El protagonismo de la generación distribuida en el mercado solar brasileño

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Brasil entró recientemente en la lista de los 15 mayores países en capacidad de generación fotovoltaica, tras superar los 10 GW de capacidad instalada, atrayendo 52.700 millones de reales en inversiones. La generación distribuida fue la principal contribución a este hito, con más de 6 GW instalados en plantas de hasta 5 MW cada una y 33.000 millones de reales en inversiones. Y todo indica que los próximos 10 GW también procederán principalmente de esta modalidad de generación propia.

La Compañía de Investigación Energética (Empresa de Pesquisa Energética, EPE) simuló cinco escenarios de expansión de la micro y minigeneración distribuida, que indican una capacidad instalada de entre 23 y 42 GW en 2031. En el escenario de referencia, la EPE proyecta 26 GW instalados en 2031, que darán servicio a más de 3 millones de unidades de consumo. Es decir, el escenario considerado más probable es que GD añada aproximadamente 20 GW de capacidad en diez años.

En cambio, la EPE prevé que la generación centralizada, con plantas de más de 5 MW fuera del sistema de compensación de energía, acumule sólo 8,4 GW de capacidad en 2030. La empresa aún no ha actualizado sus estudios y proyecciones de generación centralizada para el ciclo hasta 2031. Actualmente, hay 3,8 GW de capacidad solar en plantas centralizadas. Esto supondría una expansión de algo más de 4 GW para 2030, según el escenario de referencia de la EPE.

Sin embargo, como señala la propia empresa investigadora, la ampliación indicada en los estudios del Plan Decenal de Expansión Energética contempla la satisfacción de las necesidades del sistema, tanto de potencia como de energía. Pero el gobierno solo puede controlar realmente el mix energético contratado en las subastas para abastecer el mercado regulado. En el mercado libre, que tiende a ampliarse en los próximos años con la apertura gradual para la adhesión de nuevos consumidores más pequeños, hay incentivos para la adquisición de energía renovable y no hay forma de que el gobierno determine la división de la satisfacción de la demanda.

Según Aneel, hay 24,7 GW de plantas solares centralizadas en ejecución en Brasil, con un calendario de entrada en funcionamiento hasta 2026. De este total controlado por la agencia reguladora, 23,3 GW están fuera del mercado regulado. Es decir, se trata de plantas que no fueron contratadas en una subasta, pero que ya están en ejecución -aunque la mayoría de ellas, 20,9 GW, no han iniciado su construcción-, muy probablemente destinadas al mercado libre.

Marco normativo en 2021

La regulación, actualmente bastante ventajosa, el descenso de los costes de los proyectos y el retorno de la inversión en cinco años de media, son algunos de los factores que han propiciado el crecimiento acelerado de la generación distribuida en los últimos años.

«Solo en 2020 y 2021 hubo 4 GW de inversiones realizadas por la sociedad. No conozco otra solución más rápida que además sea sostenible», afirma el director general de la asociación solar de Brasil, Absolar, Rodrigo Sauaia.

Con la reciente aprobación por parte de la Cámara de Diputados del proyecto de ley 5.829/19, que crea el Marco Regulatorio para la generación distribuida, el asunto fue enviado al Senado y la expectativa es que la ley sea promulgada todavía en 2021, dando más previsibilidad y seguridad jurídica al sector. El proyecto comenzó a discutirse todavía en 2019 y, tras muchas negociaciones, se llegó a la redacción actual con consenso general -la aprobación fue prácticamente unánime, al contar con 476 votos a favor y tres en contra-. «Hubo mucha negociación, mucho diálogo, todos tuvimos que ceder un poco. Pero con esto llegamos a un texto de consenso», dice Sauaia.

Uno de los escenarios de expansión de la micro y minigeneración estudiados por la EPE, el llamado «Cable B Gradual», se inspiró en los cambios en el sistema de compensación de energía que trajo el proyecto de ley. En esta proyección, la generación distribuida alcanzaría los 36 GW de capacidad en 2031, siendo más del 90% de fuente solar. Este escenario, sin embargo, tiene algunas diferencias en relación con el texto que se aprobó en la Cámara de Representantes.

Según el PL 5.829, los sistemas de generación distribuida ya instalados o los que tengan un informe de acceso emitido dentro de los 12 meses siguientes a la promulgación de la ley, permanecen bajo la normativa actual hasta el 31 de diciembre de 2045. Es decir, seguirán descontando los créditos energéticos de sus sistemas en todas las cuotas que componen la tarifa energética.

Para los nuevos consumidores con generación distribuida, la parte de la tarifa que remunera a las distribuidoras se empezará a pagar (no se puede compensar con créditos) de forma gradual, hasta su totalidad, en 2029. El llamado paquete B, que remunera los servicios y activos de las distribuidoras, corresponde aproximadamente al 17% de la tarifa energética. Los consumidores con generación distribuida deberán pagar el 15% de esta parcela a partir de 2023; el 30% a partir de 2024; el 45% a partir de 2025; el 60% a partir de 2026; el 75% a partir de 2027; y el 90% a partir de 2028.

En su proyección, la EPE consideró que el pago de la parcela B comenzaría en un 20% a partir de 2023 y alcanzaría el 100% a partir de 2031.

 

Contratación de generación distribuida de hasta 30 MW

Lo que también puede impulsar la generación distribuida, de «gran tamaño» pero aún propiedad del propio consumidor, es la posibilidad de contratación por parte de las distribuidoras. A finales de agosto, la Aneel cerró una consulta pública sobre el modelo de contrato para que los distribuidores de energía contraten los servicios auxiliares de las plantas de generación distribuida de hasta 30 MW.

En teoría, las distribuidoras pueden contratar energía de la generación distribuida desde 2015. Pero solo en 2018 se definieron los criterios específicos de fijación de precios para cada fuente -antes, la referencia era el precio de las grandes centrales hidroeléctricas, inviable para remunerar los pequeños proyectos-.

Quedaba por definir el modelo contractual, que deberá ser anunciado por Aneel a partir de las aportaciones recibidas durante la audiencia pública. «Ahora el juego ha empezado a suceder», dice Rodrigo Sauaia.

Copel, distribuidora de Paraná, ya ha sido autorizada para un proyecto piloto en el que puede contratar generación distribuida para probar el funcionamiento de las microrredes. Con la publicación del modelo de contrato de referencia, más distribuidores podrán unirse a él y publicar sus propios edictos. «No es una compra obligatoria, pero sabemos que los distribuidores de las regiones del sur y el sureste la están estudiando con detenimiento», dice Sauaia. La contratación puede ser ventajosa y una alternativa a la ampliación de la red.

«Además, como la DG está en la zona de operaciones del distribuidor, las ganancias de los proyectos, como los puestos de trabajo y las inversiones, se localizan en esas zonas. En el caso de los distribuidores que todavía están controlados por los gobiernos estatales, puede tener sentido como política pública», comenta Sauia.

 

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