11 de septiembre de 2025 - Canal Energía solar

ABSAE (Asociación Brasileña de Almacenamiento de Energía), en colaboración con Aurora Research, encargó un estudio para comparar los costos de satisfacer las reservas de capacidad mediante centrales eléctricas a gas de ciclo abierto y sistemas de baterías. Según el estudio, Brasil necesitará aproximadamente 47 GW en 2045 para satisfacer la demanda energética. En este escenario, considerando los costos de las dos tecnologías para atender esa demanda, los sistemas de baterías costarían entre R$ 3,5 y R$ 4,6 mil millones menos que las centrales termoeléctricas a gas de ciclo abierto. Para comprender más sobre el contexto del mercado de almacenamiento de energía, entrevistamos a Markus Vlasits, presidente de ABSAE. Echa un vistazo a las partes principales de la entrevista. ¿Cuál fue el objetivo principal de este estudio? Markus: Por supuesto. Antes de entrar en el estudio, conviene contextualizar. El sistema eléctrico brasileño enfrentará dos problemas en los próximos años: un déficit de energía para atender el pico de demanda nocturno y, al mismo tiempo, un exceso de generación renovable al mediodía. Esto sucede porque la micro y mini generación solar inyecta mucha energía a lo largo de la tarde, creando la famosa “curva del pato”. Incluso hemos visto episodios críticos, como el Día del Padre, cuando la ONS casi perdió el control de la operación. El objetivo del estudio fue identificar la solución con el menor costo general para este déficit de energía. Para simplificar, no incluimos los beneficios indirectos de las baterías, como la recuperación de energía residual o los servicios auxiliares. Aun así, la conclusión fue clara: las baterías ofrecen costes globales significativamente menores que los de las plantas termoeléctricas de ciclo abierto, que son las más flexibles y por lo tanto las que usamos para la comparación. Entonces, en números, ¿qué proyectaste? El déficit estimado es de 47 GW para 2045, ligeramente superior a los 38 GW que EPE prevé para 2034. Al comparar, vimos que, incluso sin tener en cuenta prestaciones adicionales, las baterías (BESS, con 4 horas de autonomía) son mucho más competitivas que las térmicas. La diferencia es brutal. Esto no es sorprendente: las plantas térmicas requieren combustible e infraestructura, mientras que las baterías solo requieren una inversión inicial. Con la importante caída de los precios de las baterías en los últimos años, el resultado era esperado. ¿Cuánto han bajado los precios de las baterías? En los últimos diez años, los costes han caído alrededor de un 50% y seguimos con tendencia a la baja. Hoy en día, el CAPEX está entre R$ 1.000 y R$ 1.400 por kWh de capacidad. Nuestra previsión es que, dentro de cinco años, ese valor caiga por debajo de R$ 1.000 por kWh, incluso manteniendo la carga fiscal actual – que, por cierto, es muy alta. ¿Cuál es la carga fiscal sobre las baterías? Si se importa un sistema completo llave en mano la carga alcanza el 70%. Produciendo e integrando localmente, baja al 55%. Aun así, es mucho más pesado que otras tecnologías del sector, como la eólica y la solar, que siempre han recibido un tratamiento diferente. Parece que el almacenamiento está gravado como un artículo de lujo, casi como un “puro cubano”. También mapeó el potencial de almacenamiento en Brasil. ¿Cual es el numero? Hoy tenemos menos de 1 GWh instalado, algo insignificante comparado con los 200 GWh de nuevos proyectos planificados a nivel global sólo en 2025. En Brasil, nuestro estudio indica un potencial de 72 GWh para 2034, con inversiones cercanas a R$ 80 mil millones. Este mercado se divide en tres segmentos: 40% en reservas de capacidad y servicios del sistema -dependientes de subastas y políticas públicas-; 40% en proyectos de consumo comercial e industrial, y en el futuro también residenciales; y 20% en aplicaciones off-grid, para lugares aislados, minería e incluso electrificación rural. Hablando de políticas públicas, ¿cómo es la regulación deANEELANEEL Incluso propusieron que los sistemas de almacenamiento autónomo paguen como consumidores, lo cual no tiene sentido. Recientemente, se retractaron y sugirieron un cobro doble: uno por carga y otro por descarga. Esto está obsoleto y se ha abandonado en países como Alemania durante más de 20 años. Nosotros abogamos por algo simple: si la batería tiene una licencia de generación, debería pagar una tarifa de generación. De lo contrario, el costo se trasladará a la sociedad a través de cargos. Y observe la contradicción: las centrales eléctricas de gas, que participan en las subastas, no pagan el equivalente por usar gasoductos. Las baterías, que son modernas y limpias, serían penalizadas. Es incoherente. Otro punto que se plantea en el sector es la dependencia de las baterías de iones de litio y de China. ¿Es este cuello de botella un problema? Es una pregunta válida. Pero debemos diferenciar. Hoy en día, en el almacenamiento estacionario, las baterías de níquel, manganeso y cobalto (NMC) casi nunca se utilizan, ya que dependen de minerales críticos como el cobalto congoleño. Predomina el fosfato de hierro y litio (LFP), mucho menos problemático en términos de materiales. Además, se están desarrollando alternativas, como las baterías de sodio, que ya tienen un menor costo por celda, aunque aún necesitan evolucionar en densidad energética. También existen tecnologías de flujo. En otras palabras, no estamos condenados al litio. Algunos abogan por el hidrógeno como alternativa al almacenamiento en baterías. ¿Cómo lo ve? En el caso del hidrógeno, creemos que tendrá más sentido en aplicaciones como la aviación, la navegación marítima y sectores industriales difíciles de descarbonizar. Para el almacenamiento estacionario, la eficiencia de ida y vuelta es baja (alrededor del 40%), en comparación con el 85% al 95% de las baterías. Por lo tanto, las baterías son más adecuadas para el equilibrio diario del sistema. Para concluir, ¿tiene un mensaje final? Sí. Necesitamos urgentemente considerar las subastas de reserva de capacidad. El Ministerio de Minas y Energía (MME) ha abierto consultas para subastas térmicas de gas, petróleo e incluso carbón. Pensar en contratar tecnologías de los siglos XIX y XX en el siglo XXI, en el año de la COP30, es absurdo. Tenemos una generación renovable récord y altas tasas de vertido. Contratar centrales térmicas sería trágico. Brasil necesita subastas específicas para baterías.

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