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Tapa

En riesgo de escasez

La histórica sequía expone las vulnerabilidades del sistema eléctrico brasileño, excesivamente dependiente de la generación en las centrales hidroeléctricas

Torres de transmisión de energía eléctrica en el municipio de São Paulo

Léo Ramos Chaves

En 2021, Brasil se ha enfrentado a la crisis hidrológica más grave de las últimas nueve décadas. Más allá de sus efectos sobre la producción agrícola y el suministro de agua en las ciudades, la falta de lluvias ha puesto en riesgo la capacidad de generar energía eléctrica. Sin la ayuda de San Pedro, los embalses de las centrales hidroeléctricas –la principal fuente generadora del país, que provee más del 60 % de toda la electricidad producida– registraron mínimos históricos. En abril de este año, al final de la temporada de lluvias, el nivel de las represas del subsistema Sudeste/Centro-Oeste, donde se encuentran las principales usinas hidroeléctricas del país, era de un 35 %, solo un poco mejor que el índice registrado para la misma época en 2001 (un 32 %), cuando Brasil padeció una crisis grave en su abastecimiento eléctrico, que ocasionó apagones, dejando las ciudades a oscuras y obligando al gobierno federal de la época a decretar un racionamiento de la energía.

Para anticiparse al colapso del sector y evitar que se repita la situación vivida hace 20 años, el Ministerio de Minería y Energía (MME) adoptó algunas medidas. Ya en el primer semestre de 2021, el organismo resolvió ampliar la generación eléctrica a partir de las centrales termoeléctricas, más costosas y contaminantes, que funcionan con combustibles fósiles. También autorizó el aumento de la importación de energía eléctrica desde países vecinos, como Argentina y Uruguay.

Las precipitaciones superiores al promedio de los meses de octubre y noviembre, al comienzo del período húmedo, trajeron cierto alivio al sistema, pero no solucionaron el problema por completo. “Para el final de noviembre [después del cierre de la presente edición] se espera que el volumen acumulado en las represas de los subsistemas Sur y Sudeste/Centro-Oeste alcance el 53,4 % y el 21,3 % de su capacidad, respectivamente”, según declaraciones a Pesquisa FAPESP de Luiz Carlos Ciocchi, director general del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), el organismo responsable de la operación, supervisión y control de la generación de energía eléctrica en el país.

El MME estima que el almacenamiento de los embalses del Sudeste/Centro-Oeste llegará a un 38 % en abril de 2022, siempre y cuando se repita el volumen de lluvias del período húmedo de 2020/2021. Los índices cercanos al 30 % en aquel mes activaron la señal de alarma de las autoridades. “Estamos atentos y seguiremos controlando los indicadores para poder adoptar las medidas que sean necesarias para mantener en servicio el SIN [el Sistema Interconectado Nacional]”. El SIN es la red de producción y transmisión de la energía eléctrica del país.

Alexandre Affonso

Según Christiano Vieira, secretario de Energía Eléctrica del MME, desde octubre de 2020 se han adoptado medidas tendientes a asegurar el suministro eléctrico para este año y el próximo. “La producción termoeléctrica se maximizó durante el período seco de 2021 [de mayo a octubre] para preservar el volumen de agua de las principales represas que conforman el sistema”.

Los investigadores y expertos del sector de la electricidad entrevistados por Pesquisa FAPESP reconocen las dificultades que enfrenta el sector eléctrico, muy dependiente de la fuente hidroeléctrica, pero difieren en cuanto a sus causas. “La crisis de 2001 le dejó al sector lecciones consistentes. Aquel año, el 90 % de nuestra matriz eléctrica estaba compuesto por centrales hidroeléctricas, que hoy en día representan alrededor del 62 % y dentro de 10 años serán el 58 %”, dice el economista Nivalde de Castro, coordinador general del Grupo de Estudios del Sector Eléctrico de la Universidad Federal de Río de Janeiro (Gesel-UFRJ).

Fabio Colombini Complejo Termoeléctrico Jorge Lacerda, en Capivari de Baixo (Santa Catarina), una de las mayores centrales de generación térmica alimentadas con carbón mineral de América del SurFabio Colombini

“Una matriz eléctrica fuertemente dependiente de una única fuente queda expuesta; si esta fuente es renovable y estacional, como lo es la fuente hídrica, la exposición es aún mayor”, sostiene el investigador, quien resalta que, entre la crisis de 2001 y la actual, el valor absoluto de la capacidad eléctrica instalada en el país evolucionó sustancialmente, pasando de 75 gigavatios (GW) a unos 170 GW. “Para lograr este crecimiento se le ha dado prioridad  otras fuentes renovables de energía, tales como la eólica, la biomasa y la solar”.

En valores absolutos, la capacidad instalada de las centrales hidroeléctricas se ha incrementado durante las últimas décadas, pasando de 61.000 GW en 2001 hasta algo más de 100.000 GW en el año en curso, pero en este mismo período, su participación en la matriz decayó porque otras fuentes energéticas elevaron su presencia. En el transcurso de esta expansión de la fuente hidroeléctrica, se construyeron en la región amazónica varias usinas nuevas, entre ellas, las de Jirau, Santo Antônio y Belo Monte, criticadas por sus impactos sociales y ambientales.

No obstante, la evolución de la capacidad instalada no se vio acompañada por el crecimiento del volumen de almacenamiento de los embalses, porque algunas centrales hidroeléctricas se construyeron a filo de agua o de pasada, tal como se las denomina, es decir, sin represas, como en el caso de Belo Monte. En los períodos de sequía, como ahora, el volumen del agua de los ríos disminuye y la generación de estas usinas, que dependen de su caudal –ya que no poseen embalses–, se ve afectada en extremo. “La construcción de usinas hidroeléctricas sin embalses es la causa fundamental de los problemas que afectan al país en este sector”, subraya el físico José Goldemberg, profesor emérito de la USP e investigador en el campo de la energía y el desarrollo sostenible.

Alexandre Affonso

En opinión de De Castro, el problema actual tiene su origen en el cambio climático, que ha alterado drásticamente el régimen de lluvias en el país. “En ocho de los últimos diez años ha llovido por debajo del promedio histórico. Debido a ello, el volumen del agua acumulada en los embalses de las centrales hidroeléctricas ha disminuido, lo que obliga a incrementar la producción en las centrales termoeléctricas”, dice. Según él, un factor agravante es la falta de políticas ambientales del gobierno federal. “No se le ha asignado prioridad a la conservación de la selva amazónica, cuya función ambiental es doble: además de reciclar el CO2 [dióxido de carbono], surge de ella un volumen enorme de humedad que se transforma en los llamados ríos voladores, que traen lluvias al sudeste del país”.

El coordinador del Centro de Análisis, Planificación y Desarrollo de Recursos Energéticos (CPLEN) del Instituto de Energía y Medio Ambiente de la Universidad de São Paulo (IEE-USP), Ildo Luis Sauer, afirma que la crisis que atraviesa actualmente el sector eléctrico era previsible y sostiene que, además de los problemas coyunturales –como la falta de lluvias–, el sector padece deficiencias estructurales desde hace años, que se remontan a las reformas emprendidas en la década de 1990 por el gobierno de Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), responsable del comienzo de la privatización de las empresas de energía eléctrica y, en los años posteriores, por los gobiernos de Luiz Inácio Lula da Silva (2003-2010) y Dilma Rousseff (2011-2016), cuando se introdujeron modificaciones en la legislación del sector.

“Estamos viviendo una inestabilidad del sector eléctrico que ya lleva más de dos décadas y media. El gran error que condujo a la crisis energética actual reside en la planificación del segmento y en su modo de ejecución. Para garantizar la seguridad y expansión del sistema, en los últimos años hemos priorizado la contratación de usinas de un tipo erróneo desde el punto de vista técnico y económico. Me refiero a las termoeléctricas alimentadas por combustibles fósiles, tales como carbón mineral, gasoil y gas natural. Lo acertado hubiera sido contratar más centrales eólicas y solares”, dice Sauer, quien ocupó el cargo de director de Gas y Energía de Petrobras entre 2003 y 2007, y es autor de varios artículos sobre el sector energético, el último de ellos referido al potencial de la energía solar y eólica en el país, escrito en coautoría con los investigadores Nilton Amado y Erick Pelegia, también del IEE.

Fabio Colombini  Central Hidroeléctrica Três Irmãos, ubicada en la cuenca del río Tietê, en Pereira Barreto, en el interior del estado de São PauloFabio Colombini 

Según los cálculos de Sauer, entre 2008 y 2015, año de la última crisis eléctrica, Brasil gastó, tan solo para mantener la operatividad de las centrales térmicas, unos 110.000 millones de reales en combustibles fósiles. Con este dinero, se podrían implementar 30 gigavatios de usinas eólicas [hoy en día, la capacidad instalada del parque eólico nacional es de 20 GW]. El resultado es que Brasil contrató mal y de menos. Por eso es que la crisis reaparece incluso en períodos de escasa actividad económica, como ahora”. También sostiene que el modelo de planificación y contratación de la energía eléctrica debería tener en cuenta las alteraciones del régimen hidrológico. “El problema no está en la naturaleza, sino en la estructura de la organización y gestión del sistema eléctrico nacional”.

El parque termoeléctrico de Brasil está compuesto por alrededor de 3.200 centrales, que suman 44 GW, de las cuales el 66 % funciona con combustibles fósiles y el 34 % restante con biomasa o con impulso de energía nuclear. “Las termoeléctricas constituyen una fuente muy flexible, porque se las puede poner en marcha rápidamente. Funcionan bien como reserva”, comenta Mauricio Uriona Maldonado, del Departamento de Ingeniería de Producción y Sistemas de la Universidad Federal de Santa Catarina (UFSC). La capacidad instalada de la fuente térmica se ha incrementado sustancialmente desde el apagón de 2001. En aquel año, era de 10,4 GW, lo que equivale al 25 % de su capacidad actual.

El problema es que la quema de combustibles fósiles en estas centrales, principalmente carbón y gasoil, libera gases de efecto invernadero a la atmósfera, que contribuyen al calentamiento global. Y su costo es elevado: alrededor de 1.600 reales por megavatio-hora (MWh), en comparación con menos de 200 reales de las hidroeléctricas. Para cubrir este gasto, el gobierno tuvo que aumentar la tarifa de la energía eléctrica, instituyendo un cobro excepcional debido a la escasez hídrica. Vigente hasta abril de 2022, la tarifa incorpora 14,20 reales adicionales por cada 100 kilovatios-hora (kWh) consumidos, tarifa que supera en un 50 % a la más cara hasta entonces.

El experto en regulación y competencia del sector eléctrico, André Luís da Silva Leite, del Departamento de Ciencias de la Administración de la UFSC, sostiene que otro error de las autoridades fue no haber actualizado la garantía física de las centrales hidroeléctricas, esto es, la definición periódica del valor máximo de producción continua, considerando el riesgo de que las usinas no puedan entregarlo. El riesgo, en este caso, está asociado a la merma del caudal del río en el cual una central está emplazada.

Sin una actualización de la garantía física, la oferta energética de la fuente hídrica es, en la práctica, inferior a lo que se divulga, porque las centrales no logran producir lo que se espera de ellas”, declara. Según él, el promedio nacional de lo que generan las centrales hidroeléctricas es aproximadamente un 70 % de su garantía física. “Así como el apagón de 2001 fue la consecuencia de un mercado mal diseñado, con normas incompletas, que no atrajo inversiones que aseguraran un aumento de la capacidad instalada, la crisis de 2021 está vinculada a la administración del sistema”, subraya Leite.

En un artículo publicado en julio de 2001 en la revista Nova Economia, João Lizardo de Araújo, del Instituto de Economía de la UFRJ, analizó la reforma iniciada años antes y advirtió de la crisis energética que se avecinaba. “La falta de recursos financieros llevó a retrasar o a suspender los proyectos de expansión de la generación y transmisión. El consumo, por su parte, aumentaba cuando crecía la economía y seguía haciéndolo incluso cuando esta se estancaba, a medida que más gente accedía al servicio eléctrico”, resaltó el investigador.

Daniel Ramalho / AFP vía Getty Images Angra 3: la central nuclear en construcción desde hace décadas, está proyectada para proveer 1,4 GW de potenciaDaniel Ramalho / AFP vía Getty Images

En otro estudio sobre la crisis del sector eléctrico en el mismo período, que data de 2003, José Goldemberg y Luiz Tadeu Siqueira Prado, de la Escuela Politécnica de la USP, también hicieron hincapié en la reforma. “El gobierno no ha conseguido implementar un ambiente normativo adecuado ni un mercado libre confiable en el MAE [Mercado Mayorista de la Energía Eléctrica], pero ha paralizado las actividades de coordinación de Eletrobrás, dejando al sistema acéfalo”, escribieron. Los autores concluyen que esto ha dejado un legado de endeudamiento a la gran mayoría de las empresas que operan en el sector eléctrico, dependientes de la inversión pública para no ir a la quiebra.

Para superar la crisis, se ha comprendido que es necesaria una diversificación de la matriz eléctrica nacional, que priorice las fuentes renovables (lea el artículo). “Las energías emergentes están en alza, sobre todo la solar fotovoltaica y la eólica, y todo indica que serán las dominantes en el escenario energético futuro”, dice la química Ana Flávia Nogueira, del Instituto de Química de la Universidad de Campinas (Unicamp) y directora del Centro de Innovación en Nuevas Energías (Cine), un Centro de Investigaciones en Ingeniería (CPE) constituido por la FAPESP junto a la empresa Shell, que reúne a científicos de la Unicamp, la USP y el Instituto de Investigaciones Energéticas y Nucleares (Ipen). “En este sentido, Brasil está en una posición ventajosa, ya que cuenta con abundante radiación solar y vientos, especialmente en el nordeste de su territorio”.

Sin embargo, uno de los problemas de estas fuentes radica en que son intermitentes, es decir, la cantidad de energía generada a lo largo del día es variable, ya que las centrales eólicas dependen de la presencia de vientos y las usinas fotovoltaicas, de la radiación solar. Las fluctuaciones en la provisión del recurso pueden afectar a la red de distribución y la transmisión de la energía. Según Nogueira, el problema puede solucionarse con la instalación de baterías estacionarias en los parques productores para almacenar la energía producida, regulando el suministro de energía al SIN.

Una de las líneas de investigación del Cine se basa en el desarrollo de sistemas de almacenamiento eficientes para las centrales eólicas y solares. El gran esfuerzo de investigación actual va en el sentido de reducir los costos y aumentar la capacidad de almacenamiento de estas baterías. “El uso de sistemas de gran tamaño para almacenar la energía adicional generada en los parques solares o eólicos es creciente, pero estos todavía son caros”, subraya el ingeniero metalúrgico y de materiales Ricardo Rüther, coordinador del Laboratorio Fotovoltaico de la UFSC.

Según el Plan Decenal de Expansión (PDE) de la Energía 2030, elaborado por la Empresa de Investigación Energética (EPE, por sus siglas en portugués), cuya finalidad es prestar servicios al MME, la participación de las fuentes renovables en la matriz eléctrica brasileña fue el año pasado de un 84,8 %, un índice algo superior al de 2019 (lea en Pesquisa FAPESP, edición nº 297). Dentro del subconjunto de las renovables, la mayor participación recayó en la energía hidroeléctrica, seguida por la eólica, la proveniente de la biomasa y la solar. Las fuentes fósiles representaron alrededor de un 13 % y la energía nuclear, poco más del 1 % de la matriz brasileña (véase la infografía). La matriz eléctrica de un país está representada por el conjunto de las fuentes utilizadas para generar electricidad y forma parte de la matriz energética, que incluye también otras fuentes, como los combustibles que impulsan a los automóviles, autobuses y camiones (gasolina, gasoil y etanol, por ejemplo) y la empleada para la preparación de alimentos (leña).

Alexandre Affonso

El documento prevé que la capacidad instalada del parque eólico nacional se expandirá de los 15,9 GW registrados en 2020 a 32,2 GW para finales de esta década. Las centrales fotovoltaicas ampliarán su parque de 3,1 a 8,3 GW, mientras que las centrales de biomasa, en las que predomina el sector del azúcar y el alcohol, podrían incrementar su capacidad de 13,9 a 15,1 GW en el mismo período, una proyección subestimada, según la Unión de la Industria de la Caña de Azúcar (Unica), cuyas estimaciones para el final de la década arrojan 25 GW de potencia instalada.

“La diversidad de oferta eleva la resiliencia de cualquier sistema. Asimismo, existe la posibilidad de que las nuevas fuentes se abaraten, tal como ocurre ahora con la energía eólica y la solar”, dice el ingeniero electricista Paulo César Fernandes da Cunha, consultor del Centro de Estudios de Energía de la Fundación Getulio Vargas (FGV Energía) y antiguo vicepresidente de la Asociación Brasileña de Comercializadores de Energía (Abraceel).

“Las fuentes eólica y solar se han mostrado más competitivas frente al resto de las tecnologías con perspectivas de expansión”, dice Vieira, del MME. El precio de la fuente solar en las subastas de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) se redujo de 100 dólares el megavatio en 2013 a 30 dólares este año, según la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (Absolar). Asimismo, el costo de la energía eólica ha descendido, en reales (a valores actuales), un 40 % desde 2009. Los analistas estiman que el precio de estas fuentes puede seguir bajando en los próximos años en función del aumento de la escala de producción y de la eficiencia.

El PDE 2030 también hace una estimación de la expansión de la energía nuclear en el país. Según el informe, la misma pasaría de los actuales 2 GW a 3,4 GW en 2030. Para que esto sea una realidad, debería completarse la construcción de la tercera central nuclear brasileña –Angra 3–, iniciada en la década de 1980 e interrumpida varias veces. El consorcio a cargo del proyecto espera poder tener listo para fin de año el informe de evaluación técnica de lo que ya está construido y lo que resta edificar.

A juicio de Goldemberg, la energía nuclear no representa una alternativa a corto plazo. “Por más énfasis que se ponga en el impulso de esta fuente, será imposible elevar su participación en la matriz energética nacional de manera significativa. Las centrales nucleares son costosas y su construcción demanda mucho tiempo”, reflexiona.

Para Castro, del Gesel-UFRJ, Brasil lleva adelante una transición energética peculiar en comparación con el resto del mundo. Los datos de la Agencia Internacional de Energía (IEA) muestran que la generación global de energía eléctrica se basa principalmente en el carbón mineral (un 38 % del total) y en el gas natural (un 23 %). La fuente hidráulica, predominante en Brasil, representa tan solo el 16 % de la capacidad instalada a nivel mundial.

Mientras la mayoría de los países tienen una matriz eléctrica con amplio predominio de la fuente térmica, que está siendo reemplazada por alternativas renovables, en Brasil estamos pasando de una fuente renovable –la hídrica– a otras dos también renovables: la solar y la eólica”, refiere. “Así, pues, seguiremos teniendo una de las mejores matrices del mundo”.

Proyecto
División de investigación 1: portadores densos de energía (nº 17/11986-5); Modalidad Centros de Investigaciones en Ingeniería (CPE); Convenio BG E&P Brasil (Grupo Shell); Investigadora responsable Ana Flávia Nogueira (Unicamp); Inversión R$ 7.997.384,81

Artículos científicos
GOLDEMBERG., J y PRADO, L. T. S. Reforma e crise no setor elétrico no período FHC. Tempo Social. v. 22, p. 2019-35. nov. 2003
ARAÚJO, J. L. A questão do investimento no setor elétrico brasileiro: reforma e crise. Nova economia. v. 11, n. 1, p. 77-96, jul. 2001.
AMADO, N. et al. Capacity value from wind and solar sources in systems with variable Dispatchable capacity an application in the Brazilian hydrothermal system. Energies. 30 may. 2021.

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