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01/03/2014 | Análisis: Destino del precio de la electricidad en Brasil ¿Apagón en la recamara?

De Nuestra Redacción

El precio récord de la energía en el mercado de corto plazo brasileño reabrió debates acalorados en el sector eléctrico sobre la posibilidad de cambios en los cálculos de ese valor. Las discusiones ya se baten a las puertas del gobierno y ocurren en un momento de estimaciones cada vez mayores de gastos para cubrir el uso intensivo de las térmicas y el rombo de las distribuidoras de energía, que no consiguieron contratando todo el suministro necesario en las subastas oficiales y se quedaron vulnerables a los precios más elevados del mercado "spot".

 

Los analistas ya afirman proyecciones de gastos entre 15 billones y 18 billones de reales, este año, quedaron desfasados con la caída acentuada de las reservas y la dificultad en llenarlos en el restante del periodo de lluvias. El ingeniero y consultor Humberto Viana Guimarães dice "no tener dudas" en calcular gastos por encima de 20 billones de reales con el accionamiento de las térmicas. Él fue justamente uno de los primeros nombres en el mercado, aún en enero, en apuntar estimaciones de gastos superiores a 15 billones de reales - hoy ampliamente aceptadas. El gobierno, que se rechaza a encampar las previsiones, ha insistido en el argumento de que el presupuesto reservado por el Tesoro Nacional es suficiente. Hay 9,8 billones de reales disponibles para 2014.

En febrero, el precio del megawatt-hora en el mercado "spot" se quedó en 822,83 reales a lo largo de todo el mes, en las regiones Sudeste y Centro-Oeste. Conforme cálculos presentados a ejecutivos del mercado por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), el precio-techo debe ser mantenido la primera semana de marzo. Ese valor es el máximo permitido actualmente por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) y superó incluso el récord anterior, de 569,59 reales por megawatt-hora, que había sido alcanzado en 2008. Sería una exageración decir que hay discusiones formales y bien estructuradas, en el gobierno, para revisar la metodología del precio de liquidación de diferencias (PLD). De momento, lo que existe son opiniones aisladas, manifestadas en carácter personal. Es correcto, sin embargo, que los cambios en la forma de cálculo de los valores practicados en el mercado de corto plazo - a fin de bajarlos - han sido defendidos discretamente, en los bastidores, por dirigentes de Aneel y por consejeros de la presidente Dilma Rousseff en el sector eléctrico.

"Lo que acontece hoy con el PLD no refleja la situación energética del mundo real", dice un interlocutor de confianza de la presidente. Hoy, según ese consejero de Dilma, el modelo de precios es excesivamente sensible a las lluvias y tiene como referencia el coste de la usina más cara que esté siendo accionada en todo el sistema interconectado. "Queda seco durante una semana y el precio se dispara. Viene un pie d'agua durante tres días y el precio se cae por la mitad. Pero nada de eso quiere decir que haya, de un momento a otro, escasez o sobra de energía en el sistema", argumenta esa fuente.

Una de las ideas lanzadas - y que circula, en el gobierno en carácter informal - es calcular el precio del mercado de corto plazo por el coste promedio de accionamiento de las centrales. En vez de arrastrar el precio siempre para el coste de la térmica más cara, que contribuye con un pequeño puñado de megawatts a un parque generador de 127 mil MW, esa metodología tendría mejores condiciones de reflejar la situación real del mercado.

En el informe distribuido a los clientes, dos semanas atrás, el banco J.P. Morgan afirmó que "la manipulación de los precios 'spot' no es una hipótesis remota". Marcos Severine, analista que suscribe el informe, acuerda los efectos de una medida en ese sentido. Ella reduciría los valores desembolsados por las distribuidoras para reponer los volúmenes de energía no contratada. Esos desembolsos tendrán que ser pagados por los consumidores, por medio de reajustes en las tarifas, o asumidos por el Tesoro. Un trío de generadoras estaduales - Cemig, Cesp y Copel - puede tener ingresos adicionales de hasta 7 billones de reales este año con la venta de energía a precios elevados, según cálculos de  J.P. Morgan. Tienen 979 MW de energía sin ninguna amarra contractual y negociada en el mercado "spot".

Luiz Eduardo Barata, presidente de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), responsable por el cálculo semanal de la metodología de precios, busca tranquilizar el mercado. "No veo ningún espacio para un cambio en este momento." El economista Nivalde de Castro, coordinador del grupo de estudios del sector eléctrico de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ), ha sido uno de los especialistas más activos en demostrar la "transferencia de renta" causada por la supuesta distorsión en los precios actuales. De acuerdo con Castro, los consumidores, o el Tesoro, acabarán pagando indirectamente una cuenta multimillonaria  a ese pequeño grupo de generadoras a causa de la caída de las reservas, aunque el balance estructural de demanda y oferta no sea preocupante, en su visión.

Joísa Campanher Dutra, ex-directora de Aneel y profesora del Centro de Regulación de la Fundación Getúlio Vargas (FGV-RJ), prefiere ni entrar en el mérito de la discusión y es radicalmente contra la idea de hablar, en este momento, sobre cambios en el precio del mercado de corto plazo. Para ella, cualquier cambio de las reglas ahora sería apenas interpretada por los inversores, por menear en las pérdidas y ganancias de todo el sector .Según la ex-directora, cualquier economía, al Tesoro o a los consumidores, proveniente de una intervención en el PLD puede transformarse en un tiro por la culata. "Tenemos que pasar por esa tempestad. Ningún tipo de perfeccionamiento puede ser hecho en el calor de los acontecimientos. Medidas arbitrarias entran en la percepción de riesgo y acaban siendo precipitadas para los inversores", dice Joísa.

Escenario de reservorios bajos

El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) trazó un escenario preocupante para el abastecimiento de energía los próximos meses. En una reunión con ejecutivos del mercado, hizo una previsión de hidrología desfavorable en marzo, agravando la perspectiva de las reservas y aumentando las especulaciones en torno a la necesidad de racionamiento. En marzo, las lluvias deben alcanzar un 67% de la media histórica, en las regiones Sudeste y Centro-Oeste. En el Nordeste, la estimación es que se queden en sólo un 32%.

En febrero, el cuadro ya fue desolador: el Nordeste tuvo la peor afluencia desde 1931. En el subsistema Sudeste/Centro-Oeste, fue el segundo peor registro para meses de febrero en la serie de 84 años. Al divulgar esos números, en conversación con ejecutivos, el ONS generó incautación en la platea. Y dejó el temor más fuerte, durante reunión en que expone preliminarmente su estrategia de operación en marzo, cuando calculó exactamente los riesgos de déficit de energía al largo del año.

Para el ONS, hay un 71% de oportunidades que falte por lo menos un megawatt en el sistema interconectado en 2014. Hace exactamente un mes, cuando convocó el mercado para hablar sobre la operación de febrero, ese riesgo fue calculado en un 20%. Desequilibrios tan pequeños entre oferta y demanda no generan la necesidad de racionamiento o de medidas drásticas de contención del consumo. En casos así, según ingenieros con amplia experiencia en la operación del sistema eléctrico, es posible administrar de forma "de ensuciar" la demanda. Eso significa, por ejemplo, bajar la tensión de la red. Las bombillas pueden encender con voltaje menor, ordenadores presentan pequeños fallos, la industria eletrointensiva puede sufrir "apagones" de milésimos de segundo.




Todo eso es capaz de evitar cortes selectivos de energía, pero es una evidencia de que el sistema como uno todo opera al borde del límite. Cuando hay un déficit de hasta un 3% de la carga total, medida como esas aún pueden salvar el país de un racionamiento. La preocupación realmente se hizo grande cuando el ONS calculó el riesgo de un déficit de hasta un 5% de la carga total. Con ese desequilibrio entre oferta y demanda, según especialistas, ya no se puede evitar medidas para reducir el consumo. No significa que no haya hidroeléctricas suficientes para atender a la demanda, pero que ellas tal vez no puedan producir a todo vapor porque andan con sus reservas vacías. El operador indicó que ese riesgo hoy está en un 24,5%. Hace un mes, era del 5,9% - el sistema fue diseñado para un riesgo de, a lo sumo, un 5%.


Ese cálculo es hecho con base en los modelos matemáticos y computacionales del ONS. Programas como el Newave y el Decomp determinan cuáles fábricas - térmicas e hidroeléctricas - deben ser conectadas o no, obedeciendo a una orden de costo para generar energía. Los mismos modelos indican el riesgo de que ya no haya megawatts para producir. Sorprendiendo los agentes del sector, sin embargo, hubo un llamamiento oficial para que ese tipo de cálculo no sea tomado en consideración. La presentación fue hecha por el director de planificación del ONS, Francisco José Arteiro, y por la directora del departamento de optimización energética del Centro de Investigaciones de Energía Eléctrica (Cepel), Maria Elvira Maceira.


 


 


Ambos defendieron que la "tendencia hidrológica" verificada los últimos meses - lluvias mucho rebajo de la media histórica - no sea llevada en cuenta para el restante del año. Ese sería un defecto de los modelos de ordenador, según Arteiro y Maria Elvira, que debe ser excluido de los cálculos. Lo "correcto", afirmaron a la platea, es trabajar con un riesgo de déficit del 2% este año. La brutal diferencia de números fue encarada con desconfianza - y hasta incredulidad - por los especialistas, que vuelcan un esfuerzo del ONS para atenuar el recelo del mercado cuanto a la posibilidad de racionamiento. "Hicieron una macumba para desmontar el modelo, pero cogió apenas", dijo un participante de la reunión, que relató haber salido con la convicción de que el escenario es "muy preocupante".


 


 


A pesar de estar llena, fábricas del Madeira producen menos


 


 


 


Mientras la mayor parte del país sufre con la falta de lluvias en pleno periodo húmedo, el río Madeira, que abriga las hidroeléctricas de Santo Antônio y Jirau, viene registrando récords de plenitud. Las dos usinas, sin embargo, han contribuido poco para el Sistema Interconectado Nacional, justamente en periodo crítico de abastecimiento eléctrico. Según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), 13 turbinas de Santo Antônio y 15 de Jirau que deberían haber entrado en operación hasta febrero de este año aún no comenzaron a funcionar. Juntas, esas máquinas podrían agregar 2 mil megawatts (MW) de potencia (945 MW de Santo Antônio y 1.125 MW de Jirau) al parque generador brasileño. Considerando la condición actual del río, ese volumen sería suficiente para atender un 2,8% del consumo de energía del país.


Como las fábricas son "del hilo d'agua", o sea no poseen gran reserva de acumulación, no es posible almacenar agua. Con eso, el recurso necesita ser aprovechado en el exacto momento en que pasa por las hidroeléctricas. Pero ahí surge el segundo problema. Justamente a causa del lleno histórico del río Madeira, el consorcio Santo Antônio Energía (SAE), responsable por la construcción y operación de la hidroeléctrica, tuvo que desconectar la usina, cortando la operación de cerca de 1.200 MW de potencia instalada. Según el consorcio, la desconexión fue provocada por el descenso de la reserva de la usina, por determinación del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), para evitar daños las estructuras provisionales de la hidroeléctrica de Jirau, localizada por encima de Santo Antônio.


"Con ese descenso, falta la caída mínima en la represa para permitir el funcionamiento de las turbinas de la hidroeléctrica Santo Antônio. En la práctica, es necesario que haya una diferencia mínima entre el nivel del río por encima de la represa y abajo de ella, lo que no ocurre, en este momento, en función del citado descenso de la reserva", informó el consorcio, en comunicado. El SAE - formado por Furnas (un 39%), Caja FIP Amazonia Energía (un 20%), Odebrecht Energía (un 18,6%), Andrade Gutierrez (un 12,4%) y Cemig (un 10%) - afirmó que el desconexión de la hidroeléctrica tiene causa "exclusivamente técnica". El grupo dijo aunque "no hay compromiso en el suministro de energía", ya que el volumen que sería producido será compensado y disponibilidad por otras fábricas. El consorcio no informó cuantas turbinas estaban en operación. En diciembre, sin embargo, la fábrica contaba con 16 máquinas.


Victor Paranhos, director-presidente de la Energía Sustentable de Brasil (ESBR), consorcio responsable por la operación y construcción de Jirau, rebatió las informaciones del SAE. "La nota de ellos no está correcta. Ellos no están siguiendo la regla", dijo el ejecutivo, alegando que Santo Antônio estaba operando por encima de la cota establecida. "El anegamiento en la comunidad de Jaci es culpa exclusiva de ellos", dijo Paranhos. El ejecutivo explicó que, a causa de la desconexión de la fábrica, la línea que transporta la energía de las dos hidroeléctricas de Porto Velho (RO) Araraquara (SP) también fue desactivado. La línea, de más de 2 mil km de extensión, sólo puede operar cuando hay por lo menos 11 turbinas en operación. Sin las máquinas de Santo Antônio, sólo 6 unidades de Jirau están produciendo energía.


"Hoy, toda la energía de Jirau está yendo hacia Acre, Rondônia y norte de Mato Grosso", afirmó Paranhos. Según el ejecutivo, de las seis máquinas en funcionamiento de Jirau, cuatro están en operación comercial y dos están en fase de pruebas. Esta semana, la dirección de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) negó recurso de la ESBR contra una decisión de la autarquía de diciembre de 2013. En la ocasión, la Aneel volvió a ver una decisión anterior que condicionaba la elevación de la cota operativa de Santo Antônio a lo repase de 24,3 MW medios de energía firme del río Madera para la ESBR. El ESBR es formado por GDF Suez (un 40%), Eletrosul (un 20%), Chesf (un 20%) y Mitsui (un 20%).


Offnews.info (Argentina)

 


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