La politización de las energías renovables dificulta la descarbonización en Brasil

El próximo jueves comenzarán en Brasilia las negociaciones entre Brasil y Paraguay para revisar el Anexo C del Tratado de Itaipú, que regula el uso y consumo de la central hidroeléctrica del mismo nombre creada por los dos países en Foz do Iguacú, en la Triple Frontera.

El tratado tiene 50 años, mientras que la represa de Itaipú se construyó entre 1975 y 1982. En su momento fue considerada la mayor presa del mundo, sólo superada por la de las Tres Gargantas, construida en China en 2003.

Su explotación corre a cargo de una empresa, la Itaipú Binacional, propiedad 50% de Brasil y 50% de Paraguay, que ha generado más de 2.500 millones de megavatios-hora (MWh) desde que empezó a funcionar. En 2023, la central de Itaipú registró su mejor primer semestre en cinco años, con un aumento del 35% en la producción. De enero a fines de junio, se produjeron 40.651.877 megavatios-hora, contra 30.111.313 MWh en el mismo período de 2022. El año pasado Itaipú fue responsable del 8,6% del suministro eléctrico de Brasil y del 86,3% del de Paraguay.

En marzo de 2019, la central hidroeléctrica estuvo en el centro de un escándalo político que involucró al ex presidente Jair Bolsonaro. Un acuerdo firmado en secreto entre él y su colega paraguayo Mario Abdo Benítez estipulaba que Brasil pagaría menos por el exceso de energía de Paraguay, imponiendo una pérdida estimada de 200 millones de dólares al país vecino. Cuando el acuerdo salió a la luz, cinco miembros del gobierno paraguayo, entre ellos el ministro de Asuntos Exteriores y el presidente paraguayo de Itaipú Binacional, se vieron obligados a dimitir.

Bajo la hidroeléctrica subyace el concepto de producción de energía limpia y renovable, que fue también uno de los caballos de batalla de la campaña electoral de Lula. Sin embargo, el jueves Brasil teme que el presidente Santiago Peña traiga malas noticias, por su intención de aumentar en un 24% la tarifa del servicio hidroeléctrico para 2024, que pasaría de su valor actual de 16,71 dólares por kilovatio-hora (kWh) al mes a 20,75 dólares. Justifica el aumento el hecho de que en febrero pasado la Itaipú Binacional terminó de pagar las últimas cuotas de la deuda contraída hace 50 años para construir el proyecto.

Como resultado, Paraguay también podría quedar liberado de la obligación de vender el excedente de energía a Brasil a precio de coste, tal y como estipula el llamado Anexo C del acuerdo. En la Comisión de Servicios de Infraestructura del Senado brasileño, el director general de Itaipú para Brasil, Enio Verri, anticipó que la negociación para revisar el Anexo C será difícil porque Brasil pide un valor menor. “Los intereses son opuestos. Según el tratado, la energía a la que Paraguay tiene derecho y no consume tiene que ser vendida a Brasil. Entonces, a la hora de negociar la tarifa, Brasil quiere la tarifa más baja posible, porque una tarifa baja es inclusión social. Paraguay quiere la tarifa más alta posible, porque es con el excedente que el país hace inversiones’, explicó Verri.

La posible subida repercutirá sin duda en el consumidor final en un país donde el 15% de la electricidad es robada, especialmente en las comunidades más pobres. El pasado 15 de agosto, un apagón dejó literalmente a oscuras a todo el país durante unas horas, haciendo saltar las alarmas sobre la capacidad del gigante brasileño para garantizar una red eléctrica nacional estable y un suministro constante de electricidad. Al fin y al cabo, sólo hace 20 años, cuando Lula se dio a conocer al mundo como presidente, su entonces innovador programa “Luz para todos” llevó por primera vez la electricidad a los lugares más remotos del país, demostrando el atraso en el que se encontraban algunas zonas de Brasil.

En 2021, una grave crisis hídrica reveló los problemas endémicos del país, en particular la falta de planificación y los errores operativos del sistema eléctrico. La planificación en el sector se centra en la llamada garantía física, un indicador que refleja cuánto contribuye una central a la seguridad del suministro. El problema es que, en Brasil, esta garantía se calcula a partir de modelos informáticos que, según los expertos, deben mejorarse porque no representan la producción esperada de una central, sino su valor económico para el sistema.

Un ejemplo es la central hidroeléctrica de Belo Monte, en Pará, que entró en funcionamiento en 2016 no sin polémica por el masivo impacto ambiental para las comunidades indígenas asentadas en el Río Xingu. Belo Monte tiene una garantía física de 4.571 megavatios medios (MWmed), pero su producción depende en gran medida de la estacionalidad. En los meses más húmedos, esta hidroeléctrica genera el triple de energía que en los meses más secos, cuando su capacidad es de 1.963 megavatios medios. Con el descubrimiento del llamado presal en 2007, es decir los yacimientos petrolíferos en aguas profundas entre los estados de Santa Catarina y Espírito Santo, Brasil también ha invertido mucho en combustibles fósiles, mientras que otras inversiones se han realizado en centrales térmicas. Durante este periodo, las fuentes renovables como la energía eólica y la solar ganaron terreno, sobre todo la eólica, más barata que las centrales térmicas de gas y utilizada como reserva, es decir, en caso de escasez de energía.

Aumento de centrales contaminantes

Un informe publicado hace unos días por el Instituto de Energía y Medio Ambiente (IEMA) titulado “Tercer Inventario de Emisiones Atmosféricas de Centrales Hidroeléctricas” reveló que el uso de centrales termoeléctricas altamente contaminantes en Brasil ha aumentado un 200% en los últimos 20 años.

Es cierto que el año pasado las 72 centrales termoeléctricas fósiles del país (que utilizan gas natural, carbón, fuel-oil y gasóleo) generaron 31,1 teravatios-hora frente a los 95,7 TWh de 2021, lo que supone un descenso del 67%, pero, según los expertos, se trata de un fenómeno puntual. Las condiciones climáticas favorables a la generación de electricidad mediante centrales hidroeléctricas y el aumento de las fuentes de energía eólica y solar habrían propiciado la reducción.

Sin embargo, es probable que la situación empeore debido a las leyes federales ya aprobadas que fomentan las fuentes contaminantes para producir electricidad. Entre estas normas se encuentran la Ley Federal 14.182/2021, que prevé la instalación de 8.000 megavatios (MW) de centrales termoeléctricas de gas en las regiones Norte, Nordeste, Centro-Oeste y Sudeste de Brasil entre 2026 y 2030, y la Ley Federal 14.299/2022, que pospone las subvenciones y la vida útil de las centrales de carbón hasta 2040.

El informe, en resumen, da la voz de alarma. “El contexto actual del sector eléctrico plantea riesgos para el plan de descarbonización en favor de una matriz 100% renovable, así como para la mejora de la calidad del aire del país”, se lee. Además, en 2022 entraron en funcionamiento las centrales alimentadas con combustibles fósiles que habían ganado la Licitación Simplificada, una subasta creada como respuesta de emergencia a la crisis del agua de 2021. Aún no se han parado, a pesar de que el país cuenta con las renovables como alternativa.

Criterios más políticos que energéticos

Como señala la periodista del diario O Estado de São Paulo, Raquel Landim, el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) redujo drásticamente la producción de energía solar y eólica en el nordeste del país al día siguiente del apagón del 15 de agosto. Una de las hipótesis, confirmada más tarde, era que el aumento de la entrada de este tipo de energía había causado el problema. Se trata de un tipo de energía “fuertemente subvencionada”, explica Landim en su artículo, y añade que “el peregrinaje de los diputados del Nordeste al despacho del Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, para exigir más inversiones en energía eólica y solar en la región es intenso. El Banco do Nordeste (BNB) confirmó que está estudiando la posibilidad de solicitar capitalización al Tesoro, ya que ha recibido solicitudes de financiación que superan su capacidad de préstamo”.

En resumen, las inversiones que se están realizando en el sector de la energía eólica y solar parecen seguir criterios más políticos que energéticos. Landim escribe sobre el apagón de agosto: “En lugar de optar por la transparencia, el gobierno intentó culpar a la reciente privatización de la compañía eléctrica Eletrobras. La fila (de acusadores) la abrió la primera dama Janja da Silva, que difundió desinformación en las redes y que, avalada por el ministro, llegó a hacer insinuaciones de sabotaje”.

El caso de Roraima

Mientras tanto, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, llegó hoy a Venezuela para negociar con el gobierno de Maduro la importación de energía de la central hidroeléctrica venezolana de Guri, interrumpida en 2019 durante el gobierno Bolsonaro.

De hecho, se da la paradoja de que el estado brasileño de Roraima, fronterizo con Venezuela, no está conectado a la red eléctrica nacional, el llamado Sistema Interconectado Nacional (SIN), a pesar de que varios gobernadores a lo largo del tiempo lo han solicitado. También existe un proyecto para crear una línea eléctrica que transporte energía desde Manaus, en el vecino estado de Amazonas, pero como la línea tendría que atravesar 125 km de territorio indígena, carece de la autorización de la FUNAI, la Fundación Nacional del Indio. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) había licitado el proyecto en 2011. El consorcio Transnorte, formado por las empresas Alupar y Eletronorte, había invertido 300 millones de reales (60 millones de dólares) en el proyecto, que debía entregarse en diciembre de 2015. Sin embargo, las obras nunca comenzaron. Una posibilidad para resolver el impasse de FUNAI sería reducir la distancia entre las torres de transmisión y la autopista existente, reduciendo así el impacto ambiental de la deforestación en la zona.

El gobierno Lula, sin embargo, prefiere la solución venezolana no obstante la dependencia energética de un país tan inestable económicamente y políticamente ponga al estado de Roraima en riesgo de quedarse a oscuras, como ocurre en Venezuela, tristemente célebre por sus apagones. La electricidad de Guri también dependerá de la posible falta de mantenimiento de la red por parte de Venezuela. Roraima puede contar internamente con la energía de centrales térmicas de petróleo, altamente contaminantes, y también con la energía de la central hidroeléctrica de Jatapu que funciona con una capacidad de 10 MW desde principios de 2019 y está en fase de pruebas. La energía, sin embargo, solo es suficiente para abastecer a tres municipios, según el gobierno estatal.