La expansión de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Brasil alcanza ahora un nuevo hito técnico con la implementación de la primera LRCAP (Subasta de Capacidad Reservada en forma de Energía) centrada en esta tecnología.
En una nota técnica conjunta, EPE (Energy Research Company) y ONS (National System Operator) detallan la metodología que se utilizará para calcular la capacidad restante de la red de transmisión disponible para conectar nuevos proyectos, uno de los elementos centrales para definir dónde será posible instalar los proyectos que competirán en las licitaciones previstas para diciembre.
Más allá de presentar procedimientos técnicos, el documento subraya la preocupación de los organismos de planificación y operación por adaptar los criterios tradicionales de acceso al SIN (Sistema Nacional Interconectado) a las características específicas de los sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías (BESS).
La propuesta busca garantizar que los proyectos ganadores de la subasta puedan integrarse en el sistema eléctrico sin comprometer la fiabilidad operativa ni causar conflictos con otros procesos de expansión de la red.
Base técnica
Esta nota se elaboró de conformidad con las directrices establecidas por el MME (Ministerio de Minas y Energía) para las dos subastas de almacenamiento programadas para el 2 y el 4 de diciembre de 2026: una destinada a sistemas con contenido nacional y la otra abierta a otros proyectos.
Está previsto que ambos proyectos comiencen a suministrar el 1 de agosto de 2028. Este documento corresponde a la primera de dos etapas del proceso técnico. En esta fase, EPE y ONS presentan los supuestos, los criterios y la metodología de cálculo.
Una segunda nota técnica, prevista para el 30 de septiembre, revelará las cantidades reales de capacidad restante disponible en cada barra colectora, subárea y área del SIN (Sistema Nacional Interconectado), además de los casos de referencia utilizados en las simulaciones.
En la práctica, esta separación permite a los agentes conocer las reglas de cálculo con antelación, antes de que se publiquen los resultados reales.
Capacidad de la red física
Uno de los aspectos centrales de la metodología es que la evaluación no se limita a la existencia de un espacio físico para conectar nuevos emprendimientos.
El análisis incorpora diferentes dimensiones del funcionamiento del sistema eléctrico, incluyendo el rendimiento estático, la estabilidad dinámica, los niveles de cortocircuito, la disponibilidad física de las subestaciones, las limitaciones operativas de los equipos de transmisión y la capacidad de carga de las propias baterías.
El objetivo es verificar si cada punto de la red reúne las condiciones necesarias para recibir nuevos sistemas de almacenamiento bajo diferentes condiciones de funcionamiento.
Otra diferencia clave que se destaca en el informe es que la metodología considera tanto el momento en que las baterías inyectan energía al sistema como el período durante el cual necesitan recargarse. Este enfoque busca reflejar la naturaleza bidireccional de los sistemas de almacenamiento, que a veces actúan como generadores y otras como consumidores de energía.
Según el documento, incluso si una barra colectora tiene la capacidad de recibir cierta potencia durante la descarga de la batería, este valor puede reducirse o incluso eliminarse si los estudios indican restricciones en la carga del equipo en condiciones de funcionamiento seguras.
Situaciones críticas
Las simulaciones se estructuraron para reproducir los momentos de mayor demanda de energía en el sistema eléctrico.
Para ello, EPE y ONS utilizaron como referencia los estudios ya empleados para definir los requisitos de capacidad del SIN (Sistema Nacional Interconectado), considerando escenarios representativos para satisfacer la demanda máxima.
La nota técnica explica que se incorporaron supuestos sobre el comportamiento de diferentes fuentes de generación —hidroeléctrica, eólica, solar y termoeléctrica— con el fin de representar situaciones críticas de funcionamiento y flujo de energía.
Los supuestos varían según la región geoeléctrica del país. Para las regiones Norte, Noreste, Sureste/Centro-Oeste y Sur, se establecieron porcentajes de disponibilidad específicos para las diferentes fuentes de generación, lo que permitió que los estudios reflejaran las particularidades operativas de cada subsistema.
La nota también aclara que, para los análisis de carga de baterías, no se adoptarán porcentajes fijos de generación o carga. En su lugar, se evaluarán diferentes combinaciones operativas que representen condiciones favorables para absorber la energía necesaria para cargar los sistemas.
Expansión de la transmisión
Otro aspecto relevante de la metodología es la actualización de la configuración de la red de transmisión utilizada en los estudios.
Se tendrán en cuenta las instalaciones de transmisión que ya hayan recibido autorización. ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) hasta la reunión ordinaria del CMSE (Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico) celebrada al final del período de registro del proyecto, utilizando las fechas de tendencia aprobadas por el comité.
También se incorporará la información actualizada proporcionada por los distribuidores y concesionarios de energía para garantizar una mayor coherencia entre el modelo computacional y la evolución prevista de la infraestructura eléctrica.
La metodología también contempla la compatibilidad con la denominada Temporada de Acceso. De este modo, parte de la capacidad de red asignada a este proceso se deducirá de las cantidades disponibles para la subasta de baterías, evitando que el mismo recurso de transmisión se reserve simultáneamente para diferentes proyectos.
seguridad operacional
La preocupación por la seguridad operativa aparece repetidamente a lo largo del documento porque, además de las evaluaciones del rendimiento eléctrico, la nota establece que las limitaciones relacionadas con los niveles de cortocircuito pueden restringir la capacidad restante de ciertas barras colectoras.
Cuando surge la necesidad de sustituir equipos sin un plazo compatible con el inicio del suministro previsto para agosto de 2028, es posible que estos emplazamientos dejen de considerarse adecuados para nuevos desarrollos.
También se analizará la disponibilidad física de las subestaciones para nuevas conexiones. Las barras colectoras se clasificarán según las posibilidades de expansión existentes, teniendo en cuenta los compromisos de infraestructura de los proyectos ya contratados, las futuras rutas de acceso y las obras previstas en el plan de transmisión.
Desde una perspectiva más amplia, la nota técnica demuestra que la integración a gran escala de sistemas de almacenamiento requerirá criterios más sofisticados que los utilizados tradicionalmente para los proyectos de generación convencionales.
Al considerar simultáneamente aspectos como la operación, la expansión de la transmisión, la carga, la descarga y la seguridad eléctrica, EPE y ONS buscan establecer una metodología capaz de guiar la asignación eficiente de nuevos proyectos y reducir los riesgos.
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