Por qué los mercados crediticio y energético de Brasil no están sincronizados

Los mercados crediticio y energético en Brasil atraviesan períodos de estrés y fortaleza, respectivamente, de acuerdo con Caio Albuquerque, director de mercados de capital de deuda de EQI Partners.

EQI es una firma de asesoría financiera con 22.000 millones de reales (US$4.500 millones) bajo custodia y que cuenta con el banco BTG Pactual entre sus socios.

En esta entrevista, Albuquerque explica las perspectivas de financiamiento para el sector eléctrico local.

BNamericas: ¿Cómo evalúa el escenario para el financiamiento de proyectos energéticos en Brasil?

Albuquerque: Los mercados energético y crediticio presentan cierto antagonismo. El de créditos está muy estresado. Hubo un cambio significativo desde principios de año, como efecto del desplome de los precios de las acciones de [el gran minorista Lojas Americanas] y de [la concesionaria de distribución de electricidad del estado de Río de Janeiro] Light [enfrentada a problemas financieros]. Eso generó un aumento de retiros por parte de inversionistas y redujo las nuevas emisiones de bonos privados.

Por otro lado, el mercado de la energía está en auge, sobre todo en lo que respecta a generación distribuida. Ha habido una fiebre del oro en este nicho, donde los desarrolladores han presentado el mayor número de solicitudes de conexión en un corto periodo de tiempo para asegurarse la exención total del cargo por uso del sistema de distribución. No se aprobarán todas las solicitudes, pero seguirá habiendo numerosos proyectos que se pondrán en marcha.

Cuando se aprueba un proyecto, hay un período de 12 meses para conectar la planta. Esto crea urgencia, especialmente para proyectos más grandes, que requieren un mayor grado de apalancamiento para ser viables.

BNamericas: ¿Cómo ve el mercado de generación centralizada?

Albuquerque: Hemos visto una fuerte caída porque el precio de la energía (PLD, en el mercado libre) es muy bajo. Es difícil cerrar acuerdos de compra de energía a medio y largo plazo, ya que los consumidores compran en el mercado libre [no regulado o spot], a dos o tres años [a 60 reales/MWh].

En generación distribuida, el límite por planta es de 5MW. Pero hay grupos que tienen 60MW para implementar, una planta al lado de otra. Esto se configura prácticamente como generación centralizada, cuando las plantas están en una misma zona geográfica. Pero hay muchos casos de proyectos de un mismo grupo que están repartidos por varios estados. Y construir varias plantas en diferentes lugares, con diferentes equipos de ingeniería, tratando con diferentes distribuidoras, con diferentes plazos implica mayores riesgos.

En un estado como Minas Gerais, ya es más difícil obtener contratos confiables de generación distribuida. Muchos son a muy corto plazo, seis meses, por ejemplo, porque ya hay una mayor oferta de generadoras. Desde el punto de vista del prestamista, esto también constituye un riesgo. Para mí, es mejor tener un contrato a largo plazo que financiar una planta que comenzará a venderse a muy corto plazo.

BNamericas: São Paulo recientemente superó a Minas en generación distribuida. ¿Es ese también el caso allí?

Albuquerque: El punto es que en São Paulo la demanda es considerablemente más alta que en Minas.

BNamericas: ¿Cuál es más fácil de financiar: la generación distribuida o la generación centralizada?

Albuquerque: La generación centralizada, porque el plazo para pagar la deuda es más corto. Hacemos emisiones a 10 años para la generación centralizada. Esto difícilmente se ajusta a la generación distribuida, cuyos plazos son de 15, 20 años.

La generación distribuida tiene una generación de efectivo más cómoda hoy, por lo que es posible amortizar la deuda antes, también porque la cantidad es mucho menor.

BNamericas: ¿Cuál es el perfil y volumen de las solicitudes de financiamiento que analiza EQI Partners hoy?

Albuquerque: Estamos analizando proyectos que suman entre 80MW y 100MW, casi todos de generación distribuida. Si se aprobaran todos estos proyectos, estaríamos hablando de una inversión de 350 millones-400 millones de reales.

Además de la energía solar, existen proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas [PCH, 1-5MW] y minicentrales hidroeléctricas [CGH, hasta 1MW].

BNamericas: ¿No hay proyectos eólicos?

Albuquerque: La energía eólica está básicamente centralizada, y nos han llegado menos solicitudes con ese perfil para analizar. Pero no descartamos esa posibilidad.

BNamericas: El bajo precio en el mercado libre refleja condiciones hidrológicas favorables, que pueden cambiar dependiendo de las próximas temporadas seca y húmeda.

Albuquerque: Dependiendo de los niveles de los embalses, los proyectos inactivos podrían retomarse.

BNamericas: ¿Por qué los consumidores hoy en día no cierran contratos de largo plazo en el mercado libre, aprovechando la recesión?

Albuquerque: Porque casi ninguna generadora querrá hacerlo. Hay quienes venden energía a precios bajos para mantener activas las plantas, pero no creo que haya una generadora 100% no contratada vendiendo todo a los niveles actuales de PLD.

BNamericas: ¿Algún comentario adicional?

Albuquerque: Hemos estado usando mucho el instrumento CRI [certificado de cuentas inmobiliarias por cobrar] para financiar proyectos de generación distribuida. Se ve muy bien porque está exenta del [impuesto] IRPF y tiene una gran estructura de garantías. Es una mezcla de financiación de proyectos, con una garantía real.

En 2022 llevamos a cabo una emisión de deuda de 47 millones de reales para un proyecto de generación distribuida en Río de Janeiro, con un perfil de contrato a 10 años y una multa en caso de incumplimiento del contrato por parte del comprador de energía. Son consumidores de baja tensión, pero con un alto nivel de consumo.

Y, este año, emitimos 112 millones de reales, con el primer tramo de 42 millones. El resto se emitirá en los próximos meses para construir un total de 27MWp en Minas Gerais, con consumidores de baja tensión y consumo medio. Son contratos a corto y mediano plazo, con una base fragmentada de empresas.