El siguiente paso regulatorio para la generación distribuida

La microgeneración distribuida brasileña (micro y minigeneración distribuida) está entrando en una fase donde el resultado de los proyectos dependerá cada vez más de las normas de compensación, las tarifas y las condiciones de operación de la red. Paralelamente, se están llevando a cabo debates con distintos orígenes y plazos, que podrían afectar a la misma inversión.

La magnitud alcanzada ayuda a comprender este movimiento. Según EPE (Energy Research Company), la capacidad instalada de generación distribuida (GD) aumentó de 36,2 GW en 2024 a 45 GW en 2025. Esta expansión incrementó la participación de los consumidores en la producción de electricidad y convirtió la integración de estos recursos en un aspecto relevante para la planificación y operación del sistema.

Algunos de los cambios ya están planeados en Ley 14.300En los marcos sujetos a la transición general del artículo 27, la incidencia de los componentes de distribución conocidos como Cable B en la energía compensada alcanza el 60% en 2026, el 75% en 2027 y el 90% en 2028.

Estos porcentajes se aplican a una parte de la tarifa; no representan una pérdida equivalente del ahorro total que proporciona el sistema solar. Asimismo, existen instalaciones que pueden acogerse a las normas de compensación previstas en el artículo 26 hasta 2045, sujetas a condiciones legales. El alcance de esta protección debe analizarse conjuntamente con las demás normas aplicables a cada proyecto.

Otro aspecto que merece atención es el ECR (Recurso Complementario), asociado al límite máximo de la CDE (Cuenta de Desarrollo Energético). Ley 15.269 Se prevé, a partir del presupuesto de 2027, una reducción proporcional de las prestaciones financiadas por el CDE cuando los gastos correspondientes superen los límites legales.

Las reglas para su aplicación están en discusión en ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica). Para MMGD, el efecto dependerá de la clasificación y de la porción del beneficio efectivamente financiada por la cuenta. Por lo tanto, no es apropiado asignar un único porcentaje de pérdida a todo el segmento.

La discusión sobre las tarifas por hora también merece atención. La Fiscalía Federal adjunta a ANEEL emitió un dictamen que admite su aplicación a los consumidores-generadores, condicionado a la preservación de los beneficios legales de la transición.

Esta opinión forma parte del proceso regulatorio y no constituye una decisión final sobre la propuesta. Si se produce un cambio en la estructura tarifaria aplicable, el momento de generación y consumo podría modificar el descuento en la factura, incluso sin que haya un cambio en la producción física.

La definición de la valoración de los costes y beneficios de la MMGD, prevista en el marco jurídico del régimen posterior a la transición, añade otra dimensión. El resultado de este debate influirá en el reconocimiento económico de la contribución de los proyectos al sistema, respetando los diferentes plazos legales.

En esta operación, la Consulta Pública 033/2026 aborda los requisitos de monitoreo, comunicación y respuesta de mando para los recursos conectados a la distribución. ANEEL Reconoce la necesidad de comprender mejor el comportamiento de estos recursos y de coordinar sus acciones.

Este es el problema de la observabilidad: registrar la capacidad instalada no sustituye la monitorización del comportamiento de la generación en la red. La propuesta prevé diferenciar los requisitos según el tamaño y el impacto de cada recurso.

Este debate se refiere a las restricciones a la generación, conocidas como limitación de la producción, y a los límites de la intervención en las instalaciones de generación distribuida (GD). Una limitación a la inyección puede reducir la energía destinada a compensación; un cambio en la tarifa puede alterar el beneficio económico de la energía realmente aprovechada.

La protección jurídica de las indemnizaciones y la regulación de los recortes requieren análisis específicos. La existencia de propuestas de control no autoriza a concluir que todas las instalaciones estén ya sujetas al mismo régimen de restricciones.

También se está debatiendo la supervisión de las alteraciones no autorizadas y las condiciones de conexión. Para abordar las irregularidades, es necesario distinguir entre situaciones comprobadas e instalaciones regulares. Las generalizaciones dificultan la comprensión de los efectos de las medidas y de la situación de quienes invirtieron cumpliendo las normas.

La clave reside en la combinación de estos factores. Según las normas aprobadas y el perfil del proyecto, los cambios en las prestaciones compensatorias, las tarifas o la operación pueden modificar los ahorros previstos, el período de recuperación de la inversión y las condiciones contractuales a largo plazo. El impacto variará entre el autoconsumo local y la generación remota, entre sistemas pequeños e instalaciones de mayor tamaño, y entre los regímenes de transición legal.

La agenda para los próximos meses merece un seguimiento técnico y minucioso. Parte de ella ya está regulada por ley; otra parte aún está sujeta a debate y decisión. La claridad respecto a estas diferencias permite evaluar qué cambios se producen efectivamente para cada consumidor-generador. La confianza en la generación distribuida también se basa en la previsibilidad de las condiciones en las que seguirá creciendo.

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