La Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) publicó el 1 de octubre de 2026 una respuesta a las críticas provenientes del sector termoeléctrico sobre el papel de las baterías en la seguridad del sistema eléctrico. El debate cobró fuerza después de que el Ministerio de Minas y Energía (MME) incluyera los sistemas de almacenamiento en las Subastas de Reserva de Capacidad (LRCAP), dentro de un cronograma que se extiende hasta 2029. Según la asociación, las reglas ya definidas para las subastas de baterías de diciembre responden directamente a las dudas técnicas planteadas por los críticos.
Qué dicen las críticas y cuál es la respuesta
El argumento presentado por representantes de las termoeléctricas es que los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) no estarían en condiciones de garantizar la estabilidad de tensión y de frecuencia en la red, ni de suministrar corriente de cortocircuito en volumen suficiente. Son atributos que, históricamente, provienen de las máquinas síncronas de gran porte, como las turbinas de centrales térmicas e hidroeléctricas, cuya masa giratoria ayuda a amortiguar perturbaciones.
ABSAE cuestiona esta visión señalando el propio diseño regulatorio de la subasta. La asociación recuerda que la Portaria Normativa MME n.º 136/2026, que regula las subastas de baterías previstas para diciembre, no acepta cualquier equipo: exige el uso de inversores del tipo grid forming, de acuerdo con los parámetros de una nota técnica elaborada conjuntamente por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Empresa de Investigación Energética (EPE).
Los requisitos técnicos exigidos a los inversores
Para entender la discusión, conviene explicar la diferencia básica entre los dos tipos de inversor. El modelo convencional, llamado grid following, sigue la tensión y la frecuencia que la red ya impone e inyecta energía a partir de esa referencia. En cambio, el grid forming crea su propia referencia de tensión y frecuencia, comportándose de forma similar a un generador síncrono. Esto permite que la batería ayude a sostener la red en lugar de solo seguirla.
Los requisitos de la nota técnica ONS/EPE, según destacó ABSAE, incluyen:
- Respuesta a saltos de fase en hasta 16 milisegundos;
- Reacción a variaciones de frecuencia en hasta 200 milisegundos;
- Inercia sintética, que emula electrónicamente el efecto estabilizador de las masas giratorias;
- Posibilidad de black start, es decir, la capacidad de ayudar a restablecer partes del sistema después de un apagón, como opción.
En la argumentación de la asociación, este conjunto de exigencias muestra que la subasta fue diseñada para contratar baterías que presten servicios de estabilidad, y no solo desplazamiento de energía a lo largo del día.
La bonificación locacional y el indicador MISCR
El segundo punto destacado por ABSAE es el mecanismo de bonificación locacional. La subasta utiliza el indicador MISCR para orientar la ubicación de los proyectos, favoreciendo puntos de la red considerados débiles. En términos generales, los indicadores de esta familia miden la relación entre la robustez de la red en un punto determinado, expresada por la potencia de cortocircuito, y la cantidad de generación basada en inversores conectada allí. Cuanto menor es el valor, más frágil tiende a ser el punto frente a perturbaciones.
La lógica es ubicar precisamente en esos lugares los equipos con capacidad de formar red, donde su contribución a la estabilidad tiende a ser mayor. La asociación cita las experiencias del Reino Unido y de Australia como referencias internacionales de uso de baterías con esta función.
Qué significa esto en el Nordeste
Como la subasta premia la conexión en puntos de red débil, la elección de la subestación pasa a pesar tanto como el precio del equipo. En el relevamiento de ENLACE sobre subestaciones del Nordeste elegibles para el LRCAP 2026, cruzado con la nota técnica de margen de conexión del ONS, Bahía tiene 14 subestaciones con margen de 500 MW o más, Ceará tiene 10 y Piauí, 6. Estas cifras indican dónde hay espacio físico para conectar proyectos de gran porte.
Sin embargo, hay un matiz importante: margen de conexión y debilidad de la red son cosas distintas. Un punto con holgura para recibir potencia no necesariamente tendrá el MISCR que garantiza la bonificación. Por eso, la selección de sitios en la región necesita combinar ambas capas de análisis, en lugar de mirar solo la capacidad disponible.
Nuestra lectura
En nuestra evaluación, la respuesta de ABSAE indica que el debate sobre las baterías en Brasil dejó de ser sobre si deben participar en las subastas de capacidad y pasó a ser sobre cómo deben participar. Al vincular la contratación a inversores grid forming y a criterios de ubicación, la portaria transforma el BESS en un activo de servicio de red, lo que vemos como una maduración del mercado y una forma de responder, mediante reglas, a las objeciones técnicas.
Aún hay puntos a observar. La exigencia de desempeño en milisegundos depende de comprobación, y el mercado deberá entender cómo se verificarán en la práctica los requisitos de la nota técnica ONS/EPE, tanto en la habilitación como en la operación. También vemos el riesgo de que la bonificación locacional concentre la disputa en pocos puntos, elevando la competencia por el acceso justamente donde la red es más sensible. Y la crítica del sector termoeléctrico, aun rebatida, muestra que la convivencia entre fuentes en las próximas subastas seguirá en discusión.
En las próximas semanas, seguiremos la preparación de las subastas de baterías de diciembre regidas por la Portaria Normativa MME n.º 136/2026, eventuales aclaraciones sobre la aplicación del MISCR y la continuidad del cronograma del MME para los LRCAP hasta 2029, que indicará con qué frecuencia deben surgir nuevas oportunidades.
Qué cambia en la práctica para quienes desarrollan BESS
- Los desarrolladores necesitan revisar la selección de sitios, cruzando el margen de conexión con el indicador MISCR para buscar la bonificación sin perder viabilidad de acceso.
- Los EPC deben incorporar al proyecto los estudios de desempeño dinámico exigidos, incluyendo respuesta a saltos de fase, control de frecuencia y, cuando corresponda, black start.
- Los fabricantes de inversores e integradores deberán ofrecer soluciones grid forming que cumplan los parámetros de la nota técnica ONS/EPE, con documentación y ensayos que respalden esa conformidad.
- Los proveedores de BESS en general deben prepararse para propuestas evaluadas no solo por costo y capacidad de almacenamiento, sino por su contribución efectiva a la estabilidad de la red.
Fuente original: ABSAE — Um portfólio de potência mais seguro e eficiente passa pelos Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias
Paulo Melo