A contratación de plantas térmicas en modo Reserva de Energía puede duplicar la Costo de EER (Cargo de energía de reserva) cobrado a los consumidores en 2031 a 46 R$/MWh respecto al valor previsto para este año, si el PLD (Precio de Liquidación Diferencial) se mantiene en el piso regulatorio de 69,04 R$ tanto este año como en 2031.
Este es el principal resultado de Análisis TR Soluciones sobre el impacto en el Contratación de plantas térmicas PCS (Programa Competitivo Simplificado) y los 8 GW de centrales térmicas a gas natural cuya contratación en esta modalidad fue determinada en la ley de privatización de Eletrobras.
“Es importante señalar que el estudio sólo consideró los ingresos fijos de los contratos. Si las plantas deben despachar más allá de su inflexibilidad, habrá costos extraordinarios para los consumidores”, explica el director de Regulación de TR Soluções. Helder Sousa, recordando que las normas exigen que, en el caso de 8 GW, por ejemplo, las plantas deben operar con una inflexibilidad del 70%.
La energía de reserva es una modalidad de contratación a largo plazo, normalmente de 15 a 30 años, con el objetivo de incrementar la seguridad energética. suministro en el SIN (Sistema Interconectado Nacional). La TCE está destinada a cubrir los costos derivados de la contratación de esta energía, los cuales son compartidos entre todos los usuarios finales de electricidad en el SIN.
Desde 2008 se han realizado once subastas de energía de reserva. El último evento tuvo lugar en diciembre de 2016, pero fue cancelado. En 2023, los ingresos fijos contratados hasta la 10ª Subasta de Energía de Reserva ascienden a R$ 9,9 mil millones. El siguiente gráfico muestra la evolución esperada de estos ingresos fijos hasta 2031.
El PCS se realizó en octubre de 2021 y resultó en la contratación de 778,2 MWm de un total de 17 proyectos de generación, con 22,4 MWm de producto cantidad, al precio promedio (actualizado para enero de 2023) de R$ 371,17 /MWh; y el resto, 755,80 MWm, del producto de disponibilidad, a un precio promedio de R$ 1.729,76 /MWh. El periodo total de suministro contratado fue de 44 meses, iniciando el 1 de mayo de 2022 y finalizando el 31 de diciembre de 2025.
Si todas las plantas ganadoras del PCS hubieran entrado en funcionamiento según el resultado del concurso, esta contratación de energía de reserva según el procedimiento representaría un ingreso fijo de R$ 12,7 mil millones en 2023.
Pero, considerando que parte de estos contratos están en discusión en ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) y el TCU (Tribunal Federal de Cuentas), el estudio sólo tuvo en cuenta los ingresos fijos de los contratos vigentes, que rondan los R$ 2,7 mil millones este año.
En cuanto a las centrales térmicas involucradas en la privatización de Eletrobrás, por ser centrales con un alto factor de inflexibilidad (70%), TR Soluções consideró en el estudio que todas serán contratadas a través de la LRCE (Subasta de Reserva de Capacidad en Forma de Energía) , como ocurrió en la subasta de 2022, cuando se contrataron 700 MWm. Otros 6.000 MW, o 4.200 MWm, aún deberían ofrecerse en los próximos años debido a la inflexibilidad.
Considerando todos estos contratos, los ingresos fijos de Reserva de Energía deberán evolucionar como se indica en la siguiente tabla.
Como toda la Energía de Reserva se liquida en el mercado de corto plazo (MCP), la diferencia entre el ingreso fijo total requerido para activar cada planta y el ingreso resultante de la liquidación de la energía generada al PLD es lo que realmente se convierte en cargo.
Para fines de simulación, el TR consideró tres hipótesis para el valor del PLD: R$ 15,05/MWh (valor del PLD mínimo defendido en proceso judicial), R$ 69,04 (PLD mínimo actual) y R$ 200,00/MWh, cuya tarifa Los impactos se indican en la siguiente tabla.
En términos tarifarios, en un escenario en el que el PLD esté en R$ 69,04/MWh, en 2031 el TCE rondaría los R$ 46/MWh nominales, lo que representaría una participación del 6% en la tarifa promedio de aplicación para los consumidores de los proyectos residenciales brasileños proyectados para ese año. En el escenario de precio de R$ 15/MWh, el valor sería de R$ 52,94 y de R$ 200,00, R$ 29,17/MWh.
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