The Renewable Energy Law Review: Brasil

Brasil's kraftproduksjon kommer allerede hovedsakelig fra fornybare kilder. Vannkraft står for 61 prosent av nasjonal installert effekt, med totalt 109 GW i drift.2

Dette scenariet skaper nødvendigheten av diversifisering av energikilder, fordi nivået av dominans som for tiden utøves av vannkraftverk, dessverre også har sine mangler. Tørke, kombinert med mangel på tilstrekkelige alternative energikilder, har ført til stigninger i energispotpriser i den senere tid, slik det skjedde i 2013 og 2014, da en finanskrise, kjent som konflikten om produksjonsskaleringsfaktoren, påvirket alle vannkraftverk. og har ikke blitt fullstendig løst til dags dato.

Faktisk, for andre halvdel av 2021, forventes systemoperatøren konstant å bruke termoelektrisk kraftproduksjon, og det er til og med en risiko for at kraftrasjoneringstiltak vil bli iverksatt i noen regioner for å håndtere de svært lave nivåene av vannkraft. reservoarer.

På toppen av det blir potensielle vannkraftanlegg stadig knappere og lenger unna forbruksmarkedet, for det meste i Amazonas, der potensielle miljøpåvirkninger, når de ikke forhindrer utviklingen av nye prosjekter helt, betyr at anleggene ikke drar full nytte av anleggene' kraftutgangsevner. For tiden er for eksempel store prosjekter som nylig er fullført i regionen, som Belo Monte (11 233 MW), designet som elveanlegg, som har små reservoarer for å begrense miljøpåvirkningen, men på den annen side har en mye lavere kraftproduksjon enn de ville hatt hvis de hadde større demninger, og deres evne til å spare vann til tørrere årstider er begrenset.

Ikke-hydro fornybare kilder har blitt mer representative de siste årene, med vind som tilsvarer 38 prosent og sol til 19 prosent av installert kapasitet under bygging, mens konvensjonelle vannkraftverk under bygging utgjør 1 prosent.3Den trenden er satt til å fortsette i fremtiden.

Den brasilianske fornybarsektoren fortsetter å tiltrekke seg nye investeringer i et sunt tempo, til tross for de lave BNP-vekstratene landet har møtt siden 2014. En grunn til dette er delvis det faktum at Brasil er geografisk begavet når det kommer til fornybare kilder til energi, og det er en jurisdiksjon som er veldig åpen for utenlandske investeringer.

Følgende kunngjøringer og transaksjoner illustrerer den fortsatte attraktiviteten til den brasilianske fornybare sektoren:

1. Etter å ha solgt seg ut av distribusjonsvirksomheten i Brasil gjennom salg av AES Eletropaulo og AES Sul, har AES ekspandert kraftig til fornybar energi, med oppkjøpet av vindkraftkomplekset Alto Sertao 2 (600 millioner reais) fra Renova Energy og en 1,1GW greenfield-rørledning på vindprosjekter i Rio Grande do Norte er de viktigste oppkjøpene til dags dato.4

2. Internasjonale store oljeselskaper som Shell, Equinor og BP har begynt å se og kjøpe inn fornybar energi. Equinor har inngått et joint venture med det norske selskapet Scatec Solar for utviklingen av 162MW Apodi solenergiklynge og andre nye solenergiprosjekter, og har dannet et joint venture med Micropower Comerc for å utvikle kraftlagringsprosjekter.5

3. Atlas Renewable Energy fortsetter å etablere en sterk tilstedeværelse i solenergisektoren, etter å ha fått et lån på USD 67 millioner for å bygge solcelleanlegg i det nordøstlige Brasil, for å levere energi under en 15-årig kraftkjøpsavtale (PPA) med Dow Chemicals . Transaksjonen regnes som en av de første finansieringene for et brasiliansk solenergiprosjekt laget utelukkende i US$. Til tross for den relativt lille størrelsen på transaksjonen, er den ganske nyskapende ved at den langsiktige PPA også er denominert i utenlandsk valuta.

4. Electric Energy Commercialization Chamber (CCEE), et privat, non-profit oppgjørssentral for den brasilianske elektrisitetssektoren, fikk et lån på 15,3 milliarder reais fra et syndikat ledet av BNDES, den brasilianske statseide utviklingsbanken, for å lansere en finansiell støtteordning for Brasil's elektrisitetssektor midt i covid-19-krisen. Støtteordningen ble utformet for å støtte stabiliteten i sektoren ved å gi større likviditet til brasilianske kraftdistribusjonsselskaper, som står overfor økonomisk belastning midt i covid-19-pandemien, med et estimert gjennomsnittlig inntektstap på 6,3 prosent i sektoren siden koronaviruset utbrudd.

5. I tillegg til det ovennevnte pågår privatiseringen av Eletrobras, det største elektrisitetsselskapet i Latin-Amerika (og det 16. største selskapet i verden), ansvarlig for omtrent 31 prosent av produksjonskapasiteten, 47 prosent av overføringen og 7 prosent av elektrisitetsdistribusjonen i Brasil. Forslaget tar sikte på å redusere den brasilianske unions's deltakelse i hovedstaden Eletrobras, med dens påfølgende demokratisering i børsen.6

6. Det er også lovendringer som diskuteres i den brasilianske kongressen som kan lette internasjonale utlån til rent innenlandske transaksjoner, ved å utvide listen over tilfeller der kontrakter mellom brasilianske enheter kan knyttes til utenlandsk valuta (for øyeblikket er det restriksjoner som sterkt begrenser utenlandsk valuta). valutatransaksjoner på hjemmemarkedet).

7. Bortsett fra det foregående, fortsetter tradisjonelle medlemmer av markedet, som Omega Energia, Cobra, Atlantic Renováveis, CPFL Renováveis ​​å trives med nye vind- og solenergiproduksjonsprosjekter.

Tre nye energiauksjoner (A-3, A-4 og A-5 auksjoner, se forklaringen for terminologien i avsnitt III.ii) er planlagt for andre halvdel av 20217og forventes å gi enda et løft for nye vind- og solenergiproduksjonsprosjekter i nytteskala.

iDen politiske bakgrunnen

Den brasilianske kraftsektoren som helhet (inkludert industrien for fornybar kraftproduksjon) har den grunnleggende egenskapen å være sentralt planlagt. Derfor har myndigheter og regulatorer stor innflytelse på hvordan markedet utvikler seg. For eksempel vil statlige og regulerende organer veilede produksjonsutvidelsen ved å bestemme hvilke nye energiauksjoner som skal gjennomføres og hvilke pristak som skal gjelde, og hvilke nye overføringsanlegg som skal legges ut på anbud og bygges (utvidelse av produksjon i Brasil er sterkt avhengig avpari passuutvidelse av overføringsnettets kapasitet).

I tillegg til den sentraliserte planleggingen av kraftsektoren, har statlige insentiver som subsidierte netttariffer og skattefritak på energitransaksjoner eller utstyr (se avsnitt III.ii om insentiver) vært svært viktig, om ikke avgjørende, for å lage fornybare kraftkilder konkurransedyktig i Brasil.

iiRegelverket

Institusjonelle organer og agenter

Følgende er de relevante institusjonene i den brasilianske kraftsektoren:

1. Departementet for gruver og energi (MME) – det statlige organet som er ansvarlig for grunnleggende retningslinjer og beslutninger, inkludert fastsettelse og definisjon av grunnleggende vilkår for nye energiauksjoner og konsesjonstilbud.

2. National Electric Energy Agency (ANEEL) – det uavhengige byrået med ansvar for sektoromfattende regulering, utarbeidelse av nye anbudsregler for energiauksjoner og PPAer, definisjon av netttariffer, overvåking av konsesjonsavtaler og produksjonsgodkjenninger, håndheving av regulatorisk overholdelse og ileggelse av straffer. og andre disiplinære handlinger.

3. National System Operator (ONS) – den uavhengige systemoperatøren som er ansvarlig for drift og forvaltning av det nasjonale nettet (bortsett fra for noen regioner i Amazonas, er Brasil nasjonalt sammenkoblet) og for vedtak og håndhevelse av nettprosedyrene, inkludert vurdering av samtrafikk gjennomførbarhet av kraftproduksjonsprosjekter.

4. Electric Energy Commercialization Chamber (CCEE) – kraftmarkedet er organisert av CCEE, som fungerer som administrator for både de nye energiauksjonene og spotmarkedet (og i likhet med ONS er det en privat enhet dannet og styrt av kraftselskaper og regulert av ANEEL). CCEE måler aggregert forbruk og produksjon på sanntidsbasis, fører markedsregnskap og gjør opp spotmarkedstransaksjonene.

5. Energy Research Company (EPE) - et statseid selskap knyttet til MME som er ansvarlig for definisjonen av overførings- og produksjonsutvidelsesplaner, og definisjonen og innstillingen av tekniske krav som skal oppfylles av prosjekter for å kvalifisere for nye energiauksjoner.

Veikart for tillatelse og utvikling

Tillatelse til kraftproduksjon

Mens vannkraftproduksjon med kapasitet over 50 MW, er overførings- og distribusjonsaktiviteter underlagt konsesjonsavtaler,8vannkraftproduksjon under 50 MW (små vannkraftverk (PCH)) og ikke-vannkraftproduksjon av installert kapasitet (inkludert solenergi, vind, gass, biomasse og termiske kilder generelt) er underlagt autorisasjoner.9

Konsesjoner er strengere regulert enn at autorisasjoner og eiendeler som en selvfølge tilbakefaller til myndighetene ved utløpet av konsesjonen.10Konsesjoner og autorisasjoner kan ha en varighet på inntil 30 år og kan fornyes etter myndighetenes's skjønn.11

De regulatoriske konkurransevilkårene for generatorer av fornybar energi er stabile, og det har ikke vært noen vesentlige endringer i det grunnleggende i industrien i den siste tiden.

For prosjekter som selger kraft i nye energiauksjoner, gis kraftproduksjonstillatelsen av MME, mens ANEEL er enheten som gir tillatelser til prosjekter utviklet for å operere i det frie energimarkedet (strukturen i kraftmarkedet diskuteres videre nedenfor).

Miljøkonsesjoner

Brasil har streng miljølovgivning, noe som gjør utviklingen av et generasjonsprosjekt underlagt en tredelt lisensieringsprosess:12fra greenfield til kommersiell drift, må et prosjekt søke og oppfylle gjeldende krav for utstedelse av:

1. en foreløpig lisens, som vil tillate gründeren å fortsette utviklingen av prosjektet og demonstrere, når det er nødvendig (for eksempel i kraftauksjoner), at prosjektet er levedyktig fra et miljømessig synspunkt;

2. en installasjonslisens som vil godkjenne byggingen av produksjonsprosjektet; og

3. en driftskonsesjon som gir tillatelse til kommersiell drift av kraftverket.

Andre tillatelser

Avhengig av egenskapene til prosjektet og plasseringen, kan det være nødvendig med andre tillatelser, for eksempel luftromstillatelser (hvis prosjektet er lokalisert innenfor eller i nærheten av områder der lufttrafikksikkerhet er et problem), gruveblokkeringer (hvis prosjektet er innenfor grensene av et område med gruverettigheter som eies av tredjeparter) og betegnelser for offentlig nytte, for å håndheve opprettelsen av veirettigheter for overføringslinjer (hvor prosjektselskapet ikke er i stand til å bli enige om minnelige vilkår med nabo grunneiere).

Energimarkeder

Kraftkommersialisering i Brasil er strukturert i to hovedmarkedsmiljøer: et regulert miljø og et frimarkedsmiljø.13

Kraftmarkedet som helhet er organisert av CCEE. Energipriser er definert under frie markedsforhold: i det regulerte markedet selger generatorer sin kraft på auksjon til distributører for prisene de finner passende; og i det frie markedet vil produsenter inngå fritt forhandlede avtaler. Bare distribusjons- og overføringstariffer er fastsatt av ANEEL.

Priser i PPAer er generelt gjenstand for årlige justeringer for inflasjon. Auksjons-PPAer inkluderer vilkår som gjør at prisene kan vurderes dersom ny beskatning eller lovgivning påvirker energiprisene. Partene står fritt til å forhandle vilkår for revisjon av prisene i frimarkeds-PPAer.

Regulerte energikjøpsavtaler

Det regulerte markedet er basert på kraftauksjoner der som regel greenfield-produksjonsprosjekter selger kraft for fremtidig levering (nye energiauksjoner, kjent som henholdsvis A-3 og A-5 auksjoner, gjennomføres tre eller fem år før datoen. at levering av energi er ment å starte), i form av PPAer med betingelser som varierer fra 15 til 25 år, som følge av auksjoner gjennomført i fellesskap av ANEEL, EPE og CCEE. Regjeringen kan også, etter eget skjønn, innkalle auksjoner for generatorer som allerede er i drift (ikke-greenfield).

I det regulerte miljøet kjøpes energi enten av en pool av distributører eller, når auksjonen er for'reserve-energi' avtaler, av CØE. Auksjonene grupperer generatorer på salgssiden, og konkurrerer mot hverandre på pris for å selge energien sin til poolen av distributører. Distributører har ved lov lov til å kjøpe energi utelukkende i det regulerte miljøet, bortsett fra 10 prosent av energibehovet deres, som kan kjøpes på det frie markedet fra distribuerte produksjonsanlegg (små generatorer koblet til distributørene' eget rutenett).

Mengden kraft som trengs av poolen av distributører forblir hemmelig til slutten av auksjonen. Budene skal ikke være høyere enn en takpris definert av MME. Budet, fra en generator, har form av kraftutgangskapasiteten som sendes inn av generatoren for å delta i auksjonsprosessen sammen med prisen som kraften tilbys av generatoren (men valget er basert på prisen alene) . Det er uvesentlig om en viss mengde strøm leveres av to store prosjekter eller fra 20 mindre prosjekter.

For å være kvalifisert til å delta i en regulert markedsauksjon, må et generasjonsprosjekt på forhånd være gjenstand for en teknisk kvalifiseringsprosess, som gjennomføres av EPE. Forordning nr. 21/2008, fra MME, stiller følgende krav til teknisk kvalifisering av et generasjonsprosjekt:

1. registrering av prosjektet hos ANEEL: denne registreringen har som formål å informere ANEEL om at entreprenøren utvikler et kraftproduksjonsprosjekt og gi gründeren tillatelse til å ta alle nødvendige tiltak før tredjeparter, for eksempel søknad om miljølisenser, tilgangsuttalelser osv.;

2. forventet tidsplan for byggearbeid, inkludert frister for utstedelse av relevante miljølisenser, tilkobling til nett, tester ved ferdigstillelse og kommersiell drift av kraftverket;

3. et beskrivende notat som inneholder en omfattende teknisk, økonomisk og miljømessig beskrivelse av prosjektet;

4. prosjektbudsjettet;

5. dokumentasjon som beviser at gründeren har sikret seg rettigheter til landet for bygging og drift av prosjektet (bortsett fra PCH-er, som har rett til ekspropriasjon av landområder for reservoaret og kraftverket);

6. sertifisering av vindmålinger og estimert årlig energiproduksjon for vindprosjekter, utstedt av en uavhengig sertifiseringsenhet;

7. tilgangsuttalelsen;

8. vanntillatelser, for PCH-er og termoelektriske anlegg;

9. miljølisensene som gjelder for prosjektet;

10. miljøstudiene som er utarbeidet for søknaden om miljølisens;

11. for termoelektriske anlegg (som biomasse og biogass), bevis på's evne til å lagre tilstrekkelig brennbart materiale for kontinuerlig drift ved nominell kapasitet;

12. for PCH-er, den grunnleggende utformingen av anlegget eller anleggsoppgraderings- eller oppussingsprosjektet godkjent av ANEEL;

13. for solenergiprosjekter, sertifisering av solarimetriske data, utstedt av en uavhengig sertifiseringsenhet; og

14. for vindprosjekter en erklæring om at turbinene som skal settes ut vil være nye.

Når et prosjekt er erklært teknisk kvalifisert av EPE, vil det være tillatt å delta i de regulerte markedsauksjonene. En enhet som deltar i auksjonene må oppfylle visse juridiske, skattemessige og økonomiske krav fastsatt i gjeldende auksjons's offentlige forespørsel om forslag, for eksempel en minimumsverdi som tilsvarer 10 prosent av prosjektet's budsjett og kravet om å presentere en budobligasjon på et beløp tilsvarende 2,5 prosent av den totale investeringen som kreves for prosjektet (hvis det lykkes i auksjonen, må det leveres en ytelsesobligasjon tilsvarende 10 prosent av dette beløpet for å erstatte budobligasjonen).

Dersom et prosjekt lykkes med å selge energi i auksjonen, vil MME utstede en produksjonstillatelse og byggingen må starte. Hvis en gründer klarer å fullføre et prosjekt før datoen da energiforsyningen skal starte, kan den selge energien generert før den datoen i det frie markedet.

Dersom byggingen av et prosjekt ikke fullføres i tide, må generatoren kjøpe kraft i det frie markedet for å oppfylle sine forpliktelser i henhold til PPA. I så fall vil imidlertid generatoren motta betalinger beregnet i henhold til den av følgende priser som er lavere:

1. PPA-prisen (eller 85 prosent av denne hvis leveringen er forsinket i mer enn tre måneder);

2. en kombinasjon av gjennomsnittlig energispotpris og en spredning beregnet i henhold til ANEEL's forskrifter; eller

3. den faktiske prisen fastsatt i frimarkedsavtalen inngått av produsent.14

Fritt marked

Generatorer, kommersialiseringsagenter og frie forbrukere kan handle makt i det frie markedsmiljøet, under kontraktsfrihet. Det frie markedet representerer nesten 30 prosent av den totale mengden kommersialisert energi i Brasil.

Frimarkeds-PPAer krever ikke forhåndsgodkjenning fra ANEEL eller MME, og skal heller ikke registreres hos noen av disse myndighetene. Partene i PPA må imidlertid gi informasjon om energimengder og leveringstid i CCEE's elektroniske system, i tide til at avtalen kan brukes til å avgjøre energimarkedet. Både CCEE og ANEEL har myndighet til å be om kopier av PPAer for inspeksjonsformål.

I motsetning til auksjons-PPAer, har frimarkedsavtaler en tendens til å være for kort til mellomlang sikt, og frimarkeds-PPAer med løpetid lenger enn fem år er relativt sjeldne. På grunn av fraværet av en sikker langsiktig inntektsstrøm for frimarkeds-PPAer, er det vanskeligere å strukturere prosjektfinansieringsmekanismer enn det er for prosjekter som selger energi via auksjons-PPAer, som har en garantert langsiktig inntektsstrøm.

Gratis forbrukere er kvalifisert som følger:

1. spesielle gratis forbrukere: forbrukere med en avtalt belastning på 0,5 MW, hvis de kun kan kjøpe kraft fra fornybare kilder; og

2. gratis forbrukere: forbrukere med en avtalt belastning på 3MW (MME utstedte nylig en forordning som reduserer belastningskravet til 2,5 MW fra 1. juli 2019 og til 2 MW fra 1. januar 2020).15

Incentiver

Spesielle nye energiauksjoner

Som nevnt ovenfor kan MME og ANEEL gjennomføre energiauksjoner spesifikt for fornybar produksjon eller alternative kilder, noe som skaper etterspørsel etter langsiktige PPAer (20–25 år) for fornybare prosjekter. Historisk sett har det vært gjennomført minst én auksjon for fornybar energi hvert år.

I begynnelsen av utviklingen av ikke-hydro-fornybar energi i Brasil, var det nødvendig med spesielle auksjoner spesielt for disse kildene fordi de ikke kunne konkurrere med konvensjonelle energikilder. Men etter hvert som markedet har utviklet seg, har vind og sol blitt konkurransedyktige kraftkilder og har begynt å konkurrere mot konvensjonell energi på energiauksjoner.

For 2019 var det planlagt to auksjoner for vind, sol, vannkraft og termoelektriske kilder: A-6 og A-4 auksjoner.

Subsiderte netttariffer

Generatorer av fornybare kilder (vannkraft, biomasse, biogass, vind, sol og kvalifisert kraftvarme) som injiserer opptil 300 MW kraft i nettet, samt forbrukere som kjøper kraft fra disse generatorene, har rett til 50 prosent rabatt på nettbrukstariffene .16Dette insentivet spiller en stor rolle i å fremme investeringer i fornybar energi i Brasil og har bidratt til å skape en stor andel for'insentivert energi' i det brasilianske energifrie markedet.

Dette insentivet gjelder ikke distribuert produksjon.

Lov nr. 14.120/2021 av 3. mars 2021 har bestemt at fornybar kraftproduksjonsprosjekter ikke lenger skal ha rett til rabatt på netttariffer. Visse overgangsregler er imidlertid på plass:

1. for driftsprosjekter skal fordelen fortsette å gjelde i den første perioden av den relevante kraftproduksjonstillatelsen (vanligvis 35 år);

2. rabatten skal fortsatt gjelde for nye prosjekter eller kapasitetsøkninger, men kun for prosjekter som oppnår relevant kraftproduksjonstillatelse frem til 31. august og starter kommersiell drift innen 48 fra datoen for tillatelsen; og

3. 50 prosent rabatt skal fortsatt gjelde i en periode på 5 år fra 1. september 2020, og en rabatt på 25 prosent skal fortsatt gjelde i en periode på 5 år deretter, for nye små vannkraftproduksjonsprosjekter (inntil t.o.m. 30MW installert kapasitet).

Den nye loven har sitt utspring fra en utbredt oppfatning om at fornybar kraftproduksjonsprosjekter (spesielt sol og vind) har blitt konkurransedyktige alternativer og ikke lenger krever nettariffsubsidier for å være økonomisk gjennomførbare. Faktisk har sol og vind blitt så konkurransedyktige at bare noen få små hydroprosjekter har kunnet vinne nye energiauksjoner de siste 5 årene.

For å kompensere for oppsigelsen av nettariffsubsidiene, må den føderale regjeringen innen 12 måneder fra 1. september 2020 etablere direktiver for opprettelse av nye mekanismer eller markeder som tar hensyn til de miljømessige egenskapene til nye fornybar energiprosjekter. Forventningene er at Brasil kan ha organiserte markeder for'grønne energisertifikater','sertifikater for utslippsreduksjoner' og grønne obligasjonsordninger i overskuelig fremtid.17

ICMS og PIS/COFINS-unntak på distribuert produksjonsproduksjon

Mengden kraft levert av distribusjonsselskaper til forbrukere som tilsvarer mengden kraft som tilføres nettet av distribuerte produksjonsprosjekter er unntatt fra ICMS (en brasiliansk skatt som ligner på moms). Unntaket ble tillatt av CONFAZ ICMS-avtale nr. 16/2015 og gjenskapt av lovgivningen i de fleste stater. ICMS er en statlig skatt og satsene varierer normalt mellom 12 prosent og 20 prosent avhengig av stat og type forbruker.18ICMS-unntaket for distribuert produksjon utenfor stedet (når kraftverket og forbruksanleggene ikke er plassert på samme sted) gjelder forskjellig i henhold til lovgivningen i hver stat.

På samme måte er mengden strøm som leveres unntatt fra PIS/COFINS føderale skatter.19PIS/COFINS-raten er 9,25 prosent.

Hvis det ikke var for fritakene, ville avgiftene gjelde for fakturaer som utstedes av kraftdistribusjonsselskaper til forbrukere som benytter seg av distribuert produksjonsnettmålingsordning.

ICMS-fritak på utstyr

I henhold til CONFAZ ICMS-avtale nr. 101/97, som endret, er utstyr for vind- og fotovoltaisk kraftproduksjon ICMS-unntatt.

En del solcelleutstyr, som invertere og trackere, har imidlertid ikke vært omfattet av unntaket.

Skattereduksjon for utbygging av infrastruktur

I henhold til lov nr. 11 488/2007 har fornybar kraftproduksjonsprosjekter rett til PIS/COFINS-fritak på utstyr, materialer og tjenester som skal regnskapsføres som anleggsmidler i prosjektet.

For å få rett til skattereduksjon for utbygging av infrastruktur (kjent som REIDI), må prosjektet ha fått kraftproduksjonstillatelse og ha søkt om å bli kvalifisert som et prioritert prosjekt, som normalt gis av ANEEL.

Incentiviserte prosjektobligasjoner

Prosjekter som er erklært prioritert av ANEEL (se ovenfor) har også rett til å utstede incentiviserte prosjektobligasjoner (også kjent som grønne obligasjoner).

Lov nr. 12.431/2011 regulerer incentiviserte prosjektobligasjoner. Personer som har disse obligasjonene er fritatt for inntektsskatt, og obligasjonseiere med juridisk enhet betaler inntektsskatt med en sats på 15 prosent. Obligasjonene skal ha en løpetid på minst fire år og betale rente med intervaller på ikke lenger enn 180 dager.

iTransaksjonsstrukturer for prosjektfinansiering

På grunn av kompleksiteten til fornybare energiprosjekter, deres høye struktureringskostnader og lange gjennomføringsperioder, er prosjektfinansiering den foretrukne finansieringsmekanismen i Brasil. De fleste prosjekter for fornybar energi utvikles for tiden i sammenheng med energiauksjoner der regulerte PPAer representerer hovedinntektskilden. I lys av det gjør evnen til å sikre langsiktige kontrakter som gir forutsigbare kontantstrømmer fornybare energiprosjekter spesielt godt egnet for prosjektfinansiering.

Ulike lånestrukturer brukes ofte til prosjektfinansiering i Brasil (noen av dem ligner veldig på internasjonal praksis, som direkte lån og syndikerte lån, med administrative og sikkerhetsagenter, interkreditoravtaler og garantidelingsavtaler), inkludert lån med begrenset regress (dvs. , lån sikret av prosjektmidlene og betalt i sin helhet fra prosjektets kontantstrøm), i stedet for fra de generelle eiendelene eller kredittverdigheten til prosjektsponsorene.

Eierskapsstrukturene som vanligvis brukes i brasilianske prosjektfinansieringer for fornybar energiprosjekter involverer vanligvis aksjeinvestorer (kjent som sponsorer) og gjeldsleverandører som forskutterer lån til prosjektselskapet, et spesialformål innlemmet med det eksklusive formålet å eie og utnytte et bestemt prosjekt. BNDES, den brasilianske statseide utviklingsbanken, har alltid spilt en stor rolle i finansieringen av store prosjekter. I tillegg til BNDES, Banco do Nordeste do Brasil,20statseide banker og fond som Banco do Brasil, Caixa Econômica Federal og FI-FGTS,21så vel som noen brasilianske og internasjonale forretnings- og investeringsbanker, har også vært svært aktive i finansieringen av prosjekter i Brasil.

BNDES, som tradisjonelt har vært den viktigste långiveren til infrastruktursektoren i Brasil, har endret strategi og tilbyr nå priser som er nærmere markedsrentene. Dette skaper en mulighet for kommersielle banker (nasjonale og utenlandske) og kapitalmarkeder til å få økende betydning i langsiktig finansiering av infrastruktur. I denne sammenheng brukes infrastrukturobligasjoner i økende grad til å finansiere prosjekter i Brasil, og når de utstedes i forbindelse med finansiering av kraftprosjekter, kan de dra nytte av skatteinsentiver (se avsnitt III.ii).

Offisielle rentesatser (SELIC, opprettet i 1996) er for tiden på det laveste nivået i denne indeksens historie, og finansieringen av fornybarindustriens prosjekter forventes å ta fart når den brasilianske økonomien begynner å komme seg etter covid-19-pandemien. Til tross for avbruddene forårsaket av covid-19-pandemien, ifølge det brasilianske finansdepartementet, overgikk utstedelsen av slike obligasjoner i 2020 BNDES-utbetalingene for første gang.

iiDistribuert og bolig fornybar energi

Siden mai 2012 har Brasil implementert regelverket for drift av mini (opptil 75kW) og mikro (mellom 76kW og 5000kW) distribuert produksjon fra solenergi, vind, vannkraft, biomasse eller kvalifiserte kraftvarmekilder, sammen med et nettomåleskjema som tillater sluttbrukere til å injisere strøm inn i nettet og dekke kostnadene for energiregningen.22

Etter en treg start, og en revisjon av lovgivningen,23markedet for distribuert generasjon har vokst eksponentielt. Brasil har nå 502.888 distribuerte generasjonsprosjekter – bestående av 502.473 solenergi-, 312 termoelektriske, 34 mini-vannkraft- og 69 vindkraftprosjekter med en total 6GW installert kapasitet og 612.929 forbrukere som benytter seg av distribuert generasjonsnettmåler.24

Omfanget av nettomåleordningen for distribuert produksjon har blitt sterkt kritisert og forventes å bli adressert av den potensielle revisjonen av resolusjon ANEEL nr. 482/2012 (opprinnelig forfaller innen 31. desember 2019) (se avsnitt IV.ii). For tiden har forbrukere som genererer energi utenfor stedet rett til å bruke kraften som leveres til distribusjonsnettet til å kompensere for både energi- og netttariffer, til tross for at nettet brukes til energiforbruk. Dette har blitt sett på som en krysset subsidie ​​(dvs. betalt av forbrukere som ikke nødvendigvis drar nytte av denne ordningen), ettersom tariffene som kraftdistribusjonsselskapene belaster alle sine kunder økes for å kompensere for inntektstap på grunn av nettomålingen. mekanisme.

Markedets forventning er at nettomåling skal reduseres utelukkende for å utligne energitariffer, og ikke nettariffer. Fordi nettariffer er hovedkomponenten i energiforsyningskostnadene, vil de økonomiske gevinstene ved bruk av distribuert produksjon reduseres vesentlig dersom bare energitariffer tillates motregnet.

Saken har vært gjenstand for innviklet regulatorisk og politisk diskusjon, noe som har forsinket publiseringen av den endrede forskriften av ANEEL (faktisk må endringen fortsatt være publisert i skrivende stund og et nytt lovforslag som gjør den distribuerte generasjonen obligatoriske insentiver er under diskusjon i den nasjonale kongressen).

iiiIkke-prosjektøkonomisk utvikling

Fornybar energiprosjekter tiltrekker seg også private equity-selskaper, pensjonsfond, investeringsfond, forsikringsselskaper og familiekontorer som søker høyere avkastning, og disse gir svært velkomne finansieringsalternativer for industrien.

En annen bemerkelsesverdig trend er reinvestering av fusjons- og oppkjøpsproveny av eksisterende deltakere i nye prosjekter. EDP ​​Renováveis ​​(EDPR) i den portugisiske gruppen EDP solgte nylig sin egenandel i et 137MW operativt vindparkprosjekt kalt Babilônia, lokalisert i delstaten Bahia til et datterselskap av private equity-investor Actis, for totalt 650 millioner reais.25Dette salget er en del av EDPR's strategi for kapitalresirkulering, som består av salg av majoritetsandeler i drifts- og utviklingsprosjekter, slik at EDP kan reinvestere i vekstmuligheter.26Omtrent på samme tid godkjente BNDES finansiering av 1 milliard reais for bygging og implementering av seks 319,2MW vindparker og en tilhørende transformatorstasjon av EDR, lokalisert i Rio Grande do Norte,27bekrefter trenden for å reinvestere inntektene i nye prosjekter.

Brasil har en veletablert leverandørkjede for konvensjonelle (vannkraft og termoelektriske) fornybare kilder, med tilstedeværelse av leverandører i alle størrelser, både innenlands og internasjonalt.

Hovedsakelig på grunn av nasjonale innholdskrav under PROINFAs insentivprogram for fornybar energi (som bidro til å starte vindkraftindustrien i Brasil i 2004) og BNDES-finansieringsprogrammet, er det utviklet en komplett forsyningskjede for vindkraftprosjekter i Brasil. Enercon (kjent som Wobben i Brasil), Siemens Gamesa og General Electric var de første selskapene som satte opp produksjonsanlegg, etterfulgt av blant andre Vestas og Suzlon. I tillegg til de store turbinprodusentene har Brasil et mylder av leverandører av komponenter, blant annet til tårn, blader og støpte metalldeler.

For solcelleutstyr er det en lignende trend, med betydelige produsenter som BYD og Canadian Solar som har etablert lokale anlegg.

Når det gjelder volumene som er kontrahert utelukkende gjennom regulerte auksjoner, er 2,5 GW ekstra solenergiproduksjonskapasitet i ferd med å bli bygget og starte drift innen 202228og 5,2 GW ekstra vindkapasitet skal være i drift innen 2023,29skaper betydelig etterspørsel etter utstyr, finansiering og tjenester.

En ny reguleringsreform forventes i 2022, med sikte på å sikre at beregningene og mekanismene som er i bruk tilpasses for å utvide kraftsektoren for å møte den stadig økende etterspørselen etter energi i Brasil i et tilstrekkelig tempo for å sikre forsyning; og justering av'arkitekturen til økonomiske signaler' for nye investeringer og bedre allokering av ressurser, for å forbedre økonomisk effektivitet. Den nye loven skal vurdere slike forhold som:

1. utvidelse av det frie markedet;

2. bankbarhet av kraftsektoren (utover subsidiert utviklingsbankfinansiering);

3. introduksjon av ny teknologi (energilagring, reversible vannkraftverk, hybridanlegg, etc.);

4. bedre koordinering av utvidelse av overføring i forhold til generasjonssystemer;

5. distribuerte energiressurser;

6. nye kjernekraftproduksjonsprosjekter;

7. alternative måter for kommersialisering av kraften generert av Itaipu;

8. nye former for sentralisert kraftproduksjon fra ONS; og

9. avviklings- og ettermonteringsanlegg.