Brasil finalmente publicó las directrices de su esperada primera subasta para proyectos BESS stand-alone. A través de la Ordenanza Normativa MME Nº 136/2026, el gobierno confirmó que la contratación se realizará mediante dos licitaciones diferenciadas que tendrán lugar el 2 y 4 de diciembre de 2026.
La primera convocatoria, denominada LRCAP de 2026 – Armazenamento Nacional, se celebrará el 2 de diciembre y estará destinada exclusivamente a sistemas que cumplan los criterios mínimos de contenido nacional establecidos por el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES).
Mientras que dos días después se desarrollará la LRCAP de 2026 – Armazenamento, abierta a proyectos sin exigencias de nacionalización.
Los proyectos seleccionados accederán a contratos de 15 años, con inicio de suministro previsto para el 1 de agosto de 2028. La remuneración se realizará mediante una Receita Fixa anual, abonada en 12 cuotas mensuales y actualizada cada año según el índice IPCA.
Sin embargo, los desarrolladores asumirán íntegramente el riesgo asociado al despacho realizado por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). La normativa establece que no existirán ingresos adicionales por la utilización que haga el operador de los sistemas contratados, por lo que toda la remuneración quedará concentrada en el pago por disponibilidad de potencia.
El cronograma oficial prevé que el registro de proyectos ante la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) se extienda entre el 15 de junio y el 31 de julio de 2026. De forma excepcional, la presentación de licencias ambientales no será un requisito para la habilitación técnica inicial, mientras que los plazos para obtener esos permisos serán definidos posteriormente para los adjudicatarios.
La definición pone fin a más de un año de incertidumbre regulatoria, ya que el mecanismo acumuló sucesivas postergaciones y, aunque inicialmente se esperaba su lanzamiento durante abril de este año, en el mercado circulaban versiones sobre posibles aplazamientos hasta julio de 2026 e incluso comienzos de 2027.
El esquema llega en un momento de creciente presión operativa sobre la red eléctrica brasileña. Solo durante 2025 se desaprovechó cerca del 20% de la generación solar y eólica disponible debido a restricciones del sistema, con pérdidas estimadas en 6500 millones de reales brasileños. Los recortes promedio alcanzaron 4021 MW, una capacidad equivalente a una gran central hidroeléctrica.
Indefinición en la capacidad a subastar
Si bien el gobierno lanzó la directrices, uno de los saspectos relevantes es que la contratación aún no tiene un volumen definido, dado que la ordenanza señala que «la cantidad de potencia será determinada posteriormente por el Ministerio de Minas y Energía, en coordinación con la EPE y el ONS, considerando las necesidades del SIN».
La definición es especialmente seguida por el mercado debido a que Brasil necesitará incorporar aproximadamente 38 GW de nueva potencia hacia 2034. Fuentes del sector consideran que una contratación inicial de entre 1 y 2 GW sería suficiente para comenzar a aportar flexibilidad operativa al sistema y reducir parte de las restricciones que hoy afectan a las energías renovables.
Requisitos técnicos y ventajas para ubicaciones estratégicas
Las condiciones técnicas establecidas por el MME fijan una potencia mínima de 30 MW por proyecto, requisito que funcionará como umbral de participación para los sistemas que compitan en las licitaciones.
Además, los activos deberán utilizar exclusivamente baterías nuevas y garantizar una descarga continua durante cuatro horas a plena potencia contratada. También deberán alcanzar una eficiencia global mínima del 85% durante la vigencia contractual y completar una recarga total en un plazo máximo de seis horas.
Entre las exigencias más relevantes figura la incorporación de funcionalidades grid-forming, tecnología que permite contribuir a la estabilidad de la red en sistemas con alta penetración de generación renovable variable. Los equipos también deberán permanecer sincronizados y disponibles para el sistema incluso cuando no estén cargando ni descargando energía.
La regulación limita la operación a un máximo de dos ciclos completos diarios y hasta 366 ciclos anuales. Asimismo, el Costo Variable Unitario (CVU) declarado deberá ser igual a cero.
La ordenanza también incorpora incentivos para proyectos ubicados en puntos considerados estratégicos para el SIN. Aquellos desarrollos conectados en nodos identificados por estudios de la EPE y del ONS podrán acceder a una bonificación locacional que les permitirá mejorar su competitividad durante el proceso de selección.
El mecanismo busca priorizar inversiones capaces de aliviar restricciones de transmisión, reforzar zonas críticas de la red, aumentar la confiabilidad operativa y aportar mayores beneficios sistémicos.
Normativa definida
La publicación de estas directrices llega apenas un día después de que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobara la regulación específica para los sistemas de almacenamiento. Entre otras medidas, el organismo definió un tratamiento tarifario diferencial para las instalaciones operadas bajo coordinación del ONS, que solo abonarán cargos por uso de la red cuando entreguen energía al sistema, mientras que la carga de las baterías quedará exenta de esos costos.