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%).
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