La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil finalmente aprobó por unanimidad los avisos de dos primeras subastas de almacenamiento con baterías que tendrá el país y ya puso referencia a los precios
La convocatoria LRCAP Armazenamento Nacional, prevista para el 2 de diciembre y que exigirá el cumplimiento de los criterios de nacionalización del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), tendrá un precio inicial de R$ 1,76 millones / MW anual (cerca de USD 334400/MW año según tipo de cambio oficial).
Mientras que para la licitación sin obligación de contenido mínimo local, programada para el 4 de diciembre, el valor inicial será de R$ 1,58 millones / MW anual (aprox. USD 300200 / MW anual).
Es decir que los valores, presentados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) el 26 de octubre y aprobados al día siguiente, presentan una diferencia de R$ 180000 (USD 34200 USD) por MW/año, equivalente a un 11,4% adicional para los proyectos sujetos a contenido nacional.
La decisión concluye el análisis de los pliegos, que recibieron cerca de 2500 contribuciones durante las consultas públicas, y reactiva un proceso inicialmente previsto para abril de 2026, postergado por la revisión de las condiciones de contratación.
La magnitud de esta decisión cobra relevancia si se tiene en cuenta que la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) registró más de 6000 proyectos BESS stand-alone interesados en competir, los cuales suman más 296,8 GW.
Y si bien no todas las iniciativas finalmente quedarían habilitadas a participar de la subasta, las previsiones sectoriales indican posible adjudicación de 2 a 5 GW, equivalentes a 8 y 20 GWh. Por lo que la diferencia entre la potencia inscripta y la demanda estimada anticipa una competencia significativa entre desarrolladores.
En cuanto a la operación, las instalaciones deberán asegurar cuatro horas de disponibilidad por ciclo, con un máximo de dos ciclos diarios y un límite de 366 ciclos anuales. La recarga completa, desde el 0% hasta el 100% de la capacidad comprometida, no podrá superar las seis horas.
El despacho quedará centralizado en el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), mientras que la remuneración consistirá en un ingreso fijo anual, distribuido en doce cuotas mensuales y sujeto a ajustes por desempeño.
Entre las modificaciones aprobadas sobresale la reducción del 38,8% en la inversión de referencia, que pasa de R$ 9,8 millones (1,862 millones de USD) a R$ 6 millones (1,14 millones de USD) por MW, conforme al Plan Decenal de Expansión Energética 2035.
La actualización disminuye la garantía de oferta de R$ 98000 (USD 18620) a R$ 60000 (USD 11400) por MW, y por tanto, la correlación con la garantía de cumplimiento baja de R$ 980000 (USD 186200) a R$ 600000 (USD 114000) por MW. Mientras que el patrimonio neto mínimo exigido también se reduce de R$ 980000 a R$ 600000 por MW.
Además, las exigencias financieras se calcularán sobre la potencia ofertada o contratada, en lugar de la capacidad instalada total, disminuyendo los compromisos de capital de los participantes.
ANEEL flexibilizó también la participación de consorcios pertenecientes a un mismo grupo económico y ahora la acreditación patrimonial podrá realizarse mediante la empresa matriz, sin duplicar los activos de sus filiales.
Se admitirá, asimismo, la participación de baterías asociadas a centrales con contratos vigentes en el mercado regulado, siempre que no afecten sus obligaciones existentes. Los proyectos podrán compartir infraestructura física bajo contratos y mediciones independientes.
Otro condicionante será la capacidad de conexión. A principios de octubre, el ONS, junto con ANEEL y la Empresa de Pesquisa Energética, publicó los márgenes remanentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN), que servirán como referencia para las ofertas.
Entre los nodos con mayor disponibilidad individual se encuentra Arinos 2, en Minas Gerais, con 2960 MW en 500 kV, seguido por Janaúba 3, con 2.920 MW, y Jaíba, con 2.575 MW.
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No obstante, los márgenes están sujetos a restricciones por subáreas y áreas eléctricas que limitan la potencia efectivamente aprovechable.
En el norte de Minas Gerais y oeste de Bahía, 22 barras suman aproximadamente 22 GW de capacidad individual, aunque el límite conjunto alcanza solo 3200 MW. La situación se repite en una región que comprende Bahía, Piauí y Ceará, donde 41 barras superan los 28 GW, frente a un techo agregado de 3670 MW.
Por tanto, la viabilidad de los proyectos dependerá de los márgenes disponibles en cada nodo, las restricciones regionales y las condiciones técnicas de conexión. La capacidad individual publicada no equivale necesariamente a potencia utilizable, un factor relevante ante los 296 GW registrados.
La financiación del almacenamiento sigue en disputa
La aprobación de los pliegos no resuelve la controversia sobre quién asumirá los costos de contratación de las baterías, dado que ANEEL mantiene abierta hasta el 6 de noviembre la Consulta Pública N.º 37/2026, destinada a regular la distribución de esos pagos.
Actualmente, la Ley N.º 15.269/2025 asigna actualmente esa responsabilidad exclusivamente a los generadores de energía, una disposición cuestionada por empresas renovables que solicitaron revisar el esquema antes de las licitaciones.
En paralelo, el Proyecto de Ley N.º 3716/2026, impulsado por el diputado Arnaldo Jardim, propone trasladar el costo al conjunto de usuarios finales del sistema eléctrico, incluidos los consumidores, como ocurre en otros contratos de reserva de capacidad.
Incluso, la Cámara de Diputados aprobó en octubre una solicitud de urgencia que habilita el tratamiento de la iniciativa directamente en el pleno. Ante una eventual modificación legislativa, el regulador sustituyó en los documentos de licitación las referencias a los generadores por el concepto de usuarios de reserva de capacidad, sin alterar las obligaciones vigentes.
Durante la sesión extraordinaria, el director general de ANEEL, Sandoval Feitosa, señaló que el “organismo deberá incorporar con agilidad los cambios que eventualmente apruebe el Congreso”.
De esta manera, Brasil llega a diciembre con dos convocatorias autorizadas, precios iniciales diferenciados y menores garantías de participación, aunque la asignación de los costos y las restricciones de conexión continúan condicionando el escenario de contratación.
FES Brasil se hará en la antesala de las primeras subastas BESS del país
Future Energy Summit (FES) Brasil reunirá el próximo 5 de noviembre en el hotel InterContinental São Paulo a CEOs, inversores, desarrolladores y proveedores tecnológicos para analizar las oportunidades del mercado eléctrico brasileño.
Con más de 20 referentes confirmados, el encuentro marcará el cierre de la gira internacional 2026 de FES, en la antesala de una licitación de almacenamiento que registró un interés sin precedentes en el país.
Acceda a las entradas y conozca más sobre FES Brasil 2026.
Entre los participantes de FES Brasil ya figuran Elbia Gannoum, CEO de ABEEólica; Fábio Lima, director ejecutivo de ABSAE; Eduardo Azevedo, vicepresidente de generación centralizada de ABSOLAR; y Alexei Macorin Vivan, director presidente de ABCE, quienes integrarán una convocatoria que incluye a las principales asociaciones del sector y representantes del ámbito empresarial.
También estarán Aurelio Bustilho de Oliveira, CEO de Órigo Energia; Luiz Fernando Leone Vianna, vicepresidente de Grupo Delta Energia; André Moreira, CEO de Argo Energía; Guilherme Melo, director de construcción de Statkraft Brasil; Lucas Sanchez, director de renovables de CTG Brasil; Mayara Miqueletti, Head of Business Development de Acciona Energia; e Itamar Lessa, director de comercialización de Casa dos Ventos.
La agenda incluirá el panorama del sector público y las asociaciones energéticas, la visión de los líderes empresariales, las perspectivas de inversores y desarrolladores, la operación y mantenimiento de activos renovables, los proyectos híbridos y la financiación sostenible.
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