La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ha dado un nuevo paso decisivo para la modernización del sector eléctrico brasileño al lanzar una nueva fase de discusión regulatoria.

A través de la publicación de la Nota Técnica nº 03/2026, la agencia ha abierto el debate para adaptar la normativa vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025, la cual reconoció formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente.

Este movimiento regulatorio complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Uno de los puntos más esperados por el mercado era la definición tarifaria. La ANEEL confirmó en su nota técnica que se mantendrá la llamada «tarifa dual» para los sistemas de almacenamiento.

Esto significa que las baterías no estarán exentas de pagar por el uso de la infraestructura, argumentando que la nueva ley no exime a estos activos de remunerar la disponibilidad de la red, ya que hacen uso de ella en ambos sentidos.

Deberán abonar la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD) en dos momentos:

  • Al consumir energía de la red para cargar sus dispositivos (como consumidores).
  • Al inyectar energía a la red (como generadores).

Asimismo, la regulación crea una nueva figura jurídica y operativa: el Agente Almacenador Autónomo. Anteriormente, se trataba de encuadrar al almacenamiento bajo las reglas de la generación, pero la nueva ley elimina la necesidad de este paralelismo.

¿Cómo se diferenciarán? 

  • Licencia Específica: Se emitirá una autorización (outorga) exclusiva para almacenamiento, con un registro propio (código SAE) separado de los activos de generación.
  • Sin límite de potencia: A diferencia de la generación distribuida pequeña, la prestación de servicio autónomo de almacenamiento requerirá autorización de la ANEEL independientemente de su tamaño, debido a que no existe una dispensa legal explícita como en las fuentes renovables de capacidad reducida.

La nota técnica aclara que, si la planificación centralizada determina que un sistema de almacenamiento es necesario para la infraestructura de la Red Básica, este deberá ser tratado como un activo de transmisión y será obligatoriamente licitar en subastas.

Sin embargo, las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR) quedan explícitamente excluidas de esta obligación de licitación como transmisión, manteniendo un régimen regulatorio diferenciado.

Mientras que los proyectos que combinan generación (como parques solares o eólicos) con baterías en el mismo punto de conexión («co-localizados»), mantendrán incentivos de eficiencia y se permite que éstos contraten un Montante de Uso del Sistema (MUST) hasta un 20% inferior a la potencia instalada total, reconociendo la capacidad técnica de las baterías para suavizar los picos de inyección y optimizar el uso de la red existente.

Por otro lado, en una decisión que protege al consumidor final, la regulación implementa lo dictado por la Ley nº 15.269: los costos derivados de la contratación de baterías como reserva de capacidad (potencia contratada para garantizar la seguridad del sistema) serán prorrateados exclusivamente entre los agentes generadores.

Es decir que la ANEEL descartó el traspaso directo de estos costos a las tarifas de los consumidores residenciales o industriales. Además, los nuevos proyectos de generación que soliciten acceso a la red deberán costear esta reserva obligatoriamente si no cumplen con requisitos técnicos mínimos de flexibilidad y almacenamiento.

Próximos pasos

La ANEEL ha dividido la implementación en dos normas: una específica para el proceso de otorgamiento de licencias y otra transversal que modifica reglamentos existentes (como la REN 1.000). Temas más complejos, como la integración de almacenamiento en las carteras de los Comercializadores de Energía, se han pospuesto para un segundo ciclo de la agenda regulatoria.

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