El tablero de ANEEL La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (NEEA) evaluará este martes (28) la apertura de una consulta pública sobre el anuncio de la primera subasta nacional destinada a la contratación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías.
A propuesta Las directrices fueron elaboradas por la Secretaría de Subastas y la Superintendencia para la Regulación de los Servicios de Generación y el Mercado Eléctrico de la Agencia. Las áreas técnicas recomiendan que la consulta se lleve a cabo entre el 30 de julio y el 14 de septiembre, durante un período de 46 días.
La subasta de reserva de capacidad de 2026, que se celebrará el 2 de diciembre de 2026 en forma de energía, contratará sistemas capaces de almacenar energía y suministrarla al SIN (Sistema Nacional Interconectado) cuando exista una necesidad operativa.
El inicio del suministro está previsto para el 1 de agosto de 2028. Los proyectos ganadores recibirán un ingreso anual fijo durante 15 años, pagadero en cuotas mensuales y sujeto a reducciones en función del rendimiento del equipo.
Inicialmente, el ANEEL Había sugerido al Ministerio de Minas y Energía (MME) reducir la duración del contrato de 15 a 10 años y modificar el sistema de licitación. Sin embargo, estas propuestas no se incorporaron a las directrices publicadas por el ministerio.
Requisitos del proyecto
Según el borrador de la licitación, solo los sistemas autónomos podrán participar en la subasta. Esto significa que los proyectos deben contar con su propia autorización, sistema de medición y estructura operativa, incluso si comparten el punto de conexión y las instalaciones de interés restringido con una planta generadora.
Los sistemas ubicados en el mismo emplazamiento, instalados dentro de una planta de generación y vinculados a la misma concesión, no podrán participar en el proceso de licitación.
Se permitirá la conexión entre una batería independiente y una central eléctrica, siempre que no limite las órdenes de carga y descarga determinadas por el ONS (Operador del Sistema Nacional). Asimismo, no podrá interferir con los contratos ya firmados en el mercado regulado.
Cada proyecto debe tener una potencia mínima de 30 MW y una capacidad de descarga continua de al menos cuatro horas. Los sistemas deben recargarse completamente en un plazo de seis horas y mantener una eficiencia energética mínima del 85 %.
La operación puede alcanzar dos ciclos completos por día, con un límite de 366 ciclos anuales. Los proyectos también deben cumplir con los requisitos técnicos de conectividad, seguridad operativa y formación de la red eléctrica.
El borrador también estipula que las celdas, los inversores y los convertidores bidireccionales deben ser nuevos, sin uso comercial previo, reacondicionamiento ni remanufactura. Su reutilización solo se permitirá para instalaciones civiles y equipos auxiliares o de transmisión.
Los interesados tienen hasta las 12:00 del mediodía del 31 de julio para registrar sus proyectos en EPE (Energy Research Company) y obtener la cualificación técnica necesaria para participar en la subasta.
Los costes correrán a cargo de los generadores.
Los costos de contratación de las baterías se repartirán exclusivamente entre los agentes generadores, a través del Cargo por Reserva de Capacidad en forma de Energía. La CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica) representará a los generadores en los contratos firmados con los ganadores.
El cargo también cubrirá la energía utilizada para cargar las baterías, asumiendo una eficiencia mínima del 85%. Si el consumo interno supera el límite equivalente al 15% de la energía utilizada, el costo adicional será responsabilidad del propietario del sistema y se deducirá de sus ingresos mensuales fijos.
El vendedor también será responsable de cualquier pérdida eléctrica verificada entre el punto de medición de la batería individual y el punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado (SIN).
Según el área técnica de ANEELEsta división impide que los generadores responsables del pago asuman los costos derivados de cualquier ineficiencia en los sistemas contratados.
Sanciones por incumplimiento
El contrato estipula diferentes penalizaciones por fallas operativas. El incumplimiento de las órdenes de carga o descarga del ONS (Operador del Sistema Nacional) puede resultar en un cargo equivalente a 1,15 veces el ingreso fijo por unidad asociado con la energía no suministrada.
En caso de incumplimiento de la disponibilidad de energía contratada, la penalización propuesta equivale a 1,10 veces los ingresos fijos por unidad.
Los cortes de energía programados deben notificarse con antelación al ONS (Operador del Sistema Nacional). Durante estos periodos, el proyecto estará exento del suministro de energía contratada. Sin embargo, un corte forzoso no exime de la obligación ni de la aplicación de penalizaciones.
El incumplimiento de los requisitos mínimos de nacionalización también puede conllevar la rescisión del contrato. Los proyectos deben utilizar equipos acreditados en el sistema CFI, gestionado por el BNDES (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social).
El borrador también propone impedir la sustitución del sistema contratado o el suministro de energía por otra batería, planta generadora o agente CCEE. La medida busca garantizar que el ONS (Operador del Sistema Nacional) tenga previsibilidad respecto a los recursos efectivamente disponibles para el funcionamiento del sistema eléctrico.
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