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Estudo EstratégicoMercado Fotovoltaico de Geração Centralizada 2017
Novembro de 2017 Brasil
Introdução
O Estudo Estratégico de Geração Centralizada desenvolvido pela Greener tem o objetivo de avaliar o atual
desenvolvimento do mercado com relação aos empreendimentos contratados, bem como gerar referências para
os atuais e futuros empreendedores com relação a dinâmica dos empreendimentos e o impacto na rentabilidade
dos projetos.
Principais pontos do Estudo:
STATUS DOS EMPREENDIMENTOS
CONTRATADOS
OPORTUNIDADES DO MERCADO
FOTOVOLTAICO DE GERAÇÃO
CENTRALIZADA
A DINÂMICA MACROECONÔMICA
E AS USINAS FOTOVOLTAICAS
CENÁRIOS DE PRECIFICAÇÃO DE
ENERGIA PARA UMA USINA DE 90 MW
Destaques
Evolução dos empreendimentos contratados nos Leilões de 2014 e 2015
Oportunidades no Mercado Fotovoltaico de Geração Centralizada
Características dos Empreendimentos Contratados
Market Share e Ranking dos Fornecedores (Módulos, Inversores, Estruturas, EPC)
Case: Usina de 90 MW
Estrutura de CAPEX para uma Usina de 90 MW
Módulos: como os preços futuros poderão impactar na rentabilidade dos projetos?
Módulos Importados vs. Módulos Nacionais, qual a diferença na Taxa Interna de Retorno?
Cenários 2017, 2018, 2019 e 2020 para implantação de Usinas Fotovoltaicas
Simulações de preço de venda de energia para uma Usina de 90 MW
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
OS LEILÕES DA ANEELStatus dos Empreendimentos Contratados
Linha do Tempo dos Leilões
2014 2015 2016 2017
6º LER 7º LER 8º LER LEN A-4/2017 ?
Primeiro Leilão da ANEEL
para fonte solar. Foram
contratados 1048 MWp.
Houveram 2 Leilões de
Energia de Reserva, com
contratação total de 2159
MWp de fonte solar.
Foram cancelados os 2
Leilões de Energia de
Reserva previstos para
2016, não havendo a
contratação de novos
projetos de fonte solar.
Abertura para a contratação de
fonte solar no Leilão de Energia
Nova A-4 de 2017, que ocorre
em Dezembro/2017. Mercado
tem a expectativa de contratar
ao menos 1000 MWp.
Resumo dos Leilões
6º Leilão de Energia de Reserva(31/10/2014)
Potência Contratada (MWp)
1.048,2
Potência Contratada (MWac)
889,7
Preço Médio de Venda (R$/MWh)
R$ 215,12/MWh
Preço Médio de Venda(US$/MWh)
US$ 87,80/MWh
Taxa de Câmbio R$ 2,45/US$
Data para Entrada em Operação
01/10/2017
Capex Médio (R$/MWp)
R$ 3.953.660,56
Capex Médio(US$/MWp)
US$ 1.613.739,00
7º Leilão de Energia de Reserva(28/08/2015)
Potência Contratada (MWp)
1.043,7
Potência Contratada (MWac)
833,8
Preço Médio de Venda (R$/MWh)
R$ 301,79/MWh
Preço Médio de Venda(US$/MWh)
US$ 85,98/MWh
Taxa de Câmbio R$ 3,51/US$
Data para Entrada em Operação
01/08/2017
Capex Médio (R$/MWp)
R$ 4.162.392,44
Capex Médio(US$/MWp)
US$ 1.185.866,79
8º Leilão de Energia de Reserva(13/11/2015)
Potência Contratada (MWp)
1.115,9
Potência Contratada (MWac)
929,3
Preço Médio de Venda (R$/MWh)
R$ 297,75/MWh
Preço Médio de Venda(US$/MWh)
US$ 78,77/MWh
Taxa de Câmbio R$ 3,78/US$
Data para Entrada em Operação
01/11/2018
Capex Médio (R$/MWp)
R$ 3.940.245,77
Capex Médio(US$/MWp)
US$ 1.042.393,06
Fonte: ANEEL, CCEE, EPE.
Probabilidade de Conclusão dos Empreendimentos
570828,8
350
1748,8
544,3
544,3
70
5 35
110
249,7
249,7
6 º LE ILÃO E N E R G IA DE R E SE R VA O U T/ 2 0 1 4
7 º LE ILÃO E N E R G IA DE R E SE R VA AG O / 2 0 1 5
8 º LE ILÃO E N E R G IA DE R E SE R VA N O V/ 2 0 1 5
ACU MU LADO
MW
AC
Alta Probabilidade Média Probabilidade Baixa Probabilidade Descontratado
*MWac, correspondente à potência de saída dos inversores. **dados atualizados em Novembro de 2017.
Classificação dos Empreendimentos
Alta Probabilidade• Possui Investidor• Possui contrato de EPC• Possui contrato com Fornecedores
Média Probabilidade• Possui Investidor• Possui contrato com Fornecedores
(não obrigatoriamente)
Baixa Probabilidade• Nada definido
Previsão de Conclusão dos Empreendimentos
880 868,8
424,3
120
5
105
2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1
MW
AC
Alta Probabilidade Média Probabilidade Baixa Probabilidade
*MWac, correspondente à potência de saída dos inversores. **dados atualizados em Novembro de 2017.
Classificação dos Empreendimentos
Alta Probabilidade• Possui Investidor• Possui contrato de EPC• Possui contrato com Fornecedores
Média Probabilidade• Possui Investidor• Possui contrato com Fornecedores
(não obrigatoriamente)
Baixa Probabilidade• Nada definido
Novos Leilões são fundamentais para manter a pipeline de projetos futuros!
???
Localização dos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção
Previsão Conclusão 2017Projetos em Operação, Teste ou Construção
Previsão Conclusão 2018Projetos em Construção
30 MW
270 MW
430 MW
150 MW
80 MW
90 MW
89,7 MW
300 MW
150 MW
*dados atualizados em Novembro de 2017.
Overload dos Empreendimentos
% E
mp
reen
dim
en
tos
Overload (%) [MWp/MW]
Overload
DefiniçãoRelação entre potência CC e potência CA da usina.
UtilidadeObter um ganho de geração com baixo incremento do CAPEX.
Overload IdealNão existe um Overload ideal, cada projeto deve buscar o melhor balanço entre potência CC e CA em função de sua TIR. Observa-se que dos projetos contratados, uma parcela significativa obteve Overload entre 20% e 25%.
Histograma de Overload dos Empreendimentos Contratados
Fator de Capacidade dos Empreendimentos
% E
mp
reen
dim
en
tos
FC (%)
Fator de Capacidade
DefiniçãoRelação entre a quantidade de energia gerada pela usina em função do seu potencial de geração (caso a usina opere 100% do tempo em sua capacidade máxima).
UtilidadeComparação entre usinas em localidades diferentes e/ou com tecnologias diferentes.
FC IdealNão existe um FC ideal, porém quanto maior o FC de uma usina, mais energia ela gerará, muitas vezes sem um grande incremento de CAPEX. Avaliar uma localidade de maior produtividade bem como utilizar tecnologias que aumentem a geração e/ou diminuam as perdas da usina, são fundamentais para empreendimentos mais rentáveis.
Histograma de FC (Fator de Capacidade) dos Empreendimentos Contratados
NEGÓCIOSOportunidades do Mercado Fotovoltaicode Geração Centralizada
Introdução
Alta
Probabilidade
Com as primeiras usinas fotovoltaicas do país sendo construídas e entrando em operação, o mercado abre as portas para várias oportunidades em
diversos setores da cadeia.
Para um melhor entendimento das oportunidades, vamos avaliar de maneira mais detalhada o desenvolvimento dos projetos de acordo com a pipeline
de projetos para 2017, 2018 e 2019.
Empreendimentos em Operação
Empreendimentos em Teste
Empreendimentos em Construção
Empreendimentos com Construção
Não Iniciada
Oportunidades de comprade ativos.
Oportunidades paracontratação de serviços deOperação & Manutenção.
Oportunidades paraserviços de Engenharia doProprietário e Certificaçãode Empreendimentos.
Oportunidades parafornecedores secundários eserviços terceirizados.
Empreendimentos sem contrato de
EPC e Fornecedores*
Empreendimentos com média probabilidade ainda não concretizaram a contratação de EPC epossivelmente existem oportunidades para diversos fornecedores de equipamentos e insumos.
*Podem ter sido definidos alguns fornecedores principais, porém não obrigatório.
Empreendimentos sem Investidores,
EPC e Fornecedores definidos
Empreendimentos com baixa probabilidade ainda não definiram seus fornecedores, nemefetivaram contratos de EPC e, principalmente, ainda não firmaram acordo/contrato deinvestimento para a concretização do empreendimento. Existem oportunidades variadas,principalmente para aqueles que buscam entrar no mercado e ainda podem flexibilizar suascondições de fornecimento.
Média
Probabilidade
Baixa
Probabilidade
Status dos Empreendimentos
360
60
460
709,7
159,1
424,3
120
5
105
2017 2018 2019
MW
ac
Operação Teste Construção Alta Probabilidade - Não Iniciada Média Probabilidade Baixa Probabilidade
Oportunidades
Alta
Probabilidade
Volume de empreendimentos que se encontram em cada status e o montante financeiro que eles representam em termos de movimentação na cadeia.
Empreendimentos em Operação
Empreendimentos em Teste
Empreendimentos em Construção
Empreendimentos com Construção
Não Iniciada
360 MW
R$ 1,495 Bilhões
Empreendimentos sem contrato de
EPC e Fornecedores*
Empreendimentos sem Investidores,
EPC e Fornecedores definidos
Média
Probabilidade
Baixa
Probabilidade
60 MW
R$ 249 Milhões
1.169,7 MW
R$ 4,858 Bilhões
159,1 MW
R$ 661 Milhões
544,3 MW
R$ 2,261 Bilhões
110 MW
R$ 457 Milhões
Movimentação financeira baseada num CAPEX médio (módulos nacionais e importados) fixado
em R$ 3,436/Wp e Overload Médio de 20,87% (excluindo projetos descontratados). Tal
premissa foi definida com base na proporção de empreendimentos em operação e/ou
construção que utilizam módulos nacionais ou importados e com base na estrutura de CAPEX
apresentada no capítulo seguinte desse estudo.
Premissas
Movimentação Financeira
Projeções de movimentação financeira do mercado fotovoltaico de geração centralizada conforme as pipelines dos projetos apresentados anteriormente.
Considerou-se que os empreendimentos concluídos no ano movimentarão financeiramente a cadeia fotovoltaica naquele ano.
R$3.654,72
R$5.391,13
R$934,45
2017 2018 2019
MIL
HÕ
ES R
$
Movimentação Financeira
R$1.495,11
R$249,19
R$1.910,42
R$2.449,08
R$1.159,13
R$1.762,16
R$498,37
R$20,77
R$436,07
2017 2018 2019
MIL
HÕ
ES R
$
Operação Teste Construção Alta Probabilidade - Não Iniciada Média Probabilidade Baixa Probabilidade
Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção
As análises feitas a seguir são referentes aos empreendimentos em operação, teste ou construção, abordando algumas temáticas no que diz respeito ao
montante total contratado (excluindo as descontratações) e ao market share dos principais equipamentos e serviços.
9,41%
59,93%
30,66%
Empreendimentos Contratados
Descontratados(249,7 MW)
Operação, Testeou Construção(1.589,7 MW)
Obras NãoIniciadas (813,4MW)
6º LER 53,95% dos empreendimentoscontratados no Leilão se encontram emOperação, Teste ou Construção.
7º LER 91,11% dos empreendimentoscontratados no Leilão se encontram emOperação, Teste ou Construção.
8º LER 37,66% dos empreendimentoscontratados no Leilão se encontram emOperação, Teste ou Construção.*
*O prazo para conclusão dos empreendimentos do 8º LER ainda não expiraram, o que implica numa baixa taxa de conclusão dos empreendimentos.
Módulos FotovoltaicosCom base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
32,85%
67,15%
Fabricação dos Módulos
Nacional
Internacional
Preço Em função de sua estrutura decustos, os Módulos Nacionais sãosensivelmente mais caros, em geralo preço do Wp fica entre 35% e45% mais caro que o móduloimportado nacionalizado.
Fabricantes
Nacionais
Dos principais fornecedores demódulos para os empreendimentosde geração centralizada, apenas 2possuem fabricação nacional.
Disponibilidade A capacidade de produção nacionallimita o fornecimento de módulospara os empreendimentoscontratados, um dos principaisgargalos atualmente é o prazo deentrega, tanto para fabricaçãonacional quanto para internacional.
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
29,40%
25,59%
21,29%
12,99%
5,64%3,80% 1,30%
Fornecimento dos Módulos(1.955,4 MWp)
Jinko
Canadian Solar
BYD
JA Solar
GCL
First Solar
Trina
1º
2º
3º
4º
5º
6º
7º
Módulos FotovoltaicosCom base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
40,24%
25,79%
13,21%
9,44%
5,66%3,77% 1,89%
Fornecimento dos Inversores(1.589,7 MW)
GE
Fimer
SMA
Ingeteam
WEG
Power Eletronics
Siemens
1º
2º
3º
4º
5º
6º
7º
Inversores FotovoltaicosCom base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
8,75%
91,25%
Tipo de Estrutura
Fixa
Seguidor 1 Eixo
Vantagens • O uso de seguidores de 1 eixotrazem um ganho na geração deenergia da usina, mesmo emcondições de baixa latitude(maioria dos empreendimentosno Brasil).
• Reduzem o acúmulo de sujeiranos módulos.
Desvantagens • Maior complexidade paramontagem.
• Encarecimento do custo demontagem mecânica.
• Ocupam maior área devido aoespaçamento entre mesas sermaior (sombreamento).
EstruturasCom base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
42,17%
21,62%
16,36%
7,52%
4,37%
4,37%3,59%
Fornecimento de Estruturas(1.955,4 MWp)
Soltec
NEXTracker
Convert Italia
STI Norland
Brafer
Nclave
PVH
1º
2º
3º
4º
5º
6º
7º
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
EstruturasCom base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
25,64%
21,62%
15,06%
12,54%
8,75%
5,64%
3,59%
3,37%1,92% 1,88%
Fornecimento de EPC(1.955,4 MWp)
Prodiel
Biosar
Enerray
SNEF
Grupo Cobra
WEG
GRS
ATP
Quebec
Araxá Solar
1º
2º
3º
4º
5º
6º
7º
8º
9º
10º
Obs.: Empreendimentos que tiveram contratos fechados porém não estão em construção não foram contabilizados.
EPC (Engineering, Procurement and Construction)
Com base nos Empreendimentos em Operação, Teste ou Construção.
DRIVERSA Dinâmica Macroeconômica e as Usinas Fotovoltaicas
Introdução
Este capítulo visa demonstrar o impacto dos principais drivers para a viabilização e rentabilidade de uma usina fotovoltaica. Um adequado balanço de
CAPEX/OPEX, uma estrutura de capital balanceada e uma visão realista das condições macroeconômicas são drivers que impactam diretamente na
rentabilidade do empreendimento. Uma avaliação correta dos cenários e tendências do mercado, podem fazer a diferença em um lance seguro no leilão.
Macroeconomia
Cenários2017, 2018,
2019 e 2020Local da Usina Módulos Nacionais
Características
Técnicas
Composição de
CAPEX
Produtividade,
Conexão à Rede
Cenários de
Preço
Economia Brasileira
Taxa Selic,
Inflação,
Câmbio
Tecnologias
Módulos,
Inversores,
Estrutura
Captação Financeira
Bancos de Fomento,
Financiamentos
Privados
Operação & Manutenção
OPEX,
Troca de
Inversores
Módulos Importados
Cenários de
Preço
Estrutura de CustosCAPEX:
mód. nacionais &
mód. internacionais
MacroeconomiaPrincipais Drivers
Entendendo o impacto de cada driver:
Taxa Selic
A taxa Selic (taxa básica de juros no Brasil) é uma importante referência para a definição do custo de capital
do empreendimento. Taxas referenciais mais baixas tendem a tornar o retorno de investimento em infraestrutura mais atrativo.
Inflação
(IPCA)
A Inflação está diretamente atrelada ao equilíbrio do consumo com a capacidade
produtiva do país. Quando a inflação cresce e a taxa de juros permanece
estável, reduz-se o ganho real de capital. Em geral, com a economia aquecida,
tem-se uma inflação mais alta, porém em nossos cenários, foi considerado uma
inflação para 2019 e 2020 fixada na meta. Como espera-se que a economia
volte a crescer, foi considerada uma taxa Selic mais elevada para conter o
consumo exacerbado e não reduzir o ganho real de capital.
Câmbio
Uma parcela significativa do CAPEX dos empreendimentos
tem impacto direto do câmbio, por esse motivo, a flutuação cambial costuma ser um dos
principais riscos na modelagem do projeto e na estratégia para
precificação.
Entender a dinâmica macroeconômica é fundamental para empreendimentos futuros, bem como saber o melhor “timing” de tirar o projeto do papel. Ao
longo do estudo serão avaliados 4 cenários, considerando diferentes momentos para a construção das usinas
Cenários 2017 2018 2019 2020
Selic7,50%
(Boletim Focus out/2017)
7,00%(Boletim Focus out/2017)
8,00%(Estimativa Greener)
8,50%(Estimativa Greener)
Inflação (IPCA)4,50%
(Boletim Focus out/2017, meta inflação)
4,25%(Boletim Focus out/2017,
meta inflação)
4,00%(Meta inflação)
4,00%(Meta inflação)
Câmbio (R$/US$)R$ 3,19
(Boletim Focus out/2017)
R$ 3,30(Boletim Focus out/2017)
R$ 3,30(Cenário Greener)
R$ 3,30(Cenário Greener)
Construção do Empreendimento
Início e término em 2017
Início e término em 2018
Início e término em 2019
Início e término em 2020
Obs.: Considerou-se que todo o desembolso do empreendimento é feito no seu ano de construção.
MacroeconomiaCenários
Outro ponto fundamental é compreender as possíveis maneiras de compor a estrutura de capital. Vamos avaliar 2 possíveis cenários, estruturação de
capital com bancos de fomento e com financiamento privado.
CapitalInvestido(100%)
Equity(Capital Próprio)
20%
Financiamento(Capital Privado)
80%
Financiamento
Privado
CapitalInvestido(100%)
Equity(Capital Próprio)
40%
Financiamento(Capital Público)
60%
Banco de
Fomento
MacroeconomiaEstrutura de Capital
Qual a diferença entre as duas estruturas de capital e para que servem?
Financiamento Privado Banco de Fomento
A estrutura de capital com recursos privados (bancos, fundos, etc) é uma alternativa para aqueles investidores
que não desejam fazer 100% do aporte a fim de reduzir o aporte de capital. Em geral uma operação de financiamento aumenta o custo de capital do projeto
(WACC) e não possui condições tão flexíveis para pagamento similares a um
banco de fomento, porém reduzem o aporte do investidor.
A estrutura de capital com bancos de fomento visa reduzir o custo de
oportunidade do projeto (WACC), alavancando a operação com um capital mais barato e um prazo para pagamento
estendido. Os bancos de fomento possuem exigências com relação à
documentação do projeto e o montante emprestado deve cumprir o percentual
mínimo de itens nacionais.
MacroeconomiaEstrutura de Capital
Cenários 2017 2018 2019 2020
Custo de Oportunidade
(% a.a.)(Selic+2,5%)
10,19% 9,68% 10,70% 11,21%
Equity (%) 20% 20% 20% 20%
Financiamento (%) 80% 80% 80% 80%
Taxa de Juros (% a.a.)
(Selic+4,5%)
12,34% 11,82% 12,86% 13,38%
Período 10 anos 10 anos 10 anos 10 anos
Carência 0 anos 0 anos 0 anos 0 anos
MacroeconomiaFinanciamento Privado
Cenários 2017 2018 2019 2020
Custo de Oportunidade
(% a.a.)(Selic+2,5%)
10,19% 9,68% 10,70% 11,21%
Equity (%) 40% 40% 40% 40%
Financiamento (%) 60% 60% 60% 60%
Taxa de Juros (% a.a.)
(Selic+1,0%)
8,58% 8,07% 9,08% 9,58%
Período 19 anos 19 anos 19 anos 19 anos
Carência 1 ano 1 ano 1 ano 1 ano
MacroeconomiaBanco de Fomento
Características Técnicas
Entendendo o impacto de cada driver:
Local da Usina
A escolha do local da usina deve estar associado a alguns fatores fundamentais que garantam o sucesso do projeto. Dentre os
principais pontos de atenção, um bom empreendimento deve se
situar num local de boa irradiação solar, possível conexão à rede (de
preferência poucos quilômetros de distância da subestação de conexão e no menor nível de tensão possível)
e a área deve ter aval ambiental.
Tecnologias
A escolha das tecnologias da usina podem influenciar diversos outros pontos e custos do projeto. Avaliar
corretamente a tecnologia dos módulos (cristalinos ou filme fino), bem como dos
inversores (central ou string) e a estrutura (fixa ou com seguidor) podem impactar no sucesso ou não do projeto. Os equipamentos escolhidos refletem em outros custos e eficiências da obra,
como por exemplo o prazo para construção e custos de O&M (operação e
manutenção).
Operação e Manutenção
Além do impacto direto da escolha de certas tecnologias no custo de Operação & Manutenção, outros fatores são cruciais para garantir
um O&M eficiente e de baixo custo. A periodicidade de limpeza é um fator de atenção, bem como disponibilidade de recurso hídrico,
escala da usina para diluição de alguns custos fixos e questões
relacionadas a segurança no local do empreendimento.
Características TécnicasLocalização dos Empreendimentos
O local em que é desenvolvido e instalado a Usina Solar é um dos fatores determinantes para a viabilização e atratividade do empreendimento.
Produtividade
Locais com alta produtividade são sempre a preferência de busca para a
implantação de usinas fotovoltaicas, porém deve-se avaliar, primeiramente, a
disponibilidade do local para conexão à rede e, segundamente, os riscos
ambientais envolvidos para licenciamento.
Conexão à Rede
A conexão à rede tem sido o grande gargalo para o desenvolvimento de projetos
no Brasil. Grande parte das redes de distribuição e transmissão das regiões
nordeste estão sobrecarregadas (locais com alta produtividade solar), não
havendo disponibilidade de escoamento de energia, inviabilizando muitas vezes o
projeto.
Licenciamento Ambiental
Outro ponto de risco e atenção aos projetos, obter licenças ambientais pode ser
um processo longo, burocrático e muitas vezes negados pelos órgãos estaduais.
A escolha da tecnologia de um empreendimento deve levar em conta não somente seu investimento inicial, mas ganhos secundários e seus custos no
longo prazo. Lembre-se, a tecnologia adotada no projeto irá permanecer nele por mais de 20 anos.
Cristalinos Filme Fino Central String Fixa Seguidor
Módulos cristalinos em
geral possuem uma
eficiência maior e menor
custo por Wp. Porém esta
tecnologia possui maiores
perdas devido à
temperaturas, locais mais
quentes deve ser
avaliado a sua escolha.
Módulos de filmes finos
em geral possuem uma
menor eficiência,
ocupando assim mais
área, elevando custos
com estruturas,
cabeamento e mão de
obra. Em contrapartida,
esta tecnologia apresenta
menor perda em
condições de temperatura
elevada.
Inversores centrais
representam a topologia
mais utilizada em usinas
de Geração Centralizada,
pois trazem mais
economia no momento
do investimento inicial.
Inversores string vem se
tornando uma tecnologia
altamente competitiva e
tornando-se uma realidade
para empreendimentos de
grande porte. Sua grande
vantagem se encontra nos
custos operacionais, pois
permitem uma reposição
rápida, sem necessidade
de um técnico
especializado.
A estrutura fixa é a opção
com menores custos
iniciais bem como
durante o período de
operação.
Embora apresentem
custos (iniciais e
operacionais) mais
elevados, o ganho de
produção pode ser
significativo mesmo em
regiões de baixa latitude.
Características TécnicasTecnologia utilizada nos Empreendimentos
Operação e Manutenção tem papel crucial para a rentabilidade do empreendimento. O seu inadequado dimensionamento pode gerar riscos aos ativos ou
prejudicar a produtividade da usina.
É fundamental avaliar a disponibilidade de recurso hídrico no local da usina. Um
empreendimento utiliza uma quantidade significativa de água para a limpeza dos módulos,
principalmente em regiões muito secas onde o recurso já é escasso.
A segurança e vigilância da usina é fundamental. Os empreendimentos em geral se situam
em lugares remotos e são compostos por equipamentos frágeis e vulneráveis, muitas
vezes alvos de vandalismo. Um monitoramento e segurança adequados podem encarecer
significativamente os custos de operação e manutenção do empreendimento.
Perda de rendimento por sujeira/poeira pode ser significativa, sobretudo em regiões
áridas. Um plano eficiente de limpeza dos módulos é fundamental.
Características TécnicasOperação e Manutenção
Composição de CAPEX
Entendendo o impacto de cada driver:
Módulos Nacionais Módulos Importados Estrutura de Custos
Os módulos nacionais são uma opção para os atuais e futuros empreendedores do setor. Com custos entre 35% e 45% mais
elevados que os módulos importados, ainda se encontram numa condição desfavorável com relação à competitividade, mesmo
com incentivos de bancos de fomento.
Utilizado pela maioria dos empreendimentos de Geração
Centralizada, os módulos importados apresentam custos sensivelmente menores que as versões nacionais,
porém limitam ou impedem o acesso aos recursos dos bancos de fomento.
Merecem especial atenção a forte elevação nos preços no mercado atual, bem como limitações na disponibilidade reportados por
alguns empreendedores.
Os módulos representam o principal componente de custo na formação do CAPEX. A recente volatilidade
bem como as incertezas na cadeia de produção, fazem com que a
projeção de custos deste componente seja um importante fator de risco. O CAPEX em sua
grande parte está exposto à variação cambial. Este fortemente influenciado pelo cenário politico e econômico nacional e internacional.
Vale lembrar que 2018, ano de eleições no país, e 2019, início de
um novo governo, tornam os cenários ainda mais complexos.
Composição de CAPEXMódulos Nacionais
Embora montados localmente, os módulos nacionais dependem de insumos importados sujeitos ao impacto direto do câmbio.
Cenários 2017 2018 2019 2020
Módulos Nacionais(US$/Wp)
US$ 0,660/Wp(incluem impostos)
US$ 0,633/Wp(incluem impostos)
US$ 0,624/Wp(incluem impostos)
US$ 0,614/Wp(incluem impostos)
Módulos Nacionais (R$/Wp)
R$ 2,106/Wp(dólar base R$ 3,19)
R$ 2,088/Wp(dólar base R$ 3,30)
R$ 2,058/Wp(dólar base R$ 3,30)
R$ 2,027/Wp(dólar base R$ 3,30)
Obs. 1: foram avaliados
módulos policristalinos, devido
ao fato de ser o único módulo
produzido nacionalmente em
larga escala.
Obs. 2: os preços já incluem
os impostos.
Os valores dos módulos em
2017 tiveram uma forte alta,
devido a problemas de alta
demanda e déficit de
fornecimento.
A expectativa para os valores nos anos seguintes é de
que os módulos voltem a reduzir o preço, porém é
difícil afirmar quando chegarão aos preços praticados
pelo mercado no início de 2017.
Qual a expectativa de preços para os módulos importados nos cenários avaliados?
Cenários 2017 2018 2019 2020
Módulos Importados(US$/Wp)
US$ 0,472/Wp(incluem impostos)
US$ 0,452/Wp(incluem impostos)
US$ 0,445/Wp(incluem impostos)
US$ 0,439/Wp(incluem impostos)
Módulos Importados
(R$/Wp)
R$ 1,504/Wp(dólar base R$ 3,19)
R$ 1,491/Wp(dólar base R$ 3,30)
R$ 1,470/Wp(dólar base R$ 3,30)
R$ 1,448/Wp(dólar base R$ 3,30)
Obs. 1: foram avaliados
módulos policristalinos, devido
ao fato de ser o único módulo
produzido nacionalmente em
larga escala.
Obs. 2: os preços já incluem
os impostos.
Os valores dos módulos em
2017 tiveram uma forte alta,
devido a problemas de alta
demanda e déficit de
fornecimento.
A expectativa para os valores nos anos seguintes é de
que os módulos voltem a reduzir o preço, porém é
difícil afirmar quando chegarão aos preços praticados
pelo mercado no início de 2017.
Composição de CAPEXMódulos Importados
Para se compreender de maneira realista o impacto do uso ou não de módulos nacionais numa usina, será apresentado uma composição de CAPEX para
um projeto hipotético.
Potência CC: 106,2 MWp
Potência CA: 90 MW
Módulos: Policristalinos 330 Wp
Inversores: Centrais 2 MW
Estrutura: Seguidor 1 eixo +50°/-50°
Conexão à Rede: 10 km Linha em 69kV, conexão no
Bay de 69 kV
Subestação: 3 subestações menores e uma central,
com transformador central.
Usina: 3 lotes de 30 MW.
Composição de CAPEXCase: Usina 90 MW
Valores em R$/Wp Módulo Importado % Módulo Nacional %
Módulos R$ 1,504 47,10% R$ 2,106 55,51%
Inversores R$ 0,287 8,99% R$ 0,287 7,57%
Estrutura R$ 0,383 11,99% R$ 0,383 10,09%
Subestações(3 menores e uma central, sem trafo)
R$ 0,287 8,99% R$ 0,287 7,57%
Transformador Central R$ 0,026 0,81% R$ 0,026 0,67%
Linha de Transmissão R$ 0,200 6,26% R$ 0,200 5,27%
Obras e Engenharia R$ 0,300 9,40% R$ 0,300 7,91%
Gerenciamento R$ 0,080 2,51% R$ 0,080 2,11%
Desenvolvimento R$ 0,006 0,19% R$ 0,006 0,14%
Outros R$ 0,120 3,76% R$ 0,120 3,16%
TOTAL R$ 3,193 R$ 3,794
Composição de CAPEXEstrutura de CAPEX Usina 90 MW (106,2 MWp) – Cenário 2017
Cenários 2017 2018 2019 2020
CAPEXMódulos
Nacionais(R$/Wp)
R$ 3,79/Wp R$ 3,81/Wp R$ 3,78/Wp R$ 3,75/Wp
CAPEXMódulos
Importados (R$/Wp)
R$ 3,19/Wp R$ 3,21/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,17/Wp
Câmbio (R$/US$) R$ 3,19 R$ 3,30 R$ 3,30 R$ 3,30
Obs. 1: além dos módulos, outros itens foram considerados “dolarizados” e sofreram influência do câmbio.
Obs. 2: foi considerado que todos os itens, com exceção dos módulos, tivessem seus preços estáveis nos 4 cenários, variando apenas em função do câmbio.
Composição de CAPEXCAPEX Usina 90 MW (106,2 MWp) – Todos Cenários
LANCE DE SORTECenários de Precificação de Energia para uma Usina de 90 MW
Introdução
Com a expectativa de um novo leilão em 2017, o mercado fomenta novas contratações e para isso é fundamental se preparar de maneira adequada,
traçando estratégias para os empreendimentos e principalmente, entendendo a dinâmica do mercado no médio prazo a fim de estabelecer premissas
adequadas que contemplem todo o risco englobado. Para o LEN A-4 / 2017, com entrega prevista dos empreendimentos para 1º de Janeiro de 2021, os
empreendedores precisam estabelecer algumas premissas para o mercado futuro, entendendo qual o “timing” perfeito para a construção da usina.
Com isso, este capítulo visa demonstrar os cenários para 2017, 2018 e 2019 (para as usinas já contratadas) e os cenários 2018, 2019 e 2020 para as
novas possíveis contratações, auxiliando na estratégia de precificação da energia para essas usinas.
Cenários 2017 2018 2019 2020
Usinas já contratadas, comPPA reajustado.
Usinas já contratadas, comPPA reajustado.
Usinas já contratadas, comPPA reajustado.
Novas usinas provenientes doLEN A-4 / 2017.
Novas usinas provenientes doLEN A-4 / 2017, com PPAreajustado.
Novas usinas provenientes doLEN A-4 / 2017, com PPAreajustado.
6º, 7º e 8º LER
LEN A-4 / 2017
Condições de Contorno
Conforme já apresentado anteriormente, algumas premissas serão retomadas para compor os cenários do estudo. As condições macroeconômicas para
os cenários de 2017, 2018, 2019 e 2020 serão mantidas. As condições apresentadas para financiamento serão abordadas em 2 Cases (um com
Financiamento Privado e um com Banco de Fomento), bem como a composição de custos (CAPEX), nas condições de módulos nacionais e módulos
importados. Ressalta-se que os cenários apresentados consideram que a Usina será construída naquele ano e todo o desembolso correspondente ao
empreendimento também ocorra no mesmo ano. A Taxa Interna de Retorno apresentada é baseada no preço da energia naquele ano, para os cenários
futuros será demonstrado a métrica para trazer o valor da energia para o ano da contratação do empreendimento (Leilão).
Premissas
Cenários Econômicos
2017, 2018,
2019 e 2020
Composição de Custos
CAPEX:
Módulos Nacionais
Módulos Importados
Captação Financeira
Bancos de Fomento,
Financiamentos
Privados
A Usina de 90 MW
A Usina de 90 MW
A usina em questão que será utilizada como Case para os modelos de precificação e cenários adotados, para isso segue abaixo uma melhor descrição
dos parâmetros, tecnologias e considerações sobre a operação do empreendimento, itens fundamentais para a modelagem financeira.
Características Técnicas
• Módulos: Policristalinos 330 Wp
• Inversores: Centrais 2 MW
• Estrutura: Seguidores de 1 eixo -50°/+50°
• Conexão à Rede: 69 kV
• Linha de Transmissão: 10km em 69 kV
• Usina: 3 lotes de 30 MW
• Potência CC: 106,2 MWp
• Potência CA: 90 MW
• Overload: 18%
• Troca de inversores: ano 10 e ano 20 (20 e 10 Milhões de
R$ respectivamente)
35,2 MWp
30 MW
106,2 MWp
90 MW35,2 MWp
30 MW
35,2 MWp
30 MW
A Usina de 90 MW
Características de Geração
• Produtividade no local: 2.200 kWh/kWp/ano
(considerado ganho do seguidor)
• Fator de Capacidade: 25,11%
• Energia gerada ano: 233.640 MWh/ano
• Perdas elétricas: 3,5%
• Degradação dos módulos ano 1: 2,5%
• Degradação dos módulos próximos anos: 0,85% a.a.
35,2 MWp
30 MW
106,2 MWp
90 MW35,2 MWp
30 MW
35,2 MWp
30 MW
Outras Características
• Operação e Manutenção: 1,50% do CAPEX a.a.
• Custos administrativos: 0,10% do CAPEX a.a.
• Custos com seguro: 0,10% do CAPEX a.a.
• Impostos: Lucro Presumido
• Tempo do contrato: 20 anos
Os Cases
Os Cases visam demonstrar o impacto dos drivers apresentados anteriormente em alguns cenários de construção de uma usina de 90 MW, mostrando a
rentabilidade do empreendimento em função do preço da energia naquele ano. A ideia é mostrar os prós e contras dentre as possíveis estratégias
adotadas num empreendimento e o impacto na TIR (Taxa Interna de Retorno).
Cenários
2017 2018 2019 2020Condições macroeconômicaspré-estabelecidas.
Case 1
• Usina 90 MW• Módulos
Importados• Financiamento
Privado
• Usina 90 MW• Módulos
Nacionais• Banco de
Fomento
Case 2
• Usina 90 MW• Módulos
Importados• Financiamento
Privado
• Usina 90 MW• Módulos
Nacionais• Banco de
Fomento
• Usina 90 MW• Módulos
Importados• Financiamento
Privado
• Usina 90 MW• Módulos
Nacionais• Banco de
Fomento
• Usina 90 MW• Módulos
Importados• Financiamento
Privado
• Usina 90 MW• Módulos
Nacionais• Banco de
Fomento
Case 1 – 90 MW Módulos Importados
O Case abordado visa demonstrar uma usina de 90 MW estruturada nas condições de fornecimento de módulos importados e com estruturação
financeira através de financiamento privado, conforme premissas apresentadas anteriormente.
Premissas Macroeconômicas
Cenários 2017 2018 2019 2020
Selic 7,50% 7,00% 8,00% 8,50%
Inflação (IPCA) 4,50% 4,25% 4,00% 4,00%
Câmbio (R$/US$) R$ 3,19 R$ 3,30 R$ 3,30 R$ 3,30
Construção do Empreendimento
Início e término em 2017 Início e término em 2018 Início e término em 2019 Início e término em 2020
Premissas CAPEX
Cenários 2017 2018 2019 2020
CAPEXMódulos Nacionais
(R$/Wp)R$ 3,79/Wp R$ 3,81/Wp R$ 3,78/Wp R$ 3,75/Wp
CAPEXMódulos Internacionais (R$/Wp)
R$ 3,19/Wp R$ 3,21/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,17/Wp
Câmbio (R$/US$) R$ 3,19 R$ 3,30 R$ 3,30 R$ 3,30
Case 1 – 90 MW Módulos Importados
Premissas Financiamento Privado
Cenários 2017 2018 2019 2020
Custo de Oportunidade (% a.a.)
(Selic+2,5%)
10,19% 9,68% 10,70% 11,21%
Equity (%) 20% 20% 20% 20%
Financiamento (%) 80% 80% 80% 80%
Taxa de Juros (% a.a.)
(Selic+4,5%)
12,34% 11,82% 12,86% 13,38%
Período 10 anos 10 anos 10 anos 10 anos
Carência 0 anos 0 anos 0 anos 0 anos
Case 1 – 90 MW Módulos Importados
A partir das premissas bem definidas e o cenário do empreendimento consolidado, o estudo irá entender a TIR (Taxa Interna de Retorno) em algumas
condições. Para estressar os cenários da usina, iremos variar o preço da energia (R$/MWh) para entender seu impacto na TIR e em paralelo iremos
variar o CAPEX do empreendimento. Como vimos, o preço dos módulos sofreram forte variação de preço ao longo de 2017, para considerar esse
comportamento para todos os cenários pré-estabelecidos iremos variar o preço dos módulos em +10%, +20%, -10% e -20%, provocando uma
elasticidade do CAPEX Global da usina. Quando avaliamos a sensibilidade do empreendimento frente a variação do CAPEX e do preço de venda da
energia, temos uma Mapa de Sensibilidade da TIR do empreendimento.
Preço de Venda da Energia (R$/MWh)
R$ 170/MWh R$ 180/MWh R$ 190/MWh
R$ 200/MWh R$ 210/MWh R$ 220/MWh
R$ 230/MWh R$ 240/MWh R$ 250/MWh
R$ 260/MWh R$ 270/MWh R$ 280/MWh
R$ 290/MWh R$ 300/MWh R$ 310/MWh
R$ 320/MWh R$ 330/MWh R$ 340/MWh
Variação do CAPEX
(Feito para todos os cenários)
Preço Módulo Importado 2017
R$/Wp*
Variação Preço Módulo Importado
CAPEX Total
R$ 1,504 /Wp 0% R$ 3,19 /Wp
R$ 1,654 /Wp +10% R$ 3,34 /Wp
R$ 1,805 /Wp +20% R$ 3,49 /Wp
R$ 1,354 /Wp -10% R$ 3,04 /Wp
R$ 1,203 /Wp -20% R$ 2,89 /Wp
*Valores incluem impostos e custos de nacionalização.
Como ler a tabela de resultados?
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
10,24% R$ 2,89/Wp R$ 3,04/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,34/Wp R$ 3,49/Wp
Investimento R$ 306,9 Milhões R$ 322,8 Milhões R$ 338,8 Milhões R$ 354,7 Milhões R$ 370,6 Milhões
R$ 170/MWh 9,8% 9,7% 9,6% 9,5% 9,4%
R$ 180/MWh 9,9% 9,8% 9,7% 9,6% 9,5%
R$ 190/MWh 10,0% 9,9% 9,8% 9,7% 9,6%
R$ 200/MWh 10,1% 10,0% 9,9% 9,8% 9,7%
R$ 210/MWh 10,2% 10,1% 10,0% 9,9% 9,8%
R$ 220/MWh 10,3% 10,2% 10,1% 10,0% 9,9%
R$ 230/MWh 10,4% 10,3% 10,2% 10,1% 10,0%
R$ 240/MWh 10,5% 10,4% 10,3% 10,2% 10,1%
R$ 250/MWh 10,6% 10,5% 10,4% 10,3% 10,2%
R$ 260/MWh 10,7% 10,6% 10,5% 10,4% 10,3%
R$ 270/MWh 10,8% 10,7% 10,6% 10,5% 10,4%
R$ 280/MWh 10,9% 10,8% 10,7% 10,6% 10,5%
R$ 290/MWh 11,0% 10,9% 10,8% 10,7% 10,6%
R$ 300/MWh 11,1% 11,0% 10,9% 10,8% 10,7%
R$ 310/MWh 11,2% 11,1% 11,0% 10,9% 10,8%
R$ 320/MWh 11,3% 11,2% 11,1% 11,0% 10,9%
R$ 330/MWh 11,4% 11,3% 11,2% 11,1% 11,0%
R$ 340/MWh 11,5% 11,4% 11,3% 11,2% 11,1%
O WACC representa o custo de capital do projeto, composto pelos custos do capital próprio e pelo custo do capital do financiamento. O WACC é a taxa de referência para que o projeto tenha um resultado minimamente esperado em função da taxa de risco adotada sobre o capital próprio.
As células com cor verde são aquelas condições onde a TIR do projeto supera o WACC do projeto, apresentando sempre um ganho positivo (VPL > 0).
TIR do projeto obtida nas condições de preço de venda da energia e condição de CAPEX avaliada.
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
11,91% R$ 2,89/Wp R$ 3,04/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,34/Wp R$ 3,49/Wp
Investimento R$ 307,1 Milhões R$ 323,1 Milhões R$ 339,0 Milhões R$ 355,0 Milhões R$ 371,0 Milhões
R$ 170/MWh 7,89% 6,68% 5,58% 4,57% 3,64%
R$ 180/MWh 9,36% 8,08% 6,92% 5,87% 4,89%
R$ 190/MWh 10,84% 9,48% 8,26% 7,14% 6,13%
R$ 200/MWh 12,32% 10,88% 9,59% 8,42% 7,35%
R$ 210/MWh 13,83% 12,30% 10,92% 9,69% 8,56%
R$ 220/MWh 15,37% 13,73% 12,27% 10,96% 9,78%
R$ 230/MWh 16,93% 15,18% 13,63% 12,25% 11,00%
R$ 240/MWh 18,54% 16,66% 15,01% 13,54% 12,22%
R$ 250/MWh 20,19% 18,18% 16,42% 14,86% 13,47%
R$ 260/MWh 21,89% 19,74% 17,86% 16,20% 14,72%
R$ 270/MWh 23,64% 21,34% 19,33% 17,57% 16,00%
R$ 280/MWh 25,45% 22,98% 20,84% 18,97% 17,30%
R$ 290/MWh 27,32% 24,68% 22,39% 20,40% 18,63%
R$ 300/MWh 29,26% 26,43% 23,99% 21,86% 19,99%
R$ 310/MWh 31,26% 28,24% 25,63% 23,37% 21,39%
R$ 320/MWh 33,34% 30,11% 27,33% 24,92% 22,81%
R$ 330/MWh 35,48% 32,03% 29,08% 26,52% 24,28%
R$ 340/MWh 37,69% 34,03% 30,88% 28,16% 25,79%
Case 1 – Cenário 2017 Módulo Importado
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
11,39% R$ 2,91/Wp R$ 3,06/Wp R$ 3,21/Wp R$ 3,36/Wp R$ 3,51/Wp
Investimento R$ 309,6 Milhões R$ 325,4 Milhões R$ 341,3 Milhões R$ 357,1 Milhões R$ 372,9 Milhões
R$ 170/MWh 7,91% 6,72% 5,63% 4,63% 3,71%
R$ 180/MWh 9,39% 8,12% 6,98% 5,93% 4,97%
R$ 190/MWh 10,87% 9,53% 8,32% 7,22% 6,21%
R$ 200/MWh 12,36% 10,94% 9,66% 8,50% 7,43%
R$ 210/MWh 13,88% 12,36% 11,00% 9,77% 8,66%
R$ 220/MWh 15,42% 13,80% 12,35% 11,06% 9,88%
R$ 230/MWh 16,99% 15,26% 13,72% 12,35% 11,11%
R$ 240/MWh 18,60% 16,75% 15,12% 13,66% 12,35%
R$ 250/MWh 20,26% 18,28% 16,53% 14,99% 13,60%
R$ 260/MWh 21,97% 19,84% 17,98% 16,34% 14,87%
R$ 270/MWh 23,73% 21,45% 19,46% 17,71% 16,16%
R$ 280/MWh 25,54% 23,10% 20,98% 19,12% 17,47%
R$ 290/MWh 27,42% 24,81% 22,55% 20,56% 18,81%
R$ 300/MWh 29,37% 26,57% 24,15% 22,04% 20,18%
R$ 310/MWh 31,38% 28,39% 25,81% 23,56% 21,59%
R$ 320/MWh 33,46% 30,27% 27,52% 25,13% 23,03%
R$ 330/MWh 35,61% 32,21% 29,28% 26,74% 24,51%
R$ 340/MWh 37,83% 34,21% 31,10% 28,39% 26,03%
Case 1 – Cenário 2018 Módulo Importado
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
12,43% R$ 2,90/Wp R$ 3,04/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,34/Wp R$ 3,49/Wp
Investimento R$ 307,7 Milhões R$ 323,4 Milhões R$ 339,0 Milhões R$ 354,6 Milhões R$ 370,2 Milhões
R$ 170/MWh 7,40% 6,25% 5,20% 4,23% 3,33%
R$ 180/MWh 8,84% 7,62% 6,51% 5,50% 4,56%
R$ 190/MWh 10,28% 8,99% 7,82% 6,75% 5,77%
R$ 200/MWh 11,73% 10,36% 9,12% 8,00% 6,97%
R$ 210/MWh 13,20% 11,74% 10,43% 9,25% 8,17%
R$ 220/MWh 14,69% 13,13% 11,75% 10,50% 9,36%
R$ 230/MWh 16,21% 14,55% 13,08% 11,75% 10,56%
R$ 240/MWh 17,76% 15,99% 14,42% 13,02% 11,76%
R$ 250/MWh 19,36% 17,46% 15,79% 14,31% 12,97%
R$ 260/MWh 21,00% 18,97% 17,19% 15,61% 14,20%
R$ 270/MWh 22,69% 20,52% 18,62% 16,95% 15,45%
R$ 280/MWh 24,43% 22,11% 20,09% 18,30% 16,72%
R$ 290/MWh 26,24% 23,75% 21,59% 19,70% 18,02%
R$ 300/MWh 28,10% 25,44% 23,14% 21,12% 19,34%
R$ 310/MWh 30,03% 27,19% 24,73% 22,59% 20,70%
R$ 320/MWh 32,03% 28,99% 26,37% 24,09% 22,09%
R$ 330/MWh 34,10% 30,86% 28,06% 25,64% 23,51%
R$ 340/MWh 36,24% 32,78% 29,81% 27,23% 24,98%
Case 1 – Cenário 2019 Módulo Importado
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
12,95% R$ 2,88/Wp R$ 3,03/Wp R$ 3,17/Wp R$ 3,31/Wp R$ 3,46/Wp
Investimento R$ 305,9 Milhões R$ 321,3 Milhões R$ 336,7 Milhões R$ 352,0 Milhões R$ 367,4 Milhões
R$ 170/MWh 7,25% 6,12% 5,08% 4,13% 3,24%
R$ 180/MWh 8,68% 7,48% 6,39% 5,39% 4,47%
R$ 190/MWh 10,11% 8,84% 7,69% 6,64% 5,67%
R$ 200/MWh 11,54% 10,20% 8,98% 7,88% 6,86%
R$ 210/MWh 12,99% 11,56% 10,28% 9,11% 8,05%
R$ 220/MWh 14,47% 12,94% 11,58% 10,35% 9,23%
R$ 230/MWh 15,97% 14,34% 12,90% 11,60% 10,42%
R$ 240/MWh 17,51% 15,77% 14,23% 12,85% 11,61%
R$ 250/MWh 19,08% 17,23% 15,59% 14,13% 12,82%
R$ 260/MWh 20,70% 18,72% 16,97% 15,42% 14,04%
R$ 270/MWh 22,37% 20,25% 18,39% 16,74% 15,27%
R$ 280/MWh 24,09% 21,82% 19,84% 18,09% 16,53%
R$ 290/MWh 25,88% 23,44% 21,32% 19,46% 17,82%
R$ 300/MWh 27,72% 25,11% 22,85% 20,88% 19,13%
R$ 310/MWh 29,63% 26,84% 24,43% 22,32% 20,47%
R$ 320/MWh 31,60% 28,62% 26,05% 23,81% 21,84%
R$ 330/MWh 33,64% 30,47% 27,73% 25,35% 23,26%
R$ 340/MWh 35,76% 32,37% 29,45% 26,92% 24,71%
Case 1 – Cenário 2020 Módulo Importado
Case 2 – 90 MW Módulos Nacionais
O Case abordado visa demonstrar uma usina de 90 MW estruturada nas condições de fornecimento de módulos nacionais e com estruturação financeira
através de financiamento via banco de fomento, conforme premissas apresentadas anteriormente.
Premissas Macroeconômicas
Cenários 2017 2018 2019 2020
Selic 7,50% 7,00% 8,00% 8,50%
Inflação (IPCA) 4,50% 4,25% 4,00% 4,00%
Câmbio (R$/US$) R$ 3,19 R$ 3,30 R$ 3,30 R$ 3,30
Construção do Empreendimento
Início e término em 2017 Início e término em 2018 Início e término em 2019 Início e término em 2020
Premissas CAPEX
Cenários 2017 2018 2019 2020
CAPEXMódulos Nacionais
(R$/Wp)R$ 3,79/Wp R$ 3,81/Wp R$ 3,78/Wp R$ 3,75/Wp
CAPEXMódulos Internacionais (R$/Wp)
R$ 3,19/Wp R$ 3,21/Wp R$ 3,19/Wp R$ 3,17/Wp
Câmbio (R$/US$) R$ 3,19 R$ 3,30 R$ 3,30 R$ 3,30
Case 2 – 90 MW Módulos Nacionais
Premissas Financiamento Banco de Fomento
Cenários 2017 2018 2019 2020
Custo de Oportunidade (% a.a.)
(Selic+2,5%)
10,19% 9,68% 10,70% 11,21%
Equity (%) 40% 40% 40% 40%
Financiamento (%) 60% 60% 60% 60%
Taxa de Juros (% a.a.)
(Selic+1,0%)
8,58% 8,07% 9,08% 9,58%
Período 19 anos 19 anos 19 anos 19 anos
Carência 1 ano 1 ano 1 ano 1 ano
Case 2 – 90 MW Módulos Nacionais
A partir das premissas bem definidas e o cenário do empreendimento consolidado, o estudo irá entender a TIR (Taxa Interna de Retorno) em algumas
condições. Para estressar os cenários da usina, iremos variar o preço da energia (R$/MWh) para entender seu impacto na TIR e em paralelo iremos
variar o CAPEX do empreendimento. Como vimos, o preço dos módulos sofreram forte variação de preço ao longo de 2017, para considerar esse
comportamento para todos os cenários pré-estabelecidos iremos variar o preço dos módulos em +10%, +20%, -10% e -20%, provocando uma
elasticidade do CAPEX Global da usina. Quando avaliamos a sensibilidade do empreendimento frente a variação do CAPEX e do preço de venda da
energia, temos uma Mapa de Sensibilidade da TIR do empreendimento.
Preço de Venda da Energia (R$/MWh)
R$ 170/MWh R$ 180/MWh R$ 190/MWh
R$ 200/MWh R$ 210/MWh R$ 220/MWh
R$ 230/MWh R$ 240/MWh R$ 250/MWh
R$ 260/MWh R$ 270/MWh R$ 280/MWh
R$ 290/MWh R$ 300/MWh R$ 310/MWh
R$ 320/MWh R$ 330/MWh R$ 340/MWh
Variação do CAPEX
(Feito para todos os cenários)
Preço Módulo Nacional 2017
R$/Wp*
Variação Preço Módulo Importado
CAPEX Total
R$ 2,106 /Wp 0% R$ 3,79 /Wp
R$ 2,317 /Wp +10% R$ 4,00 /Wp
R$ 2,527 /Wp +20% R$ 4,22 /Wp
R$ 1,895 /Wp -10% R$ 3,58 /Wp
R$ 1,685 /Wp -20% R$ 3,37 /Wp
*Valores incluem impostos.
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
9,22% R$ 3,37/Wp R$ 3,58/Wp R$ 3,79/Wp R$ 4,00/Wp R$ 4,22/Wp
Investimento R$ 358,2 Milhões R$ 380,6 Milhões R$ 402,9 Milhões R$ 425,3 Milhões R$ 447,7 Milhões
R$ 170/MWh 6,05% 4,30% 2,66% 1,09% -0,42%
R$ 180/MWh 7,75% 5,99% 4,35% 2,80% 1,32%
R$ 190/MWh 9,39% 7,60% 5,95% 4,39% 2,92%
R$ 200/MWh 10,97% 9,15% 7,47% 5,90% 4,43%
R$ 210/MWh 12,51% 10,64% 8,93% 7,35% 5,86%
R$ 220/MWh 14,01% 12,10% 10,35% 8,74% 7,24%
R$ 230/MWh 15,49% 13,52% 11,73% 10,08% 8,56%
R$ 240/MWh 16,95% 14,92% 13,08% 11,40% 9,85%
R$ 250/MWh 18,39% 16,30% 14,41% 12,68% 11,10%
R$ 260/MWh 19,82% 17,66% 15,71% 13,95% 12,33%
R$ 270/MWh 21,25% 19,01% 17,01% 15,19% 13,53%
R$ 280/MWh 22,66% 20,35% 18,29% 16,42% 14,72%
R$ 290/MWh 24,07% 21,69% 19,56% 17,64% 15,89%
R$ 300/MWh 25,48% 23,02% 20,82% 18,85% 17,05%
R$ 310/MWh 26,88% 24,34% 22,08% 20,05% 18,20%
R$ 320/MWh 28,28% 25,66% 23,33% 21,24% 19,35%
R$ 330/MWh 29,68% 26,98% 24,58% 22,43% 20,48%
R$ 340/MWh 31,09% 28,30% 25,83% 23,61% 21,61%
Case 2 – Cenário 2017 Módulos Nacionais
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
8,71% R$ 3,39/Wp R$ 3,60/Wp R$ 3,81/Wp R$ 4,02/Wp R$ 4,23/Wp
Investimento R$ 360,3 Milhões R$ 382,4 Milhões R$ 404,6 Milhões R$ 426,8 Milhões R$ 449,0 Milhões
R$ 170/MWh 6,25% 4,53% 2,91% 1,36% -0,13%
R$ 180/MWh 7,96% 6,22% 4,60% 3,07% 1,60%
R$ 190/MWh 9,59% 7,83% 6,20% 4,66% 3,21%
R$ 200/MWh 11,17% 9,37% 7,72% 6,17% 4,72%
R$ 210/MWh 12,71% 10,87% 9,18% 7,62% 6,15%
R$ 220/MWh 14,21% 12,32% 10,60% 9,01% 7,52%
R$ 230/MWh 15,69% 13,75% 11,98% 10,36% 8,85%
R$ 240/MWh 17,15% 15,15% 13,33% 11,67% 10,14%
R$ 250/MWh 18,59% 16,53% 14,66% 12,96% 11,39%
R$ 260/MWh 20,02% 17,89% 15,97% 14,22% 12,62%
R$ 270/MWh 21,44% 19,24% 17,26% 15,47% 13,82%
R$ 280/MWh 22,85% 20,58% 18,54% 16,70% 15,01%
R$ 290/MWh 24,26% 21,91% 19,81% 17,92% 16,19%
R$ 300/MWh 25,67% 23,24% 21,08% 19,12% 17,35%
R$ 310/MWh 27,07% 24,57% 22,33% 20,33% 18,50%
R$ 320/MWh 28,47% 25,89% 23,59% 21,52% 19,65%
R$ 330/MWh 29,86% 27,20% 24,84% 22,71% 20,78%
R$ 340/MWh 31,26% 28,52% 26,08% 23,90% 21,92%
Case 2 – Cenário 2018 Módulos Nacionais
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
9,73% R$ 3,37/Wp R$ 3,57/Wp R$ 3,78/Wp R$ 3,99/Wp R$ 4,19/Wp
Investimento R$ 357,7 Milhões R$ 379,5 Milhões R$ 401,4 Milhões R$ 423,3 Milhões R$ 445,1 Milhões
R$ 170/MWh 5,46% 3,76% 2,15% 0,61% -0,88%
R$ 180/MWh 7,17% 5,45% 3,84% 2,32% 0,86%
R$ 190/MWh 8,79% 7,05% 5,43% 3,91% 2,47%
R$ 200/MWh 10,37% 8,59% 6,95% 5,42% 3,98%
R$ 210/MWh 11,90% 10,08% 8,41% 6,86% 5,41%
R$ 220/MWh 13,39% 11,53% 9,82% 8,25% 6,78%
R$ 230/MWh 14,86% 12,94% 11,20% 9,59% 8,10%
R$ 240/MWh 16,31% 14,34% 12,54% 10,90% 9,38%
R$ 250/MWh 17,74% 15,71% 13,86% 12,18% 10,63%
R$ 260/MWh 19,16% 17,06% 15,16% 13,44% 11,86%
R$ 270/MWh 20,57% 18,40% 16,45% 14,68% 13,06%
R$ 280/MWh 21,98% 19,74% 17,72% 15,90% 14,24%
R$ 290/MWh 23,38% 21,06% 18,99% 17,11% 15,41%
R$ 300/MWh 24,77% 22,38% 20,24% 18,32% 16,56%
R$ 310/MWh 26,16% 23,70% 21,49% 19,51% 17,71%
R$ 320/MWh 27,56% 25,01% 22,74% 20,70% 18,85%
R$ 330/MWh 28,95% 26,32% 23,98% 21,88% 19,98%
R$ 340/MWh 30,34% 27,63% 25,22% 23,06% 21,10%
Case 2 – Cenário 2019 Módulos Nacionais
WACC CAPEX -20% módulo CAPEX -10% módulo CAPEX Nominal CAPEX +10% módulo CAPEX +20% módulo
10,24% R$ 3,34/Wp R$ 3,55/Wp R$ 3,75/Wp R$ 3,95/Wp R$ 4,15/Wp
Investimento R$ 355,1 Milhões R$ 376,7 Milhões R$ 398,2 Milhões R$ 419,7 Milhões R$ 441,2 Milhões
R$ 170/MWh 5,21% 3,52% 1,92% 0,39% -1,09%
R$ 180/MWh 6,91% 5,21% 3,61% 2,10% 0,65%
R$ 190/MWh 8,54% 6,81% 5,21% 3,70% 2,26%
R$ 200/MWh 10,12% 8,35% 6,73% 5,20% 3,77%
R$ 210/MWh 11,64% 9,84% 8,18% 6,65% 5,20%
R$ 220/MWh 13,14% 11,29% 9,60% 8,03% 6,57%
R$ 230/MWh 14,61% 12,70% 10,97% 9,38% 7,90%
R$ 240/MWh 16,06% 14,10% 12,32% 10,69% 9,18%
R$ 250/MWh 17,49% 15,47% 13,64% 11,97% 10,43%
R$ 260/MWh 18,91% 16,82% 14,94% 13,22% 11,65%
R$ 270/MWh 20,32% 18,16% 16,22% 14,46% 12,85%
R$ 280/MWh 21,72% 19,50% 17,50% 15,69% 14,03%
R$ 290/MWh 23,12% 20,82% 18,76% 16,90% 15,20%
R$ 300/MWh 24,52% 22,14% 20,02% 18,10% 16,36%
R$ 310/MWh 25,91% 23,46% 21,27% 19,30% 17,51%
R$ 320/MWh 27,31% 24,78% 22,52% 20,49% 18,65%
R$ 330/MWh 28,70% 26,09% 23,76% 21,67% 19,78%
R$ 340/MWh 30,10% 27,40% 25,01% 22,85% 20,91%
Case 2 – Cenário 2020 Módulos Nacionais
Utilizando as Tabelas
O intuito das tabelas apresentadas é simular diversos cenários para os atuais e futuros empreendedores que desejam estruturar empreendimentos
fotovoltaicos para geração centralizada. Com as tabelas é possível ver as vantagens e desvantagens de algumas estratégicas para os empreendimentos,
além de simular o melhor timing para construção das usinas.
A seguir iremos utilizar um exemplo de simulação de usina para prever o melhor lance para um leilão, além das estratégias que são possíveis adotar
para conseguir reduzir o lance de venda da energia.
Exemplo: Usina de 90 MW para lance no LEN A-4 2017.
Iremos considerar uma usina idêntica a apresentada anteriormente para construção dos cenários e qual seria um bom lance de venda de energia para o
empreendimento e as possíveis estratégias.
2017 2018 2019 2020
Condição 1
Condição 2
Leilão
Leilão
2021
Construção Usina Operação Mercado Regulado
Construção Usina Mercado Livre Operação Mercado Regulado
Utilizando as Tabelas
2017 2018 2019 2020
Condição 1
Condição 2
Leilão
Leilão
2021
Construção Usina Operação Mercado Regulado
Construção Usina Mercado Livre Operação Mercado Regulado
Para uma usina que será construída em 2020, temos que utilizar o cenário 2020, estipular qual o retorno e o cenário de CAPEX a ser adotado.
Deve-se fazer um comparativo entre os dois cases a fim de ver as vantagens e desvantagens do financiamento e da compra de módulos nacionais.
Case 1 Módulo Importado e Case 2 Módulo Nacional
Cenário 2020
Case 1 Módulo Importado e Case 2 Módulo Nacional
Cenário 2019
Utilizando as Tabelas
2017 2018 2019 2020
Condição 1
Condição 2
Leilão
Leilão
2021
Construção Usina Operação Mercado Regulado
Construção Usina Mercado Livre Operação Mercado Regulado
Case 1 – Cenário 2020 Módulo Importado
CAPEX Nominal: R$ 3,17/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2020: 12,95%
TIR na Tabela: >15,21%
Case 2 – Cenário 2020 Módulo Nacional
CAPEX Nominal: R$ 3,75/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2020: 10,24%
TIR na Tabela: >12,44%
Preço de Venda da Energia em 2020:
250 R$/MWh
Preço de Venda da Energia em 2020:
~240 R$/MWh
Valor da Energia em
2017*:
230,58 R$/MWh
Valor da Energia em
2017*:
~221,36 R$/MWh
*O valor da energia corrigido para 2017, data do leilão, retrocede o IPCA de 2019 e 2018. Não deve se considerar o IPCA de 2020 pois o desembolso é feito no início do ano e o
modelo já considera a entrega da energia para 2021 corrigida.
Utilizando as Tabelas
2017 2018 2019 2020
Condição 1
Condição 2
Leilão
Leilão
2021
Construção Usina Operação Mercado Regulado
Construção Usina Mercado Livre Operação Mercado Regulado
CAPEX Nominal: R$ 3,19/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2019: 12,43%
TIR na Tabela: >14,68%
CAPEX Nominal: R$ 3,78/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2019: 9,73%
TIR na Tabela: >11,92%
*A aproximação ao cenário foi feita para facilitar a demonstração do impacto de 1 ano da usina no mercado livre a fim de amortizar parte do investimento inicial, dessa forma
considera-se um CAPEX menor e aproveita-se o cenário presente na tabela, apenas para uma estimativa.
Usina no mercado Livre 1 ano,
valor de venda da energia a:
120 R$/MWh
Faturamento R$ 28 Milhões
Usina no mercado Livre 1 ano,
valor de venda da energia a:
120 R$/MWh
Faturamento R$ 28 Milhões
Próximo ao cenário com CAPEX de
R$ 2,90/Wp*
Próximo ao cenário com CAPEX de
R$ 3,57/Wp*
Case 1 – Cenário 2020 Módulo Importado
Case 2 – Cenário 2020 Módulo Nacional
Utilizando as Tabelas
2017 2018 2019 2020
Condição 1
Condição 2
Leilão
Leilão
2021
Construção Usina Operação Mercado Regulado
Construção Usina Mercado Livre Operação Mercado Regulado
CAPEX Nominal: R$ 2,90/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2019: 12,43%
TIR na Tabela: >14,68%
CAPEX Nominal: R$ 3,57/Wp
TIR Desejada: WACC+2%
WACC 2019: 9,73%
TIR na Tabela: >11,92%
Preço de Venda da Energia em 2019:
220 R$/MWh
Preço de Venda da Energia em 2019:
~220 R$/MWh
Valor da Energia em
2017*:
211,03 R$/MWh
Valor da Energia em
2017*:
~211,03 R$/MWh
*O valor da energia corrigido para 2017, data do leilão, retrocede o IPCA de 2018. Não deve se considerar o IPCA de 2019 pois o desembolso é feito no início do ano e o modelo já
considera a entrega da energia para 2021 corrigida.
Case 1 – Cenário 2020 Módulo Importado
Case 2 – Cenário 2020 Módulo Nacional
Utilizando as Tabelas
Conclusões
Nota-se que algumas estratégias podem ajudar a reduzir o preço de venda da energia no LEN A-4 2017, considerando algumas estimativas. O intuito
dessas análises é comparar os cenários apresentados e exercitar as vantagens ou desvantagens de se construir uma usina antes do prazo de entrega
limite, para que ela possa gerar energia antes e usufruir de receitas não consideradas no fluxo de caixa, caso seja permitido.
Outros exercícios podem ser feitos com a planilha, as piores condição de CAPEX para financiamento privado são próximas das melhores condições de
CAPEX para financiamento via banco de fomento, o que mostra a vantagem de se usufruir de um banco de fomento.
Valem alguns pontos de atenção a respeito de algumas estratégias:
• Construir usinas antes do prazo pode ser uma boa estratégia para reduzir o preço de venda da energia no leilão, porém deve-se considerar a
factibilidade de fornecimento de módulos e empresas de EPC disponíveis para efetuarem a obra no prazo estipulado.
• Considerar uma participação dos bancos de fomento para garantir um lance menor também é um risco, devido tamanha incerteza de aprovação e
disponibilidade do recurso.
• Em nossos cenários com participação do financiamento via banco de fomento não foi considerado o delay para concessão do crédito, o que muitas
vezes acaba impactando na necessidade de um empréstimo ponte a fim de cobrir o fluxo de caixa do projeto. Isto gera um custo financeiro que não
foi considerado em nossos cenários.
GREENER INSIGHTSNossa visão para empreendimentos mais rentáveis e seguros
!
Cenários !
Embora reflitam as condições atuais, os cenários considerados para implementação das usinascarregam ainda elevado grau de incertezas, sobretudo no período de 2019 a 2020.
As eleições no país em 2018 podem impactar significativamente as condições macroeconômicasem 2019 e 2020.
Dentre os principais Drivers, a taxa de câmbio e o custo de capital são os que apresentam maiorimpacto na rentabilidade dos projetos e geram maior incerteza aos empreendimentos.
Módulos !
Devido a grande volatilidade dos preços dos módulos no mercado internacional durante 2017, ainda existegrande incerteza quanto aos preços futuros e a disponibilidade de fornecimento.
Os preços chegaram a variar até +20% no ano 2017. O mercado mundial apresenta ainda um cenário degrandes incertezas para os próximos anos. O risco de eventuais impactos no CAPEX devem seradequadamente precificados no valor da energia.
Apesar de uma parcela significativa dos empreendimentos terem utilizado módulos nacionais até omomento, as condições do financiamento e a disponibilidade de recursos via bancos de fomento são itenschave para o desenvolvimento da produção local.
Um fator importante a se considerar com relação ao fornecimento dos módulos está ligado àdisponibilidade de entrega, tanto no mercado nacional quanto no internacional. Preço pode não ser oprincipal driver num cenário de curto prazo.
Financiamento !Com uma grande queda na taxa Selic ao longo de 2017, as condições de financiamento e estrutura decapital mudaram significativamente. Uma opção encontrada pelos empreendedores é a emissão deDebentures para capitalização.
Apesar dos bancos de fomento apresentarem custos financeiros competitivos, deve-se considerar osrequisitos para o acesso e as incertezas quanto a disponibilidade de recursos, o que pode limitar o volumede projetos beneficiados.
As linhas praticadas pelos bancos de fomento financiam uma parcela significativa, porém não ideal, doempreendimento. Por isso não estão cumprindo adequadamente seu papel de “fomentar” o mercadonacional de módulos nas condições macroeconômicas atuais. Visto que os módulos nacionaisrepresentam cerca de 55% do CAPEX de um empreendimento, é fundamental que os bancos cubramao menos 80% do CAPEX dos projetos, caso contrário, os empreendedores optam por fazer umacapitação menor no banco e financiar todos os itens da usina com equipamentos nacionais, exceto osmódulos, pois os mesmos incrementam o CAPEX em pelo menos 18%, reduzindo a rentabilidade doprojeto. Caso os bancos visem fomentar a cadeia nacional de módulos, é fundamental que criemcondições mais favoráveis para a compra dos módulos nacionais.
Precificação !Foram apresentados diversos cenários para auxiliar no entendimento da precificação de um projeto,porém ressalta-se que de maneira alguma consideramos os valores apresentados como um “marco” paraos projetos de 90 MW.
É fundamental que para uma precificação mais competitiva o empreendedor compre um risco maior, paragarantir uma rentabilidade mínima esperada.
A escala dos projetos são fundamentais para uma estrutura de custos eficiente e consequentemente umaprecificação competitiva. Os cenários apresentados para uma usina de 90 MW dão uma ordem degrandeza, porém não devem ser tomados como referência para os projetos.
Caso permitido, a estratégia de construção das usinas antes do prazo de fornecimento do leilão, paravenda de energia no mercado livre, pode ser uma boa estratégia para aumentar o período de amortizaçãodo empreendimento e garantir uma energia mais competitiva no leilão. Ressalta-se que para ter a garantiada venda dessa energia no mercado livre, deve-se considerar uma energia barata e de baixo risco.
Novembro de 2017
Estudo EstratégicoMercado Fotovoltaico de Geração Centralizada
2017
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