Además de las pérdidas ocasionadas por el exceso de oferta de energía renovable, que ha llevado al Operador del Sistema Nacional (ONS) a descartar cerca del 20% de la producción de las centrales solares y eólicas centralizadas para no sobrecargar el sistema, una ofensiva legal que involucra al Tribunal Federal de Cuentas (TCU) y a la Federación de Industrias del Estado de São Paulo (Fiesp) está abriendo una nueva crisis en el sector.

Estos y otros organismos y entidades solicitan la suspensión de la aprobación de los resultados de la Subasta de Reserva de Capacidad en Forma de Energía ( LRCAP ), celebrada entre el 18 y el 20 de marzo, precisamente la solución para evitar el colapso del sistema eléctrico.

Organizado por Aneel, el organismo regulador del sector eléctrico, el objetivo de LRCAP era contratar centrales térmicas que utilizaran gas natural, carbón, fueloil y biodiésel, además de centrales hidroeléctricas, para que se activaran durante las horas punta, entre las 18:00 y las 19:00 horas, cuando disminuye la generación solar, se activa el alumbrado público y se dispara el uso de electrodomésticos, lo que exige un suministro de energía firme e inmediato del sistema, principalmente de las centrales térmicas.

Con una prima baja (5,5%), la subasta generó más de 100 contratos en 20 estados, por un total de R$ 515.700 millones, con la contratación de 18.977 MW de potencia. Los adjudicatarios tendrían derecho a un ingreso anual fijo de R$ 38.900 millones, a cambio de la disponibilidad de energía para el sistema. Según cálculos de TR Soluções, la contratación generará un costo anual de R$ 48.000 millones en cargos a partir del inicio de la próxima década.

Técnicos del Tribunal Federal de Cuentas (TCU) de Brasil emitieron un dictamen el martes 19 de mayo, recomendando la suspensión de la adjudicación y aprobación parcial de la Licencia para la Adquisición de Energía en Obras Públicas (LRCAP) de 2026. La medida cautelar se refiere a las centrales termoeléctricas con entrada en operación en 2026, 2027, 2028, 2029 y 2031. De ser aceptada, solo las centrales hidroeléctricas podrán ser aprobadas.

Esta medida se suma a una serie de otras cuestiones que ya habían llevado a Aneel a posponer la aprobación de los resultados, prevista para el jueves 21 de mayo.

El movimiento Unión por la Energía, que agrupa a 70 sectores de la industria brasileña, calificó de insostenible el aumento de los costes energéticos provocado por el proceso de licitación, además del excesivo volumen de contratos sin verificación técnica, y solicitó la suspensión de la aprobación del LRCAP hasta que se realicen todas las aclaraciones.

Como muestra de la gravedad del caso LRCAP, la Unión por la Energía argumentó, no obstante, que la subasta debía mantenerse con una revisión de sus resultados, excluyendo cualquier posibilidad de una anulación total del proceso de licitación, lo que provocaría inseguridad institucional y agravaría la inestabilidad del sector eléctrico.

La semana pasada, Fiesp ya había presentado una acción civil pública ante el Tribunal Federal de São Paulo para suspender los efectos de la subasta, cuestionando los mismos puntos criticados por los expertos el día en que se celebró la subasta: la definición de la demanda contratada, la metodología para fijar los precios máximos, la baja competitividad y las repercusiones económicas de los contratos.

La organización también aboga por una nueva subasta, "a finales de este año, con parámetros técnicamente adecuados, mayor competencia y precios más ventajosos para el consumidor".

Anteriormente, el Instituto Arayara ya había presentado una solicitud formal ante el Tribunal Federal de Cuentas (TCU) pidiendo la exclusión de las centrales eléctricas de carbón de los resultados, mientras que el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade) abrió una investigación administrativa.

mala gobernanza

El proceso que condujo a la LRCAP de 2026 ya había estado marcado por dos años de espera, con impugnaciones legales, un aplazamiento, dudas sobre las reglas y duras críticas del TCU (Tribunal Federal de Cuentas de Brasil) en una sesión celebrada dos días antes de la subasta, en la que decidió mantener el proceso de licitación debido al escaso tiempo disponible para investigar las irregularidades.

Los expertos criticaron la estructura de gobernanza, que involucra a múltiples organismos (MME, Aneel, ONS, etc.), por errores en el diseño de la subasta. Sin embargo, la Asociación Brasileña de Generadores de Energía Térmica (Abraget) defendió la subasta, afirmando que la principal crítica —el aumento del precio máximo en más del 100%, determinado 72 horas antes de la subasta por el Ministerio de Minas y Energía— estaba justificada.

Según Xisto Vieira, presidente de Abraget, tras la aprobación de los proyectos para la subasta, se desató una carrera mundial por las turbinas de generación de energía térmica a gas, impulsada por la demanda de los centros de datos y la inteligencia artificial.

“Este aumento repentino de la demanda, que no se previó en la metodología inicial, incrementó significativamente los precios de los equipos y los proyectos de modernización, lo que afectó al precio máximo de la subasta”, declaró Xisto a NeoFeed , señalando que el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, reconoció que fue un error no anticipar y ajustar los precios teniendo en cuenta el aumento de los precios de los equipos en el mercado internacional.

A pesar de las controversias, como los ajustes de precios de última hora, Xisto afirma que el LRCAP fue técnicamente exitoso y esencial para garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico brasileño.

"El coste de la subasta, estimado en 92.700 millones de reales hasta 2032, se justifica por los beneficios, como evitar apagones y racionamiento, que podrían costar casi 1 billón de reales", advierte.

Según él, la contratación de centrales térmicas de carbón está respaldada por estudios que demuestran su papel crucial en la prevención de apagones, cuyo costo social sería mucho mayor: “Las centrales térmicas del Complejo Pecém , en Ceará, podrían haber evitado el apagón de agosto de 2023; brindan seguridad y estabilidad, especialmente en el Noreste, con una alta penetración de generación intermitente”.

Donato Filho, director ejecutivo de la consultora Volt Robotics , reconoce que la subasta de capacidad era necesaria para cubrir el aumento de la demanda por la tarde y el pico de demanda al final del día, especialmente con la penetración de la energía solar y la generación distribuida (GD), que reduce la carga matutina. Sin embargo, señala que la subasta estuvo mal diseñada y marcada por improvisaciones de último momento que incrementaron los costos.

«La subasta estuvo excesivamente segmentada por origen y año, lo que diluyó la competencia y resultó en descuentos bajos y precios más altos», afirma Donato, quien no perdona la tardía justificación de que las presiones del mercado externo impulsaron la carrera por los equipos de centros de datos en EE. UU. «Esto evidencia una desconexión con la realidad del mercado; las personas serias no esperan improvisación en procesos de esta magnitud».

El experto formula recomendaciones prácticas a corto y mediano plazo para las subastas del sector eléctrico, con un alcance temporal y contractual ajustado. Como ejemplo, sugiere subastas para contratar capacidad para el período 2026-2028, aprovechando las centrales eléctricas con contratos próximos a vencer, con plazos más cortos de cinco a diez años, en lugar de compromisos a largo plazo.

"Esto reconoce la rápida evolución tecnológica, reduce los cuellos de botella y mejora la adaptación al perfil de demanda de la hora punta de la tarde", afirma.

Respecto al modelo LRCAP, que está bajo escrutinio, el ejecutivo de Volt propone una auditoría del mismo, conservando lo que funciona y evitando desecharlo todo para no enviar una mala señal al mercado. Según él, es necesario mantener lo que es técnicamente adecuado, como las centrales térmicas e hidroeléctricas de respuesta rápida.

Finalmente, Donato Filho advierte sobre la transición tecnológica y el riesgo de que los consumidores "huyan" de la red eléctrica.

«Con la energía solar y las baterías más baratas, en tres a cinco años podría resultar más económico para algunos consumidores desconectarse», afirma. «Esto reduciría la base de costos —sin tener que pagar por la transmisión, la generación, los cargos ni los impuestos—, lo que estancaría el mercado y agravaría la espiral de costos, con repercusiones sociales y macroeconómicas para el sector».