La Cámara de Diputados de Brasil aprobó, el martes 13 de octubre de 2026, el régimen de urgencia para el proyecto de ley del diputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) que redefine quién paga por la contratación de baterías en el sector eléctrico. La propuesta reparte esos costos entre generadores y consumidores de energía. Actualmente, por regulación de la ANEEL, recaen solo sobre los agentes del sector. Pese a la urgencia, el análisis del fondo en el pleno debería quedar para después de la segunda vuelta de las elecciones presidenciales, prevista para el 25 de octubre. La discusión cobra peso porque las subastas de baterías están previstas para diciembre de este año.
Qué propone el proyecto
Con la urgencia aprobada, el texto pasa a figurar entre las prioridades de la agenda legislativa y puede llegar al pleno sin cumplir todas las etapas regulares en las comisiones. El mecanismo jurídico involucra una ley de 2004: el proyecto modifica una derogación hecha sobre esa norma y establece que el costo de la contratación de baterías se reparta entre quienes generan y quienes consumen energía eléctrica.
Según el autor, la regla actual de la ANEEL, que concentra el financiamiento en los agentes del sector, provoca distorsiones en la forma en que se asignan los recursos. El proyecto pretende corregir lo que sus defensores llaman asimetrías del modelo vigente, de modo que soluciones equivalentes reciban un trato equivalente a la hora de repartir la cuenta.
Quién lo apoya y por qué
Cinco entidades publicaron una nota conjunta en apoyo al texto: ABSAE (Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía), ABSOLAR (Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica), Apine (Asociación Brasileña de Productores Independientes de Energía Eléctrica), Abeeólica (Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías) y Abiape (Asociación Brasileña de Inversionistas en Autoproducción de Energía).
El argumento central es la igualdad de trato. Para las asociaciones, las tecnologías que prestan servicios similares al sistema deben obedecer al mismo régimen jurídico, lo que permite comparar costos de forma justa. En la práctica, esto significa que las reglas de financiamiento de la reserva de capacidad deberían aplicarse por igual a cualquier solución contratada, ya sean baterías u otra fuente. La reserva de capacidad es el mecanismo por el cual el sistema contrata potencia disponible para atender momentos de mayor demanda o menor oferta, y la subasta de reserva de capacidad (LRCAP) es el instrumento utilizado para esa contratación.
Las entidades también coinciden en otro punto: mantener el modelo actual podría encarecer la energía, ya que esos costos terminan trasladándose al precio que pagan los consumidores. El sector sostiene además que la legislación vigente genera inseguridad jurídica para las subastas de diciembre y aumenta la imprevisibilidad en las negociaciones del sector eléctrico.
Los próximos pasos del trámite
La urgencia es solo un paso. El camino hasta la eventual promulgación aún tiene etapas relevantes:
- Pleno de la Cámara: la votación del fondo debería ocurrir solo después de la segunda vuelta del 25 de octubre.
- Negociación con el gobierno federal: es necesario acordar el trámite con el Ejecutivo para que el texto efectivamente se someta a votación.
- Senado Federal: aun aprobado por los diputados, el proyecto todavía depende del aval de los senadores para convertirse en ley.
Este calendario se acerca peligrosamente a la ventana de las subastas de baterías previstas para diciembre, lo que mantiene al mercado sin una respuesta definitiva sobre la regla de financiamiento.
Qué significa esto para el Nordeste
La indefinición sobre el financiamiento afecta directamente la fijación de precios de los proyectos que competirán en la subasta, y el Nordeste tiende a concentrar una parte relevante de esas propuestas. Un relevamiento de ENLACE sobre subestaciones de la región elegibles para la LRCAP 2026 muestra que 27 subestaciones en Bahía y 24 en Ceará figuran en la nota técnica del ONS con margen de conexión, mientras que en Piauí las 15 subestaciones elegibles aparecen con margen disponible. Es decir, hay espacio físico en la red para conectar proyectos; lo que falta es claridad sobre la regla económica.
Para quienes desarrollan proyectos en Ceará, Piauí y Bahía, el margen de conexión resuelve solo parte de la ecuación. Sin saber quién asumirá la reserva de capacidad, resulta más difícil cerrar modelos financieros, negociar con financiadores y definir el nivel de oferta con seguridad.
Nuestra lectura
En nuestra evaluación, la aprobación de la urgencia es una señal de que el Congreso reconoce el tema como relevante para el diseño del mercado de almacenamiento. El apoyo conjunto de asociaciones de distintos segmentos, desde la solar y la eólica hasta productores independientes y autoproductores, indica que la discusión sobre la igualdad en el financiamiento va más allá de los intereses de un único nicho. Lo vemos como un paso positivo para la previsibilidad, pero todavía lejos de una solución.
Lo que sigue indefinido es justamente lo esencial: si el texto será votado, en qué formato y a tiempo de influir en las subastas de diciembre. La dependencia de un acuerdo con el gobierno federal y de la aprobación en el Senado agrega incertidumbres que no se resuelven con la urgencia. También existe el riesgo de que el calendario electoral comprima la agenda legislativa y empuje la decisión para después de la subasta, lo que obligaría a los participantes a fijar precios bajo la regla actual o bajo escenarios alternativos.
En las próximas semanas, seguiremos tres puntos: la inclusión del proyecto en la agenda del pleno después del 25 de octubre, las señales de negociación entre la Cámara y el Ejecutivo y el ritmo de un eventual trámite en el Senado. También vale observar si la ANEEL o el gobierno se pronunciarán sobre la regla de financiamiento antes de la realización de las subastas.
Qué cambia en la práctica para la cadena de BESS
Para los desarrolladores, la recomendación es trabajar con más de un escenario de financiamiento en la fijación de precios de las ofertas, dejando explícito cómo cada regla afecta los ingresos esperados y el riesgo del proyecto. Para los EPC, el momento exige propuestas con plazos y condiciones que acomoden posibles ajustes de alcance si el modelo económico cambia cerca de la subasta.
Por su parte, los fabricantes y proveedores de baterías y sistemas de conversión deben considerar que la demanda efectiva depende de la viabilidad económica de los proyectos, y no solo de la existencia de la subasta. Mantener un diálogo cercano con los desarrolladores y seguir el trámite ayuda a calibrar ofertas y plazos de entrega. En todos los casos, la regla es la misma: las decisiones comerciales tomadas ahora deben considerar que la definición sobre quién paga la reserva de capacidad sigue abierta.
Fuente original: ABSOLAR — Câmara aprova urgência do PL que faz rateio de custos de baterias elétricas
Paulo Melo