Consideraciones sobre la Ampliación de la Generación Complementariaal Parque Hídrico Brasileño

Nivalde José de CastroRoberto Brandão

Guilherme de A. Dantas

Consideraciones sobre la Ampliación de la Generación Complementariaal Parque Hídrico Brasileño

Nivalde José de CastroRoberto Brandão

Guilherme de A. Dantas

Introducción

El objetivo central de este estudio es analizar las características de los proyectos de energía eléctrica que serían mas convenientes contratar para la expansión de la generación no-hídrica, con o objetivo de hacer que, del punto de vista económico, el sistema eléctrico funcione de manera mas eficiente. Se sustenta que el Sistema Eléctrico Brasileño – SEB – tiene tradición y vocación para la generación hídrica, mas tendrá necesidad creciente de generación estacionalmente complementaria al régimen de afluencias. De esta forma, proyectos con generación estacionalmente complementarias, como por ejemplo la bioelectricidad sucroenergética y proyectos eólicos, deben ser privilegiados, en la medida en que se muestren competitivos. Se argumenta también sobre la pertinencia de la contratación de centrales térmicas con bajo costo variable de generación, cuya economía depende de la adopción de nuevos mecanismos contractuales. Tales mecanismos deberán garantizar mayor previsibilidad de ingresos para la cadena productiva y abastecimiento de combustibles, posiblemente a través de una cláusula de generación estacional inflexible, complementaria al régimen de aguas.El presente estudio está dividido en seis partes. Inicialmente, es examinado la característica predo-minantemente hídrica del parque generador brasileño y el riesgo hidrológico que le es inherente. En seguida, es analizado el impacto de la reducción progresiva de la capacidad de regularización del sistema eléctrico brasileño. La tercera parte está dedicada a la reciente expansión del parque térmico (hasta 2008) y a los reflejos de esta expansión sobre la operación del SEB. En la cuarta parte son trazados los escenarios para la expansión del parque generador brasileño. La quinta parte discute las alternativas disponnibles para la contratación de energía complementaria a la generación hídrica. Finalmente, la sexta sección destaca la necesidad de un planeamiento energético integrado, capaz de analizar en conjunto las necesidades del sector eléctrico y de la industria brasileña de energía.Este estudio hace parte de una línea de investigación que GESEL-UFRJ viene desarrollando desde el año 2007. Otros estudios están en proceso de elaboración tratando los siguientes temas: ICB – Ín-dice de Costo Beneficio, Garantía Física e Impacto financiero del despacho de las centrales térmicas. Estos estudios buscan examinar de forma libre, más crítica, los fundamentos del Modelo del Sector Eléctrico de Brasil. En este sentido, críticas y cuestionamientos al presente estudio serán muy valo-rados y analizados con atención, pues el objetivo mayor de esta línea de estudio es contribuir para el desarrollo del Modelo del Sector Eléctrico Brasileño.

1. El Parque Hídrico Brasileño y la cuestión de la Regularización de las AfluenciasEl SEB se caracteriza por la preponderancia de la generación hídrica, que corresponde a 85,5% de la capacidad instalada total, complementada por generación térmica de varias fuentes, conforme se puede verificar a través de los datos de la Tabla 1.

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Tabla 1Capacidad instalada del Sistema Interligado Nacional en el 2007

(en MW y %)

Fuente MW Part (%)Hidroeléctrica* 81.190 85,5Gas 8.694 9,2Nuclear 2.007 2,1Óleo Combustible 1.234 1,3Carbón Mineral 1.410 1,5Otras 462 0,5Potencia Instalada 94.996 100,0

*Con la capacidad total de ItaipuFuente: ONS, Operación del SIN: Datos Relevantes 2007.

Aunque la capacidad instalada de fuentes no-hídricas representase en 2007 casi 27% de la carga (que era de 49.736 MWmed, según datos de ONS), en años normales las centrales térmicas son acciona-das con baja frecuencia, pues el sistema llega a ser abastecido en más de 90% por energía de fuente hídrica, como puede ser observado en la Tabla 2.

Tabla 2Generación de hidroeléctrica en el SIN. 2000-2008

(en %)

Año Porcentaje2000 94,112001 89,652002 90,972003 92,142004 88,632005 92,452006 91,812007 92,782008 88,61

Fuente: Site del ONS: Histórico de la operación.

El abastecimiento de un sistema de gran porte, como el brasileño, con cerca del 90% de energía de fuente natural es un hecho notable e impar en terminos mundiales, sobretodo tomando en cuenta que la energía hídrica es renovable, limpia y con los menores costos de generación. Em tanto, por depen-der de las lluvias, esta energía presenta incertezas vinculadas a la no previsibilidad de las lluvias. En un año medio, la energía hídrica que corre por los ríos con aprovechamientos energéticos (denomina-da Energía Natural Afluente – ENA) es hasta superior a la carga, mas se trata de una energía distribuí-da a lo largo del año de forma desigual y sujeta a niveles elevados de incerteza.ENA es mayor que la carga durante la estación húmeda, entre los meses de diciembre y abril, sin em-bargo lo inverso ocurre durante la estación seca predominante, que va de mayo a noviembre. En este

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período, en una media de largo plazo, ENA es de apenas 38.609 MWmed, pudiendo las afluencias reales mostrarse bastante inferiores. Para visualizar la distribución estacional de ENA fue construido el Gráfico 1 que exhibe la media histórica de largo plazo de ENA para cada mes. Los datos incluyen todas las cuencas explotadas actualmente en el país. La disponibilidad de energía natural afluente, que sobrepasa los 89 mil MWmed en febrero, cae a un piso de poco mas que 30 mil MWmed en agosto-setiembre. De esta forma, se verifica una reducción de 2/3 de las afluencias entre el mes pico de las lluvias y el piso de seca. Una característica importante del SEB es que fue diseñado para reducir al máximo el impacto de incerteza y de estacionalidad de las afluencias a través de la construcción de grandes reservatorios. Las represas acumulan agua durante el periodo húmedo, cuando la afluencia es elevada, para que el agua acumulada pueda ser turbinada en el periodo seco, manteniendo la generación de energía eléc-trica estable a lo largo del año. La energía potencial del agua de los reservatorios es llamada Energía Almacenada (EAR).En la Tabla 3, se verifica que la mayor parte de la capacidad de almacenamiento (EAR máxima) se encuentra en la región Sudeste/Centro-Oeste (69,7% del total). EAR Máxima del Sudeste/Centro-Oeste correspondía en 2007, numéricamente, a 6,2 veces la carga de este submercado, o sea, equivalía a más de seis meses de tratamiento a la carga. La Región Noreste también tiene una capacidad de almacenamiento expresiva: los reservatorios del río S. Francisco podían almacenar, numéricamente, 4,8 veces la carga de la región en el año 2007 cuando están llenos, o sea, abastecerla por casi 5 meses. Las Regiones Sur y Norte almacenan relativamente poca agua y poseen generación de energía hídrica más dependiente del régimen de lluvias.

Tabla 3Energía Almacenada Máxima y Carga por Sub-mercado: 2007

Regiones EAR Max (MW/mes)

% Total Carga (MW/med)

EAR Max (meses de carga)

SE/CO 190.419 69,7 30.846 6,2S 18.425 6,8 8.168 2,3N 12.414 4,6 3.476 3,6NE 51.690 18,9 10.721 4,8Total 272.314 100,0 53.211 5,1

Fuente: ONS: Situación de los Principales Reservatorios de Brasil (site ONS), ONSDatos Relevantes 2007. Elaboración: Gesel.

Con el objetivo de aprovechar la diversidad de afluencias y de capacidad de almacenamiento entre las cuencas hidrográficas, fue construido, y viene siendo ampliado, el SIN – Sistema Interligado Nacio-nal, que permite el intercambio de energía eléctrica entre regiones a través de líneas de transmisión en alta tensión. Esta red reduce, a nivel interregional, los riesgos asociados a la estacionalidad en la disponibilidad de energía y a la suma total de energía natural afluente. Por ejemplo, en estación húme-da el Subsistema Norte exporta grandes bloque de energía excedente provenientes de la CHE Tucuruí para los subsistemas Noreste y Sudeste/Centro-Oeste. Inversamente, a partir de junio, el Subsistema Norte, que tiene una estación seca larga y no dispone de reservatorios capaces de regularizar satis-factoriamente las afluencias, pasa a importar energía, sobretodo de la Región Sudeste, que dispone de gran capacidad de almacenamiento. Estos flujos de exportación e importación de energía, aunque tengan un padrón estacional relativamente estable en el caso del subsistema Norte, pueden ser más o menos intensos dependiendo de los siguientes factores: las afluencias; el nivel corriente de los reser-vatorios en las diversas cuencas hidrográficas y el comportamiento de la carga.

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2. La Disminución de la Capacidad de Regularización y sus Impactos

El sistema de generación hídrica brasileño pasa por una transición, en el sentido de evolución, en su padrón de expansión. La tendencia es de expansión de la capacidad generadora instalada sin nuevos reservatorios de gran porte, lo que diminuirá la capacidad de regularizar la disponibilidad de energía. Esta tendencia ocurrirá por la conjunción de dos factores. Por un lado, la construcción de barreras con grandes reservatorios pasó a sufrir restricciones de los órganos ambientales, que condenan e impiden aprovechamientos con elevada razón entre el área inundada y la capacidad instalada. Por otro lado, el potencial hídrico remanente se concentra en la Región Norte, donde predominan ríos que cortan grandes planicies. La topografía suave de la región y los bajos desniveles hacen que así, las repre-sas inundando áreas extensas, almacenen volúmenes relativamente modestos de energía, tornando la construcción de reservatorios de regularización, difícil de justificar.Se trata de una situación bastante diversa de la que predominó en las principales cuencas ya explota-das. En los afluentes del río Paraná y San Francisco fue posible construir represas que llenen valles profundos y acumulen volúmenes que, por la existencia de muchos aprovechamientos río arriba, resultan en grandes cantidades de energía. En realidad, apenas seis reservatorios son responsables por el 52% de toda la EAR – Energía Almacenada – del Sistema Interligado. Son los siguientes: Emborcação, Nova Ponte e Itumbiara, en el Río Paranaíba; Furnas, en Rio Grande y; Três Marias y Sobradinho, en el Río San Francisco.Por lo tanto, el potencial hidráulico remanente se encuentra en una región que se presta mas a la construcción de un sistema de generación hídrica plenamente regularizada y las oportunidades para construcción de grandes reservatorios que por suerte ahí existan difícilmente serán viabilizadas en función de las crecientes restricciones ambientales. La consecuencia es que las nuevas hidroeléctricas de la Región Norte del país tendrán gran capacidad instalada, pero poca generación efectiva en el período seco.El ejemplo más emblemático y paradigmático entre las grandes centrales hoy en operación es la Cen-tral de Tucuruí, que tuvo recientemente su capacidad instalada ampliada para 8.340 MW. Esta capaci-dad puede ser plenamente utilizada en la estación húmeda, aunque esté vertiendo agua copiosamente. Pero la generación queda restringida a poco más de 2.000 MW medios en la estación seca, como consecuencia del régimen de aguas de la cuenca de Tocantins y de la inexistencia de reservatorios capaces de compensar la estacionalidad de los flujos naturales.Otro ejemplo de esta tendencia es la futura CHE de Belo Monte. Se trata del único aprovechamiento previsto para el Río Xingu, a ser construida en un punto del río donde el flujo media es de casi 18 mil m3/s en el auge período húmedo (entre marzo y mayo). Pero el flujo cae a menos de 1,1 mil m3/s en el auge del periodo seco (entre setiembre y octubre). Y no existen proyectos de reservatorios capaces de regularizar el flujo de este río, así como no hay planes para la construcción de reservatorios capaces de regularizar satisfactoriamente el flujo de los ríos Madeira, Tapajós y Teles Pires, que constituyen los principales frentes de avance de la frontera hidroeléctrica en la Amazonía.Otra mudanza importante que la incorporación de las hidroeléctricas de la Región Norte traerá al sistema hídrico será un aumento del contraste entre la energía disponible en el período húmedo y en el período seco. El Gráfico 2 compara ENA de la Región Norte, hoy restricta al Río Tocantins, con el régimen hídrico medio brasileño. Aunque exista alguna diversidad hidrológica entre los regímenes de lluvias de las diversas cuencas de la Región Norte, la llena llega un poco antes en Madeira, por ejem-plo, ellos no huyen mucho del padrón de Tocantins. El contraste entre la energía disponible en los meses de afluencias más intensas, que para Tocantins son entre los meses de enero y mayo contrastan fuertemente con las afluencias de la estación seca. Durante el período de las aguas, las afluencias son 180% de la media anual (138% en Brasil), en cuanto en el período seco, entre junio y diciembre, ellas son apenas 42% de la media anual (73% en Brasil), llegando a apenas 24% entre agosto y octubre (60% en Brasil).En este sentido, frente a la estacionalidad de la disponibilidad de energía de las nuevas generadoras

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hídricas y a la inexistencia de reservatorios capaces de valorar esta energía, se puede concluir que el SEB precisará cada vez más de recursos alternativos de generación en el período seco. El Gráfico 3 muestra claramente que el avance de la frontera hidroeléctrica en la Amazonía profundizará la ten-dencia a la diminución de la capacidad de regularización que ya viene siendo observada a lo largo de los últimos años. La evolución de la carga no ha sido acompañada por un aumento correspondiente en la capacidad de almacenamiento del SIN: en el año 2000 los reservatorios eran capaces de alma-cenar, numéricamente, más de seis veces la carga, pero en el año 2012, ya incorporando las centrales contratadas en las subastas de energía nueva realizados, se estima que ellos consigan almacenar, numéricamente, apenas 4,5 veces la carga. En los años subsecuentes, el crecimiento de la carga sin la construcción de reservatorios importantes diminuirá aún más la capacidad de regularización de la energía disponible con base apenas en el almacenamiento de agua.Dado que las centrales a filo de agua de la Región Norte tendrá generación concentrada entre los me-ses de enero y mayo, un recurso posible es promover transferencias macizas de energía a través de la Red Básica del SIN para acumular energía en los reservatorios existentes en otras regiones. Las reservas acumuladas en la época de las aguas en reservatorios fuera de la Región Norte podrían ser usados después para garantizar el abastecimiento durante los meses de afluencias menores. Esta es, de hecho, una alternativa, pero se trata de una práctica operativa que tiene por lo menos dos limi-taciones importantes.En primer lugar, hay que tomar en cuenta que muchos de los reservatorios actuales, y entre ellos todos los seis grandes mencionados encima, no se prestan bien a una operación en régimen estrictamente anual, esto es, almacenando en la estación lluviosa una energía destinada a la generación en la esta-ción seca siguiente. Esto es porque en algunos casos la razón entre el volumen útil de almacenamiento de agua y los flujos naturales torna imposible garantizar un llenado pleno en apenas una estación lluviosa. Hay represas, como Furnas, Nova Ponte y Serra da Mesa, en que ni siquiera la operación al flujo mínimo durante todo el período húmedo es capaz de asegurar un relleno completo. El mismo se aplica a los sistemas de acumulación de Paranaíba (Emborcação, Nova Ponte, Itumbiara) y de San Francisco (Tres Marías y Sobradinho) vistos como un todo.En segundo lugar, aunque EAR se encuentre en niveles relativamente elevados al final de la estación húmeda, esta energía puede estar distribuida de forma tal que, entre los diversos reservatorios el sistema hídrico, no tenga como atender solo a la carga durante la seca sin recurrir a la generación no-hídrica complementaria. Se trata de um fenómeno que se debe manifestar e intensificar en la medida en que la carga aumente, apareciendo primero como una dificultad para atender a la carga en el hora-rio de punta en el auge de la estación seca apenas con generación hidroeléctrica. Esto porque la exis-tencia de mucha agua en los reservatorios no altera el hecho de que muchas de las nuevas centrales hidroeléctricas tendrán reducida capacidad de generar en el período seco, una vez que la generación a filo de agua está estrictamente vinculada a la afluencia local del momento. Por esta razón, en la estación seca la carga tendrá que ser atendida básicamente por centrales situadas en las cuencas regularizadas y por termoeléctricas. Y el montante de energía que el sistema hídrico podrá generar instantáneamente dependerá esencialmente de la capacidad de generación efectiva de las centrales en las cuencas regularizadas, que no debe crecer de forma apreciable en el futuro, en función de las dos razones presentadas: restricciones ambientales y posición geográfica.

Cuadro 1La Creciente Necesidad de Complementación del Parque Hídrico Brasileño

El impacto del final de la construcción de grandes reservatorios y de la disminu-ción de la razón entre EAR – Energía Almacenada – y la carga parece estar sien-do subestimada por los modelos computacionales de planeamiento de generación. Newave no modela de forma precisa, ni las restricciones hidráulicas que el Opera-

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dor Nacional del Sistema tiene para mover grandes bloques de energía de un apro-vechamiento a filo de agua para llenarlos en otros reservatorios, ni la imposibilidad práctica de utilizar las reservas de energía existentes fuera de la caída de agua local. Newave simula el parque hídrico de cada sub-mercado como una gran hidroeléc-trica con un único reservatorio y calcula la necesidad de despacho térmico como una función de las afluencias y del nivel corriente de este reservatorio virtual. En lenguaje más técnico, la función de costo futuro traza una curva que relaciona la variable que define el despacho térmico, o CMO – Costo Marginal de Operación – al nivel corriente de almacenamiento del reservatorio virtual correspondiente a un sub-mercado. En este modelado simplificado, algunas restricciones hidráulicas no son consideradas. Es algo así como si una central pudiese usar el reservatorio de otras centrales de la misma región, sea para almacenar el excedente de energía, o sea para accionar sus turbinas. La visión simplificada del almacenamiento de un sub-mercado como un reservatorio virtual único es perfectamente adecuada en cuanto no son modeladas situaciones en que resultan grandes e rápidas variaciones en EAR. En estas situaciones límite, donde hay mucha energía disponible para ser acumulada, o donde es preciso hacer uso muy rápidamente de EAR, las caracterís-ticas hidráulicas de cada aprovechamiento acaban siendo determinantes para las posibilidades reales de operar el sistema.Con la proliferación de centrales a filo de agua y la disminución de la razón entre EAR – Energía Almacenada – máxima y carga, aumentan las diferencias entre el funcionamiento del sistema modelado de esta forma simplificada y el sistema real. Acumular rápidamente la energía excedente de las usinas a filo de agua durante la estación húmeda es más difícil en la práctica de lo que parece en el modelo. Y en la estación seca no es posible usar EAR del reservatorio virtual para generar con toda la potencia de las centrales del sub-mercado: puede no haber agua suficiente para accionar turbinas de las generadoras a filo de agua en caídas de agua aisladas, con poca regularización local, o que no tengan un reservatorio de acumulación aguas abajo, con flujo o nivel de almacenamiento corriente compatible.Esto ayuda a entender porque la importancia de la contratación de generación es-tacionalmente complementaria a la hídrica aún no fue captada por el planeamiento de la expansión de generación. Por ejemplo, en el Plano Decenal 2008/2017 son proyectadas una carga de 80.111 MWmed y una demanda en la punta de 98.655 MWmed en 2017. La composición del parque generador planeado para la época tiene muchas centrales a filo de agua, en su mayor parte en cuencas poco o nada regularizadas, poco aumento de capacidad de almacenamiento de energía, poca ge-neración térmica de base y mucha generación térmica flexible de costos elevados. Ocurre que manejar una carga de una punta 53% mayores que en 2008, difícilmente podrá ser hecho en la estación seca sin la utilización masiva y sistemática del par-que térmico, pues sobrepasa la capacidad de generación de las centrales en cuencas bien regularizadas sumada a la capacidad de las térmicas de bajo costo e inflexibles. Sin embargo, el planeamiento no capta el impacto en los costos con la generación térmica que ocurriría en este escenario incluso para la atención de la punta. La ra-zón probable es que la operación agresiva de los reservatorios virtuales no coincide con la operación real del sistema.

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3. El Crecimiento Reciente del Parque Térmico

Frente a la disminución de la capacidad del sistema hídrico, regularizar la disponibilidad de energía, la diversificación de la matriz se torna una necesidad imprescindible. Y la cuestión central que se coloca es definir cual es la mejor forma de hacer y contratar esta diversificación. En la práctica, la diversificación de la matriz ha sido hecha por la ampliación del parque de generación térmica, so-bretodo en la forma de centrales movidas a gas natural y, más recientemente, a óleo combustible vía contratos por disponibilidad.El parque térmico brasileño puede ser dividido en dos tipos de centrales:1.térmicas inflexibles, que debido a sus características técnicas (co-generación, energía nuclear), o en respeto a las cláusulas take-or-pay en sus contratos de abastecimiento de combustible, operan de for-ma continua;2.térmicas flexibles, que solo son llamadas a despachar, sea por razones eléctricas, o sea cuando el Operador del Sistema indica que esto es recomendable, para mantener bajo el riesgo de desabasteci-miento.Las térmicas inflexibles funcionan como fuente regular de energía, no estando sujetas a las incertezas del régimen de lluvias. Gracias a esta previsibilidad en el abastecimiento de energía, estas centrales pueden atender directamente la carga, sin necesidad de complementación o regularización.Las centrales térmicas flexibles constituyen una reserva de energía. Su contratación permite que el sistema atienda una carga mayor, así estén teniendo dichas centrales un despacho apenas eventual. Cuando la energía total disponible (incluyendo el sistema hídrico y las térmicas inflexibles) permi-te garantizar la seguridad de abastecimiento, estas térmicas no son despachadas, pudiendo quedar ociosas por largos períodos, años inclusive, en el caso de que persistan condiciones energéticas fa-vorables. Sin embargo, cuando la energía total disponible de las fuentes naturales y regulares no es suficiente para mantener la seguridad de abastecimiento, estas centrales son llamadas a operar. Por tanto, las térmicas flexibles refuerzan el balance de energía apenas en los escenarios adversos. A este aumento de seguridad también corresponde un aumento en la capacidad de atención de carga por el sistema y es este el fundamento para que comercialicen una energía virtual, esto es, no correspon-diente a la generación efectiva.El parque térmico ya tiene hoy un peso considerable en la matriz de generación brasileña, conforme los datos presentados en la Tabla 4. En el 2007 el Sistema Interligado contaba con 13.344 MW de capacidad instalada entre todos los tipos de centrales térmicas. Hasta el 2013, en razón de las contra-taciones hechas en las subastas de energía nueva y de la incorporación de las térmicas hoy en sistemas aislados, el parque térmico crecerá mucho, como se puede constatar en la Tabla 4

Tabla 4Sistema Interligado Nacional:

Parque térmico previsto en el 2013

Datos del Parque de Termoeléctricas Cant.. UnidadPotencia Instalada Efectiva 32.759 MWDisponibilidad 30.012 MW medDisponibilidad de Energía Inflexible 7.333 MW medDisponibilidad de Energía Flexible 22.679 MW med

Fuentes: CCEE, MME, EPE, Estudios para la Licitación de la Expansión de Generación.Garantía Física de los Proyectos Termoeléctricos de la Subasta de Compra de Energía Nueva de A-3 de 2008. Elabora-

ción: Gesel-IE-UFRJ.

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La capacidad instalada del parque térmico en el 2013 será de 32.759 MW, casi dos veces y media la capacidad instalada en el 2007, y la disponibilidad de estas centrales atenderá 30.012 MWmed. De esta suma, 7.333 MWmed serán de modalidad inflexible. Los 22.679 MWmed restantes serán de tér-micas flexibles. Estos valores indican que la ONS podrá contar en el 2013 con una generación térmica flexible muy superior a la capacidad instalada de Itaipú, que es de 14.000 MW. Y estas usinas podrán generar en un año de hidrología crítica más que el doble de la producción record de energía de Itaipú en el 2008, que fué de 10.809 MWmed. La construcción de un parque de térmicas flexibles normalmente es considerada ventajosa, pues este modelo de contratación permite que solo haya gastos con combustibles fósiles cuando esto es nece-sario para mantener la seguridad del abastecimiento. Sin embargo, la contratación de un gran parque de térmicas flexibles también tiene sus desventajas, que serán analizadas en seguida. La primera de ellas es con respecto al impacto de la incerteza del despacho en la economía da generación térmica. La segunda desventaja es el riesgo financiero asociado a un despacho prolongado de todo el bloque térmico en caso de una situación hidrológica adversa.

3.1 El Impacto de las Incertezas del Despacho Térmico

La primera desventaja de contratación de un gran número de térmicas flexibles es el elevado grado de incerteza en cuanto a su nivel efectivo de uso y al costo vinculado a un despacho prolongado. Las tér-micas flexibles representan una alta inmovilización de capital realizada con base en una expectativa de uso incierta. Si son computabilizados no solo la inmovilización de capital en las instalaciones de generación, sino también las inversiones realizadas en la cadena de abastecimiento de combustibles, el impacto de la incerteza financiera en cuanto al nivel de uso de las térmicas se muestra aún más re-levante y preocupante. De acuerdo con el contrato firmado entre el empresario y las distribuidoras, el combustible tiene que estar disponible en caso de necesidad para un despacho prolongado en la base del sistema. Sin embargo, en la práctica, el nivel de consumo efectivo está sometido a um alto grado de incerteza, con alta probabilidad de ocurrir un consumo muy bajo o también nulo en algún año.Desde el punto de vista de la cadena productiva, para atender una central térmica de gas natural, es preciso construir una compleja y cara infraestructura de producción y transporte sin que exista una garantía firme de consumo. Esta incerteza está asociada a la posibilidad de que ocurran lluvias abundantes, tornando la generación termoeléctrica flexible dispensable. El costo de esta ociosidad se torna evidente en la medida en que la oferta brasileña de gas natural presenta reducida flexibilidad. Hay ausencia de capacidad de almacenamiento, 75% de la producción está asociada a la explotación de petróleo, hay una cláusula de take-or-pay en parte de la importación de gas boliviano y la produc-ción onshore de la Amazonía de gas no asociado al petróleo queda lejos de los grandes centros de consumo. La solución encontrada para garantizar el abastecimiento de las térmicas flexibles, la ins-talación de plantas de regasificación de Gas Natural Liquifeito (GNL) importado, recae en el mismo problema: ellas evitan inversiones en la producción de gas, mas aún así sean instalaciones caras, que puedan venir a operar con niveles de ociosidad intolerablemente elevados. Situación semejante ocurre con la cadena de abastecimiento de oleo combustible, que constituye la nueva tendencia para la expansión da generación flexible: es preciso mantener la logística de trans-porte y de almacenamiento lista para un uso intenso y prolongado que solo se materializará si hubiera una seca fuerte, fenómeno con baja probabilidad de ocurrencia.Los gráficos que siguen ilustran las incertezas y el alto grado de aleatoriedad en cuanto al despacho de centrales térmicas. Los datos fueron compilados a partir de los escenarios de CMO – Costo Marginal de Operación – del Submercado SE-CO utilizados para el cálculo de la Garantía Física de las centra-les inscritas en la Subasta de Energía Nueva A-3 de 2008. Los gráficos 4 y 5 ilustran la expectativa de funcionamiento para dos térmicas com costo bajo o intermedio y, por tanto, con generación eficiente. El Gráfico 4 presenta un histograma de la simulación de despacho de la térmica de CVU – Costo Va-

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riable Unitario a R$ 90/MWh. El funcionamiento de CTE fue simulado en dos mil series de CMO con cinco años cada uno. El histograma exhibe la frecuencia en que, en estos diez mil años, la central sería despachada entre cero meses (ociosidad total) y 12 meses (despacho en la base durante todo el año).Verifíquese, claramente, a través del Gráfico que el despacho medio no es un escenario típico. En la media una térmica flexible con CVU de R$ 90/MWh será despachada por 5,8 meses alo año, más la probabilidad de que en un año cualquiera haya despacho durante 5 y 7 meses, valores próximos a la media, y menos que 10%. Este comportamiento contrario a la intuición usual que asocia las medidas de tendencia central (media o mediana) a valores típicos. En este caso, la media es un valor atípico y los escenarios más típicos son los que la central térmica irá a despachar en la base durante todo el año (probabilidad de 25,5%) o quede totalmente ociosa (probabilidad de 25,0%). Los demás escenarios, despacho entre 1 e 11 meses en el ano, tienen, sumados, una probabilidad de ocurrencia inferior a la de acertar el resultado de un lanzamiento de moneda.El Gráfico 5 exhibe el histograma de despacho anual para la térmica flexible con CVU de R$ 140/MWh. Nuevamente, lo que se constata es que la media (despacho por 3,7 meses) es un escenario bastante improbable. Lo más típico es la ociosidad total (45,3% de los escenarios) o el despacho en la base durante todos os doce meses del año (12,3% de los escenarios).El impacto nocivo de la incerteza en cuanto al nivel de despacho de las centrales térmicas flexibles en la cadena de suministro de combustibles es un fenómeno que no ha sido debidamente evaluado en toda su extensión. Es sorprendente y preocupante que las empresas del ramo de combustibles se hayan comprometido con contratos para abastecer un parque de térmicas flexibles de gran tamaño, como el que fue contratado en las subastas A-3 y A-5 de 2007 y 2008, teniendo como base un padrón de consumo tan errático. Posibles razones para este comportamiento pueden estar asociadas a dos factores: 1.no se percibió el grado de imprevisibilidad de despacho de las nuevas termoeléctricas, posiblemente debido a la intuición común de que el consumo medio esperado, algo fácilmente calculable a partir de escenarios de precio del Newave, corresponde a un consumo típico; o,2.no se tuvo la percepción y evaluación de que las centrales térmicas vendrían rápidamente a represen-tar una parte importante del potencial de consumo de algunos combustibles. Como resultado, el impacto en el costo y en la logística de suministro de combustibles puede no ha-ber sido debidamente evaluado en su relevancia. Sin embargo, en la medida en que creció el parque térmico, aumenta la dimensión del problema, tendiendo a tornarse un riesgo financiero elevado y no dimensionado para el SEB.El sector de gas natural asociado a la generación térmica ilustra las preocupaciones examinadas. Con la construcción de innumerables centrales térmicas a gas en los últimos diez años, aproximadamente 40% del consumo potencial de gas natural en Brasil hasta inicios del 2009 sería para generación de electricidad. Sin embargo se trata de un potencial de consumo altamente volátil. Este consumo tan-to puede no materializarse como puede requerir un gran esfuerzo para atender a un despacho en la base por varios meses. En la práctica, el sector de gas no puede contar con el ingreso de eventuales ventas de gas para generación de energía eléctrica para amortizar las grandes inversiones realizadas. Estas incertezas en cuanto al consumo de gas natural por el SEB tienden a dificultar el planeamiento energético y consecuentemente la inclusión del gas en la matriz de generación de electricidad, en especial con las posibilidades de aumento de la producción nacional de gas natural que se colocan en el escenario energético brasileño.Un fenómeno análogo puede venir a ocurrir en la cadena de suministro de oleo combustible: el con-sumo potencial de las nuevas térmicas contratadas en el 2007 y 2008 es de tal magnitud que exigirá inversiones elevadas en logística y reservas apenas para atender a estos nuevos consumidores. Mien-tras tanto, estas inversiones tendrán que ocurrir sin que existan garantías concretas sobre el volumen y periodicidad del consumo de este insumo energético. En la medida en que los abastecedores de combustibles definan un precio correctamente a la necesidad de garantía de suministro sin la contra-

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partida de garantía o previsibilidad de consumo; la contratación de térmicas flexibles tiende a ser muy cara, sobrecargando así al consumidor de energía eléctrica. Por otro lado, las centrales térmicas a óleo pueden representar un riesgo para el sistema eléctrico, ya que las dificultades de los abastecedores en rentabilizar sus inversiones pueden llevar a problemas de abastecimiento justo en el momento en que estas centrales fueran llamadas y obligadas a despachar por la ONS. Las experiencias recientes en relación al gas natural durante la Crisis de Bolivia y en el verano 2007-2008 demuestran el riesgo que una eventual falla en el suministro de combustibles para termoeléctri-cas en proporciones mayores puede venir a representar para el sistema eléctrico.

3.2 O Riesgo Financiero de un Despacho Prolongado

La segunda desventaja de crecimiento del parque térmico flexible es el aumento de la volatilidad de los costos del sistema. En años con hidrología adversa, así las térmicas mas caras puedan ser despa-chadas durante meses, el costo asociado a esta generación tendrá impactos financieros significativos. En los momentos en que ocurra un accionamiento del conjunto de las térmicas ya contratadas, el cos-to global del sistema tendrá un aumento significativo, generando un risco financiero para los agentes económicos que tengan que cargar con estos costos adicionales.La contratación de gran cantidad de centrales térmicas flexibles principalmente en el 2007 y 2008 no parece ser la mejor forma de diversificar la matriz desde el punto de vista económico. En una perspec-tiva de planeamiento energético integrado, que contemple tanto la cadena de valor del sector eléctrico como la del sector de combustibles, la contratación de centrales térmicas de combustible fósil es una asignación de capital altamente ineficiente. Y el impacto en los costos y la incerteza para el sector eléctrico son significativos, siendo por si mismo suficiente para desestimular a que la diversificación de la matriz recaiga en térmicas flexibles, sobretodo en las que tienen altos costos de generación y que, por tanto, generan gastos extraordinariamente elevados cuando son despachados por largos pe-riodos.

4. La Selección de Fuentes para Generación Complementaria

El fin de la construcción de hidroeléctricas con grandes reservatorios coloca una necesidad real y objetiva en la diversificación de la matriz eléctrica brasileña. Com todo, conforme a lo analizado anteriormente, la diversificación a través de la contratación de gran capacidad instalada de térmicas flexibles con generación cara no es la alternativa más eficiente desde el punto de vista económico y ambiental. De esta forma, se torna esencial definir criterios para seleccionar otras fuentes y/o otras formas de contratación para a expansión da generación de energía dentro de parámetros de mayor eficiencia económica, eléctrica y ambiental.En este sentido, será adoptada en esta parte del estudio una visión de largo plazo para la expansión de la matriz en una perspectiva de carácter eminentemente cualitativo. Se parte del importante tra-bajo que EPE y el MME vienen realizando, materializado en el Plano Nacional de Energía 2030 y en el Plano Decenal de Expansión de Energía 2008/2017. Los supuestos básicos de estos planos son usados e incorporados en el presente análisis, en especial el que la carga crecerá bastante en un horizonte de diez a veinte años y que la matriz de generación continuará predominantemente hídrica. Se asume que el potencial hídrico volverá a ser explotado y que al menos una parte importante de los aprovechamientos remanecientes será construida. Con esto habrá un aumento en la oferta de energía de centrales hidroeléctricas, de tipo filo de agua en cuencas no regularizadas, que conformará una generación hídrica estacional.La disminución de la capacidad de regularización de los reservatorios y la concentración de la nueva generación hídrica en la estación lluviosa de la Región Norte tendrá importantes consecuencias para

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la expansión de la generación. La idea central del presente estudio es que la generación de fuente hídrica no será suficiente para abastecer al crecimiento de la carga de forma eficaz.Así, aunque, por hipótesis, las barreras existentes a la construcción de hidroeléctricas fuesen rá-pidamente removidas y que aumentase la cantidad de proyectos hídricos con licenciamiento para ser subastados, probablemente no sería deseable expandir la generación apenas con hidroeléctricas debido al carácter estacional de la generación de las nuevas centrales. La contratación de proyectos de fuentes no-hídricos será necesaria, no solamente para abastecer el mercado, sino para mantener y aumentar la eficiencia del propio sistema hídrico.Por tanto, la cuestión que se coloca se refiere directamente a la definición del tipo de generación complementaria que conviene contratar para viabilizar una expansión optimizada del sistema. Esto no se restringe a definir las fuentes, sino también pasa por sugerir eventuales alteraciones en forma de contratación de energía, de modo de facilitar la introducción en la matriz, de unidades generadoras con las características técnicas deseables. El instrumento de las subastas de energía para el mercado regulado, que es una de las más exitosas innovaciones introducidas en el nuevo modelo del sector eléctrico en el 2004, puede y debe ser utilizado como parte de una estrategia de construcción de una matriz de generación con nivel máximo de eficiencia en el largo plazo.El escenario base adoptado para la evaluación de las alternativas disponibles para la expansión da ge-neración, conforme a lo señalado anteriormente y que tuvo como fundamento los Planos 2017 y 2030 de EPE, es que no existirán restricciones insuperables para la construcción de nuevas hidroeléctricas. Así, en un plazo de diez a veinte años, en años con hidrología normal, el sistema conseguirá atender con alguna reacción toda la carga durante el período húmedo apenas con generación hídrica y con la energía contratada para generación inflexible, entendida y usada como una energía de back up. En tanto, y este es una presuposición importante, surgirá un gap creciente entre la carga y la capacidad efectiva de generación hídrica en el período seco. Esto ocurrirá por dos razones: 1.las nuevas centrales hídricas a filo de agua no tienen la opción de ahorrar agua localmente; y2.hay limitaciones hidráulicas para almacenar en reservatorios remotos grandes bloques de energía excedente para uso durante el período seco, y estas limitaciones se mostraron más agudas conforme creció la carga y la generación estacional a partir de usinas a filo de agua. En este escenario previsible surge una necesidad creciente de generación complementaria substancial en todas las estaciones secas.También será analizado un escenario alternativo, a ser tratado en el item 5.5, en que hay crecimiento del parque hídrico, sobretodo con usinas en el Norte a filo de agua, más la velocidad de avance y bien inferior al crecimiento da carga. Con esto, se acabará tornando frecuente la necesidad de generación complementaria así se este en la estación húmeda.

5. Alternativas para Regularizar la Oferta de Energía

Fue examinado en la sección 3 que las térmicas flexibles no constituyen la alternativa más eficiente para la expansión de la capacidad de generación, por las ineficiencias en términos de asignación de capital y por los riesgos financieros que representan para el sistema. En tanto, hay otro aspecto que desestimula fuertemente la contratación de mucha capacidad instalada de térmicas flexibles, sobreto-do las de generación cara. Se trata de una cuestión conceptual, que es importante analizar, antes de un avance en el examen de las demás alternativas para la expansión de generación.En el modelo brasileño, las térmicas flexibles son concebidas, contratadas y despachadas como una reserva de energía y no como fuente regular de energía. En tanto, conforme se señaló anteriormen-te, en el largo plazo será imposible atender una carga creciente sin disponer, en última instancia, de fuentes de energía primaria de fuentes no hídricas. Y por esto, el aspecto actual más importante de la

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flexibilidad de las térmicas, la perspectiva de garantizar la atención de carga generando apenas espo-rádicamente, puede acabarse mostrando falso.El sistema eléctrico brasileño está en rápida expansión. En este proceso está en curso una tendencia de disminución de la capacidad de regularización de los reservatorios. En este sentido, no es adecuado dejar el aumento de la carga en térmicas flexibles concebidas como reserva de energía, si estas cen-trales no pudieran en el futuro ser utilizadas para atender directamente la carga de forma económica. Para examinar esta cuestión importante será presentado, en seguida, un ejemplo sencillo.Sea un sistema basado apenas en térmicas flexible e hidroeléctrica, donde la fuente de energía pri-maria es básicamente hídrica y que no sea posible construir nuevas hidroeléctricas. Para atender al crecimiento de la carga creciente será preciso, no apenas contratar nuevas térmicas flexibles, como despachar las preexistentes con frecuencia cada vez mayor. Lo que equivale a transformar progresi-vamente el parque térmico, que en un primer momento era una reserva de energía, en fuente de ener-gía. En la práctica, tendrá que ocurrir una mudanza en la filosofía de utilización de las térmicas, que dejarán de restringirse a la función original.Esta inevitable transformación puede traer un problema: térmicas que son muy económicas cuando pueden despachar carga apenas ocasionalmente, se muestran prohibitivamente caras cuando pasan a operar como fuente regular de energía. Por tanto, la transición del parque térmico de un papel de reserva de energía para el papel de fuente de energía solo será hecha de forma económica si ya exis-tieran o si fueran contratadas térmicas que sean eficientes para generación en la base.La fase actual de evolución del SEB tiene algunas semejanzas con la situación descrita en el ejemplo señalado anteriormente. Es verdad, que Brasil aún tiene un gran potencial hídrico a ser explotado. Sin embargo, la generación de las centrales de la Región Norte es estacional y concentrada en el periodo húmedo. Se dispone, por tanto, de un potencial hídrico que no se presta para atender solo al aumento continuo de la carga. Para atender a una carga creciente apenas con hídricas estacionales y térmicas flexibles será preciso que estas últimas progresivamente pasen a tener una generación estacional complementaria a la oferta hídrica. O sea, será preciso que ellas dejen de operar como reserva de energía y pasen a generar en todos los periodos secos. Se corre en Brasil el mismo riesgo apuntado en el ejemplo anterior: el sistema tiene hoy muchas térmicas que se prestan bien a la función de reserva de energía, sin embargo se mostrarían carísimas si pasaran a ser utilizadas con regularidad.

Cuadro 2La Transición de la Matriz Brasileña

En los últimos años, debido a la inexistencia de proyectos de centrales hidroeléctri-cas con licenciamiento listo para ser subastadas, la expansión de capacidad se dió en gran medida a través de térmicas flexibles, sin vocación para generación en la base. Con el crecimiento de la carga, la tendencia natural y en el sentido de empujar estas generadoras térmicas en dirección a la base del sistema, haciendo que ellas generen con una frecuencia cada vez mayor y superior a las estimativas originales. El cambio en el cálculo de la Garantía Física aprobada en el 2008 es una forma, pero tal vez no la más apropiada, de lidiar con este problema de costos crecientes. Anteriormente, la carga crítica del sistema, definida como la mayor carga que el sistema puede atender – y que se constituye una información esencial para el pla-neamiento de la generación – era calculada en una simulación donde la variable de control era el riesgo de déficit. La simulación respondía a la siguiente pregunta: cual es la mayor carga que el sistema puede atender manteniendo el riesgo de déficit en un máximo de 5%? Con la introducción de más y más térmicas flexibles, el cálculo de la carga crítica (o garantía física del sistema) pasó a traer implícito un Costo Marginal de Operación – CMO – medio creciente, reflejando la tendencia de las

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térmicas flexibles caras em transformarse progresivamente en generadoras de base.La forma encontrada de evitar um fuerte e imprevisíble impacto en los costos fue introducir una segunda restricción en el cálculo de la carga crítica. Ahora ella es calculada para el riesgo de déficit máximo, con la restricción adicional de que el CMO no puede sobrepasar el CME – Custo Marginal de Expansión. Este procedi-miento disminuyó la carga crítica, pues en la práctica la restricción de CMO acaba siendo más importante que la restricción de seguridad de abastecimento (riesgo de déficit de 5%) e impide que las térmicas caras se incorporen rápidamente a la base. Entretanto, esta no parece ser una buena solución, pues implica mantener niveles de capacidad ociosa (y de ineficiencia) crecientes: es preciso incorporar más ca-pacidad instalada para atender a la misma carga, sin embargo con riesgo de déficit menor. Un reflejo de esta tendencia ocurrió en las subastas del 2008, cuando diver-sos proyectos térmicos tuvieron la garantía física calculada en apenas la mitad de la potencia instalada. Si no hubiera una reversión en la tendencia a la contratación maciza de térmicas flexibles, la capacidad ociosa proyectada solo hará aumentar para mantener los costos medios bajos. Si la expansión del sistema ocurriera sin la introducción de fuentes regulares de energía o de térmicas flexibles de bajo costo de generación, la atención de una carga adicional solo podría ser hecho con CMO medio creciente y esto inclusive con riesgo de déficit cero.

En tanto, la cuestión fundamental es que las opciones disponibles para la expansión del sistema bra-sileño no se resumen a la contratación de térmicas flexibles, concebidas originalmente como reserva de energía, o sea, como back up. Las opciones son abundantes y deben ser evaluadas en función de la vocación y posibilidad de actuación como fuente complementaria a la generación hídrica.La generación complementaria al parque hidroeléctrico puede ser hecha de varias maneras: por la contratación explícita de centrales térmicas para generación estacionalmente complementaria, por la introducción de fuentes de energía natural con disponibilidad de energía complementaria al régimen de lluvias, o por térmicas de generación eficiente. Estas alternativas disponibles serán analizadas a continuación.

5.1 La Importancia de la Generación con Estacionalidad Complementaria

El avance de la frontera hidroeléctrica en dirección a la Amazonía a través de la construcción de grandes centrales a filo de agua torna el sistema hídrico brasileño más previsible, en función de dos aspectos distintos. El primero, tratado anteriormente, es que la generación hídrica se tornará cada vez más estacional. Habrá mucha energía turbinable durante la estación húmeda, sin embargo no habrá como almacenar esta energía para abastecer la carga creciente durante la estación seca.El segundo aspecto es que habrá una mayor previsibilidad en cuanto a la generación hídrica en el pe-ríodo húmedo. En esta época, la disponibilidad de energía producida por las hídricas del Norte tenderá a ser bastante estable. Las centrales a filo de agua no tienen la opción de guardar agua: toda afluencia no turbinada tiene que ser vertida. Por otro lado, son usinas diseñadas para verter mucha agua durante la llena, inclusive en años de pocas lluvias. De esta forma, la tendencia es que los proyectos hidro-eléctricos en el Norte no maximizan la generación en los picos de afluencias, sin embargo operan a plena capacidad durante varios meses. Este tipo de diseño, donde la energía afluente turbinable es casi constante durante la llena y grandes vertimientos se repiten todos los años, será adoptado por ra-zones económicas, ya que en la Amazonía los aprovechamientos principales tienen baja queda, altos volúmenes de agua en la estación húmeda y precisan de sistemas de transmisión caros. Estos factores

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tornan oneroso incrementar turbinas y reforzar la transmisión para permitir la generación en los picos de afluencia. Como contrapartida, hay una ociosidad total de inversión durante gran parte del año y una mayor incerteza en cuanto al volumen generado en la época de llena.El país camina en dirección a un sistema hidrotérmico, donde la nueva generación hídrica será más estacional, con menor incerteza en la estación de las aguas y menor capacidad de regularización con la reducción relativa de los reservatorios. La contratación de generación estacionalmente complemen-taria, como la bioelectricidad y eólica, surge como una alternativa interesante, importante y necesaria.Con la generación estacionalmente complementaria será posible expandir el sistema sin continuar a comprometer la capacidad de regularización de los reservatorios. Durante la estación lluviosa la carga será atendida por la generación hídrica creciente y en la estación seca los reservatorios precisarían regularizar apenas una parte de la carga, aquella no atendida por la generación estacionalmente com-plementaria.En este sentido, la generación estacionalmente complementaria irá a alterar el funcionamiento del sistema de una forma doblemente ventajosa. La primera del ellas es el beneficio más evidente, el de evitar la reducción acelerada de los reservatorios durante la estación seca.La segunda ventaja es tornar las térmicas flexibles más eficientes en su función de ahorrar agua de los reservatorios en situaciones adversas. Esto porque la introducción de generación estacionalmente complementaria permite la atención de una carga mayor con variaciones más suaves en la energía almacenada (EAR) a lo largo de todo el año. El aumento de la carga atendida por la generación hídrica en la época de las águas hace que los reservatorios se llenen más lentamente. Y la generación estacio-nalmente complementaria hace que ellos demoren más a vaciarse. Con esto, en la eventualidad de una baja indeseada en el nivel de almacenamiento, derivado de pocas afluencias, la generación térmica despachada tendrá más tiempo para surtir efecto, diminuyendo la necesidad de accionamiento de las generadoras más caras.

5.2 El Papel de la Bioelectricidad en la Complementariedad

La generación de electricidad a partir de la biomasa de caña de azúcar, denominada bioelectricidad, tiene las características adecuadas para funcionar como generación estacionalmente complementa-ria. Se trata de generación inflexible, que produce apenas durante los meses de procesamiento de safra – básicamente entre abril y noviembre – en las principales regiones productoras, destacando Sao Paulo, donde se localiza el principal centro de carga de Brasil. Proinfa, las Subastas de Energía Nueva, de Fuentes Alternativas, y, sobretodo el de Energía de Reserva contratan bioelectricidad, en la mayor parte perteneciente a nuevas centrales sucroenergéticas, que son proyectadas con unidades de co-generación integradas (greenfields). En tanto, aún hay un gran potencial de generación de bio-electricidad en las centrales de caña más antiguas, llamadas retrofits, que aún no fueron debidamente explotadas, representando una reserva de energía eléctrica a la disposición del SEB. Estas centrales fueron construidas en épocas pasadas donde no había incentivos para comercializar el potencial ener-gético de bagazo da caña. Estas centrales pueden ahora instalar unidades de co-generación eficientes y viabilizar la venta de los excedentes de energía. Es una oferta substancial que se puede materializar en pocos años, dependiendo de varias condicionantes, siendo las más relevantes el precio techo prac-ticado en las subastas y acciones que puedan reducir los costos de la modernización y producción de energía eléctrica. La UNICA – Unión de Industria de Caña de Azúcar – y la Cogen -Asociación Paulista de Cogene-ración de Energía – calculan el potencial de mercado de bioelectricidad, ya descontadas limitaciones de orden técnico-económico y ambiental a la que están sujetos algunos emprendimientos sucroalco-holeicos. Los datos constan en la Tabla 5. En la safra 2010/11 la bioelectricidad ya tiene garantizados contratos para exportar para la red eléctrica 3.358 MWmed, con un capacidad instalada prevista de 6.715 MW. Hasta el 2021 el potencial estimado de venta de energía eléctrica es de 13.158 MWmed para una capacidad instalada de 26.315 MW.

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Tabla 5Estimativa del Potencial de Mercado de

Bioelectricidad para exportación para la red. 2008-2021(em MW e MWMed)

Safra MW MW med2008/09 3.600 1.8002009/10 4.173 2.0872010/11 6.715 3.3582011/12 8.315 4.1582012/13 10.315 5.1582013/14 12.315 6.1582014/15 14.315 7.1582015/16 16.315 8.1582016/17 18.315 9.1582017/18 20.315 10.1582018/19 22.315 11.1582019/20 24.315 12.1582020/21 26.315 13.158

Fuente: UNICA, Cogen (2009) y MME (2007)

Sin embargo, el dato más interesante para el análisis de esta cuestión no es solo la producción en termin0os de MWmed anuales, que es la referencia de la Tabla 5, la producción de energía eléctrica durante el período de seca, o sea, de las bajas afluencias. En esta dirección merece destaque el hecho de que la mayor reserva potencial de bioelectricidad sucroenergética se encuentra en la Región Centro Sur, ya que más del 87% de la molienda de caña del país está localizado en esta región. El padrón estacional de la disponibilidad de bagazo de caña en la principal área productora se muestra bastante favorable cuando es comparado a las afluencias medias del país. Esto puede ser visualizado en el Gráfico 6, que compara la media de largo plazo de ENA total de Brasil, mes a mes, con la molienda de caña en la Región Centro Sur. Las dos series de datos fueron colocadas en la misma escala. El gráfico evidencia la complementariedad de las dos fuentes de energía, ya que la molienda de caña se concentra en los meses de bajas afluencias.La reserva potencial de bioelectricidad también queda evidenciada a través de la generación esperada de los nuevos aprovechamientos hidroeléctricos de la Región Norte. Cuando Belo Monte estuviera completa, por encima de sus más de 11.000 MW de capacidad instalada, tendrá una generación es-perada de apenas 3.014 MWmed en el período seco (pudiendo caer a 1.250 MWmed en las peores hidrologías). Y la generación media de Belo Monte deberá situarse en 750 MWmed en setiembre-octubre (232 MWmed en las peores hidrologías). La bioelectricidad a partir de la caña podrá generar, en los mismos meses, volúmenes bastante mayores de energía en pocos años.

5.3 La Estacionalidad Complementaria de la Energía Eólica

La expansión de la generación complementaria de electricidad también se puede dar por el uso más intensivo de otras fuentes de energía natural. Entre las llamadas nuevas renovables, la energía eólica es juntamente con la bioelectricidad de caña de azúcar, aquella con mejores perspectivas de ser incor-poradas a la matriz en el mediano plazo.

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El potencial eólico del país es muy grande y la introducción en gran escala de generación eólica se puede mostrar una alternativa atrayente y eficiente con la tendencia de reducción de los costos de construcción de parques eólicos debido a ganancias de escala y de aprendizaje.Como la mayor inserción de la energía eólica depende casi exclusivamente de los costos de pro-ducción de los equipamientos, una alternativa para la reducción de los costos, siguiendo el ejemplo adoptado en Portugal, es establecer un cronograma para la contratación anual (o bianual) de una cantidad mínima de energía. Esto viabilizaría la atracción de productores de equipamientos, creando economías de escala y generando ganancias de productividad que serían apropiadas por la modicidad tarifaria a través de subastas de energía. En esta alternativa, el BNDES tiene un papel estratégico vía línea de financiamiento de largo plazo para formación de un acuerdo productivo destinado a la im-plantación de la industria de base ligada a la producción de los parques eólicos. Hay dos ventajas en la expansión de la generación eólica en Brasil. La primera está en la sencilla diversificación de las fuentes de energía natural. Como no hay correlación entre las afluencias en un determinado año y la intensidad del viento, si una parte de la generación estuviera basada en el viento el impacto energético de un año con mala hidrología será menos pronunciado. Es el efecto clásico de la diversificación. La segunda ventaja está en la complementariedad del régimen de vientos en relación al régimen de lluvias, justamente en las áreas donde hay mayor potencial para generación eólica. En la región Nor-deste y en el Norte de Minas Gerais los mejores vientos ocurren entre junio y noviembre, esto es, en la época de bajas afluencias.

5.4 Generación Estacionalmente Complementaria a Partir de Otras Fuentes Térmicas

Centrales a gas natural a ciclo combinado y centrales térmicas a carbón tienen condiciones de firmar contratos con cláusulas de generación inflexible en el periodo seco. Esta modalidad de contratación puede contribuir para hacer proliferar generadoras térmicas con costo variable más reducido que las contratadas en las últimas subastas, que utilizan básicamente óleo combustible y GNL, combustibles caros y que, por esta razón, no se prestan para en el futuro generar en la base del sistema en todos los periodos secos. Del punto de vista de los generadores termoeléctricos, la alternativa de disputar contratos con cláusu-las de generación estacionalmente inflexibles puede ser interesante. Es un modo de resolver el rom-pecabezas logístico que provoca incertezas en el abastecimiento de combustibles para las térmicas flexibles. De poseer un contrato con generación garantizada por varios meses al año, envolviendo, por tanto, compras previsibles y substanciales de combustibles, los generadores tendrán mayor facilidad de obtener contratos de abastecimiento en condiciones comerciales ventajosas. Un punto positivo evidente es que los abastecedores de combustibles podrán realizar las inversiones para garantizar el abastecimiento, remunerándolos a partir de una base sólida de facturamiento.Si fuera confirmada, como todo indica que sea, la existencia de grandes reservas de gas en pré-sal, su uso para la generación de energía estacionalmente complementaria se puede mostrar estratégico para el país. Una demanda estacional garantizada por gas para generación de electricidad ofrecerá cuentas por cobrar capaces de ayudar en el financiamiento de las inversiones necesarias al desarrollo de los nuevos campos. Durante el período lluvioso, cuando habrá poca necesidad de generación térmica, una posible alternativa será exportar el excedente en forma de GNL. Esto puede mostrar una alterna-tiva de negocio viable, ya que la estación húmeda en Brasil coincide con el invierno en el hemisferio norte, cuando la demanda y los precios del GNL acostumbran ser mayores. Esta previsibilidad se puede constituir en la base para la inserción del gas natural en la matriz eléctrica brasileña.

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5.5 Generadoras Térmicas con Costo Variable Bajo

La regularización del suministro de energía también puede ser hecha con centrales térmicas de ge-neración eficiente, contratadas para generación flexible. La contratación de térmicas de generación flexible con CVU bajos es la forma más suave de hacer la transición para un sistema hidrotérmico con generación hídrica estacional y baja capacidad de regularización de afluencias. Con este tipo de centrales la transición puede ser hecha por el progresivo aumento en la frecuencia de despacho de las térmicas eficientes, sin que esto acarree en un impacto en los costos. La contratación de generación térmica de costo variable bajo como reserva de energía es muy atra-yente para el sector eléctrico. Y esto se debe básicamente a cuatro razones.En primer lugar, es eficiente poder cargar con el costo variable de generación apenas en los momentos en que ella realmente se hace necesaria. Hasta porque es un hecho que el sector consigue hoy suplir la carga usando apenas los recursos hídricos y las pocas centrales inflexibles, cuando las afluencias se muestran favorables.En segundo lugar, con térmicas eficientes la transición para un sistema con generación térmica en la base (aunque apenas estacionalmente) puede ser hecha en la medida en que esto se muestre efecti-vamente necesario. Por ejemplo, una caída abrupta del costo de energía eólica puede tornar las alter-nativas térmicas de complementación estacional innecesarias. Y una evolución de la carga en ritmo más lento que el esperado puede retardar la necesidad real de complementación. En este caso la con-tratación de térmicas eficiente en régimen de reserva de energía se acabará mostrando más ventajosa que contratar generación térmica estacionalmente inflexible, una vez que en esta última alternativa se asume de antemano el compromiso con alto consumo de combustible por un largo período.En tercer lugar, dada la vocación de Brasil para la generación hídrica, no se ve como seria posible prescindir totalmente de tener en el sistema capacidad de generación disponible para ser accionada solamente cuando sea necesario. De cara a la alta volatilidad de las energías naturales (incluidas ahí las nuevas renovables como la eólica) es imperioso disponer de reserva de energía. En la medida en que los reservatorios de las hidroeléctricas, que fueran diseñados justamente com la función de regu-larizar la disponibilidad de energía, desempeñan esta función con una eficiencia decreciente, alterna-tiva de generación de fuente térmica a costos bajos debe ser considerada. Y si fuera preciso contratar térmicas flexibles, que ellas sean, del punto de vista económico, tan eficientes cuanto sea posible. Hasta porque, en situaciones energéticas adversas, puede ser preciso hacer uso de ellas intensamente, inclusive en plena estación húmeda, y el impacto de este costo extraordinario será tanto menor, cuan-to más barato fuera el costo variable de generación.Por último, la contratación de térmicas flexibles eficientes se puede mostrar como una óptima alter-nativa para el caso en que el escenario base utilizado no se verifique. En el escenario base, la expansión de la capacidad de generación hídrica no sufre mayores restriccio-nes. Las nuevas hídricas son a filo de agua y siempre generan energía abundante durante la llena de los ríos y hay poca necesidad de complementación térmica durante la época de las aguas. Ya en el escenario alternativo, el aumento de la capacidad instalada del parque hídrico ocurre de for-ma lenta, si por restricciones legales, ambientales o por simple aumento de la carga a un ritmo más acelerado que el previsto. En este caso hay frecuente necesidad de generación complementaria así sea durante el período húmedo. Térmicas flexibles eficientes son un excelente seguro para el caso de que este escenario se materialice.Así, del punto de vista del sector eléctrico, la contratación de térmicas flexibles de costo variable bajo es muy interesante y, por esto, debe estar entre las prioridades del planeamiento da expansión. La cuestión es como conseguir esto.En la práctica, la oferta de proyectos de generadoras eficientes en las subastas ha sido escasa y los precios cobrados por los combustibles han sido elevados. Una posible alternativa para revertir esta situación puede estar en la adopción de modalidades de contratación de generadores térmicos que contemplen as características de la cadena de valor de suministro de combustibles. Esta alternativa será analizada en la próxima sección.

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6. La Necesidad de una Visión Integrada del Sector de Energía

Existe la posibilidad de hacerse un esfuerzo adicional, por parte del planeamiento del sector eléctrico, para entender as necesidades e intereses de los abastecedores de combustibles para generación térmi-ca. Comprender el funcionamiento del negocio de combustibles es esencial, no solo para planear su participación en la matriz de generación, en particular con las perspectivas abiertas por Pré-sal, pero también para encontrar medios para obtener de los abastecedores buenos contratos de suministro. Este último punto es crucial, pues el suministro de combustible es uno de los principales items de costo de generación térmica, a punto de no ser posible concebir una generación térmica a bajo costo sin buenos contratos de abastecimiento del insumo.Esto equivale a decir que la viabilización de un parque térmico de calidad, capaz de atender las nece-sidades y características del SEB, requiere la adopción desde una óptica de planeamiento energético integrado. Se trata de estudiar el planeamiento da expansión del sector eléctrico llevando en cuenta la cadena de valor de la producción de los insumos energéticos utilizados.La industria de producción de combustibles presenta las mismas características de la industria de energía eléctrica: es altamente intensiva en capital, implicando en grandes inversiones, con largo plazo de maduración. Por estas características, se trata de una actividad donde las inversiones deben estar pautados por una expectativa firme de mercado. Felizmente, en esta industria no es, de modo ge-neral, difícil prever la demanda futura por productos. Esto porque el consumo de insumos energéticos evoluciona sin grandes sobresaltos. El consumo de petróleo y derivados, por ejemplo, es poco volátil y fuertemente correlacionado a la evolución de la actividad económica. Con expectativas bien ancladas sobre la demanda futura, las empresas del sector petrolero frecuente-mente consideran adecuado invertir sin exigir de los usuarios finales contratos que garanticen el nivel de consumo. Cláusulas de take-or-pay, donde el comprador se compromete a pagar por un volumen mínimo del producto, aún en circunstancias en que el no tenga como usarlo, no llegan a ser raros en las relaciones intrasectoriales, esto es, entre productores y refinadores o entre refinadores y distribui-dores. Pero no es común hacer esta exigencia a los consumidores. Implica decir que la industria del petróleo está acostumbrada a asumir riesgos con relación al nivel de consumo de usuarios finales. El PIB puede, por ejemplo, crecer menos que el previsto y las expectativas de aumento de consumo se pueden frustrar. Pero se trata de un riesgo pequeño, por la baja volatilidad del consumo frente al PIB.El problema para el suministro al sector eléctrico es que el consumo de combustibles para generación térmica flexible, contratada en el concepto de reserva de energía, no sigue el padrón normal de la in-dustria de combustibles. El consumo de combustible asociado a los contratos firmados con térmicas flexibles no es previsible. Como fue verificado en los Gráficos 4 y 5, el nivel de despacho anual de tér-micas eficientes (con costo variable bajo) es absolutamente errático, habiendo alternancia entre años de alta ociosidad y otros de uso continuo. Si el suministro de las termoeléctricas representase una pequeña parte del consumo total de energéticos, no habría problema alguno en este padrón de consu-mo, pues el no impactaría a la demanda global de combustibles. Pero no es este el caso. La necesidad creciente de complementación térmica para el parque generador brasileño hace que el consumo po-tencial de térmicas movidas a cualquier combustible sea una parte relevante del consumo total. Por esta razón, la atención de la generación termoeléctrica exige inversiones en la cadena de producción y suministro de combustibles, que, a su vez, solo pueden ser viabilizados con expectativas firmes de consumo – en cantidad y plazos – y de facturamiento. Actualmente, el modelo de contratación por disponibilidad con las centrales térmicas flexibles que el sector eléctrico ofrece para la industria de combustible no ofrece definición de la cantidad a ser consumida, ni en que plazo.E no se puede alegar que la expectativa de despacho (y, por tanto, de consumo de combustibles) de una termoeléctrica de costo variable bajo sea errática en el corto plazo, pero previsible en plazos más largos. La optimización de despacho térmico por los modelos computacionales es de tal orden que resulta en un padrón de consumo imprevisible tanto en plazos cortos como en plazos más largos. El Gráfico 7 presenta un histograma de despacho medio anual de una térmica con CVU de R$ 90/MWh

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en series de cinco años. Las informaciones contenidas en este gráfico confirman esta afirmación. El fue trazado con base en dos mil series de cinco años, simulando el despacho en diversos escenarios hidrológicos.El despacho medio – de 5,8 meses al año en series de cinco años – no llega a ser un valor atípico, como acontecía en el histograma trazado para el despacho en años aislados de esta misma térmica (ver Gráfico 4). Sin embargo, la media está lejos de ser un valor probable. A probabilidad del despa-cho medio quedar entre 5 y 7 meses al año en series de cinco años, esto es, próximo a la media, es de 32%. Y la probabilidad de que el despacho medio quede entre 4 y 8 meses al año en una secuencia de cinco años – un intervalo bastante abierto – es de apenas 51%, esto es, nuevamente próximo a la probabilidad de acertar el resultado de lanzamiento de una moneda.Adoptándose una visión integrada del sector de energía, se torna más fácil entender que la cadena de valor del sector de combustibles es incompatible con el padrón de consumo de las térmicas cien por ciento flexibles. Se percibe claramente que la relación entre el sector eléctrico y el de combustibles tiene que ser optimizada en conjunto. Se comprende también la dificultad de que las subastas de tér-micas atraigan proyectos realmente buenos para el sector eléctrico. Esto porque la construcción de un parque termoeléctrico eficiente requiere que la elevada incerteza asociada al despacho térmico no sea repasada integralmente a la cadena de suministro de combustibles.El problema no está en la calidad del contrato que se ofrece para el generador térmico. Los contratos por disponibilidad son excelentes para el generador, pues el sistema asume en su lugar las principales incertezas del negocio en cuanto al:1.Nivel de despacho;2.Precio del combustible; y, 3.Resultado de la liquidación financiera en el Mercado de Corto Plazo. Por otra parte, es la calidad del contrato del punto de vista del generador que explica el gran interés y presencia de proyectos térmicos en las últimas subastas, que siempre conseguirán atraer una oferta total muy superior a la demanda declarada por las distribuidoras.Con todo, lo que hace un buen proyecto térmico no son apenas las instalaciones de generación. Este no es el único factor crítico para la eficiencia económica de una termoeléctrica. Un buen proyecto térmico requiere un buen contrato de abastecimiento de combustibles, en términos de volumen y plazos de abastecimiento, resultando en precios bajos. Y, según todo indica, es ahí en donde reside el problema.La mejor alternativa desde el punto de vista de los productores y abastecedores de combustibles sería exigir que las centrales señalasen contratos de take-or-pay correspondiendo a por lo menos una parte de su consumo potencial. Sin embargo, la selección de proyectos de las subastas de energía nueva es hecha evaluando los proyectos a partir de escenarios de precios (PLD – Precio de Liquidación de las Diferencias) extremamente bajos, lo que reduce la competitividad de proyectos de este tipo, que pre-cisan declarar generación inflexible. De esta forma, y de modo general, solamente proyectos térmicos cien por ciento flexibles consiguen ser competitivos por la metodología actual.

Box 3La Falta de Competitividad de Proyectos Inflexibles

Un relatório de la Wyse para la Asociación Brasileña de Carbón Mineral muestra que la generación de electricidad a partir de proyectos de carbón nacional, que prevén siempre algún nivel de generación inflexible, no tiene competitividad en las Subastas de Energía Nueva con los escenarios precios muy bajos que son utiliza-

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dos por la EPE para clasificar los proyectos térmicos. El relatorio muestra también que los mismos proyectos se tornan competitivos frente a otras fuentes cuando son utilizados escenarios con precios más elevados. Ver Wyse. La Competitividad del Carbón Mineral Nacional en la Producción de Energía Eléctrica, Diciembre de 2008. Uno de los aspectos cuestionables de la metodología de selección de proyectos térmicos utilizada en las Subastas de Energía Nueva es justamente la utilización de escenarios de precios con un PLD bastante inferior al costo de la energía de los propios proyectos vencedores de la subasta. Como el PLD constituye un costo de oportunidad para los agentes del sector eléctrico, no tiene sentido seleccionar un proyecto nuevo con un costo superior al costo de oportunidad esperado y, por tanto, no hay base económica para evaluar los proyectos térmicos a partir de escenarios con precios tan reducidos. A tales precios, la decisión correcta sería operar el siste-ma para atender a una carga mayor, usando las térmicas de forma más intensiva y no adquirir proyectos nuevos.

Ocurre que en principio, un abastecedor tradicional de combustibles no debería se dispone a firmar contratos con térmicas cien por ciento flexibles. La lógica de sector de combustibles es a de no reali-zar inversiones sin perspectivas sólidas de demanda por sus productos. Como el padrón de consumo de las térmicas flexibles no ofrece tales perspectivas, la conclusión es que las empresas del sector de combustibles no deberían estar propensas a firmar contratos de largo plazo con centrales térmicas, so-bretodo en la medida en que estos contratos impliquen en inversiones o en reserva de infraestructura. Otra conclusión muy posible es que los abastecedores de combustibles solo concordarán en firmar tales contratos y hacer las inmovilizaciones de capital correspondientes cobrando precios extrema-mente elevados, que justifiquen asumir la incerteza en cuanto a la materialización del mercado para sus productos.Los abastecedores de combustibles que se dispongan a firmar contratos de largo plazo para suminis-tro para térmicas flexibles en las últimas subastas tienen, por tanto, un modelo de negocios de alto riesgo. Y es de temerse la repetición de los problemas ya verificados en el pasado, cuando la garantía de suministro de combustible para las térmicas no fue honrada en el momento en que finalmente se hizo necesaria.Como la contratación de buenos proyectos de térmicas flexibles, sobre todo aquellos con costo varia-ble bajo, es de alto interés para el sector eléctrico – especialmente en la actual fase en que ocurre la transición para un sistema con capacidad de regularización cada vez menor y necesidad creciente de generación estacionalmente complementaria – conviene realizar un esfuerzo para viabilizar proyectos de térmicas eficientes. Esto puede ser hecho insertando cláusulas en los contratos de nuevas térmicas que reduzcan, sea la incerteza del despacho (y del consumo de combustibles), sea el impacto de esta incerteza sobre la cadena de valor de los abastecedores del insumo energético.De esta forma, y siguiendo la línea analítica presentada, hay dos alternativas. En la línea de dar mayor previsibilidad al consumo de combustibles, ya fue formulada una sugestión anteriormente: especi-ficar en las Subastas de Energía Nueva que la contratación de generación térmica tenga requisito de generación inflexible mínima durante la época de bajas afluencias. Aunque sea una inflexibilidad correspondiente a apenas parte de la capacidad instalada y durante apenas parte del año (seis o siete meses) ya sería suficiente para reducir, de forma expresiva, la incerteza en cuanto al nivel de suminis-tro de combustibles. Esta sería una forma de preservar, al mismo tiempo, la flexibilidad de despacho que es importante para la operación del sector eléctrico. Se trata de una alteración que puede ser intro-ducida en la sistemática de las subastas. Ella tiene el mérito de ser simple y prestarse potencialmente a promover la disputa entre generadores con proyectos a partir de fuentes distintas: bioelectricidad,

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generación de gas a ciclo combinado y carbón. Proyectos ineficientes quedarían automáticamente ex-cluidos de la subasta, pues no tendrían competitividad para generar en la base, aunque sea por apenas una parte del año. De esta forma, esta alternativa corrobora los fundamentos del modelo: expansión de la capacidad de generación con modicidad tarifaria.Una segunda alternativa es diseñar un modelo contractual en que la incerteza del despacho no sea trasladada totalmente para la cadena de valor de combustibles. Soluciones en esta línea son fáciles de concebir, pero muy difíciles de implantar. Un contrato con el abastecedor de combustibles con cláusula semejante a los contratos por disponibilidad en tesis sería una solución. Esto permitiría que la cadena de suministro de combustibles remunerase el capital invertido y los costos fijos de logística, independiente del nivel de despacho. El problema con soluciones de este tipo han sido extrañas no solo a la cultura, sino a la propia regulación de los sectores envueltos. Gas y óleo, por ejemplo, son comercializados por volumen e no por disponibilidad. Otra solución en la misma línea sería mantener el despacho totalmente flexible, pero garantizar una compra mínima de combustible, independiente de haber o no despacho. Sería una forma del sector eléctrico asumir la incerteza en el consumo de combustible. Pero se trata de una solución de implantación aún más compleja, pues obligaría el sector eléctrico a asumir las actividades típicas de una trading, algo completamente extraño a su naturaleza y a su cultura.

Consideraciones Finales

El objetivo de este estudio fue analizar algunos posibles y necesarios ajustes y adecuaciones al Mo-delo del Sector Eléctrico Brasileño que en Marzo de 2010 completa 6 años. En este corto periodo, los avances y consolidaciones demostraron claramente la importancia, pertinencia y la eficiencia de los cambios realizados. Sin embargo, la propia dinámica y evolución de la economía brasileña y del sector eléctrico, presentan evidencias que indican la necesidad de correcciones a fin de garantizar los fundamentos del modelo expresados por sus dos objetivos básicos: expansión de la capacidad con modicidad tarifaria. El parque generador brasileño está pasando por un proceso de transformación y transición que tendrá seguimiento en los próximos años. La matriz continuará a ser predominantemente hídrica, sin embar-go ocurrirán cambios importantes. Las nuevas hidroeléctricas que están y vendrán a ser construidas serán notablemente de tipo de filo de agua. Como resultante, la capacidad relativa y absoluta de re-gularización de los reservatorios diminuirá gradualmente. Con esto, el sistema se tornará, cada vez más, dependiente de generación complementaria a la hídrica, sobretodo durante la estación seca. Y conforme la carga aumenta, la dependencia de generación complementaria tenderá a crecer.Trazado este escenario, la expansión de la capacidad instalada de generación deberá priorizar, más allá de los buenos aprovechamientos hídricos que están siendo inventariados y licenciados, proyec-tos de otras fuentes que presentan sinergias y complementariedades con el nuevo perfil da genera-ción hídrica: una generación más estacional y con menor capacidad de regularización.Con base en este criterio deben ser priorizados, por un lado proyectos con generación estacional-mente complementaria a las afluencias, como la bioelectricidad da caña de azúcar y la energía eóli-ca. Por otro lado, debe ser hecho un esfuerzo para incorporar al sistema, térmicas con vocación para generación de base, que permitan regularizar a bajo costo la oferta de energía.En relación a la contratación de estas térmicas eficientes, se evidenció que difícilmente ella será he-cha sin que sea facultada a los nuevos proyectos la opción por modalidades de contratación que im-pliquen en un buen grado de previsibilidad de ingresos para la cadena de suministro de combustible. Cláusulas de generación inflexible, posiblemente restrictas los meses de bajas afluencias, pueden ser suficientes para viabilizar tales proyectos, preservando, al mismo tiempo, una flexibilidad de despa-cho que es esencial para la buena operación del sistema eléctrico.Los proyectos de térmicas de baja eficiencia energética y alto costo de generación deben ser evita-

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dos. Tales centrales se prestan mal al escenario de transición para un sistema que tarde o temprano necesitará de generación estacionalmente complementaria a la hídrica. Más allá de eso, ellas tienen un impacto financiero muy elevado cuando son despachadas y ya están presentes en la matriz ener-gética brasileña con peso excesivo.

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