Paula Peirão

Obter respostas para o desafio de dar escala aos projetos de geração solar fotovoltaica por meio de novos modelos de financiamento foi a motivação do estudo "Financiamento para Energia Solar Fotovoltaica em Geração Distribuída no Brasil", realizado pelo FGVces a pedido da FEBRABAN. O trabalho, apresentado por Paula Peirão, gestora do programa de Finanças Sustentáveis do FGVces durante o 55º Café com Sustentabilidade, traz modelagens realizadas em quatro Estados (Minas Gerais, São Paulo, Goiás e Paraíba) para testar a viabilidade dos modelos de financiamento. O estudo considerou fatores como o custo de instalação dos sistemas fotovoltaicos, tarifas de energia elétrica nos Estados, índices de desempenho dos equipamentos, potencial de demanda, programas estaduais em implementação e condições de financiamento oferecidas pelas instituições financeiras.

Metodologia – Uma vez definidos os fatores a serem analisados, os mercados alvos que entraram no estudo foram no segmento pessoa jurídica para construção e instalação de pequenas usinas de geração solar fotovoltaica com tíquete maior ou igual a R$15 milhões; empreendimentos de médio porte de geração compartilhada, com tíquete de até R$ 5 milhões; e pequenas e médias empresas para consumo direto ou autoconsumo remoto, com tíquete de até R$500mil. Já no segmento pessoa física foram analisados projetos de consumo direto ou geração compartilhada com tíquete médio de até R$ 50 mil. Casos reais levantados pela ABSOLAR e BID serviram de inspiração para a análise dos custos, que variam muito em função do porte do negócio, região, taxa de juros e dos produtos existentes no mercado.

Em seguida foram realizadas modelagens para todos os diferentes grupos. O objetivo foi entender quais são os fatores críticos que podem inviabilizar um financiamento para a energia solar fotovoltaica e contribuir para a padronização desse entendimento dentro das instituições financeiras, já que se trata de um mercado muito novo e sem padrões definidos.

Resultados - Minas Gerais apresentou o menor payback, devido à alta tarifa de energia e ao alto grau de irradiação solar. Já a Paraíba apresentou maior payback devido à menor proximidade dos locais de implantação/importação dos equipamentos e à escassez de mão-de-obra qualificada, embora o estado possua boa irradiação solar. São Paulo também possui payback elevado devido à baixa tarifa de energia elétrica e menor irradiação solar.

De acordo com a pesquisadora, o payback dos projetos ainda são altos, mas devem cair devido ao avanço tecnológico e à consequente redução dos custos de instalação – projeções da BNEF apontam que o custo da energia solar fotovoltaica por megawatt-hora (MWh) deverá ser reduzido em 66% até 2040. "Existe um grande potencial para o financiamento desses projetos no Brasil, mas também há uma necessidade de maior entendimento e cálculo do risco nesse tipo de operação", diz Paula. Isso porque um dos principais entraves identificados para a concessão do crédito é a incompatibilidade entre os aspectos técnicos dos projetos e as políticas das instituições financeiras. O estudo sugere que as instituições financeiras façam análises de risco diferenciadas para esses projetos.

Para isso, foi apresentado um modelo de análise de risco integrada que as instituições financeiras podem adotar para avaliar financiamentos de projetos, principalmente para PJ com tíquetes à partir de R$ 1 milhão. Esse modelo muda o paradigma da análise, pois nele o cálculo do risco passa a considerar a operação como um todo, incluindo o risco técnico do projeto, não só o perfil do tomador.

Na prática, em vez de analisar apenas o risco do cliente, o banco poderá avaliar a qualidade técnica do projeto, que deverão seguir padrões de eficiência em conformidade com normas da ABNT

O modelo traria uma composição da análise do risco do cliente, já feita pelos bancos, com a análise do risco do projeto, que levaria em conta o payback do projeto (quanto mais rápido o payback, maior a pontuação) e as garantias técnicas e financeiras. De acordo com Peirão, exemplos de garantias técnicas que podem ser utilizadas no modelo vão desde uma lista de pré-qualificação de fornecedores e implementadores, auditoria in loco, devolutiva do equipamento; software para medir performance do sistema ou diferentes seguros (operação, implementação, performance climática ou performance total). Alguns tipos de garantias, contudo, estão sendo desenvolvidas.

Para assegurar a viabilidade do novo modelo, entrou em cena a colaboração de diversos atores, dentre os quais o apoio da ABNT na definição de requisitos de qualificação para empresas instaladoras ou implementadoras de sistemas de energia solar fotovoltaicos. No futuro, a ideia é que esses requisitos deem origem a uma certificação, que reduzirá a percepção de risco das instituições financeiras. O BID foi responsável por coordenar testes da metodologia com diferentes bancos – o modelo roda em caráter de testes desde julho de 2018 e foi considerado viável pelas instituições, embora cada uma ainda precise ajustá-lo conforme suas políticas de risco e de crédito.

Luiz Serrano, consultor do BID, apresentou o resultado dos testes em palestra no Café com Sustentabilidade e abordou a cooperação em andamento entre a FEBRABAN e o BID, por intermédio do LAB. Trata-se do Laboratório de Inovação Financeira coordenado pelo BID, a Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e a Associação Brasileira de Desenvolvimento (ABDE).

Os testes com a ferramenta desenvolvida no estudo realizado pelo FGVces buscaram a validação dessa metodologia e a promoção de eventuais ajustes pelos bancos e instituições financeiras associadas à FEBRABAN. Foram feitas entrevistas com bancos de diferentes perfis, com apetite de risco diferenciados para cada tipo de projeto, desde o financiamento para pessoa física até o de uma usina de 5 MW de potência instalada, que é o limite dentro da regulamentação atual da geração distribuída.

Na visão dos bancos que participaram dos testes, a ferramenta foi considerada viável para a análise de risco de crédito das operações

Há ainda a necessidade de calibração da ferramenta de acordo com as políticas de risco e de crédito de cada banco, bem como às suas políticas de investimento para financiar projetos de energia solar fotovoltaica. "Esse é um feedback muito positivo. As instituições têm o interesse de interagir com esse tipo de ferramenta e adaptar ao seu ambiente, com redução da exposição ao risco de médio e longo prazo", diz Serrano. Segundo o consultor, foi observado que os projetos com tíquetes a partir de R$ 1 milhão são os mais viáveis para aplicação da ferramenta. Para tíquetes menores, seria necessária adaptação mais profunda por parte dos bancos, o que elevaria o custo da transação. Também foi observado pelos bancos que, com a ferramenta é possível aumentar o número de transações com energia solar fotovoltaica e há uma oportunidade para desenvolver novos produtos, devido à grande variedade de perfis de empreendimentos de geração fotovoltaica, tanto para pessoa física quanto jurídica.