La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil publicó una nota técnica que consolida el análisis de las contribuciones recibidas en la segunda fase de la consulta pública sobre regulación de sistemas de almacenamiento (SAE), realizada entre el 12 de diciembre de 2024 y el 30 de enero de 2025.
En esta etapa, ANEEL se centró en caracterizar los recursos de almacenamiento y definir los servicios que pueden prestarse. Mientras que la tercera será un ciclo de debate sobre temas finales como los agregadores para los distintos servicios, simulaciones en los modelos computacionales e impactos en la operación y formación de precios de corto plazo.
En el documento, el organismo señala que los SAE deben ser tratados como un usuario de la red eléctrica, con la definición de criterios claros para su acceso y las reglas necesarias para la ejecución de los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión y Distribución (CUST/CUSD).
El objetivo es garantizar estabilidad y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. Y esta visión permitiría reforzar la confiabilidad del sistema y reducir la dependencia del despacho térmico en momentos críticos.
Además, el sistema de almacenamiento stand-alone fue clasificado legalmente como Productor Independiente de Energía Eléctrica (PIE), asegurando su adecuada inserción en el marco legal y regulatorio vigente.
La propuesta también contempla ajustes tarifarios y reglas específicas para el uso de red por parte de sistemas co-localizados, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con ajustes si la potencia contratada no coincide con los picos de operación (reducción de hasta 15% del mínimo).
El tratamiento del curtailment y los eventos de “constrained-off” también será materia de regulación específica, con el objetivo de reducir vertimientos de energía renovable y optimizar el despacho.
En materia de remuneración, ANEEL respalda el empilamiento de ingresos (stacking), habilitando que un mismo sistema participe en varios servicios de forma simultánea, como capacidad, energía y servicios ancilares, lo que amplía las posibilidades de monetización de los servicios prestados al sistema.
La nota destaca que esta posibilidad “debe extenderse también a la micro y minigeneración distribuida”, mejorando su rentabilidad y contribuyendo a disminuir indicadores de interrupción como el DEC y el FEC, además de reducir pérdidas técnicas.
Otro eje clave es el impulso a las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR), ya que se considera urgente iniciar antes de fin de 2025 la discusión regulatoria de este tipo de instalaciones en el marco del tercer ciclo, dado que permiten aprovechar recursos hídricos, ofrecer reservas de capacidad y reducir la necesidad de despacho térmico costoso.
Entre las medidas, se propone que las UHR de ciclo cerrado puedan ser autorizadas sin licitación, independientemente de su potencia, así como la adición de unidades reversibles en centrales hidroeléctricas existentes.
Roadmap regulatorio hasta 2028
La hoja de ruta prevé que el segundo ciclo, en 2026, incluya ajustes normativos para reconocer al almacenamiento como activo de red, la mitigación de curtailment, la regulación para UHR abiertas y semiabiertas, y la evaluación de “sandboxes regulatorios”. En el tercer ciclo, hacia 2028, se abordarán ajustes finales para UHR abiertas, simulaciones de impacto y reglas para agregadores de servicios.
Es decir que la inclusión de actores como grandes generadoras, transmisoras, distribuidoras, fabricantes y asociaciones sectoriales muestra un alineamiento del mercado brasileño hacia la adopción masiva del almacenamiento.
Sin embargo, la velocidad en la implementación y la resolución de temas como licencias ambientales, sumado que resta definirse ciertas definiciones clara como capacidad máxima de almacenamiento y creación de un Código Único de Emprendimientos de Generación, para que este tipo de iniciativas no queden en el papel y se trasladen a proyectos concretos.
