España es un ejemplo clásico del efecto “boom and bust”, que describe un periodo de rápido crecimiento seguido de un declive igualmente rápido. El país aprobó en 2007 un periodo de transición de un año para reducir las tarifas de remuneración de los sistemas de generación distribuida (GD). En 2008, las instalaciones crecieron un 400% respecto al año anterior. Con la entrada de los nuevos aranceles, el mercado cayó a cero en 2009 y luego volvió a valores tímidos en los años siguientes.
En el caso de Brasil, uno de los principales cambios es el pago gradual de la tarifa que remunera el uso de la red de las distribuidoras de energía (Tusd fio B) – que corresponde a aproximadamente el 28% de la tarifa de energía del consumidor residencial, en promedio. El cobro de este componente de la tarifa para los nuevos sistemas conectados a partir de 2023 comenzará en un 15% y aumentará un 15% año tras año hasta alcanzar el 90% en 2029.
En el análisis de EPE, por un lado, Brasil se asemeja a California por el pequeño y gradual cobro por el uso de la red. Por otro lado, el caso californiano es diferente porque adoptó como disparador para cambiar las reglas la capacidad instalada (MW), mientras que en Brasil y España se adoptó el disparador de fecha, lo que favorece el efecto de auge y caída.
Por lo tanto, hay incertidumbre en la dinámica de las instalaciones de micro y minigeneración distribuida (MMGD) en Brasil en los próximos años.
La Ley 14.300, mantuvo la esencia del modelo de compensación de energía regulado por la Aneel en 2012, en el que la energía generada e inyectada en la red por el consumidor se “transforma” en créditos para compensar en la próxima factura. Por otro lado, la ley trajo cambios que deberían repercutir en el ritmo y el mercado potencial de las instalaciones en Brasil.
La magnitud del efecto “prisa” previsto para 2022 y principios de 2023 para encajar los proyectos en la antigua normativa, por ejemplo, no se recoge en la modelización estándar de la EPE, ya que la velocidad de adopción es calibrada por el modelo en función del historial anual, y las cifras hasta 2021 no incorporan este factor de incentivo “extra”. Además, hay incertidumbre sobre los efectos de esta carrera después de enero de 2023.
De hecho, ya se ha superado la expansión de GD prevista para este año mencionada en la nota técnica de la EPE, de 4,8 GW. La modalidad añadió 5,1 GW en 2022, hasta principios de noviembre.
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