El MME (Ministerio de Minas y Energía) publicó el Ordenanza Normativa N° 136/2026, que establece las directrices para la primera subasta de capacidad reservada dedicada exclusivamente a nuevos sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Brasil.
La ordenanza, publicada este miércoles (3) en el DOU (Diario Oficial de la Unión), formaliza la contratación de BESS en el sector eléctrico brasileño y define el diseño técnico, comercial y regulatorio del proceso de licitación. Según la ordenanza, el gobierno realizará dos LRCAP (subastas de Reserva de Capacidad en forma de energía).
El primero será el LRCAP de 2026 – Almacenamiento Nacional, orientado al Producto de Energía de Almacenamiento de 2028, destinado a sistemas que cumplan con los requisitos mínimos de nacionalización previstos en el Sistema CFI (Acreditación Computarizada de Proveedores) del BNDES (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social).
Este sistema se utiliza para registrar a los fabricantes y permitirles acceder a financiación para sus productos. A través de esta plataforma, el banco evalúa si los equipos y servicios cumplen con los criterios técnicos y operativos, así como con las normas de nacionalización.
La segunda subasta será la LRCAP 2026 – Almacenamiento, con el producto de energía de almacenamiento B 2028, abierta a otros sistemas elegibles. El reglamento también estipula que el proceso de licitación nacional debe realizarse antes de la subasta pública.
Calendario de subastas
El cronograma prevé que el registro y la presentación de documentos a EPE (Energy Research Company) comiencen el 15 de junio y finalicen el 31 de julio de 2026. La nota técnica sobre las cantidades de capacidad restante del SIN (Sistema Nacional Interconectado) para la salida de energía deberá publicarse antes del 30 de septiembre.
Las subastas estaban programadas para el 2 de diciembre, en el caso del producto con contenido nacional, y para el 4 de diciembre, en el caso del producto de duración indefinida. Los contratos tendrán una vigencia de 15 años, y el suministro comenzará el 1 de agosto de 2028.
Entre los requisitos técnicos, la ordenanza establece que los proyectos deben tener una potencia mínima de 30 MW, una capacidad de descarga continua de cuatro horas y un tiempo máximo de recarga completa de seis horas.
La eficiencia global mínima requerida será del 85 %, con referencia al punto de medición individual. La norma también limita el funcionamiento a un máximo de dos ciclos completos por día, con un límite máximo de 366 ciclos por año.
Los sistemas contratados deben operar con un costo unitario variable (VUC) igual a cero, usar baterías nuevas y cumplir íntegramente con los programas de recarga y descarga determinados por el ONS (Operador del Sistema Nacional).
En la práctica, el requisito de un costo variable de propiedad (CVU) cero implica que los proyectos no pueden declarar costos variables para su operación, como ocurre con las centrales térmicas. Esto significa que la remuneración del proyecto se concentrará en los ingresos fijos del contrato, mientras que el desarrollador asume el riesgo asociado al uso operativo del activo por parte del sistema.
Otro punto clave es el requisito de funcionalidad de formación de red durante todo el período contractual. Esta obligación refuerza el papel que el gobierno pretende asignar a los sistemas de almacenamiento, no solo como recurso para distribuir la energía a lo largo del día, sino también como herramienta para garantizar la estabilidad y la fiabilidad de la red.
En el caso del Producto 2028 A, la firma del LRCAP estará condicionada a la presentación de pruebas, antes de la ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica), respecto a la acreditación del sistema en el BNDES CFI, observando los criterios de nacionalización vigentes en la fecha de publicación de la ordenanza.
El empresario puede optar por cualquiera de las cuatro vías de acreditación previstas en la Etapa 1 de la normativa sectorial. La normativa también aclara que la acreditación no obliga al uso de financiación del BNDES, pero el incumplimiento de los requisitos mínimos de nacionalización puede conllevar la rescisión del contrato.
La remuneración del proyecto se proporcionará mediante un Ingreso Fijo, en reales por año, pagado en doce cuotas mensuales y ajustado anualmente por el IPCA (Índice Nacional de Precios al Consumidor).
Según la ordenanza, estos ingresos deben ser suficientes para cubrir la inversión, la conexión, el uso del sistema de transmisión o distribución, la operación y el mantenimiento, los impuestos, los seguros, el desmantelamiento y cualquier reinversión, como la sustitución de módulos de baterías y la adquisición de nuevos inversores compatibles.
El riesgo relacionado con la incertidumbre en el despacho será asumido íntegramente por el desarrollador. La energía utilizada para la carga e inyectada por los sistemas se liquidará en el mercado a corto plazo al PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot), asignándose los resultados positivos y negativos a CONCAP (Cuenta de Energía para la Reserva de Capacidad).
El desarrollador pagará cualquier excedente de energía consumida por encima del límite reconocido por el sistema. La ordenanza también prevé bonificaciones por ubicación para los proyectos conectados a barras colectoras consideradas estratégicas, enumeradas en el Anexo II.
En estos casos, el precio de disponibilidad de energía recibirá un factor β de 0,9, en comparación con 1,0 para otros puntos de conexión, lo que aumenta la competitividad de estos proyectos en la subasta. En la etapa de calificación técnica, la ordenanza exime del requisito de licencias ambientales, de instalación u operativas previas, dejando la definición del plazo para la obtención de licencias para los proyectos ganadores al anuncio de la licitación.
En algunos casos, también se exime de la presentación previa de un dictamen de acceso para proyectos conectados a la Red Básica, a las DIT (Otras Instalaciones de Transmisión) y a las ICG (estructuras del sistema de transmisión utilizadas para conectar proyectos a la SIN). Por lo tanto, estos proyectos pueden participar en la subasta sin presentar este documento en la fase inicial.
Antecedentes del tema
El gobierno y los actores de la industria habían debatido la contratación de baterías mediante subastas como respuesta a la necesidad de aumentar la flexibilidad operativa del Sistema Nacional Interconectado (SIN), en un contexto de mayor participación de fuentes de energía renovables variables. Con la publicación de la Ordenanza N° 136/2026, el tema pasa de la fase de expectativas a contar con normas, un cronograma y criterios objetivos para la contratación de sistemas de almacenamiento de energía en el país.
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Una respuesta
Dos comentarios:
1) ¿Podrían las unidades de generación fotovoltaica de despacho centralizado vender directamente la energía generada? No estaba claro. Porque antes de suministrar la energía (antes del punto de conexión), la unidad almacenaría la energía eléctrica en baterías y solo suministraría energía firme cuando el sistema la demandara. Por lo tanto, no se contabilizaría la energía para la recarga. ¿Es esto posible?
2) ¿Por qué no se impusieron sanciones reales a quienes no desmantelaron adecuadamente el proyecto? ¿Por qué no se destinaron recursos reales para evitar que el proyecto fuera abandonado y que el costo ambiental recayera sobre el contribuyente?