Investimentos em projetos de geração de energia distribuída solar fotovoltaica: impactos da tomada de decisão

dc.contributor.advisorPaiva, Felipe Dias
dc.contributor.advisorLatteshttp://lattes.cnpq.br/1422795875369677
dc.contributor.authorCruz, Ivan Fernandes da
dc.contributor.authorLatteshttp://lattes.cnpq.br/2065818759785366
dc.contributor.refereePaiva, Felipe Dias
dc.contributor.refereeJanuzzi, Flávia Vital
dc.contributor.refereeRaad, Lucélia Viviane Vaz
dc.date.accessioned2025-08-08T16:09:55Z
dc.date.available2025-08-08T16:09:55Z
dc.date.issued2019-08-30
dc.description.abstractAtualmente, a matriz elétrica brasileira é predominantemente formada por hidrelétricas, com participação superior a 63%, o que gera elevada dependência climática e leva ao acionamento de usinas térmicas em momentos de racionamento, elevando o custo da tarifa. Por outro lado, observa-se que a geração distribuída solar fotovoltaica — para a qual o Brasil possui recursos abundantes, como vasto território e bom nível de irradiação — ainda tem participação incipiente na matriz elétrica, em torno de 0,14%, conforme o Balanço Nacional de Energia (2018). Assim, este estudo teve como objetivo estruturar uma modelagem de viabilidade financeira para apoiar a tomada de decisão em investimentos de geração distribuída solar fotovoltaica, além de analisar os impactos para a distribuidora de energia e para o Estado (nas esferas federal e estadual). A pesquisa foi desenvolvida por meio de uma investigação quantitativa, com amostra de 1.973.766 unidades consumidoras (UCs) em 773 municípios de Minas Gerais, área de concessão da Cemig Distribuidora S.A., na faixa de consumo de 151 kWh a 500 kWh, considerando o ano de 2018. A análise de viabilidade contemplou três perspectivas — consumidor, distribuidora de energia e Estado — com base nos indicadores Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e *payback* descontado, além da Simulação de Monte Carlo (SMC) para as variáveis preço de equipamentos e instalação, inflação e taxa mínima de atratividade. De forma complementar, foram considerados cenários com variação no preço do kWh. Conclui-se que, na perspectiva do consumidor, para um horizonte de 25 anos (adotado no fluxo de caixa), todas as UCs apresentaram viabilidade financeira; o menor *payback* e a maior TIR, por mesorregião, foram de 6,36 anos e 22,19%, respectivamente, e a aplicação da SMC resultou em mudança positiva modesta nos resultados, em torno de 3% em relação ao cenário-base. Na perspectiva da distribuidora e do Estado, a análise incluiu, além da SMC, cenários considerando a redução da tarifa e a tomada de decisão baseada no *payback* descontado, o que permitiu verificar redução da perda de receita e da arrecadação, possibilitando ainda discutir o *trade-off* entre reduzir tarifas para reter consumidores no sistema atual ou manter as tarifas, permitindo a migração para o sistema de geração distribuída solar fotovoltaica.
dc.description.abstractotherCurrently, the Brazilian electricity matrix is predominantly hydroelectric, with a share of over 63%, which implies strong climate dependence and the need to activate thermal power plants during periods of rationing, increasing tariff costs. On the other hand, photovoltaic solar distributed generation — for which Brazil has abundant resources, such as territorial space and a good level of irradiation — still has an incipient share in the Brazilian electricity matrix, around 0.14%, according to the National Energy Balance (2018). Therefore, this research aimed to structure a financial viability model to support decision-making in investments in photovoltaic solar distributed generation, as well as to provide an analysis of the impacts on the energy distributor and the State (federal and state). This study was developed through a quantitative investigation that included a sample of 1,973,766 consumer units (UCs) in 773 municipalities in Minas Gerais, within the concession area of Cemig Distribuição S.A., in the consumption range of 151 kWh to 500 kWh, using 2018 as the sample period. The feasibility analysis considered three perspectives — consumer, energy distributor, and State — supported by the financial indicators Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), and discounted payback, along with Monte Carlo Simulation (MCS) for variables such as equipment and installation cost, inflation, and minimum attractiveness rate. Additionally, some scenarios considered variations in the kWh price. From the consumer perspective, over the 25-year time horizon adopted for the cash flow, all UCs were financially viable. The lowest payback and the highest IRR, by mesoregion, were 6.36 years and 22.19%, respectively, and applying the MCS resulted in a modest positive change of about 3% compared to the base scenario. From the distributor’s and State’s perspectives, the analysis — in addition to the MCS — included scenarios considering tariff reduction and decision-making based on discounted payback, which showed a reduction in revenue and tax collection losses. This also enabled a discussion of the trade-off between reducing tariffs to retain consumers in the current system versus maintaining tariffs and allowing customer migration to the photovoltaic solar distributed generation system.
dc.identifier.urihttps://repositorio.cefetmg.br//handle/123456789/2213
dc.language.isopt
dc.publisherCentro Federal de Educação Tecnológica de Minas Geraispt
dc.publisher.countryBrasilpt
dc.publisher.initialsCEFET-MG
dc.publisher.programPrograma de Pós-Graduação em Administração
dc.subjectModelo de negócio
dc.subjectGeração de energia fotovoltaica
dc.subjectViabilidade econômica
dc.titleInvestimentos em projetos de geração de energia distribuída solar fotovoltaica: impactos da tomada de decisão
dc.typeDissertação

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