Análise de Impacto Regulatório

1. Objetivo

1. Estimar o número de consumidores residenciais e comerciais que irão instalar

microgeração solar fotovoltaica no horizonte 2014-2024, considerando diferentes cenários da

regulação e os respectivos impactos econômicos nos principais atores envolvidos:

consumidores, distribuidoras, União e Estados.

2. Metodologia

2. Para estimar o crescimento do número de consumidores residenciais e comerciais que

irão instalar um microgerador solar fotovoltaico no horizonte 2015-2024, utilizou-se a Teoria da

Difusão de Inovações descrita em Rogers (2003)1 e também a metodologia empregada por

Konzen (2014)2, com algumas adaptações.

3. Limitou-se a avaliação para a microgeração solar fotovoltaica porque além de ser a fonte

com maior participação no mercado, com mais de 90% dos empreendimentos conectados,

também é a que apresenta as melhores informações disponíveis para realizar as simulações dos

potenciais de geração em centros urbanos, tais como os níveis de irradiação solar mapeados no

Atlas Brasileiro de Energia Solar3, o que não está disponível para outras fontes para aplicações

nesses locais.

2.1 Cálculo do payback

4. Assim como o estudo realizado pelo NREL (2009) e por Konzen (2014), adotou-se o

cálculo do payback simples neste trabalho, pois apesar das imperfeições inerentes à própria

definição da figura de mérito, como não considerar uma taxa de desconto para remunerar o

capital investido, apenas a inflação do período, pode ser facilmente utilizado pelo consumidor.

2.1.1 Premissas

5. A Tabela 1 apresenta as premissas utilizadas para o cálculo do payback simples para os

consumidores residenciais e a Tabela 2 para os consumidores comerciais.

1 ROGERS, E. The Diffusion of Innovations. The Free Press, New York, USA, 5th edition, 2003. 2 KONZEN, G. Difusão de sistemas fotovoltaicos residenciais conectados à rede no Brasil: uma simulação via modelo de Bass. 108 p. Dissertação de Mestrado. Programa de Pós-Graduação em Energia, USP. São Paulo, SP., 2014. Disponível em: http://lsf.iee.usp.br/lsf/images/Mestrado/Dissertacao_Gabriel_Konzen.pdf. 3 PEREIRA, E. B. et al. Atlas Brasileiro de Energia Solar. [S.l.], 2006.

Tabela 1: Premissas para consumidores residenciais

2015

Potência (kWp) 3

Degradação anual 0,5%

Vida útil (anos) 25

Tarifa residencial mar/15

Custo (R$/kWp) 8.000

Adequação da Medição (R$) 0

Custo Disponibilidade (kWh) 100

Substituição do inversor (R$/kW) 2.000

Consumo após GD (%) 60%

Energia compensada com a geração (%) 55%

Tabela 2: Premissas para consumidores comerciais

2015

Potência (kWp) 10

Degradação anual 0,5%

Vida útil (anos) 25

Tarifa residencial mar/15

Custo (R$/kWp) 8.000

Adequação da Medição (R$) 0

Custo Disponibilidade (kWh) 100

Substituição do inversor (R$/kW) 1.750

Consumo após GD (%) 27%

Energia compensada com a geração (%) 24%

6. Com relação ao consumo final da unidade consumidora após a instalação da

microgeração e o montante de energia injetada na rede pelo microgerador, os percentuais foram

estimados tendo como referências as curvas típicas para os consumidores residenciais,

comerciais e de geração solar fotovoltaica.

7. Com relação à incidência de tributos, adotou-se a aplicação do Convênio ICMS nº 6, de

5 de abril de 2013 para todas as distribuidoras, exceto para aquelas localizadas em Minas Gerais

(Cemig, Energisa Minas Gerais e DME-D) onde vigora a Lei Estadual nº 20.824, de 31 de julho

de 2013, estabelecendo que o ICMS no Estado deve ser cobrado apenas sobre a diferença

positiva entre a energia consumida e a energia injetada pelos micro e minigeradores, pelo prazo

de cinco anos.

8. Com respeito às tarifas, utilizaram-se os valores vigentes em março de 2015, acrescidas

da bandeira tarifária vermelha4, as quais se mantêm constantes em termos reais durante o

horizonte do estudo, ou seja, descontada a inflação.

9. Como foram adotadas premissas conservadoras neste estudo, o valor do payback

calculado no início de 2015 mantém-se constante ao longo do período 2015-2024.

2.2 Projeções de mercado

10. Para avaliar os resultados de cada cenário ao longo do horizonte de estudo 2015-2024,

projetaram-se os mercados residenciais e comerciais para cada ano, tendo como referência as

projeções da EPE5 e os valores apurados em dezembro de 2014.

11. Considerou-se inicialmente que apenas as unidades consumidoras do tipo “casa” teriam

condições para instalar microgeração, em função da disponibilidade de telhado. Além disso,

assim como Konzen (2014) e EPE (2014), adotou-se um fator de aptidão de 85% referente a

limitantes como sombras, caixas d’água e outros, que podem inviabilizar a instalação dos

equipamentos nos telhados das residências.

12. Para os consumidores comerciais, não se dispõe de informações detalhadas sobre as

faixas de consumo e, por isso, estimou-se em 5% o público alvo, ou seja, aquele em que o

investimento seria economicamente viável e também sem restrições físicas para a instalação de

módulos fotovoltaicos nos telhados.

3. Cenários

13. Foram elaborados 4 cenários para avaliar alternativas de alterações na REN 482/12 de

forma a estimar o número de adotantes residenciais e comercias, além de avaliar os impactos

econômicos no mercado. Adicionalmente, foram incluídos os cenários V e VI para estimar os

efeitos que a mudança na forma de tributação da energia poderia causar no mercado, conforme

descrito a seguir:

Cenário I: manutenção das regras vigentes na REN 482/12;

Cenário II: permitir que unidades consumidoras reunidas por comunhão de interesses de

fato ou de direito possam participar do sistema de compensação de energia elétrica;

Cenário III: retirar o limite da potência instalada do microgerador à carga instalada da

unidade consumidora do Grupo B;

Cenário IV: soma dos cenários II e III;

Cenário V: manutenção das regras vigentes na REN 482/12, sem os efeitos do Convênio

ICMS 6/2013 do CONFAZ; e

Cenário VI: cenário II sem os efeitos do Convênio ICMS 6/2013 do CONFAZ.

4 A bandeira tarifária vermelha significa um acréscimo de R$ 3,00 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos –

exceto para os estados do Amazonas, Amapá e Roraima.

5 Nota Técnica DEA 28/13 - Projeção da demanda de energia elétrica para os próximos 10 anos (2014-2023). EPE. Dezembro, 2013.

14. Para cada cenário, estimou-se o mercado potencial que possa ser alcançado pela

alternativa proposta e os coeficientes de p (inovação) e q (imitação), para os quais a referência

adotada foi Konzen (2014).

3.1 Mercado residencial

15. Para o mercado residencial, a Tabela 3 resume as premissas utilizadas nas simulações

dos cenários anteriormente descritos.

Tabela 3: Premissas para o mercado residencial

16. O cenário I é o caso base, ou seja, a manutenção integral das regras da REN 482/12 e,

para a instalação de um sistema de 3 kWp, o mercado potencial é formado por consumidores

residenciais com consumo mensal acima de 400 kWh.

17. O cenário II simula a alteração da restrição existente para que o consumidor possa

utilizar os créditos da energia gerada não apenas em outra unidade consumidora de mesma

titularidade, ou seja, com o mesmo Cadastro de Pessoa Física (CPF) ou Cadastro de Pessoa

Jurídica (CNPJ), mas também em unidades consumidoras pertencentes a uma comunhão de

fato ou direito, tais como condomínios residenciais, por exemplo.

18. Para tanto, considerou-se que o mercado potencial englobaria consumidores com

consumo acima de 200 kWh, que poderiam usufruir de parte da energia produzida pelo

condomínio residencial. Assim, o coeficiente q (imitação) foi elevado para 0,35, por entender que

essa possibilidade irá atrair mais consumidores em função da inclusão dos consumidores que

moram em condomínios residenciais (horizontais ou verticais).

19. O cenário III avalia a hipótese de retirada do limite de potência instalada do microgerador

à carga instalada da unidade consumidora do Grupo B. Para tanto, considerou-se a manutenção

das premissas do caso base, pois qualquer unidade consumidora possui carga instalada acima

de 3 kW, mas esse cenário pode ser mais relevante para o consumidores comerciais.

20. Como o cenário IV junta as premissas dos cenários II e III, considerou-se o mercado

potencial do cenário II, ou seja, consumo acima de 200 kWh por mês, coeficiente q (imitação)

igual a 0,35 e mantendo-se os demais parâmetros.

21. O cenário V avalia a hipótese de haver um novo Convênio do CONFAZ que permita a

cobrança do ICMS apenas da diferença entre a energia consumida e a injetada na rede, e não

de toda a energia que entra na unidade consumidora proveniente da distribuidora, conforme

consta do Convênio ICMS nº 6/2013, mantendo-se as regras da REN 482/12 vigentes.

Tarifa Payback custo disponibilidade

residencial simples (kWh)

I - REN 482 mar/15 constante 100 > 400 kWh/mês 0,0015 0,3

II - união de fato ou direito mar/15 constante 100 > 200 kWh/mês 0,0015 0,35

III - retirar limite potência instalada mar/15 constante 100 >400 kWh/mês 0,0015 0,3

IV- II + III mar/15 constante 100 > 200 kWh/mês 0,0015 0,35

V - REN 482 Sem Convênio ICMS 6/2013 mar/15 constante 100 > 400 kWh/mês 0,0015 0,3

VI - II+ sem convênio ICMS 6/2013 mar/15 constante 100 >200 kWh/mês 0,0015 0,35

Cenários mercado potencial p q

22. Por fim, o cenário VI junta o cenário II com a hipótese de haver esse novo Convênio do

CONFAZ que permita a cobrança do ICMS apenas da diferença entre a energia consumida e a

injetada na rede.

23. Deve-se destacar que todos os cenários consideram a manutenção das regras vigentes

no ano de 2015 e as novas regras só surtiriam efeito a partir de 2016.

3.2 Mercado comercial

24. Para simular o mercado comercial, foram adotados os mesmos cenários do item 3.1,

mas com parâmetros diferentes para dimensionar o mercado potencial e também os coeficientes

p e q. A Tabela 4 resume as premissas utilizadas.

Tabela 4: Parâmetros adotados para o mercado comercial.

25. Tendo em vista que as referências bibliográficas utilizadas neste estudo não apresentam

dados sobre o comportamento dos consumidores comerciais frente à microgeração, mantiveram-

se os mesmos valores para os coeficientes p (inovação) e q (imitação) adotados por Konzen

(2014) para o mercado residencial.

26. O cenário I é o caso base, ou seja, a manutenção integral das regras da REN 482/12 e,

para a instalação de um sistema de 10 kWp, o mercado potencial é formado por 5% dos

consumidores comerciais em cada distribuidora.

27. Para o cenário II, que considera a possibilidade de condomínios comerciais de instalar

microgeração e os condôminos usufruírem parte dos créditos gerados, como shopping centers e

galerias comerciais, por exemplo, considerou-se o coeficiente p (inovação) de 0,002 para

representar o maior número de empresas com perfil inovador que seriam atraídas por esta

alternativa. Também por isso, elevou-se para 10% o percentual de unidades consumidoras que

estariam aptas, ou seja, com menos restrições físicas para a instalação dos equipamentos de

geração.

28. O cenário III considera a supressão do limite da carga instalada da unidade consumidora

de baixa tensão para a potência instalada do microgerador. Diferentemente do consumidor

residencial, o comercial pode possuir uma instalação em que haja pouca carga instalada, mas

com um grande telhado disponível para a geração solar fotovoltaica, como um galpão utilizado

para armazenar seus produtos, por exemplo.

29. Assim, entende-se que o mercado potencial é superior ao cenário I, mas inferior ao

cenário II e, por isso, adotou-se um valor intermediário de 7%. O cenário IV, ao somar os

Tarifa Payback custo disponibilidade

comercial simples (kWh)

I - REN 482 mar/15 constante 100 5% 0,0015 0,3

II - união de fato ou direito mar/15 constante 100 10% 0,002 0,3

III - retirar limite potência instalada mar/15 constante 100 7% 0,0015 0,3

IV- II + III mar/15 constante 100 10% 0,002 0,3

V - REN 482 Sem Convênio ICMS 6/2013 mar/15 constante 100 5% 0,0015 0,3

VI - II+ sem convênio ICMS 6/2013 mar/15 constante 100 10% 0,002 0,3

mercado potencial p qCenários

cenários II e III, combina os parâmetros anteriores, ou seja, mercado potencial de 10%,

coeficiente p (inovação) de 0,002, e coeficiente q (imitação) de 0,3.

30. O cenário V avalia a hipótese de haver um novo Convênio do CONFAZ que permita a

cobrança do ICMS apenas da diferença entre a energia consumida e a injetada na rede,

mantendo-se as regras da REN 482/12 vigentes. Por fim, o cenário VI junta o cenário II com a

hipótese da redução na tributação da energia injetada pelo microgerador.

31. Assim como para os casos do mercado residencial, todos os cenários consideram a

manutenção das regras vigentes no ano de 2015 e as novas regras só surtiriam efeito a partir de

2016.

4. Resultados

4.1. Mercado residencial

32. A Figura 1 apresenta os resultados das projeções para o mercado residencial, indicando

o número de consumidores que adotariam a microgeração.

Figura 1: Projeção de unidades consumidoras residenciais

33. Em termos de potência instalada, a Figura 2 apresenta os resultados, considerando-se

que cada consumidor instalará um sistema de 3 kWp.

Figura 2: Projeção da potência instalada residencial

34. Os cenários I e III apresentam os mesmos resultados, pois retirar o limite da potência

instalada (cenário III) não implica ampliar o mercado potencial e nem altera a difusão entre os

consumidores residenciais, pois qualquer unidade consumidora tem potência instalada superior a

3 kW. Já para os consumidores comerciais, haverá diferença entre esses cenários, conforme

apresentado no item 4.2.

35. De forma análoga, os cenários II e IV também apresentam os mesmos resultados, pois a

diferença entre eles está na inclusão da hipótese de retirada do limite da potência instalada. Tais

cenários apresentam o potencial de elevar em 310% o total de consumidores residenciais com

microgeração quando comparado com o cenário I, em função do aumento do público alvo e

também da expectativa de maior difusão entre os consumidores com perfil inovador.

36. Para os cenários V e VI, a comparação deve ser realizada em relação aos cenários I e II,

pois eles alteram apenas a forma de tributação da energia injetada pelo gerador. Assim, o

acréscimo seria de aproximadamente 48% e 46% para os dois cenários, respectivamente.

37. Em termos de potência instalada, aplicam-se os mesmos percentuais de variação,

podendo elevar a potência de 310 MW para até 1270 MW em 2024, no caso dos cenários II e IV,

que são alternativas passíveis do regulador optar, podendo chegar até 1861 MW para o cenário

VI, que depende da alteração na forma de tributação da energia.

4.2 Mercado comercial

38. A Figura 3 apresenta os resultados das projeções para o mercado comercial, indicando o

número de consumidores que adotariam a microgeração.

Figura 3: Projeção de unidades consumidoras comerciais

39. Por seu turno, a Figura 4 apresenta os resultados, considerando-se que cada

consumidor instalará um sistema de 10 kWp.

Figura 4: Projeção da potência instalada comercial

40. Diferentemente do mercado residencial, no comercial ao retirar o limite da potência

instalada (cenário III) amplia-se o mercado potencial e eleva-se o número de adotantes em 40%,

quando comparado com o cenário I.

41. Os cenários II e IV aumentam o número de adotantes em 158%, não havendo diferença

entre os resultados porque ao somar os cenários II e III, que representa o cenário IV, não se

vislumbra aumento do público alvo e nem alteração nos parâmetros p (inovação) e q (imitação).

42. Para os cenários V e VI, deve-se comparar com os cenários I e II, respectivamente, pois

se trata apenas de alteração na forma de tributação da energia injetada pelo microgerador,

sendo a variação positiva em 11%.

43. Em termos de potência instalada, aplicam-se os mesmos percentuais de variação,

podendo elevar a potência de 286 MW até 822 MW em 2024, no caso do cenário VI, que

apresenta as condições mais otimistas, inclusive com redução dos tributos sobre a energia.

5. Impacto tarifário

44. Para avaliar o impacto tarifário de cada um dos cenários descritos no item 3, utilizou-se a

fórmula do reajuste anual, conforme equação 1, aplicado a todas as distribuidoras e tomou-se

como referência as Notas Técnicas e Resoluções que aprovaram os reajustes tarifários em

20146.

(1)

45. Inicialmente, estimou-se o crescimento anual do mercado total da distribuidora até 2024

por meio das projeções da EPE5, tendo como referência o mercado de 2014 utilizado nos

reajustes tarifários.

46. Considerou-se que a participação percentual do mercado em baixa tensão (BT) no

mercado total em 2014, ano base, se manterá constante até 2024 e, assim, estimou-se o

mercado BT.

47. Da mesma forma, o percentual de perdas na rede básica e perdas na rede de

distribuição (técnicas e não-técnicas) também se manteriam constantes no período de estudo.

48. De posse do mercado total e das perdas totais, estimou-se a energia requerida para

2024, tendo como referência os dados dos reajustes tarifários de 2014, ou seja, sem considerar

a inserção da geração distribuída.

49. Na sequência, estimaram-se para cada cenário quais seriam os novos mercados totais,

mercados BT, perdas totais e energias requeridas. Assim, calcularam-se as variações de receita

para os mercados BT e também as variações na compra de energia para 2024, para cada

cenário.

6 Informações disponíveis no site da Agência por meio do seguinte link:

Página Inicial >> Informações Técnicas >> Tarifas Residenciais

𝐼𝑅𝑇 =𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 + 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒 + 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 + 𝑃𝑎𝑟𝑐𝑒𝑙𝑎 𝐵

𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎

50. Por fim, calculou-se o impacto tarifário para cada distribuidora para o ano de 2024

aplicando-se a equação 1, e comparando-se os resultados obtidos com os percentuais dos

reajustes aprovados pela Agência em 2014.

51. A Figura 5 apresenta os resultados das simulações, considerando as projeções de

inserção da microgeração nos mercados residenciais e comerciais, conforme itens 4.1 e 4.2.

Figura 5: Impacto tarifário em 2024 por distribuidora

52. Conforme ilustrado na Figura 5, o impacto tarifário médio em 2024, quando comparado

com o ano de 2014, ou seja, no período de 10 anos, é inferior a 1% para todos os Cenários,

exceto para o Cenário VI, cujo impacto seria de 1,08%.

53. Com relação ao impacto por distribuidora, observa-se que o máximo estimado seria de

2,08% para a Ampla para o Cenário VI, e 1,77% para a Cemig no Cenário II, dentro do horizonte

2014-2024. Deve-se reforçar que esse seria o valor acumulado em 10 anos, e não para cada

ano do período.

6. Relação custo-benefício

6.1 Metodologia

54. Para o cálculo da relação custo benefício, utilizou-se como referência a metodologia

adotada por EPE7 e os dados obtidos das simulações para a inserção da geração distribuída nos

mercados residenciais e comerciais de todas as distribuidoras para o ano de 2024. A Tabela 5

resume os impactos considerados dos resultados dos cenários simulados dentre os agentes

envolvidos.

7 EPE [Empresa de Pesquisa Energética]. Nota Técnica DEA 19/14: Inserção da Geração Fotovoltaica

Distribuída no Brasil – Condicionantes e Impactos. Rio de Janeiro, 2014.

Tabela 5: Classificação dos impactos

55. A redução do fluxo de caixa das distribuidoras foi estimada a partir da variação de

receita do mercado BT em 2024 sem geração distribuída e a receita que o mercado BT teria para

cada cenário de inserção de microgeração. Contudo, como haverá aumento na conta dos

consumidores, abate-se parte da redução percebida pelas distribuidoras.

56. A redução na conta de energia para os consumidores com geração distribuída foi

calculada a partir do somatório da economia média obtida por esses consumidores para cada

cenário em 2024.

57. O aumento na conta de energia para todos os consumidores do grupo B foi estimado a

partir do cálculo do impacto tarifário total em 2024 para cada cenário, quando comparado com o

mercado realizado em 2014, detalhado no item 5.

58. Considerou-se apenas a redução das perdas técnicas na Rede Básica, com menos

energia fluindo do sistema de transmissão para atender o mercado da distribuidora, mantendo-se

constantes os mesmos percentuais de perdas aprovados nos reajustes tarifários de 2014. Não

se estimaram as eventuais reduções ou aumento das perdas técnicas na rede de distribuição por

não se saber onde a microgeração será instalada e seu impacto depender da configuração da

rede.

59. A redução na contratação de energia foi estimada a partir da energia requerida em 2024

para cada cenário, quando comparada com o montante de energia que seria necessário caso

não houvesse a geração distribuída em 2024 , valorada pelo preço do mix de compra da

distribuidora em 2014.

Agente Impacto Tipo Classificação Nível

Distribuidoras Redução fluxo de caixa Econômico Custo Baixo

Consumidores

com GDRedução na conta de energia Econômico Benefício Médio

Consumidores

BTAumento na conta de energia Econômico Custo Baixo

Distribuidoras e

ConsumidoresRedução das perdas técnicas na RB Econômico Benefício Baixo

Distribuidoras e

ConsumidoresRedução da contratação de energia Econômico Benefício Baixo

Estados Arrecadação de ICMS sobre a energia Econômico Custo Baixo

União Arrecadação de impostos sobre a energia Econômico Custo Baixo

EstadosArrecadação de impostos com a venda de

equipamentos e serviçosEconômico Benefício Baixo

UniãoAlteração da arrecadação de impostos com a

venda de equipamentos e serviçosEconômico Benefício Baixo

Sociedade EnergéticoEconômico/

EnergéticoBenefício Baixo

60. As alterações nas arrecadações de ICMS e PIS/COFINS que incidem sobre a venda de

energia elétrica foram estimadas a partir da comparação entre os valores que seriam

arrecadados em 2024 sem geração distribuída e aqueles decorrentes de cada cenário.

61. Com relação à alteração da arrecadação de tributos federais e estaduais sobre a venda

de equipamentos e serviços, utilizou-se como referência os trabalhos da EPE (2012)8 e Konzen

(2014) para estimar a incidência de impostos federais e estaduais sobre cada um dos

componentes do sistema solar fotovoltaico, conforme apresentado na Tabela 6.

Tabela 6: Incidência média de impostos

62. Por fim, considerou-se que a energia gerada pela microgeração em 2024 substituirá

parte da energia gerada por usinas termelétricas, sendo valorada pelo preço do PLD máximo

aprovado em pela ANEEL para 2015, R$ 388,48 / MWh9.

6.2 Resultados

63. A Tabela 7 resume os principais resultados a análise de custo-benefício para cada

cenário simulado, onde pode ser observado que todos os cenários apresentam resultados

positivos.

Tabela 7: Relação custo-benefício

64. As figuras 6 e 7 ilustram os valores de custos e benefícios para os cenários II e VI para

todos os tipos de impactos relacionados na Tabela 5.

8 EPE [Empresa de Pesquisa Energética]. Nota Técnica: Análise da Inserção da Geração Solar na Matriz

Elétrica Brasileira. Rio de Janeiro, 2012. 9 Resolução Homologatória nº 1.832, de 2014.

Componentes II ICMS IPI PIS COFINS

Módulo 12% 0% 0% 1,65% 7,60%

Inversor 14% 17% 15% 1,65% 8,60%

Estruturas, cabos e conexão 0% 18% 5% 1,65% 7,60%

Relação

custo-benefício

Cenário I 0,25 330.766.942 1.158.187.700

Cenário II 0,25 1.115.400.440 3.928.969.994

Cenário III 0,25 393.930.852 1.384.910.692

Cenário IV 0,25 1.115.400.440 3.928.969.994

Cenário V 0,24 429.859.104 1.605.473.844

Cenário VI 0,23 1.484.572.596 5.615.576.781

Custo (R$) Benefício (R$)

Figura 6: Resultados para o cenário II

Figura 7: Resultados para o cenário VI

65. Em todos os cenários simulados, os resultados para Estados, União e o global são

positivos, indicando que ao analisar os impactos descritos na Tabela 5, a sociedade perceberá

mais benefícios que custos com a expansão da microgeração.

66. No entanto, ao analisar separadamente os dados, todos os consumidores perceberão,

em média, uma pequena elevação na fatura de energia (inferior a 1% para os Cenários de I a V

e de 1,08% para o Cenário VI, ao longo de 10 anos), conforme destacado na Figura 5.

67. Da mesma forma, as distribuidoras terão uma perda de receita, já descontada a

elevação da tarifa dos consumidores do grupo B, conforme descrito anteriormente. Para

entender melhor o impacto dessa redução de receita das empresas, a Tabela 8 apresenta os

valores percentuais, comparando-se com a receita total do mercado de baixa tensão em 2024

com geração distribuída em cada cenário simulado.

Tabela 8: Redução de receita das distribuidoras em 2024

68. Com base nos dados da Tabela 8, pode-se concluir que o impacto percentual na receita

das distribuidoras para o mercado de baixa tensão em 2024 é baixo, sendo no máximo de 0,3%

para todos os cenários simulados.

7. Análise de sensibilidade

69. Para avaliar melhor os impactos dos resultados obtidos pela análise de custo-benefício,

realizou-se uma análise de sensibilidade quanto aos valores estimados para o cenário II, que

apresentou os resultados mais otimistas, dentro das alternativas avaliadas pelo Regulador para

alteração da Resolução nº 482/2012.

70. Dessa forma, foram elencadas quatro possibilidades, tendo como referência o cenário II,

conforme descrito a seguir:

Sensibilidade A (igual ao cenário II)

Sensibilidade B (2 x cenário II)

Sensibilidade C (5 x cenário II)

Sensibilidade D (10 x cenário II)

71. Assim, as quantidades totais de consumidores e potência instalada em 2024 foram

multiplicadas por 2 (Sensibilidade B), por 5 (Sensibilidade C) e por 10 (Sensibilidade D),

conforme ilustrado na Tabela 9 e os resultados da relação custo-benefício são apresentadas na

Tabela 10.

Tabela 9: Premissas para análise de sensibilidade

Redução receita Redução receita

(R$) (%)

Cenário I 63.558.744 0,07%

Cenário II 213.699.464 0,23%

Cenário III 75.655.671 0,08%

Cenário IV 213.699.464 0,23%

Cenário V 82.471.945 0,09%

Cenário VI 283.619.907 0,30%

Ano 2024 Sensibilidade A Sensibilidade B Sensibilidade C Sensibilidade D

Nº consumidores 497.045 994.090 2.485.224 4.970.448

Potência instalda (MW) 2.008 4.016 10.040 20.080

Tabela 10: Relação custo-benefício para análise de sensibilidade

72. Com base nos resultados apresentados na Tabela 10, pode-se concluir que a relação

custo-benefício melhora à medida que se aumenta o número de consumidores e a potência

instalada com microgeração. No entanto, deve-se analisar também o impacto tarifário e a

redução de receita das distribuidoras para ter maiores subsídios antes de concluir a análise.

73. Com respeito ao impacto tarifário, a Figura 8 ilustra os percentuais em 2024 por

distribuidora. Caso as previsões para o cenário II, representadas pela Sensibilidade A, sejam

superadas em 2 vezes (Sensibilidade B), o impacto médio ficaria em 1,6%, com máximo de 3,6%

na Cemig, dentro do horizonte de 10 anos.

74. Para o caso da Sensibilidade C (5 vezes o cenário II), o impacto médio seria de 4,2% e

de 9,6% para a Cemig, dentro do horizonte de 10 anos.

75. Já para a Sensibilidade D (10 vezes o cenário II), o impacto médio seria de 8,8%,

alcançando o valor expressivo de 22,4% para a Cemig, considerando o horizonte de 10 anos.

Figura 8: Impacto tarifário para cada sensibilidade em 2024

76. Com relação ao impacto na redução de receita das distribuidoras, a Tabela 11 apresenta

os resultados em reais e também em percentual da receita das empresas com o mercado BT

para cada alternativa simulada.

Sensibilidade A Sensibilidade B Sensibilidade C Sensibilidade D

Relação custo-benefício 0,20 0,14 0,14 0,14

Custo (R$) 1.115.400.440,07 2.230.800.880,14 5.577.002.200,34 11.154.004.400,68

Benefício (R$) 5.096.388.747,57 14.711.801.687,24 36.779.504.218,09 76.160.550.455,58

Tabela 11: Redução de receita para análise de sensibilidade para 2024

77. Portanto, com base nas informações apresentadas nesta análise de sensibilidade, pode-

se concluir que mesmo se o mercado de microgeração for duas vezes superior ao estimado para

o cenário II, o impacto tarifário médio e a redução percentual de receita das distribuidoras são

baixos para o horizonte de estudo.

78. Para a hipótese de haver um valor 5 vezes superior ao previsto, o que dependeria de um

forte programa de incentivo governamental, o impacto tarifário médio pode ser considerado

moderado em 10 anos, mas a redução percentual de receita é baixa.

79. Por fim, a hipótese do mercado realizado em 2024 ser 10 vezes superior ao previsto no

cenário II, o que só ocorreria se houvesse um programa muito agressivo de incentivos fiscais,

tributários e demais políticas públicas, geraria um impacto tarifário elevado para algumas

empresas, mas o percentual de redução de receita ainda seria baixo.

8. Conclusões

80. Este estudo apresentou as projeções de consumidores residenciais e comerciais que

podem instalar microgeração solar fotovoltaica em suas unidades consumidoras no horizonte

2015-2024, assim como a potência instalada.

81. Para tanto, utilizou-se com referências a Teoria da Difusão de Inovações descrita em

Rogers (2003) e também a metodologia empregada por Konzen (2014), apresentadas no item 2,

e também estimou-se a evolução dos mercados residencial e comercial no horizonte estudado.

82. No item 3, são apresentados os cenários simulados de alterações na REN 482/12,

sendo que os cenários V e VI avaliam os impactos da proposta de novo convênio do CONFAZ

sobre os cenários I e II, respectivamente, onde o ICMS incidiria apenas na diferença positiva

entre a energia consumida e injetada.

83. Os resultados das projeções são apresentados no item 4, discriminando os mercados

residencial e comercial. Dos cenários que tratam apenas de alterações na REN 482/12 (I a IV),

os cenários II e IV trazem os resultados mais otimistas com aproximadamente 497 mil unidades

consumidoras com microgeração em 2024 e potência instalada total estimada em 2 GW.

84. Caso haja alterações pelo CONFAZ da forma de tributar a energia produzida pelos

microgeradores, o cenário VI indica o potencial de aproximadamente 703 mil unidades

consumidores, com potência instalada de 2,7 GW.

Redução receita Redução receita

(R$) (%)

Sensibilidade A 213.699.464 0,23%

Sensibilidade B 427.398.928 0,46%

Sensibilidade C 1.068.497.321 1,14%

Sensibilidade D 2.136.994.641 2,30%

85. A avaliação do impacto tarifário de cada cenário foi realizada no item 5, onde pôde-se

concluir que o aumento estimado na tarifa dos consumidores de baixa tensão será em média

inferior a 1% para os cenários I a V em 10 anos e de 1,08% para o cenário VI, sendo que os

maiores valores ocorreriam na Cemig, com 1,77% para o cenário II, e 2,08% na Ampla para o

cenário VI

86. O item 6 apresenta a relação custo-benefício calculada para cada cenário, considerando

os impactos para as distribuidoras, consumidores com e sem geração distribuída, Estados,

União e sociedade em geral.

87. Como resultado, conclui-se que todas as alternativas simuladas são positivas do ponto

de vista global, para os Estados e a União. Conforme citado anteriormente, haveria um pequeno

aumento na tarifa de todos os consumidores de baixa tensão, inferior a 1% dentro do horizonte

de estudo. Já para as distribuidoras, a redução de receita percebida também pode ser

considerada não representativa, pois seria no máximo de 0,3% no cenário mais otimista.

88. O item 7 traz os resultados da análise de sensibilidade realizada, considerando-se

hipóteses do mercado realizado em 2024 ser 2, 5 e 10 vezes superior ao esperado para o

cenário II, sendo que não haveria impactos relevantes para os dois primeiros casos, apenas para

a hipótese pouco provável do mercado ser 10 vezes superior ao esperado.

89. Por fim, conclui-se que há uma grande oportunidade de acelerar a adoção da

microgeração principalmente entre os consumidores residenciais e comerciais com a revisão da

REN 482/12, e os impactos resultantes são positivos para a sociedade.