Brazylia: rekordowy rozwój fotowoltaiki i wyzwania systemowe
Brazylia dynamicznie rozwija odnawialne źródła energii. Na początku 2026 roku łączna moc zainstalowana w fotowoltaice osiągnęła około 67 GW, z czego blisko 47 GW przypada na generację rozproszoną, podłączoną do sieci dystrybucyjnych. Ten szybki wzrost ma jednak swoje konsekwencje systemowe. W południe pojawiają się głębokie doliny zapotrzebowania netto, a wieczorne szczyty stają się bardziej strome – w dni szczytowe w 2026 roku wymagane tempo zmian obciążenia sięgało 38 GW.
Problemy z nadwyżkami i curtailment
W październiku 2025 roku ograniczenie produkcji ze źródeł zmiennych (curtailment) osiągnęło 30,4%, głównie z powodu wąskich gardeł w przesyle na północnym wschodzie kraju. Wprowadzenie rozliczeń godzinowych przełożyło te nierównowagi na sygnały cenowe – wczesną w 2026 roku spread intraday przekroczył 4500 BRL (ok. 864 USD) za MWh w szczytowych momentach.
Aukcje mocy i koszty elastyczności
Rynek odpowiedział, dodając moce dyspozycyjne. Aukcja rezerw mocy LRCAP w 2026 roku zakontraktowała około 19 GW, w tym 8,86 GW nowych elektrowni cieplnych, 7,61 GW istniejących oraz 2,5 GW hydroenergetyki. Średnia cena dla elektrowni gazowych wyniosła około 2,48 mln BRL za megawat rocznie – to niewielki rabat w stosunku do cen bazowych. Elastyczność została pozyskana, ale kosztem.
Wirtualne elektrownie (VPP) szansą na optymalizację
Alternatywą dla kosztownych inwestycji w moce szczytowe mogą być wirtualne elektrownie (VPP), które agregują rozproszone zasoby – fotowoltaikę dachową, baterie domowe, elastyczne obciążenia przemysłowe, ładowanie pojazdów elektrycznych czy małe generatory rezerwowe – w jeden sterowalny zasób zarządzany przez oprogramowanie i algorytmy uczenia maszynowego. Brazylia ma ku temu silne podstawy: szybki przyrost mocy rozproszonych, lokalne ograniczenia sieciowe, strukturalną zmienność dobową oraz rosnącą grupę odbiorców narażonych na ceny energii (42% krajowego zużycia objęte jest wolnym rynkiem).
Bariery regulacyjne
Problem w tym, że brakuje mechanizmów wynagradzania VPP. Obecnie prosument może korzystać jedynie z net-meteringu i arbitrażu cenowego w taryfie Tarifa Branca. Płatności za moc, usługi systemowe czy agregacja zasobów za licznikiem nie są dozwolone. Usługi pomocnicze pozostają rozliczane kosztowo i praktycznie ograniczone do aktywów przyłączonych do sieci przesyłowej o mocach 30 MW i większych.
Działania edukacyjne prowadzone przez operatora systemu (NSO) i regulatora Aneel przyniosły kontrakty na 93 MW w pierwszym cyklu i 229 MW w drugim, a trzeci etap rozszerza się na wszystkie cztery podrynki – ale bez udziału agregatorów. Regulacje nie uznają jeszcze agregatorów, co ma się zmienić dopiero w trzecim cyklu konsultacji publicznych CP 39/2023, bez ustalonej daty.
Magazyny energii przyspieszają
Magazyny energii (BESS) rozwijają się szybciej. Ustawa 15.269/2025 zniosła cła importowe na BESS do 2030 roku i otworzyła dostęp do zachęt infrastrukturalnych REIDI. Pierwsza aukcja mocy dla BESS została potwierdzona na grudzień 2026 roku i cieszy się ogromnym zainteresowaniem. Mimo to rola magazynów w rozwiązaniach agregacyjnych jest zablokowana przez brak regulacji.
Doświadczenia międzynarodowe
W innych krajach regulacje VPP wprowadzano pod presją zdarzeń systemowych, a nie strategii przemysłowej. Australia w 2021 roku, gdy fotowoltaika dachowa osiągnęła 18% generacji, a ryzyko niezawodności rosło wraz z wygaszaniem elektrowni węglowych, umożliwiła rozproszonym zasobom udział w rynkach usług systemowych i hurtowym. Kalifornia działa pod wpływem ryzyka pożarów i szczytów letnich. Hiszpania w 2026 roku pozwoliła na wspólne licytowanie obciążenia, generacji i magazynów bez zrywania umów detalicznych. Ukraina, mimo że jej baza rozproszona jest znacznie mniejsza (ok. 100 tys. gospodarstw prosumenckich w 2025 roku), wdraża ramy agregacji w ramach planów odporności energetycznej.
Co dalej?
Brazylia ma już fundamenty rynkowe: rozliczenia godzinowe, aukcje mocy, konkurencję detaliczną i mechanizmy reakcji na popyt. Brakuje jednak dostępu do rynku dla agregowanych zasobów rozproszonych. Postęp utrudnia niski poziom penetracji inteligentnych liczników wśród odbiorców niskiego napięcia.
Kluczowe będą trzy kamienie milowe: zakończenie prac nad regulacjami dla magazynów po ustawie 15.269, definicja agregatora w trzecim cyklu CP 39/2023 oraz decyzja o przyszłości sandboxu dla reakcji na popyt po grudniu 2026 roku. Jeśli Brazylia zdecydowałaby się na agregację 10% prognozowanej floty fotowoltaicznej na 2030 rok, dałoby to ponad 10 GW – porównywalnie z całą bazą Australii – w kontekście mocy kontraktowanych po 2,48 mln BRL za MW rocznie.
Źródło: pv magazine Global, autor: Henrique Ribeiro, S&P Global Commodity Insights
Źródło: pv magazine EN
Fot. pv-magazine.com
