Brasil deberá incorporar cerca de 47 GW de capacidad firme en los próximos 20 años para garantizar la seguridad del suministro eléctrico, de acuerdo con un nuevo estudio elaborado por Aurora Energy Research. Esta proyección, que contempla hitos intermedios de 9 GW en 2027 y 24 GW en 2030, marca un punto de inflexión en la planificación energética del país: las baterías jugarán un rol clave como alternativa más competitiva y flexible frente a las centrales térmicas tradicionales. El informe destaca que los sistemas BESS presentan menores costos sistémicos y permiten reducir restricciones, siendo una de las tecnologías más eficientes para brindar capacidad firme. En términos concretos, su implementación puede representar un ahorro total del sistema de entre R$3.500 y R$4.600 millones por GW frente a térmicas con un Costo Variable Unitario (CVU) base. La brecha se amplía hasta R$11.200 millones por GW al comparar con las térmicas que alcancen el CVU máximo permitido en la próxima subasta de reserva de capacidad (LRCap 2025). "Las baterías reducen los costos sistémicos con menores gastos de CAPEX y OPEX, además de generar ingresos por carga, a diferencia de las centrales térmicas, que presentan costos elevados de despacho", señala el estudio. En la comparación directa de ingresos fijos, el informe sostiene que las baterías mantienen una ventaja estructural: sus ingresos son hasta un 15 % inferiores, lo cual refleja una menor inversión en capital y operación en valor presente neto. Además, su comportamiento operativo permite recuperar parte de los costos a través del balance entre carga y descarga, generando R$700 millones por GW en el horizonte de análisis, lo que reduce el costo total a 15 años en un 4,8 %. Aurora modeló dos escenarios distintos para evaluar el comportamiento de un sistema de almacenamiento de 50 MW frente a una central térmica de gas de ciclo abierto.
En el primer escenario, ambos activos operan de forma independiente, con reglas de despacho propias. Las baterías se despachan 9600 horas a lo largo de 15 años, es decir, 643 horas por año, con hasta un ciclo de cuatro horas de descarga diaria.
Bajo estas condiciones, los ingresos fijos ascienden a R$923 millones por GW/año y el costo total se ubica en R$13200 millones por GW a lo largo del período.
La relación costo-beneficio alcanza los R$1,36 millones por hora por GW. "Optimizar el despacho de baterías permite que los ingresos por descarga superen los costos de carga, con márgenes del 21 %", remarca el informe. En el caso de las térmicas, las proyecciones son considerablemente menos eficientes: 1800 horas de operación en 15 años, con un CVU entre R$380 y R$520 por MWh.
A pesar de registrar ingresos fijos de R$1000 millones por GW/año, el costo total escala hasta R$16650 millones por GW, con una relación costo-beneficio de R$9,25 millones por hora por GW. Si se toma como referencia el CVU máximo de R$2.639,99/MWh, el costo asciende a R$17920 millones por GW, y la relación empeora aún más: R$9,96 millones por hora por GW.
Avances regulatorios y subasta LRCAP Almacenamiento En este contexto, resulta clave el avance reciente de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que hace un mes publicó las bases preliminares para regular los sistemas de almacenamiento de energía en Brasil.La propuesta establece que los SAE deberán ser tratados como usuarios de la red eléctrica, con criterios claros para el acceso y las reglas correspondientes para la ejecución de los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión y Distribución (CUST/CUSD).
Además, se contemplan ajustes tarifarios específicos para los sistemas co-localizados, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con reducciones de hasta 15 % si la potencia contratada no coincide con los picos de operación.También se prevé una regulación particular para
curtailment y eventos de "constrained-off", con el objetivo de reducir vertimientos de energía renovable. La atención y expectativa del sector está puesta ahora en subasta de capacidad de reserva con almacenamiento, denominada "LRCAP Almacenamiento, cuya normativa preliminar (Ordenanza N°812/2024) fue puesta en consulta pública a fines del año pasado pero que aún no fue lanzada oficialmente. El documento prevé que los proyectos adjudicados entren en operación en julio de 2029, con contratos de 10 años de duración. Según la ordenanza, cada proyecto deberá ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas y los proyectos adjudicados deberán entren en operación en julio de 2029, con contratos de 10 años de duración. A cambio, los adjudicatarios recibirán un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales.No obstante, ese ingreso podrá ser reducido si el desempeño operativo no cumple con los criterios establecidos.
Desde el sector estiman que entre 1 y 2 GW de capacidad de almacenamiento podrían ser contratados en esta primera licitación, que marcará un precedente para el desarrollo del almacenamiento a gran escala en Brasil.