La generación propia, otro riesgo de apagón eléctrico en Brasil

Por Mario Osava© Reproducir este artículo| |

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Los generadores particulares agravan la maraña de la electricidad en Brasil, cuyo Sistema Integrado Nacional enlaza casi todo el territorio nacional y junta las más variadas fuentes de generación, desde la hídrica a la eólica y de biomasa. Administrar el sector es cada día más complejo y los generadores a diesel, que las empresas implantan para escapar al alto costo de la electricidad en las horas punta (comienzo de la noche), añaden riesgos de apagón ahora que la economía se recupera y aumenta la demanda energética. Crédito: Mario Osava/IPS

RÍO DE JANEIRO, 20 ene 2020 (IPS) - La suspensión del servicio eléctrico suele ser una amenaza en períodos de recuperación económica en Brasil y vuelven al radar ahora que economistas y empresarios esperan un crecimiento del producto interno superior a dos por ciento este año.

También hay riesgos operativos, ante la proliferación de generadores a diesel particulares, con que las empresas buscan escapar al alto costo de la electricidad en las primeras horas nocturnas, advirtió a IPS un gran especialista en el tema, Péricles Pinheiro, director de Nuevos Negocios de CHP, una industria de generadores a gas.

Un largo período de recesión y estancamiento económico, como el que vivió Brasil desde 2015, deja el sistema eléctrico vulnerable, por el rápido aumento de la demanda después de años de escasas inversiones productivas.

Eso es especialmente crítico en un país en que predomina la generación hidroeléctrica, cuyas plantas requieren cinco años de construcción, es decir no permiten una pronta respuesta.

Ese desajuste crítico ocurrió en Brasil en 2001, cuando un déficit de oferta impuso un racionamiento de electricidad durante ocho meses, con estímulos al ahorro y costos punitivos a los consumidores.

Las consecuencias fueron notables pérdidas económicas y efectos políticos. Contribuyeron a la derrota electoral de los socialdemócratas en el poder y al triunfo de Luiz Inácio Lula da Silva (2003-2010), líder del izquierdista Partido de los Trabajadores (PT), en los comicios presidenciales de 2002.

“Por ahora no veo riesgos”, evaluó Edson Watanabe, profesor de Ingeniería Eléctrica del programa de posgrado de la Universidad Federal de Río de Janeiro. La recuperación económica es muy lenta y el país cuenta hoy con un sistema más seguro, argumentó a IPS.

Después de los apagones de 2001 se construyeron muchas centrales termoeléctricas movidas por derivados de petróleo, que componen una reserva para activar ante contingencias. Ello permitió neutralizar los años de sequía, que empezaron en 2012 y afectaron diversas regiones brasileñas con distinta intensidad y en periodos variados.

Pero tiene costos. Los precios del kilovatio consumido subieron mucho, junto con las emisiones de los gases del efecto invernadero.

No fue decisivo, pero también ayudó a la entonces presidenta Dilma Rousseff (2011-2016), que adoptó medidas en un intento de abaratar la energía eléctrica para los consumidores en 2012, justo cuando empezaban las sequías que conllevaron su encarecimiento.

Desde la crisis eléctrica de 2001 las ventas de generadores particulares en Brasil tuvieron un aumento sostenido, hasta su caída en el bienio 2015-2016 por la recesión económica del país, pero ya reanudaron el crecimiento, según Anderson Bertinelli, gerente de Ventas de SS Generadores, una empresa con base en São Paulo.

“Hay dos grupos distintos de compradores, los que no pueden quedar sin energía en ninguna hipótesis y los que quieren escapar a la tarifa abusiva del horario punta” del consumo, explicó a IPS.

Entre los primeros están, por ejemplo, los hospitales y grandes centros comerciales que quieren asegurarse de que un apagón no interrumpa cirugías o provoque pánico entre usuarios.

Para los grandes consumidores en general vale la pena invertir en equipos propios para generar su energía en los llamados horarios punta, cuando aumenta el consumo nacional y las compañías distribuidoras tienen facultad de imponer tarifas más altas, desde 1993.

Se trata de tres horas al comienzo de la noche, en general entre 18:00 y 21:00 horas, pero que pueden variar según las latitudes y los husos horarios brasileños. Hay también el período intermedio de una hora antes y otra después del horario pico.

El costo de la electricidad puede alcanzar tres veces el precio normal en las horas en que casi todos prenden la luz y activan ciertos aparatos eléctricos. Varía según las distribuidoras que suelen tener el monopolio en una parte del territorio o ciudades.

Los grandes consumidores también tienen la alternativa del mercado libre de electricidad, vigente desde 1996, donde pueden negociar el suministro a costos más bajos. Pero es un mercado restringido y su ventaja puede desaparecer en momentos de escasez, como 2014, cuando la fuerte sequía afectó la generación hidroeléctrica.

La generación distribuida a diesel en la hora punta (GDDP), como denomina Pinheiro, parece acercarse a 15 por ciento de la oferta de electricidad en el verano austral brasileño, cuando aumenta el consumo por uso del aire acondicionado.

Los datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), órgano contralor de la generación y transmisión en casi todo el país, en un día de consumo récord, el 30 de enero de 2019, apunta no a un alza sino a un bajón de la demanda en el horario punta, como se puede ver en el gráfico 1, de su elaboración.

Gráfico 1, con datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico, muestra el suministro de electricidad durante el 30 de enero de 2019, un día de fuerte consumo en Brasil, por el uso generalizado de aparatos de aire acondicionado para aliviar el calor del verano austral. La demanda máxima, de 90 078 megavatios, ocurre a las 16:00 horas y no entre 18:00 y 21:00 horas, período apuntado como “punta”. Pinheiro deduce que el bajón a 74 718 megavatios a las 20:00 horas se debe a la activación de generadores particulares, fuera de la red, para escapar al elevado precio de la electricidad en el horario pico. Crédito: Cortesía de Péricles Pinheiro/CHP Brasil

“Ocurre un hundimiento de más de 15 000 megavatios entre 17:00 y 18:00 horas. Cuando vuelve el consumo el incremento es de 9 000 megavatios entre 20:00 y 22:00 horas. ¿Dónde está el pico de la demanda?”, comentó Pinheiro.

Esa caída se debe a la activación de los generadores particulares, que están fuera de la red de distribución y no se registran en los datos oficiales, dedujo. Pero no se puede precisar cuanta electricidad están generando, agravando el riesgo que representan.

Cualquier medida o hecho que estimule las empresas a desactivar sus generadores propios puede provocar un apagón, advirtió.

Eso ya ocurrió por lo menos parcialmente, durante la huelga de los camioneros entre fines de mayo y comienzo de junio de 2018, recordó. El gráfico 2, que hizo comparando la carga, o energía suministrada, en las tres semanas de la paralización, apunta gran diferencia en las curvas diarias de una semana a otra.

Gráfico 2: El 31 de mayo de 2018 y días sucesivos se acentúa la diferencia entre el suministro de electricidad en la tarde y en el comienzo de la noche porque generadores particulares dejaron de operar por falta de diesel, obligando al ONS a suplir esa ausencia en el horario punta. La huelga de camioneros en los 10 días precedentes redujo drásticamente el transporte de carga, incluso de diesel, e hizo caer la actividad económica y el consumo eléctrico total. Crédito: Cortesía de Péricles Pinheiro/CHP Brasil

La caída de la demanda eléctrica en general, como promedio, se debió a la reducción de la actividad económica durante la huelga, pero el pico de la demanda se mantuvo elevado, casi al nivel normal, porque faltó diesel en las empresas con generadores propios, sin el transporte por camiones, supone Pinheiro.

“El eslabón más débil, sin embargo, son las subestaciones de las empresas distribuidoras, en gran parte con equipos viejos y muchos que ya deberían haberse reemplazado”, acotó.

Los transformadores de las subestaciones tienen su capacidad fijada según el pico de la demanda eléctrica, en este caso reducida por la actividad de los generadores particulares. Si estos se desactivan, la demanda sobrepasará la capacidad de transformación y “entonces estallará el problema”, explicó.

A los riesgos de esa generación no controlada, que puede interrumpirse ante estímulos equivocados o factores imprevistos, se suma la complejidad que gana la operación del Sistema Integrado Nacional (SIN) de electricidad, con el fuerte aumento de la generación de fuentes intermitentes, como la eólica y la solar.

La energía eólica alcanza a veces 90 por ciento del suministro eléctrico en la región Nordeste de Brasil, pero hay momentos en que baja prácticamente a cero, señaló Pinheiro.

El ONS conoce esos problemas y parece tenerlos en cuenta. Pero “el sistema se hizo mucho más complejo y un crecimiento más acelerado de la economía agrava los riesgos”, reconoció Watanabe.

En Gran Bretaña ya hubo un apagón al interrumpirse la generación solar de una parte del país, ejemplificó. En Brasil el ONS estima que dos grados de aumento en la temperatura ambiente del país exige 1 000 megavatios adicionales de suministro, acotó.

Edición: Estrella Gutiérrez