Escenarios para la expansión de la generación solar centralizada en Brasil

La generación centralizada de energía solar en Brasil atraviesa un momento ambiguo. Por un lado, debería protagonizar un crecimiento acelerado de instalaciones en 2023 y 2024 mientras la oferta de nuevos proyectos en desarrollo supera los 77 GW. Por otro lado, el cierre de nuevos contratos de venta de energía para viabilizar nuevas plantas es desafiante, con un precio de la energía bajo y un costo de capex superior al observado en 2021, cuando parte de los proyectos que hoy entran en operación han sido viabilizados. Además, los cuellos de botella en la transmisión y, posiblemente, la construcción de las plantas en 2024 podrían ser desafíos para los proyectos.

Actualmente, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) monitorea 12 GW previstos para entrar en operación en 2024, de los cuales 1.980 MW tienen probabilidad alta y 10.076 MW probabilidad media, según la clasificación de la agencia, que considera el cumplimiento de las etapas previstas en el cronograma. Para 2023, hay otros 3.420 MW de expansión solar monitoreados por Aneel – Greener proyecta una expansión de 4.689 MW en total este año, próxima a la también proyectada por Absolar.

Estos temas fueron explorados en el webinar Escenarios para la expansión de la generación centralizada, realizado por pv magazine Brasil.

Los datos presentados por el director de Greener, Marcio Takata, mostraron un aumento en el volumen de proyectos concedidos por Aneel, de 34,8 GW en diciembre de 2021 a 86,16 GW en febrero de 2023 – con la mayoría de ellos concentrados en los estados de Minas Gerais y Bahía.

De este total, 73,5 GW aún no han iniciado su construcción y pueden no ser viables, ya sea por la remuneración actual de los proyectos o por la falta de disponibilidad de conexión a la red de transmisión.

Los precios negociados en las subastas reflejan el aumento del capex. Pasaron del nivel mínimo de 67,8 reales (13,36 dólares)/MWh en 2019 a 171,41 reales (33,79 dólares)/MWh en la última subasta realizada en 2022. Ya los precios cerrados en el mercado libre, donde debe ocurrir la mayor parte de la expansión de la generación, rondan los 161 reales (31,74 dólares)/MWh, según datos recogidos por Greener.

Por otro lado, la contratación de energía en subastas es menos expresiva de lo que era antes, haciendo viable apenas un poco más de 400 MW en 2022, mientras que Greener mapeó nuevos contratos por 1.466 MW en el mercado libre, cerrados entre marzo de 2022 y marzo de 2023.

Para el vicepresidente del consejo de Absolar, Macio Trannin, la apertura gradual del mercado libre, empezando por los consumidores de alta tensión a partir de 2024 y llegando a todos los de baja tensión a partir de 2028, incluidos los residenciales, puede ayudar a reequilibrar los precios de la energía. Según él, el nivel de 200 reales (39,42 dólares)/MWh -que aún representaría un ahorro para los consumidores que migren del mercado de distribuidoras- sería suficiente para garantizar la tasa interna de retorno buscada por los inversionistas, que sería de alrededor de 12% al año, considerando el capex actual.

La aceleración de los proyectos concedidos está relacionada, por cierto, con el fin del descuento del 50% en la tarifa de uso del sistema de transmisión (TUST), para los proyectos que solicitaron la concesión después del 03/02/2022. Los proyectos que solicitaron la concesión antes de ese plazo todavía pueden tener los descuentos, desde que entren en operación dentro de los 48 meses siguientes a la autorización de Aneel, que sigue autorizando nuevos proyectos con derecho al descuento.

En otras palabras, los consumidores que puedan migrar al mercado libre a partir de 2024 podrían beneficiarse de contratos con el descuento, ya que Aneel sigue autorizando proyectos y el plazo de construcción cuenta a partir de la autorización.

Sin embargo, aunque superen los actuales desafíos económicos y financieros, la expansión de la red de transmisión prevista para los próximos cuatro años no será suficiente para absorber los proyectos planeados. La falta de margen de salida es la principal causa de inelegibilidad de los proyectos que participan en las subastas, destacó Takata en su presentación. Ha pasado del 56% de inelegibilidades en 2021 al 89% en 2022.

A medio plazo, es necesario calibrar las expectativas de expansión de la planificación de las energías renovables, dice Trannin, para quien las proyecciones de crecimiento de la EPE, que orientan la contratación de nuevas líneas de transmisión, son conservadoras.

El desajuste entre la expansión de la transmisión y la oferta de proyectos puede, por otro lado, incentivar el desarrollo de más plantas híbridas. Según Antonio Salgueiro, gerente general para América Latina de TBEA, proveedora de inversores de string y centrales, el volumen de proyectos híbridos con solar que hicieron consultas a la empresa en los últimos meses ya supera 1 GW.

Dice que, en general, para un mejor aprovechamiento de la cantidad de uso del sistema de transmisión (MUST) contratado, los proyectos híbridos con eólica y fotovoltaica han alcanzado una proporción óptima del 60% al 70% de la potencia total proveniente de la fuente eólica y del 30% al 40% de la fuente solar.

Con el futuro desarrollo del mercado de almacenamiento en baterías, esta configuración podría cambiar. “El uso de baterías para servicios auxiliares y la inyección de energía en la red deberían estar regulados por la ONS en 2023. Sin duda, será un mercado muy fuerte en los próximos años”, afirma Salgueiro.

El director general de TBEA y gerente senior de ventas de Jinko GC Brasil, Gervano Pereira, cita la evolución tecnológica que resulta en más producción de energía por un coste igual o inferior como una indicación de la competitividad a largo plazo de la generación solar.

“No sólo es importante la perspectiva de reducción de precios, sino también la de evolución tecnológica. Hoy el mercado está viviendo una revolución. Actualmente, la mayoría de los módulos utilizan tecnología de tipo p y estamos pasando por una transición hacia el módulo de tipo n, que es más eficiente y añade más valor añadido”, afirma Pereira.