La generación distribuida, principalmente solar, puede alcanzar los 97,8 GW en 2035, según un nuevo estudio publicado por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Teniendo en cuenta un escenario en el que los créditos de generación se descuentan en una proporción de 1 a 1, es decir, sobre todos los componentes tarifarios como era antes de la Ley 14.300, la EPE prevé que esta modalidad alcanzaría los 97,8 GW en 2035. En el escenario de referencia, en el que los consumidores con Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD) pagan íntegramente el coste de la distribución, la capacidad acumulada alcanzaría los 78,1 GW. En el escenario inferior, en el que los créditos se deducen únicamente de la parte del coste de la energía, y todos los cargos sectoriales y tarifas de uso de la transmisión y distribución se pagan íntegramente, la potencia instalada alcanzaría los 61,4 GW en el mismo periodo.
A pesar de los diferentes escenarios, el director de Estudios Económicos, Energéticos y Ambientales de la EPE, Thiago Ivanoski Teixeira, comentó que «las previsiones que hemos estado haciendo se están acercando cada vez más a la curva superior».
Historial
La micro y minigeneración distribuida ya representaba el 5,6 % de la generación de energía —a diferencia de la capacidad instalada— en Brasil en 2024 y correspondía al 13 % del consumo de energía en el mercado cautivo. Desde 2021, la energía solar distribuida es la principal fuente de expansión de la matriz eléctrica brasileña, con una adición de 9,5 GW en 2024, seguida de la generación solar centralizada, que conectó 5,6 GW.
Desde 2023, los nuevos sistemas de generación distribuida pasan a pagar parte de la tarifa de distribución, según lo establecido por la Ley 14.300. En algunos casos, como el de los sistemas no despachables de más de 500 kW y de generación compartida o autoconsumo remoto con uno de los beneficiarios con una participación superior al 25 %, el cobro de la tarifa de distribución pasó a ser íntegro, al igual que el de los cargos sectoriales, y también hay un pago parcial por el uso de la red de transmisión. Mientras que los sistemas ya instalados o que solicitaron acceso hasta el 7 de enero de 2023 garantizaron los descuentos íntegros hasta 2045, para los demás sistemas las normas establecidas en la Ley 14.300 son válidas hasta 2029. Dado que las normas posteriores aún no se han definido, proyectar la viabilidad y, por lo tanto, el crecimiento de la generación distribuida exige la simulación de diversos escenarios.
Crecimiento de la generación distribuida por región
En el escenario de referencia, São Paulo lideraría con 15,8 GW, seguido de Minas Gerais con 8,1 GW y Río de Janeiro con 6,2 GW. Rio Grande do Sul y Paraná le seguirían con 5,5 GW y 5,3 GW, respectivamente. El sudeste tendría el mayor crecimiento entre 2025 y 2035, con un 172 %, alcanzando los 20,3 GW. A continuación, el nordeste tendría 9,2 GW, con un crecimiento del 133 %. El sur, el norte y el centro-oeste le seguirían con 5,8 GW (73 %), 3,8 GW (143 %) y 3,8 GW (63 %).
Baterías detrás del contador como solución para la inversión de flujo
Las proyecciones se presentaron en el cuaderno Micro y Minigeneración Distribuida y Baterías Detrás del Contador elaborado por la EPE como parte del Plan Decenal de Expansión Energética 2035.
El cuaderno también incluye simulaciones de aplicaciones y el crecimiento potencial de las baterías detrás del contador. El estudio señala que los casos de inversión del flujo de potencia activa en las redes eléctricas han aumentado en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) debido a la difusión de centrales no despachables por el Operador Nacional del Sector Eléctrico (ONS), como la MMGD. La inversión del flujo puede aumentar la necesidad de restricciones en la generación de las centrales para garantizar los criterios de seguridad del SIN.
Además, el flujo inverso puede afectar al rendimiento de los equipos de protección y control de la red eléctrica. El uso de baterías para la gestión sistémica del consumo y la generación puede mantener la energía generada dentro de la red de distribución, evitar el flujo inverso en las subestaciones fronterizas con la transmisión y suavizar la rampa al final del día.
Además, el cuaderno estima que las aplicaciones de baterías junto con sistemas de generación distribuida ya pueden alcanzar un retorno de la inversión de hasta seis años en instalaciones residenciales.
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