiras

• Reajuste tarifário anual* => 3,2%

• Avaliação por:

• Payback simples e descontado (4,5%)

• TIR (IRR)

• VPL (4,5%)

Methodology

10/11/2017 8

Write here

Experimental Results

10/11/2017 9

8.53% 8.54% 8.56%

8.01%

7.84% 7.84%

9.42% 9.44% 9.46%

8.87%

8.71% 8.71%

9.86% 9.88% 9.90%

9.30%

9.14% 9.14%

10.08% 10.10% 10.12%

9.51%

9.35% 9.35%

7.50%

8.00%

8.50%

9.00%

9.50%

10.00%

10.50%

1600 1400 1200 1000 800 600

TAX

A IN

TER

NA

DE

RET

OR

NO

, TI

R (

%)

POTÊNCIA INSTALADA (KW)

ANÁLISE DE SENSIBILIDADE PARA DIMENSIONAMENTO DA USINA –SEM REAJUSTE ANUAL NA TARIFA

Bandeira Verde Bandeira Amarela Bandeira Vermelha Patamar 1 Bandeira Vermelha Patamar 2

Write here

Experimental Results

10/11/2017 10

14.03% 14.04% 14.05%

13.48%13.39% 13.39%

14.93% 14.94% 14.95%

14.34%14.26% 14.26%

15.37% 15.38% 15.39%

14.76%14.69% 14.69%

15.59% 15.60% 15.61%

14.97%14.90% 14.90%

13.00%

13.50%

14.00%

14.50%

15.00%

15.50%

16.00%

1600 1400 1200 1000 800 600

TAX

A IN

TER

NA

DE

RET

OR

NO

, TI

R (

%)

POTÊNCIA INSTALADA (KW)

ANÁLISE DE SENSIBILIDADE PARA DIMENSIONAMENTO DA USINA –COM REAJUSTE ANUAL NA TARIFA

Bandeira Verde Bandeira Amarela Bandeira Vermelha Patamar 1 Bandeira Vermelha Patamar 2

Experimental Results

10/11/2017 11

R$ 5 milhões

Investimento

R$ 375 milEconomia

média anual

R$ 14 milhões

Economia total

R$ 5 milhões

Investimento

R$ 1 milhão

Economia média anual

R$ 33.5 milhões

Economia total

Sem Reajuste Tarifário

Anual

Com Reajuste Tarifário

Anual

Experimental Results

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R$ 2.8 milhões

VPL

10 anosPaybackSimples

13 anosPayback

Descontado

R$ 10 milhões

VPL

8 anosPaybackSimples

10 anosPayback

Descontado

Sem Reajuste Tarifário

Anual

Com Reajuste Tarifário

Anual

Experimental Results

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ESTUDO DE REDUÇÃO DE IMPOSTOS – SEM REAJ USTE ANUAL NA TARIFA

Potência Instalada de 1200 kWp

Bandeira Verde Bandeira Amarela Bandeira Vermelha 1 Bandeira Vermelha 2

Equipamento Imposto Proposta % TIR TIR TIR TIR

INVERSOR

ICMS

Sem modificação 18.00% 8.56% 9.46% 9.90% 10.12%

Metade do imposto 9.00% 8.77% 9.67% 10.12% 10.34%

Isenção total 0.00% 8.94% 9.85% 10.30% 10.53%

II

Sem modificação 14.00% 8.56% 9.46% 9.90% 10.12%

Metade do imposto 7.00% 8.64% 9.54% 9.98% 10.20%

Isenção total 0.00% 8.72% 9.62% 10.07% 10.29%

IPI

Sem modificação 15.00% 8.56% 9.46% 9.90% 10.12%

Metade do imposto 7.50% 8.66% 9.56% 10.00% 10.22%

Isenção total 0.00% 8.76% 9.66% 10.10% 10.33%

Todos

Sem modificação 82.97% 8.56% 9.46% 9.90% 10.12%

Metade dos impostos 41.49% 9.04% 9.96% 10.41% 10.64%

Isenção total 0.00% 9.54% 10.49% 10.96% 11.20%

• Bom retorno financeiro para a universidade

• Aproveitamento do sistema para ensino acadêmico

• Aproveitamento do sistema para extensão acadêmica

• Ampliação da imagem institucional relacionada a geração

renovável e sustentável.

• Tempo de payback considerado aceitável para este tipo de

investimento.

Discussion

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• Alto valor inicial necessário para implantar o sistema

fotovoltaico.

• Os impostos incidentes sobre um inversor importado

impõem um aumento no seu preço que ultrapassa os 80%.

• A isenção ou redução nos impostos surtiram efeito na

viabilidade do projeto, aumentando a TIR do investimento.

Discussion

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• Regras atuais no Brasil sobre geração distribuída no

mercado cativo são suficientes para estimular o

investimento privado.

• Maiores incentivos podem ser criados para tornar o

investimento ainda mais atrativo, como por exemplo, a

diminuição de impostos.

• O investimento na geração distribuída em universidades

brasileiras traria um benefício econômico e acadêmico.

• Atualmente, o valor de investimento inicial seria o maior

desafio a ser superado pelas universidades.

Conclusions

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Os autores agradecem a CAPES, CNPq, FAPEMIG e

INERGE pelo apoio financeiro/técnico

Acknowledgments

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