Sin esperar una regulación específica, consumidores y empresas ya están moviendo el mercado de almacenamiento de energía en Brasil. Según un estudio de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) realizado por NewCharge, la mayor parte del crecimiento esperado para los próximos años vendrá de instalaciones detrás del medidor, que no dependen tanto de una regulación específica.
“En las políticas públicas, el debate es prolongado, pero, cuando miramos los resultados concretos, todavía hay pocas entregas. Continuamos a la expectativa. Lo que sucede, de forma interesante, es observar que consumidores y emprendedores no tienen esa paciencia. El mercado ya está ocurriendo. Y comienza en los segmentos en los que la decisión está en manos del agente”, dijo a pv magazine Brasil el presidente de la ABSAE, Markus Vlasits.
El estudio proyecta que el mercado brasileño de almacenamiento de energía alcanzará aproximadamente 71,8 GWh en capacidad instalada hasta 2034, representando cerca de 77,2 mil millones de reales (14,7 mil millones de dólares) en inversiones. El estudio fue lanzado en el stand de la ABSAE en la feria ESS, parte del evento The Smarter E, paralelo a Intersolar, el 27/08.
En el período entre 2025 y 2034, el crecimiento de sistemas de almacenamiento con baterías representa el 25% del aumento de potencia instalada, considerando los segmentos en frente del medidor y detrás del medidor (reserva de capacidad y generación distribuida). Las baterías deben representar el 6% del total de 333 GW de capacidad instalada en el país hasta finales de 2034, con cerca de 19 GW.
Además de las diversas necesidades que el almacenamiento atiende, como mayor independencia de la red y flexibilidad, el crecimiento de las baterías será impulsado por la reducción del 28% en el precio de los activos de baterías esperada hasta 2034. En ese período, la solución más competitiva, la de clientes C&I y proyectos off-grid, bajaría de aproximadamente 1.200 dólares en 2026 a cerca de 750 dólares/kWh instalado.
“El mercado podría estar más avanzado en Brasil, pero ya vemos bastante movimiento. La mayor parte aún está en microsistemas en la Amazonía, los llamados SIGFIs, sistemas individuales de generación, pero ya comienzan a surgir proyectos mayores”, dijo a pv magazine Brasil el gerente de consultoría de NewCharge, Guilherme Nizoli. “Tenemos proyectos de 1 MWh hasta 10 MWh ya instalados, con ticket medio de 1 millón a 10 millones de dólares por consumidor”.
Según el consultor, hay cerca de 800 MW de almacenamiento instalados en Brasil. Además de los pequeños sistemas off-grid en comunidades aisladas, también comienzan a surgir proyectos de gran porte conectados a la red. El mayor de Brasil actualmente, de 10 MWh, fue instalado por Vale en Mangaratiba (RJ), hace cerca de tres años, cita Nizoli. “También hay proyectos en São Paulo, instalados detrás del medidor, para reducir consumo en el horario pico. Aunque la mayor parte sea off-grid, ya vemos proyectos en consumidores de media tensión. Concesionarias de estados como Bahía, Pernambuco, São Paulo, Río de Janeiro y Santa Catarina ya tienen proyectos conectados”.
La relación con las distribuidoras
El gerente de consultoría de NewCharge, Guilherme Nizoli, durante el congreso ESS, parte de The Smarter E
Según el consultor, la publicación de la regulación debe ayudar a impulsar la adopción, pero no hay impedimento para que proyectos sean conectados detrás del medidor, sin inyección en la red eléctrica. “El modelo de negocio es cargar la batería en el horario en que la energía es más barata y disponibilizarla en el horario punta. En regiones como Pará y Bahía, es posible generar ahorros de 25% a 30% incluso para consumidores libres. Eso viabiliza no solo inversiones propias, sino también la modalidad de alquiler, como el Storage as a Service”.
Las instalaciones aún necesitan formalizar un pedido en las distribuidoras de energía, aunque el proceso sea más simple que para la generación distribuida. Pero, a diferencia de la GD, no existe un proceso regulado con plazos y requisitos claros, entonces cada distribuidora actúa según su experiencia. La regulación traería más claridad, pero hoy no ha sido un obstáculo.
La principal preocupación en esos casos, dice Nizoli, es el paralelismo, es decir, cuando la batería necesita operar en paralelo con la red eléctrica. Existen dos formas de operar detrás del medidor: aisladamente, como backup y sin paralelismo, o en paralelo, cuando el consumidor recibe energía de la red y de la batería al mismo tiempo.
“En ese caso, la distribuidora exige garantías de que no habrá inyección en la red y de que parámetros técnicos (reactivos, tensión, frecuencia) no serán afectados. También es necesario garantizar el anti-islanding: si la red se cae, el inversor necesita apagarse para no poner en riesgo a profesionales de mantenimiento”.
Potencial del mercado de almacenamiento en tres segmentos
Detrás del medidor (Clientes C&I): Este segmento, impulsado por la búsqueda de optimización de costos en la tarifa de energía (reducción en el horario punta), está proyectado para alcanzar 32,3 GWh de capacidad instalada, representando cerca del 45% del mercado total. El potencial de este segmento puede ser aún mayor con cambios en las reglas de la generación distribuida, apilamiento de ingresos (respuesta a la demanda y servicios ancilares) y proyectos asociados a la movilidad eléctrica.
En frente del medidor (Reserva de Capacidad): Este segmento, crucial para atender a la necesidad de potencia del sistema, deberá sumar aproximadamente 30,2 GWh (42% de la capacidad total), tornándose el mayor segmento hasta 2034. Otros mercados con potencial significativo, aún no modelados, son transmisión y distribución.
Sistemas aislados y off-grid: Este segmento, representando el 13% del mercado, abarca la hibridización de termoeléctricas a diésel y la electrificación rural (programas como Luz para Todos). Es fundamental para la descarbonización y universalización del acceso a la energía. El estudio considera diferentes aplicaciones en este segmento, incluyendo:
- Off-grid público (SISOL): Son los sistemas aislados concentrados en el Norte del país. Actualmente el 75% de la generación que atiende a esos sistemas es térmica a diésel. El estudio considera la recontratación de centrales en operación existentes, pero con diferentes niveles de hibridización con fuentes renovables y baterías. Incluye una subasta en 2025 para soluciones con puesta en marcha hasta 2027. Ese mercado representa un potencial de aproximadamente 2,3 GWh/año en 2034.
- Off-grid público (SIGFI/MIGDI): Son sistemas aislados de menor porte, también mayoritariamente en la región Amazónica. El estudio considera metas gubernamentales (MME) y retrofit de sistemas antiguos con baterías de plomo-ácido. El potencial de inversiones es de 3 mil millones de dólares para llegar a 2,2 GWh en 2034.
- Off-grid privado: El estudio se enfoca en la atención de productores rurales —solo los polos de agricultura irrigada tuvieron un déficit de 2,5 GW de potencia en 2022, según la Confederación de la Agricultura y Ganadería de Brasil (CNA). La Absae calcula que ese segmento tiene el potencial de acumular 4,8 GWh hasta 2034, con 4,4 mil millones de dólares en inversiones.
El estudio completo, con los detalles de la metodología, puede consultarse aquí.
Potenciales adicionales para el almacenamiento de energía
El presidente de la ABSAE, Markus Vlasiis, en entrevista con pv magazine Brasil
Además, existen potenciales que no fueron estimados por el estudio, comentó Markus Vlasits. “La transmisión, por ejemplo, tiene oportunidades claras, pero difíciles de cuantificar, pues son muy localizadas. Otro punto es la microgeneración: si hubiera tarifa blanca universal o la implementación seria del curtailment virtual, surgiría automáticamente una señal económica para usuarios de la GD que invirtieran en baterías”.
Vlasiis observa que el marco regulatorio para baterías comenzó a ser debatido en 2020 por la Aneel y que la agencia ya había hecho una convocatoria estratégica de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) sobre el tema en 2016. “A pesar de la relevancia de las políticas públicas, la iniciativa privada está haciendo que suceda por necesidad. Ese es un aspecto positivo, incluso frente a la lentitud regulatoria”.
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