daniel steffens

ANEEL, que consolidó la base técnica de los estudios sobre el papel del almacenamiento en el sector —pero aún sin desarrollo normativo. Aún existen importantes lagunas en cuanto a la estructuración del modelo aplicable a los sistemas de almacenamiento, tanto en términos de acceso y concesión a la red, como en la definición de cargos y formas de remuneración. En otras palabras, si bien el tema sigue presente en la agenda institucional, la ausencia de lineamientos regulatorios más claros ha estado inhibiendo las decisiones de inversión y dificultando la consolidación de modelos de negocios viables para el almacenamiento. El momento exige no sólo continuidad en los estudios, sino la definición de marcos regulatorios mínimos que brinden seguridad jurídica y permitan desbloquear el papel estratégico del almacenamiento en el sector eléctrico brasileño. Reducción obligatoria de la generación —el llamado curtailment— sigue siendo el centro de atención en 2025 —como lo fue en 2024—, especialmente dada la continua gran influencia de las fuentes renovables en el sistema y la expansión disfuncional de las restricciones exigidas por el ONS. Como es de conocimiento público, la Resolución Normativa N° 1.030/2022 de la ANEEL estableció tres modalidades distintas que pueden dar lugar a cortes de generación: por indisponibilidad externa, por confiabilidad eléctrica y por razones energéticas. La norma, aunque innovadora en su momento, empezó a ser objeto de tensiones debido al aumento del número de agentes afectados y a la ausencia de un tratamiento económico más claro de los efectos de estas limitaciones. Otros aspectos, como el criterio del “5% o 5 MW” establecido por el ONS, acentúan el rigor de las reglas operativas, al tiempo que reducen el margen de compensación, lo que ha sido una mala noticia para las empresas generadoras, que, hasta donde sabemos, han hecho un esfuerzo hercúleo para operar ante la nueva realidad sistémica. En el marco de la consulta pública, la ANEEL busca revisar la lógica de la compensación y mejorar los parámetros que sustentan las decisiones de despacho razonables (o su restricción). El debate técnico ya ha comenzado y apunta a la necesidad de calibrar mejor los instrumentos de planificación, con el fin de mitigar los efectos financieros que actualmente recaen asimétricamente sobre determinados agentes. Por otra parte, en el gobierno federal se propone una solución de otra naturaleza. El MME (Ministerio de Minas y Energía), en conjunto con entidades y asociaciones del sector, comenzó a vislumbrar la posibilidad de tratar los impactos del recorte como un costo a ser absorbido a través del Cargo por Servicio del Sistema (CES). La propuesta, aún en formulación, implicaría la socialización de estos valores entre los consumidores, sin necesidad de abrir una línea de crédito sectorial —como ha ocurrido en situaciones excepcionales en el pasado— ni de renegociación formal entre agentes. La solución, sin embargo, todavía no es consensuada. EL ANEELno ha mostrado acuerdo con este enfoque, advirtiendo de los impactos tarifarios y del riesgo de vaciar la lógica de responsabilidad individual que históricamente guía la regulación sectorial —especialmente en lo que respecta a la asignación de riesgos entre los agentes—. De concretarse, la propuesta podría generar importantes efectos arancelarios y sumar otro nivel de presión sobre la inflación, en un contexto en el que otros aumentos ya se vislumbran en el horizonte. La cuestión sigue abierta, pero revela una preocupación que va más allá del debate técnico: ¿cómo financiar los desequilibrios en la operación sin romper con los principios estructurantes del sector? El MME y las paradojas de la reforma del sector eléctrico La búsqueda de un sector eléctrico más moderno y eficiente ha sido un tema recurrente en los comunicados oficiales. En la práctica, sin embargo, observamos una sucesión de medidas y discursos que no siempre coinciden. La coexistencia de objetivos ambiciosos y estructuras institucionales frágiles plantea dudas sobre la viabilidad real de algunas de las propuestas en debate. Uno de los puntos más sensibles es la anunciada apertura del mercado para los consumidores de baja tensión. La propuesta resuena con la expectativa de mayor libertad de contratación, pero se topa con limitaciones técnicas concretas: la falta de medición adecuada, la fragilidad de los mecanismos de portabilidad y la falta de infraestructura para soportar la masificación de la operación ya limitan la aplicabilidad práctica de la medida. Al mismo tiempo, hay señales de ampliación de beneficios tarifarios, como la propuesta de exención para el consumo de hasta 80 kWh por parte de familias de bajos ingresos y el refuerzo de mecanismos dirigidos a la población vulnerable. Incluso si estas medidas encuentran apoyo social, su financiación mediante transferencias cruzadas aumenta la presión sobre los consumidores que no se benefician, especialmente en un escenario de creciente inflación energética. El panorama se vuelve aún más complejo dada la discusión sobre el reposicionamiento de las tarifas sectoriales. Tras bastidores, cobra fuerza la propuesta de redistribuir las obligaciones financieras, aumentando la responsabilidad del libre mercado sobre ciertos costos sistémicos. La medida, de implementarse, podría comprometer el atractivo de este entorno, precisamente en el momento en que pretendemos potenciarlo. La falta de coherencia entre estas orientaciones compromete la claridad de las señales que deben guiar las inversiones y la organización del sector. La modernización, tan a menudo evocada, requiere más que buenas intenciones o lemas bien formulados. Requiere una alineación entre los objetivos técnicos, institucionales y económicos, así como una voluntad de abordar las tensiones distributivas de manera transparente y predecible. El antiguo Proyecto de Ley N° 414/2021, que sirvió de base conceptual a la propuesta remitida recientemente a la Casa Civil, aún no ha tenido un resultado propio, al menos en relación a los principales puntos que pretendía abordar. Mientras tanto, el sector sigue operando mediante parches regulatorios, compensaciones puntuales y decisiones a menudo reactivas. El riesgo es que la promesa de transformación se diluya, una vez más, por medidas de corto plazo. ¿Es todavía posible hablar de modernización sin dejar espacio para intercambios voluntarios, señales económicas consistentes y soluciones menos dependientes de la toma de decisiones políticas centralizadas y el habitual desfile de cláusulas ocultas que suele acompañar a cualquier propuesta de reforma?

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