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 para 2045 para satisfacer su demanda energética. En este escenario, considerando los costos de ambas tecnologías para satisfacer esta demanda, los sistemas de baterías costarían entre R$3,5 millones y R$4,6 millones menos que las centrales eléctricas de ciclo abierto a gas.
Para conocer más sobre el mercado del almacenamiento de energía, entrevistamos a Markus Vlasits, presidente de ABSAE. Vea los fragmentos clave de la entrevista.
¿Cuál fue el objetivo principal de este estudio?
Markus: Por supuesto. Antes de profundizar en el estudio, conviene contextualizar. El sistema eléctrico brasileño se enfrentará a dos problemas en los próximos años: un déficit de energía para satisfacer la demanda máxima nocturna y, al mismo tiempo, un exceso de generación renovable al mediodía. Esto se debe a que la micro y minigeneración solar inyecta mucha energía por la tarde, creando la famosa "curva del pato". Incluso hemos presenciado episodios críticos, como el Día del Padre, cuando el ONS (Sistema Nacional de Salud) casi perdió el control de la operación.
El objetivo del estudio fue identificar la solución de menor costo total para este déficit energético. Para simplificar, no incluimos los beneficios indirectos de las baterías, como la recuperación de energía o los servicios auxiliares. Aun así, la conclusión fue clara: las baterías ofrecen costos totales significativamente menores que las centrales térmicas de ciclo abierto, que son las más flexibles y, por lo tanto, las que utilizamos como 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, observamos que, incluso sin considerar los beneficios adicionales, las baterías (BESS, con 4 horas de autonomía) son mucho más competitivas que las centrales térmicas. La diferencia es abismal.
Esto no es sorprendente: las centrales térmicas requieren combustible e infraestructura, mientras que las baterías solo requieren una inversión inicial. Dada la importante caída de los precios de las baterías en los últimos años, este resultado era previsible.
¿Cuánto han bajado los precios de las baterías?
En los últimos diez años, los costos se han reducido aproximadamente un 50% y seguimos en descenso. Actualmente, el gasto de capital (CAPEX) se sitúa entre R$1.000 y R$1.400 por kWh de capacidad. Prevemos que, en cinco años, esta cifra caerá por debajo de R$1.000 por kWh, incluso manteniendo la carga fiscal actual, que, por cierto, es extremadamente alta.
¿Cuál es la carga fiscal sobre las baterías?
Si se importa un sistema completo, llave en mano, la carga alcanza el 70 %. Producirlo e integrarlo localmente la reduce al 55 %. Aun así, es mucho más pesada que otras tecnologías del sector, como la eólica y la solar, que siempre han recibido un trato especial. Parece como si el almacenamiento se gravara como un artículo de lujo, casi como si fuera un puro cubano.
También ha mapeado el potencial de almacenamiento de Brasil. ¿Cuál es la cifra?
Hoy tenemos menos de 1 GWh instalado, una cifra insignificante en comparación con los 200 GWh de nuevos proyectos planificados a nivel mundial solo para 2025. En Brasil, nuestro estudio indica un potencial de 72 GWh para 2034, con inversiones cercanas a los R$80 mil millones.
Este mercado se divide en tres segmentos:
- 40% en reserva de capacidad y servicios del sistema – dependiente de subastas y políticas públicas;
- 40% en proyectos de consumo comercial e industrial, y en el futuro también residenciales;
- 20% en aplicaciones fuera de la red, para ubicaciones aisladas, minería e incluso electrificación rural.
Hablando de políticas públicas, ¿cómo es la regulación de ANEEL ¿Acerca del almacenamiento?
Se ha avanzado mucho, pero aún quedan puntos críticos. El más delicado es la tarifa por uso de la red (TUSD/TUST). ANEEL Incluso propusieron que los sistemas de almacenamiento autónomos paguen como consumidores, lo cual no tiene sentido. Recientemente, se retractaron y propusieron cobrar dos veces: una por la carga y otra por la descarga. Esta medida está obsoleta y se ha abandonado en países como Alemania durante más de 20 años.
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 mediante cargos. Y nótese la contradicción: las centrales eléctricas de gas, que participan en las subastas, no pagan el equivalente por el uso de gasoductos. Las baterías, que son modernas y limpias, serían penalizadas. Es incoherente.
Otro punto que se plantea en la industria es la dependencia de las baterías de iones de litio y de China. ¿Es este cuello de botella un motivo de preocupación?
Es una pregunta válida. Pero debemos diferenciar. Hoy en día, en el almacenamiento estacionario, las baterías de níquel, manganeso y cobalto (NMC), que dependen de minerales críticos como el cobalto del Congo, rara vez se utilizan. Predominan las baterías de fosfato de hierro y litio (LFP), cuyos materiales son mucho menos problemáticos.
Además, se están desarrollando alternativas, como las baterías de sodio, que ya tienen un menor coste por celda, aunque aún necesitan evolucionar en densidad energética. También existen tecnologías de flujo. En otras palabras, no estamos condenados al litio.
Algunas personas defienden el hidrógeno como alternativa al almacenamiento en baterías. ¿Qué opinas de esto?
En el caso del hidrógeno, creemos que será más adecuado para aplicaciones como la aviación, el transporte marítimo 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.
Por último, ¿tienes un mensaje final?
Sí. Necesitamos urgentemente considerar 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 una tragedia. Brasil necesita subastas específicas para baterías.
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