Algo falla en el sector eléctrico brasileño, y no es un problema reciente. El mes pasado, Atlas Renewable Energy , un gigante mundial del sector con proyectos solares y eólicos en América y Europa, reveló que había dejado de invertir 1.000 millones de dólares en nuevas centrales eléctricas en Brasil durante los últimos dos años, con una capacidad prevista de 1,5 gigavatios (GW), y que es improbable que revise esta estrategia antes de 2028.
Controlada por la gestora de activos BlackRock , la empresa opera en la región, concretamente en Chile, México y Colombia, y en Brasil gestiona seis grandes centrales solares —cinco en Minas Gerais y una en Bahía— con una capacidad de 3 GW.
Las razones esgrimidas por Atlas Renewable son los recortes en la generación de energía renovable realizados por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) para evitar la sobrecarga de la red. Estos recortes, conocidos como limitación de la producción , alcanzaron el 25 % de la generación de las centrales eléctricas de la compañía en el trimestre que finalizó en junio. En otras palabras, se desperdició una cuarta parte de la producción.
"Solo con un rápido avance regulatorio podremos reanudar las inversiones antes de esa fecha límite", declaró Fábio Bortoluzo, presidente de Atlas Renewable Energy en Brasil, a NeoFeed .
Para compensar este desperdicio de energía, Atlas termina teniendo que comprar energía adicional, y más cara, en el mercado libre para cumplir con sus contratos.
Otras grandes empresas del sector ya habían anunciado recortes de inversión en los últimos meses, como Casa dos Ventos, Auren, Engie y Voltalia, entre otras. Shell, por ejemplo, llamó la atención el año pasado cuando anunció que simplemente suspendería todos sus proyectos de energía solar y eólica en Brasil.
En mayo, la agencia de calificación Fitch Ratings advirtió que se prevé que los recortes en la generación de energía sigan ejerciendo presión sobre el flujo de caja y la liquidez de los proyectos brasileños de energías renovables hasta 2030.
Si bien la restricción de la producción perjudica a las empresas que operan en los sectores solar y eólico, el impacto en el segmento fotovoltaico es mayor: existe un mayor exceso de oferta de energía precisamente en el período comprendido entre la mañana y media tarde, cuando hay mayor producción solar, lo que lleva al ONS (Operador del Sistema Nacional) a determinar recortes en la generación.
Como muestra de la contradicción que rodea al sector eléctrico brasileño, la energía solar representó aproximadamente el 75% de toda la capacidad renovable añadida a nivel mundial en 2025, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). Aun así, Brasil descendió del cuarto al quinto puesto en el ranking mundial de nuevos mercados fotovoltaicos, por detrás de China, India, Estados Unidos y Alemania.
En 2025, tras años de crecimiento acelerado de dos dígitos, el país perdió impulso en la expansión de la energía solar. La nueva capacidad instalada en Brasil fue de 14,5 gigavatios pico (GWp), una caída del 23 % en comparación con los 18,9 GWp añadidos en 2024.
Dos factores impulsan este reajuste de cartera por parte de las empresas: la falta de medidas y la demora en abordar la restricción , como el control de la expansión acelerada y desordenada, alimentada por subsidios, de la generación distribuida micro y mini (MMGD).
Un modelo de producción predominantemente fotovoltaico, instalado cerca o en el punto de consumo, como en los tejados de viviendas o pequeños negocios, con capacidades de generación que van desde 75 kilovatios (kW) hasta 5 megavatios (MW), conocido como Generación Distribuida (GD), provoca indirectamente recortes en la generación.
Dado que la instalación de paneles solares y parques solares está sujeta al control de las distribuidoras estatales de energía, la generación distribuida (GD) inyecta volúmenes cada vez mayores de energía en la red sin ninguna coordinación con el Operador del Sistema Nacional (ONS), que es el responsable de equilibrar la generación y la transmisión.
Como consecuencia, la ONS (Operador del Sistema Nacional) se ve obligada a cerrar las centrales eléctricas que puede controlar, principalmente las centrales eólicas y solares centralizadas de mayor tamaño. Para 2025, las pérdidas acumuladas de 1.500 centrales eléctricas centralizadas alcanzaron los 6.500 millones de reales.
Día de la Marmota
Además de la demora en abordar el problema de la generación distribuida para reducir la limitación de la producción , que ha ido en aumento desde 2023, los líderes empresariales del sector están cansados de proponer soluciones sin obtener respuesta del gobierno. En la práctica, el sector parece estancado en un círculo vicioso regulatorio, repitiendo diagnósticos sin avanzar hacia soluciones reales.
Donato Filho, director ejecutivo de Volt Robotics , advierte que la reducción de la producción se ha acelerado este año. En las centrales solares, los recortes promedio en junio fueron del 25,3 %, en comparación con el 12,4 % en el mismo mes de 2025. La consultora identificó, entre enero y junio, cinco días con recortes superiores al 80 % en las centrales centralizadas, en comparación con un solo día en el mismo período del año anterior.
“Ninguna empresa puede conseguir la aprobación de una inversión con este nivel de restricciones ”, afirma, y señala que, a finales de 2025, la ONS revocó 509 permisos para nuevos proyectos a petición de las empresas, que abandonaron la inversión.
«No existe un plan coherente por parte de los organismos reguladores para reducir los recortes, ni una norma clara para compensar a las empresas», lamenta. Según él, las medidas anunciadas acaban siendo neutralizadas por los retrasos en su implementación.
El ejecutivo cita la Ley 15.269/2025, promulgada en noviembre, que actualiza la normativa para reducir los costos para el consumidor y aumentar la confiabilidad. La ley crea incentivos para el almacenamiento y mantenimiento de baterías (BESS) y prevé compensaciones por cortes de generación debidos a problemas de confiabilidad, incluyendo pagos retroactivos.
Volt estima que se podrían devolver a las empresas alrededor de 3.800 millones de reales en reembolsos. "La ley se promulgó hace ocho meses y aún no se ha regulado; los empresarios ya están perdiendo la esperanza", afirma. "Los reembolsos del pasado no se han regulado y las normas para el futuro aún no existen".
Él percibe una falta de voluntad política por parte del ministerio. "Al no actuar, cada sector comienza a crear su propia solución improvisada, buscando mayores beneficios para la generación distribuida o presionando para instalar centrales térmicas", afirma.
Al ser contactado, el Ministerio de Minas y Energía (MME) informó a NeoFeed que, con respecto a los cortes de generación, se tomaron medidas para reforzar la red, almacenar energía y redistribuir la carga según las señales de precios. Destacó la Ordenanza Normativa N.° 136/GM/MME/2026, que establece las directrices para las dos primeras subastas de reserva de capacidad en forma de almacenamiento de energía mediante baterías.
El ministerio indica que la Ley 15.269/2025 permite la indemnización por los gastos derivados de la indisponibilidad externa, supeditada a la firma de un contrato de compromiso. Advierte que esta indemnización depende de que el generador firme dicho contrato, renuncie al derecho en el que se basa la demanda y retire cualquier acción legal en curso; muchas empresas buscan el reembolso a través de los tribunales.
Respecto al retraso en la regulación de la ley, el ministerio aclara que "el borrador del acuerdo de compromiso se debatió en la Consulta Pública 210/2025 y, tras un intenso debate con los generadores y las instituciones del sector, se encuentra en la fase final de preparación en el Ministerio de Minas y Energía (MME)".
Bernardo Bezerra, director de Regulación y Asuntos Institucionales de Serena Energia , otro gigante del sector, con una cartera de 17 centrales eólicas y solares distribuidas entre Brasil y Estados Unidos, que suman una capacidad instalada total de 2,8 GW, afirma que la demora en la regulación de la Ley 15.269 agrava el problema de gobernanza.
“En Aneel hay escasez de personal y, sobre todo, una falta de liderazgo claro y de un plan de prioridades por parte del gobierno”, afirma. Subraya que los recortes no solo se deben al exceso de energía solar y eólica centralizada, sino también a la expansión descontrolada de la generación distribuida.
«La Oficina Nacional de Estadística (ONS) ha identificado aproximadamente 14 GW que operan sin cumplir con la normativa, lo que constituye una especie de "laguna legal inversa" sin control», afirma. «Esto genera una distorsión en la que la generación centralizada se ve injustamente penalizada».
Según Bezerra, la inacción podría generar tres oleadas de crisis: «Una oleada de quiebras de empresas de energías renovables; luego, un colapso del sistema debido a la sobrecarga de la generación distribuida; y finalmente, costosas centrales termoeléctricas que crearían una "bomba arancelaria" para el consumidor». Serena también ha dejado de invertir en Brasil. «El entorno regulatorio hace inviables los nuevos proyectos», lamenta.
Bortoluzo, de Atlas Renewable Energy, reconoce que la demora en la regulación de la Ley 15.269/25 es negativa, pero observa avances. "La compensación por las reducciones de confiabilidad, los incentivos para el almacenamiento y la señalización de precios por hora son medidas positivas", afirma.
Destaca la regulación de Aneel sobre baterías y la subasta de capacidad. «Estas medidas son positivas, pero insuficientes por sí solas», continúa. Según el ejecutivo, combinar las baterías en proyectos existentes con la subasta puede mitigar los recortes y hacer que las energías renovables sean más flexibles y fiables.
Atlas tiene experiencia en el sector de las baterías en Chile y está estudiando el mercado brasileño, pero se enfrenta a obstáculos como los estrictos requisitos de contenido nacional y la elevada tributación. Respecto a las nuevas inversiones, Bortoluzo afirma que la recuperación podría producirse ya en 2027 gracias a los avances regulatorios.
Rodrigo Sauaia, presidente de Absolar —organización que agrupa a empresas del sector fotovoltaico—, destaca varios puntos sobre los cuellos de botella en el sector eléctrico, como la limitación de la producción . El auge de la energía solar y eólica no ha ido acompañado de planificación ni infraestructura, afirma: «Las líneas de transmisión tardan entre cuatro y siete años, mientras que los proyectos de energías renovables entran en funcionamiento en tan solo dos años».
Sauaia afirma que el sector está a la espera de la respuesta a los términos de la Consulta Pública 210, que definirá los reembolsos y el tratamiento del exceso de oferta previsto en la Ley 15.269/25. "Sin reembolsos, con recortes equivalentes a una cuarta parte de la producción solar en 2026, la situación es insostenible", afirma.
El ejecutivo aboga por modernizar la operación para que las energías renovables sean la base, la energía hidroeléctrica y las baterías sirvan como amortiguador flexible y refuerzo de las redes. Respecto a la generación distribuida, afirma que no se debe demonizar este sector. Asegura que el acceso a la generación distribuida, que antes se consideraba exclusivo de la élite, se ha popularizado con la bajada del precio de los paneles solares: «Alrededor del 70 % de las nuevas suscripciones provienen de las clases C y D», revela.
Para abordar el impacto de la generación distribuida (GD) en la limitación de la producción , Sauaia propone un operador independiente en la distribución, "un ONS para la distribución, para controlar la GD de forma autónoma, sin conflictos de intereses con los distribuidores".
El crecimiento de la generación distribuida (GD) en medio de la crisis solar, si bien resulta contradictorio, tiene sentido dado que el sector está atrayendo nuevos negocios. Bruno Poljokan, socio de Liora, una empresa comercializadora de energía centrada en el segmento de la GD, sostiene que, a pesar de la crisis en el sector solar debido a las restricciones y la volatilidad de los precios de la energía, se está produciendo una transición.
Según él, las inversiones históricamente concentradas en la generación han creado desequilibrios. Ahora, se están desplazando hacia otras áreas de la cadena, como la gestión de la demanda, la distribución, las plataformas tecnológicas, la inteligencia de datos y el almacenamiento, a través de las baterías.
Liora opera en el sector minorista, atendiendo principalmente a consumidores de baja tensión (residenciales y pequeñas empresas) mediante la generación distribuida. "El sector eléctrico, tradicionalmente basado en concesiones, nunca ha tratado al consumidor como un cliente, sino como una 'unidad de consumo', ni ha gestionado activamente la demanda; con una alta oferta, el enfoque cambia, lo que requiere inversiones en tecnología para reducir los costos de adquisición y el servicio al cliente, especialmente en el sector minorista", afirma.
Fundada hace dos años, la empresa ha crecido más del 400%, centrándose inicialmente en las regiones del Noreste y São Paulo, en Brasil. Para captar clientes de forma eficiente, Liora también establece alianzas con importantes canales de distribución, como TotalPass e iFood , desarrollando productos energéticos específicos e integrados para estos segmentos de mercado.
"Este enfoque reduce el coste de adquisición en el sector minorista y permite una escalabilidad inteligente", afirma el empresario.
La estrategia parece estar funcionando. Con 1500 clientes, el 25 % de los cuales son abonados residenciales (ofreciendo descuentos a los propietarios que cambian de distribuidor a comercializador), Liora ha anualizado unos ingresos contractuales de 15 millones de reales. En otras palabras, preocupaciones como la limitación de la producción no son una prioridad para esta empresa centrada en la generación distribuida.
