El cargo Fio B sobre la energía solar inyectada a la red eléctrica entra en una nueva fase en 2026, cuando el porcentaje aplicado a los sistemas de generación distribuida instalados después de enero de 2023 alcance el 60 %. Prevista en la Ley n.º 14.300/2022, esta medida forma parte del proceso de transición del modelo de compensación para la micro y minigeneración distribuida en Brasil y tiene un impacto directo en la rentabilidad financiera de los proyectos, especialmente aquellos con alta inyección de excedentes de energía a la red.

Fio B es un componente de la Tarifa de Uso del Sistema de Distribución (TUSD) y remunera los costos de operación, mantenimiento y expansión de la infraestructura de las distribuidoras, como redes, cables y transformadores. Antes del Marco Legal de Generación Distribuida, la energía inyectada a la red se compensaba íntegramente, sin cargos relacionados con el uso de esta infraestructura. Con la nueva normativa, el cable B (probablemente un error tipográfico, debería ser "cable B") se pagará gradualmente sin derecho a compensación, siguiendo un cronograma que va del 15 % en 2023 al 90 % en 2028. Los consumidores que instalaron sistemas antes del 7 de enero de 2023 mantendrán su exención del cable B hasta 2045.

En una entrevista con pv magazine Brasil, la vicepresidenta de Generación Distribuida de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar) y presidenta de Bright Strategies, Barbara Rubim, advirtió que el aumento del cable B afecta directamente el atractivo económico de los sistemas más dependientes de la red. "El impacto es mayor en los proyectos con alta inyección de energía, ya que el crédito recibido disminuye año tras año", afirmó. Para ella, sin embargo, este cambio viene acompañado de una transformación estructural en el mercado.

Barbara señala que la significativa reducción en los costos de las baterías y los sistemas de almacenamiento ha actuado como contrapunto al aumento del costo del wifi. “El menor costo de las baterías incentiva a los consumidores a buscar soluciones híbridas, que aumentan el autoconsumo y reducen la dependencia de la red”, explicó. Se espera que el mercado de sistemas híbridos crezca de forma más sostenida en los próximos años, superando el crecimiento anual del 50% al 80% registrado entre 2022 y 2023, pero avanzando con fuerza en nichos específicos, como proyectos con almacenamiento y sistemas más coubicados.

Este cambio de perfil requiere la adaptación de toda la cadena, incluyendo integradores, fabricantes, entidades financieras y proveedores de tecnología. Según ella, la tendencia apunta a ofrecer soluciones cada vez más personalizadas, alineadas con el perfil de consumo del cliente y las nuevas señales regulatorias del sector eléctrico. Barbara Rubim es vicepresidenta de Generación Distribuida en Absolar y presidenta de Bright Strategies. Imagen: Comunicado de Prensa

Otro punto central del debate es el futuro de la compensación energética a partir de 2029. La Ley 14.300 estipula que, a partir de ese año, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) debe definir un nuevo modelo de compensación basado en estudios de costo-beneficio de la generación distribuida. Para Rubim, es seguro que se mantendrá cierto nivel de compensación. "Como mínimo, la energía generada debe compensarse con el componente energético de la tarifa", afirmó.

Sin embargo, señala que esta valoración puede variar según el momento del día en que se inyecta la energía a la red, especialmente para los nuevos consumidores. Este tema está directamente relacionado con la consulta pública de la Aneel sobre la Tarifa Blanca, que debería cobrar relevancia a lo largo de 2026. "La señal horaria de uso tiende a ser cada vez más importante porque la utilidad de la energía para el sistema varía a lo largo del día", explicó. En cuanto a la energía consumida instantáneamente, aquella que no pasa por la red, Barbara destacó que el organismo regulador no puede gravar este consumo. "Esta energía equivale a una medida de eficiencia energética". "Es como reemplazar un refrigerador viejo por uno más eficiente", comparó. Por lo tanto, las soluciones que fomentan la generación y el consumo simultáneos, como las baterías y los sistemas de gestión de carga, están ganando cuota de mercado.

En cuanto al debate en torno a la "Fio B" (red de distribución eléctrica brasileña) a partir de 2029, Rubim hizo una aclaración importante: Aneel (Agencia Reguladora de Electricidad de Brasil) no redefinirá la metodología de cálculo de la "Fio B", ya establecida en el Procedimiento de Regulación Tarifaria (Proret). La agencia se centrará en definir el cálculo de la relación coste-beneficio de la generación distribuida para el sistema eléctrico en su conjunto. "Lo que se está discutiendo es si la generación distribuida aporta más costes o más beneficios a la operación del sistema", afirmó.

En este proceso, Aneel ha utilizado información técnica recopilada de agentes del sector, así como estudios internacionales, con especial énfasis en los análisis realizados en Estados Unidos, especialmente en California, un mercado considerado comparable al brasileño en términos de penetración de fuentes de energía renovables. Renovables. La resolución del Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), publicada en abril de 2024, también orienta este debate al indicar la necesidad de diferenciar entre generación local y remota, así como la creación de indicadores de ubicación.

Según Barbara, esto significa que los sistemas instalados cerca de centros de carga o en ubicaciones estratégicas para la red eléctrica podrían recibir una compensación más favorable que aquellos ubicados en puntos menos útiles del sistema eléctrico. Asimismo, considera que la Aneel (Agencia Reguladora de Electricidad de Brasil) no debería adoptar una diferenciación por clase de consumidor, como residencial, comercial o industrial, sino por perfiles de consumo. «Un consumidor residencial puede tener un perfil mucho más atractivo para la red que uno industrial, dependiendo de la simultaneidad y la ubicación», argumentó.

La interpretación del ejecutivo es que las normas basadas en las características del uso y la contribución al sistema tienden a ser más justas y eficientes. En este escenario, la generación distribuida sigue siendo un componente clave de la transición energética brasileña, pero requiere una mayor sofisticación técnica, regulatoria y económica. Para el sector, el desafío en los próximos años será equilibrar la previsibilidad regulatoria, la sostenibilidad del sistema eléctrico y el continuo crecimiento de la energía solar en el país.

Fuente: PV Magazine