El almacenamiento de energía en Brasil se ve obstaculizado por desafíos técnicos y falta de regulación

El sector eléctrico brasileño vive un paradoja: mientras crece la necesidad de flexibilidad en la matriz, presionada por la expansión de las renovables variables como la solar y la eólica, el avance del almacenamiento de energía sigue trabado por indefiniciones regulatorias. El retraso en la reglamentación de la subasta de reserva de capacidad con foco en baterías preocupa a fabricantes, inversores y especialistas, especialmente ante el aumento de los costos por curtailment (reducción forzada de generación, también conocido vertidos), que ya superan los 4.000 millones de reales (alrededdor de 727 millones de dólares).

“Brasil tiene un historial exitoso de estímulo a nuevas tecnologías a través de subastas, como ocurrió con la energía eólica en 2009 y la solar en 2014. Pero con las baterías, seguimos estancados”, criticó el director ejecutivo de Greener, Maárcio Takata, durante el panel sobre el tema en la 7ª edición del Greener Summit.

La Consulta Pública 39 de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), que trata específicamente de almacenamiento, cumplirá dos años en octubre sin avances concretos. La CP 7 del Ministerio de Medio Ambiente, que propone la normativa esencial para el sector, también sigue sin definición desde septiembre de 2023. El resultado es un vacío regulatorio que inhibe inversiones y deja a Brasil rezagado respecto a países como Chile y España, que ya enfrentaron desafíos y aprendieron con esta tecnología.

Sin subasta, el sector privado gana protagonismo

Mientras espera definiciones federales, el mercado privado se mueve. Datos de Greener muestran que la capacidad instalada de almacenamiento en Brasil más que se triplicó entre 2023 y 2024, un salto aún modesto en números absolutos, por debajo de 1 GWh, pero que revela un apetito creciente, especialmente entre consumidores comerciales e industriales. Gran parte de esta expansión se concentra en sistemas aislados, que representan el 70% de la capacidad instalada. Los segmentos comercial, industrial y residencial aún representan una pequeña fracción (7,5% cada uno), pero con un potencial de crecimiento significativo.

La demanda responde a distintos factores: confiabilidad energética, descarbonización, mejora de calidad de energía, reducción de costos con diésel mediante microrredes con baterías y solar, ahorro tarifario mediante load shifting y peak shaving, y expansión de capacidad eléctrica sin depender de la red.

A pesar del potencial, persisten barreras importantes: alto costo de capital inicial, complejidad técnica y operativa de los sistemas y elevada carga tributaria. El costo de nacionalización de las baterías puede ser hasta un 76% superior al de importación, y para las celdas este valor llega al 79%, lo que reduce la competitividad de la cadena local.

Modelos comerciales ganan fuerza: baterías como servicio

Frente a estos obstáculos, las soluciones basadas en Energy Storage as a Service han ganado tracción. En este modelo, el cliente final no realiza la inversión inicial, sino que paga una tarifa mensual por el acceso a la energía almacenada, mientras el proveedor asume los riesgos técnicos y financieros.

Existen tres formatos principales: contrato de disponibilidad (el cliente paga por el acceso a la batería, ideal para confiabilidad), compartición de ahorros (el cliente comparte con el proveedor los beneficios de la reducción en la factura eléctrica) y modelo híbrido (combina confiabilidad y ahorro, con tarifas fijas y variables).

Casos reales muestran viabilidad, especialmente en regiones con alto diferencial tarifario, como Pará, Bahía y Tocantins. Un estudio con un shopping en Pará, con factura mensual de 400.000 reales (72,7 mil dólares), mostró un payback de 2,4 años en el mercado regulado, con ahorro significativo por load shifting. En el mercado libre, el retorno fue casi el doble, debido a la diferencia en la estructura tarifaria.

Desde la perspectiva del cliente, los beneficios incluyen ahorro inmediato y reducción de riesgos. Los proveedores, por su parte, ganan escala, previsibilidad de ingresos y diversificación de modelos de negocio.

Caída de precios impulsa el sector, pero falta seguridad jurídica

La viabilidad técnica y económica de las baterías se ve impulsada por la caída continua del costo de la tecnología, cerca del 45% en los últimos cinco años, con expectativa de una reducción adicional del 35% hasta 2030, según Greener. El CTO de Huawei, Roberto Valer, refuerza este movimiento y afirma que Brasil ya está maduro técnicamente para avanzar, siempre que existan reglas claras.

“Lo que falta es seguridad jurídica. La regulación debe llegar, aunque luego se hagan ajustes. Sin eso, es imposible planificar inversiones de largo plazo”, afirmó el gerente ejecutivo de Auren Energia, Alexandre Oliveira. Recuerda que, al inicio de la expansión solar en Brasil, los proyectos se viabilizaron aun sin una regulación perfecta y que lo mismo podría ocurrir con las baterías.

El presidente de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Thiago Prado, explica que el diseño de la subasta corresponde al poder concedente (es decir, Aneel), mientras que la EPE aporta los subsidios técnicos. Entre los puntos clave en discusión están la tarifa de conexión (que debe definirse previamente), la cuestión locacional (si la ubicación de la batería será criterio de selección) y el plazo de entrega de los proyectos. Según Prado, si la subasta se enfoca solo en reserva de capacidad, la localización de los activos pierde importancia, lo que da más flexibilidad al inversor. Pero un modelo locacional puede extraer más valor, aunque con más riesgo.

Horizonte de expectativa: ¿subasta en 2026?

La indefinición regulatoria también afecta la monetización de los proyectos. El managing director de Sunco.Capital, Márcio Trannin, sugiere un modelo que combine remuneración por capacidad, servicios auxiliares y arbitraje de energía para garantizar viabilidad financiera. También señala la incertidumbre con la Medida Provisoria del sector eléctrico y con la tarificación horaria como factores que frenan el sector.

La expectativa, compartida por los panelistas, es que la subasta ocurra solo en 2026, una espera que puede costar caro al país, tanto en términos de seguridad energética como de oportunidad de desarrollo tecnológico e industrial. Como resumió Takata, “el problema ya está planteado. La solución, las baterías, ya existe. Lo que falta es coraje para destrabar el mercado”.

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