Las contradicciones que rodean al sector eléctrico están adquiriendo nuevas dimensiones, incluso cuando el gobierno federal adopta medidas correctas que, estrictamente hablando, deberían solucionar algunos de los problemas crónicos que aquejan al sector.
En esta ocasión, la paradoja gira en torno a la regulación de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) a principios de este mes.
Presentado como una solución a uno de los principales cuellos de botella del sistema —la intermitencia de la energía solar—, se espera que el sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) genere hasta R$77 mil millones y alcance los 72 GWh de capacidad instalada para 2034, según estimaciones de ABSAE, una asociación de empresas del sector de las baterías. Por otro lado, alimentará la insaciable sed de ingresos del gobierno federal.
¿Cuál sería una solución para reducir los recortes en la generación de energía renovable durante el día para no sobrecargar el sistema, la llamada restricción –ya que las baterías almacenan el excedente producido durante el día y lo liberan cuando el sistema más lo necesita, por la noche– parte de su rentabilidad probablemente se pierda debido al mantenimiento de los aranceles de importación sobre los equipos, la mayoría de los cuales provienen de China, con tasas del 70%.
La contradicción cobra relevancia debido al efecto en cascada que se prevé que produzca. El mismo día en que Aneel, el organismo regulador del sector eléctrico, emitió la normativa sobre sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), el gobierno federal anunció las directrices para la primera subasta de reservas exclusivas de capacidad de baterías, prevista para diciembre de 2026, con el objetivo de garantizar la seguridad energética y reducir el uso de centrales térmicas durante las horas punta, después de las 18:00, cuando disminuye la generación solar y aumenta el consumo.
En la práctica, además de disuadir a los inversores, el mantenimiento de la política fiscal del 70% se reflejará en los ingresos de los proyectos de subasta y, por lo tanto, se trasladará al consumidor de energía. En otras palabras, es probable que las facturas de electricidad vuelvan a subir.
“Existe una falta de visión gubernamental sistémica para transformar la energía en desarrollo, integrando los sectores de electricidad, agricultura y minería, los principales beneficiarios de la adopción masiva de baterías de almacenamiento de energía”, afirma Donato Filho, director ejecutivo de la consultora Volt Robotics .
Según él, las políticas públicas deberían incentivar y facilitar la instalación y el desarrollo de baterías, en lugar de crear barreras fiscales, sobre todo porque las baterías evitan el desperdicio de energía limpia. «La tecnología está mejorando rápidamente y se está integrando en los sistemas eléctricos, con una reducción de precio del 30 % en el último año», continúa Donato.
Dado el impacto negativo de la restricción de la producción, que obliga al Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) a recortar más del 20% de la generación de energía renovable, el experto cree que la incorporación de baterías en el sector eléctrico tiende a ser más rápida que la de la propia energía solar, debido a su mayor flexibilidad y a sus múltiples usos más allá de la generación.
Para hacerse una idea del impacto del sistema de almacenamiento en los cuellos de botella del sector eléctrico, una simulación de Volt Robotics indica que, con la adopción de 10 gigavatios (GW) de baterías en una central eléctrica centralizada, la limitación de la producción se reduce a menos del 5 %. El año pasado, la consultora estimó pérdidas de R$ 6.500 millones debido a la limitación de la producción en las 1.500 centrales eléctricas de energía renovable centralizadas, desde pequeñas hasta grandes, bajo la supervisión de la ONS (Operador del Sistema Nacional).
Además de compensar la intermitencia de las centrales solares y eólicas, las baterías ayudan a reducir las tarifas (cargándose cuando hay un exceso de energía y descargándose durante las horas punta) y a estabilizar la red eléctrica corrigiendo las fluctuaciones de voltaje y frecuencia.
El precio varía.
El costo de un sistema de almacenamiento de baterías varía considerablemente según el tamaño y el tipo de aplicación. En instalaciones residenciales, las inversiones suelen comenzar en torno a los R$ 30.000 y pueden llegar a los R$ 90.000. Los proyectos destinados a empresas, con mayor capacidad y una ingeniería más compleja, superan fácilmente los R$ 600.000.
En el caso de sistemas a gran escala utilizados para mitigar la demanda máxima (lo que se conoce como reducción de picos de demanda ), el ahorro mensual puede oscilar entre R$8.000 y R$15.000, lo que permite recuperar la inversión en un plazo estimado de dos a cuatro años. En el mercado, el costo inicial se suele calcular en función de la capacidad instalada, que actualmente varía entre R$1.100 y R$1.900 por kWh.
El empresario Sérgio Jacobsen, director ejecutivo de Micropower Energy , empresa del sector de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), afirma que la reducción del impuesto favorecería tanto la subasta como la adopción por parte de los consumidores, acelerando el desarrollo del ecosistema de almacenamiento. Según él, el tipo impositivo del 70 % es absurdo y contraproducente. «Estrictamente hablando, el 70 % multiplicado por cero es cero; sin mercado, no hay ingresos», declara.
“Cada megavatio ( MW ) de energía almacenada en baterías puede evitar la construcción de MW adicionales de generación y transmisión que permanecen inactivos durante 20 horas al día, sin emitir CO₂ y sin depender de combustibles importados sujetos a turbulencias geopolíticas”, añade, refiriéndose a la contratación de centrales térmicas para brindar seguridad al sistema y compensar la intermitencia de las plantas renovables.
Jacobsen afirma que las baterías ya no deberían considerarse una tecnología experimental, citando como ejemplo el mayor proyecto de almacenamiento de energía solar del mundo, actualmente en construcción en Abu Dabi. "Consta de 5 GW de paneles solares integrados con baterías, que proporcionan 1 GW de potencia constante, las 24 horas del día, a un coste estimado de 70 dólares estadounidenses por MWh, competitivo con las nuevas centrales de gas, que según Lazard Bank cuestan entre 48 y 109 dólares estadounidenses por MWh", declara.
Predice una expansión del mercado de almacenamiento de energía en Brasil. "La oferta de energías renovables y la competitividad del suministro continuo, con energía las 24 horas, deberían aumentar, reduciendo los costos sistémicos e incluso las tarifas de fin de día", afirma.
Su empresa, que cuenta con gigantes de la industria como Equinor, Siemens y Comerc como socios, ofrece el sistema BESS como servicio, proporcionando a clientes que van desde empresas agroindustriales hasta Vale, un paquete de planta de energía solar y baterías para reducir los costos de energía.
En la agricultura, por ejemplo, el impacto es significativo. "Tenemos un cliente en el oeste de Bahía, una agroempresa, que cuenta con una red eléctrica interna de 100 km, la misma distancia que su tubería de agua; ambas alimentan el riego de la finca con energía solar y baterías, algo que antes se hacía con generadores diésel", explica.
Subasta bajo escrutinio
La primera subasta de reserva de capacidad centrada exclusivamente en sistemas BESS se dividió en dos partes.
Una de las subastas se celebrará el 2 de diciembre y estará dirigida a proyectos que cumplan con los requisitos mínimos de nacionalización definidos por el BNDES. Dos días después, el 4 de diciembre, tendrá lugar la otra subasta, abierta a otros sistemas de almacenamiento y más orientada a empresas extranjeras.
Las directrices del MME establecen que los proyectos ganadores tendrán contratos de reserva de capacidad con una duración de 15 años y el inicio del suministro el 1 de agosto de 2028.
Las baterías deben ser capaces de suministrar la potencia contratada durante cuatro horas consecutivas por ciclo completo, y pueden realizar hasta dos ciclos al día, con un límite de 366 ciclos al año. No obstante, el ONS (Operador del Sistema Nacional) puede poner en funcionamiento los sistemas durante un máximo de 12 horas.
Donato, de Volt Robotics, explica que el modelo propuesto pone la batería a disposición del sistema, y es el ONS (Operador Nacional del Sistema) quien determina cuándo cargarla y descargarla. El emprendedor recibe un ingreso fijo supeditado al rendimiento; si no se cumplen los parámetros, se interrumpe el pago mensual.
“Esto reduce el papel del empresario a la gestión de activos, similar al de una empresa de transmisión, y limita la obtención de valor a partir de los múltiples servicios que la batería podría proporcionar”, lamenta, comparando el modelo con un teléfono inteligente destinado únicamente a llamadas, lo que prescinde del potencial tecnológico de aplicaciones como WhatsApp, por ejemplo.
«Las baterías podrían ofrecer arbitraje de precios, reducir la limitación de la producción , disminuir la demanda en la red y proporcionar servicios auxiliares como la regulación de voltaje y la respuesta ante cortes de suministro», afirma. «Aun así, considero que es mejor realizar una primera subasta, aunque sea imperfecta, que no realizar ninguna».
El especialista de Volt también tiene reservas sobre la división de la contratación en dos bloques: "Al segmentar la demanda en lotes para contenido nacional e importado, la competencia se diluye, ya que hay menos participantes en cada segmento y ofertas fragmentadas", afirma, señalando que este modelo puede aumentar los costos debido a la menor competencia.
Jacobson también tiene dudas sobre las dos subastas. «El gobierno ha anunciado hasta 2 GW en la subasta, pero no hay claridad sobre la distribución de la energía entre la producción nacional y la extranjera», advierte. «Si la energía nacional abastece toda la capacidad, ¿seguirá habiendo una subasta para la energía importada? ¿Habrá cuotas separadas o un límite máximo único con prioridad? Esta definición afecta a los proveedores y a la estrategia de los empresarios», añade.
El anuncio simultáneo de la normativa y la subasta por parte del Ministerio de Minas y Energía (MME) ha animado a los fabricantes interesados en instalar líneas de producción de baterías de almacenamiento de energía en el país, con inversiones proyectadas de 8.000 millones de reales por parte de gigantes de la industria como WEG , Moura, la empresa sueca Anadox y Brasol.
Otra oportunidad de inversión provendrá de las tres líneas de financiamiento ofrecidas por el BNDES , que suman un total de R$ 54 mil millones, las cuales están incentivando tanto a las empresas interesadas en participar en las subastas como en adquirir equipos y expandir su presencia en el mercado.
"Es importante aclarar que el BNDES no tiene un presupuesto predefinido para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías, sino para cada uno de los instrumentos de financiación del Banco", afirma la oficina de prensa del BNDES en una nota enviada a NeoFeed .
"Así, para 2026, el Fondo Climático cuenta con un presupuesto de 27.000 millones de reales; el Fondo Soberano Brasil, 15.000 millones de reales; y el Fondo Más Innovación, 12.000 millones de reales, lo que suma un total de 54.000 millones de reales", añade, refiriéndose a los nombres de cada línea de financiación, a la que, según el proyecto, el emprendedor puede solicitar acceso.
