La publicación, dentro del mismo plazo, de las directrices para la primera subasta brasileña de almacenamiento de baterías y la aprobación de la regulación de SAE (Sistemas de Almacenamiento de Energía) por ANEEL La creación de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (NEEA) representa algo más que una simple coincidencia institucional: es un punto de inflexión para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Brasil.
Si bien ambas iniciativas abordan directamente la expansión del almacenamiento de energía en el sector eléctrico, es fundamental reconocer que son completamente diferentes en su naturaleza, y es precisamente esta diferencia la que las hace complementarias.
Por un lado, el MME (Ministerio de Minas y Energía), al emitir la Ordenanza Normativa N° 136/2026, actúa claramente como formulador de políticas públicas y planificador del sector, señalando la necesidad de contratar energía a través de baterías y allanando el camino para la inclusión concreta de BESS (Sistemas de Suministro de Energía por Baterías) en la matriz eléctrica brasileña.
Por otra parte, la ANEELAl concluir la Consulta Pública N° 39/2023 y aprobar la regulación de los SAE (equipos de almacenamiento y energía), el gobierno va más allá de una medida puntual y establece, por primera vez, un marco jurídico específico para la actividad de almacenamiento de energía en el país, un paso que el sector llevaba años esperando.
La distinción es clara, pero el efecto combinado es aún más significativo: el Ministerio de Minas y Energía crea demanda, mientras que... ANEEL Estructura el funcionamiento del mercado. En conjunto, sacan el almacenamiento del ámbito de las promesas y lo sitúan definitivamente en la fase de implementación.
El diseño de la subasta en sí mismo revela cierto grado de madurez institucional. La elección de dos productos, uno con un requisito de contenido nacional y el otro abierto a todos, parece buscar un equilibrio entre la política industrial y la competitividad, evitando soluciones demasiado rígidas en un mercado aún incipiente.
La ampliación del plazo contractual a 15 años refuerza esta interpretación, abordando directamente uno de los principales obstáculos para la viabilidad financiera de los proyectos. Aun así, el modelo adoptado demuestra claramente una decisión estratégica: inicialmente, el almacenamiento se tratará principalmente como un recurso sistémico.
No habrá arbitraje energético; el desarrollador deberá cumplir íntegramente con los despachos del ONS (Operador del Sistema Nacional) y los ingresos se concentrarán en el contrato, sin margen para monetización adicional.
Este es un enfoque relativamente conservador, pero ¿podría ser diferente en esta etapa? En un entorno regulatorio aún en desarrollo, priorizar la previsibilidad y el control operativo parece menos una limitación y más una condición para impulsar el mercado.
Si la subasta representa el primer paso concreto, la regulación de ANEEL En la práctica, esto supone un verdadero cambio radical. Al reconocer el almacenamiento de energía como una actividad autónoma dentro del sector eléctrico, con sus propios conceptos, regímenes diferenciados y normas específicas, el regulador subsana una laguna histórica.
La diferenciación entre sistemas de suministro de energía autónomos y coubicados no es meramente una elección conceptual, sino un mecanismo que tiende a organizar el desarrollo del mercado. Por un lado, los proyectos autónomos comienzan a operar con una lógica más cercana a la generación, con sus propias regulaciones y una mayor independencia regulatoria.
Por otro lado, los sistemas ubicados en el mismo lugar abren la puerta a la expansión de soluciones híbridas, especialmente relevantes en un sistema cada vez más dependiente de fuentes intermitentes. En este contexto, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) dejan de ser un mero complemento para convertirse en un elemento estructural de flexibilidad.
Quizás el punto más delicado, y uno que históricamente generó la mayor incertidumbre, fue el tratamiento del uso de la red. Aquí, la solución adoptada por ANEEL Merece reconocimiento no solo por su contenido, sino también por su lógica. Al establecer un modelo híbrido que diferencia el tratamiento tarifario según el grado de exposición del activo a la gestión de la ONS, el regulador evita imponer un único criterio.
Los activos que se ponen a disposición del operador reciben un trato más favorable, mientras que aquellos que buscan mayor libertad operativa asumen costos adicionales asociados con el uso bidireccional de la red. Esta no es una decisión trivial.
En la práctica, este modelo traslada la decisión sobre su posicionamiento estratégico al agente: ¿mayor previsibilidad o mayor flexibilidad? ¿Menores costes regulatorios o mayor autonomía comercial?
Es legítimo preguntarse si la facturación bidireccional podría limitar modelos más sofisticados basados en el arbitraje o la acumulación de ingresos. Al mismo tiempo, es difícil ignorar las ventajas que aporta la existencia de una norma clara.
Por primera vez, los inversores pueden modelar escenarios, comparar alternativas y valorar el impacto regulatorio con cierto grado de certeza. Otro avance significativo reside en el tratamiento de los cargos.
Reconociendo que el almacenamiento no debe equipararse con el consumo final, el ANEEL Esto evita una distorsión que podría comprometer la viabilidad económica de los proyectos. Se trata de una decisión que refleja la coherencia con la lógica física del sistema —la energía no se consume, sino que se almacena temporalmente y se devuelve a la red— y demuestra sensibilidad ante las repercusiones económicas de la regulación.
Al mismo tiempo, es importante señalar que la regulación no pretende ser definitiva, y quizás ahí reside uno de sus mayores méritos. Al posponer cuestiones como la acumulación de ingresos, los agregadores, la integración con la comercialización y los entornos de pruebas regulatorios a ciclos futuros, ANEEL Adopta una postura compatible con la naturaleza dinámica del sector.
En un entorno de rápida transformación tecnológica, construir un marco regulatorio gradual tiende a ser más eficiente que intentar anticipar todas las soluciones.
En definitiva, la cuestión no es si el modelo es perfecto —claramente no lo es—, sino si resulta funcional para la situación actual del mercado. Y, desde esa perspectiva, la respuesta parece afirmativa.
Brasil cuenta ahora con un instrumento contractual concreto y un marco regulatorio mínimamente estructurado. Eso no es poca cosa.
La convergencia entre política pública y regulación, que no siempre se da de forma coordinada en el sector eléctrico brasileño, se materializa claramente en este caso. Persisten desafíos, especialmente en los detalles contractuales de la subasta, la asignación de riesgos y la viabilidad financiera de los proyectos.
Pero estos desafíos son, en gran medida, inherentes a cualquier mercado incipiente. Más relevante aún es el hecho de que el almacenamiento de energía ya no es una posibilidad futura, sino una realidad institucionalizada.
Con reglas más claras, un cronograma definido y margen para la evolución, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) finalmente están entrando en el radar del sector eléctrico brasileño no como una excepción, sino como una parte integral de su trayectoria.
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