Introducción y objetivo
A pesar de que el problema de la insuficiencia de energía es una condición real del SIN (Sistema Nacional Interconectado), el LRCAP 2026 (Contrato de la Agencia Reguladora de Electricidad de Brasil 2026) terminó siendo criticado por varias asociaciones, además de generar dudas sobre la necesidad y el monto licitado.
Este artículo presenta puntos relevantes que deben tenerse en cuenta para una buena política pública. Se abordará la evolución del problema de la suficiencia energética, junto con los argumentos de la ONS/EPE (Operador Nacional del Sistema/Empresa de Investigación Energética de Brasil), incorporando observaciones pertinentes, principalmente en lo que respecta al camino adoptado.
La decisión del gobierno de celebrar una subasta que perjudica a los consumidores e indirectamente a la sociedad debería ir precedida de un análisis que considere cuatro puntos:
- Requisitos de potencia y dimensionamiento;
- Sorteo de subasta
- Alternativas tecnológicas y sistémicas
- Impactos socioeconómicos.
Este artículo analiza estos puntos, destacando las deficiencias que podrían perjudicar a los consumidores de electricidad y a la sociedad en general.
Dimensionamiento y potencia
Dado que la energía eléctrica es un bien que se consume al mismo tiempo que se produce, presenta características distintas en comparación con otros recursos energéticos como el carbón, el petróleo, etc. Esta característica exige un funcionamiento más complejo, ya que requiere una red de cables para conectar la fuente con el punto de consumo.
El monitoreo de la demanda y el consiguiente despacho de las centrales eléctricas se realiza segundo a segundo y forma parte de la operación en tiempo real del operador del sistema, que en Brasil es la ONS. El desequilibrio en el balance energético que fluye a través de la red se puede medir mediante la variación de la frecuencia del sistema.
Hay momentos en que la demanda es alta, y cualquier escasez en el sistema de generación, así como un aumento inesperado de la carga, puede causar problemas al sistema. En estos casos, es necesario contar con una reserva operativa para evitar cortes de suministro, tanto de potencia como de energía.
Por lo tanto, existe la necesidad de una reserva, pero su tamaño depende del riesgo que el consumidor esté dispuesto a asumir para evitar quedarse sin electricidad durante este período y de cuánto esté dispuesto a pagar por este "seguro".
Dado que esta pregunta no se formula a los consumidores en Brasil, los modelos para dimensionar esta reserva fueron desarrollados de forma centralizada por el operador del sistema.
Historia de los modelos
Los modelos para calcular la reserva han pasado por varias fases desde que Eletrobrás coordinó la operación.
Primera fase: criterio determinista clásico (hasta la década de 2000)
Durante décadas, la planificación del SIN (Sistema Nacional Interconectado) bajo la coordinación de la GCOI (Coordinación General de Operaciones Internas) utilizó un criterio relativamente simple:
RPO = 5% de la carga total + máquina más grande
Dado que la potencia de reserva (RPO) debía cubrir la variabilidad de la carga, el sistema tuvo que soportar un incremento adicional del 5 % en los picos de demanda. Este valor representaba una estadística observada a lo largo de los años en las cuatro regiones de Brasil. Además, era necesario cubrir la pérdida de la máquina más grande del SIN (Sistema Nacional Interconectado), que era una unidad de Itaipú.
Este criterio se originó en la tradición de los sistemas hidroeléctricos clásicos, donde la matriz eléctrica estaba dominada por centrales hidroeléctricas con baja variabilidad de generación y escasa intermitencia. Se introdujo una mejora para intentar correlacionar los eventos de aumento de carga con las fallas de los generadores, utilizando las tasas de falla de estos últimos, lo que dio lugar al concepto de la máquina probabilística más grande.
Segunda fase: criterio semideterminista clásico (2000-2020)
Con la llegada masiva de energía eólica a la región noreste, el ONS (Operador del Sistema Nacional), que reemplazó al GCOI (Grupo de Consorcio Intermunicipal), comenzó a introducir reservas adicionales. Esto fue necesario porque, a diferencia de las centrales hidroeléctricas con embalses y las centrales térmicas con capacidad disponible confiable, los nuevos parques eólicos podrían no contar con viento disponible durante las horas pico. Se realizó un análisis estadístico y, como resultado, se determinó que la reserva debía incrementarse para mitigar esta incertidumbre.
En el caso de la región Noreste, el valor añadido sería del 6% de la capacidad total de generación de energía eólica de esta región. Para la región Sur, el valor sería del 15%. Esta diferencia se debe a la variabilidad del viento en el Sur, que es mayor que en la región Noreste, donde los vientos son más constantes.
Aunque se trataba de un modelo basado en estadísticas, no se realizó una evaluación probabilística de los efectos combinados.
Tercera fase: criterio probabilístico (modelo actual)
Actualmente, Brasil ha adoptado un método totalmente probabilístico, similar al utilizado en sistemas como PJM o Europa. La reserva de energía se calcula ahora considerando la probabilidad de fallas y la variabilidad de las fuentes.
Este modelo incluye:
- Probabilidad de fallo de la central eléctrica
Al igual que los modelos anteriores que introdujeron la tasa de probabilidad más alta, este modelo incluye las tasas de tiempo de inactividad y el tiempo medio de reparación, pero estos deben coincidir con el período de carga máxima.
- Variabilidad de las energías renovables
La energía eólica y solar estarán representadas por funciones de densidad de probabilidad mensuales diferenciadas por región (costa noreste, interior noreste, sur).
- Escenarios operativos
Mediante funciones de probabilidad y densidad, se simulan combinaciones de carga, generación renovable, fallas de unidades e interrupciones del suministro. Estas combinaciones se simulan utilizando el método de Monte Carlo, ampliamente empleado en estudios de confiabilidad.
Criterio de la risa
Actualmente, la reserva de potencia ya no se determina como un porcentaje de la carga o la generación, sino en función de criterios de riesgo de fallo del servicio. El principal indicador es la LOLP (Probabilidad de Pérdida de Carga), que representa la probabilidad de no poder satisfacer la demanda, en este caso particular, durante las horas punta del Sistema Nacional Interconectado (SIN).
Otro punto importante fue abandonar la lógica de usar la capacidad instalada como indicador de la contribución de capacidad y, en su lugar, usar la capacidad instalada como indicador de la contribución de capacidad (ELCC – Capacidad Efectiva de Carga). En realidad, se incorpora la noción de cuánto contribuye realmente una tecnología determinada a satisfacer la demanda máxima. Por ejemplo, las centrales térmicas e hidroeléctricas con embalses tienen una alta contribución, mientras que la energía eólica contribuye muy poco (del 5 al 20 %) y la energía solar casi nada si el pico se produce por la noche.
flujo de potencia
Para este LRCAP, hubo nuevas actualizaciones del modelo que fueron presentadas por la ONS a finales del año pasado a través de una nota técnica.[ 1 ] Definir la necesidad de flujo desde la transmisión cuando se requiere energía en el punto final del sistema:
- metodología utilizada para evaluar los requisitos de energía
- Instalaciones operativas de SIN
- topología de red considerada
- criterios de fiabilidad
- tratamiento de energías renovables
- supuestos de indisponibilidad de la central eléctrica
- Supuestos de carga y expansión.
Los supuestos clave son la consideración explícita de las interrupciones forzadas y programadas, así como las limitaciones eléctricas regionales, que definirán la capacidad efectiva disponible.
Existía preocupación por la capacidad de generación de energía en varias regiones, ya que la respuesta a una escasez de energía en un momento dado depende no solo de las condiciones del sistema de generación, sino también del sistema de transmisión.
No cabe duda de la necesidad de acoplar la generación con la transmisión para evaluar la capacidad restante y garantizar la disponibilidad de energía para eventos que puedan utilizarla. El problema radica en que el ONS (Operador del Sistema Nacional) estableció, basándose en la naturaleza estructural de la reserva, el peor escenario posible para el horizonte del PAR/PEL (Plan de Reducción de Energía/Planificación de Generación de Energía) en cada barra colectora, subregión y región, lo que resulta en un enfoque bastante conservador.
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[ 1 ] Metodología, premisas y criterios para las subastas de reserva de capacidad en forma de energía – LRCAP 2026, NT-ONS DPL 0114/2025/ EPE-DEE-RE-093/2025-r0
El problema radica en que, cuando la generación térmica se define para suministrar energía en un bus, subregión o incluso región específicos, es necesario verificar la disponibilidad local de combustible.
En el caso de las centrales eléctricas de gas natural, el acceso se vuelve más crítico, requiriendo infraestructura de gasoductos o incluso sistemas de gasificación que deben estar ubicados en la costa.
Criterios CNPE
La Resolución 29/19, aprobada en 2019, definió el riesgo explícito de potencia insuficiente (LOLP) y el valor esperado condicionado a un determinado nivel de confianza (CVaR). Asimismo, establece que el Ministerio de Minas y Energía (MME) determinará periódicamente estos parámetros, que representan el grado de aversión al riesgo impuesto a los consumidores de electricidad.
Estos criterios están relacionados con la metodología ya empleada para calcular la garantía física de las centrales hidroeléctricas que utilizan NEWAVE y SUSHIO. Por lo tanto, se trata de una solución estructural que depende fundamentalmente de los escenarios utilizados en la planificación; es decir, la visión de la EPE y la ONS respecto al desarrollo del sector eléctrico se refleja en lo que actualmente se dimensiona como reserva de potencia.
Para esta subasta, se utilizó una LOLP anual del 5 % y un CVaR del 5 % de la PNS mensual, con un 5 % de la demanda instantánea máxima. Este es el punto crucial de la metodología, donde la sensibilidad a los supuestos adoptados hace que el resultado dependa en gran medida del modelo. En realidad, la LOLP no afecta directamente al resultado, y lo que más aumenta es el CVaR mensual. En términos simplificados, el criterio establece que el sistema puede fallar hasta en el 5 % de los escenarios, pero cuando falla, la pérdida de potencia promedio en los peores casos no puede exceder el 5 % de la carga máxima.
El problema radica en qué criterios adoptar, dado que el consumidor es quien paga la factura. Si los criterios son demasiado conservadores, el costo termina siendo demasiado alto. Las actas recientes del CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) expresan preocupación, con base en informes de la PEN (Política Nacional de Energía), por el aumento de los valores de LOLP (Tasa de Porcentaje de Corriente Inferior) y CVaR (Costo por Recibo) relacionados con la demanda máxima, lo que sugiere una posible infracción a partir de 2026, lo cual motivó la necesidad estructural de la LRCAP (Ley de Consumo y Preservación de Energía).
Otro punto importante es el CVaR, que se originó a partir del VaR (Valor en Riesgo) en el mercado financiero. Con estadísticas fiables, estos parámetros resultan interesantes dentro de ciertos límites. Sin embargo, dependen en gran medida de supuestos y se sitúan en el extremo de la curva de densidad de probabilidad, donde se hacen evidentes los valores extremos.
Escenario de oferta y demanda
Con base en el crecimiento histórico de la carga observado a lo largo de 2024 y principios de 2025, se obtuvo un crecimiento promedio del 3,4%, que se proyectó para cada región, alcanzando un valor de 94,6 GW en 2029. La evaluación de los requerimientos de energía utilizó las demandas máximas coincidentes obtenidas a partir de perfiles típicos de curvas de carga.
Estos fueron los criterios adoptados en el PEN (Plan Nacional de Energía) que se mantuvieron para calcular el requerimiento de potencia de la LRCAP (Capacidad Reguladora Local de Consumidores de Precio Público). También se observó que la entrada de consumidores libres del Grupo A con cargas mayores de 500 kW o menores a través de un agente minorista a partir de 2024 alteraría el pico estructural del SIN (Sistema Nacional Interconectado).
Si la previsión energética ya representa un gran problema en el contexto actual de cambios tecnológicos y escenarios económicos del país, la previsión de potencia se ve agravada por una incertidumbre aún mayor. Se observa que cualquier supuesto adoptado puede alterar significativamente el resultado, incluso considerando los efectos probabilísticos en los estudios de confiabilidad utilizados para LRCAP. Las nuevas cargas con características diferentes, como los centros de datos, y la modificación de las curvas de carga tradicionales debido a los avances tecnológicos transforman por completo el marco de referencia utilizado.
Oferta
La matriz energética y eléctrica de Brasil ha cambiado significativamente a lo largo de los años. La introducción de fuentes eólicas y solares ha brindado un apoyo importante a la generación de energía, pero conlleva problemas de intermitencia debido a la dependencia de fuentes primarias.
Los programas de cálculo de potencia utilizaron funciones de densidad de generación eólica y solar basadas en datos históricos que han variado debido a factores climáticos. Esto pone de manifiesto la incertidumbre a medio y largo plazo respecto a las mejores soluciones para satisfacer la demanda máxima en el Sistema Interconectado Brasileño (SIN).
Otra dimensión del problema es el suministro de agua, que también se ve afectado por el cambio climático. Los escenarios de entrada de agua pueden alterar significativamente tanto la energía suministrada como la potencia disponible.
Las variables climáticas acaban dominando los escenarios de suministro de energía y electricidad, incluso en la modelización combinada de precipitación, viento y sol, que no pueden ser independientes como en los modelos actuales.
La predicción de variables climáticas es crucial, ya que los modelos estacionarios actuales no logran reflejar la realidad de la dinámica meteorológica y climática. Además de la combinación de estas variables, podemos añadir el aumento de la temperatura como determinante de la demanda. Estas variables combinadas definen el pico del sistema, algo que los modelos actuales no pueden representar. El análisis de máximos independientes no es una buena práctica y puede generar resultados muy alejados de la realidad futura.
La subasta como solución
Debido a que el modelo brasileño aún carece de señales de precios, surgen ineficiencias, ya que vincula las decisiones de suministro eléctrico a modelos que presentan varias deficiencias, como se presentó en la sección anterior. Otras soluciones, implementadas en otros mercados, como el modelo de energía exclusiva en Texas o el mercado de regulación (servicio auxiliar) en países europeos, resultan más eficientes para gestionar las incertidumbres, con una mayor participación de los agentes de generación y consumo en la resolución de problemas operativos.
Dado que el modelo brasileño aún se caracteriza por una gobernanza centralizada, las subastas resultan ser un instrumento importante para la constitución de la reserva. Sin embargo, podemos mencionar algunos problemas observados en estas subastas recientes.
Dirección tecnológica
Considerar las centrales térmicas como la única solución implica la exclusión de otras tecnologías. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés), las centrales hidroeléctricas de bombeo y los sistemas híbridos se presentan como soluciones viables que no se incluyen en la lista. Esto conlleva una pérdida de eficiencia económica y el riesgo de un bloqueo tecnológico incompatible con la transición energética.
Un aspecto que cabe destacar es que el problema no se limita a la energía, sino que también implica la necesidad de un suministro energético estable y sostenido, e incluso asistencia para mitigar los problemas de estabilidad. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) gestionan eficazmente las fluctuaciones de voltaje, la frecuencia y los servicios auxiliares, pero aún presentan limitaciones económicas para periodos prolongados, como eventos que duran varios días. En cuanto a la estabilidad, la necesidad de tecnologías de formación de redes aún podría estar en fase de prueba.
Esta combinación de objetivos de subasta evidencia la falta de una definición explícita de atributos como la potencia firme (MW) y la duración (h), lo que impide la competencia entre otras tecnologías. En esta subasta en particular, se diseñaron atributos específicos para centrales térmicas e hidroeléctricas.
Mejorar la caracterización de esta subasta permitiría que: los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) compitieran en bloques cortos, que los sistemas híbridos (solar + BESS, eólico + BESS) entraran en el mercado y que las centrales térmicas permanecieran donde realmente son más eficientes.
Precio de reserva y subsidios implícitos
Durante la planificación de la subasta, se debatió sobre el precio de reserva, que se duplicó ligeramente antes de su celebración. Un precio de reserva elevado puede propiciar la firma de contratos innecesarios, garantizar la rentabilidad de tecnologías específicas y transferir costes al consumidor sin transparencia. Si bien se sabe que un precio de reserva fuera del mercado puede generar riesgo de incumplimiento contractual, la forma en que se definió suscita interrogantes.
El riesgo no reside en el precio de reserva en sí, sino en la combinación de criterios de fiabilidad conservadores, falta de transparencia en la definición de la demanda de capacidad y un precio de reserva elevado; lo que, en conjunto, puede dar lugar a contratos que están estructuralmente por encima del óptimo económico.
Alternativas tecnológicas y sistémicas
Para solucionar el problema de la capacidad, existen tecnologías más acordes con la transición energética. El almacenamiento gravitacional y el electroquímico han ganado terreno en diversos países que enfrentan las mismas dificultades relacionadas con la limitación, el aumento de la demanda y la gestión de picos de consumo. En este contexto, podemos distinguir entre almacenamiento centralizado y distribuido.
Almacenamiento centralizado
Desde el punto de vista de la operación sistémica, el almacenamiento centralizado constituye hoy en día un "equivalente moderno" de las centrales térmicas. A pesar de que el Ministerio de Minas y Energía (MME) ha declarado que la subasta de baterías está en la agenda, persisten obstáculos, como la normativa específica que rige el proceso. ANEEL lo cual no avanza con el CP 39/23. Dado que los requerimientos de energía son urgentes según la ONS (Operador del Sistema Nacional), la falta de regulación del BESS (Subsistema Equilibrado para el Almacenamiento de Energía) termina favoreciendo la solución térmica. Podemos destacar algunas características importantes del almacenamiento centralizado:
- BESS centralizado
- Excelente para servicios auxiliares, arbitraje en rampa y por horas;
- Una limitación aún relevante en cuanto a la duración para eventos prolongados;
- Su diseño altamente modular y su rápida implementación representan una ventaja clave sobre las centrales térmicas.
- Ubicación flexible dentro del Sistema Nacional Interconectado (SIN) que se adapta a los márgenes de drenaje.
- Plantas reversibles
- Solución estructural para almacenamiento a largo plazo;
- Alta eficiencia sistémica y larga vida útil;
- Pero existen obstáculos importantes: altos costos de capital, costos de licencias y tiempo de implementación.
- La ubicación depende de la geografía.
- Sistemas híbridos (solar/eólico + almacenamiento)
- Reducen las restricciones y aumentan la previsibilidad;
- Introducen una "semifirmeza" renovable;
- Pueden competir directamente con las centrales térmicas si están bien estructuradas en la subasta.
El diseño actual del LRCAP no especifica explícitamente los atributos de fiabilidad (potencia, duración, disponibilidad), lo que favorece implícitamente a las centrales térmicas incluso cuando ya existen alternativas tecnológicas.
Además de los aspectos mencionados anteriormente, es importante destacar otra característica relevante del almacenamiento de energía: la necesidad de energía para la carga. Esta característica, lejos de ser una limitación, permite que los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) actúen como un recurso activo para absorber el excedente de energía, destinándola a periodos de mayor valor sistémico, como los picos de demanda.
De esta forma, el almacenamiento no solo contribuye a satisfacer la demanda de energía, sino que también reduce las restricciones de suministro, aumentando la eficiencia general del sistema. Se trata, por lo tanto, de una solución que aborda simultáneamente dos problemas estructurales propios del caso brasileño: el exceso de generación en ciertos periodos y la insuficiencia de energía en otros.
Por otro lado, una parte importante de las centrales térmicas, especialmente las basadas en ciclos de vapor o ciclos combinados, presentan importantes restricciones operativas relacionadas con el tiempo de arranque (T-on). Estos tiempos pueden superar varias horas, dependiendo de la necesidad de calentar calderas, turbinas y otros componentes térmicos.
Cuando los tiempos de arranque son prolongados, el funcionamiento de estas centrales pierde la coherencia con la dinámica intradiaria del sistema, caracterizada por fuertes fluctuaciones y rápidas variaciones en la generación de energía renovable. En particular, para mantener el ritmo del aumento de la demanda al final del día, puede ser necesario anticipar el despliegue de estas centrales térmicas incluso durante el período de alta generación solar.
Este despliegue anticipado implica, en la práctica, mantener la generación térmica en momentos en que ya existe un excedente de energía en el sistema, lo que podría agravar el problema de la limitación de la producción al desplazar aún más la generación renovable.
Si bien el almacenamiento tiende a reducir la limitación de la producción al absorber los excedentes, ciertas configuraciones térmicas, debido a sus limitaciones operativas, pueden contribuir a su expansión al requerir el despacho fuera del período óptimo de demanda de energía.
Otro aspecto relevante se refiere a la creciente pérdida de controlabilidad del SIN (Sistema Nacional Interconectado) durante ciertos períodos operativos, un fenómeno ya identificado por el ONS (Operador del Sistema Nacional) en sus estudios de planificación más recientes (PAR/PEL 2025).
Este fenómeno se ha traducido en un aumento del número de días con pérdida de control, tal como indican los estudios prospectivos de la ONS para el horizonte hasta 2029. Durante estos periodos, el operador dispone de menos margen de maniobra en el equilibrio entre generación y demanda, lo que puede comprometer la seguridad operativa, especialmente en escenarios de alta variabilidad en las fuentes renovables.
En este contexto, el problema de la limitación de la producción se convierte en una mera manifestación de un problema más amplio: la insuficiencia de recursos con capacidad de modulación rápida y bidireccional, capaces de absorber excedentes y, al mismo tiempo, suministrar energía cuando sea necesaria.
Dado que el sistema BESS tiene la capacidad de operar tanto como carga como generador, puede absorber el exceso de energía, lo que contribuye a reducir las restricciones en el mantenimiento de las unidades controlables en funcionamiento.
La evolución del sistema sugiere una transición de un problema que es predominantemente de adecuación de la energía a un problema cada vez más importante de adecuación de la flexibilidad y la controlabilidad.
Almacenamiento distribuido
La expansión de la generación distribuida (GD) ha aportado beneficios al sistema en términos de energía suministrada cerca de los centros de carga, pero con su alto grado de penetración experimentado en los últimos años, los problemas en la curva de carga, como la inversión del flujo y el aumento gradual hasta el consumo máximo, también han estado causando problemas para el funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado (SIN).
Así como la generación distribuida ya es una realidad, el almacenamiento "detrás del contador", ubicado en el punto de consumo o cerca de él, representa una transformación en la lógica del sistema eléctrico que ya está impulsando a muchos países.
En lugar de resolver el problema de forma centralizada tradicional, es decir, "de arriba hacia abajo" (generación → transmisión → consumo), existe un enfoque:
- directamente en el perfil de carga;
- reduciendo los picos locales;
- evitar o aplazar las inversiones en redes;
- y, lo que es más importante, transformar la demanda en un recurso activo.
Podemos citar el caso emblemático de Australia, donde:
- Los programas estatales fomentan el uso de baterías para uso doméstico;
- Los agregadores forman centrales eléctricas virtuales (VPP, por sus siglas en inglés);
- Los precios de las baterías se determinan en el mercado.
- Las baterías proporcionan servicios auxiliares como respuesta directa a la demanda, desplazando los picos que provocan el LRCAP.
La solución distribuida aborda el problema en su origen —la carga máxima—, mientras que el modelo centralizado reacciona ante ella.
El debate sobre LRCAP no puede limitarse a la elección entre fuentes de energía térmica y renovable centralizadas. Existe una tercera opción —el almacenamiento distribuido— que influye directamente en el perfil de carga y puede reducir la necesidad sistémica de contratación de energía.
Al no incorporar explícitamente los recursos distribuidos y los agregadores en el diseño del mecanismo, el modelo actual corre el riesgo de sobredimensionar la necesidad de capacidad centralizada. Dado que la subasta establece un contrato de 10 años, inevitablemente tendremos un "costo irrecuperable" que deberán pagar los generadores y consumidores, o bien los contribuyentes.
La ONS (Operador del Sistema Nacional) sigue observando un escaso uso de estos recursos debido a la falta de integración total con los agregadores y a la ausencia de modelos para la gestión coordinada de la red.
Al no incorporar explícitamente los recursos energéticos distribuidos y los agregadores en el diseño del mecanismo, el modelo actual corre el riesgo de sobreestimar la necesidad de capacidad centralizada.
Impactos socioeconómicos
Los puntos anteriores abordaron el impacto intrasectorial de la LRCAP (Subasta a Largo Plazo para Centrales Térmicas). Dado que la decisión de definir la fuente recaía en el Ministerio de Minas y Energía (MME), era necesario incorporar una de las externalidades que afectaban a la política pública adoptada. Esta perspectiva también analiza la eficiencia económica y social en un sentido más amplio. Una subasta restringida a centrales térmicas no solo produce un resultado tecnológico, sino que también determina la distribución de costos y beneficios, así como los riesgos para la sociedad.
El primer efecto recae sobre el consumidor de energía. Incluso cuando la subasta ofrece un descuento, el problema económico persiste, ya que este se produce dentro de un universo predefinido. La tercera LRCAP, por ejemplo, se centró en el fueloil, el gasóleo y el biodiésel; por lo tanto, la competencia se dio entre centrales térmicas de este grupo, y no entre todas las posibles soluciones de fiabilidad. Esto significa que el precio final puede incluso caer por debajo del límite máximo, pero seguir estando por encima del coste social de las alternativas excluidas del proceso de licitación. Esto acaba afectando a la moderación tarifaria tan defendida por el Ministerio de Minas y Energía.
El segundo efecto es la externalidad ambiental y sanitaria. Cuando la solución se concentra en centrales térmicas, especialmente aquellas alimentadas con combustibles fósiles líquidos o sólidos, el sector asume costes indirectos vinculados a las emisiones, la contaminación local, el uso intensivo de combustible en la logística y una mayor exposición a la volatilidad de la cadena de suministro. Aunque algunos de estos costes no se reflejen completamente en la oferta ganadora, se manifiestan en la sociedad en forma de deterioro ambiental, presión sobre la salud pública y la necesidad futura de una descarbonización más costosa.
El tercer efecto es el estancamiento tecnológico. Al contratar energía con requisitos implícitamente diseñados para favorecer a las centrales térmicas, el sector retrasa la curva de aprendizaje, la expansión industrial y la madurez regulatoria de soluciones como los sistemas centralizados de almacenamiento de energía en baterías (BESS), los sistemas híbridos renovables con almacenamiento y los recursos distribuidos agregados. Esto es particularmente relevante porque el propio Ministerio de Minas y Energía ya ha reconocido el almacenamiento en baterías como objeto de contratación futura, lo que debilita el argumento de que se trata de una tecnología "prematura" o ajena al ámbito institucional.
El cuarto efecto es de localización y distribución. Las centrales térmicas centralizadas resuelven un problema sistémico desde la perspectiva del operador, pero no siempre lo solucionan en la fuente de energía. En muchos casos, la presión sobre el sistema proviene de la demanda máxima, el aumento de la capacidad de producción o las limitaciones de la red local. En estos casos, las soluciones distribuidas o semidistribuidas pueden generar mayor valor por MW contratado, ya que abordan simultáneamente la carga, las redes de distribución y la fiabilidad.
El problema, por lo tanto, no radica en reconocer el papel de las centrales térmicas en la fiabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SIN), sino en transformar dicho papel en una solución casi exclusiva mediante un diseño regulatorio. Cuando esto ocurre, la subasta deja de ser un instrumento para la determinación eficiente de costos y comienza a funcionar como un mecanismo para preseleccionar a los ganadores, con repercusiones que van más allá del sector eléctrico y afectan a la economía, el territorio y la sociedad.
Conclusión
El LRCAP 2026 subraya la necesidad de mecanismos que complementen el modelo de precios actual para garantizar una capacidad energética adecuada para el Sistema Nacional Interconectado (SIN). Sin embargo, el diseño adoptado —al combinar criterios de riesgo conservadores, una orientación tecnológica implícita y la falta de integración de nuevas alternativas— podría derivar en una solución estructuralmente más costosa, comprometiendo el desarrollo del sector eléctrico.
El análisis sugiere que el desafío no reside en la adquisición de capacidad en sí, sino en cómo se define, valora y asigna dicha capacidad dentro del sistema. La falta de atributos de confiabilidad explícitos y de mecanismos que permitan la competencia entre diferentes tecnologías limita la eficiencia del proceso.
Por ejemplo, al determinar la potencia que debía contratarse, se ignoraron soluciones de mercado como los recursos distribuidos, la gestión de la demanda o incluso la importación de energía de otros países para aumentar la demanda termoeléctrica contratada.
Los sistemas de almacenamiento de energía (BESS) son la tecnología más adecuada y eficiente para abordar el desafío de la variabilidad en las fuentes renovables incontrolables y el consumo, al proporcionar flexibilidad y respuesta inmediata para el equilibrio instantáneo entre la oferta y la demanda de electricidad en el Sistema Nacional Interconectado (SIN), y para satisfacer el requisito de capacidad de reserva sistémica, al trasladar la energía renovable desperdiciada a los períodos de suministro más críticos, y por lo tanto podrían utilizarse ampliamente (o incluso en su totalidad) para el propósito establecido en el LRCAP.
Un factor agravante para no considerar tecnologías de almacenamiento, como los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), es que, desde la perspectiva de la optimización del sistema en su conjunto, estos recursos podrían reducir significativamente los recortes de generación que actualmente se observan en las centrales de energía renovable (reducción de producción). Además de satisfacer las necesidades de potencia y de arranque, el almacenamiento permite la absorción de excedentes de energía y restablece la flexibilidad y la controlabilidad del Sistema Interconectado Brasileño (SIN), aspectos que se vuelven cada vez más críticos en un sistema con una alta proporción de generación no gestionable.
En resumen, mientras que el Sistema Nacional Interconectado (SIN) de Brasil está descartando la energía renovable (reducción de la producción), ha optado por centrales térmicas costosas, inflexibles y contaminantes que dependen de la geopolítica mundial para el suministro de combustibles fósiles, lo que intensificará el desperdicio de energías renovables debido a los largos períodos de puesta en marcha.
Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
Una respuesta
Si la pregunta es si estamos en el camino correcto al sacrificar al consumidor final, entonces sí, lo estamos, ¡porque el favoritismo político hacia tecnologías caras y obsoletas solo beneficia a la camarilla que está destruyendo el país!