Apresentação do PowerPoint - Greener€¦ · RESERVA AGO/2015 8º LEILÃO ENERGIA DE RESERVA NOV/2015 ACUMULADO C ... Volume de empreendimentos que se encontram em cada status e

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



1.043,7


833,8


R$ 301,79/MWh


US$ 85,98/MWh



01/08/2017


R$ 4.162.392,44


US$ 1.185.866,79



1.115,9


929,3


R$ 297,75/MWh


US$ 78,77/MWh



01/11/2018


R$ 3.940.245,77


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.


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.


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.


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


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


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




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%


(Selic+1,0%)

8,58% 8,07% 9,08% 9,58%


Carência 1 ano 1 ano 1 ano 1 ano

MacroeconomiaBanco de Fomento

Características Técnicas


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


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)




Módulos Nacionais (R$/Wp)

R$ 2,106/Wp(dólar base R$ 3,19)




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)





Módulos Importados

(R$/Wp)





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.



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


Nacionais• Banco de

Fomento

Case 2



Privado



Fomento



Privado



Fomento



Privado



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


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


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%


(Selic+4,5%)

12,34% 11,82% 12,86% 13,38%


Carência 0 anos 0 anos 0 anos 0 anos


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.




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




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%





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%





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 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


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


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%


(Selic+1,0%)

8,58% 8,07% 9,08% 9,58%


Carência 1 ano 1 ano 1 ano 1 ano


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.




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




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%





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%





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%


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


2017 2018 2019 2020

Condição 1

Condição 2

Leilão

Leilão

2021



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


2017 2018 2019 2020

Condição 1

Condição 2

Leilão

Leilão

2021




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



WACC 2020: 10,24%


Preço de Venda da Energia em 2020:

250 R$/MWh


~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.


2017 2018 2019 2020

Condição 1

Condição 2

Leilão

Leilão

2021





WACC 2019: 12,43%




WACC 2019: 9,73%


*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*




2017 2018 2019 2020

Condição 1

Condição 2

Leilão

Leilão

2021





WACC 2019: 12,43%




WACC 2019: 9,73%



220 R$/MWh


~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.




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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