Las subastas de capacidad son la vía más clara a corto plazo para que las baterías a escala de red en Brasil obtengan ingresos contratados a largo plazo. Las primeras subastas de baterías, en diciembre, ofrecen contratos a 15 años indexados a la inflación, y el planificador energético del Gobierno (EPE) ya contempla 7,2 GW de baterías en su plan hasta 2036, nueve veces la capacidad prevista hace dos años.

El Gobierno ha anunciado al menos 2 GW de baterías de cuatro horas para diciembre, y las estimaciones del sector llegan hasta los 6 GW. Los adjudicatarios reciben un pago fijo por poner capacidad a disposición, con suministro a partir de agosto de 2028.

El aumento de la generación solar y la persistente escasez de capacidad firme respaldan la demanda de más baterías. Por tanto, diciembre podría ser la primera de varias oportunidades para asegurar ingresos a largo plazo. Hay más subastas previstas para 2027–2029, sujetas a evaluaciones anuales de las necesidades, aunque las baterías competirán con el gas y otras tecnologías.

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Conclusiones clave

• El Gobierno ha anunciado al menos 2 GW para diciembre, con estimaciones de hasta 6 GW. En rondas posteriores podrían contratarse más, según las evaluaciones anuales de las necesidades y la competencia del gas.
• La energía solar está ampliando la diferencia entre la electricidad barata del mediodía y el pico de la tarde-noche, lo que aumenta la necesidad del sistema de contar con baterías que trasladen energía de un período a otro.
• El operador del sistema prevé un riesgo del 43% de déficit de suministro en 2030, pese a las compras de capacidad de marzo. Esta necesidad persistente respalda nuevas oportunidades de subasta hasta 2029.
• Los escenarios de la EPE apuntan a un mercado potencial de baterías de hasta 69 GW para 2055. El plan a corto plazo ya se acerca a las trayectorias de mayor crecimiento. Los volúmenes adjudicados en las subastas ayudarán a determinar la rapidez con que ese potencial se traduce en proyectos contratados.

La EPE prevé ahora nueve veces más baterías que hace dos años

La EPE contempló por primera vez las baterías en la matriz de capacidad de Brasil en el PDE 2034, con 800 MW. La siguiente edición, el PDE 2035, elevó esa cifra a 6,6 GW a partir de 2028, y el PDE 2036, abierto a consulta hasta el 6 de noviembre, mantiene 7,2 GW. A los costos de referencia del planificador, esto equivale a unos 40.000 millones de reales brasileños (R$).

La mayor parte del aumento se produjo con el PDE 2035, aunque el costo de las baterías por kW previsto por el planificador apenas cambió. El principal cambio estuvo en el modelado: las baterías podían incorporarse a partir de 2028, tres años antes, como sistemas de cuatro horas adaptados a las rampas vespertinas que analiza el planificador. Mientras tanto, los costos de las turbinas de gas aumentaron en toda la cadena de suministro, en parte debido a la demanda de los centros de datos.

Las subastas de capacidad de diciembre, conocidas como LRCAP, son la primera oportunidad para materializar ese plan. Si en diciembre se adjudican al menos 2 GW, como ha anunciado el Gobierno, y hasta 6 GW, según las estimaciones del sector, quedarían al menos 1,2 GW del plan de 2036 para rondas posteriores. El regulador aprobó las reglas definitivas de la subasta el 27 de octubre, sin especificar un volumen; el Ministerio de Energía lo fija antes de la apertura de cada subasta.

El interés no es un obstáculo: los promotores registraron 296,8 GW de proyectos de baterías antes de la fase de precalificación (EPE, agosto de 2026).

El crecimiento solar aumenta la necesidad de trasladar energía con baterías a la tarde-noche

El mercado mayorista de Brasil tiene cuatro zonas de precios regionales, conocidas como submercados, cada una con su propio precio spot por hora. El gráfico siguiente muestra la zona Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), donde los precios se mantuvieron en el mínimo regulatorio durante la mayor parte de las horas hasta 2023. A partir de 2024, el mediodía pasó a ser el momento más barato del día. La capacidad solar instalada en la zona se más que triplicó entre 2022 y 2026, hasta alcanzar 39 GW, en su mayoría de generación en tejados y de pequeña escala.

A medida que bajaron los precios del mediodía, la diferencia entre el precio horario más alto y el más bajo de un día promedio se multiplicó por más de cuatro entre 2024 y 2026. Ahora los precios tocan fondo al mediodía y alcanzan su máximo después del atardecer. La EPE describe el mismo problema: excedentes durante el día y necesidad de electricidad y flexibilidad al comienzo de la tarde-noche. Las baterías pueden ayudar a satisfacer esa necesidad almacenando los excedentes diurnos para utilizarlos durante el pico vespertino.

La ampliación de las diferencias de precios muestra la necesidad de flexibilidad del sistema, pero nuestras estimaciones sugieren que el arbitraje por sí solo no cubriría el costo total de una batería nueva. Si se anualizan los precios de 2026 hasta la fecha, una batería de cuatro horas que realice un ciclo diario con previsión perfecta, tras contabilizar los costos de carga y las pérdidas con una eficiencia de ciclo completo del 85%, generaría unos R$300.000/MW al año en la zona SE/CO. Esa cifra iguala o queda por debajo de los costos anuales de operación, impuestos y cargos de red de una batería según los costos de referencia de la EPE, sin dejar margen para cubrir su construcción.

Según las reglas de la subasta, los adjudicatarios reciben en cambio un pago fijo por capacidad, mientras que las ganancias y pérdidas derivadas de la carga y descarga se transfieren a la cuenta de reserva de capacidad del sistema. Por tanto, los inversores que participen en las subastas deben basar su modelo de negocio en el pago fijo por capacidad.

El déficit de confiabilidad sustenta las subastas anuales de capacidad hasta 2029

Las dos subastas de capacidad de marzo contrataron 19,5 GW, en su mayoría de gas, pero no fue suficiente. El último plan operativo del operador del sistema sigue situando el riesgo de déficit de suministro en torno al 20% en 2027 y al 43% en 2030, frente a un límite del 5%.

Las baterías adjudicadas en diciembre empezarán a suministrar energía en agosto de 2028, por lo que no pueden cerrar la brecha de 2027. El déficit proyectado persiste incluso aunque la demanda máxima de 2025 fue inferior a la prevista por el planificador.

El plan decenal de la EPE añade otros 19,6 GW de capacidad hasta 2036, incluido el almacenamiento. Para satisfacer esa necesidad, el Gobierno ha programado una subasta de capacidad en el segundo semestre de cada año entre 2027 y 2029, en virtud de la Portaria Normativa 143/2026. Cada subasta depende de una evaluación anual de las necesidades realizada por el planificador y el operador del sistema.

Junto con la de diciembre, estas rondas son la principal vía de acceso al mercado para las baterías a escala de red hasta 2029. La única otra opción es la contratación caso por caso de baterías como activos de red.

Las rondas posteriores serán neutrales en cuanto a tecnología, pero las baterías parten con ventaja. El plan de mínimo costo de la EPE selecciona 7,2 GW de baterías frente a 4,8 GW de generación térmica, y la hidroeléctrica de bombeo no aparece hasta 2035. Hasta 2029, el principal competidor será el gas.

La eólica y la solar muestran la vía que las subastas podrían abrir para el almacenamiento

Brasil ya ha utilizado subastas para impulsar nuevas tecnologías. La energía eólica obtuvo sus primeros contratos en subastas en 2009 y la solar a escala de servicios públicos, en 2014. Para 2022, las subastas reguladas habían contratado 19,6 GW de energía eólica y 5,6 GW de solar.

Una vez consolidadas esas tecnologías, el crecimiento se trasladó al mercado libre, a medida que se agotaba la demanda de las distribuidoras. Hoy, menos de una cuarta parte de la energía solar a escala de servicios públicos de Brasil cuenta con un contrato de subasta regulada.

Las subastas de capacidad podrían ahora cumplir la misma función de impulso para el almacenamiento, con un contrato de capacidad en lugar de uno de energía.

Según los escenarios de la EPE, el mercado a largo plazo podría multiplicar por diez el plan de 2036, sobre todo después de 2040

El Plan Nacional de Energía de la EPE (PNE 2055) proyecta entre 29,6 GW de baterías en 2055 en el escenario de crecimiento más lento y 69,0 GW en el más rápido, que alcanza las cero emisiones netas en 2050. Los tres escenarios contemplan un crecimiento sustancial, aunque la mayor parte se produce después de 2040.

El último plan decenal plantea si una parte mayor de ese crecimiento podría materializarse antes de 2040. Sus 6,4 GW para 2035 se acercan más a los dos escenarios de mayor crecimiento, que prevén entre 8,2 y 8,4 GW, frente a 2,2 GW en el escenario más lento. Sin embargo, convertir esa ambición de planificación en una cartera de inversiones a corto plazo depende en gran medida de cuánta capacidad contrate el Gobierno.

Las baterías también tendrán que hacer frente a la competencia. Los escenarios a largo plazo incluyen al menos 9 GW de hidroeléctrica de bombeo para 2055, otra forma de satisfacer las necesidades de almacenamiento del sistema.

Para los inversores, los escenarios indican la escala potencial más allá de las primeras rondas de subastas. Las evaluaciones anuales de las necesidades y los volúmenes de las subastas permitirán prever con mayor certeza cuándo se materializará esa oportunidad, mientras que el desarrollo de otras vías de ingresos podría ampliarla.

El caso de inversión comienza con el contrato de capacidad

Para los inversores, diciembre marca la apertura del mercado brasileño de baterías. El contrato de capacidad proporciona los ingresos en torno a los cuales puede planificarse un proyecto, y las necesidades persistentes de capacidad respaldan una serie de posibles subastas hasta 2029. En las rondas posteriores, las baterías competirán con otras tecnologías.

Podrían desarrollarse otras vías mediante la compraventa de energía y los servicios auxiliares, además de la contratación caso por caso de baterías como activos de red. Su potencial de inversión depende de los ingresos disponibles y de las reglas que rigen la participación y la acumulación de ingresos.

Para los inversores que participen en las subastas de capacidad, la pregunta decisiva es el precio del contrato. La decisión de inversión depende de conseguir un contrato a un precio que cubra la construcción, la operación y las obligaciones de suministro.

La parte 2 analiza esos compromisos; la parte 3 examina hasta dónde pueden llegar las ofertas a la baja.