28 de septiembre de 2020 - Canal Energía solar

El sector eléctrico brasileño atraviesa un período de discusiones sobre un nuevo marco regulatorio. El 2 de septiembre se lanzó la MP 998 (Medida Provisional 998/2020) que, entre varios puntos abordados, extingue, a partir de los 12 meses a partir de la fecha de su publicación, el descuento aplicado a la TUST (Tarifa por Uso de Servicios de Transmisión) y TUSD (Tarifa por Uso de Servicios de Distribución) de plantas de procedencia incentivada. Según Greener, empresa de investigación y consultoría especializada en el sector de la energía fotovoltaica, este cambio podría aumentar el precio de la energía en R$ 20 MWh, impactando significativamente las inversiones. Por tanto, debe ser analizado detenidamente por los promotores e inversores de grandes plantas. Actualmente, las plantas solares con hasta 300 MW de MUST/D (Cantidad de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución) tienen derecho a un descuento del 50% en la tarifa de uso del cable. A la hora de fijar el precio de la energía, el empresario contabiliza este descuento en su modelo financiero, lo que le permite tener condiciones más competitivas. Además, los compradores de esta energía también tienen derecho al mismo porcentaje de descuento que el generador. Este beneficio se justifica como una forma de incentivar fuentes alternativas y diversificar la matriz energética del país. Su fin, según lo previsto en la MP 998, impactará en los nuevos desarrollos que se otorguen sin este derecho, afirmó la consultora. Simulaciones de precios Greener utilizó, con fines ilustrativos, las plantas contratadas en la 30ª LEN (Subasta de Nuevas Energías) de 2019, considerando el TUST, la cantidad de energía vendida y el precio de estos proyectos. Inicialmente se simuló el flujo de caja referente a la porción de garantía física contratada y se calcularon los indicadores flujo de caja acumulado en valor actual, valor presente neto y tasa interna de retorno durante los 20 años del contrato. Luego, se simuló el mismo proyecto sin descuento, comprobando a qué precio se debía vender la energía para obtener, al final de 20 años, los mismos indicadores financieros (TIR, VAN y flujo de caja acumulado) que se esperaban con descuento. La consultora señaló que los indicadores no presentaron diferencias significativas para ninguno de los proyectos, lo que demuestra que la elección del indicador no afecta significativamente el resultado. Para efectos de simulación no se consideró la utilización de financiamiento, realizándose el aporte en un 100% con capital propio. Vea a continuación la tabla que presenta un resumen de los ganadores de la 30° LEN, destacando la garantía física contratada, la cantidad de energía, el precio y el TUST sin el descuento del 50%. En ese momento, las plantas vendían entre el 30% y el 50% de su garantía física y tenían tamaños que oscilaban entre 20 MW y 75 MW. El valor de la energía rondaba los 84 R$/MWh para todos los proyectos. Resumen e información sobre los proyectos Aún según Greener, al observar los valores para la simulación sin descuento, es posible ver que este porcentaje sube al rango del 50% al 60%. El aumento de los costes totales osciló entre el 38% y el 50%. La siguiente figura ejemplifica la participación porcentual de cada componente en el costo anual de operación y mantenimiento, impuestos, tarifas, gastos administrativos y costos de transmisión. Algunos componentes de los impuestos y tasas son proporcionales a los ingresos obtenidos, por lo que con un aumento de los precios de la energía también se produciría un aumento de estos costes. Participación en los costos anuales de operación y mantenimiento de la planta La consultora también afirmó que los resultados de la simulación muestran que el aumento de los precios de la energía oscila entre el 11% y el 23%, con un aumento de casi 20 reales/MWh en algunos casos. Cuanto mayor sea el valor del TUST, mayor será el impacto en los ingresos y, por tanto, mayor será el ajuste en el precio de la energía. La planta C1, que tiene un valor TUST menor, sufriría un menor impacto con un aumento de R$ 9,54/MWh, equivalente al 11% del valor inicial. Las centrales B1 a B4, que tienen la TUST (Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión) más alta, necesitarían ajustes del 23%, equivalentes a aproximadamente R$ 19,60/MWh, para garantizar los mismos indicadores al final del contrato de 20 años. Además, el potencial solar del lugar donde se instalará la planta también puede influir en la situación, modificando su garantía física y mitigando los impactos. La siguiente tabla presenta los resultados para cada una de las plantas, mostrando el valor de la energía con descuento, el valor simulado sin descuento, la variación en R$/MWh y la variación porcentual. Resultados de simulación sin descuento Sobre la simulación Greener destacó que la simulación realizada no considera los valores reales de costos de O&M (Operación y Mantenimiento) entre otros que realmente tienen las plantas. Sólo se utilizaron estimaciones basadas en un CAPEX (gasto de capital) unitario fijo. Las medidas de eficiencia administrativa, la optimización del CAPEX y el uso de líneas de financiación pueden cambiar los resultados. Otra salvedad importante es que, si bien se tomaron como referencia las plantas del 30 LEN de 2019, no se verán afectadas por el fin del descuento. El cambio sólo se aplicaría a nuevas concesiones otorgadas después de la fecha límite establecida en la Medida Provisional 998.

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