Los 'curtailments' de generación agregan más de 40 reales/MWh al costo de los nuevos PPA de renovables en Brasil

Según un análisis reciente de Aurora Energy Research, el aumento de la incorporación de energías renovables intermitentes en Brasil ha generado restricciones en la transmisión, desafíos operativos y períodos de exceso de oferta de energía, todos los cuales contribuyen a mayores niveles de recorte (curtailment) de generación eólica y solar. El proveedor global de análisis de mercados eléctricos proyecta que la energía solar fotovoltaica en ciertos estados, como Bahía, experimentará tasas de recorte superiores al 30% de forma constante hasta 2030, con variaciones mensuales notables.

Para los participantes del mercado, el recorte de generación se traduce directamente en mayores costos. Cuando las plantas se ven obligadas a reducir su generación, la energía esperada —y a menudo ya contratada— no se entrega. En Brasil, el diseño del mercado hace que este impacto sea aún más severo: a diferencia de otros mercados donde la energía recortada se liquida a precio cero, los generadores aún deben cubrir sus posiciones contractuales en el mercado spot al precio piso del PLD (Precio de Liquidación de Diferencias), que actualmente ronda los 60 reales/MWh.

Volatilidad y dispersión de precios

Más allá del recorte, las energías renovables también están expuestas a riesgos estructurales de mercado, como la volatilidad intradía de precios y la creciente dispersión de precios entre submercados (por ejemplo, Nordeste–Sudeste). Combinados, estos riesgos pueden agregar más de 110 reales/MWh al costo del PPA. Sin mecanismos de fijación de precios adecuados, estos riesgos pueden reducir los ingresos, poner en tensión el servicio de la deuda (por debajo de una ratio de cobertura del servicio de la deuda de 0,5) y comprometer la bancabilidad general del proyecto.

“Siguiendo la tendencia global en los mercados con alta penetración renovable, Brasil necesita reflejar con mayor precisión en los PPA los riesgos estructurales asociados con la volatilidad, como el recorte, las diferencias entre submercados y la modulación intradía. Hoy, el recorte es el principal factor de riesgo, pero nuestro análisis indica que, en los próximos 15 años, el riesgo de modulación será aún más relevante, superando el impacto del recorte en sí. Estos factores pueden reducir los ingresos en hasta 114 reales/MWh y llevar la ratio de cobertura del servicio de deuda (DSCR) de 1,4 a 0,4, dependiendo de cómo se reflejen en los precios. Esta nueva realidad exige estrategias de mitigación para los proyectos existentes y un nuevo equilibrio entre oferta y demanda para que los proyectos futuros sean viables”, dijo Rodrigo Borges, director y Líder de Mercado en Brasil de Aurora Energy Research

Una versión aguda del problema

Aunque Brasil enfrenta una versión particularmente aguda de este problema, el recorte no es exclusivo de su mercado, según Aurora. De los 40 mercados analizados a nivel mundial, casi dos tercios (65%) no compensan el recorte, dejando que los generadores asuman todo el riesgo. Los mercados de América del Norte y América Latina generalmente no ofrecen compensación o, como en el caso de Chile —un mercado nodal—, combinan señales de localización claras con un esquema de socialización que reparte los costos del recorte entre los generadores renovables.

Los expertos de Aurora enfatizan la necesidad de una correcta fijación de precios en los PPA que incorpore múltiples riesgos, siendo el recorte uno de los más relevantes en el contexto actual de alta penetración de renovables y alta volatilidad. La socialización de costos es la opción más debatida; sin embargo, socializar el recorte energético entre renovables centralizadas tiene poco impacto para la solar fotovoltaica en Bahía, y extender el esquema a la Generación Distribuida (MMGD) reduce los costos en apenas una cuarta parte.

“En Brasil, la socialización de costos está ahora en el centro del debate político, pero nuestros resultados muestran que tiene un efecto limitado: compartir el recorte energético entre renovables centralizadas no trae casi ningún alivio para la solar fotovoltaica en Bahía, y aun cuando se extiende a la generación distribuida, la reducción es solo de alrededor del 24%. La mayoría de los costos persisten debido a la congestión en la red, lo que subraya la urgente necesidad de señales de localización y expansión de la transmisión dirigida”, dijo Matheus Dias, gerente de Proyecto de Aurora Energy Research.

En última instancia, solo las señales de localización claras y la expansión dirigida de la transmisión pueden abordar la raíz del problema, concluye Aurora.