A ANEEL La Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil abrirá una consulta pública para debatir las normas de comercialización de energía que entrarán en vigor en 2027. Las aportaciones podrán presentarse entre el 3 de septiembre y el 2 de octubre de 2026.
Entre los principales cambios se encuentra el fin de la libertad de ajustar estacionalmente la garantía física para las centrales eléctricas que participan en el MRE (Mecanismo de Reubicación de Energía).
La propuesta también establece normas específicas para las centrales eléctricas híbridas contratadas en la tercera subasta de sistemas aislados, que se celebrará en septiembre de 2025, en la que por primera vez se contrataron soluciones que combinan energía solar con sistemas de almacenamiento de energía para autobuses (BESS, por sus siglas en inglés).
El tema será sometido a votación en el 15º Circuito Deliberativo de la junta directiva de ANEEL, que se celebrará el próximo martes (1 de septiembre).
¿Qué cambios se producen en la estacionalidad de las raciones de combate?
El Mecanismo de Reasignación de Energía reúne a las centrales hidroeléctricas que comparten el riesgo hidrológico en el país. En la práctica, el mecanismo distribuye la energía producida por todas las centrales hidroeléctricas participantes entre ellas.
De esta forma, una central eléctrica que genera por debajo de su capacidad garantizada puede recibir parte del excedente de producción de otra. En otras palabras, funciona como un condominio, donde se comparten tanto las cargas como los beneficios.
Esta compensación es necesaria porque la generación de cada central hidroeléctrica no depende únicamente de la decisión del propietario.
La gestión está coordinada por la ONS (Operador del Sistema Nacional) y tiene en cuenta las condiciones del Sistema Nacional Interconectado, como los niveles de los embalses, la disponibilidad de agua y las necesidades de generación en cada región.
Actualmente, los agentes pueden distribuir la garantía física de las centrales eléctricas mensualmente a lo largo del año, respetando el monto anual establecido. Esta flexibilidad permite ajustar el perfil de la garantía física a las estrategias de comercialización, las expectativas de generación y la evolución de los precios de la energía.
A partir de 2027, esta libertad debería terminar. Según la propuesta, la estacionalidad se ajustará completamente al perfil de generación promedio del Mecanismo de Reasignación de Energía (MRE) observado en los últimos cinco años. En la práctica, la garantía física se distribuirá a lo largo de los meses de acuerdo con el comportamiento histórico de las centrales hidroeléctricas que participan en el mecanismo.
Este cambio reduce el margen de maniobra para las estrategias de estacionalización individuales y acerca la asignación mensual de garantías físicas al perfil de producción efectivo de todas las fábricas, pero también altera la exposición de los agentes en el mercado a corto plazo.
Esto se debe a que la garantía física, determinada estacionalmente, sirve de base para la distribución de la energía producida por las centrales hidroeléctricas que participan en el MRE (Mercado Energético Brasileño). Cualquier cambio en este perfil puede modificar la posición mensual de las centrales en la contabilidad de la CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica).
Las empresas generadoras que actualmente concentran una mayor parte de su capacidad garantizada en los meses considerados más favorables tendrán que revisar sus estrategias de contratación y gestión de riesgos.
El impacto dependerá de la cartera de cada agente, del perfil de los contratos y del comportamiento del PLD (Precio de Liquidación de Diferencias).
Esta medida podría modificar el flujo mensual de ingresos y gastos, incluso sin alterar el volumen anual de garantías físicas.
La propuesta también limita la exposición financiera a las garantías físicas ajustadas estacionalmente. La energía secundaria, producida por encima de las garantías físicas del MRE (Mercado Energético Brasileño), quedará excluida de este cálculo.
El objetivo es reducir las distorsiones contables y lograr que la asignación de energía dependa menos de las decisiones individuales de los agentes.
Normativa para centrales eléctricas híbridas en sistemas aislados.
A ANEEL También pretende crear un módulo específico para tratar con centrales eléctricas contratadas en Tercera subasta de sistemas aislados.
El texto definirá cómo se calcularán los ingresos fijos y variables de los proyectos. Asimismo, establecerá los criterios de medición, las penalizaciones por indisponibilidad, los objetivos de participación en energías renovables y la consolidación de los resultados financieros.
La subasta aseguró contratos por aproximadamente 50 MW para abastecer seis ubicaciones en los estados de Amazonas y Pará que no están conectadas al Sistema Nacional Interconectado (SIN). Las soluciones combinan plantas de energía solar fotovoltaica, generación termoeléctrica a partir de diésel y sistemas de almacenamiento de energía en baterías.
Se adjudicaron dos proyectos, con un plazo de entrega de 15 años y una inversión estimada de R$ 312,9 millones.
En Amazonas, Energias do Acre se adjudicó el Lote 1 para abastecer de energía a Cabori, Camaruã, Limoeiro, Novo Remanso y Parauá. El proyecto totaliza 20,1 MW de potencia. La solución combina 14 MW de generación termoeléctrica a partir de diésel, 6,3 MW de generación solar y un sistema de baterías con una capacidad de 2,6 MWh.
En Pará, el consorcio IFX–You.On se adjudicó el Lote 3 para abastecer a Jacareacanga. El proyecto cuenta con 30,1 MW y combina 11,2 MW de generación termoeléctrica, 18,9 MW de energía solar y un sistema de almacenamiento con 117 MWh. Se trata del mayor sistema de baterías contratado para abastecer una zona aislada del país.
Es necesario establecer normas específicas porque estos proyectos funcionan de manera diferente a las centrales térmicas convencionales.
La energía solar reduce el consumo de diésel durante el día. Las baterías almacenan parte de esta energía para satisfacer la demanda en otros momentos. Las centrales térmicas, por otro lado, garantizan el suministro cuando la producción y el almacenamiento de energías renovables son insuficientes.
Las normas deberán reconocer esta complementariedad en la medición de la energía, la evaluación de los ingresos y la aplicación de sanciones.
Otros cambios
La consulta pública también incluye ajustes al tratamiento de los contratos de comercialización de energía suspendidos en el entorno regulado. La propuesta establece una metodología para calcular las deudas acumuladas en el mercado a corto plazo y determinar el importe que debe abonar el agente para la reanudación del contrato.
También se están debatiendo modificaciones en los contratos de exportación de energía producida por centrales termoeléctricas y ajustes a las normas relativas a los nuevos criterios de autoproducción, tal como se estipula en la Ley 15.269/2025.
Es posible que algunos de los cambios entren en vigor excepcionalmente en diciembre de 2026. El resto se aplicará a partir de enero de 2027.
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