Por meio de uma nova metodologia baseada no Valor Presente Líquido Desacoplado (VDN), uma equipe de pesquisa alemã descobriu que os sistemas fotovoltaicos residenciais não eram economicamente viáveis na maioria das condições de mercado no início de 2023. Embora os preços mais baixos dos módulos tenham melhorado significativamente a lucratividade do sistema nos últimos meses, vários fatores de influência que mudam ao longo do tempo ainda podem ter impacto na receita.
Imagem: Benjamin Jopen, Unsplash
Pesquisadores da Hochschule RheinMain da Alemanha conduziram uma pesquisa para avaliar a viabilidade econômica de sistemas fotovoltaicos residenciais nas atuais condições de mercado da Alemanha e descobriram que a lucratividade está se tornando desafiadora na maioria das condições.
“A principal motivação para o estudo foi que pesquisas anteriores sobre a viabilidade econômica de sistemas fotovoltaicos residenciais tendem a ser metodologicamente questionáveis do ponto de vista financeiro”, disse o principal autor da pesquisa, Carlo Kraemer. revista pv. “Por exemplo, o método tradicional de valor presente líquido (VPL) é frequentemente usado, mas sem a determinação adequada de taxas de desconto ajustadas ao risco. Portanto, os riscos não são capturados corretamente na avaliação. Além disso, o método VPL tem fraquezas metodológicas fundamentais.”
Os cientistas adotaram o método Decoupled Net Present Value (DNPV), que eles disseram que permite uma avaliação de investimentos em PV com autoconsumo com consideração correta dos riscos inerentes. “Dessa forma, o método não apenas apoia os investidores na avaliação correta de investimentos individuais, mas também pode ajudar os formuladores de políticas a desenvolver medidas sólidas de política energética, conhecendo as implicações das medidas para investidores individuais”, explicou Kraemer.
No estudo “Usando DNPV para determinar a viabilidade econômica de sistemas fotovoltaicos residenciais na Alemanha: o investimento ainda vale a pena?”, que foi publicado recentemente em Energias Renováveis, os acadêmicos explicaram que a abordagem DNPV proposta incorpora risco de quantidade e preço sistematicamente e captura o risco de preço da eletricidade por meio de técnicas de precificação de opções.
Eles apresentaram um estudo de caso para um sistema de 10 kW implantado em Frankfurt com ângulo de inclinação de 30 graus com azimute de 0 graus. O conjunto é remunerado pela injeção de energia excedente na rede. Eles consideraram um investimento inicial de € 1,737 ($ 1,874)/kW, custos de manutenção e seguro, bem como custos de substituição de componentes. O preço da energia foi assumido como € 0.39/kWh e a tarifa de alimentação foi de 0.082 €/kWh
Os fluxos de caixa são ajustados pelos prêmios de seguro sintéticos para contabilizar o risco e, então, descontados usando uma taxa livre de risco, de acordo com os padrões DNPV. O sistema PV foi assumido como tendo uma parcela de autoconsumo de 16%.
“A ideia básica do método DNPV é capturar o risco dos fluxos de caixa na forma de prêmios de risco sintéticos (ou seja, o custo do risco)”, explicaram os pesquisadores. “Isso desvincula o risco da consideração do valor temporal do dinheiro e, após deduzir o custo do risco, os fluxos de caixa resultantes podem ser descontados à taxa livre de risco.”
A análise mostrou que o sistema de 10 kW atingiu um VPD negativo de -€ 1,664.
“Isso reflete a situação no início de 2023”, disse Kraemers. “Isso mostra que um sistema fotovoltaico residencial pequeno típico não era economicamente vantajoso naquela época, apesar dos altos preços da eletricidade, principalmente devido aos altos custos de investimento. No entanto, o estudo também mostra que a vantagem depende de uma série de fatores de influência que podem mudar ao longo do tempo. Isso inclui custos de investimento, preços de eletricidade e volatilidade, mas também o tamanho do sistema em relação ao seu próprio consumo de eletricidade.”
De acordo com Kraemer, a lucratividade já foi parcialmente restaurada, pois os custos de investimento caíram significativamente ao longo do último ano. No entanto, a lucratividade ainda depende de subsídios estatais por meio da tarifa feed-in. “Nesse contexto, é importante que a emenda à EEG em 2025 planejada pelo governo alemão seja elaborada com cautela para não comprometer a lucratividade restaurada mais uma vez”, acrescentou. “As discussões atuais às vezes dão a impressão de que os políticos pensam que a vantagem econômica é dada apenas pelos altos preços da eletricidade, o que não é o caso. Portanto, se não quisermos comprometer a expansão bem-ritmada da energia fotovoltaica na Alemanha, um ajuste cuidadoso deve ser feito aqui.”
Kraemer também reconheceu que as declarações sobre a lucratividade de pequenos sistemas não podem ser generalizadas. “Como mencionado acima, a lucratividade já aumentou na Alemanha devido à queda nos custos de investimento”, ele enfatizou. “Além disso, a viabilidade econômica depende de vários parâmetros que são regionalmente específicos. Além dos custos de investimento e preços de eletricidade já mencionados acima, o rendimento do sistema depende, é claro, da região e tem uma influência significativa no valor econômico. Portanto, todos esses parâmetros devem ser incluídos na avaliação e, então, entregar um resultado muito individual.”
Kraemer assume que a volatilidade não diminuirá significativamente no longo prazo e diz que a situação atual pode piorar se os governos reduzirem os subsídios estatais para sistemas fotovoltaicos com autoconsumo sem a devida consideração do impacto financeiro. “A noção geral de que esses sistemas devem ser economicamente viáveis em tempos de altos preços de eletricidade não é correta”, concluiu. “Uma visão muito mais diferenciada deve ser adotada e cautela deve ser exercida ao adaptar os subsídios estatais.”
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