La matriz renovable es una ventaja para Brasil, pero los costos y desequilibrios amenazan la competitividad

La participación de renovables en la matriz eléctrica brasileña, en torno de 90%, es un diferencial competitivo importante para la atracción de nuevas demandas de energía y para posicionar al país como un polo de productos y servicios verdes. Al mismo tiempo, Brasil enfrenta recortes crecientes de generación renovable, mientras aumenta la contratación de térmicas a combustibles fósiles y el costo de la energía.

“Brasil tiene la oportunidad de ser un hub de productos y servicios de bajo carbono, incluidos los centros de datos, además de la descarbonización de la industria y del transporte”, dijo la directora de PSR, Angela Gomes, durante el evento Agenda Setorial, realizado el jueves en Río de Janeiro.

En un estudio realizado en asociación con el Consejo Empresarial Brasileño para el Desarrollo Sustentable, PSR estimó que, para mantener esa ventaja competitiva de una matriz 90% renovable hasta 2050, será necesario añadir 345 GW de nueva capacidad, con inversiones adicionales de 450 mil millones de dólares.

El impacto de los subsidios y la sobreoferta de generación renovable

Por otro lado, el impacto de los subsidios en el costo de la energía es un punto de atención que afecta esa competitividad, alertó la directora de PSR. En 2025, la Cuenta de Desarrollo Energético llegó a 58 mil millones de reales (alrededor de 11,6 mil millones de dólares) y los costos del Proinfa y de la Cuenta de Energía de Reserva llegaron a 70 mil millones de reales, un alza de 25% en comparación con 2024.

En los últimos años, Brasil pasó por dos “fiebres del oro” para garantizar subsidios que fueron discontinuados. En la Micro y Minigeneración Distribuida (MMGD), la carrera se dio para solicitar conexión antes del 07/01/2023 y evitar el inicio del cobro por el uso del “cable” de las distribuidoras. En la generación centralizada, ocurrió antes del fin de los descuentos de 50% en las tarifas de uso de los sistemas de distribución y de transmisión (Tusd/Tust), válidos para proyectos con otorgamiento de acceso hasta marzo de 2022.

“Eso llevó a una sobreoferta de proyectos de generación centralizada mientras, al mismo tiempo, la MMGD era incentivada y su crecimiento reducía aún más la demanda [por proyectos centralizados], agravando el problema”, observó el vicepresidente de Regulación y Relaciones Institucionales del Grupo Energisa, Fernando Maia.

Con el rápido avance de la generación renovable en los últimos años, especialmente de la solar distribuida (GD), hubo un desequilibrio entre la oferta y la demanda de energía, principalmente durante el día.

“Llegamos a un punto en que, en determinados momentos del día, la carga es tan baja que ya no tenemos más de dónde reducir la generación. En países donde la penetración de renovables es alta, los operadores instalaron baterías para actuar como carga en el horario de valle de la demanda”, dijo el director de Operaciones del Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Christiano Oliveira. “El almacenamiento es fundamental y necesitamos aumentarlo, no solo para estabilizar el precio, sino también la operación”.

Si el operador tuviera control sobre la generación distribuida, 46% de los recortes de generación en 2025 podrían ser aplicados a la GD, dijo Oliveira. Actualmente, el ONS recorta toda la generación hidroeléctrica posible, con impactos en el factor de ajuste de la garantía física (GSF), y luego recorta la generación eólica y solar.

Maia, de Energisa, reforzó que actualmente es inviable que las distribuidoras recorten la MMGD, pero que ya pueden rechazar nuevas solicitudes de acceso de minigeneración con base en un dictamen del ONS.

La directora de PSR mencionó la expectativa de que la autorización de recortes de generación en usinas del Tipo III contribuya a aliviar la operación del sistema, una discusión que debe continuarse a partir de los resultados de la consulta pública 45 de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel).

Pero el director del ONS advirtió que es necesario evitar el agravamiento de esa situación. “Cuando estamos en el agujero, necesitamos dejar de cavar el agujero. No es solo una cuestión de clasificación y asignación de los costos de los recortes de generación, sino de necesidad de una entrada coordinada de nueva generación, con señal de precio adecuada. Estamos resolviendo los recortes relacionados con la red, pero los relacionados con la demanda van a continuar”.

La frustración de ingresos de las usinas centralizadas tiene impacto en el desarrollo de nuevos proyectos, destacó el presidente de Thymos, João Carlos de Mello. Las empresas “pusieron el pie en el freno de la expansión”. También mencionó cómo países con altos niveles de curtailment lograron reducir los recortes con inversiones en baterías.

Respuesta de la demanda limitada

Las soluciones por el lado de la demanda, con incentivo tarifario para desplazar el consumo hacia horarios con mayor oferta de energía, pueden no tener el efecto esperado, evaluó el director de Energisa, que mencionó los resultados de un sandbox tarifario conducido por el grupo en sus distribuidoras.

“Lamentablemente, no podemos decir, con base en los resultados de ese sandbox, que la tarifa blanca va a solucionar [ese problema del descalce entre demanda y oferta]. El consumidor de baja tensión no cambia su hábito de consumo, por lo que pudimos observar”. Dijo que la tarifa probada llegaba a ser 10 veces más cara en el horario punta y, aun así, los consumidores participantes no alteraron significativamente su perfil de consumo.

Maia también mencionó la necesidad de ampliar la participación de baterías en la solución del problema, no solo con contratación en el LRCAP (Subasta de Reserva de Capacidad, por sus iniciales en portugués), sino también en el nivel de la distribución.

El presidente de la Asociación Brasileña de Consumidores de Energía (Abrace), Paulo Pedrosa, evaluó que grandes consumidores podrían, con una remuneración adecuada, contribuir con el desplazamiento o reducción de consumo. “Si las industrias pudieran participar del remate, al precio que fue negociado, invertirían en soluciones de reducción y eficiencia”, dijo.

LRCAP de térmicas contrató la mayor parte de la demanda de potencia

Los remates de reserva de capacidad que el gobierno programó para 2026 también son parte de la solución para el desequilibrio entre demanda y oferta de energía y la creciente rampa de generación necesaria para atender la demanda al comienzo de la noche, cuando la solar deja de entregar energía al sistema.

La directora de PSR evalúa que la mayor parte de la demanda de energía para cubrir la rampa de carga cuando la generación distribuida deja de atender el consumo fue contratada en el Remate de Reserva de Capacidad realizado el pasado miércoles, que negoció 19 GW de potencia de térmicas e hidroeléctricas. Los contratos costarán 515 mil millones de reales en ingresos fijos para los proyectos, válidos por 10 a 15 años.

Otro remate ocurre este viernes, orientado a térmicas a fuel oil. “Aún no vemos una demanda remanente [para el período contratado en el remate], a no ser que tengamos las nuevas cargas y una electrificación significativa”, dijo Angela, de PSR.

El presidente de Thymos, João Mello, dijo que la consultora todavía ve 3 GW de demanda remanente para los remates de reserva de capacidad, que podría ser aún mayor para acomodar la demanda de nuevos grandes consumidores. “Veíamos inicialmente una demanda de 23 GW que podría llegar a 30 GW si entran las grandes cargas asociadas a centros de datos, hidrógeno verde y electrificación”, dijo.

Ante la gran contratación de térmicas, el LRCAP para baterías, cuyas reglas se esperan para abril, puede quedar desierto. Las baterías fueron mencionadas varias veces por los especialistas como solución adecuada para el descalce entre oferta y demanda de energía y herramienta de operación para el ONS y las distribuidoras. Sin embargo, todavía no está claro si los proyectos participantes en el remate podrán prestar servicios además de la disponibilidad de potencia.

Otros puntos citados como fundamentales para la adaptación del sistema eléctrico a la mayor oferta de generación renovable variable y distribuida fueron la medición inteligente —que puede viabilizar el almacenamiento distribuido de forma más eficiente, así como la integración de otros recursos distribuidos, como la inyección de energía de los vehículos eléctricos en la red y la propia respuesta de la demanda— y el perfeccionamiento del modelo de formación de precios de la energía.

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