Un análisis financiero realizado por Eduardo Tobias, fundador y director de Watt CapitalEl informe señala que las condiciones de financiación del Fondo Climático, gestionado por el BNDES (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social), garantizan una amplia competitividad para los sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías (BESS) fabricados en Brasil.
Según el modelo financiero elaborado por la consultora, un sistema BESS (Build-Energy Service) de producción nacional con certificación Finame (Financing of Machinery and Equipment) puede tener un coste de adquisición hasta un 20 % superior al de un competidor importado de China, y aun así generar la misma tasa de rentabilidad para el inversor en la próxima LRCAP (Capacity Reserve Auction).
Según Tobias, el modelo analizó el LCOS (Costo Nivelado de Almacenamiento) y trazó un mapa de cómo las variables de crédito, los cargos tarifarios, los términos del contrato y los incentivos fiscales impactan en los Ingresos Fijos (RAP) requeridos por los proyectos.
El análisis de Watt Capital consideró un escenario base estructurado con un alto apalancamiento financiero, en el que más del 70% del gasto de capital total del proyecto se financia mediante deuda.
La simulación técnica comparó la estructura actual de captación de agua con el acceso a las líneas de financiación ambiental:
- Situación crediticia actual: Actualmente, los sistemas de almacenamiento en Brasil no tienen acceso a bonos incentivados, lo que obliga a los desarrolladores a recurrir a bonos ordinarios (no incentivados);
- Migración al Fondo Climático: Al estructurar la financiación con una participación del 70% del Fondo Climático del BNDES y del 30% de FINEM, el proyecto logra alcanzar la misma Tasa Interna de Retorno (TIR) al tiempo que requiere un 11,5% menos de Ingresos Fijos en el proceso de licitación;
- Equivalencia en gastos de capital globales: Desde el punto de vista de la viabilidad, esta reducción del 11,5% en los ingresos necesarios equivale a una reducción del 16% en el gasto de capital total del proyecto (Capex).
Dado que el paquete de baterías (BESS, inversores/PCS y subestación de media tensión) representa entre el 70 % y el 80 % del Capex total de una planta de almacenamiento, el ahorro global del 16 % se refleja directamente en la tolerancia de precio del equipo.
En la práctica, el producto Finame de fabricación nacional obtiene un margen de beneficio que le permite costar hasta un 20% más en la factura en comparación con su competidor importado, sin perder competitividad.
La consultora subraya que el sector debería intensificar su búsqueda de bonos incentivados para el almacenamiento, para reducir su dependencia del Fondo Climático y para disminuir el... brecha competitividad de las soluciones importadas, nacionalización del BNDES, que se volverá más estricta con el paso de los años.
Ingeniería de mitigación y aseguramiento de riesgos
La estructuración de contratos de suministro sólidos, como los contratos EPC llave en mano completos y los contratos de mantenimiento a largo plazo (LTSA), se identifica como un factor clave para reducir la tasa mínima aceptable de retorno (MARR) exigida por el inversor.
- Compromiso entre gastos de capital y operación y mantenimiento: Los ahorros excesivos en los gastos de capital iniciales (Capex) a menudo resultan en altos costos operativos (Opex) en la operación y el mantenimiento (O&M) futuros debido a las pérdidas de rendimiento y la degradación acelerada.
- Reducir la percepción del riesgo: La existencia de garantías tecnológicas a largo plazo (de 15 a 20 años) proporciona una previsibilidad en el rendimiento que, si se combina con una ampliación del plazo del contrato de reserva a 15 años, permitiría al inversor aceptar una TMAR (Tasa Mínima Aceptable de Rentabilidad) más baja, reduciendo así el precio de la oferta en la subasta;
- Ajuste del mercado de seguros: El estudio subraya la necesidad de realizar un trabajo previo con las compañías de seguros nacionales, que tienen poca experiencia en asegurar proyectos de baterías, para evitar que los altos costes de los seguros obstaculicen la competitividad de los proyectos.
Influencia regulatoria: plazos y aranceles (TUST/TUSD)
El estudio de sensibilidad evaluó el impacto de las decisiones regulatorias en los ingresos necesarios para que las ofertas fueran viables:
- Plazos contractuales de 10 a 15 años: Según los contratos inicialmente previstos a 10 años para LRCAP, extender el plazo a 12 años reduce los ingresos requeridos entre un 4 % y un 5 %. Si el plazo se fija en 15 años, la ganancia de eficiencia oscila entre un 7 % y un 22 %, ya que diluye el riesgo de cola del activo y extiende el período de amortización de la deuda bancaria;
- Cargos por transmisión (TUST basado en la demanda): Si ANEEL Determinar la tarificación simultánea de TUST/TUSD para la generación y la carga (demanda); los proyectos requerirán una prima de ingresos adicional de entre el 11% y el 14% para absorber el coste de la tarifa, cuya combinación varía según la ubicación geográfica.
Viabilidad de los sistemas detrás del contador
Watt Capital ha identificado un cambio estructural en la viabilidad económica de los sistemas BESS instalados junto a centrales eléctricas centralizadas (eólicas y solares) para mitigar el desperdicio de energía debido a las limitaciones de la red (reducción).
Según datos recopilados por Bloomberg y por la consultora, el coste de las baterías estacionarias cayó un 45% interanual en dólares, un nivel favorecido por la contracción del tipo de cambio en el mercado interno.
Simultáneamente, el endurecimiento de las restricciones de flujo impuestas por la ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) y la volatilidad del PLD (Precio de Liquidación de Diferencias) horario han incrementado los costes para los generadores, que se ven obligados a recomprar energía en el Mercado Libre de Energía para cumplir con los contratos firmados.
El análisis concluye que la optimización económica de estos sistemas híbridos no reside en dimensionar las baterías para eliminar las interrupciones en la producción, sino más bien en calcular el punto óptimo que maximice el uso cíclico de la batería y proteja los ingresos de la planta frente a la volatilidad horaria de los precios.
La viabilidad debería verse reforzada por la posibilidad de reducir el IMPU (Impuesto Municipal sobre Servicios Urbanos) hasta en un 30% sin costes adicionales, tal como se analiza en la Consulta Pública 39/2023.
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