Con la Medida Provisional 1.300/2025, a partir de agosto de 2026 todos los consumidores del Grupo A tendrán acceso al Entorno de Contratación Libre (ECL), independientemente del nivel de tensión. En diciembre de 2027, será el turno del Grupo B. Decenas de millones de unidades de consumo entrarán en un mercado que, hasta hace poco, era territorio exclusivo de las grandes industrias.
Para las empresas minoristas de energía, este movimiento representa tanto una oportunidad histórica como una prueba de madurez tecnológica. El modelo que funcionó para los consumidores homogéneos sin activos de generación propios será radicalmente insuficiente para el nuevo consumidor que ingresa al mercado libre con paneles fotovoltaicos, baterías y créditos de energía acumulados en el SCEE (Sistema Regulador de Electricidad de Brasil).
El problema es que nadie habla lo suficiente de ello.
El debate público se centra en la rapidez de la apertura, y con razón. Abradee advierte que el plazo de agosto de 2026 es inviable para absorber a 6,5 millones de nuevos consumidores; Abraceel defiende la fecha límite original. Pero existe una dimensión técnica igualmente crucial que se está subestimando: la naturaleza del perfil de consumo de estos nuevos usuarios.
El anterior proveedor compraba energía al por mayor y gestionaba su exposición al PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot). El nuevo cliente puede tener:
• Generación fotovoltaica distribuida que inyecta y extrae energía en momentos impredecibles;
• Créditos en el SCEE con una validez de 60 meses que requieren gestión activa;
• Una batería que transforma por completo el consumo neto del dispositivo a lo largo del día.
Este conjunto crea un perfil no lineal que hace que el cálculo de la exposición a CCEE sea sustancialmente más complejo. La propia Agenda Regulatoria ANEEL El plan 2026-2027 reconoce el desafío al priorizar la mejora de las normas para la gestión del excedente de generación distribuida y las regulaciones para el almacenamiento de energía, mecanismos que el ONS (Operador del Sistema Nacional) identifica como esenciales para mitigar la restricción sistémica.
Créditos y baterías para la generación distribuida: ¿problema u oportunidad?
En abril de 2026, el ANEEL El CP011/2026 se creó para definir el tratamiento de los créditos MMGD vencidos. La Ley 14.300/2022 establece un período de validez de 60 meses; transcurrido este plazo, el valor debe revertirse a la tasa de moderación tarifaria. Para el comerciante, los créditos vencidos representan una pérdida de valor. Los créditos bien gestionados son instrumentos de cobertura contra el blanqueo de capitales.
La batería del cliente es un activo que aporta flexibilidad, no solo un elemento en el balance energético. Con Fio B alcanzando el 60 % en 2026 y el valor del crédito de inyección disminuyendo año tras año, los consumidores tienen un incentivo cada vez mayor para almacenar y autoconsumir energía.
Los minoristas que gestionen de forma inteligente esta batería pueden desviar el consumo de los periodos de máxima demanda, participar en arbitraje de precios y formar parte de programas de respuesta a la demanda, lo que les permite generar una fuente de ingresos que va mucho más allá de la simple reventa de energía.
El Plan Maestro 1.300/2025 ya anticipa esta tendencia al predecir que el perfil de carga de los usuarios influirá en la asignación de los costos de reserva de capacidad y flexibilidad. Quien logre definir este perfil tendrá una ventaja competitiva estructural.
VPP como herramienta de segmentación empresarial
No todos los clientes con generación distribuida (GD) y baterías son iguales. Una plataforma VPP permite a los minoristas segmentar estratégicamente su cartera. Destacan cuatro arquetipos:
1El autosuficiente pasivoConsumo de combustible y distribución de gas equilibrados, baja inyección. Base estable, bajo valor de flexibilidad.
2. El generador de líquidosSistema sobredimensionado, alta tasa de inyección, créditos acumulados. El perfil más complejo, y el que más necesita una plataforma inteligente.
3. El prosumidor con bateríaGeneración distribuida (GD) + almacenamiento + consumo controlado. Mayor potencial de cuota de mercado en mercados flexibles y mejores márgenes operativos para el minorista.
4. El consumidor en transición: aún sin generación distribuida, pero un candidato natural para la oferta combinada de energía + energía solar + almacenamiento como servicio.
Una plataforma que no distinga entre estos perfiles tratará a todos por igual, y perderá terreno en las áreas más complejas y desaprovechará oportunidades en las más sencillas.
Lo que el Reino Unido ya nos enseña
El mercado británico ofrece referencias directas. La aprobación de la enmienda BSC P483 por parte de Ofgem en agosto de 2025 eliminó las barreras para que los agregadores accedieran a aproximadamente 345 000 hogares y pequeñas empresas que anteriormente estaban excluidos de los mercados de flexibilidad. Como resultado, casi dos millones de contadores ya se habían incorporado a la red en febrero de 2026.
Los clubes locales de energía son otro modelo inspirador. En proyectos piloto, los prosumidores vendieron el excedente de energía solar a vecinos cercanos, con una participación del 40 % en eventos de energía comunitaria. La empresa brasileña que organiza grupos de clientes con generación distribuida y baterías por región —coordinando la inyección y el consumo en tiempo real— replicará esta lógica en un mercado que aún carece de competidores consolidados en este segmento.
De la reventa a la orquestación
La apertura total del mercado libre no es solo una expansión cuantitativa, sino una transformación cualitativa del rol del minorista. Gestionar clientes con generación distribuida y baterías en un entorno de código abierto equivale, en esencia, a operar una VPP (Vendor Purchase Partnership) descentralizada.
Los minoristas que consideren esta complejidad como un coste operativo saldrán perdiendo. Quienes la traten como un factor diferenciador estratégico crearán un modelo difícil de replicar.
2026 es el año en que el mercado se abre a todos. Pero también es el año en que los minoristas tendrán que elegir: seguir siendo distribuidores de energía o convertirse en gestores de activos distribuidos. Ambas opciones son posibles. Solo una es sostenible.
Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
![Canal solares - ABSOLAR ABGD y [la Asociación Brasileña de Distribuidores] abogan por la supervisión, pero instan a la cautela al interpretar las cifras sobre irregularidades en la generación distribuida.](https://canalsolar.com.br/wp-content/uploads/2026/06/Canal-Solar-ABSOLAR-e-ABGD-defendem-fiscalizacao-mas-pedem-cautela-na-interpretacao-de-numeros-sobre-irregularidades-na-GD.webp)
Una respuesta
La provocación en el texto es muy pertinente, enhorabuena. Solo un punto de discrepancia: el texto afirma que fue la Medida Provisional 1300 la que introdujo en el mercado brasileño la posibilidad de que todos los consumidores del Grupo A migraran al Mercado Libre, pero no es así, y esta posibilidad existe desde 2024. Creo que se referían a los consumidores del Grupo B, ¿no?