Los sectores de energía solar y eólica del país, que han estado acumulando pérdidas debido a los recortes en la generación de energía renovable por parte de la ONS (el organismo regulador del sistema eléctrico) para evitar la sobrecarga del sistema, no pueden estar tranquilos ni siquiera cuando son el objetivo de una medida que, en principio, les beneficiaría.
Esta sensación de frustración se apoderó del sector después de que el Ministerio de Minas y Energía (MME) publicara a principios de esta semana la Ordenanza Normativa N° 140, que define las normas para compensar los recortes en la generación de energía eólica y solar ocurridos entre septiembre de 2023 y noviembre de 2025.
Según estimaciones de la consultora Volt Robotics , el valor potencial de la compensación podría alcanzar los 2.700 millones de reales si todos los generadores optan por cumplir las condiciones estipuladas, lo que incluye renunciar a las acciones legales que buscan la restitución total por las pérdidas debidas a la reducción de la generación de energía renovable.
La compensación por los recortes era una demanda antigua de las centrales eléctricas centralizadas, que acumularon pérdidas de 6.500 millones de reales solo el año pasado debido a la reducción de la producción .
Lo que en principio habría sido un alivio, se convirtió en un nuevo motivo de preocupación tras un análisis exhaustivo de la ordenanza. Esto se debe a que, si bien el texto final supuso avances con respecto al borrador presentado a la Consulta Pública n.º 210/2025, dejó sin respuesta la cuestión central: cómo identificar de forma transparente el motivo de cada recorte.
Esta definición es fundamental para determinar si existe o no derecho a indemnización. La difícil situación de las energías renovables centralizadas cobra mayor relevancia al constatar que los recortes no reembolsables están aumentando y ya representan el 65,5 % del total en el primer semestre de 2026. Es precisamente esta incertidumbre la que ha paralizado las inversiones en el sector, especialmente en las centrales solares, que son las más afectadas por las restricciones .
Los recortes en la generación de energía renovable se clasifican en tres tipos, según la normativa de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). El primero es el Recorte de Relación Energética (ENE), causado por un exceso de oferta en relación con el consumo, cuando hay más energía disponible que demandada.
La segunda es la Interrupción de Relación Eléctrica (REL), causada por la indisponibilidad de las líneas de transmisión, ya sea por mantenimiento o fallas. La tercera es la Interrupción de Relación de Confiabilidad (CNF), que se aplica cuando la red, aunque esté disponible, puede comportarse de manera inestable si se canaliza toda la generación, lo que aumenta el riesgo de fallas.
Esta clasificación define quién asume las pérdidas y repercute en los ingresos, los contratos y las inversiones.
“Se han producido avances significativos, especialmente en la operacionalización y el recálculo, pero aún queda por resolver el punto central: la clasificación de los recortes no puede ser una caja negra”, afirma Donato Filho, director ejecutivo de Volt Robotics, que publicó un estudio sobre la ordenanza, denunciando la falta de claridad precisamente en el punto central de interés para el sector.
"No basta con informar de que se ha producido un apagón: es necesario publicar los datos, las suposiciones y los criterios que permiten reproducir y auditar esa conclusión", añade.
Resultados distorsionados
En el borrador inicial, el Ministerio de Minas y Energía (MME) propuso la fórmula SOSIN para identificar los momentos de sobreoferta, cuando sería necesario reducir la generación eólica y solar debido al exceso de energía en el sistema.
El cálculo combinó estimaciones de energía hidroeléctrica, termoeléctrica, pequeñas centrales eléctricas, potencial eólico y solar, y microgeneración, descontando la carga total del Sistema Nacional Interconectado (SIN), con datos actualizados cada media hora.
El problema radica en que estos datos ya reflejaban decisiones operativas y restricciones de seguridad, lo que podía distorsionar el diagnóstico y clasificar como exceso de oferta las situaciones causadas por limitaciones técnicas o de fiabilidad. Como explica Donato Filho, la fórmula combinaba elementos que representaban no solo órdenes de despacho económicas, sino también inflexibilidades y necesidades operativas específicas.
Las entidades del sector de la energía eólica y solar (ABEEólica y Absolar), con el apoyo de Volt Robotics, probaron la fórmula utilizando datos de la ONS entre septiembre de 2023 y noviembre de 2025.
El resultado mostró que el cálculo del exceso de oferta era un 143 % superior a los recortes totales clasificados por la ONS (Operador del Sistema Nacional) como relacionados con la energía, lo que demuestra que la ecuación no reconstruía completamente el balance real de las operaciones.
Además, el 74% de los cortes de energía ocurrieron al mismo tiempo que las centrales térmicas se operaban según criterios de rendimiento, y más de la mitad se produjeron con un costo operativo marginal (COM) superior a cero. Dado que el COM representa el costo de producir el siguiente megavatio-hora que necesita el sistema, los valores positivos indican que el sistema no contaba con un superávit energético total, lo que refuerza la sospecha de clasificaciones erróneas.
El análisis espacial también reveló inconsistencias. En ocasiones, la región Noreste registró recortes de hasta el 80%, mientras que el Sur no sufrió restricciones. Los parques eólicos de Rio Grande do Sul experimentaron recortes equivalentes al 58% del promedio nacional, mientras que los de Ceará alcanzaron el 159%.
Estas grandes diferencias sugieren la influencia de la transmisión, la fiabilidad regional o las características de la conexión, y no solo un exceso de oferta sistémico.
La versión final de la Ordenanza n.° 140 eliminó la fórmula SOSIN y las definiciones de agregados de generación y demanda, evitando así la consolidación de un criterio técnicamente débil. Asimismo, suprimió las excepciones basadas en antiguas opiniones de acceso y soluciones nominales de transmisión, que podrían generar incertidumbre jurídica al imponer restricciones cada vez más estrictas a los generadores con el paso del tiempo.
A pesar de ello, el problema central persiste. Según la consultora, la ordenanza eliminó la fórmula, pero no presentó un método cuantitativo y público para caracterizar el exceso de oferta. El ONS (Operador del Sistema Nacional) deberá clasificar cada evento como indisponibilidad externa, fiabilidad eléctrica u exceso de oferta, pero el texto no especifica qué pruebas, variables o criterios se utilizarán.
«No hay claridad sobre cómo se gestionarán el Coste Marginal de Operación (CMO), el Precio de Liquidación de Diferencias (PLD) —el precio que se utiliza para calcular cuánto debe pagar o recibir cada agente del sector eléctrico en el mercado a corto plazo—, las inflexibilidades térmicas o las restricciones regionales», advierte el estudio de Volt. «Tampoco existe un método para transformar un posible exceso de oferta sistémico en una parte no compensable para cada central eléctrica, lo que podría generar distorsiones significativas».
Las asociaciones industriales sugirieron establecer un límite individual para evitar que una central eléctrica que no pudiera generar electricidad debido a restricciones en el suministro fuera tratada como participante en el exceso de oferta general, pero esta propuesta no se incorporó.
El resultado es un sistema en el que los cortes de energía no compensables siguen aumentando. En 2023, representaban el 27 % del total; para 2026, alcanzarán el 65,5 %. Sin criterios claros, los agentes no pueden predecir los impactos operativos ni evaluar correctamente las causas de los cortes.
En un comunicado, Absolar (Asociación Brasileña de Energía Solar) afirmó que el decreto que establece el compromiso de pagar las responsabilidades derivadas de los cortes de generación podría no ser suficiente para poner fin por completo a las impugnaciones legales que las partes interesadas han presentado al respecto. En otras palabras, la difícil situación de las centrales de energía renovable centralizadas está lejos de haber terminado.
