El Ministerio de Minas y Energía de Brasil reglamentó el mecanismo que permitirá reconocer alrededor de R$ 3300 millones (más de USD 640 millones) por recortes de generación eólica y solar sufridos entre el 1 de septiembre de 2023 y el 25 de noviembre de 2025.
La Ordenanza Normativa N° 140/2026 establece el procedimiento para firmar el Acuerdo de Compromiso, revisar los eventos registrados, recalcular los valores y ejecutar la compensación. La operación demandará más de 300 días y la adhesión será voluntaria.
“Hay alrededor de 40 empresas afectadas por los cortes de generación. El decreto satisface gran parte de nuestras peticiones, pero no todas”, manifestó Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica).
Esa diferencia entre lo solicitado por el sector y lo finalmente aprobado impide anticipar el nivel de participación.
“No puedo garantizar una participación del 100%, ni siquiera del 50%. Es demasiado pronto para decirlo”, advirtió la ejecutiva, aludiendo que la definición corresponderá individualmente a cada empresa afectada. Por lo que algunos titulares podrán considerar suficiente el crédito reconocido, mientras que otros podrían optar por mantener sus reclamos debido a los eventos o conceptos excluidos.
El pago no saldrá de un nuevo cargo ni será transferido directamente a los consumidores. Sino que la solución utiliza obligaciones financieras ya acumuladas por los propios agentes dentro de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE).
Según la ejecutiva, dentro de la cámara existen aproximadamente R$ 6000 millones (más de USD 1175 millones) asociados a pasivos de generadores por desempeño, incumplimientos contractuales u otras obligaciones.
Ese monto será cruzado con los créditos que corresponden a los titulares de parques afectados por el curtailment y la diferencia se resolverá mediante una conciliación de cuentas.
En términos teóricos, después de reconocer los R$ 3300 millones permanecería un saldo cercano a R$ 2700 millones dentro del sistema.
“Habrá un ajuste de cuentas; no habrá aumento de tarifas. Es decir, se paga con los fondos, y si no los hubiera, el generador tendrá que espera a que se reponga esa alcancía, porque siempre habrá algo que deberá pagarse en la CCEE. Es decir que los fondos siempre aparecerán, y se conciliarán las cuentas sin trasladar directamente este costo a la tarifa”, remarcó la CEO de ABEEólica.
La norma pone en práctica el artículo 1-B de la Ley N° 10.848/2004, incorporado por la Ley N° 15.269/2025. También aprueba el modelo del Acuerdo de Compromiso y distribuye responsabilidades entre el Ministerio, el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la CCEE.
El primer paso será registrar la manifestación de interés a través de CELEBRA, el Sistema de Registro de Interés para la Compensación por Recortes en la Generación habilitado por el Ministerio de Minas y Energía.
A partir de allí, el ONS deberá revisar y reclasificar los eventos ocurridos dentro del período cubierto. La ordenanza reconoce tres categorías: indisponibilidad externa, confiabilidad eléctrica y exceso de oferta de electricidad.
Solo serán elegibles los recortes asociados a indisponibilidad externa o problemas de confiabilidad eléctrica. Las restricciones provocadas por exceso de oferta, cuando el Sistema Interconectado Nacional no puede absorber toda la producción disponible, quedan excluidas.
Cuando un mismo episodio presente más de una causa, prevalecerá la clasificación de indisponibilidad externa. En segundo término se utilizará la categoría de confiabilidad eléctrica.
Tampoco serán reconocidos los eventos originados en instalaciones de transmisión bajo responsabilidad del propio generador, tanto exclusivas como compartidas.
El proceso técnico será extenso. El ONS contará con plazos iniciales de entre cinco y 20 días para determinadas revisiones y dispondrá de hasta 120 días para cerrar el cálculo de los recortes. Después, la CCEE tendrá otros 180 días para completar la valoración económica, actualizar las posiciones contractuales y ejecutar la conciliación.
“Todo este proceso de implementación del acuerdo de compromiso durará unos 300 días. Tardaremos casi un año en finalizar esta operación. Es normal, pero ya está todo hecho, se ha concedido el permiso, se va a registrar y ya se está contactando con las empresas», anticipó Gannoum.
La directiva aclara que no habrá un depósito inmediato en las cuentas de los agentes. Primero deberán validarse los datos operativos, identificarse las causas de cada restricción y recalcularse las exposiciones comerciales.
Mientras que el tratamiento financiero dependerá del mercado en el que cada central haya comercializado su producción.
En los proyectos vinculados a Contratos de Comercialización de Energía en el Ambiente Regulado, la electricidad recortada será considerada entregada. Esto permitirá reducir o eliminar penalizaciones por falta de suministro.
Para las operaciones realizadas en el Ambiente de Contratación Libre, los importes elegibles se valorarán según el Precio de Liquidación de Diferencias del submercado donde se encuentre cada activo.
En las centrales incluidas en el Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica, la liquidación estará a cargo de ENBPar y tomará como referencia los precios contractuales vigentes al momento de cada evento.
Todos los valores serán ajustados mediante el Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) desde la fecha del recorte hasta el reconocimiento efectivo.
La adhesión, sin embargo, no será automática. Cada titular deberá firmar un Acuerdo de Compromiso y renunciar de manera definitiva a las impugnaciones administrativas, judiciales o arbitrales relacionadas con los hechos incluidos.
Una vez firmado el instrumento, el agente tendrá diez días para solicitar el desistimiento de las acciones en curso. La decisión dependerá de la situación contractual y procesal de cada compañía.
La regulación pendiente desde noviembre de 2025
El acuerdo cubre únicamente los recortes ocurridos hasta el 25 de noviembre de 2025, por lo que las restricciones posteriores todavía no tienen una solución definitiva.
“Desde noviembre de 2025 a la fecha se han producido numerosos cortes de generación, situación que será regulada. El Ministerio está analizando este período de transición para determinar cómo lo gestionarán, ya que durante este tiempo se firmará el Acuerdo de Compromiso, se implementará una normativa mediante decreto y se revisará la Resolución 1030.
Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ya designó al ponente responsable del procedimiento, con el objetivo de definir reglas permanentes para los episodios futuros y reducir la incertidumbre que hoy afecta las proyecciones económicas de los proyectos.
Para ABEEólica, la Ordenanza N° 140/2026 resuelve una parte relevante del pasivo acumulado, pero no cierra la discusión sobre el curtailment.
“La emisión de la ordenanza, la emisión del acuerdo de compromiso es muy relevante para que se establezcan reglas y los agentes puedan contar con ellas para tomar sus decisiones de inversión”, destaca Gannoum.
La ejecutiva considera que la falta de previsibilidad compromete la expansión de nueva capacidad eólica y solar, especialmente cuando los proyectos deben incorporar pérdidas de producción que no dependen de su operación.
“Los generadores ya no pueden soportar una situación con tanta incertidumbre regulatoria”, alertó.
El mecanismo aprobado se convertirá así en la primera referencia concreta para resolver los recortes históricos mediante recursos disponibles dentro de la CCEE. Su efectividad dependerá del número de agentes que adhieran, de la reclasificación que realice el ONS y de la posterior liquidación económica.
“Queda mucho trabajo por delante en materia de regulación a través del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, en lo que seguiremos trabajando”, concluyó la CEO de ABEEólica.