Sequía en Brasil podría hacer despegar a proyectos de generación eléctrica

La escasez de agua y el consiguiente aumento de los precios de la electricidad en Brasil, país con gran dependencia de la generación hidroeléctrica, podrían contribuir a que proyectos de generación nuevos dejen la mesa de diseño.

Después de más de dos años prácticamente en el piso (alrededor de 60 reales o US$10,7 por megavatio/hora), el precio de liquidación de diferencias (PLD), principal referencia en el mercado liberado de energía, superó el martes los 270 reales por megavatio/hora, según la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE).

El PLD promedio en agosto estuvo por encima de los 100 reales por megavatio/hora en todos los subsistemas (sureste/centro-oeste, norte, noreste y sur).

Según Hélio Lima, CEO de Migratio Energia, el nuevo escenario debería hacer posible desarrollar proyectos principalmente pequeños para el mercado liberado, que se encuentren en una fase avanzada de aprobación y se implementen con relativa rapidez.

Migratio cuenta actualmente con una cartera de seis proyectos de entre 1MW y 5MW, todos basados en fuentes renovables.

“Creemos que el momento es más atractivo”, señaló Lima. “El mercado liberado es el entorno que induce la expansión de la capacidad de generación eléctrica porque, en un escenario donde las distribuidoras están sobreabastecidas, hay poca oportunidad de licitaciones en el entorno regulado”.

Deborah Canongia, vicepresidenta de desarrollo de negocios de la firma solar noruega Scatec en América Latina, ve un cambio significativo de perspectivas en comparación con dos años atrás, cuando las condiciones hidrológicas eran mucho más favorables.

“Esto también se refleja cuando empezamos a negociar con compradores y notamos un cambio en su apetito por firmar contratos de largo plazo”, dijo a BNamericas.

Canongia añadió que, con precios tan bajos, el interés de los compradores en firmar contratos a largo plazo es mucho menor.

Con 2GW en proyectos en evaluación en el país, Scatec comenzará pronto a construir una planta que tiene un acuerdo de compraventa de energía de largo plazo con Statkraft, aunque alrededor del 20-25% de su energía está aún sin contratar.

“Por lo tanto, para esta parte no contratada, trabajamos con estimaciones de precios de energía a largo plazo. Y los cambios relevantes, como el inicio de una crisis hídrica, impactan esta visión y ayudan al modelo financiero”, añadió Canongia.

Pero hay quienes muestran menos optimismo.

João Sanches, presidente y director general de Trinity Energias Renováveis, afirmó que el reciente aumento de precios no es aún suficiente para impulsar proyectos de generación en pausa.

“El alza de los precios de largo plazo no fue tan significativa y estuvo acompañada por un alza del dólar, lo que encarece el capex de posibles nuevas inversiones, por lo que la rentabilidad que ofrece con los supuestos actuales aún no es interesante”, dijo a BNamericas.

Mayra Guimarães, directora de regulación y estudios de mercado de la consultora Thymos Energia, plantea que, además de los precios, hay otras variables que podrían contribuir a impulsar los proyectos de generación, como la ampliación del plazo para entrada en operación con los beneficios de la Medida Provisional 1.212.

Añadió que la expansión de la matriz eléctrica está siendo guiada por proyectos de autoproducción que dependen mucho más de la curva de precios de largo plazo, o curva forward, que de las variaciones mensuales del PLD.

“La curva forward también viene subiendo, ya que es influida por el PLD en el corto plazo, aunque en menor medida”, dijo Guimarães.

Los recientes aumentos del PLD están asociados a una situación crítica de afluencia de agua que viene batiendo récords, pero que es algo puntual, explica la consultora.

“Estructuralmente, seguimos en un escenario de sobreoferta, lo que tiende a reducir los precios”, afirmó Guimarães.

Ingrid Santos, CEO de la comercializadora Indra Energia, cree que a pesar de la escasez hídrica, no se prevé la reanudación de proyectos debido al excedente de capacidad del sistema.

“El reto actual del país es enfrentar el comportamiento diferenciado de las fuentes intermitentes y los desafíos que esto trae para la operación, especialmente en los horarios punta. Por eso el escenario actual para el sistema es de contratación de potencia, no de energía”, explicó.

La potencia se contrata, por ejemplo, a través de licitaciones de capacidad de respaldo, en las que las centrales térmicas o hidroeléctricas firman contratos flexibles y solo se activan cuando es necesario para asegurar el suministro.

El Gobierno Federal había planificado realizar dicha subasta en agosto, pero fue aplazada y aún no se fija una nueva fecha.