Examen de la loi sur les énergies renouvelables : Brésil

La production d'électricité du Brésil's provient déjà principalement de sources renouvelables. L'hydroélectricité représente 61 pour cent de la capacité nationale installée, avec un total de 109 GW actuellement en service.2

Ce scénario crée la nécessité d'une diversification des sources d'énergie, car le niveau de domination qu'exercent actuellement les centrales hydroélectriques a malheureusement aussi ses lacunes. Les sécheresses, combinées au manque de sources d'énergie alternatives suffisantes, ont entraîné une flambée des prix au comptant de l'énergie dans un passé récent, comme cela s'est produit en 2013 et 2014, lorsqu'une crise financière, connue sous le nom de conflit sur le facteur d'échelle de génération, a touché tous les producteurs d'hydroélectricité. et n'a pas été complètement résolu à ce jour.

En effet, pour le second semestre 2021, le gestionnaire du réseau devrait avoir recours en permanence aux dépêches de production thermoélectrique et il existe même un risque que des mesures de rationnement de l'électricité soient mises en place dans certaines régions pour faire face aux très faibles niveaux de production hydroélectrique. réservoirs.

De plus, les sites hydroélectriques potentiels se raréfient et s'éloignent du marché de la consommation, principalement en Amazonie, où les impacts environnementaux potentiels, lorsqu'ils n'empêchent pas complètement le développement de nouveaux projets, font que les usines ne profitent pas pleinement des sites' ; capacités de sortie de puissance. À l'heure actuelle, par exemple, les grands projets récemment achevés dans la région, comme Belo Monte (11 233 MW), ont été conçus comme des centrales au fil de l'eau, qui disposent de petits réservoirs pour limiter l'impact sur l'environnement, mais ont en revanche une une puissance de sortie inférieure à celle qu'ils auraient s'ils avaient des barrages plus grands, et leur capacité à économiser de l'eau pour les saisons plus sèches est limitée.

Les sources renouvelables non hydrauliques sont devenues plus représentatives ces dernières années, l'éolien correspondant à 38 % et le solaire à 19 % de la capacité installée actuellement en construction, tandis que les centrales hydroélectriques conventionnelles en construction représentent 1 %.3Cette tendance devrait se poursuivre à l'avenir.

Le secteur brésilien des énergies renouvelables continue d'attirer de nouveaux investissements à un rythme soutenu, malgré les faibles taux de croissance du PIB auxquels le pays a été confronté depuis 2014. L'une des raisons en est, en partie, le fait que le Brésil est géographiquement doué en matière de sources d'énergie renouvelables. l'énergie, et c'est une juridiction très ouverte aux investissements étrangers.

Les annonces et transactions suivantes illustrent l'attractivité continue du secteur brésilien des énergies renouvelables :

1. Après s'être désengagé de l'activité de distribution au Brésil par la vente d'AES Eletropaulo et d'AES Sul, AES s'est fortement développée dans les énergies renouvelables, avec l'acquisition du complexe éolien Alto Sertao 2 (600 millions de reais) à Renova Energy et un nouveau pipeline de 1,1 GW de les projets éoliens à Rio Grande do Norte étant les acquisitions les plus importantes à ce jour.4

2. Les grandes sociétés pétrolières internationales telles que Shell, Equinor et BP ont commencé à rechercher et à acheter des énergies renouvelables. Equinor a conclu une joint-venture avec la société norvégienne Scatec Solar pour le développement du cluster solaire Apodi de 162 MW et d'autres nouveaux projets de génération solaire, et a formé une joint-venture avec Micropower Comerc pour développer des projets de stockage d'énergie.5

3. Atlas Renewable Energy continue d'établir une forte présence dans le secteur de la production d'énergie solaire, après avoir obtenu un prêt de 67 millions de dollars US pour construire des centrales solaires dans le nord-est du Brésil, afin de fournir de l'énergie dans le cadre d'un accord d'achat d'électricité (PPA) de 15 ans avec Dow Chemicals . La transaction est considérée comme l'un des premiers financements d'un projet solaire brésilien réalisé uniquement en US$. Malgré la taille relativement petite de la transaction, elle est assez innovante dans la mesure où le PPA à long terme est également libellé en devises étrangères.

4. La Chambre de commercialisation de l'énergie électrique (CCEE), une chambre de compensation privée à but non lucratif pour le secteur électrique brésilien, a obtenu un prêt de 15,3 milliards de reais d'un syndicat dirigé par la BNDES, la banque de développement publique brésilienne, pour lancer un programme de soutien financier pour Le secteur de l'électricité du Brésil's au milieu de la crise du covid-19. Le programme de soutien a été conçu pour soutenir la stabilité du secteur en fournissant plus de liquidités aux sociétés de distribution d'électricité brésiliennes, qui sont confrontées à des difficultés financières au milieu de la pandémie de covid-19, avec une perte moyenne estimée de 6,3% de revenus dans le secteur depuis le coronavirus. épidémie.

5. En plus de ce qui précède, la privatisation d'Eletrobras est actuellement en cours, la plus grande compagnie d'électricité d'Amérique latine (et la 16e plus grande entreprise au monde), responsable d'environ 31 % de la capacité de production, 47 % de la transmission et 7 pour cent de la distribution d'électricité au Brésil. La proposition vise à réduire la participation de l'Union brésilienne's dans le capital d'Eletrobras, avec sa démocratisation conséquente à la Bourse.6

6. En outre, des modifications de la loi en cours de discussion au congrès brésilien pourraient faciliter les prêts internationaux aux transactions purement nationales, en élargissant la liste des cas où les contrats entre entités brésiliennes peuvent être liés à des devises étrangères (actuellement, il existe des restrictions qui limitent sévèrement les devises étrangères opérations de change sur le marché intérieur).

7. Outre ce qui précède, les membres traditionnels du marché, tels qu'Omega Energia, Cobra, Atlantic Renováveis, CPFL Renováveis, continuent de prospérer avec de nouveaux projets de production d'énergie éolienne et solaire.

Trois nouvelles enchères d'énergie (enchères A-3, A-4 et A-5, voir l'explication de la terminologie à la section III.ii) sont prévues pour le second semestre 20217et devraient donner un nouvel élan aux nouveaux projets de production d'énergie éolienne et solaire à grande échelle.

iLe contexte politique

Le secteur électrique brésilien dans son ensemble (y compris l'industrie de la production d'énergie renouvelable) a la caractéristique fondamentale d'être planifié de manière centralisée. Par conséquent, le gouvernement et les régulateurs exercent une grande influence sur la façon dont le marché se développe. Par exemple, les organismes gouvernementaux et réglementaires guideront l'expansion de la production en déterminant quelles nouvelles enchères d'énergie seront effectuées et quels plafonds de prix s'appliqueront, et quelles nouvelles installations de transport seront mises en concurrence et construites (l'expansion de la production au Brésil dépend fortement depari passuextension de la capacité du réseau de transport).

En plus de la planification centralisée du secteur de l'électricité, les incitations gouvernementales telles que les tarifs de réseau subventionnés et les exonérations fiscales sur les transactions énergétiques ou les équipements (voir la section III.ii sur les incitations) ont été très importantes, voire cruciales, pour rendre les sources d'énergie renouvelables compétitif au Brésil.

jeLe cadre réglementaire

Organismes et agents institutionnels

Les institutions concernées dans le secteur électrique brésilien sont les suivantes :

1. Ministère des Mines et de l'Énergie (MME) - l'organe gouvernemental responsable des politiques et décisions de base, y compris l'établissement et la définition des conditions de base pour les nouvelles enchères énergétiques et les offres de concession.

2. Agence nationale de l'énergie électrique (ANEEL) - l'agence indépendante chargée de la réglementation sectorielle, de la préparation des nouvelles règles d'appel d'offres d'énergie et des PPA, de la définition des tarifs du réseau, de la supervision des accords de concession et des autorisations de production, de l'application de la conformité réglementaire et de l'imposition de sanctions et d'autres mesures disciplinaires.

3. Opérateur de système national (ONS) - l'opérateur de système indépendant responsable de l'exploitation et de la gestion du réseau national (à l'exception de certaines régions de l'Amazonie, le Brésil est interconnecté au niveau national) et de la promulgation et de l'application des procédures de réseau, y compris l'évaluation de la faisabilité de l'interconnexion de projets de production d'électricité.

4. Chambre de commercialisation de l'énergie électrique (CCEE) - le marché de l'électricité est organisé par la CCEE, qui agit en tant qu'administrateur des nouvelles enchères d'énergie et du marché au comptant (et, comme l'ONS, il s'agit d'une entité privée constituée et régie par des entreprises du secteur de l'électricité et réglementé par l'ANEEL). Le CCEE mesure la consommation et la production agrégées en temps réel, tient la comptabilité du marché et règle les opérations du marché au comptant.

5. Energy Research Company (EPE) - une entreprise publique rattachée à MME responsable de la définition des plans d'expansion du transport et de la production, ainsi que de la définition et de l'établissement des exigences techniques auxquelles les projets doivent satisfaire pour se qualifier pour les nouvelles enchères énergétiques.

Feuille de route pour les permis et le développement

Autorisation de production d'électricité

Alors que la production d'énergie hydroélectrique avec une capacité supérieure à 50 MW, les activités de transport et de distribution sont soumises à des accords de concession,8Les productions hydrauliques inférieures à 50 MW (petites centrales hydroélectriques (PCH)) et les productions non hydrauliques de toute capacité installée (y compris solaire, éolien, gaz, biomasse et thermique en général) sont soumises à autorisation.9

Les concessions sont plus fortement réglementées que les autorisations et les actifs reviennent naturellement au gouvernement à la fin de la concession.10Les concessions et les autorisations peuvent avoir des durées allant jusqu'à 30 ans et sont renouvelables à la discrétion du gouvernement.11

Les règles du jeu réglementaires pour les producteurs d'énergie renouvelable sont stables et il n'y a eu aucun changement significatif dans les fondamentaux de l'industrie dans un passé récent.

Pour les projets de vente d'électricité aux enchères de nouvelles énergies, l'autorisation de production d'électricité est accordée par MME, tandis que l'ANEEL est l'entité qui accorde les autorisations pour les projets développés pour fonctionner sur le marché libre de l'énergie (la structure du marché de l'électricité est discutée plus loin).

Licences environnementales

Le Brésil dispose d'une législation environnementale stricte, soumettant le développement d'un projet de production à un triple processus d'autorisation :12du stade vierge à l'exploitation commerciale, un projet doit s'appliquer et remplir les exigences applicables pour la délivrance de :

1. une autorisation provisoire, qui permettra à l'entrepreneur de poursuivre le développement du projet et de démontrer, le cas échéant (dans le cadre d'enchères d'électricité par exemple), que le projet est viable d'un point de vue environnemental ;

2. un permis d'installation, qui autorisera la construction du projet de production ; et

3. une licence d'exploitation autorisant l'exploitation commerciale de la centrale.

Autres permis

Selon les caractéristiques du projet et l'emplacement, d'autres permis peuvent être requis, tels que les permis d'espace aérien (si le projet est situé à l'intérieur ou à proximité de zones où la sécurité du trafic aérien est une préoccupation), les blocages miniers (si le projet est dans les limites d'une zone de droits miniers détenus par des tiers) et les désignations d'utilité publique, pour faire respecter la création d'emprises pour les lignes de transport (lorsque la société de projet n'est pas en mesure de s'entendre à l'amiable avec les propriétaires voisins).

Marchés de l'énergie

La commercialisation de l'électricité au Brésil est structurée en deux principaux environnements de marché : un environnement réglementé et un environnement de marché libre.13

Le marché de l'électricité dans son ensemble est organisé par le CCEE. Les prix de l'énergie sont définis dans des conditions de marché libre : sur le marché réglementé, les producteurs vendent leur électricité aux enchères aux distributeurs aux prix qu'ils jugent adaptés ; et, sur le marché libre, les producteurs concluront des accords librement négociés. Seuls les tarifs de distribution et de transport sont fixés par l'ANEEL.

Les prix des AAE sont, en général, soumis à des ajustements annuels pour tenir compte de l'inflation. Les PPA d'enchères incluent des conditions permettant de revoir les prix si une nouvelle fiscalité ou une nouvelle législation a un impact sur les prix de l'énergie. Les parties sont libres de négocier les conditions de la révision des prix dans les AAE du marché libre.

AAE réglementés

Le marché réglementé est basé sur des enchères d'électricité où, en règle générale, les projets de production entièrement nouveaux vendent de l'électricité pour une livraison future (les enchères d'énergie nouvelle, appelées respectivement enchères A-3 et A-5, sont réalisées trois ou cinq ans avant la date cette livraison d'énergie est censée commencer), par le biais de PPA d'une durée de 15 à 25 ans, résultant d'enchères menées conjointement par l'ANEEL, l'EPE et le CCEE. Le gouvernement peut également, à sa discrétion, lancer des enchères pour les producteurs déjà en activité (non entièrement nouveaux).

Dans l'environnement régulé, l'énergie est achetée soit par un pool de distributeurs, soit, lorsque l'enchère est pour'réserve-énergie' accords, par le CCEE. Les enchères regroupent les producteurs du côté vendeur, se faisant concurrence sur le prix pour vendre leur énergie au pool de distributeurs. Les distributeurs sont, par la loi, autorisés à acheter de l'énergie uniquement dans l'environnement réglementé, à l'exception de 10 pour cent de leur demande d'énergie, qui peut être achetée sur le marché libre à partir de centrales de production distribuées (petits producteurs connectés aux distributeurs' propre grille).

La quantité d'énergie nécessaire au pool de distributeurs reste secrète jusqu'à la fin de l'enchère. Les offres ne seront pas supérieures à un prix plafond défini par MME. L'offre, d'un producteur, prend la forme de la capacité de production d'électricité soumise par le producteur aux fins d'inscription dans le processus d'enchères ainsi que le prix auquel cette puissance est offerte par le producteur (mais la sélection est basée uniquement sur le prix) . Peu importe qu'une certaine quantité d'électricité soit fournie par deux grands projets ou par 20 projets plus petits.

Pour être éligible à participer à une enchère sur le marché réglementé, un projet de production doit faire l'objet au préalable d'un processus de qualification technique, qui est réalisé par EPE. L'ordonnance n° 21/2008, du MME, stipule les exigences suivantes pour la qualification technique d'un projet de production :

1. enregistrement du projet auprès de l'ANEEL : cet enregistrement a pour objet d'informer l'ANEEL que l'entrepreneur développe un projet de production d'électricité et l'autoriser à prendre toutes les mesures nécessaires auprès des tiers, telles que le dépôt d'autorisations environnementales, les avis d'accès, etc. ;

2. le calendrier prévu des travaux de construction, y compris les délais pour la délivrance des autorisations environnementales pertinentes, le raccordement au réseau, les tests d'achèvement et l'exploitation commerciale de la centrale électrique ;

3. une note descriptive contenant une description technique, économique et environnementale complète du projet ;

4. le budget du projet ;

5. la documentation prouvant que l'entrepreneur a obtenu des droits sur le terrain pour la construction et l'exploitation du projet (sauf pour les PCH, qui ont droit à l'expropriation des terrains pour le réservoir et la centrale électrique) ;

6. certification des mesures de vent et de la production annuelle d'énergie estimée des projets éoliens, délivrée par une entité de certification indépendante ;

7. l'avis d'accès ;

8. permis d'eau, pour les PCH et les centrales thermoélectriques;

9. les licences environnementales applicables au projet ;

10. les études environnementales produites pour la demande d'autorisation environnementale ;

11. pour les centrales thermoélectriques (telles que la biomasse et le biogaz), preuve de la capacité de la centrale's à stocker suffisamment de combustibles pour un fonctionnement continu à capacité nominale ;

12. pour les PCH, la conception de base de la centrale ou le projet de mise à niveau ou de rénovation de la centrale approuvé par l'ANEEL ;

13. pour les projets solaires, la certification des données solarimétriques, délivrée par un organisme certificateur indépendant ; et

14. pour les projets éoliens, une déclaration selon laquelle les éoliennes à déployer seront nouvelles.

Une fois qu'un projet a été déclaré techniquement qualifié par EPE, il sera autorisé à participer aux enchères du marché réglementé. Une entité participant aux enchères doit satisfaire à certaines exigences juridiques, fiscales et financières énoncées dans l'appel d'offres public's de l'enchère applicable, telles qu'une valeur nette minimale correspondant à 10 % du projet's budget et l'exigence de présenter une caution de soumission d'un montant correspondant à 2,5 pour cent de l'investissement total requis pour le projet (en cas de succès dans l'enchère, une caution de bonne exécution correspondant à 10 pour cent de ce montant doit être délivrée pour remplacer le cautionnement de soumission).

Si un projet réussit à vendre de l'énergie aux enchères, MME délivrera une autorisation de production et la construction doit commencer. Si un entrepreneur parvient à terminer un projet avant la date à laquelle l'approvisionnement en énergie est censé commencer, il peut vendre l'énergie produite avant cette date sur le marché libre.

Si la construction d'un projet n'est pas achevée à temps, le producteur doit acheter de l'électricité sur le marché libre pour remplir ses obligations en vertu du PPA. Dans ce cas, cependant, le producteur recevra des paiements calculés en fonction de celui des prix suivants qui est le plus bas :

1. le prix PPA (ou 85 pour cent de celui-ci si la livraison est retardée de plus de trois mois) ;

2. une combinaison du prix spot moyen de l'énergie et d'un spread calculé conformément à la réglementation ANEEL' ou

3. le prix réel fixé dans l'accord de libre marché conclu par le producteur.14

Marché libre

Les producteurs, les agents de commercialisation et les consommateurs libres peuvent échanger de l'électricité dans un environnement de marché libre, dans des conditions de liberté contractuelle. Le marché libre représente près de 30 pour cent de la quantité totale d'énergie commercialisée au Brésil.

Les PPA du marché libre ne nécessitent pas l'approbation préalable de l'ANEEL ou de la MME, ni d'être enregistrés auprès de l'une de ces autorités. Les parties au PPA doivent cependant fournir des informations concernant les quantités d'énergie et la période d'approvisionnement dans le système électronique du CCEE'à temps pour que l'accord soit utilisé pour régler le marché de l'énergie. Le CCEE et l'ANEEL ont le pouvoir de demander des copies des AAE à des fins d'inspection.

Contrairement aux AAE mis aux enchères, les accords de libre-marché ont tendance à être conclus à court ou moyen terme, et les AAE sur le marché libre d'une durée supérieure à cinq ans sont relativement rares. En raison de l'absence de flux de revenus sûrs à long terme pour les PPA du marché libre, il est plus difficile de structurer des mécanismes de financement par financement de projets que pour les projets de vente d'énergie via des PPA aux enchères, qui ont un flux de revenus garanti à long terme.

Les consommateurs gratuits sont qualifiés comme suit :

1. consommateurs spéciaux gratuits : consommateurs avec une charge souscrite de 0,5 MW, s'ils peuvent acheter de l'électricité à partir de sources renouvelables uniquement ; et

2. consommateurs gratuits : consommateurs avec une charge souscrite de 3MW (MME a récemment publié une ordonnance réduisant la demande de charge à 2,5MW au 1er juillet 2019 et à 2MW au 1er janvier 2020).15

Des incitations

Enchères spéciales sur les énergies nouvelles

Comme mentionné ci-dessus, MME et ANEEL peuvent mener des enchères d'énergie spécifiquement pour la production d'énergie renouvelable ou des sources alternatives, créant une demande pour des AAE à long terme (20 à 25 ans) pour des projets d'énergie renouvelable. Historiquement, au moins une enchère pour les énergies renouvelables a été réalisée chaque année.

Au début du développement des énergies renouvelables non hydroélectriques au Brésil, des enchères spéciales étaient requises spécifiquement pour ces sources car elles ne pouvaient pas concurrencer les sources d'énergie conventionnelles. Cependant, à mesure que le marché a évolué, l'éolien et le solaire sont devenus des sources d'énergie compétitives et ont commencé à concurrencer l'énergie conventionnelle dans les enchères énergétiques.

Pour 2019, deux enchères étaient prévues pour les sources éoliennes, solaires, hydroélectriques et thermoélectriques : les enchères A-6 et A-4.

Tarifs réseaux subventionnés

Les producteurs de sources renouvelables (hydroélectricité, biomasse, biogaz, éolien, solaire et cogénération qualifiée) injectant jusqu'à 300 MW d'électricité dans le réseau, ainsi que les consommateurs qui achètent de l'électricité auprès de ces générateurs, ont droit à une remise de 50 % sur les tarifs d'utilisation du réseau. .16Cette incitation joue un grand rôle dans la promotion des investissements dans les énergies renouvelables au Brésil et a contribué à créer une grande part pour'énergie incitative' sur le marché libre de l'énergie au Brésil.

Cette incitation ne s'applique pas à la production décentralisée.

La loi n°14 120/2021 du 3 mars 2021 a décidé que les projets de production d'électricité renouvelable ne pourront plus bénéficier de la remise sur les tarifs du réseau. Certaines règles de transition sont cependant en place :

1. pour les projets opérationnels, l'avantage continuera de s'appliquer pendant la première période de l'autorisation de production d'électricité concernée (généralement 35 ans) ;

2. la remise reste valable pour les nouveaux projets ou les augmentations de capacité, mais uniquement pour les projets qui obtiennent l'autorisation de production d'électricité correspondante jusqu'au 31 août et démarrent leur exploitation commerciale dans les 48 heures suivant la date de l'autorisation ; et

3. une remise de 50 % continuera de s'appliquer pendant une période de 5 ans à compter du 1er septembre 2020, et une remise de 25 % continuera de s'appliquer pendant une période de 5 ans par la suite, pour les nouveaux projets de petite production hydroélectrique (jusqu'à 30MW de capacité installée).

La nouvelle loi est née d'une opinion largement répandue selon laquelle les projets de production d'énergie renouvelable (en particulier l'énergie solaire et éolienne) sont devenus des alternatives compétitives et ne nécessitent plus de subventions tarifaires pour le réseau pour être économiquement réalisables. En fait, le solaire et l'éolien sont devenus si compétitifs que seuls quelques petits projets hydroélectriques ont pu remporter de nouvelles enchères énergétiques au cours des 5 dernières années.

Afin de compenser la fin des subventions tarifaires du réseau, le gouvernement fédéral doit, dans les 12 mois à compter du 1er septembre 2020, établir des directives pour la création de nouveaux mécanismes ou marchés tenant compte des attributs environnementaux des nouveaux projets d'énergie renouvelable. On s'attend à ce que le Brésil ait organisé des marchés pour'certificats d'énergie verte','certificats de réduction d'émissions' ; et les accords d'obligations vertes dans un avenir prévisible.17

Exemption ICMS et PIS/COFINS sur la production distribuée

La quantité d'électricité fournie par les sociétés de distribution aux consommateurs correspondant à la quantité d'électricité injectée dans le réseau par les projets de production distribuée est exonérée de l'ICMS (une taxe brésilienne similaire à la TVA). L'exemption a été autorisée par l'Accord CONFAZ ICMS n° 16/2015 et reproduite par la législation de la plupart des États. L'ICMS est une taxe d'État et les taux varient normalement entre 12 pour cent et 20 pour cent selon l'état et le type de consommateur.18L'exemption ICMS sur la production distribuée hors site (lorsque la centrale électrique et les installations de consommation ne sont pas situées au même endroit) s'applique différemment selon la législation de chaque État.

De même, la quantité d'électricité fournie est exonérée des taxes fédérales PIS/COFINS.19Le taux PIS/COFINS est de 9,25 %.

Sans les exonérations, les taxes s'appliqueraient aux factures émises par les sociétés de distribution d'électricité aux consommateurs utilisant le système de facturation nette de la production décentralisée.

Exemption ICMS sur les équipements

Conformément à l'Accord CONFAZ ICMS n° 101/97, tel que modifié, les équipements de production d'énergie éolienne et photovoltaïque sont exemptés d'ICMS.

Certains équipements photovoltaïques, tels que les onduleurs et les trackers, n'ont toutefois pas été couverts par l'exemption.

Réduction d'impôt pour le développement des infrastructures

En vertu de la loi n° 11, 488/2007, les projets de production d'énergie renouvelable ont droit à l'exonération PIS/COFINS sur les équipements, les matériaux et les services à comptabiliser comme immobilisations du projet.

Pour avoir droit à la réduction d'impôt pour développement d'infrastructures (appelée REIDI), le projet doit avoir obtenu une autorisation de production d'électricité et avoir demandé à être qualifié de projet prioritaire, qui est normalement accordé par l'ANEEL.

Obligations de projet incitatives

Les projets déclarés prioritaires par l'ANEEL (voir ci-dessus) ont également le droit d'émettre des obligations de projet incitatives (également appelées obligations vertes).

La loi n° 12 431/2011 régit les obligations de projet incitatives. Les personnes physiques détenant ces obligations sont exonérées d'impôt sur le revenu, et les détenteurs d'obligations personnes morales paient un impôt sur le revenu à un taux de 15 pour cent. Les obligations doivent avoir une échéance d'au moins quatre ans et payer des intérêts à des intervalles ne dépassant pas 180 jours.

iStructures de transaction de financement de projet

En raison de la complexité des projets d'énergies renouvelables, de leurs coûts de structuration élevés et de leurs longues périodes de mise en œuvre, le financement de projet est le mécanisme de financement privilégié au Brésil. La plupart des projets d'énergies renouvelables sont actuellement développés dans le cadre d'enchères énergétiques où les AAE réglementés représentent la principale source de revenus. À la lumière de cela, la capacité de conclure des contrats à long terme offrant des flux de trésorerie prévisibles rend les projets d'énergie renouvelable particulièrement bien adaptés au financement de projet.

Diverses structures de prêt sont couramment utilisées pour le financement de projets au Brésil (certaines d'entre elles sont très similaires à la pratique internationale, comme les prêts directs et les prêts syndiqués, avec des agents administratifs et de sécurité, des accords entre créanciers et des accords de partage de garantie), y compris des prêts à recours limité (c'est-à-dire , prêts garantis par les actifs du projet et payés entièrement à partir des flux de trésorerie du projet), plutôt que sur les actifs généraux ou la solvabilité des sponsors du projet.

Les structures de propriété couramment utilisées dans les financements de projets brésiliens pour les projets d'énergie renouvelable impliquent généralement des investisseurs en capital (appelés sponsors) et des fournisseurs de dette qui accordent des prêts à la société de projet, un véhicule à usage spécial constitué dans le but exclusif de posséder et d'exploiter un certain projet. La BNDES, la banque de développement publique brésilienne, a toujours joué un rôle majeur dans le financement des grands projets. Outre la BNDES, Banco do Nordeste do Brasil,20les banques et fonds publics tels que Banco do Brasil, Caixa Econômica Federal et FI-FGTS,21ainsi que certaines banques commerciales et d'investissement brésiliennes et internationales, ont également été très actives dans le financement de projets au Brésil.

La BNDES, qui était traditionnellement le principal prêteur du secteur des infrastructures au Brésil, a changé de stratégie et propose désormais des taux plus proches des taux du marché. Cela crée une opportunité pour les banques commerciales (nationales et étrangères) et les marchés des capitaux de prendre une importance croissante dans le financement à long terme des infrastructures. Dans ce contexte, les obligations d'infrastructure sont de plus en plus utilisées pour financer des projets au Brésil et, lorsqu'elles sont émises dans le cadre du financement de projets électriques, elles peuvent bénéficier d'incitations fiscales (voir section III.ii).

Les taux d'intérêt officiels (SELIC, créé en 1996) sont actuellement à leur plus bas niveau dans l'histoire de cet indice, et le financement de projets dans le secteur des énergies renouvelables devrait s'accélérer lorsque l'économie brésilienne commencera à se remettre de la pandémie de covid-19. Malgré les interruptions causées par la pandémie de covid-19, selon le ministère brésilien des Finances, en 2020, l'émission de ces obligations a dépassé pour la première fois les décaissements de la BNDES.

jeÉnergie renouvelable distribuée et résidentielle

Depuis mai 2012, le Brésil a mis en place le cadre réglementaire pour l'exploitation de la production distribuée mini (jusqu'à 75 kW) et micro (entre 76 kW et 5000 kW) à partir de sources solaires, éoliennes, hydrauliques, biomasse ou de cogénération qualifiée, ainsi qu'un système de facturation nette permettant aux utilisateurs finaux d'injecter de l'électricité dans le réseau et de compenser les coûts de la facture énergétique.22

Après un démarrage lent et une révision de la législation,23le marché de la production distribuée a connu une croissance exponentielle. Le Brésil compte désormais 502 888 projets de production distribuée, dont 502 473 projets solaires, 312 projets thermoélectriques, 34 mini-projets hydroélectriques et 69 projets éoliens avec une capacité installée totale de 6 GW et 612 929 consommateurs utilisant le système de facturation nette de la production distribuée.24

La portée de l'accord de facturation nette pour la production distribuée a été fortement critiquée et devrait être abordée par la révision prospective de la résolution ANEEL n° 482/2012 (initialement attendue avant le 31 décembre 2019) (voir Section IV.ii). Actuellement, les consommateurs produisant de l'énergie hors site ont le droit d'utiliser la puissance fournie au réseau de distribution pour compenser à la fois les tarifs de l'énergie et du réseau, malgré l'utilisation du réseau à des fins de consommation d'énergie. Cela a été considéré comme une subvention croisée (c. mécanisme.

Le marché s'attend à ce que la facturation nette soit réduite uniquement pour compenser les tarifs de l'énergie, et non les tarifs du réseau. Étant donné que les tarifs du réseau sont la principale composante des coûts d'approvisionnement en énergie, les gains économiques résultant de l'utilisation de la production distribuée seront considérablement réduits si seuls les tarifs de l'énergie sont autorisés à être compensés.

La question a fait l'objet de discussions réglementaires et politiques alambiquées, qui ont retardé la publication du règlement modifié par l'ANEEL (en fait, l'amendement doit encore être publié au moment de la rédaction et un nouveau projet de loi rendant la production distribuée incitations obligatoires est en discussion au congrès national).

iiiDéveloppement de financement hors projet

Les projets d'énergies renouvelables attirent également des sociétés de capital-investissement, des fonds de pension, des fonds d'investissement, des compagnies d'assurance et des family offices à la recherche de rendements plus élevés, et ceux-ci offrent des alternatives de financement très appréciées pour l'industrie.

Une autre tendance notable est le réinvestissement du produit des fusions et acquisitions par les participants existants dans de nouveaux projets. EDP ​​Renováveis ​​(EDPR) du groupe portugais EDP a récemment vendu sa participation dans un projet de parc éolien opérationnel de 137 MW nommé Babilônia, situé dans l'État de Bahia à une filiale de l'investisseur privé Actis, pour un total de 650 millions de reais.25Cette vente fait partie de la stratégie de recyclage du capital d'EDPR's, consistant en la vente de participations majoritaires dans des projets opérationnels et de développement, permettant à EDP de réinvestir dans des opportunités de croissance relutives.26À peu près à la même époque, la BNDES a approuvé un financement de 1 milliard de reais pour la construction et la mise en œuvre de six parcs éoliens de 319,2 MW et d'une sous-station associée par EDR, situés à Rio Grande do Norte,27confirmant la tendance au réinvestissement des recettes dans de nouveaux projets.

Le Brésil a une chaîne d'approvisionnement établie de longue date pour les sources renouvelables conventionnelles (hydroélectriques et thermoélectriques), avec la présence de fournisseurs de toutes tailles, nationaux et internationaux.

Principalement en raison des exigences de contenu national dans le cadre du programme d'incitation aux énergies renouvelables PROINFA (qui a aidé à démarrer l'industrie de l'énergie éolienne au Brésil en 2004) et du programme de financement de la BNDES, une chaîne d'approvisionnement complète pour les projets éoliens a été développée au Brésil. Enercon (connu sous le nom de Wobben au Brésil), Siemens Gamesa et General Electric ont été les premières entreprises à mettre en place des installations de fabrication, suivies par Vestas et Suzlon, entre autres. En plus des principaux fabricants de turbines, le Brésil compte une myriade de fournisseurs de composants, notamment pour les tours, les aubes et les pièces métalliques moulées.

Pour les équipements photovoltaïques, la tendance est similaire, avec des fabricants importants tels que BYD et Canadian Solar ayant établi des installations locales.

Concernant les volumes contractés uniquement via des enchères régulées, 2,5 GW de capacité de production solaire supplémentaire sont en cours de construction et de mise en service d'ici 2022.28et 5,2 GW de capacité éolienne supplémentaire seront opérationnels d'ici 2023,29créant une demande importante d'équipements, de financement et de services.

Une nouvelle réforme de la réglementation est attendue pour 2022, visant à garantir que les mesures et les mécanismes actuellement utilisés sont adaptés pour développer le secteur de l'électricité afin de répondre à la demande toujours croissante d'énergie au Brésil à un rythme adéquat pour assurer l'approvisionnement ; et ajuster l'architecture'des signaux économiques' ; pour de nouveaux investissements et une meilleure allocation des ressources, pour améliorer l'efficacité économique. La nouvelle législation doit prendre en compte des questions telles que :

1. expansion du marché libre;

2. bancabilité du secteur de l'électricité (au-delà du financement subventionné des banques de développement) ;

3. introduction de nouvelles technologies (stockage d'énergie, centrales hydroélectriques réversibles, centrales hybrides, etc.) ;

4. une meilleure coordination de l'expansion du transport par rapport aux systèmes de production ;

5. ressources énergétiques distribuées;

6. de nouveaux projets de production d'énergie nucléaire ;

7. des voies alternatives pour la commercialisation de l'électricité produite par Itaipu ;

8. de nouvelles formes de répartition centralisée de la production d'électricité à partir de l'ONS ; et

9. les installations de démantèlement et de modernisation.