El curtailment solar en Brasil alcanza el 25,3% de la generación y ha llevado a los promotores a renunciar a 923 proyectos en lo que va de 2026, más de 40,6 GW y 134.000 millones de reales de inversión perdida.
Vamos a los datos. Un recorte medio de 1,4 GW equivale a desconectar del sistema, en promedio, la producción de una gran planta durante todo el periodo. El volumen de electricidad vertida en 2026 está ya cerca del total registrado en todo 2025, según el estudio de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABsolar).
La cifra que duele no es el porcentaje, sino la tubería de proyectos que se vacía. En enero de 2026, el regulador Aneel contabilizaba 2.492 plantas con autorización vigente y 110 GW de capacidad potencial. Nueve meses después, esa cifra ha caído a 60 GW. Casi la mitad del futuro renovable del país se ha esfumado por la vía administrativa.
De 110 GW a 60 GW: el pipeline que se desangra
Las renuncias no son nuevas. Lo es su velocidad. El ritmo de cancelaciones se aceleró desde 2025 y ya no se concentra en zonas con historial de vertidos: alcanza también a regiones donde el recorte era una rareza estadística.
El motivo es doble y está bien documentado: tasas de curtailment del 25% y ausencia de criterios claros para clasificar la energía recortada y determinar su compensación. Cuando el marco no dice si te van a pagar, cuánto ni por qué tipo de vertido, el modelo financiero de una planta utility scale deja de cuadrar. Y el inversor, sencillamente, no firma.
Un recorte del 25% no se corrige con voluntad regulatoria: se corrige con un marco que diga cuánto se paga, a quién y por qué vertido.
Los 134.000 millones de reales en inversión perdida —unos 26.300 millones de dólares— dan la medida del agujero. No hablamos de proyectos especulativos sobre el papel: son autorizaciones concedidas y después abandonadas.
Brasil no pierde proyectos por falta de sol, sino por falta de certeza: 40,6 GW renunciados son una política energética escrita en negativo.
Ahí está la paradoja. El país tiene uno de los mejores recursos solares del planeta y un regulador que acaba de mover ficha. Mover ficha, sin embargo, no es resolver el problema.
La letra pequeña de la Portaria 140 y la Resolución Normativa 1.170
En julio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Portaria 140, que fija las reglas de compensación para los vertidos producidos entre el 1 de septiembre de 2023 y el 25 de noviembre de 2025. Hay 682 plantas solares, con unos 25,5 GW instalados, que pueden acogerse.
- Ventana cubierta: vertidos registrados entre septiembre de 2023 y noviembre de 2025.
- Universo elegible: 682 plantas y 25,5 GW de capacidad instalada.
- Condición clave: quien firme el acuerdo renuncia a las acciones judiciales en curso, con independencia de cómo se clasifique cada vertido.
- Exclusión: queda fuera el curtailment por exceso de oferta, que ya explica la mayoría de los episodios.
Esa última línea rompe el relato. La compensación cubre el vertido por seguridad o congestión, pero deja fuera el que provoca la sobreoferta. Y la sobreoferta es, precisamente, el grueso del problema. La letra pequeña manda.
En paralelo, Aneel cerró la Consulta Pública 45 y la formalizó con la Resolución Normativa 1.170, publicada el 6 de octubre de 2026. La norma reparte el curtailment futuro entre tecnologías con un orden de prioridad que incluye las hidroeléctricas de pasada y prima las fuentes de mayor coste. El efecto esperado: menos cuota asignada a eólica y solar.
La utilidad real de ambas piezas es la predictibilidad, no la reparación. Con la propuesta en la mano, las empresas pueden planificar sus cuentas y, sobre todo, negociar con los bancos la reestructuración de la deuda de sus proyectos, según señala ABsolar. Es un paso necesario. No es suficiente.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Energía limpia desperdiciada: 1,4 GW de media recortados en 2026, el 25,3% de la generación solar del periodo.
- Proyectos perdidos: 923 autorizaciones renunciadas, más de 40,6 GW y 134.000 millones de reales de inversión.
- Universo compensable: 682 plantas y 25,5 GW cubiertos por la Portaria 140.
- Equivalencia tangible: lo vertido en lo que va de 2026 se acerca ya al total de todo 2025.
Qué falta para que vuelva la inversión utility scale
Eduardo Tobias, socio fundador de Watt Capital, lo resume con una imagen precisa: ahora sabemos cómo se reparte la tarta, pero sigue siendo difícil estimar su tamaño. La incertidumbre sobre el volumen futuro depende del crecimiento de la oferta, del despliegue de almacenamiento,, de la respuesta de la demanda, del PIB y de la electrificación.
El PLD, el precio que nadie sabe calcular
A eso se suma el PLD, el precio de liquidación de diferencias que determina el impacto financiero del recorte sobre los ingresos del generador. No se fija por subasta y sus reglas de cálculo cambian con frecuencia. Volumen incierto más precio incierto equivale a una evaluación de riesgo que ningún comité de inversión aprueba.
Solar junto a la demanda: la única excepción
Tobias espera que los nuevos proyectos greenfield de eólica y solar sigan siendo la excepción durante un periodo prolongado. La ventana que ve: instalaciones fotovoltaicas situadas cerca del consumo, con o sin baterías. Cuando la generación está junto a la demanda, el consumidor evita el curtailment, los cargos por uso del sistema de transmisión (TUST), las pérdidas hasta el punto de referencia y el reparto de los cargos de reserva de capacidad (ERCAP).
La siguiente frontera es la generación distribuida. El Operador Nacional del Sistema (ONS) trabaja en controles para estos recursos, mientras el sector reclama incentivos económicos y regulatorios para hacerlos despachables, incluidas las baterías. ABsolar prepara un estudio sobre las condiciones para implantar operadores de distribución y gestionar esa generación distribuida, con foco en requisitos técnicos, gobernanza y transparencia.
El precedente internacional no invita al optimismo. En Chile, el vertido renovable del norte obligó a los promotores a firmar acuerdos de recorte voluntario antes de que el regulador interviniera. En España, la mayoría de los nudos saturados han retrasado conexiones durante años. Brasil no es una rareza: es el patrón de un sistema que instaló generación más rápido de lo que amplió red y almacenamiento.
Y aquí está la lectura que importa al inversor ESG. La energía solar fotovoltaica es hoy la fuente más barata de instalar en buena parte del mundo, pero barata de instalar no significa segura de cobrar. El riesgo regulatorio decide hoy si un proyecto utility scale se construye o se abandona. Hasta que el marco brasileño no responda a la pregunta del cuánto, los 110 GW que llegaron a estar autorizados no volverán.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: cada punto de curtailment evitado devuelve al sistema electricidad limpia ya construida; hoy se pierde el 25,3% de la generación solar, 1,4 GW de media.
- Modelo que cambia: el desarrollador que ubicaba la planta lejos de la demanda y confiaba en la red pasa a situarla junto al consumo o a integrar baterías.
- Para las próximas generaciones: sin reglas de compensación claras, 40,6 GW renovables se quedan sin construir y la descarbonización brasileña se retrasa años.
