La subasta de reserva de capacidad, organizada por el Gobierno Federal y realizada este martes (21/12/2021), permitió contratar dos productos diferenciados: potencia y energía. La potencia producto de la subasta, según la directiva del Ministerio de Minas y Energía (MME), se limitó únicamente a las termoeléctricas.

En la práctica, esto impidió ofrecer soluciones a partir de fuentes renovables de energía solar y eólica, combinadas con tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica, como los bancos de baterías. Además, los mandatos judiciales de los agentes termoeléctricos obligaron a la participación de plantas fósiles alimentadas con fuel oil y diesel, que son más caras y contaminantes. Esto resultó en la contracción de proyectos con costos operativos por encima de los límites establecidos en los lineamientos de la subasta.

La factura será pagada por los consumidores brasileños y representa una presión más sobre las ya elevadas tarifas eléctricas del país. En el producto energético, se contrataron más de 5,1 GW en plantas termoeléctricas alimentadas con gas natural, fuel oil y un solo bagazo de caña de azúcar, con un costo total para los consumidores de R $ 3,4 mil millones por año, por 15 años de contrato. El precio promedio de la disponibilidad de energía de estas plantas fue de R $ 824.553,83 / (MW.año). En el producto energético no hubo contratos.

En la evaluación de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la forma en que se llevó a cabo, la subasta de capacidad representó una oportunidad perdida para el país y encarecerá las facturas de electricidad de los consumidores brasileños.

Para Markus Vlasits, asesor de ABSOLAR y coordinador del grupo de trabajo de almacenamiento de energía eléctrica, los sistemas de almacenamiento, combinados con fuentes renovables como la energía solar y eólica, o incluso de forma independiente, podrían haber brindado la misma capacidad de servicio de reserva, pero a precios promedio inferiores a los de la subasta.

“Adicionalmente, estos proyectos tendrían un plazo de implementación mucho más corto, además de poder ser despachados en fracciones de segundos, dando mayor flexibilidad operativa al Operador del Sistema Eléctrico Nacional (ONS)”, evalúa Vlasits.

Fuente: TN Petróleo

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