Energía térmica seguirá siendo protagonista de red brasileña

La energía termoeléctrica seguirá siendo clave en la red de Brasil en los próximos años al servir de respaldo energético en medio de la expansión de fuentes intermitentes como la eólica y la solar y cuando la generación hidroeléctrica se vea afectada por sequías.

En 2021, las centrales térmicas jugaron un papel relevante para evitar déficits eléctricos durante la peor sequía del país en 91 años y representaron el 32,9% de la capacidad instalada total incorporada en el año, con 2,4GW.

Según datos del regulador de energía eléctrica Aneel, se prevé que unos 2GW de capacidad termoeléctrica entrarán en servicio este año, lo que constituye un 26% de los 7.625GW que se pondrán en marcha en el período.

La mayoría de los emprendimientos usarán combustibles fósiles (gas natural, petróleo o carbón) y se ubican en el estado de Amazonas. En términos de capacidad, Río de Janeiro encabeza la lista, con 681MW.

Entre los proyectos se encuentran los contratados bajo un procedimiento competitivo simplificado en octubre de 2021, como EPP II (113MW) de Evolution Power Partners y Karkey I (255MW) y II (115MW) de Karpowership, además de Porsud I (115MW) y II (75MW) en Río de Janeiro; Paulínia (15,9MW), de Mercúrio Partners en Paraná; Luiz Oscar Rodrigues de Melo (36MW), de Linhares Geração, y Viana I (37,5MW), de Tevisa, en Espírito Santo.

También está la central Jaguatirica II en el estado de Roraima, cuya primera unidad generadora, de 48,7MW, fue autorizada para empezar a prestar servicios en febrero. La puesta en marcha de las otras dos, que suman 91,2MW, está prevista para mediados de mayo

Fuente: BNamericas con datos de Aneel

En diciembre, Aneel realizó una licitación de capacidad de respaldo exclusivamente para la contratación de proyectos termoeléctricos a gas, en su mayoría greenfield, cuyas operaciones partirían en 2026.

Sin embargo, tribunales locales otorgaron a algunas generadoras el derecho de competir con centrales a petróleo y terminaron entre las ganadoras: Global Energy Partners, con Global I y II, Potiguar y Potiguar III; Equatorial Energia con Geramar I y Tevisa con Viana I.

Luego de la subasta, el Gobierno Federal apeló los fallos que involucran a dichas plantas y ahora están a la espera de un dictamen final para firmar los contratos.

“Entendimos que la participación era adecuada y recurrimos a tribunales para imponer nuestra hipótesis de que el costo variable unitario con ese techo de precios perjudica la competitividad y el precio más bajo para el consumidor final”, dijo a BNamericas el director de relaciones institucionales de Global Energy Partners, Juliano Matos. «Impedía que participaran plantas con inversiones amortizadas».

A su juicio, la energía termoeléctrica es estratégica para dar confiabilidad al sistema interconectado nacional, considerando que se espera que sea más frecuente el patrón de eventos meteorológicos extremos, con muchas lluvias en poco tiempo y períodos más prolongados de sequía.

“Es una nueva normalidad climática. Tenemos que considerar toda nuestra operación y tener una nueva lógica para combinar nuestras capacidades, considerando las características de cada fuente”, dijo Matos, y agregó que la intermitencia de las fuentes renovables puede mitigarse en el mediano y largo plazo con el desarrollo de baterías, aunque advirtió que “esto es algo que lleva tiempo”.

Jorge Alcaide, director gerente de Wärtsilä, proveedor de equipos y servicios para centrales térmicas, señaló que sería bueno si los activos existentes a petróleo pudieran mantenerse como energía de respaldo.

“En una situación de emergencia, el combustible líquido podría marcar la diferencia, ya que podría almacenarse en la propia planta”, dijo el ejecutivo a BNamericas. “Necesitamos un respaldo para las fuentes renovables, pero hablo como activista de la energía. Una matriz energética adecuada es aquella que considera importantes todas las fuentes”.

Este año se esperan nuevas oportunidades para la contratación de energía térmica porque el Ministerio de Minas y Energía tiene programadas ocho subastas de energía o capacidad de respaldo.

“Tenemos proyectos a gas natural listos en Río de Janeiro, Mato Grosso do Sul, Amazonas y Bahía, estratégicamente posicionados para competir en nuevas subastas de energía y capacidad. Esta es nuestra misión”, indicó Matos.

Se podría generar una demanda extra si concluye la privatización del holding eléctrico federal Eletrobras, ya que prevé una contratación obligatoria de 8GW de energía a gas natural entre 2026 y 2030.