La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) celebrará las primeras subastas de reserva de capacidad (LRCAP) exclusivas para baterías de Brasil los días 2 y 4 de diciembre, con contratos de capacidad de 15 años a partir de agosto de 2028.

Los proyectos que cumplen las reglas de contenido nacional compiten primero, y la capacidad que contraten puede reducir la capacidad de conexión disponible para proyectos con equipos importados. Este riesgo se suma a una elevada concentración de proyectos registrados en el Nordeste, que reúne cerca de siete de cada diez MW registrados, pero solo alrededor de una cuarta parte de la capacidad de conexión disponible.

Para los inversores, la posición del proyecto en el límite compartido de la red es, por tanto, un factor clave. Ganar también implica el compromiso de financiar la construcción: los promotores no pueden vender el control a alguien ajeno al grupo entre la adjudicación y la entrada en operación, y el contrato de 15 años deja en manos del vendedor los costes de rendimiento y las penalizaciones.

La Parte 1 de esta serie de análisis presentó el plan de baterías de Brasil. En esta Parte 2 comenzamos con el calendario de la subasta y examinamos dónde pueden competir los proyectos y cómo interactúan las subastas de almacenamiento nacional y abierta. A continuación, explicamos los ingresos, los costes operativos y los riesgos del contrato. Por último, abordamos las garantías y el compromiso de construir.

La Parte 3 analiza el precio necesario para cumplir estos compromisos.

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Conclusiones principales

• La elección del punto de conexión influye en la competitividad de la oferta de un proyecto. La bonificación por ubicación permite que los proyectos elegibles oferten alrededor de un 11 % más que los competidores sin bonificación y obtengan la misma clasificación.
• Los equipos con contenido nacional dan a los proyectos acceso prioritario a la capacidad de conexión. Lo que se contrate el 2 de diciembre reducirá lo que quede para la subasta abierta del 4 de diciembre, en la que podrán pujar los proyectos con equipos importados.
• El contrato de ingresos fijos deja a los vendedores expuestos a retrasos en la entrega y a penalizaciones por falta de disponibilidad, sin beneficios de arbitraje. Un fallo total en una prueba de capacidad cuesta más de un mes de ingresos, y las penalizaciones no tienen un límite anual; la oferta debe cubrir esta exposición.
• Los promotores que no cuenten con suficiente respaldo financiero deben buscar un socio antes de pujar. Una oferta de 200 MW requiere R$ 120 millones en garantía de fiel cumplimiento, además de un patrimonio neto cualificado de R$ 120 millones en el balance, antes de que la batería genere ingresos.

Los requisitos de habilitación, red y capacidad financiera filtran a los participantes antes de la puja

La ANEEL publicó el 29 de octubre los pliegos definitivos de las Subastas n.º 5 y n.º 6/2026. En ellos se define quién puede participar, dónde pueden conectarse los proyectos y qué garantías y patrimonio neto deben acreditar los licitadores.

Todos los sistemas de almacenamiento deben ser independientes: se cargan únicamente desde la red y el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) los despacha. Los sistemas ubicados junto a una central eléctrica y que puedan cargarse desde ella no pueden participar. Se permite compartir subestaciones o líneas, siempre que cada proyecto mantenga su propia medición y sus propios contratos de uso de la red.

Las empresas concesionarias de transmisión pueden participar directamente; las distribuidoras, no. Las empresas extranjeras participan a través de una sociedad de propósito especial brasileña.

Un punto de conexión disputado puede pesar más que la demanda nacional

Brasil puede contar con una amplia capacidad de conexión en conjunto, pero los proyectos pueden enfrentarse a una fuerte competencia en puntos de conexión concretos. El ONS limita la inyección en subestaciones, en grupos que comparten líneas y en zonas más amplias. Estos límites determinan cuánta capacidad puede obtener cada proyecto.

El volumen contratado depende de la demanda que defina el Ministerio de Minas y Energía (MME) y de las reglas de la subasta, mientras que los límites compartidos de la red restringen dónde pueden conectarse los proyectos. La capacidad de conexión comunicada para un punto no puede considerarse independiente de la de sus vecinos. En nueve zonas del Nordeste y el norte de Minas, 77 GW de capacidad individual por barra están sujetos a límites compartidos que suman 11 GW. Por tanto, proyectos en distintas subestaciones pueden competir por la misma capacidad restringida.

Cada licitador recibe únicamente el resultado de su propia habilitación técnica por parte de la Empresa de Investigación Energética (EPE), por lo que quizá no sepa qué competidores pugnarán por el mismo límite de la red. No todos los proyectos registrados obtendrán la habilitación ni presentarán una oferta; por ello, los inversores deben tener en cuenta distintos posibles grupos de competidores.

La bonificación por ubicación favorece al Nordeste frente a otras regiones, pero no frente a vecinos con la misma bonificación

En las barras elegibles para la bonificación por ubicación, la mayoría en el Nordeste, el precio de la oferta se multiplica por 0,9 a efectos de clasificación, pero los ganadores reciben el importe íntegro ofertado. Por tanto, un proyecto puede ofertar alrededor de un 11 % más que un competidor sin bonificación y obtener la misma clasificación. Esta ventaja desaparece frente a un competidor que también tenga la bonificación y dispute la misma capacidad de conexión; por eso, los licitadores no deben dar por sentado que el incentivo abre la posibilidad de ofertar un precio más alto.

La bonificación también ayuda a explicar la concentración en el Nordeste: el MME publicó en junio la lista de barras elegibles, antes de que se abriera el registro. La EPE seleccionó puntos débiles de la red, en su mayoría en el Nordeste, donde las baterías formadoras de red (grid-forming) pueden ayudar al ONS a controlar la tensión. Sin embargo, la selección no tuvo en cuenta la capacidad de conexión disponible: el ministerio solo excluyó los puntos sin capacidad alguna. Las barras bonificadas suman 61,6 GW de capacidad si se cuentan individualmente, pero representan como máximo 13,8 GW de los 56,2 GW nacionales una vez aplicados los límites compartidos.

Los proyectos con contenido nacional compiten primero por la capacidad de conexión

Lo que se contrate el primer día reducirá la capacidad de conexión disponible el 4 de diciembre. Los proyectos con equipos importados pueden encontrar menos capacidad, o ninguna, en el punto de conexión registrado o en un límite compartido. El registro no reserva capacidad.

Existe una excepción para los proyectos que presentaron contratos cualificados de uso y conexión a la red durante la habilitación técnica. Si estos contratos cubren toda la potencia de inyección del proyecto, la falta de capacidad restante no excluye su oferta en la fase inicial.

Los proyectos con contenido nacional que no ganen el 2 de diciembre pueden volver a participar el 4 de diciembre. Los registros ya muestran un solapamiento importante: 246 GW de los 261 GW registrados para la primera subasta también se registraron para la segunda. La habilitación, los resultados del primer día y la ubicación determinarán cuáles de estos proyectos competirán realmente con los licitadores que usan equipos importados.

El contenido nacional conlleva una obligación permanente. Los equipos de la primera subasta deben estar acreditados por el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), y los requisitos de contenido local certificados por el banco deben mantenerse durante todo el contrato: incumplirlos es motivo de rescisión.

Elegir equipos importados también implica competir más adelante por el acceso a la red y con un límite inferior: el Precio Inicial de la subasta abierta, el importe máximo de la oferta, es de R$ 1.580.000/MW.año, frente a R$ 1.760.000/MW.año en la subasta de almacenamiento nacional. Los inversores deben sopesar los posibles ahorros en equipos frente a este límite inferior y al riesgo de que lo contratado el primer día consuma la capacidad que necesita el proyecto.

Los ingresos fijos dejan a los vendedores a cargo de la entrega y el rendimiento

El esquema se parece a un contrato de tolling: el vendedor recibe un pago fijo, indexado a la inflación, por mantener la batería disponible. Sin embargo, en este caso el ONS controla la carga y la descarga, no un comprador comercial, y todas las ganancias y pérdidas de comercialización se destinan a la Cuenta de Potencia para Reserva de Capacidad (CONCAP), administrada por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), que paga los contratos. Por tanto, la oferta debe cubrir el coste de prestar este servicio, incluida la degradación y las penalizaciones.

El vendedor debe mantener la capacidad de almacenamiento y la eficiencia exigidas a medida que envejece la batería. Esto implica prever el mantenimiento y la eventual reposición de capacidad necesarios para sostener el rendimiento mientras el ONS despacha la batería. Los costes más altos reducen la parte del pago que retiene el proyecto, ya que este no se ajusta al uso real ni a los costes de mantenimiento.

Los fallos de rendimiento también pueden reducir los ingresos. Incumplir una orden de carga o descarga conlleva una penalización, y un fallo total en una prueba de capacidad cuesta más de un mes de ingresos. Como las penalizaciones no tienen un límite anual, los licitadores deben incluir una provisión para este riesgo en el precio y buscar compromisos de los proveedores que ayuden a gestionarlo.

Un fondo de garantía y cargos adicionales cubren los impagos de quienes financian la CONCAP. La falta de fondos retrasa el pago, con intereses, en lugar de cancelarlo. El vendedor debe seguir prestando el servicio durante ese periodo; por eso, los inversores deben evaluar si el proyecto puede seguir cumpliendo con el servicio de la deuda y los costes operativos.

Aún no está definido quién pagará la factura. Según la legislación actual, los generadores asumirán el cargo, pero la ANEEL todavía no ha definido cómo se repartirá entre ellos. Esa norma debe estar vigente antes de que comiencen los pagos. La Cámara aprobó el trámite urgente de un proyecto de ley que traslada el cargo principalmente a los consumidores, pero aún no ha votado su contenido.

Las garantías y obligaciones convierten la oferta en un compromiso de construir

Antes de respaldar una oferta, los inversores deben definir qué empresa firmará el contrato y cómo se financiará la construcción hasta la entrada en operación. Los compromisos son más difíciles de deshacer a medida que avanza el proyecto, y el contrato puede generar obligaciones que van más allá de las garantías.

La rescisión puede acarrear una multa equivalente a tres años de ingresos, incluso si el proyecto acumula un retraso superior a 180 días. Según nuestra interpretación, esta multa no está cubierta por las garantías, por lo que es importante quién sea la empresa firmante. Los licitadores extranjeros y los consorcios con fondos deben utilizar una sociedad de propósito especial, mientras que un promotor brasileño puede firmar en nombre propio y asumir la obligación en su propio balance.

Según nuestra interpretación, la revocación de una adjudicación puede impedir que el licitador y su matriz directa participen en subastas de la ANEEL durante tres años, extendiendo las consecuencias más allá del proyecto.

El licitador debe mantener las garantías durante la construcción y acreditar un patrimonio neto suficiente, en su propio balance o en el de su matriz. El requisito de patrimonio es una prueba de balance, no un segundo depósito en efectivo. Los promotores que no puedan cumplir por sí solos ambos requisitos necesitarán un socio antes de pujar.

Las restricciones a la transferencia de control también limitan una salida anticipada: desde la adjudicación hasta la entrada en operación, el promotor no puede transferir el control del proyecto a un comprador ajeno al grupo. Por tanto, un promotor no puede contar con vender el control a terceros durante ese periodo para financiar la construcción.

Determine los ingresos fijos mínimos y quién asumirá las obligaciones

Los ganadores esperan unos 20 meses entre la subasta y el primer pago. Las garantías de oferta se depositan a partir del 18 de noviembre, por lo que el plan de financiación debe contemplar costes financieros mucho antes de que comiencen los ingresos.

Tres incertidumbres aún pueden cambiar la decisión:

• La ley de financiación. Un cambio antes de las subastas podría retrasar el calendario: el director general de la ANEEL afirmó que habría que volver a publicar los pliegos. Si la ley cambia después de la firma de los contratos, tendría que definir cómo se tratarían los contratos vigentes.
• El volumen. El MME define la cantidad el mismo día de la subasta, y se contratará menos si pocos proyectos presentan ofertas. Ningún licitador sabe de antemano cuánta capacidad se ofrecerá.
• La relación entre las subastas. La subasta abierta debe tener en cuenta la capacidad productiva nacional identificada el 2 de diciembre, pero las reglas no explican cómo. Esto aumenta la incertidumbre sobre el volumen que se contratará.

Antes de comprometer capital, los inversores deben evaluar si el proyecto puede competir por capacidad en su punto de conexión y cuáles son los ingresos fijos mínimos necesarios para alcanzar la rentabilidad exigida. Esta evaluación debe tener en cuenta la capacidad de conexión que quede después del primer día, el coste de financiar y operar la batería y qué empresa asumirá las obligaciones. El plan de financiación debe ser viable sin vender el control a alguien ajeno al grupo entre la adjudicación y la entrada en operación.

La Parte 3 calcula ese precio.