Según ABSAE, las baterías podrían generar hasta 6 millones de reales al año en beneficios para el sistema eléctrico.

Según un estudio realizado por ABSAE (Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía) en colaboración con la consultora Volt Robotics, los sistemas de almacenamiento de energía pueden generar hasta 6 millones de reales al año en beneficios para el sistema eléctrico brasileño.

La estimación considera el uso de baterías para cubrir parte de la demanda adicional de energía proyectada para 2028 en el SIN (Sistema Nacional Interconectado), calculada entre 4,5 GW y 6,5 GW, además de los efectos económicos de su contratación en la LRCAP (Subasta de Reserva de Capacidad).

Las cifras incorporan los beneficios potenciales derivados de la reducción de tarifas, el arbitraje energético, un menor uso de las centrales térmicas y la utilización de la energía que actualmente se pierde debido a derrames y recortes en la generación de energías renovables.

La premisa adoptada es que los requisitos de potencia deben definirse antes de elegir la tecnología. Un mayor consumo incrementa la demanda durante los períodos de máxima utilización y requiere recursos capaces de proporcionar una capacidad constante precisamente durante esos períodos.

A partir de ahí, se pueden comparar las centrales térmicas, las centrales hidroeléctricas, las baterías y otras tecnologías elegibles en función de su capacidad para satisfacer la necesidad y los costes operativos asociados.

Los escenarios considerados en el estudio combinan diferentes trayectorias de crecimiento de la demanda, el aplazamiento de la entrada en funcionamiento de las centrales térmicas contratadas en el LRCAP de 2026 y una mayor expansión de la energía solar.

En el escenario más completo, la necesidad adicional alcanza los 6,5 GW. El estudio utiliza 6 GW de baterías con una duración de cinco horas como escenario intermedio para simular los efectos del almacenamiento en el funcionamiento del sistema.

Las baterías responden a la punta.

La principal característica que se destaca es la capacidad de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) para concentrar su funcionamiento durante las horas en que el sistema realmente necesita energía. Mientras que ciertas fuentes de generación deben permanecer activas durante períodos mucho más prolongados para satisfacer una necesidad de tan solo unas horas, las baterías pueden absorber energía durante los períodos de menor carga y liberarla durante los picos de demanda.

El estudio pone de relieve los costes asociados a la baja flexibilidad de parte del parque de centrales térmicas. En una de las simulaciones, una central térmica con un tiempo mínimo de funcionamiento de 72 horas tendría que permanecer operativa para satisfacer una demanda concentrada en tan solo dos días, lo que significa que el 89 % del coste operativo se cubriría con el almacenamiento en el escenario analizado.

La evaluación también muestra que una parte significativa de las centrales térmicas tienen tiempos de arranque que superan la duración de algunas necesidades críticas.

Para 2030, el estudio distribuye la capacidad analizada en tres rangos: 6% con tiempos de salida inferiores a cuatro horas, 49% entre cuatro y 12 horas, y 45% superior a 12 horas.

La conclusión que se presenta es que la duración y la frecuencia de la necesidad son factores importantes para determinar la adherencia al tratamiento con baterías.

Precios y cargos

Además de suministrar energía, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) podrían influir en diferentes componentes de los costos operativos. Una simulación indica una reducción aproximada del 11 % en la variabilidad intradiaria de la demanda de energía en los cuatro submercados, con disminuciones estimadas de entre el 10 % y el 13 % en la desviación estándar intradiaria. Según el estudio, unos precios más estables reducen los riesgos asociados a la contratación de energía.

Otro mecanismo analizado es el arbitraje. Las baterías se pueden cargar durante los períodos de precios más bajos y descargar cuando el precio es más alto.

Considerando los precios observados entre 2024 y agosto de 2026 y la simulación realizada por Volt Robotics, la ganancia acumulada por arbitraje alcanza los R$ 1,3 millones, equivalente a un promedio de R$ 487 millones anuales. Este resultado se considera en el estudio como un ingreso capaz de compensar parte del costo de la capacidad contratada.

El almacenamiento también se asocia con cargos reducidos. La encuesta indica que los consumidores pagaron R$ 4,7 mil millones en cargos entre 2024 y julio de 2026, de los cuales R$ 3,6 mil millones, o el 76%, corresponden a porciones relacionadas con cargos restringidos, compromisos de unidades y servicios auxiliares que podrían reducirse mediante las acciones de BESS según los supuestos utilizados.

Según una estimación conservadora, el uso de baterías evitaría gastos por un valor aproximado de R$ 629 millones anuales, lo que supondría un ahorro acumulado de R$ 1,7 millones entre 2024 y agosto de 2026 al aplicar las hipótesis de la simulación.

El cálculo no incorpora completamente algunos beneficios considerados propios de un funcionamiento parcial, como el desplazamiento hidráulico y los servicios auxiliares.

Energía desperdiciada

Uno de los efectos que destaca el estudio está relacionado con el aprovechamiento de la energía que actualmente se pierde debido a los derrames de las turbinas y a la limitación de las fuentes renovables.

Las estimaciones indican que hasta el 88% de la energía utilizada para recargar el sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) podría provenir de estas dos fuentes, dependiendo del año y las condiciones del sistema.

En 2025, por ejemplo, el análisis estima que el 86% de la energía necesaria para la recarga podría provenir de energía que de otro modo se desperdiciaría. De enero a agosto de 2026, esta proporción aumenta al 88%. La lógica sería priorizar primero el uso del aliviadero alimentado por turbinas y luego la generación de energía renovable que se interrumpiría.

Esta utilización tendría repercusiones financieras. El estudio estima beneficios por valor de R$ 2,7 millones entre 2024 y agosto de 2026, considerando el uso de aliviaderos accesibles a las turbinas, la reducción del caudal y, en un escenario determinado, la generación hidroeléctrica adicional.

De este total, R$ 2,264 millones corresponderían a beneficios para las centrales hidroeléctricas y R$ 417 millones al uso de energías renovables que de otro modo se verían interrumpidas.

Menor dependencia de las centrales térmicas

El almacenamiento también modifica la necesidad de activar las centrales térmicas. La simulación indica un cambio de 11.045 GWh por año en la generación térmica, considerando la generación con restricciones, la generación por orden de mérito y la asignación de unidades.

Aplicando un factor de emisión promedio de 543 kg de CO₂ por MWh, el resultado estimado es de 5,99 millones de toneladas de CO₂ evitadas por año.

Otro efecto calculado se refiere a los contratos de disponibilidad de los distribuidores. Con la reducción del PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot) en los momentos de máxima demanda, proporcionada por BESS (Balance de Suministro y Distribución de Energía), algunas de las centrales térmicas que se despacharían por mérito ya no se activan. El estudio estima un ahorro promedio de R$ 13 millones por año en CCEAR-D (Contrato de Comercialización de Energía en el Entorno Regulado por Disponibilidad), acumulando R$ 34 millones entre 2024 y agosto de 2026.

Diferencia en el costo de la capacidad

En la comparación económica central del estudio, un bloque BESS de 4.500 MW en 2028 tendría un coste efectivo entre un 37 % y un 57 % inferior al de una referencia basada en el último LRCAP, teniendo en cuenta los ingresos fijos, el arbitraje y las ganancias operativas.

Los ingresos fijos estimados para las baterías oscilan entre R$1,3 millones y R$1,8 millones por MW por año, en comparación con un promedio de R$2,4 millones por MW por año en las encuestas 4ª y 5ª del LRCAP.

En esta configuración, el estudio estima beneficios económicos totales de entre R$ 3,9 millones y R$ 6 millones anuales, de los cuales hasta R$ 5,5 millones podrían llegar a los consumidores.

Para los generadores de energía, la estimación alcanza los R$ 550 millones anuales, debido principalmente a los efectos en las centrales hidroeléctricas en el mercado libre y a la reducción de las restricciones para las energías renovables.

El estudio también presenta un segundo punto de referencia, basado en los parámetros del Análisis de Impacto Regulatorio (RIA) de ANEEL para almacenamiento. En este caso, el costo efectivo de BESS sería entre un 63% y un 83% menor que el costo de referencia del último LRCAP, con beneficios económicos estimados entre R$ 6,8 mil millones y R$ 8,9 mil millones por año.

Diseño ERCAP

El análisis dedica una parte importante a las implicaciones para el ERCAP (Cargo por Reserva de Capacidad). Según el estudio, la menor estimación de ingresos fijos para el BESS reduciría la cantidad asignada entre los agentes.

En el escenario más realista, el ahorro en ingresos fijos alcanzaría los R$ 3,9 millones para los 4.500 MW contratados; en el escenario AIR/EPE, la diferencia podría llegar a los R$ 6,8 millones.

En conclusión, el estudio sostiene que la necesidad de energía en 2028 persiste, incluso en medio de las discusiones sobre la tecnología a contratar. El resumen apunta a una capacidad adicional de entre 4,5 GW y 6,5 GW, un costo efectivo de almacenamiento entre un 37 % y un 57 % menor que el de referencia del último LRCAP, un potencial de aproximadamente R$ 6 mil millones en beneficios anuales y aproximadamente 6 millones de toneladas de CO₂ evitadas por año.

El estudio también argumenta que la definición de cálculo de costos debe considerar la causalidad, el beneficio y la neutralidad tecnológica, sin que la discusión sobre ERCAP provoque retrasos en la contratación de la capacidad necesaria.

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