The Renewable Energy Law Review: Brasilien

Brasiliens's kraftproduktion kommer redan till övervägande del från förnybara källor. Vattenkraften står för 61 procent av den nationella installerade effekten, med totalt 109 GW i drift.2

Detta scenario skapar nödvändigheten av diversifiering av energikällor, eftersom nivån av dominans som för närvarande utövas av vattenkraftverk, tyvärr, också har sina brister. Torka, i kombination med bristen på tillräckliga alternativa energikällor, har lett till stigande energispotpriser på senare tid, vilket inträffade 2013 och 2014, när en finanskris, känd som tvisten om produktionsskalningsfaktorn, påverkade alla vattenkraftverk och har inte lösts helt hittills.

Under andra halvåret 2021 förväntas systemoperatören ständigt använda sig av termoelektrisk kraftproduktion och det finns till och med en risk att kraftransoneringsåtgärder kommer att införas i vissa regioner för att hantera de mycket låga nivåerna av vattenkraft. reservoarer.

Dessutom blir potentiella vattenkraftsanläggningar knappare och längre bort från konsumtionsmarknaden, mestadels i Amazonas, där potentiella miljöpåverkan, när de inte helt och hållet förhindrar utvecklingen av nya projekt, innebär att anläggningarna inte drar full nytta av anläggningarna' uteffekt. För närvarande har till exempel stora projekt som nyligen avslutats i regionen, som Belo Monte (11 233 MW), utformats som anläggningar som har små vattenreservoarer för att begränsa miljöpåverkan, men som å andra sidan har en mycket lägre effekt än de skulle ha om de hade större dammar, och deras förmåga att spara vatten för torrare årstider är begränsad.

Icke-vattenkraftsförnybara källor har blivit mer representativa de senaste åren, med vind som motsvarar 38 procent och sol till 19 procent av den installerade kapaciteten som för närvarande byggs, medan konventionella vattenkraftverk under uppförande står för 1 procent.3Den trenden kommer att fortsätta i framtiden.

Den brasilianska sektorn för förnybar energi fortsätter att attrahera nya investeringar i en sund takt, trots den låga BNP-tillväxt som landet har mött sedan 2014. En anledning till detta är delvis det faktum att Brasilien är geografiskt begåvat när det gäller förnybara källor till energi, och det är en jurisdiktion som är mycket öppen för utländska investeringar.

Följande meddelanden och transaktioner illustrerar den brasilianska förnybara sektorns fortsatta attraktionskraft:

1. Efter att ha avyttrat från distributionsverksamheten i Brasilien genom försäljningen av AES Eletropaulo och AES Sul, har AES expanderat kraftigt till förnybar energi, med förvärvet av vindkraftskomplexet Alto Sertao 2 (600 miljoner reais) från Renova Energy och en 1,1GW greenfield pipeline av vindprojekt i Rio Grande do Norte är de viktigaste förvärven hittills.4

2. Internationella stora oljebolag som Shell, Equinor och BP har börjat leta och köpa in förnybar energi. Equinor har ingått ett joint venture med det norska företaget Scatec Solar för utvecklingen av solcellsklustret Apodi på 162 MW och andra nya solenergiprojekt, och har bildat ett joint venture med Micropower Comerc för att utveckla energilagringsprojekt.5

3. Atlas Renewable Energy fortsätter att etablera en stark närvaro inom solenergisektorn, efter att ha erhållit ett lån på 67 miljoner USD för att bygga solcellsanläggningar i nordöstra Brasilien, för att leverera energi under ett 15-årigt kraftköpsavtal (PPA) med Dow Chemicals . Transaktionen anses vara en av de första finansieringarna för ett brasilianskt solenergiprojekt endast gjort i US$. Trots den relativt lilla storleken på transaktionen är den ganska innovativ genom att den långsiktiga PPA också är denominerad i utländsk valuta.

4. Electric Energy Commercialization Chamber (CCEE), ett privat, icke-vinstdrivande clearinghus för den brasilianska elsektorn, fick ett lån på 15,3 miljarder reais från ett syndikat som leds av BNDES, den brasilianska statsägda utvecklingsbanken, för att lansera ett finansiellt stödprogram för Brasiliens's elsektor mitt i covid-19-krisen. Stödsystemet utformades för att stödja stabiliteten i sektorn genom att tillhandahålla större likviditet till brasilianska kraftdistributionsföretag, som står inför finansiell påfrestning mitt i covid-19-pandemin, med en uppskattad genomsnittlig inkomstförlust på 6,3 procent i sektorn sedan coronaviruset utbrott.

5. Utöver ovanstående pågår för närvarande privatiseringen av Eletrobras, det största elbolaget i Latinamerika (och det 16:e största företaget i världen), som ansvarar för cirka 31 procent av produktionskapaciteten, 47 procent av överföringen och 7 procent av eldistributionen i Brasilien. Förslaget syftar till att minska den brasilianska unionens's deltagande i huvudstaden Eletrobras, med dess åtföljande demokratisering på börsen.6

6. Det finns också lagändringar som diskuteras på den brasilianska kongressen som kan underlätta internationell utlåning till rent inhemska transaktioner, genom att utöka listan över fall där kontrakt mellan brasilianska enheter kan kopplas till utländsk valuta (för närvarande finns det restriktioner som kraftigt begränsar utländska valutatransaktioner på den inhemska marknaden).

7. Utöver det föregående fortsätter traditionella medlemmar av marknaden, såsom Omega Energia, Cobra, Atlantic Renováveis, CPFL Renováveis ​​att frodas med nya vind- och solenergiprojekt.

Tre nya energiauktioner (A-3, A-4 och A-5 auktioner, se förklaringen till terminologin i avsnitt III.ii) är planerade till andra halvan av 20217och förväntas ge ytterligare ett uppsving för nya vind- och solenergiprojekt i nyttoskala.

iDen politiska bakgrunden

Den brasilianska kraftsektorn som helhet (inklusive industrin för förnybar kraftproduktion) har den grundläggande egenskapen att vara centralt planerad. Därför utövar myndigheter och tillsynsmyndigheter stort inflytande på hur marknaden utvecklas. Till exempel kommer statliga och reglerande organ att vägleda produktionsutbyggnaden genom att bestämma vilka nya energiauktioner som kommer att genomföras och vilka pristak som kommer att gälla, och vilka nya överföringsanläggningar som ska läggas ut på anbud och byggas (utbyggnaden av produktionen i Brasilien är starkt beroende avpari passuutbyggnad av transmissionsnätets kapacitet).

Utöver den centraliserade planeringen av kraftsektorn har statliga incitament såsom subventionerade nättariffer och skattebefrielse på energitransaktioner eller utrustning (se avsnitt III.ii om incitament) varit mycket viktiga, om inte avgörande, för att göra förnybara kraftkällor konkurrenskraftiga i Brasilien.

iiRegelverket

Institutionella organ och ombud

Följande är de relevanta institutionerna i den brasilianska kraftsektorn:

1. Ministeriet för gruvor och energi (MME) – det statliga organ som ansvarar för grundläggande policyer och beslut, inklusive fastställande och definition av grundläggande villkor för nya energiauktioner och koncessionsbud.

2. National Electric Energy Agency (ANEEL) – den oberoende byrån som ansvarar för sektorsövergripande reglering, utarbetande av nya anbudsregler för energiauktioner och energiköpsavtal, definition av nättariffer, tillsyn över koncessionsavtal och produktionstillstånd, upprätthållande av regelefterlevnad och utförande av straffavgifter och andra disciplinära åtgärder.

3. Nationell systemoperatör (ONS) – den oberoende systemoperatören som ansvarar för driften och förvaltningen av det nationella nätet (med undantag för vissa regioner i Amazonas är Brasilien nationellt sammankopplad) och för att införa och tillämpa nätförfarandena, inklusive bedömning av möjligheten att sammankoppla av elproduktionsprojekt.

4. Electric Energy Commercialization Chamber (CCEE) – kraftmarknaden organiseras av CCEE, som fungerar som administratör för både de nya energiauktionerna och spotmarknaden (och, liksom ONS, är det en privat enhet som bildas och styrs av kraftsektorföretag och regleras av ANEEL). CÖE mäter aggregerad konsumtion och produktion i realtid, för marknadskonton och avvecklar spotmarknadstransaktionerna.

5. Energy Research Company (EPE) – ett statligt ägt företag knutet till MME som ansvarar för definitionen av överförings- och produktionsutbyggnadsplaner, och definitionen och fastställandet av tekniska krav som ska uppfyllas av projekt för att kvalificera sig för nya energiauktioner.

Vägkarta för tillstånd och utveckling

Tillstånd för kraftproduktion

Medan vattenkraftsproduktion med kapacitet över 50 MW är överförings- och distributionsverksamhet föremål för koncessionsavtal,8Vattenkraftproduktion under 50 MW (små vattenkraftverk (PCH)) och icke-vattenkraftsproduktion av eventuell installerad kapacitet (inklusive solenergi, vind, gas, biomassa och termiska källor i allmänhet) är föremål för tillstånd.9

Koncessioner är tyngre reglerade än att tillstånd och tillgångar som en självklarhet återgår till regeringen i slutet av koncessionen.10Koncessioner och auktorisationer kan ha löptider på upp till 30 år och kan förnyas enligt regeringens's gottfinnande.11

De reglerande spelreglerna för generatorer av förnybar energi är stabila och det har inte skett några betydande förändringar i branschens grunder på senare tid.

För projekt som säljer kraft i nya energiauktioner, beviljas kraftproduktionstillståndet av MME, medan ANEEL är den enhet som beviljar tillstånd för projekt som utvecklats för att verka på den fria energimarknaden (strukturen på kraftmarknaden diskuteras ytterligare nedan).

Miljötillstånd

Brasilien har strikt miljölagstiftning, vilket gör utvecklingen av ett generationsprojekt föremål för en trefaldig licensprocess:12från greenfield till kommersiell drift måste ett projekt ansöka och uppfylla tillämpliga krav för utfärdande av:

1. en provisorisk licens som gör det möjligt för företagaren att fortsätta utvecklingen av projektet och vid behov visa att projektet är lönsamt ur miljösynpunkt (t.ex. på kraftauktioner).

2. en installationslicens som kommer att tillåta uppförandet av produktionsprojektet; och

3. ett drifttillstånd som tillåter kommersiell drift av kraftverket.

Övriga tillstånd

Beroende på projektets egenskaper och platsen kan andra tillstånd krävas, såsom luftrumstillstånd (om projektet är beläget inom eller nära områden där flygtrafiksäkerheten är ett problem), gruvblockeringar (om projektet ligger inom gränserna av ett område med gruvrättigheter som innehas av tredje part) och beteckningar på allmännytta, för att genomdriva skapandet av ledningsrätter för transmissionsledningar (där projektbolaget inte kan komma överens om vänskapliga villkor med angränsande markägare).

Energimarknader

Kraftkommersialisering i Brasilien är strukturerad i två huvudsakliga marknadsmiljöer: en reglerad miljö och en frimarknadsmiljö.13

Kraftmarknaden som helhet organiseras av CÖE. Energipriserna definieras under frimarknadsförhållanden: på den reglerade marknaden säljer producenterna sin kraft på auktion till distributörer för de priser som de finner lämpliga; och på den fria marknaden kommer producenterna att ingå fritt förhandlade avtal. Endast distributions- och överföringstariffer fastställs av ANEEL.

Priserna i energiköpsavtal är i allmänhet föremål för årliga justeringar för inflation. Auktions-PPA inkluderar villkor som tillåter att priser ses över om ny beskattning eller lagstiftning påverkar energipriserna. Det står parterna fritt att förhandla om villkoren för revidering av priser i energiköpsavtal på den fria marknaden.

Reglerade energiköpsavtal

Den reglerade marknaden är baserad på kraftauktioner där som regel greenfieldproduktionsprojekt säljer kraft för framtida leverans (nya energiauktioner, så kallade A-3 respektive A-5 auktioner, genomförs tre eller fem år före datumet att leverans av energi är tänkt att påbörjas), i form av energiköpsavtal med löptider som sträcker sig från 15 till 25 år, till följd av auktioner som genomförs gemensamt av ANEEL, EPE och CCEE. Regeringen kan också, efter eget gottfinnande, utlysa auktioner för generatorer som redan är i drift (icke-greenfield).

I den reglerade miljön köps energi antingen av en pool av distributörer eller, när auktionen är för'reservenergi' avtal, av CÖE. Auktionerna grupperar generatorer på säljsidan, och konkurrerar mot varandra om pris för att sälja sin energi till poolen av distributörer. Distributörer får enligt lag köpa energi enbart i den reglerade miljön, förutom 10 procent av deras energibehov, som kan köpas på den fria marknaden från distribuerade produktionsanläggningar (små generatorer kopplade till distributörerna' eget rutnät).

Mängden kraft som behövs av poolen av distributörer förblir hemlig fram till slutet av auktionen. Buden ska inte vara högre än ett takpris som definierats av MME. Budet, från en generator, har formen av den effektkapacitet som lämnats av generatorn för registrering i auktionsprocessen tillsammans med det pris till vilket kraften erbjuds av generatorn (men urvalet baseras enbart på priset) . Det spelar ingen roll om en viss mängd ström levereras av två stora projekt eller av 20 mindre projekt.

För att vara berättigad att delta i en reglerad marknadsauktion måste ett produktionsprojekt på förhand vara föremål för en teknisk kvalificeringsprocess som genomförs av EPE. Förordning nr 21/2008, från MME, ställer följande krav för teknisk kvalificering av ett produktionsprojekt:

1. registrering av projektet hos ANEEL: denna registrering har till syfte att informera ANEEL om att entreprenören utvecklar ett elproduktionsprojekt och ge entreprenören tillstånd att vidta alla åtgärder som behövs inför tredje part, såsom att ansöka om miljötillstånd, åsikter om tillgång, etc.;

2. det förväntade schemat för byggnadsarbeten, inklusive tidsfrister för utfärdande av relevanta miljötillstånd, anslutning till nätet, tester vid färdigställande och kommersiell drift av kraftverket;

3. ett beskrivande memorandum som innehåller en omfattande teknisk, ekonomisk och miljömässig beskrivning av projektet;

4. projektbudgeten;

5. dokumentation som bevisar att entreprenören har säkrat rättigheterna till marken för konstruktion och drift av projektet (förutom PCH, som har rätt till expropriation av mark för reservoaren och kraftverket);

6. certifiering av vindmätningar och av beräknad årlig energiproduktion från vindprojekt, utfärdad av en oberoende certifieringsenhet;

7. yttrandet om tillgång;

8. vattentillstånd, för PCH och termoelektriska anläggningar;

9. de miljötillstånd som gäller för projektet;

10. de miljöstudier som tagits fram för ansökan om miljötillstånd;

11. för termoelektriska anläggningar (som biomassa och biogas), bevis på anläggningens förmåga att lagra tillräckligt med brännbart material för kontinuerlig drift vid nominell kapacitet;

12. för PCH:er, grundkonstruktionen av anläggningen eller anläggningsuppgraderings- eller renoveringsprojektet som godkänts av ANEEL;

13. för solenergiprojekt, certifieringen av solarimetriska data, utfärdad av en oberoende certifieringsenhet; och

14. för vindprojekt, ett uttalande om att de turbiner som ska sättas ut kommer att vara nya.

När ett projekt har förklarats tekniskt kvalificerat av EPE kommer det att tillåtas att delta i de reglerade marknadsauktionerna. En enhet som deltar i auktionerna måste uppfylla vissa juridiska, skattemässiga och finansiella krav som anges i den tillämpliga auktionens's offentliga begäran om förslag, såsom ett lägsta nettovärde som motsvarar 10 procent av projektet's budget och kravet att presentera en budgaranti till ett belopp motsvarande 2,5 procent av den totala investeringen som krävs för projektet (om lyckas i auktionen måste en prestationsgaranti motsvarande 10 procent av detta belopp levereras för att ersätta budgarantin).

Om ett projekt lyckas sälja energi i auktionen kommer MME att utfärda ett produktionstillstånd och bygget måste starta. Om en företagare lyckas avsluta ett projekt före det datum då energiförsörjningen ska starta, kan den sälja den energi som genererats före det datumet på den fria marknaden.

Om byggandet av ett projekt inte avslutas i tid måste producenten köpa kraft på den fria marknaden för att uppfylla sina skyldigheter enligt energiköpsavtalet. I så fall kommer dock generatorn att få betalningar beräknade enligt vilket av följande priser som är lägre:

1. PPA-priset (eller 85 procent därav om leveransen är försenad i mer än tre månader);

2. en kombination av det genomsnittliga energispotpriset och en spread beräknad enligt ANEEL's regler; eller

3. det faktiska priset som anges i det frimarknadsavtal som ingåtts av producenten.14

Öppen marknad

Generatorer, kommersialiseringsagenter och fria konsumenter kan handla med makt i den fria marknadsmiljön, under avtalsfrihetsvillkor. Den fria marknaden står för nästan 30 procent av den totala mängden kommersialiserad energi i Brasilien.

Frimarknadsköpsavtal kräver inte förhandsgodkännande från ANEEL eller MME, och inte heller för att vara registrerade hos någon av dessa myndigheter. Parterna i PPA måste dock lämna information om energimängder och leveranstid i CCEE's elektroniska system, i tid för att avtalet ska kunna användas för att reglera energimarknaden. Både CCEE och ANEEL har befogenhet att begära kopior av energiköpsavtal för inspektionsändamål.

Till skillnad från auktions-PPA, tenderar frimarknadsavtal att vara för kort till medellång sikt, och frimarknads-PPA med löptider längre än fem år är relativt sällsynta. På grund av avsaknaden av en säker långsiktig intäktsström för frimarknadsköpsavtal är det svårare att strukturera finansieringsmekanismer för projektfinansiering än det är för projekt som säljer energi via auktionsköpköpsavtal, som har en garanterad långsiktig intäktsström.

Gratis konsumenter kvalificeras enligt följande:

1. särskilda gratiskonsumenter: konsumenter med en avtalad belastning på 0,5 MW, om de endast kan köpa kraft från förnybara källor; och

2. fria konsumenter: konsumenter med en avtalad belastning på 3MW (MME utfärdade nyligen en förordning som minskar belastningskravet till 2,5 MW från och med 1 juli 2019 och till 2 MW från och med 1 januari 2020).15

Incitament

Särskilda nya energiauktioner

Som nämnts ovan kan MME och ANEEL genomföra energiauktioner specifikt för förnybar produktion eller alternativa källor, vilket skapar efterfrågan på långsiktiga energiköpsavtal (20–25 år) för förnybara projekt. Historiskt har minst en auktion för förnybar energi genomförts varje år.

I början av utvecklingen av icke-hydro förnybara energikällor i Brasilien krävdes särskilda auktioner specifikt för dessa källor eftersom de inte kunde konkurrera med konventionella energikällor. Men i takt med att marknaden har utvecklats har vind och sol blivit konkurrenskraftiga kraftkällor och har börjat konkurrera med konventionell energi på energiauktioner.

För 2019 planerades två auktioner för vind, sol, vattenkraft och termoelektriska källor: A-6 och A-4 auktioner.

Subventionerade nättariffer

Generatorer av förnybara källor (vattenkraft, biomassa, biogas, vindkraft, solenergi och kvalificerad kraftvärme) som tillför upp till 300 MW kraft i nätet, såväl som konsumenter som köper kraft från dessa generatorer, har rätt till 50 procent rabatt på nätanvändningstariffer .16Detta incitament spelar en stor roll när det gäller att främja investeringar i förnybar energi i Brasilien och har bidragit till att skapa en stor andel för'incentiviserad energi' på den brasilianska energifria marknaden.

Detta incitament gäller inte distribuerad produktion.

Lag nr 14 120/2021, av den 3 mars 2021, har fastställt att projekt för förnybar kraftproduktion inte längre ska ha rätt till rabatten på nättariffer. Vissa övergångsregler finns dock:

1. För operativa projekt ska förmånen fortsätta att gälla under den första perioden av det relevanta kraftproduktionstillståndet (vanligtvis 35 år).

2. rabatten ska fortfarande gälla för nya projekt eller kapacitetsökningar, men endast för projekt som erhåller det relevanta kraftproduktionstillståndet fram till den 31 augusti och startar kommersiell verksamhet inom 48 från tillståndsdatumet; och

3. 50 procents rabatt ska fortsätta att gälla under en period av 5 år från och med den 1 september 2020, och en rabatt på 25 procent ska fortsätta att gälla under en period av 5 år därefter, för nya små vattenkraftsproduktionsprojekt (fram till 30MW installerad kapacitet).

Den nya lagen har sitt ursprung i en utbredd uppfattning att förnybar elproduktionsprojekt (särskilt sol- och vindkraft) har blivit konkurrenskraftiga alternativ och inte längre kräver nättariffsubventioner för att vara ekonomiskt genomförbara. Faktum är att sol och vind har blivit så konkurrenskraftiga att endast ett fåtal små vattenkraftsprojekt har kunnat vinna nya energiauktioner under de senaste 5 åren.

För att kompensera för upphörandet av nättariffsubventionerna måste den federala regeringen, inom 12 månader från den 1 september 2020, fastställa direktiv för att skapa nya mekanismer eller marknader med hänsyn till miljöegenskaperna hos nya projekt för förnybar energi. Förväntningarna är att Brasilien kan ha organiserade marknader för'gröna energicertifikat','certifikat för utsläppsminskningar' och gröna obligationsarrangemang inom överskådlig framtid.17

ICMS- och PIS/COFINS-undantag för distribuerad produktion

Mängden el som distribueras av distributionsföretag till konsumenter som motsvarar den mängd el som tillförs nätet av distribuerade produktionsprojekt är undantagen från ICMS (en brasiliansk skatt som liknar moms). Undantaget tillåts av CONFAZ ICMS-avtal nr 16/2015 och upprepas av lagstiftningen i de flesta stater. ICMS är en statlig skatt och skattesatserna varierar normalt mellan 12 procent och 20 procent beroende på stat och typ av konsument.18ICMS-undantaget för distribuerad produktion utanför anläggningen (när kraftverket och förbrukningsanläggningarna inte är belägna på samma plats) gäller olika enligt lagstiftningen i varje stat.

På samma sätt är mängden ström som levereras befriad från PIS/COFINS federala skatter.19PIS/COFINS-räntan är 9,25 procent.

Om det inte vore för undantagen skulle skatterna tillämpas på de fakturor som ställs ut av eldistributionsföretag till konsumenter som använder systemet för distribuerad elproduktion.

ICMS-undantag för utrustning

I enlighet med CONFAZ ICMS-avtal nr 101/97, i dess ändrade lydelse, är utrustning för vindkraft och solcellsproduktion undantagen från ICMS.

En del solcellsutrustning, som växelriktare och trackers, har dock inte omfattats av undantaget.

Skattereduktion för infrastrukturutveckling

Enligt lag nr 11 488/2007 har projekt för förnybar elproduktion rätt till PIS/COFINS-undantag för utrustning, material och tjänster som ska redovisas som anläggningstillgångar för projektet.

För att få rätt till skattereduktion för infrastrukturutveckling (känd som REIDI) måste projektet ha fått ett kraftproduktionstillstånd och ha ansökt om att bli kvalificerat som ett prioriterat projekt, vilket normalt beviljas av ANEEL.

Incitamenterade projektobligationer

Projekt som förklarats vara prioriterade av ANEEL (se ovan) har också rätt att emittera incitamenterade projektobligationer (även kända som gröna skuldebrev).

Lag nr 12 431/2011 reglerar incitamentsprojektobligationer. Individer som innehar dessa obligationer är befriade från inkomstskatt och innehavare av juridiska personer betalar inkomstskatt med en skattesats på 15 procent. Obligationerna ska ha en löptid på minst fyra år och betala ränta med högst 180 dagars intervall.

iTransaktionsstrukturer för projektfinansiering

På grund av komplexiteten hos projekt för förnybar energi, deras höga struktureringskostnader och långa genomförandeperioder är projektfinansiering den föredragna finansieringsmekanismen i Brasilien. De flesta projekt för förnybar energi utvecklas för närvarande i samband med energiauktioner där reglerade energiköpsavtal utgör den huvudsakliga inkomstkällan. Mot bakgrund av det gör möjligheten att säkra långsiktiga kontrakt som erbjuder förutsägbara kassaflöden projekt för förnybar energi särskilt väl lämpade för projektfinansiering.

Olika lånestrukturer används vanligtvis för projektfinansiering i Brasilien (en del av dem liknar mycket internationell praxis, såsom direktlån och syndikerade lån, med administrativa och säkerhetsagenter, interkreditörsavtal och avtal om garantidelning), inklusive lån med begränsad regress (dvs. , lån som säkras av projekttillgångarna och som helt betalas från projektets kassaflöde), snarare än från projektsponsorernas allmänna tillgångar eller kreditvärdighet.

De ägarstrukturer som vanligtvis används i brasilianska projektfinansiering för projekt för förnybar energi involverar vanligtvis aktieinvesterare (så kallade sponsorer) och långivare som förskotterar lån till projektbolaget, ett specialföretag som är inkorporerat i det exklusiva syftet att äga och exploatera ett visst projekt. BNDES, den brasilianska statsägda utvecklingsbanken, har alltid spelat en stor roll i finansieringen av stora projekt. Förutom BNDES, Banco do Nordeste do Brasil,20statligt ägda banker och fonder som Banco do Brasil, Caixa Econômica Federal och FI-FGTS,21såväl som några brasilianska och internationella affärs- och investeringsbanker, har också varit mycket aktiva i finansieringen av projekt i Brasilien.

BNDES, som traditionellt har varit den viktigaste långivaren till infrastruktursektorn i Brasilien, har ändrat sin strategi och erbjuder nu räntor som ligger närmare marknadsräntorna. Detta skapar en möjlighet för affärsbanker (nationella och utländska) och kapitalmarknader att få allt större betydelse för långsiktig finansiering av infrastruktur. I detta sammanhang används infrastrukturobligationer i allt högre grad för att finansiera projekt i Brasilien och när de utfärdas i samband med finansiering av kraftprojekt kan de dra nytta av skattelättnader (se avsnitt III.ii).

Officiella räntor (SELIC, skapade 1996) är för närvarande på den lägsta nivån i detta indexs historia, och projektfinansieringen för förnybar energi förväntas ta fart när den brasilianska ekonomin börjar återhämta sig från covid-19-pandemin. Trots avbrotten orsakade av covid-19-pandemin, enligt det brasilianska finansministeriet, översteg emissionen av sådana obligationer 2020 BNDES-utbetalningarna för första gången.

iiDistribuerad och förnybar energi för bostäder

Sedan maj 2012 har Brasilien implementerat regelverket för drift av mini (upp till 75 kW) och mikro (mellan 76 kW och 5 000 kW) distribuerad produktion från sol, vind, vattenkraft, biomassa eller kvalificerade kraftvärmekällor, tillsammans med ett nettomätsystem som tillåter slutanvändare att injicera ström i nätet och kompensera för energiräkningskostnaderna.22

Efter en långsam start och en översyn av lagstiftningen,23marknaden för distribuerad generation har växt exponentiellt. Brasilien har nu 502 888 projekt för distribuerad produktion – inklusive 502 473 solenergi-, 312 termoelektriska, 34 mini-vattenkrafts- och 69 vindkraftsprojekt med en total installerad kapacitet på 6 GW och 612 929 konsumenter som använder sig av distributionssystemet för nettomätning.24

Omfattningen av nettomätningsarrangemanget för distribuerad produktion har kritiserats hårt och förväntas tas upp av den framtida revideringen av resolution ANEEL nr 482/2012 (ursprungligen beräknad till 31 december 2019) (se avsnitt IV.ii). För närvarande har konsumenter som producerar energi utanför anläggningen rätt att använda den kraft som levereras till distributionsnätet för att kompensera för både energi- och nättariffer, trots att de använder nätet för energiförbrukning. Detta har setts som en korsad subvention (dvs. betalas av konsumenter som inte nödvändigtvis drar nytta av detta arrangemang), eftersom de tariffer som kraftdistributionsföretag tar ut alla sina kunder höjs för att kompensera för intäktsförluster på grund av nettomätningen mekanism.

Marknadens förväntning är att nettomätningen ska minskas enbart för att kompensera energitarifferna och inte nättarifferna. Eftersom nättarifferna är huvudkomponenten i energiförsörjningskostnaderna kommer de ekonomiska vinsterna från användningen av distribuerad produktion att minska avsevärt om endast energitariffer tillåts kompenseras.

Ärendet har varit föremål för invecklad reglerande och politisk diskussion, vilket har försenat publiceringen av den ändrade förordningen av ANEEL (i själva verket har ändringen fortfarande inte publicerats i skrivande stund och ett nytt lagförslag som gör den distribuerade generationen obligatoriska incitament diskuteras på den nationella kongressen).

iiiIcke-projektekonomisk utveckling

Projekt för förnybar energi lockar också private equity-företag, pensionsfonder, investeringsfonder, försäkringsbolag och familjekontor som söker högre avkastning, och dessa ger mycket välkomna finansieringsalternativ för branschen.

En annan anmärkningsvärd trend är att befintliga deltagare återinvesterar fusions- och förvärvsintäkter i nya projekt. EDP ​​Renováveis ​​(EDPR) från den portugisiska gruppen EDP sålde nyligen sin andel i ett 137MW driftvindkraftsprojekt vid namn Babilônia, beläget i delstaten Bahia till ett dotterbolag till private equity-investeraren Actis, för totalt 650 miljoner real.25Denna försäljning är en del av EDPR's strategi för kapitalåtervinning, som består av försäljning av majoritetsandelar i drift- och utvecklingsprojekt, vilket gör att EDP kan återinvestera i ökande tillväxtmöjligheter.26Ungefär samtidigt godkände BNDES finansiering på 1 miljard reais för konstruktion och implementering av sex 319,2MW vindkraftsparker och en tillhörande transformatorstation av EDR, belägen i Rio Grande do Norte,27bekräftar trenden att återinvestera intäkter i nya projekt.

Brasilien har en väletablerad leveranskedja för konventionella (vattenkraft och termoelektriska) förnybara källor, med närvaro av leverantörer av alla storlekar, både inhemska och internationella.

Främst på grund av nationella krav på innehåll under PROINFAs incitamentsprogram för förnybara energikällor (som hjälpte till att starta vindkraftsindustrin i Brasilien 2004) och BNDES finansieringsprogram, har en komplett leveranskedja för vindkraftsprojekt utvecklats i Brasilien. Enercon (känd som Wobben i Brasilien), Siemens Gamesa och General Electric var de första företagen som satte upp tillverkningsanläggningar, följt av bland annat Vestas och Suzlon. Förutom de stora turbintillverkarna har Brasilien en myriad av leverantörer av komponenter, bland annat för torn, blad och gjutna metalldelar.

För solcellsutrustning finns en liknande trend, med betydande tillverkare som BYD och Canadian Solar som har etablerat lokala anläggningar.

När det gäller de volymer som kontrakterats enbart genom reglerade auktioner, är 2,5 GW extra solenergikapacitet på väg att byggas och starta driften 202228och ytterligare 5,2 GW vindkapacitet ska vara i drift senast 2023,29skapa en betydande efterfrågan på utrustning, finansiering och tjänster.

En ny regulatorisk reform förväntas för 2022, som syftar till att säkerställa att de mått och mekanismer som för närvarande används är anpassade för att expandera kraftsektorn för att möta den ständigt ökande efterfrågan på energi i Brasilien i en adekvat takt för att säkerställa tillgången; och justering av'arkitekturen för ekonomiska signaler' för nya investeringar och bättre resursallokering, för att förbättra den ekonomiska effektiviteten. Den nya lagstiftningen ska behandla sådana frågor som:

1. expansion av den fria marknaden;

2. kraftsektorns bankbarhet (utöver subventionerad utvecklingsbankfinansiering);

3. införande av ny teknik (energilagring, reversibla vattenkraftverk, hybridanläggningar, etc.);

4. bättre samordning av utbyggnaden av överföring i förhållande till produktionssystem;

5. distribuerade energiresurser;

6. nya kärnkraftsproduktionsprojekt;

7. alternativa sätt för kommersialisering av den kraft som genereras av Itaipu;

8. nya former av centraliserad kraftproduktion från ONS; och

9. avvecklings- och ombyggnadsanläggningar.