Los plazos ajustados amenazan la esperada subasta de almacenamiento de energía en Brasil

A medida que el gobierno brasileño retrasa la publicación de regulaciones críticas y las reglas de la subasta, el país corre el riesgo de perder una solución probada a nivel global para la flexibilidad de la red, una necesidad cada vez más acentuada por la creciente participación de energías renovables en Brasil.

Con discusiones aún pendientes en el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), el mercado de sistemas de baterías a gran escala en la mayor economía de América Latina permanece en un compás de espera. Líderes del sector advierten que la ventana de oportunidad se está cerrando rápidamente en lo que ya es un año políticamente complejo.

“El ministerio ha confirmado la subasta para este año, incluyendo una ordenanza directiva para abril. Sin embargo, según el calendario de la subasta, necesitamos alrededor de cuatro meses solo para que Aneel apruebe el marco de licitación, y luego otros 30 días antes de la fecha de la subasta”, advirtió Fábio Lima, director ejecutivo de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (Absae).

De forma crucial: “Realistamente, la ordenanza debe publicarse dentro de los próximos 15 días para que una subasta sea viable este año. Más allá de eso, una subasta en 2026 ya no es creíble”.

Lima realizó estas declaraciones ayer, durante un evento del sector celebrado en la sede de São Paulo de la empresa noruega de energías renovables Scatec.

La urgencia se ve agravada por factores internos. “Este es uno de los principales temas en la agenda de Aneel, y existe una enorme presión del sector privado porque este no es un año sencillo”, añadió el responsable de Relaciones Institucionales y Gubernamentales del despacho Di Blasi, Parente & Associados. “Tenemos elecciones, por lo que la segunda mitad del año adquiere un enfoque político completamente distinto, y la Copa del Mundo a mitad de año también altera el calendario político y regulatorio del país. El tiempo se está agotando para resolver estos problemas regulatorios, que son vitales para que los participantes estructuren sus ofertas con éxito”.

El dilema del regulador

Más allá de las directrices de subasta del MME —que fueron sometidas a consulta pública en noviembre pasado— los agentes del mercado esperan reglas claras sobre la conexión a la red y los cargos por uso de transmisión para los sistemas de almacenamiento de energía (ESS). Una votación sobre la consulta pública de Aneel en esta materia (CP 39) fue pospuesta la semana pasada después de que el director Willamy Frota solicitara más tiempo para revisar el proceso.

En el centro del debate regulatorio se encuentra cómo clasificar legalmente una batería e integrarla en los marcos existentes.

“Las baterías poseen características diferentes a cualquier cosa que hayamos abordado hasta ahora”, explicó Felipe Calabria, superintendente de Servicios de Generación y Regulación del Mercado de Energía Eléctrica de Aneel. “No es ni un consumidor clásico ni un generador clásico. La ley resolvió esto permitiéndonos clasificarla como almacenamiento”.

Según Calabria, el enfoque actual de Aneel es cómo integrar el almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional de manera que optimice la operación de la red, al tiempo que proporcione las señales económicas adecuadas para las inversiones en baterías.

Una preocupación importante para los inversores es el riesgo de “doble cobro” por el uso de la red, es decir, ser gravados tanto cuando la batería se carga (extrae energía) como cuando se descarga (inyecta energía). En una reciente sesión de Aneel, el director Fernando Mosna argumentó que los sistemas de almacenamiento deberían ser gravados únicamente por la energía que inyectan en la red. Calabria señaló que el consumo momentáneo y la posterior devolución de una cantidad ligeramente menor de energía (debido a la eficiencia típica de ida y vuelta del 85% de los sistemas de almacenamiento en baterías, o BESS) es considerado por el regulador como una pérdida técnica.

Perspectiva de los inversores

Desde el punto de vista de la inversión, un modelo tarifario más liviano es altamente preferido, señaló Bruno Cazarotte, gerente de proyectos en Scatec. La empresa noruega está evaluando actualmente diversas configuraciones de proyectos BESS para la subasta brasileña, que van desde sistemas independientes hasta esquemas híbridos en plantas existentes, o asociaciones con comercializadores de energía y empresas de transmisión. Sin embargo, una decisión final de inversión depende de reglas regulatorias claras.

“Los nuevos modelos de negocio habilitados por futuras regulaciones deben incluir la remuneración por los múltiples servicios que proporcionan los sistemas de almacenamiento”, afirmó Aleksander Skaare, gerente general de Scatec. “Pueden almacenar energía cuando los precios son más bajos durante el día y despacharla en horas de máxima demanda. Además, contribuyen a la estabilidad de la red, previniendo apagones y fluctuaciones, al tiempo que mantienen una ‘reserva’ de energía y reducen la sobrecarga de las líneas de transmisión. Una cuestión central es cómo se compensarán estos servicios. Brasil debe alcanzar un equilibrio técnico, económico y financiero entre todas las partes interesadas”.

Expertos participan en un evento sobre regulación de baterías y subastas en el mercado brasileño, en la sede de Scatec en São Paulo (SP). Imagen: Scatec/Comunicado de prensa

La “paradoja energética” de Brasil y ejemplos internacionales

Brasil se encuentra actualmente atravesando una “paradoja energética”, según Lima, de Absae. A pesar de niveles récord de generación renovable, el país enfrenta un “apagón de capacidad” durante las horas pico. Sin baterías a gran escala para almacenar el exceso de energía solar y eólica, la red se ve obligada a recurrir a costosas y contaminantes centrales térmicas de combustibles fósiles para satisfacer la demanda en los picos.

Absae estima que el almacenamiento en baterías es un 46% más barato que mantener centrales térmicas como reserva de capacidad, lo que representa ahorros potenciales de 3.000 millones de reales (aproximadamente 600 millones de dólares) al año para los consumidores brasileños. Además, las elevadas tasas de vertimiento de energías renovables, que promedian alrededor del 20% a nivel nacional, añaden una presión considerable para implementar una solución de flexibilidad.

Mientras Brasil debate el acceso a la red, la remuneración y las reglas de las subastas, otros mercados globales ya están aprovechando proyectos híbridos para garantizar la seguridad energética.

Como ejemplo destacado, Scatec firmó recientemente un contrato masivo por 3,9 GWh de BESS y 1,95 GW de energía solar para el proyecto Energy Valley en Egipto. El gobierno egipcio adjudicó el BESS como infraestructura estratégica para proporcionar suministro firme de energía, suavizar las rampas de generación de las renovables variables y garantizar la estabilidad general de la red, un modelo que Brasil podría seguir si los reguladores logran cumplir con los plazos cada vez más ajustados.

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