La primera subasta de baterías de Brasil, prevista para diciembre, entra en la recta final de preparación sin una definición básica: quién paga la cuenta. Los dos certámenes de reserva de capacidad para sistemas de almacenamiento están fijados para el 2 y el 4 de diciembre, con contratos de 15 años e inicio del suministro en agosto de 2028, pero parte del sector eléctrico ya da por cierto el aplazamiento, según Folha de S.Paulo. La Aneel, el regulador eléctrico brasileño, discutirá las minutas de los pliegos en una audiencia pública el martes 1 de septiembre en Brasilia y recibe contribuciones hasta el 14 de septiembre.
El origen del impasse es una norma incluida en la Ley 15.269/2025, que determinó que el costo de las baterías sea pagado exclusivamente por los generadores de energía, y no repartido entre todos los usuarios del sistema a través de cargos en la tarifa, como ocurre en las demás subastas de reserva de capacidad. El problema es que la Aneel aún no definió cómo será ese reparto: qué generadores dividirán la carga y cuánto pagará cada uno. En los últimos días, técnicos del propio organismo empezaron a evaluar la inclusión de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas en la división, según reportajes de Valor Econômico y MegaWhat.
Los representantes de los sectores de baterías y de generación eólica y solar argumentan que la reserva de capacidad es un seguro para el sistema en su conjunto, la contratación de potencia extra para garantizar el abastecimiento en los momentos de mayor necesidad, y que por eso el costo debería dividirse entre todos, con traslado al consumidor en la factura de luz. Los defensores de la norma actual afirman que el cargo debe quedar con quienes hicieron necesaria la subasta: los propios generadores, cuya producción intermitente exige flexibilidad. Según Folha, incluso con el diseño actual el consumidor pagará de forma indirecta, porque los generadores tienden a trasladar el costo al precio de la energía contratada y las empresas a incorporarlo en sus ofertas.
El mercado en disputa
El tamaño del negocio ayuda a explicar la presión. El almacenamiento en baterías es visto como la solución al curtailment, el corte forzado de generación renovable cuando la red de transmisión no logra absorber la producción. Solo en 2024, el Nordeste de Brasil concentró el 75% de las interrupciones de generación renovable del país, con más de 330 mil horas de producción suspendida y pérdidas superiores a R$ 1.600 millones, según un levantamiento de la consultora Volt Robotics citado por Movimento Econômico. Deloitte estima que el segmento puede atraer R$ 57.000 millones en inversiones hasta 2035, y la Absae, la asociación del sector de almacenamiento, calcula que la contratación de 2 GW en baterías destrabaría cerca de R$ 10.000 millones.
Los dos certámenes, creados por la Ordenanza Normativa 136/2026 del Ministerio de Minas y Energía, tendrán formatos distintos. En la subasta nacional, las baterías deben ser fabricadas en Brasil, conforme a los criterios de acreditación del BNDES, el banco estatal de desarrollo. En la subasta general, la importación está permitida. El registro de proyectos batió el récord histórico para una primera subasta, según la EPE, la empresa pública de investigación energética. La versión definitiva de los pliegos está prevista para finales de octubre.
En el Congreso tramita el proyecto de ley PL 3.716/2026, del diputado Arnaldo Jardim, que revoca la excepción creada en 2025 y devuelve a las baterías la regla general de financiamiento de la reserva de capacidad. En un artículo publicado en CNN Brasil, el director ejecutivo de la Absae, Fabio Monteiro Lima, defendió que la subasta no quede condicionada a la regulación previa del reparto de costos y citó el precedente de 2021: la primera subasta de reserva de capacidad se realizó en diciembre de ese año, los contratos se firmaron en julio de 2022 y la regla de financiamiento solo se concluyó en octubre de 2024, antes de la entrada en operación de las plantas.
Para los generadores e inversores, la indefinición aumenta el riesgo regulatorio y tiende a encarecer las ofertas, ya sea por menor competencia o por precios más altos incorporados en las propuestas. Para el consumidor, la cuenta llega de una forma u otra: directamente en la tarifa, si el costo se reparte por el sistema, o diluida en el precio de la energía contratada, si queda con los generadores.