Brasil entra en la era de los grandes complejos solares

De pv magazine Edición Set/23

Brasil entra en una nueva fase de crecimiento de la generación solar centralizada en 2023 y el Complejo Solar de Janaúba, con 1,2 GWp instalados, es el último ejemplo de los grandes proyectos fotovoltaicos que entran en funcionamiento en el país. Situado en el norte del estado de Minas Gerais, el complejo cubre un área de 3.069 hectáreas, equivalente a más de cuatro mil campos de fútbol, con 2,2 millones de módulos fotovoltaicos instalados.

El proyecto recibió inversiones por valor de 4.000 millones de reales y contó con una financiación de 1.470 millones de reales del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES). El proyecto fue adquirido por Elera, empresa del grupo Brookfield, en 2020, y se construyó en plena pandemia del Covid-19.

“Iniciamos la construcción en 2021 y tuvimos un año y medio para entregar la primera fase del proyecto, en un momento en que la industria fotovoltaica también se vio afectada por la crisis mundial de suministro y la presión inflacionaria sobre los insumos, agravada por la guerra en Ucrania. Fue en este contexto que iniciamos el mayor proyecto solar a ser construido en las Américas y en el Hemisferio Sur, cuya área total cubre más de la mitad de la isla de Manhattan”, comenta el Director de Desarrollo de Nuevos Negocios de Elera, Carlos Guerra.

El megaproyecto suministrará energía bajo el modelo de autoproducción, en el cual el consumidor tiene participación accionaria en la planta. El complejo de Janaúba cuenta con cuatro socios consumidores en esta modalidad, entre ellos LIASA, productor de silicio metálico.

Aunque es la mayor planta solar en funcionamiento del país, Janaúba no es un caso aislado. En el estado de Piauí, Enel opera el complejo de São Gonçalo, con 864 MW de capacidad instalada, que se instaló en tres fases. En enero también se inauguró la última ampliación del complejo, de 256 MW, cuya construcción comenzó en 2020. En julio, el gigante minero Vale inauguró un complejo de 766 MW en Minas Gerais, que abastecerá el 16% de su demanda energética.

19 GW para 2026
De hecho, la generación solar centralizada debe conectar un total de 4,4 GW hasta 2023, la mayor adición anual en la historia que comenzó en 2017, cuando se entregaron 933 MW. “Absolar cree que Brasil puede llegar a 18,9 GW de potencia acumulada en 2026, por lo que pasa de 7,4 GW a finales de 2022 y añade 11,5 GW de 2023 a 2026”, dice el vicepresidente de generación centralizada de la asociación, Ricardo Barros.

En total, el país tiene 10 GW de capacidad instalada y otros 131 GW en proyectos autorizados por Aneel hasta julio. Los estados de Minas Gerais, Bahía y Piauí son los líderes tanto en capacidad instalada, con 3,1 GW, 2 GW y 1,4 GW respectivamente, como en proyectos autorizados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), con una cartera de 41,7 GW, 23,8 GW y 17,1 GW respectivamente.

Pero esta oferta de 131 GW tendrá que competir con una demanda considerablemente menor – la Compañía de Investigación Energética, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, proyecta que Brasil necesitará otros 66 GW de capacidad instalada hasta 2032.

“El crecimiento de la fuente en Brasil está asociado al crecimiento de la demanda. Por eso, contamos con que la economía del país se recupere. El crecimiento previsto para este año es algo superior al 2%”, afirma el vicepresidente de generación centralizada de Absolar, Ricardo Barros. Se espera que la demanda de energía crezca un 2,9% en 2023, según los organismos gubernamentales.

Mercado libre
Además del crecimiento del consumo de energía, lo que podría impulsar la generación solar a gran escala en Brasil es la expansión de los consumidores que pueden participar en el mercado libre de energía, donde pueden intercambiar energía directamente con los productores o comercializadores. Actualmente, este segmento está limitado a las grandes industrias y a los grandes consumidores con una demanda superior a 500 kW.

A partir de enero de 2024, cualquier consumidor conectado a la red de alta tensión (por encima de 2,3 kV), independientemente de su consumo, podrá participar en el mercado libre. Se calcula que estos consumidores que podrán migrar representan aproximadamente 8.653 MW de media.

En la actualidad, el mercado libre representa el 38% del consumo nacional de electricidad (24.945 MW medios) y da servicio a casi 30.000 consumidores. La apertura al resto de consumidores de alta tensión podría hacer que el mercado libre de energía fuera responsable del 48% del consumo nacional, según estimaciones de la Asociación Brasileña de Comercialización de Energía.

De hecho, este entorno es ya el más importante para comercializar energía solar a gran escala. De los 10 GW actualmente en funcionamiento en el país, 6 GW generan energía para cumplir contratos privados. La capacidad restante se contrató en subastas públicas organizadas por el Gobierno federal para abastecer a empresas de servicios públicos, que atienden a consumidores con una demanda inferior a 500 kW o que han decidido no migrar al mercado libre. Pero la contratación en subastas ha sido cada vez menos significativa.

Y la expansión futura debería seguir dominada por los contratos privados. En abril, la consultora Clean Energy Latin America (CELA) trazó un mapa de 75 PPA solares, que implican un promedio de 2.008 MW, o aproximadamente 10,8 GW de capacidad instalada. La fuente supera considerablemente los contratos de energía eólica mapeados por la consultora, que involucran 2,5 GW de potencia.

Ahorro para los consumidores
Los consumidores tienen un fuerte incentivo financiero para migrar del mercado regulado al libre. En el mercado regulado, en el que los consumidores son atendidos por las compañías eléctricas y no pueden elegir su proveedor de energía, el precio final de la energía, incluidos los cargos de red y la remuneración, es de 291 reales/MWh (58,57 dólares). En el mercado libre, en comparación, el precio a corto plazo de la energía es de 90 reales (18,05 dólares)/MWh para la energía convencional a largo plazo (cuatro años) y de 115 reales/MWh para la energía incentivada a largo plazo (procedente de fuentes renovables).

En la última subasta del gobierno federal, cuatro proyectos solares de 200 MW vendieron energía por 179 reales (36,03 dólares)/MWh. En el mercado libre, los generadores buscan una remuneración superior a este nivel, pero tienen que competir con precios de la energía muy bajos en el mercado a corto plazo. Para llegar a fin de mes, buscan contratos a largo plazo y modelos financieramente ventajosos para los consumidores

“El modelo de autoproducción igualada se ha utilizado mucho en los proyectos de mayor envergadura. A pesar de la difícil coyuntura, con los precios de la energía por los suelos, seguimos viendo un número significativo de consumidores que firman contratos. Los contratos que vemos que se firman, en general, son a más largo plazo, de 10 o 15 años. Como resultado, el precio puede ser un poco más alto, porque el contrato fija un precio a más largo plazo para el consumidor”, dice Marcio Takata, director de la consultora Greener. “En el caso de un cliente al que asesoramos en la diligencia debida, uno de los principales factores en la decisión del comprador de energía no fue el precio, sino la previsibilidad a largo plazo, otros atributos que entran en el análisis. Los precios estarán a un nivel que aporte una rentabilidad adecuada a los inversores”, añade.

En el modelo de autoproducción, cuando el consumidor es propietario o tiene una participación en la empresa que controla la planta de generación, las empresas se benefician de descuentos y exenciones de cargos.

Una propuesta que se analiza actualmente en el Congreso, el proyecto de ley 414, que ampliaría el mercado libre para incluir a todos los consumidores del país, incluidos los residenciales, podría afectar al modelo de autoproducción, que ha impulsado los proyectos de generación solar en el mercado libre. La propuesta consiste en establecer un consumo mínimo de 30 MW para la autoproducción por asimilación, en la que el consumidor participa como socio del proyecto y no necesita instalar la planta en la misma ubicación del consumidor.

“Creemos que sí hay que mejorar este modelo, pero sin retroceder. Este es un gran desafío que se discutirá en los próximos meses, ahora que el Congreso retoma las discusiones sobre la modernización del sector eléctrico y, en principio, el proyecto de ley 414 es uno de los principales proyectos que harán posible esta modernización”, afirma el vicepresidente de Absolar, Ricardo Barros.

Elera, que explota el mayor complejo solar de Brasil, tiene cerca de 3 GW de proyectos en desarrollo, con cerca de 1 GW listo para ser construido. Pero el escenario que hacía viable Janaúba ya no es el mismo.

“El escenario ha cambiado, por un lado estamos viendo una sobreoferta estructural en el mercado energético y los embalses llenos, lo que ha situado el precio spot de la energía en el suelo regulatorio desde hace más de un año y este nivel de precios no hace viables nuevos proyectos. Por otro lado, aunque el Capex de los proyectos solares se ha estabilizado, sigue en niveles elevados y existen importantes cuellos de botella en el suministro de diversos equipos, como los transformadores”, comenta el Director de Nuevos Negocios de Elera, Carlos Guerra. Añade que las restricciones en la disponibilidad de transmisión también son una preocupación. “En este escenario, en Elera hemos sido muy selectivos en la selección de pipeline, priorizando sólo los proyectos más competitivos, que tengan sinergias de capex y opex, y que tengan la flexibilidad de entrar en operación para dar tiempo a comercializar su energía a precios que hagan viable su construcción y financiación”, añade.

Transmisión
El acceso a la conexión también es citado como uno de los principales retos para la expansión de la generación solar centralizada por el vicepresidente de Absolar, Ricardo Barros.

En junio, el Gobierno federal convocó una subasta para la construcción y mantenimiento de 6.184 kilómetros de líneas de transmisión, con inversiones previstas de 15.700 millones de reales. La mayoría de los proyectos se sitúan entre las regiones Nordeste y Sudeste. Está prevista otra subasta en diciembre para más de 3.000 kilómetros de líneas y tramos de transmisión y 9.840 megavatios (MW) en capacidad de conversión de subestaciones. Esta ampliación debería estar disponible en un plazo de tres a seis años.

Mientras tanto, pueden liberarse unos 11 GW de capacidad de transmisión retirando las autorizaciones de generación y los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión (CUST). La solución era necesaria tras lo que se conoció como la “fiebre del oro” de proyectos para asegurarse descuentos tarifarios, que llevó a los empresarios a “ocupar” el margen del sistema de transmisión con proyectos no maduros. Como resultado, el número de proyectos adjudicados por la Aneel alcanzó la cifra sin precedentes de 131 GW.

Incluso después de la salida de proyectos, la oferta de proyectos de generación centralizada seguirá siendo significativa, desafiando a generadores y comercializadores a crear ofertas atractivas para atender la demanda de los consumidores del país, de quienes dependerá, en última instancia, la expansión del segmento.

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