Generación de energía solar bajo control: ¿quién asume el riesgo cuando la planta necesita cerrar?

El sector eléctrico brasileño está experimentando una transformación que pone en entredicho algunos de los supuestos que han sustentado la expansión de la generación renovable en los últimos años. Durante mucho tiempo, el principal desafío estuvo asociado con la expansión de la capacidad instalada: era necesario hacer viables los nuevos proyectos, atraer inversiones, ampliar la infraestructura e incorporar más fuentes renovables a la matriz energética.

Sin embargo, hoy en día el sistema comienza a enfrentar un problema de otra índole. En ciertos momentos, hay energía disponible para ser producida, existen centrales eléctricas capaces de generarla, hay energía solar e infraestructura instalada, pero el sistema eléctrico no puede o no debe absorber toda esa producción simultáneamente.

Es en este contexto que la restricción de la producción, entendida en sentido amplio como la reducción o limitación de la generación debido a razones ajenas a la disponibilidad física de la planta, deja de ser un mero hecho operativo y comienza a adquirir relevancia económica, contractual y legal.

La situación es particularmente delicada en el caso de la energía solar. Una central eléctrica puede estar técnicamente disponible, con sus equipos en perfecto estado de funcionamiento y condiciones de irradiación adecuadas, pero aun así verse obligada a reducir su producción por orden del operador del sistema.

Este fenómeno está cobrando mayor magnitud. Los datos publicados por la ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) indican que, entre enero y agosto de 2026, la generación no realizada de fuentes eólicas y solares alcanzó aproximadamente 4.122 MW de media, en comparación con los 3.429 MW de media en el mismo período de 2025.[1] El aumento demuestra que ya no se trata de un fenómeno episódico o excepcional.

Las restricciones a la generación están empezando a formar parte de la realidad económica de ciertos proyectos, lo que obliga al sector a afrontar una cuestión que ya no puede responderse únicamente desde la perspectiva del funcionamiento del sistema: ¿quién asume el riesgo cuando se ordena a una central eléctrica con capacidad de generación que produzca menos?

El funcionamiento de cualquier sistema eléctrico requiere un equilibrio constante entre la oferta y la demanda. A diferencia de otros mercados, la electricidad posee características físicas únicas que impiden que su producción y consumo se gestionen de forma totalmente independiente.

La rápida expansión de las fuentes de energía renovables variables, especialmente la solar y la eólica, ha complejizado esta ecuación. La generación a partir de estas fuentes depende de la disponibilidad del recurso primario y se concentra en gran medida en ciertos periodos del día o del año.

Sin embargo, la red tiene límites de capacidad de transmisión y su funcionamiento debe respetar los requisitos de seguridad, estabilidad y fiabilidad. En situaciones de exceso de generación o infraestructura de transmisión insuficiente, el operador podría necesitar reducir la producción de ciertas centrales eléctricas para preservar las condiciones operativas del SIN (Sistema Nacional Interconectado).

Las regulaciones brasileñas ya reconocen formalmente este fenómeno. La Resolución Normativa ANEEL La Resolución No. 1.030/2022, con las enmiendas posteriores realizadas por la REN No. 1.073/2023, rige las situaciones de apagado restringido para las plantas fotovoltaicas de despacho centralizado y establece el tratamiento para las reducciones de producción determinadas por la ONS y originadas externamente a las instalaciones de la planta.[2]

Sin embargo, reconocer la existencia de la restricción es solo una parte del problema. La verdadera complejidad reside en definir las consecuencias económicas derivadas de esta orden operativa. Cuando una planta cesa su producción por una falla propia, la asignación de riesgos tiende a ser más clara.

Pero cuando la reducción se debe a limitaciones sistémicas, infraestructura insuficiente o razones energéticas ajenas al control del generador, surge un debate mucho más complejo sobre la responsabilidad, la compensación y la asignación de riesgos.

Este debate constituye el núcleo de la Consulta Pública Nº 45/2019 de ANEEL, con el objetivo de revisar los criterios operativos para reducir o limitar la generación en el Sistema Nacional Interconectado.[3] En 2026, el tema cobró nuevo impulso con la propuesta de llevar a cabo la llamada “operación en la sombra”.

La expresión podría sugerir, a primera vista, la creación de un nuevo tipo de corte, pero no es así. La operación paralela funciona como una especie de período experimental en el que se calculan nuevas metodologías en paralelo con las reglas existentes, sin que necesariamente se produzcan todos sus efectos económicos de inmediato.

El objetivo es probar, en un entorno real, el impacto de la nueva lógica de asignación de restricciones, verificar los resultados operativos y evaluar cualquier posible distorsión antes de la implementación final.

La complejidad de este proceso llevó a la ONS a solicitar que ANEEL un plazo de hasta 180 días para el inicio de operaciones paralelas después de la publicación de futuras regulaciones, en lugar del plazo considerado inicialmente.[4] Sin embargo, más importante que el plazo es comprender el significado de esta discusión.

Al definir los criterios para la asignación de recortes en la generación de energía, el regulador no se limita a decidir qué centrales deben producir menos en un momento dado. En la práctica, distribuye los efectos económicos entre los agentes.

Cada megavatio-hora no generado representa ingresos no percibidos, afecta a los contratos, altera las proyecciones financieras y puede reducir la rentabilidad prevista del proyecto. Por lo tanto, la metodología de restricciones tiene una dimensión de activo que no se puede ignorar.

Este hallazgo revela una de las principales dificultades regulatorias del tema. Transferir la totalidad del riesgo de cualquier restricción al generador puede resultar inapropiado cuando la planta está disponible y la reducción se debe a una deficiencia o limitación ajena al proyecto. Por otro lado, establecer mecanismos de compensación amplios y automáticos también genera consecuencias tarifarias, ya que los costos inevitablemente deben ser asumidos por alguien.

La respuesta no parece residir en una solución binaria, sino en la correcta identificación del origen de cada restricción. Es necesario diferenciar las situaciones causadas por la indisponibilidad atribuible a la propia planta, las limitaciones de las instalaciones externas, las restricciones derivadas de la red de transmisión y las reducciones causadas por razones estrictamente energéticas, como el exceso de suministro con respecto a la demanda. Cada causa representa una matriz de responsabilidad distinta y, por consiguiente, puede justificar un tratamiento regulatorio diferente.

El problema cobra aún más relevancia al analizarlo desde una perspectiva contractual. Durante mucho tiempo, muchos contratos de generación se estructuraron sobre la base de una premisa relativamente simple: si la central eléctrica estaba disponible y existían recursos energéticos, habría producción.

Esta lógica está perdiendo fuerza. La generación real también depende cada vez más de la capacidad del sistema para absorber esa energía. Los contratos de compra de energía, la financiación, el arrendamiento, la operación y el mantenimiento, la ingeniería, adquisición y construcción (EPC), la autoproducción, el arrendamiento de activos y las estructuras corporativas asociadas a la generación de energía renovable deben incorporar explícitamente esta nueva variable.

En este contexto, una cláusula genérica de fuerza mayor no es suficiente. Los contratos deben distinguir entre la indisponibilidad física de la planta y las limitaciones de generación determinadas externamente, definir los efectos de la reducción de la producción en las garantías de rendimiento, los objetivos de disponibilidad y las obligaciones de entrega, establecer quién asume cualquier posible pérdida de ingresos y regular los posibles mecanismos de recuperación o reparto del riesgo.

Cuando la financiación de un proyecto se estructura en función de proyecciones energéticas futuras, la cuestión cobra aún mayor importancia. La capacidad de reembolso del proyecto puede verse afectada no porque la planta haya dejado de funcionar, sino porque parte de la energía disponible para la generación ya no se produce de forma eficaz debido a razones sistémicas.

En este sentido, la limitación de la producción está empezando a convertirse en una verdadera variable de viabilidad financiera. Dos proyectos solares con la misma capacidad instalada, tecnología similar y niveles de irradiancia equivalentes pueden presentar resultados financieros sustancialmente diferentes si se ubican en regiones con distintos grados de congestión o restricción del flujo.

Por lo tanto, la debida diligencia legal y regulatoria en nuevos proyectos debe evolucionar. Ya no basta con analizar las licencias, la conectividad, los contratos y la seguridad de los terrenos. Será cada vez más necesario evaluar el historial regional de restricciones, la capacidad de la red, las perspectivas de expansión de la transmisión y la posible exposición del proyecto a cortes de generación a lo largo de su vida útil.

Esta transformación también conlleva inevitablemente un debate sobre la generación micro y minidistribuida. Es importante evitar una generalización técnicamente incorrecta: la generación micro y minidistribuida (MMGD) tiene su propio régimen jurídico, estructurado principalmente por la Ley n.º 14.300/2022, y no está sujeta automáticamente al mismo régimen de despacho y restricción aplicable a las grandes plantas fotovoltaicas de operación centralizada.[5]

Esto no significa, sin embargo, que la generación distribuida quede completamente al margen de la transformación operativa del sistema. El considerable crecimiento de la generación conectada a las redes de distribución ya está generando inquietudes sobre la capacidad del sistema para supervisar y coordinar millones de recursos energéticos distribuidos que, individualmente, son pequeños, pero que en conjunto ejercen un impacto cada vez mayor en el funcionamiento del sistema eléctrico.

Documentos técnicos del propio sector ya señalan este desafío. Hay situaciones en las que la generación controlable centralmente puede reducirse sustancialmente y, sin embargo, una alta proporción de la generación conectada a la distribución permanece sin el mismo grado de control operativo.[6]

Paralelamente, la Consulta Pública Nº 33/2026 de ANEEL Ha puesto en debate conceptos como la observabilidad, la operatividad y la controlabilidad de los recursos energéticos distribuidos, incluyendo la generación solar, el almacenamiento y otros activos conectados a las redes de distribución.[7]

Es necesario seguir de cerca la evolución de la normativa. Si bien no se puede afirmar que la generación distribuida (GD) esté sujeta actualmente al mismo modelo de limitación que las grandes centrales eléctricas, es evidente que el crecimiento de estos recursos requerirá redes más activas y digitalizadas, capaces de responder de forma coordinada a las necesidades del sistema.

Es precisamente en este punto donde el almacenamiento de energía adquiere una función que va más allá del arbitraje tradicional entre diferentes precios en distintos momentos. En un sistema donde parte de la producción renovable puede necesitar reducirse en ciertos momentos, la posibilidad de almacenar energía para su uso posterior comienza a adquirir un valor estratégico.

El almacenamiento no elimina las limitaciones de la red, ni resuelve por sí solo el problema de la restricción del suministro, pero puede reducir la exposición económica de ciertos proyectos al trasladar la energía de los períodos de exceso a los momentos de mayor demanda.

Las regulaciones brasileñas avanzaron en esta dirección en 2026, con la definición de procedimientos relacionados con sistemas de almacenamiento ubicados junto con plantas generadoras.[8] La tendencia es que las baterías se evaluarán no solo como equipo adicional, sino como instrumentos de flexibilidad y gestión de riesgos.

El debate sobre las limitaciones en la generación revela, en última instancia, una transformación aún mayor en el sector eléctrico. Durante décadas, la expansión se ha impulsado principalmente por la necesidad de producir más energía.

Ahora, con el aumento de la participación de las fuentes renovables, surge un nuevo desafío: producir la energía adecuada, en el lugar preciso y en el momento preciso en que el sistema pueda utilizarla. La mera existencia de capacidad instalada ya no garantiza, por sí sola, el aprovechamiento total de dicha generación. Esto modifica la manera en que deben planificarse, financiarse, contratarse y evaluarse legalmente los proyectos.

Brasil no tiene problemas por tener un exceso de energía renovable. El verdadero desafío radica en la capacidad de coordinar la generación, la transmisión, la distribución, el almacenamiento y el consumo con la suficiente eficiencia para aprovechar esta abundancia.

En este nuevo contexto, el valor de un proyecto ya no depende exclusivamente de cuántos megavatios sea capaz de producir, sino también de cuántos de esos megavatios pueden llegar realmente al sistema. La cuestión central ya no es solo cuánta energía puede generar una central eléctrica, sino también cuándo, dónde y bajo qué condiciones se puede aprovechar esa energía.

Por lo tanto, el debate sobre la limitación de la producción no debe limitarse a la gestión operativa. Representa un cambio en la propia matriz de riesgos de la generación de energía renovable. Los reguladores deberán definir criterios más sofisticados para la distribución de las restricciones; los operadores deberán coordinar una cantidad cada vez mayor de recursos variables; los inversores deberán incorporar el riesgo de los recortes en sus proyecciones; los financiadores deberán evaluar la exposición de los proyectos; y los contratos deberán estipular claramente quién asume las consecuencias económicas cuando no se pueda producir la energía disponible.

La transición energética brasileña ha planteado un nuevo interrogante al sector. Durante mucho tiempo, el reto consistió en descubrir quién podía generar energía renovable de forma más eficiente. Ahora, también será necesario responder quién asumirá el riesgo cuando el sistema indique que la energía, aunque disponible, no puede generarse. Y esta respuesta tendrá implicaciones tanto legales como técnicas.

Fuentes

[1] CANAL SOLAR. Los recortes en la generación solar aumentan un 21% en los primeros ocho meses de 2026. 31 de agosto de 2026. Encuesta realizada con base en datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS.

[2] AGENCIA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ANEELResolución Normativa N° 1.030, del 26 de julio de 2022, especialmente el artículo 20-A, incluido y posteriormente modificado dentro del ámbito de aplicación de las normas aplicables a la desconexión restringida de centrales fotovoltaicas de despacho centralizado; Resolución Normativa ANEEL N° 1.073/2023.

[3] AGENCIA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ANEELConsulta pública n.º 45/2019. Proceso de revisión de los criterios operativos para la reducción o limitación de la generación en el Sistema Nacional Interconectado.

[4] MEGAQUÉ. La ONS solicita a Aneel 180 días para iniciar la operación en sombra del CP 45. 1 de octubre de 2026. El documento informa sobre la propuesta de la ONS de extender el plazo para preparar e iniciar la operación en sombra relacionada con la revisión de los criterios de restricción de generación.

[5] BRASIL. Ley N° 14.300, del 6 de enero de 2022. Establece el marco jurídico para la microgeneración y minigeneración distribuidas, el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica – SCEE y otras disposiciones relacionadas con DMM.

[6] AGENCIA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ANEELNota técnica n.º 148/2025-STD/ANEELEste documento aborda los desafíos relacionados con el funcionamiento del sistema ante el crecimiento de los recursos energéticos distribuidos y la generación conectada a las redes de distribución.

[7] AGENCIA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ANEELConsulta pública n.º 33/2026. Propuestas relativas a la evolución de las normas de conexión y a la ampliación de la observabilidad, la operatividad y la controlabilidad de los recursos energéticos distribuidos.

[8] AGENCIA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – ANEELRegulación de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica ubicados junto a centrales generadoras. Resoluciones normativas n.º 1.161/2026 y n.º 1.162/2026.

Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.