El secretario ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía (MME), Gustavo Ataíde, afirmó que la contratación de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas no compromete la futura subasta de sistemas de almacenamiento de baterías.
Durante una rueda de prensa celebrada tras la subasta de plazas el miércoles (18), el secretario recalcó que las directrices para el evento deberían publicarse en abril.
“Como bien saben, la subasta de baterías es un tema muy importante para el ministro Alexandre [Silveira]. Ya ha indicado que se publicará el próximo mes, lo cual se ajusta a nuestro cronograma. Nos aseguramos de no poner en peligro la contratación de las baterías, que tienen y seguirán teniendo un papel fundamental en nuestro sistema”, declaró Ataíde.
O La segunda subasta de capacidad reservada en forma de energía contrató a 100 centrales eléctricas., con una capacidad total de 18,997 GW, y se espera que generen R$ 64,5 millones en inversiones.
Del total, se construyeron 60 nuevas centrales térmicas (8,86 GW), se construyeron 35 centrales térmicas existentes (7,61 GW) y se ampliaron cinco centrales hidroeléctricas (2,5 GW) para abastecer el Sistema Nacional Interconectado (SIN). El precio promedio negociado fue de R$ 2.334.731/MW·año.
Los ingresos totales asociados a los contratos ascienden a R$ 515,7 millones, con un descuento promedio del 5,52%, lo que representa un ahorro estimado de más de R$ 33,64 millones durante la vigencia del contrato.
Impacto en la tarifa
A pesar de esto, se espera que las centrales eléctricas contratadas representen un costo anual de R$ 38,9 mil millones para los consumidores. Según Abrace Energia, una organización que representa a los grandes consumidores industriales, el El impacto medio en los aranceles podría alcanzar alrededor del 10%..
Este coste se asignará a través de ERCAP (Cargo por Capacidad), afectando tanto a los consumidores cautivos como a los del mercado libre.
El gobierno, sin embargo, sostiene una interpretación diferente. Según Ataíde, la renegociación de las centrales termoeléctricas existentes en condiciones más flexibles —sustituyendo los contratos antiguos con alta inflexibilidad y requisitos operativos obsoletos— tiende a generar ahorros en las tarifas.
“Contamos con una flota de centrales térmicas con contratos antiguos, que presentan inflexibilidad, limitaciones en la producción y requisitos operativos obsoletos. Esta flota se está reemplazando, lo que sin duda tendrá un impacto significativo en las tarifas para los consumidores. Nuestras estimaciones iniciales indican que este reemplazo podría generar ahorros de hasta un 24 %”, afirmó.
En esa misma línea, el presidente de EPE (Energy Research Company), Thiago Prado, destacó que, incluso sin tener en cuenta el descuento de la subasta, la simple sustitución de los contratos de las centrales térmicas existentes podría generar un beneficio de alrededor de 6 millones de reales al año para los consumidores.
Al ser preguntado sobre el elevado volumen de contratos, Ataíde explicó que la decisión refleja el momento de transición en el sector eléctrico, marcado por la creciente participación de fuentes renovables variables y la necesidad de ampliar la capacidad de demanda máxima y la flexibilidad operativa.
“Nos enfrentamos a una presión considerable para expandirnos y así satisfacer la demanda máxima y garantizar la flexibilidad. Cuando hablamos de aproximadamente 19 GW de energía contratada, nos referimos a casi el 10 % de la capacidad de generación de SIN. No es una cantidad insignificante”, afirmó.
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Fuente: MME
Contratación de biometano
En el desglose detallado del proceso de licitación, se contrataron 32 centrales eléctricas existentes alimentadas con gas natural, que suman una capacidad disponible de 2.234 MW, a un precio promedio de R$ 2.234.312/MW·año y unos ingresos fijos de R$ 11,7 millones/año. Considerando el precio máximo de R$ 2.250.000/MW·año, el descuento promedio fue del 0,7%.
También se pusieron en funcionamiento sesenta nuevas centrales térmicas de gas natural, con una capacidad total de 8.866 MW. De ellas, dos utilizan biometano (con aproximadamente 4,6 MW cada una). El precio medio de las nuevas centrales térmicas fue de R$ 2.656.526/MW·año, lo que generó unos ingresos fijos de R$ 21.700 millones/año y un descuento del 8,4% respecto al precio máximo de R$ 2.900.000/MW·año.
Según Ataíde, el biometano se considera equivalente al gas natural desde el punto de vista normativo. «Es una grata sorpresa ver proyectos que utilizan biometano para la generación de electricidad. Esto demuestra la eficacia de las políticas públicas destinadas al desarrollo de biocombustibles y combustibles sostenibles», afirmó.
Además, se contrataron 1.264 MW de tres centrales termoeléctricas de carbón existentes, con un costo promedio de R$ 2.249.876/MW·año e ingresos fijos de R$ 2 millones/año. El descuento en esta categoría fue prácticamente nulo.
Según el secretario, la diversificación de las fuentes de energía fue un punto clave de la subasta. «Nuestro objetivo era garantizar que las centrales eléctricas de carbón pudieran competir con las de gas natural, y lo conseguimos. Independientemente de la fuente, lo principal es garantizar la fiabilidad y la seguridad del sistema», concluyó.
Las subastas continúan este viernes (20), a partir de las 10:3 h. La tercera LRCAP se centrará en la energía generada por centrales térmicas de diésel, fueloil y biodiésel. Para esta próxima subasta, el MME innovó al permitir la participación de plantas de biodiésel con suministro a partir de 2030, una medida diseñada para impulsar la transición energética y el uso de biocombustibles nacionales.
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