La Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) salió a respaldar el precio máximo definido para la primera subasta de capacidad de reserva dedicada a baterías en Brasil, al considerar que el valor parte de una metodología transparente, contempla los costos reales de un proyecto BESS y se ubica por debajo de los topes establecidos en licitaciones anteriores de capacidad.
La entidad puso especial énfasis en una distinción: el precio máximo no será necesariamente el precio de adjudicación.
“El precio máximo no es el precio de equilibrio. Indica el valor máximo que se puede ofrecer por un proyecto capaz de cumplir con todos los requisitos del contrato. Corresponde a la competencia determinar el valor justo”, señaló ABSAE.
Para la asociación, uno de los avances más relevantes es que la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicó por primera vez la metodología utilizada para calcular el precio de referencia, incluyendo fuentes, criterios y etapas de validación, excepto aquella información cuya divulgación pudiera afectar la competencia.
El cálculo incorpora las exigencias técnicas del producto y los principales costos esperados durante los 15 años de contrato: inversión inicial, degradación natural de las baterías, reposición de equipos, operación y mantenimiento, seguros, tarifas de red, financiamiento, costo de capital e impuestos.
ABSAE considera que este nivel de apertura permite entender con mayor precisión qué variables explican el techo económico de la licitación y brinda una referencia más sólida para desarrolladores, financiadores y consumidores.
La comparación con otras tecnologías es otro de los puntos centrales de su posicionamiento.
Según la asociación, el precio de referencia fijado para los BESS ya se encuentra por debajo de los máximos utilizados en la subasta de capacidad realizada en marzo, cuando los techos alcanzaron R$ 2,25 millones por MW/año para centrales térmicas existentes y R$ 2,9 millones por MW/año para nuevas centrales térmicas a gas.
En aquella ronda, los descuentos fueron cercanos a cero para carbón, inferiores al 1% para gas existente y de alrededor del 0,5% para ampliaciones hidroeléctricas.
Para ABSAE, esa comparación muestra que el almacenamiento entra a competir con una referencia económica ya más ajustada que otras alternativas contratadas para aportar capacidad al sistema.
El sector estima ahorros de hasta R$ 6000 millones por año
La asociación también tomó como referencia un estudio de Volt Robotics presentado en septiembre, que comparó los ingresos contratados en la subasta de marzo —con un promedio aproximado de R$ 2,4 millones por MW/año— con ingresos fijos para baterías cercanos al máximo ahora definido.
Para un escenario de 4500 MW de almacenamiento, el análisis estimó alrededor de R$ 3900 millones anuales de ahorro únicamente en ingresos fijos.
Cuando se agregan los beneficios operativos del almacenamiento, el costo efectivo podría resultar entre 37% y 57% inferior, de acuerdo con el estudio citado por ABSAE.
La asociación advierte además que esos cálculos toman como referencia valores próximos al techo de la licitación, por lo que una competencia elevada podría ampliar todavía más la diferencia.
Y competencia, al menos en términos de oferta potencial, no faltaría.
ABSAE señala que se registraron proyectos por casi 300 GW, frente a una demanda que representa apenas una fracción de ese volumen, un escenario que anticipa una presión significativa sobre los precios ofertados.
Qué cubre realmente el ingreso fijo de las baterías
Otro de los puntos que la entidad busca aclarar es el alcance de la remuneración.
El desarrollador no podrá obtener ingresos adicionales por fuera del contrato y el sistema quedará a disposición del Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que definirá cuándo cargar y descargar las baterías.
Las instalaciones deberán poder realizar hasta dos ciclos completos por día, entregar energía durante cuatro horas en cada ciclo, recargarse en hasta seis horas y mantener una eficiencia mínima del 85% durante todo el contrato.
Por eso, el ingreso fijo deberá cubrir la totalidad del ciclo económico del activo: CAPEX, degradación, reposiciones, operación, mantenimiento, seguros, conexión, impuestos y desmantelamiento al finalizar la concesión.
ABSAE también remarca que el beneficio derivado del arbitraje entre las horas de carga y descarga no quedará en manos del empresario.
Ese saldo económico se dirigirá a la cuenta que remunera la capacidad de reserva y, por lo tanto, contribuirá a reducir el monto que deben afrontar quienes financian el mecanismo.
Volt Robotics calcula ese beneficio en aproximadamente R$ 500 millones por año, tomando como referencia las diferencias de precios observadas desde 2024.
A ello se agregarían otros R$ 630 millones anuales en cargos evitados, principalmente por una menor necesidad de utilizar generación térmica.
El análisis estima además que hasta el 88% de la energía utilizada para recargar los sistemas podría provenir de agua vertida en centrales hidroeléctricas y de generación renovable actualmente desconectada.
Considerando el conjunto de efectos, el beneficio económico total podría ubicarse entre R$ 3900 millones y R$ 6000 millones anuales, de los cuales hasta R$ 5500 millones beneficiarían a los consumidores, junto con una reducción aproximada de seis millones de toneladas de CO₂ al año.
Todavía quedan variables regulatorias por definir
El respaldo de ABSAE al precio máximo no implica que todos los elementos de la subasta estén cerrados.
Entre las cuestiones todavía en discusión aparece el mecanismo para distribuir el cargo que remunerará a las baterías, actualmente bajo análisis en el Congreso y en la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL).
También pesan el costo del financiamiento, las tasas de interés, las condiciones crediticias y la evolución de una cadena local de suministro que todavía se encuentra en estructuración.
La asociación señala además que continúa el proceso de acreditación de equipos ante el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), mientras empiezan a desplegarse capacidades industriales locales.
El estándar operativo definitivo que establezca el ONS será otro factor relevante, ya que condicionará la degradación, la eficiencia y el perfil de uso de los sistemas.
Para ABSAE, estos puntos forman parte de la maduración natural de una tecnología que comienza a ganar escala dentro del sistema brasileño, pero no alteran su evaluación positiva sobre el diseño económico inicial de la licitación.
La expectativa del sector es que la combinación entre un precio máximo transparente, una fuerte sobreoferta de proyectos y la competencia entre participantes termine llevando las adjudicaciones a valores inferiores al techo definido por el Gobierno.
Cuenta regresiva para FES Brasil: la subasta BESS llega al centro del debate
La discusión sobre el precio y la competitividad del almacenamiento llegará además a Future Energy Summit Brasil, que se realizará este 5 de noviembre en el hotel InterContinental São Paulo.
El encuentro reunirá a CEOs, inversores, desarrolladores, fabricantes y proveedores tecnológicos en la antesala de una licitación que ya registró un interés sin precedentes y que puede marcar un punto de inflexión para el mercado brasileño de baterías.
Con más de 20 referentes confirmados, la jornada abordará siete grandes ejes vinculados con política energética, estrategias empresariales, innovación, almacenamiento, oportunidades de inversión y desarrollo, proyectos solares, eólicos e híbridos y nuevas alternativas de financiamiento.
El evento también contará con espacios de networking entre cientos de representantes de compañías, con foco en oportunidades comerciales y nuevos proyectos vinculados con la transición energética.
FES Brasil cerrará la gira internacional 2026 de Future Energy Summit con el almacenamiento como uno de los temas centrales y con la primera gran subasta BESS del país ya instalada en el centro de la agenda sectorial.
Por Florencia Guglielmetti
Por Energía Estratégica
Por Matías Medinilla
Por Emilia Lardizabal
