El año 2024 albergará una agenda de importantes desafíos y transformaciones en el sector eléctrico brasileño. La reanudación de la flexibilidad del mercado, con la habilitación de nuevas oleadas de consumidores para migrar al libre mercado, y la renovación de las concesiones de distribuidoras, las primeras desde el proceso de privatización en los años 90, son una muestra de la importancia de los cambios que se producirán en el calendario de este año.

Las transformaciones tienen un impacto inmediato: el 1 de enero, los beneficios del mercado libre de energía se extenderán a los consumidores del Grupo A, abriendo una ruta migratoria con potencial para atraer a miles de nuevos consumidores.

Esta apertura será un gran paso para consolidar el entorno de libre comercio y podría funcionar como un “laboratorio” eficaz para que el mercado haga los ajustes necesarios para el futuro, cuando la libertad de elegir el proveedor de energía se extienda a todas las categorías de energía. . consumo.

El potencial para incrementar el libre mercado es significativo: hay casi 70 millones de unidades de consumidores que podrían migrar a este entorno cuando se produzca la apertura total. Según la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), ahora en enero alrededor de 72 mil consumidores de alta tensión podrán realizar este cambio.

Si bien representan grandes oportunidades para las empresas de ventas, las cifras imponen desafíos para todos los involucrados. Las empresas comerciales deben demostrar agilidad a la hora de incorporar el papel de agente comercial minorista a una escala mucho mayor.

Los CCEE, a su vez, tendrán que hacer frente a una fragmentación del mercado, lo que aumentará el desafío de gestionar y garantizar la seguridad de las operaciones.

Las distribuidoras serán las encargadas de hacer frente a un mayor número de desconexiones y la correspondiente reducción de ingresos.

Hay que compensar los contratos heredados y es fundamental que el sector evite en la medida de lo posible nuevas compras en el modelo regulado, para que no aumente el volumen. A partir de enero se podrá comprobar si los preparativos para este escenario fueron suficientes para evitar sorpresas.

Renovación de concesiones

De 2025 a 2031, 20 contratos de concesión de distribuidoras de energía, que representan alrededor del 60% del mercado, deberán pasar por un proceso de renovación.

El Ministerio de Minas y Energía envió propuestas para la renovación de contratos al Tribunal de Cuentas de la Federación (TCU), en septiembre de este año, que incluían una compensación social por la renovación.

Las normas propuestas no incluyen los pagos de subvenciones por parte de las empresas.

La liquidación anticipada de la subvención por parte de los agentes no sería positiva para el mercado, ya que tendría el efecto de sobrecargar a los actores y afectaría a nuevas inversiones en modernización y mejora del servicio.

El requisito de compensación social puede ser positivo, siempre que exista una definición efectiva de la fuente de ingresos y financiación, evitando así imponer cargas a los accionistas y consumidores.

Desde el inicio de las discusiones, hemos defendido el mantenimiento de los contratos firmados en los años 90. Entre los beneficios de preservar las reglas definidas en las privatizaciones está el mantenimiento de un nivel de regulación que ha asegurado la calidad del suministro energético.

Subastas de energía

La celebración de la segunda subasta de reservas de capacidad, prevista para el primer semestre de 2024, será otro hecho relevante.

Con la mayor participación de fuentes de generación intermitente en la matriz eléctrica, siempre es bienvenida la presencia de instrumentos que brinden seguridad al sistema.

Hubo quienes en el sector se pronunciaron en contra de la presencia de hidroeléctricas entre las plantas a ofertar en esta ronda. Creemos que la calidad de las fuentes tradicionales (hidroeléctricas y térmicas) es esencial para proporcionar una operación segura del sistema.

Se espera que la creciente electrificación de varios segmentos de la economía, como la movilidad, afecte al mercado ya en 2024.

Con el potencial crecimiento del parque de vehículos eléctricos se espera la expansión y descentralización del consumo eléctrico.

El organismo regulador debe permanecer alerta, garantizando que el avance hacia la transición energética se lleve a cabo sin problemas y de manera eficiente.

Con fuentes renovables a la vista, el gas natural también representa un punto de discusión para 2024. Se espera que Petrobras y Equinor por sí solas proporcionen, en los próximos años, una capacidad adicional de 50 millones de m³/día de flujo de gas natural, gran parte de ella en sus posiciones en el presal.

¿Cómo insertar esta fuente de energía en la matriz brasileña, considerando una situación marcada por la discusión sobre la transición energética?

Es evidente que, con la abundancia de reservas existentes en Brasil, y dadas las tecnologías disponibles para reducir y mitigar la emisión de gases de efecto invernadero, no se puede dejar de considerar el gas. Es natural en las discusiones encaminadas a ampliar el complejo generador.

Tras alcanzar una capacidad instalada de 25 gigavatios (GW), la generación distribuida, que se basa principalmente en la generación fotovoltaica, sigue estando en el centro de los debates.

Luego de una larga discusión sobre los subsidios ofrecidos para la difusión de este sistema de producción de energía, el tema que debe guiar el 2024 está relacionado con los aspectos operativos.

Gestionar eficientemente un sistema tan fragmentado es un desafío para los planificadores y operadores del sector eléctrico brasileño.

Dadas las transformaciones esperadas, el próximo año será un período en el que deberá alinearse cuidadosamente el equilibrio entre modernización, sostenibilidad y seguridad energética.

João Carlos de Oliveira Mello es director general de Thymos Energia y director general de CIGRE-Brasil, donde también se desempeñó como coordinador del comité de estudio C5 – mercados y regulación de la electricidad.

Tiene doctorado y maestría en Ingeniería Eléctrica por la PUC-RJ, y también trabajó en empresas como el Centro de Investigaciones en Energía Eléctrica (CEPEL), donde desarrolló modelos computacionales para planificación y operación en el sector eléctrico.

Y trabajó en proyectos como la Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño (RE-SEB), a mediados de los años 1990, implementación del Mercado Mayorista de Energía (MAE), precursor del CCEE, revisión del modelo sectorial en 2004, expansión y consolidación del libre mercado, y privatizaciones recientes, incluidas CEEE, CEB y Eletrobras.

Fuente: epbr