La junta directiva de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) aprobó el pasado viernes, durante una reunión pública extraordinaria, el aumento de los precios máximos de las licitaciones de subastas de reserva de capacidad en forma de potencia que se llevarán a cabo en marzo para contratar centrales térmicas de gas natural y carbón mineral e hidroeléctricas (LRCAP n.º 2) y térmicas de petróleo y biodiésel (LRCAP n.º 3). Las subastas se celebrarán entre el 18 y el 20 de marzo próximos.
La decisión de aumentar los precios máximos se produce tras la comunicación del Ministerio de Minas y Energía sobre la necesidad de revisar los valores. Los valores definidos para el LRCAP nº 2 oscilan entre 2,250 millones y 2,9 millones de reales por MW instalado al año (R$/MW/año) para las centrales térmicas, dependiendo del plazo de entrada en funcionamiento, que varía entre 2026 y 2029, y de si los proyectos son nuevos o existentes. Anteriormente, el rango de precios máximos era de 1,12 millones a 1,6 millones de reales por MW por año. Para las centrales hidroeléctricas, el precio máximo se mantuvo en 1,4 millones de reales/MW.año.
Por su parte, el LRCAP n.º 3 tenía precios máximos que oscilaban entre 920 000 R$/MW/año y 990 000 R$/MW/año, y pasó a tener precios máximos de 1,6 millones de R$/MW/año a 1,75 millones de R$/MW/año.
Los precios máximos aprobados para las subastas representan una remuneración fija por la disponibilidad de la central para ser despachada según las órdenes del Operador Nacional del Sistema (ONS). Además de esta remuneración, los proyectos térmicos también deben presentar un costo variable unitario (CVU) por MWh generado, referente al combustible consumido para la generación de energía.
Estos costos refuerzan la competitividad de las baterías para satisfacer la demanda de las subastas de reserva de capacidad, según evalúa el presidente de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE), Markus Vlasits.
«En el peor de los casos, la reserva de capacidad térmica puede costar alrededor de 3800 millones de reales al año por GW de capacidad disponible [considerando el precio máximo más alto, de 2,9 millones de reales/MW.año]. La batería costaría entre 1200 y 1700 millones de reales por GW, es decir, entre 1,2 y 1,7 millones de reales por MW, compatible con el precio máximo para las centrales hidroeléctricas. Es una diferencia real. Incluso con un descuento del 15 % en la subasta térmica, los 3800 millones de reales se reducen a 3300 millones. Sigue siendo casi el doble», dice Vlasits.
El presidente de ABSAE destaca además que, considerando un CVU de 600 reales/MWh y un despacho diario de 4 horas, el costo adicional por la generación de las centrales, además de los ingresos fijos, sería de 876 millones de reales al año por GW, en comparación con el costo variable cero de los BESS. «Incluso con una reducción de este CVU a 300 reales/MWh, lo cual es difícil de conseguir, este costo sería de 438 millones de reales».
Incluso considerando la contratación de centrales existentes, que tienen el precio máximo más bajo del LRCAP nº 2, un descuento del 15 % y un CVU de 300 R$/MWh, la remuneración fija anual por GW sería de 2300 millones de R$, casi el doble de la estimación para la misma capacidad de BESS.
«No hay ningún escenario en el que la térmica empate con la batería en este perfil de uso, la diferencia sigue siendo alta», dijo Vlasits. «Y ni siquiera estamos considerando el aumento de la restricción de las renovables en caso de que la contratación de las térmicas sea significativa. Las centrales térmicas deben operar más de cuatro horas debido a las rampas y la permanencia mínima. Si la central debe comenzar a operar horas antes de que sea necesaria la rampa de carga del sistema, esa energía extra que se generará debe ir a algún lugar y eso puede llevar a un aumento de la restricción de las energías renovables», agregó.
En este sentido, la contratación de BESS, por el contrario, podría contribuir precisamente a absorber la energía renovable que se corta durante el día en las horas de menor demanda neta y exceso de generación centralizada.
«Con estos nuevos precios máximos, se consolida el mensaje de que, para la reserva de capacidad y la cobertura del déficit de potencia por la noche, las baterías son la solución de menor costo global, con una reducción de hasta el 50 %, dependiendo del escenario», refuerza Vlasits.
Aunque los estudios de costos y las simulaciones económicas proporcionan información para dividir la demanda entre las diferentes subastas, al final la elección depende de la visión de la política energética del Gobierno.
«Sabemos que el ONS necesitará generación térmica. En un escenario de crisis hídrica, serán necesarias centrales térmicas para suministrar despachos más largos. Así que la recontratación de las centrales térmicas existentes, que incluso tienen una remuneración fija ligeramente menor, creo que es defendible», reflexiona Vlasits.
Sin embargo, evalúa, la autorización para contratar un alto volumen de nuevas centrales térmicas más caras requeriría una justificación política sólida. Señaló que esta decisión cobra aún más peso en un año electoral, ya que un contrato térmico significativo puede presionar considerablemente la factura eléctrica del consumidor.
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