Portugués 
Inglés 
Español 
5 min de lectura 
0 comentarios 
Modelo de exportación anticipada de energía gana fuerza en Brasil al transformar excedentes hídricos en ingresos, reducir desperdicios operativos y aliviar sobreoferta en el sistema eléctrico nacional, con impacto directo sobre hidroeléctricas e integración con países vecinos.
El gobierno federal puso en consulta pública una propuesta para crear una nueva modalidad de exportación de energía eléctrica para Argentina y Uruguay, basada en la venta anticipada de excedentes hidroeléctricos que aún serán efectivamente generados.
En este contexto, la iniciativa conducida por el Ministerio de Minas y Energía introduce el llamado vertimiento turbinable anticipado, mecanismo que permite negociar previamente energía asociada al agua excedente de los embalses antes incluso de su conversión en electricidad.
Al transformar un excedente potencial en activo comercial, la medida intenta dar destino económico a una generación que, en diferentes momentos del sistema, acaba no siendo utilizada por limitaciones operativas o por falta de demanda interna inmediata.
-
Australia está excavando 27 kilómetros de túneles para transformar dos represas en una batería subterránea gigante de 2.200 MW, capaz de almacenar 350 GWh y abastecer 3 millones de casas durante una semana.
-
Una plataforma petrolera desactivada en el Mar del Norte está siendo convertida en la primera planta de hidrógeno verde offshore del mundo, y la lógica es aprovechar el viento que antes dificultaba las operaciones de perforación para generar electricidad y realizar electrólisis en medio del océano, enviando hidrógeno a través de ductos ya existentes que antes transportaban gas natural a la costa de Noruega.
-
Islandia perforará magma a propósito: el proyecto que promete energía 10 veces más potente…
-
Islandia perforará magma a propósito: el proyecto que promete energía 10 veces más potente…
Cómo funcionaría la exportación anticipada de energía eléctrica
Para que la operación ocurra, será necesario que el Operador Nacional del Sistema Eléctrico identifique la posibilidad de vertimiento turbinable futuro en las hidroeléctricas participantes, con base en proyecciones hidrológicas y condiciones operativas del sistema.
En esas situaciones, existe previsión de volumen de agua suficiente para generación de energía, pero sin garantía de aprovechamiento en el mercado brasileño en el momento más adecuado, lo que abre espacio para planificación anticipada de exportaciones.
Diferente del modelo actual, la nueva propuesta permite organizar previamente la venta de este excedente, sustituyendo la lógica reactiva que dependía de la inminencia del vertimiento para viabilizar negociaciones con países vecinos.
Creada en 2022, la regla vigente autorizó exportaciones con base en vertimientos inminentes, es decir, excedentes de agua previstos para corto plazo, sin horizonte de planificación más amplio para comercialización.
Incluso con uso limitado, esta modalidad ya resultó en R$ 788,2 millones en beneficio financiero, valor asociado a la comercialización de energía que, en otras circunstancias, podría no haber sido aprovechada.
Por qué Brasil quiere anticipar la venta de energía
La propuesta surge en medio de un escenario de mayor complejidad en la operación del sistema eléctrico brasileño, impulsado por la expansión de las fuentes renovables y por episodios recurrentes de exceso de oferta en determinados períodos del año.
Cuando la generación supera la capacidad de absorción del sistema, se torna necesario reducir la producción de algunas plantas, lo que afecta directamente emprendimientos solares, eólicos e hidroeléctricos en diferentes regiones del país.
En el caso específico de las hidroeléctricas, el desperdicio ocurre cuando el agua necesita ser descartada sin pasar por las turbinas, eliminando la posibilidad de generación de energía y, consecuentemente, de ingresos para los agentes involucrados.
Según Marisete Dadald Pereira, presidenta de Abrage, el avance de las renovables trae un nuevo desafío al sector, que no se limita a la generación limpia, sino que exige soluciones para evitar pérdidas energéticas dentro del propio sistema.
Aún de acuerdo con la ejecutiva, la fuente hidroeléctrica suele ser la primera en sufrir cortes en la producción, ya que permite ajustes más rápidos y flexibles en comparación con otras formas de generación disponibles.
Papel de las regiones Sur y Norte en la estrategia energética
Dentro de la propuesta, la exportación anticipada deberá considerar principalmente plantas ubicadas en los subsistemas Sur y Norte, mientras Sudeste/Centro-Oeste y Nordeste permanecen preservados por su relevancia para la seguridad energética nacional.
Esta lógica operativa acompaña el ciclo hidrológico del Norte, región estratégica por concentrar grandes hidroeléctricas y ejercer influencia directa sobre la disponibilidad de energía a lo largo del año.
Durante el período entre junio y noviembre, cuando el Norte enfrenta una fase más seca, la exportación anticipada podrá ocurrir con base en los niveles de almacenamiento de los embalses del Sur.
Ya en el intervalo entre diciembre y mayo, marcado por lluvias más intensas en el Norte, la estrategia prevé recomponer los embalses del Sur, ampliando la generación en la región Norte y reduciendo la necesidad de producción en el Sur.
Con ello, se busca equilibrar el uso de los recursos hídricos entre diferentes regiones, manteniendo niveles considerados seguros para el abastecimiento interno y evitando presiones adicionales sobre el sistema.
Quién puede participar de la exportación de energía
La adhesión al nuevo modelo será voluntaria y dependerá del interés de los generadores hidroeléctricos, que podrán optar por participar en la comercialización anticipada según sus estrategias operativas y comerciales.
Quedan fuera de la propuesta las centrales que operan bajo régimen de cuotas, cuya energía se destina al mercado regulado, además de Itaipu Binacional, que no será incluida en esta modalidad de exportación.
En el diseño institucional, corresponderá a la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica conducir los procedimientos comerciales, mientras que el ONS seguirá siendo responsable de la evaluación de las condiciones técnicas y energéticas del sistema.
En los últimos años, grandes generadores ya venían defendiendo la creación de este mecanismo, argumentando que Brasil podría haber aprovechado mejor sus excedentes hidroeléctricos en negociaciones internacionales.
Mientras la consulta pública sigue abierta para contribuciones, el gobierno evalúa ajustes antes de una decisión final sobre la implementación de la medida en el marco regulatorio del sector eléctrico.
¡Sé la primera persona en reaccionar!