La determinación del futuro de las concesiones hidroeléctricas que expiran en los próximos años puede abrir oportunidades distintas para las empresas del sector eléctrico, según un análisis de Itaú BBA.
Axia y Copel parecen estar en una posición más favorable en un posible proceso de renovación de licencia, mientras que Cemig, Auren y Engie son identificadas por el banco como empresas con ventajas en un escenario de renovación de la concesión.
La evaluación tiene en cuenta la consulta pública abierta por el MME (Ministerio de Minas y Energía) para debatir el futuro de 40 concesiones de centrales hidroeléctricas, con una capacidad total de 15,4 GW, que expiran en 2032.
El gobierno aún no ha determinado si los activos permanecerán en manos de los operadores actuales o si se someterán a nuevas subastas. En cualquier caso, se prevé el cobro de primas por concesión y la posibilidad de comercializar la energía firme generada por las centrales.
La diferencia entre las posturas de las empresas se debe, en parte, a la exposición de cada una a concesiones que están llegando a su fin.
En el análisis presentado por Itaú BBA para proyectos que vencen en 2032, Cemig posee 1.717 MW, Auren 2.651 MW y Engie 3.750 MW. Axia figura con 494 MW y Copel con 7 MW. En conjunto, las concesiones de estas cinco empresas representan 8.619 MW.
reoferta
En el contexto de las nuevas subastas, Itaú BBA considera que Axia y Copel podrían beneficiarse. La lógica contempla la posibilidad de adquirir activos en un proceso competitivo, si bien el análisis también destaca que la elevada participación de Axia en la generación hidroeléctrica brasileña podría limitar su capacidad para adquirir nuevas concesiones si se adoptan medidas para evitar una excesiva concentración del mercado.
La propuesta que se está debatiendo estipula que la bonificación por concesión se calcule en función del valor actual neto incremental de los proyectos, utilizando como referencia las concesiones a 20 años.
Para las centrales eléctricas con fechas de vencimiento hasta 2032, el 100% de los fondos recaudados se destinaría a la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE). Para las concesiones con fechas de vencimiento posteriores, el porcentaje previsto se reduciría al 50%.
El modelo puede considerar únicamente el valor pagado por la concesión o combinar este criterio con una posible oferta relacionada con la energía destinada al mercado regulado. En caso de un nuevo proceso de licitación, la propuesta estipula que el ganador compensará al anterior titular por los activos elegibles que se transferirán.
La renovación y la subasta están sujetas a consulta.
El debate analizado por Itaú BBA adquirió carácter institucional con la consulta pública abierta por el Ministerio de Minas y Energía (MME). Las aportaciones pueden presentarse hasta el 23 de octubre, y la Nota Técnica N° 39/2026 establece que ni la prórroga ni el nuevo proceso de licitación deben adoptarse de antemano como norma general, tal como informó previamente [nombre de la fuente]. Canal solares.
El universo considerado por el ministerio incluye las 40 centrales hidroeléctricas de más de 50 MW, con una capacidad aproximada de 15,4 GW. Alrededor de 5,9 GW vencen en 2029. Además, existen otros 40 proyectos más pequeños, con una capacidad total de aproximadamente 700 MW, cuyas licencias también vencen en 2032.
Para las nuevas concesiones, el Ministerio de Minas y Energía (MME) propone un régimen de producción de energía independiente, que permita la comercialización tanto en mercados libres como regulados y que asigne el riesgo hidrológico al titular de la concesión.
El plazo de referencia para los nuevos contratos es de 20 años, si bien la legislación permite plazos de hasta 30 años. El ministerio también propone recalcular la garantía física de las centrales eléctricas.
Otro aspecto de la propuesta es el financiero. Tanto en los procesos de licitación como en las prórrogas, el Ministerio de Minas y Energía (MME) prevé el pago del 50% de la tarifa de concesión por adelantado, con la posibilidad de abonar el resto en hasta cinco cuotas anuales. El cálculo deberá considerar factores como las garantías físicas, los costos operativos, los precios proyectados de la energía y las inversiones aún no amortizadas ni depreciadas.
Regla para ampliaciones
Paralelamente al debate en el Ministerio de Minas y Energía, el ANEEL La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil está preparando una consulta pública específica para establecer criterios para la prórroga de las licencias de las centrales hidroeléctricas que amplíen su capacidad instalada. La propuesta debía ser analizada por la junta mañana, 29 de mayo, aunque la fecha podría posponerse.
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