Brasil tendrá 84 GW de energía solar para autoconsumo en 2050

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Brasil debería alcanzar los 83,6 GW de capacidad de generación solar en sistemas ubicados en el propio lugar de consumo para finales de 2050, según proyecta Bloomberg NEF. La empresa de investigación y análisis de mercado también prevé que el país podría acumular una capacidad de almacenamiento de energía de 22,74 GWh en el mismo periodo.

Los datos, detallados a petición de pv magazine, forman parte del informe «Realizing the potential of customer-sited solar» realizado por BNEF en colaboración con Schneider Electric. En total, el estudio determinó que la capacidad de energía solar in situ podría alcanzar los 2,2 TW (2.200 GW) en todo el mundo.

Por su parte, se espera que el almacenamiento localizado in situ acumule 1 TWh (1.047 GWh) durante el mismo periodo, y la gran mayoría (89%) de este volumen no se instalará hasta después de 2030, a medida que los costes de las baterías disminuyan. Esta capacidad total estará asociada a 450 GW de generación solar localizada en los clientes.

El caso de negocio de la energía solar con almacenamiento es inicialmente peor que el de la energía fotovoltaica sola. Esto se debe a que la adición de energía solar crea más valor, ya que genera energía en las horas punta y ayuda a compensar la factura de consumo de energía del cliente en esos momentos. El coste incremental de añadir almacenamiento supera actualmente sus beneficios.

Estas tecnologías se desplegarán en 167 millones de hogares y 23 millones de empresas en todo el mundo de aquí a 2050, lo que permitirá obtener importantes beneficios en materia de descarbonización. Pero, según el informe, el diseño de las tarifas y de las políticas públicas será clave para habilitarlas. Se espera que China y Estados Unidos lideren las instalaciones de ambas tecnologías.

La generación in situ es una parte importante del movimiento hacia la descentralización de los sistemas eléctricos. Esta tendencia podría contribuir como una solución más duradera al actual escenario brasileño, en el que la crisis hidroeléctrica -vinculada a la crisis climática- restringe la principal fuente de generación del país (60% de la capacidad instalada), lo que lleva al uso de plantas térmicas alimentadas por combustibles fósiles y a la importación de energía de los países vecinos. Vale la pena recordar que las plantas solares centralizadas se ven impedidas para generar a plena capacidad en Brasil por las restricciones en el sistema interconectado nacional, incluso en este escenario.

Evolución de la generación solar in situ en Brasil (en MW). Elaborado por el autor con datos de Bloomberg NEF

 

Evolución del almacenamiento en el lugar de consumo en Brasil (en MW). Elaboración propia con datos de Bloomberg NEF. Imagen: pv magazine

 

 

 

La proyección de crecimiento de Bloomberg NEF, aunque no se limite a la micro y minigeneración distribuida, converge con el escenario de referencia dibujado por la EPE para el crecimiento de esta modalidad, que prevé una capacidad acumulada de 26 GW hasta 2031 -en la modelización de BNEF, serían 24 GW hasta 2031-.

La modelización de BNEF considera únicamente la fuente solar en el lugar de consumo, mientras que EPE realizó el estudio incluyendo otras fuentes y las modalidades de autoconsumo remoto y generación compartida, en las que el sistema se instala en un lugar distinto al de la unidad consumidora.

 

La retribución en Brasil y en el mundo

El informe «Realizing the potential of customer-sited solar» concluye que el rápido descenso de los costes de la tecnología solar ya ha hecho más económico para los hogares y las empresas generar su propia energía en muchos mercados. En Australia, por ejemplo, el periodo de recuperación de los hogares que invierten en energía solar ha sido favorable, en menos de 10 años desde 2013. Como resultado, la adopción ya ha despegado, con más de 2,5GW de energía solar residencial añadidos solo en 2020.

En Brasil, la amortización estimada para los consumidores residenciales oscila entre 3 y 5 años, dependiendo del estado (con variaciones de tarifas e impuestos). Para los consumidores comerciales, la amortización puede variar entre 3 y 4,9 años. Estas estimaciones son de la consultora Greener, referidas al primer semestre de 2021.

Una variable importante que puede influir en Brasil es el sistema arancelario vigente. El informe señala que en Francia la tasa interna de retorno de los proyectos (inversamente proporcional al periodo de amortización) puede aumentar hasta 1,5 puntos porcentuales cuando el consumidor se acoge al sistema de tarifa horaria variable, en comparación con la tarifa «plana», que no varía a lo largo del día. Cabe recordar que los estudios sobre nuevas modalidades tarifarias están en discusión en Brasil y forman parte de la agenda regulatoria de Aneel para 2021/2022.

 

El despertar de los mercados en todo el mundo

La experiencia en varios mercados muestra que la adopción de la energía solar se produce principalmente cuando tiene sentido económico para los hogares y las empresas que invierten en la tecnología, normalmente en forma de altas tasas internas de rendimiento (TIR) o cortos periodos de amortización. En las regiones en las que la economía aún no ha alcanzado estos puntos de inflexión, los responsables políticos están introduciendo incentivos específicos para crear condiciones de mercado favorables y adelantar el despliegue.

Un ejemplo es Francia, donde los incentivos existentes significan que la energía solar residencial puede lograr tasas internas de retorno de alrededor del 18,5% (una recuperación de cinco años), y las instalaciones comerciales logran una TIR del 10,4% (una recuperación de nueve años). Esto ha estimulado el crecimiento gradual del mercado, hasta alcanzar unos 500 MW de instalaciones en 2020.

Una consideración importante en la fase inicial de desarrollo del mercado es evitar un auge insostenible. El diseño de las políticas debe tener en cuenta el hecho de que los costes de la energía solar seguirán bajando con el tiempo, y moderar las ayudas para reflejar esta dinámica cambiante.

La ventaja económica de añadir energía solar durante la construcción de nuevos edificios es particularmente fuerte. Esto se debe a que los llamados «costes indirectos», que incluyen el marketing y las ventas, así como los costes de mano de obra y de construcción, pueden reducirse, mientras que los beneficios siguen siendo los mismos. En California, el argumento económico para añadir energía solar residencial a las viviendas existentes ya es interesante, con una TIR del 20%, pero el nuevo informe estima que esa cifra se duplica, con una TIR del 40%, cuando se añade energía solar durante la construcción. En Francia, la TIR de la energía solar residencial puede aumentar hasta el 28% cuando se añade durante la nueva construcción.

 

 

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