Las primeras subastas de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Brasil, programadas para el 2 y 4 de diciembre, marcan un nuevo capítulo para el sector eléctrico. Se espera que esta tecnología desempeñe un papel estratégico en la operación del SIN (Sistema Nacional Interconectado), contribuyendo a la flexibilidad y seguridad de la red en un escenario de crecimiento acelerado de las fuentes de energía renovables.
Inicialmente, el Ministerio de Minas y Energía (MME) indicó que las subastas podrían contratar al menos 2 GW de capacidad. Sin embargo, la demanda potencial podría ser significativamente mayor tras los resultados de la segunda subasta de reserva de capacidad (LRCAP), celebrada en marzo.
Las expectativas del mercado apuntaban a la contratación de entre 20 GW y 25 GW de centrales térmicas en el LRCAP (Contrato a Largo Plazo para la Generación de Energía) de marzo. Dado que el volumen contratado fue de 19,5 GW, se abrió la posibilidad de que parte de la demanda restante se cubriera con sistemas de almacenamiento.
Según Débora Yanasse, socia de Tauil & Chequer Advogados Associado a Mayer Brown, este escenario ha aumentado las perspectivas para las subastas de baterías. “Se esperaba contratar entre 20 GW y 25 GW en la 2.ª LRCAP y, para futuras subastas de BESS, el mercado trabajaba con la expectativa de contratar 2 GW.
"Tras los resultados de la subasta de marzo, la interpretación del mercado es que habría margen para contratar esta capacidad residual en el marco del programa BESS LRCAP, que, en principio, podría alcanzar hasta 6 GW de disponibilidad contratada, aumentando así su atractivo", afirma.
La división de las competiciones genera incertidumbre.
A pesar del potencial de contratación, la estructura de las subastas ha generado dudas entre las partes interesadas. El gobierno optó por dividir la contratación en dos licitaciones: una exclusivamente para proyectos con contenido nacional y otra abierta a sistemas con o sin fabricación local.
La principal preocupación del mercado radica en cómo se distribuirá la demanda entre las dos subastas. Se estima que los proyectos con contenido local tienden a tener costos más elevados y, por consiguiente, menor competitividad en términos de descuentos, lo que podría repercutir negativamente en los consumidores.
Según Yanasse, la política de incentivar la industria nacional es legítima, pero debe ir acompañada de un análisis cuidadoso de sus costos y beneficios. «Esta definición de política pública para fomentar el desarrollo de la industria nacional es legítima; sin embargo, el costo de esta política para los consumidores debe considerarse en relación con los beneficios que la industrialización genera para la sociedad brasileña», señala.
Las normas de acceso preocupan a los inversores.
Otro aspecto que ha llamado la atención de los desarrolladores es el cronograma relacionado con el acceso a la red eléctrica. La nota técnica que indica la capacidad restante en los puntos de conexión de la SIN se publicará recién el 30 de septiembre, aproximadamente dos meses después del cierre del registro técnico de proyectos, programado para el 31 de julio.
El cronograma se estructuró para dar cabida a la primera temporada de acceso de la PNAST (Política Nacional de Acceso al Sistema de Transmisión), un mecanismo creado para organizar la reserva de capacidad en la red para generadores y grandes consumidores.
Según la experta, el desfase entre el registro del proyecto y la divulgación de los márgenes disponibles puede comprometer la competitividad del proceso de licitación y hacer inviables las inversiones. «Si el punto de conexión previsto no tiene capacidad disponible, el proyecto quedará excluido de la subasta», advierte.
Ella subraya que definir el punto de conexión es un paso fundamental en el desarrollo de proyectos, que implica la elección del área de instalación, estudios de viabilidad técnica, legal y financiera, y la estructuración de las inversiones.
En un sector que aún se encuentra en proceso de consolidación regulatoria, la falta de previsibilidad puede incrementar los riesgos de los proyectos. Por lo tanto, el sector argumenta que los márgenes de flujo deberían divulgarse antes de definir los puntos de conexión o, alternativamente, que deberían permitirse cambios en el punto inicialmente elegido tras la publicación de la nota técnica de la ONS y la EPE.
Los debates sobre los costes pueden dar lugar a disputas.
Aunque la Ley No. 15.269/2025 estableció la base regulatoria para el almacenamiento de energía y ANEEL Si bien la Agencia Nacional de Energía Eléctrica ya ha aprobado estándares para proyectos de baterías autónomas y ubicadas en centros de datos, aún quedan importantes interrogantes sobre la asignación de costos para esta nueva tecnología.
Uno de los principales puntos de debate es ERCAP, un cargo que financiará la contratación de sistemas de almacenamiento. Los primeros indicios sugieren que el costo podría ser asumido por los agentes generadores, pero aún no se ha formalizado una decisión definitiva.
Según Yanasse, este problema también está presente en los debates sobre el nuevo marco regulatorio del sector. Algunos generadores de energía cuestionan la posibilidad de que el costo sea asumido exclusivamente por la propia generación, independientemente de la fuente utilizada, ya sea renovable o térmica.
La abogada considera que la incertidumbre regulatoria podría dar lugar a futuras dudas y controversias. Por otro lado, destaca que la reciente normativa que eliminó la doble tarificación para los sistemas de baterías gestionados por el ONS (Operador del Sistema Nacional) representa un importante avance para la viabilidad económica de los proyectos.
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