A medida que la generación solar distribuida alcanza una participación cada vez mayor en el sistema eléctrico brasileño, desafíos como los flujos de energía inversos, la inestabilidad de voltaje y las interrupciones centralizadas de la generación se vuelven más frecuentes. Los Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) se citan frecuentemente como una solución prometedora, pero su implementación efectiva depende de su viabilidad técnica, económica y regulatoria.
En este contexto, el estudio “Storage at the edge: Distributed BESS as a technical and regulatory solution for Brazil’s energy transition” (Almacenamiento en el borde: BESS distribuido como solución técnica y regulatoria para la transición energética de Brasil), publicado en Energy Policy, evalúa tres estrategias de implementación de BESS en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) brasileño desde una perspectiva técnica, económica y regulatoria, con base en datos operativos reales del período de 12 meses entre julio de 2024 y junio de 2025:
- Operación de BESS autónomos como agentes de mercado independientes (Estrategia 1);
- Sustitución del consumo de baja tensión mediante almacenamiento detrás del medidor (Estrategia 2);
- Sustitución de la inyección de energía fotovoltaica distribuida mediante BESS coubicados (Estrategia 3).
La operación con baterías se representa mediante ventanas de carga y descarga predefinidas, diseñadas para reflejar estrategias operativas viables bajo las estructuras y tarifas actuales del mercado brasileño.
En lugar de introducir novedades algorítmicas, la contribución técnica de esta metodología reside en su fundamento empírico y transparencia. Al basarse en las condiciones observadas del sistema y en supuestos operativos fijos, el enfoque permite una comparación clara entre las estrategias de almacenamiento y destaca los desajustes estructurales entre los incentivos económicos, las normas regulatorias y las necesidades del sistema, afirman los autores.
Estrategia 1: BESS Autónomo
La primera estrategia explora una configuración hipotética en la que los sistemas autónomos de almacenamiento de energía en baterías (BESS) operan como agentes independientes del mercado, participando directamente en el mercado eléctrico mayorista.
El análisis de sensibilidad del retorno de la inversión (ROI) identificó que, para un rango de precios de BESS de 1250 reales (240 dólares)/kWh, el retorno de la inversión es positivo, del 1,5%, cuando el diferencial del mercado energético a corto plazo es de 400 reales (76,60 dólares)/MWh. Si el precio de BESS alcanza los 500 reales/kWh, también se obtiene un retorno positivo del 1,5% para la operación, con una diferencia en el precio spot de 160 reales/MWh. En la simulación de BESS a 500 reales/kWh y un diferencial a corto plazo de 400 reales/MWh, la rentabilidad de la inversión podría alcanzar el 13,4 %.
El estudio considera que la inversión es económicamente viable a partir de una tasa de rentabilidad mínima del 10-11 %.
La simulación reveló que, si bien existen oportunidades de arbitraje de precios, los ciclos óptimos de carga y descarga basados en el precio no coinciden sistemáticamente con los momentos en que la reducción de residuos o la mitigación de la variación de potencia serían más beneficiosas. Aun así, se podrían introducir en el sistema brasileño hasta 72,5 GWh/18,2 GW de sistemas de baterías en este tipo de aplicación antes de que el desplazamiento excesivo de carga comience a causar problemas de deslastre nocturno.
Desde un punto de vista técnico, esta estrategia es altamente viable. Sin embargo, desde un punto de vista regulatorio, actualmente carece de respaldo. La normativa actual no reconoce el almacenamiento como agente de generación/carga, ni permite su despacho ni compensación a través de los mercados de servicios del sistema.
Estrategia 2: Desplazamiento del consumo de baja tensión
La segunda estrategia analiza el uso de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (SBA) instalados en unidades de consumo de baja tensión, independientemente de si están equipadas con generación distribuida (GD). El objetivo es desplazar el consumo eléctrico de las horas punta nocturnas, cuando la red está más sobrecargada, al mediodía, cuando suele haber un excedente de generación solar disponible. En la simulación, las baterías están configuradas para cargarse entre las 7:00 y las 14:00, coincidiendo con el período de restricción de generación observado, y para descargarse entre las 17:00 y las 22:00, coincidiendo con los períodos de tarifa intermedia y punta de la tarifa blanca brasileña.
En la simulación de la Estrategia 2, que desplaza el consumo de baja tensión tras el contador, el retorno de la inversión (ROI) para el SBA de 1500 reales/kWh comienza con una diferencia entre la tarifa punta y la tarifa regular de 320 reales/MWh, con un ROI del 1,6%. Para diferencias tarifarias menores, como en el rango de 80 reales/MWh, el ROI se vuelve positivo con un BESS de 750 reales/kWh o menos. En este análisis, el retorno de la inversión podría alcanzar el 20% para un BESS de 500 reales/kWh y una diferencia tarifaria de 400 reales/MWh.
Los resultados de la simulación sugieren que esta estrategia requiere baterías con una capacidad de 40,0 GWh/8,6 GW, lo que contribuye a la alineación temporal entre la demanda y la generación solar.
Desde un punto de vista regulatorio, la estrategia está plenamente permitida. Sin embargo, económicamente, los beneficios para los consumidores son modestos. En la estructura actual de tarifa blanca, la diferencia entre las tarifas valle y estándar es de 150 reales/MWh, equivalente al 18%. Incluso con un funcionamiento optimizado, el ahorro esperado en la factura eléctrica se limita a aproximadamente el 5%.
Estrategia 3: Desplazamiento de la Inyección Fotovoltaica
La estrategia final explora el uso de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) localizados, junto con sistemas fotovoltaicos distribuidos que operan en modo de generación remota, para desplazar la inyección de energía de períodos de excedente a períodos de mayor demanda del sistema. En la simulación, las baterías se configuraron para cargarse desde el inicio de la generación hasta alcanzar su capacidad máxima de 3 horas y descargarse entre las 18:00 y las 21:00, coincidiendo con el período tarifario de máxima demanda.
En los escenarios analizados para la Estrategia 3, el retorno de la inversión comienza cuando la relación entre la tarifa de hora punta y la tarifa estándar es de 1,6 y el gasto de capital de BESS es igual o inferior a 1.000 reales/MWh. Para rangos de precios de BESS más altos, el retorno de la inversión comienza cuando la relación entre los precios de hora punta y de hora valle es igual o superior a 1,8. Para una inversión de capital de BESS de 500 reales/kWh y una tarifa de hora punta dos veces más cara, el retorno de la inversión podría alcanzar el 16,6 %.
El estudio también simuló la Estrategia 3 durante los fines de semana, lo que resultó en un retorno positivo de la inversión en todos los escenarios.
Los resultados de la simulación muestran que esta estrategia requeriría baterías con una capacidad de 18,0 GWh/6,0 GW. Esta estrategia es técnicamente sencilla de implementar y, desde una perspectiva regulatoria, puede beneficiarse del régimen de compensación energética de Brasil, que diferencia los créditos energéticos según el tiempo de inyección. «Cada MWh inyectado durante las horas punta puede convertirse en aproximadamente 1,6 MWh de crédito para el consumo durante las horas valle por parte de los consumidores de baja tensión», afirma el artículo.
El almacenamiento distribuido requiere una acción coordinada
La incorporación de restricciones de ubicación, el despacho en tiempo real o la participación coordinada de los prosumidores probablemente aumentaría el valor sistémico del almacenamiento distribuido, permitiendo un alivio de la congestión más específico y una mayor flexibilidad. Sin embargo, estas extensiones requerirían granularidad de datos, infraestructura digital y mecanismos de acceso al mercado que aún no están disponibles en el contexto brasileño. Por lo tanto, estas dimensiones se identifican como prioritarias para futuras investigaciones.
En última instancia, aprovechar al máximo el potencial del almacenamiento distribuido requerirá una acción coordinada en las áreas técnicas, económicas y regulatorias. A medida que Brasil y otros países avanzan hacia sistemas energéticos más descentralizados y flexibles, el papel del almacenamiento, tanto como reserva como facilitador, será fundamental para garantizar la confiabilidad, la eficiencia y la equidad en la transición energética, afirma el estudio.
La implementación también depende de la innovación regulatoria, una mejor estructura del mercado y tarifas que incentiven la flexibilidad. Los responsables políticos deberían considerar el desarrollo de nuevas funciones para el almacenamiento, la habilitación de agregadores de carga y la creación de señales que alineen la inversión privada con el interés público, concluye el estudio.
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