Análisis del tamaño y la participación del mercado de energía solar en Brasil: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado de energía solar en Brasil

Incentivos federales “Lei 14.300” para la generación distribuida

Lei 14.300 preserva la medición neta uno a uno para los proyectos conectados antes del 6 de enero de 2023, brindando a los sistemas heredados un flujo de caja protegido hasta 2046.^{[ 2 ]Portal Solar, “Entenda a Lei 14.300”, portal-solar.com.br} Esta seguridad impulsó un aumento repentino de instalaciones antes de la fecha límite y consolidó la generación distribuida como la columna vertebral económica del mercado solar brasileño. Los promotores ahora están reestructurando sus planes de negocio en función de la disminución de la compensación, añadiendo almacenamiento en baterías y servicios de eficiencia energética para proteger la rentabilidad. La reducción del 45% de la Fio B de la ANEEL a partir de 2025 aumenta la heterogeneidad de costos en 63 áreas de concesión, lo que genera competencia regional de precios entre los instaladores. Por lo tanto, la regulación impulsa la innovación tecnológica, a la vez que garantiza una considerable ventaja de pionero para los operadores tradicionales.

Disminución de los costes de los módulos fotovoltaicos y del sistema de balance de masas (BOS)

El exceso de capacidad de fabricación global obligó a los precios de los módulos ex fábrica a caer por debajo de los 0.15 USD/W a finales de 2024. Sin embargo, Brasil se enfrenta a una contrapartida tras el aumento de los aranceles del 9.6 % al 25 % en noviembre de 2024. Los desarrolladores que consiguieron inventario libre de impuestos disfrutan de una ventaja temporal en los costos de entre 0.03 y 0.05 USD/W. Simultáneamente, Arctech inauguró una planta de seguidores de 3 GW en Bahía, consolidando el suministro local de BOS y reduciendo los gastos logísticos (taiyangnews.info). Los precios de los inversores se estabilizan a medida que las nuevas normativas de seguridad contra fallas de arco eléctrico impulsan a los proveedores a lanzar unidades mejoradas, mientras que los costos de las estructuras de montaje disminuyen gracias a la producción nacional de acero. El ahorro neto continúa reduciendo el costo normalizado de la electricidad, ampliando la demanda potencial para el mercado brasileño de energía solar.

Auge de los PPA limpios corporativos provenientes de industrias con uso intensivo de energía

Las industrias pesadas representan el 40% de la demanda energética de Brasil, y su agenda de descarbonización sustenta una cartera récord de contratos de compra de energía solar a largo plazo. ArcelorMittal destinó 290 millones de dólares a dos plantas dedicadas a garantizar energía estable y baja en carbono. Atlas Renewable Energy firmó un contrato de 315 MW con una siderúrgica nacional, mientras que Votorantim Cimentos firmó acuerdos multisitio con una duración superior a 15 años. Estos acuerdos liberan capital más barato, aumentan la escala promedio de los proyectos y concentran el crecimiento a escala de servicios públicos en los corredores industriales. Sin embargo, una mayor concentración regional genera riesgos de absorción de la red que los promotores mitigan mediante baterías coubicadas y cláusulas flexibles de compra.

Adopción de energía agrovoltaica en el nordeste semiárido de Brasil

Los parques solares de doble uso reducen la demanda de agua para los cultivos hasta en un 30 % y aumentan los ingresos de los agricultores, convirtiendo el semiárido interior de Ceará en un banco de pruebas para la agrovoltaica. Las hortalizas tolerantes a la sombra ahora prosperan bajo paneles bifaciales que generan 1,500 kWh/m²/año. La energía fotovoltaica flotante sobre embalses de riego reduce la evaporación y puede suministrar entre 2.3 y 12 TWh anuales a través de las presas del noreste. Los bancos de desarrollo combinan préstamos concesionales con subvenciones para el desarrollo rural, convirtiendo la agrovoltaica en un pilar de las políticas de adaptación climática y un impulsor a largo plazo del mercado solar brasileño.

Cuellos de botella en la transmisión en la interconexión Noreste-Sureste

El noreste exporta energía excedente durante el día a través de corredores que ya operan cerca de los límites de diseño, lo que obliga a la ONS a reducir varios parques solares durante los picos de cielo despejado.^{[ 3 ]Reuters, “Los cuellos de botella en la red eléctrica brasileña dificultan el auge de las energías renovables”, reuters.com} Fitch Ratings advierte que el riesgo de restricción ahora influye en los diferenciales de crédito de los generadores comerciales. Se han autorizado mejoras en la transmisión por valor de 9.5 millones de dólares, pero el proceso de licencias, adquisición de terrenos y consultas indígenas suma siete años, superando el ciclo de construcción de tres años de las nuevas plantas fotovoltaicas. Los promotores cubren sus ingresos mediante contratos de compra de energía (PPA) de emplazamiento dividido e híbridos de baterías, pero la congestión persistente aún frena la trayectoria de crecimiento del mercado brasileño de energía solar.

Las altas tasas de interés internas elevan el WACC de los proyectos

La tasa SELIC podría alcanzar el 14.75 % a mediados de 2025, lo que elevaría el WACC total de los proyectos solares por encima del 11 % y reduciría las tasas internas de retorno en 200 puntos básicos. Los préstamos blandos del BNDES protegen a los grandes patrocinadores, pero los pequeños instaladores de generación distribuida dependen de un costoso crédito comercial que reduce sus márgenes de beneficio. Los patrocinadores internacionales aprovechan la financiación vinculada al dólar para arbitrar las tasas locales, lo que refuerza la consolidación y frena los proyectos comunitarios. Por lo tanto, las tasas elevadas moderan, pero no frenan la expansión a largo plazo del mercado brasileño de energía solar.

Análisis de segmento

Por tecnología: el dominio fotovoltaico se consolida gracias a las sinergias de costos y almacenamiento

Los sistemas fotovoltaicos representaron el 100.00% de la capacidad instalada en 2025, y se prevé que el segmento se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 13.07% hasta 2031, consolidando su presencia en el mercado solar brasileño. Los módulos bifaciales montados sobre seguidores captaron el 65% de las adiciones de 2024, elevando los factores de capacidad al 26-28% en Bahía, en comparación con el 22-24% de los sistemas de inclinación fija. Los desarrolladores de servicios públicos prefieren estos diseños porque extraen más energía de la misma cuota de conexión a la red, una ventaja crítica donde la transmisión es escasa. La CSP sigue ausente: su intensidad de capital y la necesidad de almacenamiento térmico fijan los costos nivelados cerca de los USD 100 por MWh, muy por encima de la fotovoltaica con respaldo de iones de litio. Los precios de las baterías por debajo de los USD 120 por kWh ahora permiten el almacenamiento de cuatro horas para asegurar la producción solar durante los picos nocturnos a un costo menor que la CSP despachable, cerrando el nicho potencial de la tecnología.

Los modelos híbridos amplían la ventaja competitiva de la fotovoltaica. El sitio web de 133 MW de energía solar y baterías de Enel ilustra cómo convergen los pagos por capacidad firme y los ingresos por arbitraje energético, creando un modelo para 5 GW de proyectos similares que los promotores pretenden licitar en subastas de capacidad para 2028. A medida que ANEEL finaliza las normas que acreditan la duración del almacenamiento, los proyectos fotovoltaicos se combinarán cada vez más con baterías, asegurando flujos de ingresos adicionales y dejando a los posibles participantes de la CSP aún más fuera de juego.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por tipo de red: Las minirredes fuera de la red avanzan con Luz para Todos

Las instalaciones conectadas a la red eléctrica suministraron el 92.15 % de la capacidad nacional en 2025; sin embargo, las minirredes aisladas presentan el crecimiento más rápido, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 17.12 %, impulsadas por el esfuerzo de Brasil por electrificar comunidades remotas de la Amazonía. El programa Luz para Todos se relanzó en 2024 con un presupuesto de 2500 millones de reales para conectar 100 000 hogares para 2027, implementando sistemas de 10 a 50 kW combinados con baterías de litio-ferrofosfato de 20 a 100 kWh. Extender la transmisión a través de la selva tropical cuesta hasta 50 000 USD por km, lo que abarata la energía solar independiente para pueblos de menos de 500 hogares. El tamaño del mercado brasileño de energía solar para sistemas aislados alcanzó los 48.6 MW en 2025 y superará los 162 MW para 2028, según los compromisos de financiación firmados.

El crecimiento de la red eléctrica continúa en términos absolutos: 5.6 GW de proyectos a gran escala entraron en funcionamiento en 2024, agrupados a lo largo del cinturón solar de Bahía, mientras que los generadores distribuidos añadieron 8.5 GW de capacidad en tejados con un límite de 14.300 Lei. Sin embargo, los proyectos conectados a la red se enfrentan a márgenes reducidos por la caída de los precios de las subastas y las restricciones en el corredor Noreste-Sureste, lo que impulsa la instalación de más híbridos de almacenamiento y consumo industrial coubicados. Las implementaciones fuera de la red, aunque pequeñas en capacidad absoluta, generan mejoras en la calidad de vida y crean nuevos mercados de equipos para sistemas robustos y tropicalizados, atrayendo financiación en condiciones favorables de la CFI y otros organismos multilaterales.

Por el usuario final: El segmento C&I crece gracias a la economía de los PPA

Las plantas a gran escala representaron el 50.25% de la capacidad instalada en 2025; sin embargo, se prevé que el segmento comercial e industrial se expanda un 16.42% anual, superando las trayectorias de crecimiento del 12.45% de las plantas a gran escala y del 13.95% de las residenciales. Los contratos de compra de energía (PPA) corporativos, con precios de entre 110 y 130 reales por MWh, generan flujos de caja predecibles que satisfacen a las entidades crediticias incluso sin contratos de subasta, lo que convierte al sector comercial e industrial en el segmento más prometedor del mercado solar brasileño. Los sistemas distribuidos de entre 500 kW y 5 MW se amortizan en un plazo de cinco años en São Paulo, donde las tarifas rondan los 0.90 reales por kWh.

Los márgenes de beneficio vinculados a subastas a escala de servicios públicos continúan estrechándose, con ofertas para 2024 un 12 % por debajo de los precios de liquidación del año anterior. La restricción y las altas tasas de interés internas erosionan aún más la rentabilidad, lo que impulsa a algunos promotores a reorientar sus activos hacia ventas bilaterales de C&I. El crecimiento residencial, concentrado en el sureste, se beneficia de las normas de medición neta heredadas, pero se ve limitado por la idoneidad de las instalaciones en tejados y la asequibilidad de los hogares. Se proyecta que el tamaño del mercado de energía solar brasileño vinculado al segmento C&I alcance los 52.7 GW para 2031, eclipsando por primera vez las incorporaciones a escala de servicios públicos, siempre que los cuellos de botella en la transmisión y los costos de financiamiento se mantengan manejables.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Minas Gerais lidera las instalaciones a nivel estatal, con 15.6 GW en operación para marzo de 2025, gracias a una exención favorable del impuesto ICMS y a la simplificación de las licencias ambientales. Sus complejos mineros adoptan energía solar cautiva para cumplir con los objetivos ESG y desplazar la energía de la red con precios superiores a USD 0.13/kWh durante los picos de la temporada seca. La red de distribución del estado se adapta a una alta penetración, lo que permite el flujo de excedentes hacia la vecina Río de Janeiro, reforzando así la seguridad eléctrica regional. São Paulo le sigue con 11.4 GW, donde los tejados comerciales se alinean en el cinturón industrial que se extiende desde Guarulhos hasta Campinas. Aquí, los edificios multiinquilino implementan la medición neta virtual para asignar la generación entre múltiples códigos fiscales.

Rio Grande do Sul cobra impulso gracias a los huertos agrovoltaicos que cubren las espalderas de vid, fusionando las agroexportaciones con los certificados de energía verde. Los incentivos estatales ofrecen reducciones del 50 % en las tasas de licencia ambiental para sistemas de doble uso, lo que favorece la economía de los agricultores. El mercado brasileño de energía solar se beneficia aún más de la escasa pendiente del terreno del estado, lo que facilita la instalación de seguidores. Por el contrario, Paraná sigue estando infrarrepresentado debido a las estrictas colas de conexión a la red que limitan la generación distribuida más allá de los alimentadores de 3 MW.

El Nordeste alberga el 60% del gasoducto nacional a gran escala gracias a su excelente radiación. Ceará atrae megaproyectos vinculados a la exportación de hidrógeno verde en el puerto de Pecém, lo que impulsa nuevos corredores de transmisión y parques industriales. El clúster de Camaçari, en Bahía, emerge como un centro de fabricación de equipos, sede de la planta de seguidores de 3 GW y múltiples proyectos de vidrio para módulos. Aun así, los cuellos de botella en la interconexión Nordeste-Sureste generan un riesgo de reducción que podría reducir en un 3% los ingresos anuales hasta que se implementen los refuerzos después de 2027. A pesar de la limitación, la superior calidad de los recursos mantiene el atractivo a largo plazo del mercado brasileño de energía solar, siempre que la transmisión se mantenga al ritmo de la generación.