Metodologia — Análise de Payback, VPL e TIR (Fluxo de Caixa Descontado de 25 Anos)
Objetivo do módulo: estimar o retorno financeiro de um sistema fotovoltaico de microgeração/minigeração distribuída (MMGD) para uma unidade consumidora do Rio Grande do Sul, considerando o consumo médio mensal informado, o perfil do consumidor, o município e a concessionária local.
Dimensionamento do sistema (kWp): calculado dividindo o consumo anual informado pela produtividade específica local (kWh/kWp), que combina a irradiação solar do município (Atlas Solar INPE/LABREN, dado em GTI — Irradiação Global no Plano Inclinado) com o Performance Ratio (PR) do sistema, customizado conforme o porte (microgeração/minigeração) e o perfil de consumo selecionado.
Investimento (CAPEX): o custo unitário por kWp é escalonado por interpolação contínua a partir do benchmark de mercado Greener (Jun/25), refletindo a economia de escala observada entre sistemas pequenos e grandes.
Tarifas de energia: a tarifa cheia (B1, com ICMS) e a tarifa TUSD (componente Fio B) são buscadas por concessionária, a partir da tabela de tarifas vigentes das distribuidoras que atendem o Rio Grande do Sul. Quando um município é atendido por mais de uma concessionária, o dashboard usa a que atende o maior número de empreendimentos registrados naquele município.
Transição tarifária (Lei 14.300/22 — "Fio B"): o percentual da tarifa TUSD cobrado sobre a energia injetada segue o cronograma legal de transição (15% em 2023, subindo gradualmente até 100% a partir de 2029), aplicado conforme o ano civil de cada fluxo do horizonte de 25 anos.
Fator de Simultaneidade: representa a fração da energia gerada que é autoconsumida instantaneamente (valorizada à tarifa cheia) versus injetada na rede como crédito (compensada à tarifa cheia menos o Fio B) — varia por perfil: Residencial (30%), Comercial (60%) e Industrial/Rural (75%).
Custo de Disponibilidade: cobrança mínima mensal que todo consumidor paga à distribuidora independente da geração solar (30, 50 ou 100 kWh, conforme o tipo de ligação — Monofásica, Bifásica ou Trifásica), descontada da economia anual do sistema.
Premissas do fluxo de caixa (25 anos):
Degradação dos módulos fotovoltaicos: 0,5% ao ano.
OPEX (operação e manutenção): 1,0% do CAPEX no primeiro ano, reajustado a 4,5% ao ano.
Reinvestimento para troca do inversor: 15% do CAPEX, no Ano 12.
Inflação energética: 6% ao ano (reajuste da tarifa acima da inflação geral, refletindo o histórico de aumento das tarifas de energia no Brasil).
Taxa Mínima de Atratividade (TMA): 8% ao ano, usada para descontar o fluxo de caixa a valor presente.
Payback Descontado: calculado por interpolação linear sobre o fluxo de caixa acumulado a valor presente, identificando o ponto em que o investimento é integralmente recuperado.
TIR (Taxa Interna de Retorno): obtida por busca numérica, encontrando a taxa de desconto que zera o Valor Presente Líquido do mesmo fluxo de caixa usado no cálculo do VPL e do Payback — garantindo consistência entre os três indicadores.
Ranking de Concessionárias (Mais/Menos Atrativa) e Top 1 Payback: comparam o Payback estimado entre todas as concessionárias e municípios do RS, para um consumo de referência, usando as mesmas premissas do restante do modelo — permitindo identificar onde o investimento em energia solar é comparativamente mais vantajoso dentro do estado.
Premissas e limitações conhecidas:
TMA e Inflação Energética estão fixadas nos valores acima; a parametrização para ajuste interativo pelo usuário está prevista para uma etapa futura do dashboard.
O modelo assume aproveitamento integral dos créditos de energia gerados, sem considerar a expiração de créditos não utilizados em 60 meses prevista na Lei 14.300 (ver metodologia da aba de Créditos de Energia para uma análise mensal detalhada desse aspecto).
Tarifas, CAPEX e demais parâmetros de mercado representam uma fotografia do momento de elaboração do dashboard e podem não refletir reajustes futuros das distribuidoras ou do mercado fotovoltaico.