Por qué la brasileña CMU Energia invierte en generación remota y compartida

La generación solar distribuida in situ es la modalidad preferida por los consumidores brasileños del segmento de generación distribuida, pero el alto costo de instalación de los paneles fotovoltaicos limita su expansión, señala Walter Fróes, presidente de la comercializadora local CMU Energia.

“Por eso nuestra inversión ha sido llevar energía más barata a un sector de la población que puede beneficiarse de la generación distribuida remota y compartida, sin necesidad de instalar paneles in situ”, dijo Fróes a BNamericas.

LOS DETALLES

La generación distribuida in situ es la modalidad en la que se instalan paneles solares en los tejados. Actualmente, hay alrededor de 2,32 millones de unidades generadoras (UG) e igual cantidad de unidades receptoras (UR) en el país, con una potencia total de alrededor de 23,5GW.

El autoconsumo remoto se configura cuando una central eléctrica atiende a varias unidades de la misma propiedad. En la actualidad, existen 486.375 UG y 1.354.097 UR, con una potencia total de 6,95GW.

La generación distribuida compartida es la modalidad en que una central eléctrica abastece a varios consumidores a través de un consorcio o cooperativa. En este segmento hay 10.935 UG y 361.905 UR, con 1,19 GW de potencia combinada.

También existe la generación distribuida con múltiples unidades de consumo, que se da cuando los participantes se agrupan para tener un sistema central de paneles instalados en un área común del proyecto. Actualmente hay 359 UG y 10.377 UR con una capacidad instalada de 131MW.

PERSPECTIVAS

Es poco probable que la generación distribuida compartida supere a la generación distribuida in situ en Brasil, plantea Fróes.

“La generación compartida se ha convertido en un negocio y el marco regulatorio de la generación distribuida la está haciendo menos atractiva para los inversionistas. En el caso de la generación in situ, es una decisión personal, asociada al ahorro en las cuentas”, afirmó.

Aprobada en 2022, la normativa incluye un cargo progresivo por el uso de la red de distribución en los sistemas de generación distribuida conectados a la red, a partir de enero de 2023.

Además de los crecientes costos, la generación distribuida se enfrenta a problemas como la reversión del flujo, que ocurre cuando la cantidad de electricidad producida por los sistemas de generación distribuida excede la demanda de los consumidores conectados a la misma red de distribución.

Esto ha ocurrido en el norte y el noreste del estado de Minas Gerais, en zonas rurales con bajo consumo, donde en los últimos años se han instalado numerosas plantas de generación distribuida. Como el consumo del estado se concentra principalmente en el sur, la expansión también requeriría inversiones en la red de transmisión.

Fróes advierte que las restricciones impuestas por el operador de la red nacional, ONS, a la generación eólica y solar, que ya afectan a la generación centralizada, podrían extenderse a la generación distribuida.

El vertimiento consiste en limitar total o parcialmente el potencial de producción de una planta para mantener la estabilidad de la red debido a la intermitencia de las fuentes renovables.

Esta medida se hizo más frecuentes después de que un apagón dejara a seis estados del noreste sin electricidad en agosto del año pasado.

Fróes cree que estos vertimiento provocarán una ola de demandas.

“¿Cómo es posible obtener una autorización de acceso y que luego te digan que no puedes operar durante determinado período del día?”

Las asociaciones que representan a los sectores solar y eólico, Absolar y Abeeólica, ya han presentado demandas judiciales.

REESTRUCTURACIÓN

Fróes plantea que el sistema eléctrico brasileño necesita pasar por un reordenamiento general, sobre la base de discusiones técnicas no politizadas, como cree que está ocurriendo en el caso de la crisis eléctrica en São Paulo con la concesionaria Enel.

“El principal problema en São Paulo fueron los árboles que se cayeron. ¿Los cuidó bien la municipalidad? No podemos decirlo. Necesitamos despolitizar el debate y hacer grandes inversiones; no solo Enel, sino también el gobierno”.

Sin embargo, las opciones actuales, como soterrar los cables para evitar interrupciones del suministro debido a las tormentas generarían cuentas más elevadas para los consumidores.

“Brasil es un país de energía barata, pero con tarifas caras”, sostuvo Fróes, que atribuye el problema principalmente a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE). Gestionada por el gobierno, la CDE es un fondo con gran aporte de consumidores privados que financia una serie de políticas del sector.

PLD

Ante la grave sequía que afecta al país, el precio de liquidación de diferencias (PLD) —principal referencia del mercado libre de energía— superó los 500 reales (US$88,5) por megavatio/hora, tras permanecer en niveles mínimos durante más de dos años (alrededor de 60 reales por megavatio/hora).

“Hay comercializadoras que pensaban que era bueno vender energía a 100 reales por megavatio/hora [antes de la sequía] y ahora la están comprando a 400 reales por megavatio/hora”, señaló Fróes.

Para 2025, se proyecta un PLD en el rango de 180-200 reales por megavatio/hora, todavía por encima del costo marginal de inversión, lo que permitiría sacar de la mesa de diseño nuevos proyectos de generación.