El viento sopla fuerte sobre la industria pesada brasileña. Con los precios eléctricos en el centro de cualquier plan productivo, la energía eólica ya no es promesa: es una palanca real para dar estabilidad de costos y recortar emisiones en operaciones intensivas como las de Samarco en Minas Gerais y Espírito Santo.
Brasil consolida músculo: la Agencia Nacional de Energía Eléctrica informa más de 25 gigavatios eólicos en operación comercial a agosto de 2024, y el Operador Nacional do Sistema estima que el viento aportó alrededor de 15 por ciento de la generación del país en 2023. Ese volumen, ya maduro en la red, se cruza con una ventana regulatoria que facilita contratos corporativos a largo plazo.
Samarco y la energía eólica en Brasil: contexto y necesidad
Samarco demanda electricidad continua para sus plantas de concentración y peletización. La competitividad depende de un suministro previsible y de baja huella, porque el costo eléctrico pesa en el pellet de mineral de hierro y los clientes globales exigen trazabilidad climática en la cadena de acero.
El mercado libre brasileño crece rápido. La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica reportó que el consumo atendido fuera del mercado regulado se acercó a 40 por ciento en 2023, un salto que refleja el apetito por contratos bilaterales. Y desde enero de 2024, por la Portaria 50 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía, todos los consumidores conectados en alta tensión pueden migrar al mercado libre y negociar su propio portafolio.
En paralelo, los dueños de referencia del sector minero mueven ficha. Vale anunció metas de abastecer el 100 por ciento de su electricidad en Brasil con fuentes renovables para 2025, un faro que empuja a proveedores y contrapartes en contratos de largo plazo. BHP, por su parte, firmó PPAs renovables en Chile y Australia en los últimos años, mostrando que el modelo funciona a escala industrial.
Modelos de suministro: PPAs, mercado libre y atributos de energía
La ruta más directa para anclar viento competitivo pasa por un PPA físico en el mercado libre, con entrega en barra de conexión y liquidación por diferencias en la CCEE. Plazos típicos entre 10 y 20 años fijan precio, con indexadores pactados, y asignan la curva estacional de generación al comprador o al comercializador que haga la gestión.
Otra pieza que gana peso es el contrato financiero o virtual, donde se cierra un precio por megavatio hora y se compensa la diferencia contra el precio spot, manteniendo la operación eléctrica tal cual. Esta fórmula desbloquea proyectos en el Nordeste y sirve a cargas ubicadas en el Sudeste, como las de Samarco, vía la red de transmisión.
Para certificar el atributo renovable, el mercado brasileño usa I-REC o certificados equivalentes, con retiros en nombre del consumidor final. No cambian electrones, pero sí sustentan reportes ESG y metas SBTi. ONS y ANEEL publican datos horarios de generación eólica, útiles para dimensionar coberturas y contratos complementarios de base.
Costos, riesgos y cronograma realistas para un suministro eólico a gran escala
Los costos nivelados de la eólica en Brasil cayeron de forma sostenida durante la última década por mejoras de teconología, factor de capacidad alto en el Nordeste y cadenas locales maduras. El resultado es un precio estable, que suele quedar por debajo de promedios spot cuando el ciclo hidrológico aprieta.
Riesgos hay, y conviene llamarlos por su nombre. La intermitencia exige coberturas de base o una canasta que combine viento con hidráulica de pasada o térmicas flexibles. La transmisión entre regiones puede generar congestiones puntuales que afectan precios nodales y pérdidas. Y la migración al mercado libre requiere gobernanza contractual y medición robusta.
Un calendario típico para un suministro eólico dedicado pasa por tres tramos: originación y due diligence de 3 a 6 meses, negociación y cierre del PPA entre 2 y 4 meses, y, si el proyecto es greenfield, construcción que va de 18 a 24 meses según licencias y conexión. Cuando se contrata en parques ya operativos, la entrega puede arrancar en semanas tras la habilitación en la CCEE.
Los datos públicos marcan el mapa. Con más de 25 gigavatios eólicos operativos según ANEEL, una contribución del viento cercana a 15 por ciento de la generación en 2023 de acuerdo con ONS, y el acceso ampliado al mercado libre desde 2024 validado por el MME, existen condiciones de oferta, marco y escala para que una gran consumidora como Samarco estructure un suministro eólico competitivo sin perder firmeza operativa.