La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (Aneel) divulgó, el 23 de julio, la Nota Técnica Conjunta 10/2026-SEL-SGM/Aneel. El documento sugiere someter a consulta pública el pliego, los anexos y el borrador del contrato (CRCAP) de la primera Subasta de Reserva de Capacidad en la modalidad de potencia dirigida a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada LRCAP 2026 – Almacenamiento. El plazo para aportes va del 30 de julio al 14 de septiembre de 2026. Según ABSAE, la nota consolida la posición de la agencia sobre temas debatidos por el sector y responde a sugerencias de agentes y asociaciones. Para quienes aún no siguen el tema, la LRCAP contrata disponibilidad de potencia para dar confiabilidad al sistema, y no energía propiamente dicha, lo que convierte a las baterías en candidatas naturales para este tipo de subasta.
Contrato, contraparte y modelo de operación
La propuesta fija el CRCAP en 15 años, en línea con la Ordenanza Normativa 136/2026, aunque Aneel había indicado anteriormente al MME un plazo de 10 años. La CCEE firmará los contratos en nombre de los generadores, conforme al art. 3-A, §6, de la Ley 10.848/2004.
El punto de mayor impacto en el diseño de los proyectos es la exclusión de proyectos colocalizados. Para la agencia, los sistemas contratados deben funcionar como SAE (sistemas de almacenamiento de energía) autónomos, con despacho centralizado por el ONS, lo que no se ajusta a la definición regulatoria de almacenamiento colocalizado. Aun así, la asociación posterior con una central generadora queda permitida tras el otorgamiento, sin plazo definido, siempre que:
- el uso compartido de la conexión en transmisión sea restringido;
- no haya perjuicio a contratos regulados existentes;
- el despacho del SAE por el ONS no sea limitado.
La asociación queda prohibida con centrales que tengan contratos regulados vigentes, instalaciones conectadas vía DIT o distribución, otros SAE o en situaciones que generen restricción operativa. Una eventual reducción de la capacidad de evacuación de la central asociada no dará derecho a resarcimiento.
Garantías, plazos y reglas de participación
Las garantías propuestas superan el estándar de las subastas recientes:
- Garantía de Oferta: R$ 100 mil por MW instalado, cerca del 1% de la inversión estimada;
- Garantía de Fiel Cumplimiento: R$ 1 millón por MW instalado, cerca del 10% de la inversión estimada.
Por otro lado, Aneel no aceptó exigir experiencia previa a los participantes, por entender que la calificación técnica realizada por la EPE, sumada a las garantías más altas, ya reduce el riesgo de incumplimiento sin restringir la competencia. También queda prohibido el cambio de control societario entre la autorización y la entrada en operación comercial.
El cronograma mínimo prevé la Licencia de Instalación hasta el 7 de febrero de 2027, fecha que ABSAE señala como posible error material aún por confirmar. En cuanto al contenido nacional, se admite el cambio de fabricante siempre que el proyecto mantenga los requisitos de acreditación ante el BNDES previstos en la Ordenanza 136/2026.
Desempeño, tributos y transparencia
La operación comercial solo comenzará tras comprobar ante el ONS que se cumplieron todos los requisitos técnicos. El borrador prevé la medición periódica de la eficiencia de ida y vuelta (RTE), la responsabilidad del vendedor por las pérdidas entre PMI y PMO, penalidades específicas por fallas en el despacho de carga o descarga y por incumplimiento de la disponibilidad, además de un cronograma anual de indisponibilidades programadas. CBS e IBS quedarán fuera del Ingreso Fijo, adaptando el contrato a la reforma tributaria. Después de la subasta, la CCEE enviará a Aneel ofertas, precios, oferentes y proyectos no contratados para su divulgación pública.
Siguen abiertos puntos como los criterios de uso compartido de infraestructura, el acceso e integración al SIN, la aplicación de la ADS, la contratación del MUST, la metodología definitiva de la RTE y el reparto de riesgos en el CRCAP.
Qué cambia en la práctica para el mercado de BESS
Los desarrolladores deben planificar proyectos autónomos, con punto de conexión y despacho propios, y prever caja o fianza para garantías que pueden llegar a R$ 1 millón por MW. La prohibición del cambio de control antes de la operación limita las estrategias de venta del proyecto en fase de construcción. Los EPC deben encajar el licenciamiento y la implementación en un calendario ajustado y asegurar que la comprobación técnica ante el ONS esté lista. Fabricantes y proveedores tendrán la eficiencia de sus equipos medida a lo largo de 15 años, con penalidades asociadas, lo que eleva la importancia de las garantías de desempeño en el contrato; la posibilidad de cambiar de fabricante, manteniendo la acreditación ante el BNDES, da cierta flexibilidad de suministro. La consulta pública es la oportunidad para que estos agentes presenten sus aportes sobre los puntos aún indefinidos.