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Almacenamiento “en frente del medidor” gana estatus legal con la Ley 15.269/2025, pero especialistas critican el modelo de rateo previsto.
Brasil acaba de inaugurar un nuevo capítulo en el sector eléctrico con la sanción de la Ley 15.269/2025, que establece un marco regulatorio inédito para el almacenamiento de energía.
La norma, derivada de la MP 1304/2025, redefine qué cambia para el segmento al crear un concepto legal propio; aclara quién regulará el tema a ANEEL; y explica cómo los agentes podrán conectarse a la red.
La ley fue sancionada este mes, un movimiento esperado por el mercado, y entrará en vigor en todo el país, reorganizando la relación entre consumidores, generadores y sistemas de batería.
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El avance ocurrió porque el sector convivía con años de indefinición regulatoria que obstaculizaban inversiones e impedían la expansión de soluciones modernas de almacenamiento “en frente del medidor”.
Marco legal cambia el enmarcamiento de las baterías y crea nueva responsabilidad para la ANEEL
El principal cambio de la nueva legislación es el reconocimiento de las baterías como una categoría independiente en el sector eléctrico.
Hasta ahora, el almacenamiento era tratado como si fuera, simultáneamente, generación y consumo, una interpretación que resultaba en la llamada “doble incidencia” tarifaria.
“El almacenamiento pasa a tener concepto legal y claridad regulatoria. Está previsto en la ley como actividad paralela a la generación, transmisión, distribución y comercialización”, afirmó Fábio Lima, director ejecutivo de ABSAE.
La ley determina que cualquier agente podrá instalar baterías y conectarse a la red, correspondiendo a ANEEL detallar las exigencias.
Tarifación debe cambiar, pero sector teme mantenimiento indirecto de la “doble incidencia”
Aunque la legislación crea las bases para superar el modelo anterior, no prohíbe explícitamente la doble cobranza. Lima defiende que:
“El almacenamiento es una configuración propia y debe tener tarifa adecuada, no simplemente la suma de las tarifas de un generador con un consumidor.”
Este debate es central para el mercado, ya que el avance regulatorio permite al regulador exigir requisitos como flexibilidad y respuesta rápida en el acceso a la red. Esto puede impactar tanto proyectos de generación como redes de distribución.
Reserva de capacidad gana fuerza y puede financiar nuevos proyectos
Otro aspecto destacado de la ley es la creación de un mecanismo competitivo para contratar reserva de capacidad esencial para garantizar potencia y estabilidad al sistema eléctrico. Para Lima, esto abre nuevas oportunidades.
Polémica del rateo: generadores asumiendo solos los costos
La parte más controvertida del nuevo marco está en el rateo de la reserva de capacidad. La ley establece que solo los generadores deberán pagar por los sistemas BESS, a diferencia de lo que ocurre con otras fuentes que componen la matriz eléctrica.
Según Lima, el diseño es “anti-isonómico”:
“El consumidor paga por térmicas a gas, carbón, PCH, biomasa, porque se beneficia de la seguridad y resiliencia del sistema.
¿Por qué no participaría del rateo de los sistemas de almacenamiento, que también le brindan flexibilidad, reducción de desperdicio y de cargas?”
Él advierte que el costo, aunque se cobre del generador, acabará regresando al consumidor final.
Criterios indefinidos aumentan inseguridad regulatoria
Otro punto que presiona al sector es la falta de criterios para definir cuáles generadores participarán del rateo. Lima pregunta:
“¿Cuál es el criterio? Perfil de carga, garantía física, factor de capacidad, despachabilidad? Es muy amplio y genera inseguridad.”
Aun así, él evalúa que el mecanismo no debe retrasar la subasta de reserva de capacidad.
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