Créditos Fiscais para Energia Solar

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Stephen Comello a,b Stefan Reichelstein a, b,
como parte da Lei de Política Energética de 2005 e prorrogada até o final de 2016 com
Historia do artigo:
Incentivos fiscais
Consulte 26 USC Seção 25D e 26 USC Seção 48. O ITC foi inicialmente criado
Custo nivelado
1364-0321/& 2015 Elsevier Ltd. Todos os direitos reservados.
Competitividade de custos
Palavras-chave:
reichelstein@stanford.edu (S. Reichelstein).
Energia solar
Escola de Pós-Graduação em Negócios, Universidade de Stanford, 655 Knight Way, Stanford, CA 94305, EUA
Aceito em 21 de outubro de 2015
Centro Steyer-Taylor para Política Energética e Finanças, Universidade de Stanford, 559 Nathan Abbott Way, Stanford, CA 94305, EUA
Revisões de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
7 de agosto de 2015
Endereços de e-mail: scomello@stanford.edu (S. Comello),
expirarão inteiramente no início de 2017.
sobre os créditos fiscais disponíveis em conexão com o imposto de renda corporativo. O TIC de 30%
Recebido em formato revisado
atualmente também está disponível para contribuintes individuais, mas esse crédito está programado para
a Lei de Estabilização Económica de Emergência de 2008. A nossa análise centra-se exclusivamente
Recebido em 2 de março de 2015
as instalações foram adicionadas a um preço médio do sistema de US$ 7,90 por Watt
A energia solar experimentou um crescimento notável nos Estados Unidos
1. Introdução
http://dx.doi.org/10.1016/j.rser.2015.10.108
sua taxa atual de 30% para 10% em 1º de janeiro de 2017.1
página inicial da revista: www.elsevier.com/locate/rser
sem dúvida teve um papel significativo no início deste crescimento, especificamente
Sistema Acelerado de Redução de Custos. A legislação actual, porém, estipula que o 
ITC para instalações solares será 'reduzido' de
capacidade de geração de eletricidade nos EUA [18]. Os incentivos fiscais têm
benefício fiscal de depreciação acelerada fornecido por meio do Modificado
Listas de conteúdos disponíveis em ScienceDirect
preço médio do sistema de US$ 2,93 por Watt. Em 2014, as novas instalações solares 
representavam mais de um terço de todas as instalações recém-instaladas.
o Crédito Fiscal de Investimento (ITC) federal de 30% em conjunto com o
em 2006. Em 2013, 4.776 MW de nova capacidade fotovoltaica foram instalados e
Estados nos últimos anos. Para ilustrar, 105 MW de energia fotovoltaica (PV)
1
b
a
Avaliações de energia renovável e sustentável
informações do artigo abstrato
O crédito fiscal de investimento dos EUA para energia solar: alternativas
à redução prevista para 2017
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 593
Para uma amostra de cinco estados dos EUA e diferentes segmentos da indústria solar, descobrimos que o esperado
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
anos, evolução que é atribuída em parte significativa ao Crédito Fiscal para Investimentos (ITC) federal. Ainda,
601
1. Introdução
4. 'Redução gradual' do ITC 596 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Agradecimentos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
& 2015 Elsevier Ltd. Todos os direitos reservados.
601
A redução do ITC em 2017 aumentaria o custo nivelado da energia solar por uma margem significativa, aumentando
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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Neste cenário alternativo de redução progressiva, fica demonstrado que a energia solar fotovoltaica permaneceria amplamente competitiva,
este crédito está programado para diminuir de 30% para 10% no início de 2017 para investidores corporativos.
591
601
601
Conteúdo
Apêndice A. Referências de dados 
suplementares
As instalações solares fotovoltaicas (PV) nos Estados Unidos foram implantadas em um ritmo rápido nos últimos
desde que a indústria solar consiga manter o ritmo de redução de custos demonstrado nos últimos anos.
5. Discussão 6. 
Considerações finais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
597
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
o espectro de um 'penhasco' para a indústria solar. A nossa análise identifica e avalia um cenário alternativo de redução gradual 
que reduziria gradualmente o TIC ao longo do tempo e o eliminaria completamente até 2024. Para
2. Avaliação dos custos nivelados atuais 3. Dinâmica 
de custos nivelados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594
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mailto:reichelstein@stanford.edu
http://dx.doi.org/10.1016/j.rser.2015.10.108
mailto:scomello@stanford.edu
http://dx.doi.org/10.1016/j.rser.2015.10.108
www.elsevier.com/locate/rser
www.sciencedirect.com/science/journal/13640321
modelo de aprender fazendo, em que o volume de produção cumulativa é o
que RECs e SRECs permitiram o desenvolvimento de energia solar fotovoltaica em alguns dos estados
Nossas premissas de redução de custos para módulos fotovoltaicos são baseadas em um padrão
vida útil operacional de uma instalação de geração solar. Com certeza, nossas descobertas sugerem
foram incluídos em nossa análise devido à dificuldade de prever seu valor ao longo do
Créditos de Energia Renovável (RECs) e seu Padrão de Portfólio Renovável
preço nos EUA [7].
equivalentes de exclusão conhecidos como Créditos de Energia Renovável Solar (SRECs) não
menos de 10% do volume de produção mundial.
Esta conclusão, no entanto, depende da disponibilidade de gás natural no seu actual baixo
592
Os volumes de produção provavelmente não são afetados materialmente pela nossa análise de cenários 
alternativos nos EUA, uma vez que a parcela global de módulos instalados nos EUA é
instalações, mesmo em condições ideais para energia solar: 30% de ITC e elevados níveis de insolação.
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
variável explicativa. Como os módulos fotovoltaicos são uma mercadoria global, o ritmo do futuro
Para comparação direta, nossos números de LCOE indicam que no ambiente atual a energia solar 
fotovoltaica ainda nãoé competitiva em termos de custos com o ciclo combinado de gás natural.
(nota de rodapé continua)
com Padrões de Portfólio Renováveis.
estados que examinamos. Além disso, os custos adicionais previstos
As seguintes conclusões emergem aos custos de 2014 com um ITC de 30%:
correspondentes aos valores de referência de 10% e 30% do ITC. O impacto
análise considera três segmentos de mercado: telhados residenciais
Embora a magnitude esperada de novas reduções no sistema
num modelo de preços economicamente sustentáveis baseado na produção
aos investidores a possibilidade de escolher entre métodos alternativos de cálculo do 
ITC.
Ao mesmo tempo, a redução sustentada dos custos dos sistemas fotovoltaicos 
demonstrada ao longo das últimas décadas sugere que, para reduzir os custos
produtor de energia precisaria obter, em média, por quilowatt-hora (kWh) como receita 
para justificar um investimento em um
taxas nesses estados, (iii) as instalações residenciais são confortavelmente
cenário de redução progressiva contribuiria em grande medida para evitar a
apoio, a segunda fase cortaria os parâmetros anteriores em
Para simplificar, avaliamos um cenário político que envolve apenas
instalações em escala comercial no Colorado, por exemplo, o preço de comparação é 
dado pela tarifa média cobrada por kWh para
Califórnia, Colorado, Nova Jersey, Carolina do Norte e Texas. Esses
os anos 2021–2024, em todos os estados, exceto Nova Jersey.
instalações é comparado com o preço grossista da electricidade,
sistemas residenciais menores tendem a ser os mais caros por
2017, a energia solar fotovoltaica tornar-se-ia não competitiva essencialmente em todo o
distinguir entre duas plataformas tecnológicas: c-Si (cristalina
estimar funções de decaimento exponencial, as duas últimas ajustadas para
em comparação com as taxas de varejo, sob a suposição de que não há
ITC no valor de 35 cêntimos por Watt instalado. Os 35 centavos
subcomponente, com o agregado fornecendo então o inicial
incentivos fiscais do que o ITC de 10% atualmente especificado para um período limitado
Este artigo avalia o impacto da redução prevista do ITC na competitividade da 
energia solar em diferentes países.
17,5 centavos por Watt.
são calibrados de modo a resultar em LCOEs que estão entre aqueles
reflectindo as condições do mercado local para mão-de-obra e materiais.
custos de mão-de-obra/materiais e estrutura do mercado. Para cada estado, nosso
manter o custo do segmento residencial competitivo na maioria dos cinco
componentes individuais de sistemas solares fotovoltaicos. Para módulos fotovoltaicos, contamos
seu LCOE é comparado com a média comercial de eletricidade no varejo
incentivos fiscais flexíveis e direcionados podem ser alcançados fornecendo
resultará em um 'abismo' para a indústria solar dos EUA no início de 2017. No
A energia fotovoltaica sob diferentes regimes políticos é o Custo Nivelado da Eletricidade 
(LCOE). O LCOE identifica o valor do ponto de equilíbrio que um
Os sistemas comerciais e de serviços públicos prefeririam o TIC de montante fixo 
no âmbito da nossa proposta política. Com esta opção, os comerciais
Nossos resultados de simulação mostram que a alternativa proposta
instalação.4 Consistente com o conceito geral de diminuição das TIC
a eliminação do ITC introduz efectivamente um elemento de contrapartida que deverá 
tornar a proposta mais aceitável politicamente.
cenário de 'redução progressiva'. Nossa análise se concentra em cinco estados principais:
aplicável a um segmento específico em um estado específico. Para
com um LCOE que está dentro de 10-20% das taxas de varejo esperadas para
todo o espectro de estados considerados quando o LCOE destes
reduções de custos previstas durante a fase anterior. Porque
1000 kW) e escala de utilidade (41 MW). Para sistemas em escala de utilidade, nós
redução para um ITC de 10% ocorreria de fato no início de
Carolina, mas ainda não competitivo no Texas e em Nova Jersey quando
neste documento implica uma escolha entre um ITC de 20% ou um montante fixo
poderia especificar uma trajetória de planeio mais gradual que implicaria maior
Assim, estimamos o custo de cada sistema de energia solar
equilíbrio do sistema (BOS) e custos de operação e manutenção,
preço. O ITC de 20% para os anos 2017-2020 seria suficiente para
escolha entre um ITC de 10% ou um ITC de montante fixo no valor de
2025, respectivamente. Para as duas primeiras fases, as regras fiscais revistas
A redução dos custos do BOS é específica do segmento e da geografia
diversidade em termos de maturidade do mercado de energia solar, taxas de insolação,
segmentos e estados individuais, aplicando uma dinâmica de custos ao
Califórnia e marginalmente competitivo no Colorado e no Texas quando
sistemas fotovoltaicos residenciais em termos de dólares por Watt instalado. Mais
Nossa principal métrica para avaliar a competitividade de custos da energia solar
a magnitude da redução prevista no ITC provavelmente
ganhos e experiência acumulada.3 A taxa de mudança na qual
emissões de carbono que seriam evitadas gerando eletricidade a partir de células 
solares, em vez de gás natural de última geração
incentivos fiscais federais em alguma data futura definitiva. O definitivo
custos de operação e manutenção. Para avaliar a competitividade em custos, o LCOE 
é considerado em relação a um preço de comparação que é
alternativa à redução antecipada, avaliamos uma redução gradual
As conclusões também mantêm a suposição de que não há restrições à medição 
líquida de energia.2
prevê-se que as reduções de custos deixem as instalações residenciais
(i) as instalações em grande escala ainda não são competitivas em termos de custos em todo o
da redução gradual dos incentivos fiscais seria parcialmente compensada pela
preços da energia solar fotovoltaica é significativo, ainda assim descobrimos que se o
(capacidade <10 kW por instalação), escala comercial (10 kW–
fundamentos de custo dos fabricantes upstream. Para inversores,
competitivo na Califórnia, equilíbrio no Colorado e no Norte
Para os anos 2017-2020, o cenário de redução gradual avaliou
competitiva, a energia solar não exigirá uma continuação indefinida do ITC de 10%. 
Uma alternativa à legislação fiscal actual, portanto,
determinada instalação de geração de energia. Calculamos os LCOEs por segmento e 
por estado, adotando uma abordagem de estimativa de custos “de baixo para cima”.
precipício que provavelmente resultará da redução atualmente prevista no apoio fiscal 
federal. As instalações residenciais continuariam a optar por um ITC calculado como 
uma percentagem do sistema
metade para os anos 2021–2024. Os investidores teriam então a
usuários comerciais por provedores de serviços de energia no Colorado.
Os estados da amostra não apenas representam mais de 65% das instalações solares 
acumuladas nos EUA, mas também apresentam considerável
três fases distintas, começando no início de 2017, 2021 e
(ii) as instalações em escala comercial estão atualmentebem posicionadas em
Com base em Watts, o atual ITC solar fornece o maior suporte para
todo o espectro de cenários considerados em nosso estudo. Além disso,
silício) e células solares de CdTe (película fina). Tomados em conjunto, nossos cálculos 
cobrem, portanto, 5 × 4 = 20 configurações separadas.
Para projetar reduções de custos no futuro, prevemos o LCOE para
diferenças em nível estadual nos custos dos componentes. Em todos os casos, 
presume-se que estes custos de componentes diminuem com o tempo devido à eficiência
restrições à medição líquida de energia. Estas conclusões ignoram os incentivos a nível 
estatal, em particular os créditos de energias renováveis. Esses
O valor é obtido colocando um preço no fluxo de futuros
número de anos em troca de uma eliminação completa do
(2014) estimam tanto para o preço do sistema quanto para o preço aplicável
locais e diferentes segmentos da indústria solar dos EUA. Como um
2
4
3
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O conceito de Custo Nivelado de Eletricidade (LCOE) é comumente usado na 
literatura energética para comparar a competitividade de custos de fontes 
alternativas de energia. O LCOE contabiliza todos os ativos e recursos físicos 
necessários para fornecer uma unidade de produção de eletricidade. 
Fundamentalmente, o LCOE é uma medida do custo do ciclo de vida por quilowatt-
hora (kWh) que deve ser coberta como receita de vendas para justificar um 
investimento numa determinada instalação de geração de energia. Como tal, o 
LCOE reflete o valor do dinheiro no tempo e identifica um valor de equilíbrio que 
deve ser alcançado como receita média por kWh para que os investidores de capital 
e credores atinjam um valor presente líquido zero nos seus investimentos e, assim, 
um retorno competitivo sobre o seu capital. Seguindo a abordagem de Reichelstein 
e Yorston [33], representamos o LCOE na forma6 : LCOE ¼ f þc ÿ;
onde
c¼
indústria de energia solar e os preços prevalecentes da eletricidade. Dentro de 
cada estado, a indústria é classificada em três segmentos: instalações em telhados 
residenciais (capacidade inferior a 10 kW por instalação), instalações em escala 
comercial (10–1.000 kW) e instalações em escala de serviços públicos (41 MW). 
Para instalações em escala de serviços públicos, consideramos configurações de 
rastreamento de 1 eixo, dados seus fatores de capacidade mais favoráveis, usando 
painéis solares c-Si (silício cristalino) ou CdTe (película fina). Nossa análise 
abrange, portanto, 5 4¼20 aplicações de estado/segmento.
ð1Þ
ð2Þ
É importante ressaltar que as instalações à escala dos serviços públicos deverão ser 
totalmente competitivas em termos de custos, ou quase competitivas, sem qualquer TIC até 2025.
SP
2. Avaliação dos atuais custos nivelados
Sem qualquer ITC, prevê-se que as instalações comerciais na Califórnia e no Texas 
sejam competitivas até 2025, com equilíbrio no Colorado e com uma pequena 
desvantagem em Nova Jersey e na Carolina do Norte. Finalmente, o apoio fiscal 
federal que prevemos deixaria as instalações à escala dos serviços públicos com 
valores LCOE que pelo menos correspondessem aos preços grossistas projectados 
da electricidade, a partir de 2018.
O restante do artigo prossegue da seguinte forma. A próxima seção apresenta 
nossa metodologia básica de custos e fornece estimativas de custos atuais com 
base nos números de 2014. A seção 3 descreve nosso modelo de reduções de 
custos futuros, a fim de obter uma previsão de
Uma terceira vertente da literatura que examina a implantação da energia solar 
fotovoltaica concentrou-se no papel do apoio político, incluindo o papel das tarifas 
feed-in em países como Alemanha, Espanha ou Taiwan [8,25], em contraste com 
os créditos fiscais de investimento utilizados nos EUA [23,33].
onde a indústria deverá estar no início de 2017. Estas previsões, por sua vez, 
permitem-nos avaliar o cenário alternativo de redução gradual das TIC na Secção 
4. Discutimos as nossas conclusões na Secção 5 e concluímos na Secção 6. 
Existem dois apêndices. O Apêndice A resume as variáveis de entrada do modelo 
para cada um dos estados e segmentos considerados. O Apêndice B fornece 
detalhes adicionais para os cálculos de custos nivelados. Esses apêndices são 
fornecidos como dados suplementares a este artigo em conjunto com o modelo 
de planilha que fundamenta todos os nossos cálculos.
Para examinar a economia das instalações solares fotovoltaicas para diferentes 
locais e segmentos industriais, concentramos nossa análise em cinco estados 
principais: Califórnia, Colorado, Nova Jersey, Carolina do Norte e Texas. Juntos, 
esses cinco estados da amostra representam mais de 65% de todas as instalações 
solares atualmente nos EUA. Além disso, esses estados foram escolhidos pela 
diversidade em termos de fatores de insolação, taxas de mão de obra/materiais, 
maturidade do local
instalações em grande escala seriam competitivas em termos de custos na 
Califórnia e no Texas e próximas do ponto de equilíbrio nos três estados restantes 
de Colorado, Nova Jersey e Carolina do Norte durante a primeira fase.
A abordagem distinta do presente estudo é que ele resolve efetivamente um 
cronograma decrescente de apoio fiscal federal que manteria o custo da energia 
solar fotovoltaica competitivo ao longo do tempo. Os parâmetros da redução 
progressiva do ITC são determinados de modo a compensar as reduções previstas 
nos custos da energia solar fotovoltaica. Se estas reduções de custos realmente se 
materializarem durante a próxima década, o custo nivelado de novas instalações 
estaria aproximadamente no mesmo nível dos preços de comparação aplicáveis 
em diferentes segmentos e locais da indústria. Em relação ao cenário de redução 
ao abrigo da legislação actual, o cenário de redução progressiva transfere 
efectivamente o apoio fiscal federal para anos anteriores, durante os quais a 
tecnologia solar fotovoltaica está preparada para experimentar os efeitos de 
aprendizagem e redução de custos mais pronunciados.
Trabalhos anteriores sobre a economia da energia 
solar fotovoltaica também destacaram a magnitude dos efeitos de aprendizagem, 
resultando em reduções sustentadas de custos para a fabricação de painéis 
solares, outro hardware e a instalação de sistemas solares [27,15,38].
Entre os três componentes da fórmula LCOE na Eq. (1), o custo unitário da 
capacidade, c, é derivado principalmente do preço do sistema da instalação solar. 
As correspondentes despesas de investimento inicial devem ser «niveladas» ao 
longo do fluxo de futuros produtos energéticos derivados do sistema, a fim de se 
chegar a um custo unitário de capacidade por kWh. Seguindo Reichelstein e 
Yorston [33], a relação entre o custo unitário da capacidade e o preço do sistema é 
dada por
[5], Reichelstein e Yorston [33] e Hernandez-Moro e Martnez-Duart [19].
Tal como aqui apresentado, o LCOE não tem em conta o facto de os preçosda 
eletricidade no mercado grossista e as tarifas pagas pelos clientes comerciais 
poderem variar consideravelmente ao longo do dia e nas diferentes estações do 
ano. Em particular, os sistemas solares fotovoltaicos gerarão frequentemente a 
maior parte da sua produção em alturas em que os preços da electricidade em 
tempo real tendem a ser relativamente elevados, criando assim uma sinergia natural 
entre a energia solar [22] e as tarifas de electricidade em tempo real. Trabalho 
recente de Reichelstein e Sahoo [32] identifica um fator de ajuste multiplicativo para 
o cálculo básico do LCOE. O factor de ajustamento capta quaisquer sinergias que 
resultem de correlações entre preços relativamente elevados da electricidade e 
padrões de produção solar fotovoltaica em determinadas horas do dia. Para locais 
selecionados na Califórnia, Reichelstein e Sahoo [32] concluem que o LCOE efetivo 
das instalações solares é cerca de 10-15% menor do que o sugerido por uma 
análise tradicional do LCOE baseada apenas em médias amplas.
;
Nossa abordagem neste artigo segue o exemplo de estudos anteriores que 
avaliaram a competitividade de custos da energia solar fotovoltaica em termos do 
custo nivelado da eletricidade; ver, por exemplo, Branker et al.
f denota os custos fixos médios de operação e manutenção (em $ por kWh), c 
denota o custo unitário da 
capacidade relacionada ao sistema solar (em $ por kWh), ÿ representa um fator 
fiscal que 
captura o efeito do imposto de renda corporativo (em %).
8760 h=ano CF PT t ¼ 1 xt ÿt
5
593S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
Conforme apontado em estudos anteriores, a métrica LCOE é um cálculo de custo 
médio que ignora os efeitos econômicos da intermitência e das variações em tempo real 
nos preços da eletricidade [22].
Para um tratamento completo do conceito básico de LCOE, o leitor deve consultar 
Reichelstein e Yorston [33]. Consulte também o Apêndice B nos Dados Suplementares para 
uma formulação expandida do LCOE.
65
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as estimativas resultantes foram consistentes com os números relatados em Bar-bose et 
al. [2] e Feldman et al. [15]. Médias nacionais de BOS
poderá ser prorrogado com disposições ainda mais rigorosas no futuro.
aplicável para ativos de geração solar.
o custo de capital aplicável r.
adotamos a noção de preço economicamente sustentável (ESP) em
literatura anterior [27,38].11
preço de comparação (CP), dado pelo preço médio residencial, comercial
um possível investidor para um novo sistema de energia solar.8 Os três
(em $ por Watt).
itens de linha das demonstrações de resultados e balanços para inferir
design, mão de obra, SG&A e margens.9
programas de incentivo de nível, como Renewable Portfolio Standards
ser reduzido abaixo de 1 através de um ITC. A Tabela 1 mostra o impacto de
questão, postulamos uma dinâmica para o preço do sistema e para os custos de 
operação e manutenção que nos permite projetar futuros
nossos cálculos são fixados em 30 anos. Os parâmetros xt representam
[26,18,30,35,15], relatórios publicados [30,2,15] e artigos de periódicos
ð3Þ
custo da capacidade necessária para gerar um kWh de eletricidade. Além disso, um ITC 
de 30% reduz efetivamente o custo unitário da capacidade em
num equilíbrio industrial de longo prazo. Como tal, o ESP incorpora
as reduções alcançadas nos últimos cinco anos foram significativas.
segmentos dentro dos EUA Os inversores também são vistos como commodities, embora 
seus custos sejam diferentes entre os segmentos. O BOS restante
competitivo apenas para algumas das configurações que examinamos. Esses
O fator fiscal, ÿ, na Eq. (1) reflete o impacto das empresas
onde 8760 refere-se ao número de horas por ano e CF
2017, embora em alguns estados como a Califórnia [6], esses programas
Sistema Modificado de Redução Acelerada de Custos (MACRS), ou seja,
entrevistas com observadores da indústria e relatórios de analistas [18,3]. O
xt¼ :995t . Finalmente, ÿ ¼ denota o fator de desconto baseado em
abordagem por segmento [21,35,18], utilizando dados de entrevistas e
BOSij denota o saldo do custo do sistema para o segmento i no estado j
ano de 2014. Estas estimativas são contrastadas com as estimativas apropriadas
que um instalador pronto para uso em um determinado estado e segmento cobraria
Para obter uma previsão da evolução dos preços de venda dos módulos fotovoltaicos,
fabricantes de módulos listados, Reichelstein e Sahoo [31] examinam
programado para reduzir de 30% para 10%. Ao abordar isso
estrutural/fundações (utilidade), interconexão AC, engenharia/
e todos os segmentos em Nova Jersey, foram habilitados por medidas estaduais adicionais
custo da capacidade.12 Embora o fator tributário geralmente exceda 1, ele pode
T denotamos a vida útil da instalação solar, que em todos
entrevistas com profissionais, combinadas com relatórios de analistas
onde
capacidade, c, concluímos que, em comparação com um ITC de 0%, a introdução de um 
ITC de 30% equivale efectivamente a uma redução de 37% na
preço de mercado competitivo esperado para módulos que resultaria
que não estão sujeitos a diferenciação de preços entre geografias e
Concluímos que nas condições atuais, a energia solar fotovoltaica aparece
inversor e o equilíbrio do sistema (BOS):
Embora a energia solar fotovoltaica ainda não tenha alcançado a “paridade de rede” em termos gerais, o custo
os preços médios atuais do inversor foram determinados através de seleção os programas de incentivo direto estão atualmente programados para expirar até
método de balanço com vida útil presumida do ativo de 20 anos e o
depois de contabilizar a degradação do sistema. Nossos cálculos geralmente assumem 
uma taxa constante de degradação do sistema de 0,5%. Por isso,
as médias nacionais foram novamente determinadas usando uma análise ascendente
IPi denota o custo do inversor para o segmento i (em $ por Watt)
A Tabela 2 mostra nossas estimativas de LCOE por segmento e estado para o
empregar uma abordagem de custo “de baixo para cima” para chegar ao preço de venda
o retorno exigido para os produtores de módulos. Para uma amostra de publicamente
será posicionado no final de 2016, quando o atual ITC for
nos últimos anos, em particular para projetos de grande escala na Califórnia
Na ausência de qualquer ITC, o fator fiscal equivale a uma “margem” sobre a unidade
geografia. Os componentes de custo do BOS são ainda classificados em subcomponentes, 
incluindo combinadores, fiação, racks e montagem,
aplicação de acordo com segmento e localização geográfica. Por
subcomponentes por segmento foram determinados por meio de seleção
SP ¼ PPþIPi þBOSij;
Como o fator tributário, ÿ, atua como um multiplicador do custo unitário de
Reichelstein e Sahoo [31]. Por construção, o ESP é o
3. Dinâmica de custos nivelada
Nosso estudo vê os módulos fotovoltaicos como mercadorias globais
ou preços grossistas da electricidade, respectivamente,num determinado estado [14].
principais componentes para o preço do sistema são o módulo solar, o
custos de produção. Em conjunto com dados de toda a indústria sobre
Reduções de LCOE.
Para parametrizar o modelo, baseámo-nos nos preços dos módulos solares 
fotovoltaicos com base nos preços médios de venda recentes (2014). As estimativas para (RPS), subsídios e programas de empréstimos e descontos.13 A maioria dos programas de nível estadual
o ITC em ÿ para dois métodos de depreciação: o declínio de 150%
o fator da capacidade inicial que ainda está disponível no ano t
PP denota o preço do módulo solar fotovoltaico (em $ por Watt)
27% relativamente a um cenário de 10% de TIC.
Como o conceito LCOE assume a perspectiva do investidor,
[19,5].10 Com relação aos custos de operação e manutenção,
A questão relevante para nossos propósitos, portanto, é como a energia solar fotovoltaica
componente exibe diferenciação de custos em ambos os segmentos e
descobertas sugerem que a implantação generalizada de projetos solares
imposto de renda, benefícios fiscais de depreciação e créditos fiscais de investimento.
todos os custos de fabricação e uma margem competitiva, que reflete
denota o fator de capacidade aplicável que varia com o
10
12
7
13
9
11
8
7
Interpretamos r como um custo médio ponderado de capital (WACC). Nossa análise
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
os custos são Fresno (CA), Boulder (CO), Atlantic City (NJ), Charlotte (NC) e
MACRS
Índices [34] para refletir custos de mão de obra, materiais e despesas gerais em locais específicos. O
custo de capital.
20 anos; Saldo decrescente de 150%
0,98
algo positivo no actual ambiente de taxas de juro ultrabaixas.
e Martnez-Duart [19] e Goodrich et al. [17].
valores variáveis, o leitor é encaminhado ao Apêndice A nos Dados Suplementares. [9–13], respectivamente.
TIC
10%
MACRS
o capital é mantido fixo em 7,5% para instalações de grande porte, 8% para instalações comerciais
manutenção e um fator de escalada. Tal como o BOS, estes foram então ajustados para
componentes do sistema para chegar ao preço geral do sistema.
1,32
horários e valores de ITC.
0,71
594
MACRS
Austin (TX).
não tenta uma avaliação abrangente do custo de capital aplicável para
tabela 1
A expressão detalhada para o fator fiscal ÿ é fornecida no Apêndice B do
ÿ
30%
cidades usadas para ajustar os custos do subcomponente nacional do BOS ao subcomponente estadual do BOS
Para os cinco estados da amostra considerados em nosso estudo, o leitor é encaminhado
Esta abordagem baseada em componentes segue as abordagens de Hernandez-Moro
geografia usando Índices de Custo da Cidade apropriados. Para obter informações detalhadas sobre
Método de depreciação
1.12
Essas médias nacionais foram então ajustadas usando o RSMeans City Cost
A seção 5 abaixo examina a sensibilidade de nossas descobertas às mudanças no pressuposto
Semelhante a Goodrich et al. [17], nossa abordagem agrega os custos de
as diferentes configurações solares fotovoltaicas que consideramos. Para nossos cálculos de linha de base, o custo de
O fator fiscal, ÿ, a uma taxa combinada de ÿ = 40%, para diferentes depreciações
0% 
0%
Os custos de O&M incluem substituição de módulo, substituição de inversor, serviços gerais
Dados suplementares.
instalações e 8,5% para sistemas residenciais. Estas especificações são indiscutivelmente
1 1
1þr
Machine Translated by Google
LC30 LC30LC30
14
LC30
15
sistemas instalados. Nossa análise segue estudos anteriores que
BOSðtÞij ¼ BOSð0Þij eÿijt
t=0 (ou seja, 2014),
relatórios de analistas proprietários [18,35,26], relatórios publicados [2,15,30]
Apêndice A nos Dados Suplementares.
nos segmentos residencial, comercial e de utilidades, respectivamente.
que esses componentes de custo caiam em função do valor cumulativo
na linha verde da Fig. 1 para os anos 2008–2013. Em contrapartida, o
os custos evoluem a uma taxa proporcional ao seu valor atual [29,28,16].
linha de tendência de ESPs regredidos em Reichelstein e Sahoo [31]. Nós
a queda acentuada nos preços médios de venda observados deve ser atribuída
corresponde a uma curva de aprendizado de elasticidade constante de 78% que é
onde:
ÿij representa a taxa de redução de custos em cada período.
módulos no trabalho anterior de Swanson [37].
análise deriva uma estimativa para os preços que deveriam ter prevalecido se
cair mais rapidamente depois disso. Esse momento também coincide com
equilíbrio e, portanto, tanto ASPs quanto ESPs diminuirão no
viam as reduções de preços como uma função do tempo. Especificamente, um
apenas reduções.
BOSðtÞij denota o custo do componente i no estado do segmento j e
custo do subcomponente por ano, por segmento foi usado para criar um
ðtÞij para todo o período de análise, ou seja, os anos 2014–2024.
fatores de 55:2%, 4:24:4% e 3,9–4% para BOS nos segmentos residencial, comercial 
e de serviços públicos, respectivamente. Para o inicial
a linha azul representa os preços de venda reais (ASP). Enquanto ESPs e ASPs
ð5Þ
BOSð0Þij denota o custo do componente i no estado do segmento j em
basear-se nestas estimativas para extrapolar uma trajetória de preços de equilíbrio 
futuros para os quais os ASPs deverão convergir ao longo do tempo. Especificamente, 
assumimos que os preços dos módulos permanecerão estáveis até 2017.
número de unidades produzidas ou o número cumulativo de energia solar fotovoltaica
conjunto médio nacional específico do segmento de subcomponentes do BOS.15 Um
IPðtÞi ¼ IPð0Þi eÿit
As mesmas fontes utilizadas em relação aos custos do BOS nos levaram a
A linha amarela tracejada na Fig. 1 representa o fundamental
a indústria estava em equilíbrio. Essas estimativas são mostradas
Para inversores e custos de BOS, há menos evidências empíricas
ð4Þ
e publicações em periódicos [38,19]. A média aritmética de cada
Os inversores são considerados uma mercadoria e, portanto, presume-se que 
as diferenças de custo ocorram entre segmentos, mas não entre segmentos.
Tomados em conjunto, a expressão para o preço do sistema na Eq. (3) é
acréscimos de capacidade e níveis de produção em toda a indústria, seus
em parte ao excesso de capacidade e não ao custo de produção
Para projetar custos futuros de BOS(t), nossos cálculos baseiam-se em uma combinação de
ligeiramente mais rápido do que a curva de aprendizado de 80% identificada para energia solar fotovoltaica
Por isso,
valores de BOSð0Þij, o leitor deve consultar as Tabelas A.2–A.4 em
estimativas anuais de redução de custos para inversores de 2,5%, 2,3% e 2%
taxa representada pela linha amarela tracejada. Notamos que esta linha
grandes adições à capacidade de produção global, sugerindo que
A função de decaimento exponencial é usada para capturar a ideia de que esses
período t,
Em média, essas estimativas resultaram em redução anual de custos
estados (ou seja, essas variáveis são apenas uma função de i, não de j). Postulando 
novamente o decaimento exponencial,temos:
:
foram estreitamente equiparados até o início de 2011, os preços reais de venda começaram a cair
quando os ESPs são projetados para alcançar os ASPs atuais. Nossos cálculos 
pressupõem que a partir de então a indústria permanecerá em
parâmetro de decaimento exponencial, ÿij foi estimado para cada aplicação. A forma 
funcional em (4) foi então usada para extrapolar o BOS
10.18
Os nossos cálculos baseiam-se nas previsões da EIA [14] relativamente à
595
para custos correntes na Seção 2 acima.
6.12
residencial
Nova Jersey
11,95 
11,73 
20,88
13h31
Para determinar as médias em nível estadual, a média nacional prevista
Califórnia
Comercial
10,89 
9,68
7.10
9h557.03
Todos os valores em cêntimos de 2014 por kWh.
produção de módulos. Dada essa trajetória, podemos imputar os ESPs dos módulos como
Utilitário (CdTe)
4,78
CP
7,17 
6,68 
8,95
Carolina do Norte
17h37
29/10
4,78
12.19
15.04
Utilitário (c-Si)
CP
6,85 
6,38 
8,59
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
Colorado
15,44 
9,50 
12,32
6,69
mesa 2
11h55
CP
versão deste artigo.)
5,75 
5,36 
6,36
9,61
9h50
os custos dos subcomponentes foram ajustados usando os índices de custos da cidade [34], conforme descrito
13.52
CP
5,75 
5,36 
6,36
6.12
Figura 1. Histórico de ASP e ESP para módulos fotovoltaicos e previsão de futuros ESPs. (Para interpretação das referências à cor nesta legenda da figura, o leitor deve consultar a web
uma função do tempo do calendário.
Estado
LCOE @30% ITC (LC30) versus preço de comparação (CP) em 2014.
Texas
11.94
7,44
14
Machine Translated by Google
LCOE30
16
17
Ano
31 de 
dezembro de 2020
LCOE
31 de 
dezembro de 2016
31 de 
dezembro de 2024
Os custos do inBOS são considerados apenas uma função do tempo. Como 
consequência, a nossa formulação ignora “questões de endogeneidade” que poderiam
não são nem de longe suficientes para compensar o salto do LCOE
Para simplificar, concentramo-nos num cenário político com três
A magnitude do salto percentual no LCOE é a mais
participação (menos de 10%), é pouco provável que as alterações na política fiscal dos EUA tenham um
pequena componente do LCOE (aproximadamente 13%). Baseado em
para sistemas residenciais.
desenvolvedores e investidores (proprietários) são frequentemente a mesma parte
As especificações anteriores descrevem a dinâmica de custos para o
2016 ao lado dos preços de comparação aplicáveis, bem como do LCOE
caminho que implicaria uma eliminação completa do imposto federal
ser capaz de igualar os preços de comparação aplicáveis em qualquer um dos
a literatura sobre módulos solares fotovoltaicos geralmente especifica curvas de aprendizado
desenvolvedor.16 Pode-se pensar na diferença como a margem de lucro
sistema instalado. A determinação do valor justo de mercado é relativamente simples se 
o investidor e o desenvolvedor solar estiverem
Custos do BOS, parece plausível que haja difusão de inovação e
A antecipada redução do ITC provavelmente resultará em um 'precipício' para o setor solar dos EUA
avaliadores. Como seria de esperar, o valor justo de mercado é geralmente maior do 
que o custo total de aquisição do sistema para o
A Tabela 3 mostra que as reduções de custos previstas até o final de 2016
Uma simplificação do nosso modelo dinâmico de custos é que as reduções
cenários de redução progressiva mais aceitáveis politicamente.
indústria de módulos solares e a demanda dos EUA representa apenas uma pequena
Finalmente, os custos de operação e manutenção constituem um peso relativamente
A PV tornar-se-ia, de facto, claramente não competitiva.
projetos solares em escala de utilidade pública. Para sistemas residenciais, no entanto,
A Tabela 3 mostra os valores de LCOE projetados até o final do ano
ð7Þ
conduzir, ceteris paribus, a um aumento percentual mais elevado do LCOE
não exigirá uma continuação indefinida do ITC de 10%. Uma alternativa à legislação 
fiscal actual poderia, portanto, especificar um deslizamento mais suave
cálculos indicam que, com base em um ITC de 10%, a energia solar fotovoltaica não
alterar o caminho das implantações solares nos EUA Como observado acima, o
SPðtÞ ¼ ESPðtÞþIPðtÞi þBOSðtÞij:
Nas duas primeiras fases, as regras fiscais revistas seriam orientadas de modo a
porque os créditos fiscais do ITC são baseados no valor justo de mercado do
taxa de 5% em todas as aplicações:
os custos do BOS, por exemplo, licenciamento, diminuirão indiscutivelmente com a 
experiência acumulada numa determinada região. Para outros componentes do
Os resultados relatados na Tabela 3 indicam que a magnitude do
cair para 10% (LCOE10). A principal conclusão que emerge
determinar as mudanças previstas no LCOE.
um dos vários métodos permitidos implementados por independentes
recurso introduz um elemento quid-pro-quo que poderia criar alternativas
instalações na Califórnia. Para a maioria das outras aplicações, a energia solar
da produção até aquele momento. No entanto, porque existe uma situação global
No mercado residencial solar dentro de um determinado estado, essa margem adicional 
pode variar de 10% (Califórnia) a 30% (Carolina do Norte). Assim, uma redução na 
magnitude do ITC irá
numa base isenta de interesses, como é normalmente o caso das operações comerciais e
implantação em um determinado local.
fðtÞij ¼ fð0Þij 1:05t :
custos do sistema demonstrados ao longo de muitos anos sugerem que a energia solar
potencialmente surgiria porque diferentes regimes políticos provavelmente
portanto indexado ao tempo de acordo com:
associada à queda prevista no ITC. Para testemunhar, nosso
fases a partir do início de 2017, 2021 e 2025, respectivamente.
pronunciado para o segmento residencial. Este efeito surge
efeito perceptível nos preços futuros dos módulos. Certos componentes de
relatórios de analistas, assumimos que os custos de O&M diminuem a uma taxa anual
4. “Redução gradual” do ITC
e o valor justo de mercado do sistema é então obtido através
que seria obtido naquele momento se o ITC fosse de fato
componentes individuais dos preços do sistema solar, que por sua vez
incentivos em alguma data futura definitiva. Esta eliminação completa
aplicações que examinamos, com exceção de aplicações comerciais
ð6Þ
que vinculam as reduções de custos em qualquer momento ao volume cumulativo
para o investidor/desenvolvedor.17 Dependendo da maturidade do
duas partes separadas que negociam entre si em um
as empresas terão acesso às melhores práticas globais, independentemente da taxa de
indústria no início de 2017. Ao mesmo tempo, a redução sustentada no PV
Todos os valores em cêntimos de 2014 por kWh.
7h00
residencial
8,82 
8,12 
11,06
2. Trajeto de planeio com padrão de 'gangorra' e eliminação final após 2024. (Para
9.08
11,25 
11,08 
19,51
CP
A marcação correspondente é refletida em nosso parâmetro ÿ41 na Tabela A.1
12.535,78Carolina do Norte
Utilidade (CaTe)
5,48
9,18 
8,45 
11,42
CP
13.08
LCOE10
16,92
Tabela 3
17h378.43
5,44 
5,63 
6,28
LCOE309,72
13,90 
12,23 
17,22
LCOE10
os sistemas que instalam [36].
12h606,33
LCOE30
Nova Jersey
5,78
Estado
5,44 
5,63 
6,28
para a versão web deste artigo.)
10.17
19h23
CP
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
custo de aquisição do sistema incorrido pelo desenvolvedor/investidor.
17.139h10
6,46 
6,03 
8,12
Comercial
8,83
CP
15,17 
9,32 
11,97
magnitude do seu próprio custo de instalação em comparação com o valor justo de mercado de
10,936,71
Colorado
Utilitário (c-Si)
6,62
6,72 
6,27 
8,38
LCOE30
interpretação das referências à cor nesta legenda da figura, o leitor é encaminhado
9,52
17,06 
11,83 
14,74
596
LCOE10
no Apêndice A (Dados Suplementares). Além disso, o Apêndice B estende a fórmula LCOE para 
ambientes onde o valor justo de mercado para fins fiscais pode diferir do
10,77Texas
LCOE30
5,48
9h50
10,23 
9,12 
12,68
LCOE10
Nos seus relatórios aos investidores, empresas como a SolarCity discutem explicitamente a
12.03
26,88
Califórnia
LCOE @30%, LCOE @10% em 2016 versus preço de comparação (CP).
LCOE*
LCOE0
LCOE*
LCOE10
LCOE*
Machine Translated by Google
A Figura 3 resume os resultados para o segmento de escala comercial. Em todos 
os cinco estados da amostra, o Cenário de Escolha do ITC é o maiscalculado por Watt instalado
Créditos fiscais mais flexíveis e direcionados podem ser alcançados proporcionando 
aos investidores uma escolha. Especificamente, o nosso cenário de redução progressiva
os atuais 30% de TIC para os anos 2017–2020. A política proposta
discutido acima em conexão com usinas de gás natural.22
instalações comerciais na Califórnia e no Texas são projetadas para
onde:
Referimo-nos a esta alternativa política como Cenário de Escolha do ITC.
Figos. 3–6 exibem nossos resultados. Como indicado nas legendas do
2017–2020, um ITC de 10% para os anos 2021–2024 e zero a partir de então.
2020 em comparação com o valor de referência de 30% do ITC, embora
indicam que a redução progressiva do ITC nestes termos seria umobtém o custo das emissões de carbono evitadas associadas a um
20% a partir de 2017, 10% a partir de 2021 e zero a partir de então. Esse
cenário é obtido com as seguintes entradas de parâmetros: (i) o
cenário de redução gradual são ilustrados na Fig. 2. Consistente com o planeio
EA
ITC de 35¢/W (metade desse valor após 2020). Com esta opção,
Os gráficos de barras nas Figs. 3–6 mostram que a nossa redução progressiva do ITC
com o conceito geral de diminuição do apoio às TIC, o segundo
seria consistente com a ideia de menor apoio fiscal
sob a política atual.18 Finalmente, depois de mais quatro anos, o ITC
anos de operação (em anos)
ganharia mais com a nossa proposta em centavos por kWh
seria evitado gerando energia solar em vez de
montante em vez de uma percentagem do preço do sistema. Um argumento a favor de 
um montante fixo é que, devido ao menor
os resultados do nosso Cenário de Escolha ITC são mostrados em barras roxas. Para
resultar em LCOEs que estão entre aqueles correspondentes aos 10%,
durante o período 2017–2024. Até 2025, e sem qualquer TIC,
variáveis de entrada, chega-se ao seguinte ITC de montante fixo (ITCLS),
um ITC de montante fixo.
tonelada21; e (iv) as emissões evitadas são de 0,35 kg por kWh, conforme
estavam com um ITC de 10%, mas em situação menos favorável do que estariam sob
agendado.
ð8Þ
números, todos os segmentos estariam em pior situação para os anos de 2017–
um ITC de 10% ou um ITC de montante fixo no valor de 17,5 centavos por Watt.
para a curva LCOE* na Fig .
as regras fiscais atuais seriam oferecer um ITC de 20% para os anos
T
proposta para os anos 2021–2024. Juntos, nossos resultados
0,35 kg por kWh. Se multiplicarmos esta taxa de emissão por um “preço sombra” para 
as emissões de carbono enviadas para a atmosfera, teremos
permitem uma escolha de montante fixo, mas simplesmente oferecem percentagens fixas de
durante a fase anterior. Estas características qualitativas da nossa alternativa
O valor inicial instalado de 35¢/W subjacente à nossa ITC Choice
estão abaixo dos verdes. Dado que os preços dos sistemas para instalações de 
dimensão comercial tendem a ser mais baixos em comparação com os sistemas de 
dimensão residencial, os investidores comerciais prefeririam o preço fixo
5. Discussãode 35 centavos por Watt instalado para os anos 2017–2020. Consistente
efeito 'gangorra', embora mais fraco do que o projetado em 2017
valor inicial de 35 centavos/W (metade desse valor para os anos 2021–2024)
TIC. Em relação ao valor de referência de 10% do ITC, o segmento residencial
atribuir um valor ao fluxo de futuras emissões de carbono que
30% e 10% ITC com as barras vermelha e azul, respectivamente. O
redução progressiva, conforme ilustrado pelo caminho LCOEn na Fig. 2. Uma política 
alternativa definiria o ITC aplicável como um montante fixo em dólares
fator de capacidade médio (em%)
restantes três estados de Colorado, Nova Jersey e Carolina do Norte
provavelmente resultaria se as regras fiscais mudassem como atualmente
ano e o fator de capacidade da instalação solar.20 Combinando estes
as barras roxas nunca podem exceder as verdes e uma diferença positiva indica que a 
parte investidora estaria melhor com
o fator de capacidade (FC) é de 16%; (iii) o preço imputado do CO2 é de $35 por
segmentos e geografias estariam em melhor situação do que estariam
abordagem conceitual na Fig. 2. Em termos de custo nivelado
2024. Os investidores em novas instalações teriam então a escolha entre
Uma maneira de antecipar o apoio federal à energia solar fotovoltaica em relação a
os valores de custos nivelados resultantes permanecem dentro da faixa prevista
custo evitado de carbono (em dólares por tonelada de CO2).
instalações de geração de gás natural têm uma taxa de emissões de CO2 de cerca de
obteria uma política mais simples de redução progressiva das TIC que não
base, o atual ITC solar fornece o maior suporte para sistemas fotovoltaicos residenciais 
em termos de dólares por Watt instalado.
os incentivos seriam parcialmente compensados pelas reduções de custos previstas
segmentos continuariam a beneficiar da nossa redução progressiva
alternativa atraente, como evidenciado pelo fato de que as barras roxasITCLS ¼ 8760 h=ano CF T AE CC;
oferece uma escolha entre um ITC de 20% ou um ITC de montante fixo no valor
Curiosamente, os nossos resultados abaixo mostram que oferecer aos investidores uma
iria então, no final dos primeiros quatro anos, reduzir o ITC, provocando uma
ser competitivo, com equilíbrio no Colorado e com uma pequena desvantagem em 
Nova Jersey e na Carolina do Norte.
FC
também estaria substancialmente melhor posicionado do que abaixo de uma taxa de 10%
O valor de 35 centavos por Watt instalado pode ser calibrado por
tabelas, projetamos o custo nivelado de novas instalações solares para um
É evidente que isto estaria de acordo com as ideias acima referidas para uma
CC
longocaminho para mitigar o salto acentuado no LCOE que estáWatt de energia solar. Tal cálculo deve levar em consideração a vida útil da instalação, 
o número de horas por
a vida útil da instalação solar (T) é igual a 20 anos; (ii) o
caminho LCOE* (em vermelho), a proposta definiria o ITC de forma que todos
cenário é referido como Cenário 20/10/0. Por construção, o
os resultados da proposta em valores de custos nivelados são consistentes com o
fase cortaria os parâmetros anteriores pela metade para os anos de 2021–
em relação ao valor de referência de um ITC de 30%. Em outras palavras, o
ser reduzido a zero a partir de 2025.
instalações em escala comercial seriam “confortavelmente competitivas” na Califórnia 
e no Texas e perto do ponto de equilíbrio no
Emissões de CO2 evitadas (em kg de CO2 por kWh)
base para os anos 2017–2020. A escala comercial e de utilidade
recursos energéticos de combustíveis fósseis. Por exemplo, o ciclo combinado moderno
comparação direta, também mostramos em barras verdes os resultados que
sistemas residenciais tendem a ser os mais caros por Watt
e os benchmarks de 30% do ITC. O impacto da redução gradual dos impostos
19
o valor da tonelada está na faixa intermediária de várias estimativas do custo social de uma tonelada
ajustes mais frequentes no cronograma do ITC.
De acordo com a EPA e vários modelos de avaliação integrados, os 35 dólares por
Obviamente, a magnitude do efeito gangorra poderia ser ainda mais atenuada se
inconsequente.
não descontamos as emissões futuras evitadas porque as emissões de CO2 são projetadas
permanecer na atmosfera por cerca de um século e, portanto, o tempo é quase
Ao contrário do cálculo do custo unitário de capacidade da instalação solar na Eq. (2),
não. A nossa especificação aqui está subordinada à ideia de que, para ser politicamente aceitável, qualquer 
mecanismo de subsídio deveria diminuir ao longo do tempo.
indústria solar fotovoltaica alcança.
que está diminuindo ao longo do tempo, embora o custo evitado do carbono seja indiscutivelmente
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
enquanto um ITC de montante fixo dá às empresas o retorno total sobre quaisquer reduções de custos que o
Pode-se perguntar por que o nosso cenário de redução progressiva exige um montante fixo que o ITC
597
O ITC baseado em percentagem equivale à partilha de custos entre o investidor e o governo. Como 
consequência, proporciona apenas incentivos parciais para reduzir custos,
de dióxido de carbono emitido para a atmosfera [20].
Uma consideração adicional na determinação de como os ITCs são calculados é que um
2220
21
18
19
Machine Translated by Google
4. Desativação alternativa do ITC: segmento de utilidade (1 eixo, c-Si).
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602598
Figura 3. Redução progressiva do TIC alternativo: segmento comercial.
Finalmente, a Figura 6 apresenta nossos resultados para o segmento 
residencial. Como este segmento tem os preços de sistema mais elevados por 
Watt instalado, os investidores optariam por um ITC de 20% (10% após 2020) 
em vez de 35 ¢/W fixos (metade desse valor após 2020). Observamos que os 
10% adicionais de ITC representariam um impacto substancial
A conclusão reflete a expectativa de que os preços de comparação, ou seja, o 
preço médio no atacado, aumentarão em termos reais em todos os cinco estados.
contribuição para manter o segmento residencial competitivo na Califórnia, 
Colorado e Carolina do Norte durante anos
Os resultados para o segmento de escala de utilidade são exibidos nas Figs. 
4 e 5 para silício cristalino (c-Si) e filme fino (CdTe), respectivamente. Tal como 
no segmento comercial, o Cenário de Escolha do ITC induziria as instalações 
de grande escala a optar por um ITC de 35 ¢/W (metade desse valor após 2020). 
Com esta opção, prevê-se que o LCOE das instalações à escala dos serviços 
públicos seja competitivo com os preços grossistas da electricidade até 2018 
em todos os cinco estados da amostra, com excepção de Nova Jersey. Além 
disso, para estes quatro estados, prevê-se que as instalações à escala de 
serviços públicos sejam competitivas sem qualquer TIC até 2025. Isto
Machine Translated by Google
Figura 6. Desativação alternativa do TIC: segmento residencial.
599S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602
5. Desativação alternativa do ITC: segmento de utilidade (1 eixo, CdTe).
Conforme demonstrado nas Seções 2–4, o preço do sistema é de 
longe o componente dominante do LCOE. A Fig. 7 examina a sensibilidade do
A nossa análise derivou um conjunto de estimativas pontuais relativas 
à eficácia de uma política alternativa de TIC, com base em vários 
pressupostos de trabalho relativos à progressão futura da indústria solar 
fotovoltaica. Realizamos agora uma análise de sensibilidade parcial focada 
em duas variáveis principais: a taxa de melhoria no preço dos sistemas 
solares fotovoltaicos e o custo de capital aplicável. O modelo de planilha 
incluído como parte dos Dados Suplementares permite que os leitores 
realizem verificações adicionais de robustez para outras variáveis do modelo.
10–20% da taxa de varejo aplicável em todos os estados, exceto Nova 
Jersey. No entanto, para além de 2024, prevê-se que as instalações 
solares residenciais enfrentem “ventos contrários” em todos os sentidos, 
se o apoio federal ao ITC for de facto eliminado totalmente até ao final de 
2024 e nenhum novo programa estatal for aprovado.
2017–2020. Para os anos 2021-2024, os nossos números indicam que as 
instalações residenciais teriam LCOEs que estão dentro
Esta previsão reflecte a previsão da EIA [14] de que, em contraste com os 
preços grossistas, as tarifas retalhistas residenciais permanecerão 
constantes ou diminuirão em termos reais durante a próxima década.
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Figura 8. Sensibilidade do LCOE ao custo de capital assumido. Política de incentivos atual mostrada para estados/segmentos representativos. Da esquerda para a direita: residencial no Colorado, comercial na 
Carolina do Norte, escala de serviços públicos da Califórnia.
S. Comello, S. Reichelstein / Avaliações de Energia Renovável e Sustentável 55 (2016) 591–602600
Figura 7. Sensibilidade do LCOE à taxa de melhoria no preço do sistema. Da esquerda para a direita: residencial no Colorado, comercial na Carolina do Norte, escala de serviços públicos da Califórnia. (Para 
interpretação das referências à cor nesta legenda da figura, o leitor deve consultar a versão web deste artigo.)
Assumindo ainda a redução prevista no ITC de 30% para 10% no início de 
2017, os gráficos da Fig. 7 mostram a trajetória do LCOE para três combinações 
representativas de estado/segmento. Da esquerda para a direita, os lotes 
pertencem aos sistemas residenciais de energia solar do Colorado, comerciais 
da Carolinado Norte e de energia solar utilitária da Califórnia. Em cada gráfico, 
a trajetória de referência do LCOE (barra azul) é comparada com as trajetórias 
do LCOE obtidas quando as taxas médias anuais globais de redução de preços 
do sistema são definidas de forma mais conservadora (barra vermelha) ou 
mais agressiva (barra verde). O cenário conservador pressupõe uma taxa de 
melhoria 1% inferior à taxa de referência, enquanto a linha verde mais favorável 
pressupõe uma taxa de melhoria de 1% superior à taxa de referência.
o preço do sistema leva aproximadamente a uma mudança cumulativa de 7–
10% no LCOE ao longo de toda a década. Nessa perspectiva, as nossas 
conclusões políticas parecem bastante robustas no que diz respeito à taxa de 
melhorias de custos esperadas. Resultados semelhantes emergem para as 
demais combinações estado/segmento consideradas em nossa análise.
Devido à composição, a diferença entre os números LCOE correspondentes 
deve aumentar com o tempo. No entanto, os exemplos mostram que uma 
diferença de 1% na taxa anual de redução de custos no
A Figura 8 confirma que os LCOEs para instalações solares são sensíveis 
ao custo de capital assumido, devido ao fato de que as despesas de capital 
iniciais representam uma grande parcela do custo total [1,24,4]. Por exemplo, 
o LCOE para instalações de grande escala na Califórnia diminui de 6,85 para 
6,20 ¢/kWh em 2014, à medida que o custo de capital assumido cai de 7,5 para 
6,5%. Como regra geral, um aumento de um ponto percentual no custo de 
capital desencadeia um aumento de aproximadamente 10% no LCOE 
correspondente.
LCOE à taxa de melhoria assumida para os preços do sistema.
No que diz respeito à conclusão geral do nosso estudo, a Fig. 8 indica que 
mesmo com um custo de capital substancialmente mais baixo, a redução 
prevista no ITC no final de 2016 tornaria
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Tendências de preços de sistemas fotovoltaicos: projeções históricas, recentes e de curto 
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Tesouraria. O compromisso geral aqui será entre receitas fiscais mais baixas até 
2024 em troca de poupanças permanentes a partir de então.
Dados suplementares associados a este artigo podem ser encontrados em
Finalmente, a nossa análise não tentou “pontuar” a proposta alternativa de redução 
progressiva em termos de receitas fiscais perdidas pelos EUA.
créditos em estados individuais em conjunto com o ITC federal.
Apêndice A. Dados suplementares
Referências
Finalmente, pode-se verificar que os nossos resultados mudam de forma 
previsível se alterarmos vários dos parâmetros anteriores simultaneamente. Os 
gráficos correspondentes obtidos para testes de sensibilidade conjunta são 
mostrados em uma guia separada do nosso modelo de planilha como parte dos 
Dados Suplementares.
Um declínio acentuado de 20% no ITC resultaria provavelmente num precipício no 
início de 2017, mas o apoio fiscal federal continuaria indefinidamente em anos em 
que provavelmente já não seria necessário.
A actual política fiscal federal estipula que no início de 2017 o ITC para sistemas 
de energia solar nos EUA cairá de 30% para 10%, e permanecerá nesse nível 
indefinidamente. A nossa análise identificou e avaliou um cenário político alternativo 
que anteciparia o apoio fiscal federal para os anos 2017-2024, mas em troca 
eliminaria o ITC para a energia solar na sua totalidade após 2024.
Existem vários caminhos promissores para ampliar a análise neste artigo. 
Conforme observado na Seção 2, o conceito básico de LCOE não leva em conta 
sinergias entre os preços da eletricidade em tempo real e o padrão diário de geração 
de energia pelos sistemas solares. Com base nos quadros existentes, seria útil 
quantificar a magnitude de quaisquer efeitos sinérgicos para diferentes locais. Emtrabalhos futuros, também seria útil refinar a dinâmica das futuras reduções nos 
preços dos sistemas solares fotovoltaicos, tendo particularmente em consideração 
que alguns componentes dos custos do BOS provavelmente mudarão não apenas 
em função do tempo, mas também da trajetória real do novas implantações em um 
local específico. Além disso, valeria a pena incluir o efeito de incentivo das energias 
renováveis
A principal justificativa para o nosso cenário político alternativo é que a indústria 
global de energia solar fotovoltaica continua a registar reduções de custos 
significativas e está preparada para alcançar a “paridade da rede” dentro de uma década.
6. Observações finais
a energia solar fotovoltaica é pelo menos temporariamente não competitiva para 
as aplicações de amostra aqui consideradas. Com um custo de capital mais baixo, 
o cenário alternativo de redução progressiva descrito acima seria ainda mais eficaz 
para manter a energia solar fotovoltaica pelo menos perto dos níveis competitivos.
As nossas conclusões indicam que, para a maioria das aplicações aqui 
consideradas, a diminuição do apoio ao TIC seria apenas suficiente para sustentar 
a competitividade de custos e a actual dinâmica da indústria solar. Além disso, os 
nossos números projectam que, para a maioria dos segmentos e locais, a indústria 
estaria bem posicionada após 2024, embora a nossa proposta preveja a eliminação 
completa das TIC em troca de incentivos mais fortes durante a fase inicial de 2017 
a 2020.
Reconhecemos com gratidão o apoio financeiro do Steyer-Taylor Center for 
Energy Policy and Finance e uma doação do Departamento de Energia dos EUA 
(DOE) administrada através do Bay Area Photo-voltaics Consortium (BAPVC) sob 
o número de prêmio DE-EE0004946. Agradecemos também a Dan Reicher, Felix 
Mormann, Kevin Quilliam e dois pareceristas anônimos por seus comentários e 
sugestões.
O cenário alternativo de redução gradual examinado neste documento 
proporcionaria aos investidores a escolha entre um ITC calculado como 20% do 
preço do sistema ou um montante fixo de 35 cêntimos por Watt para os anos 
2017-2020. Esta flexibilidade permite incentivos mais direcionados, uma vez que os 
sistemas residenciais provavelmente optarão pelo ITC baseado em percentagem, 
enquanto os projetos à escala comercial e de serviços públicos provavelmente 
preferirão o crédito fiscal de montante fixo. Ao reduzir estes incentivos para metade, 
respetivamente, para os anos 2021-2024, o calendário resultante de créditos fiscais 
conduz a valores de LCOE que se situam entre os correspondentes aos valores de 
referência de 10% e 30% do ITC.
Agradecimentos
Nossa análise avaliou a competitividade em termos de custo dos sistemas de 
energia solar nos três principais segmentos da indústria solar fotovoltaica em cinco 
estados da amostra que, coletivamente, respondem por mais de 65% de todas as 
instalações de capacidade solar nos EUA. , especificamos uma dinâmica que prevê 
as reduções nos preços do sistema solar em função do tempo. Embora os nossos 
cálculos se baseiem no pressuposto de reduções contínuas e significativas nos 
preços do sistema e nos números correspondentes do LCOE, concluímos, no 
entanto, que uma redução do ITC para 10% no início de 2017 tornaria a energia 
solar fotovoltaica não competitiva em todo o espectro de aplicações consideradas. 
em nosso estudo.
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