Resiliencia y regulación: lo que el marco brasileño cubre (y lo que todavía no) en transmisión

Quienes siguen nuestros artículos ya conocen a los villanos que derriban torres y sacan líneas de servicio en Brasil. Hoy miramos el otro lado de la ecuación: qué dice la regulación al respecto. Cuando una tormenta tumba una torre, ¿quién paga la cuenta? Y cuando una transmisora invierte para intentar evitar que una torre caiga, ¿esa inversión se reconoce? Las respuestas muestran un marco en plena evolución.

La resiliencia llegó para quedarse en la agenda regulatoria

Si todavía quedaban dudas de que la resiliencia climática se había vuelto una de las prioridades del regulador, los últimos dos años las despejaron. Para tener una idea de los avances más recientes: tras las inundaciones en Rio Grande do Sul y los apagones prolongados en São Paulo, la ANEEL, el regulador eléctrico brasileño, abrió la Consulta Pública nº 32/2024, que desembocó en la publicación de la Resolución Normativa (REN) nº 1.137/2025 en octubre de 2025, la primera norma dedicada a aumentar la resiliencia de los sistemas de distribución y transmisión frente a eventos climáticos severos. Para las transmisoras, la norma aportó claridad y lineamientos sobre los planes de contingencia, con requisitos mínimos, envío de alertas meteorológicas a la ANEEL, simulacros anuales y la posibilidad de que, en situaciones de crisis, las empresas se cedan cuadrillas y equipos de emergencia entre sí.

No se trata de un hecho aislado: en abril de 2024 la EPE (Empresa de Pesquisa Energética, a cargo de la planificación del sector) publicó un estudio sobre la resiliencia y la adaptación del sector eléctrico al cambio climático, que incorpora proyecciones climáticas en la planificación de largo plazo. El Operador Nacional do Sistema (ONS), que opera la red, mantiene páginas y salas de situación dedicadas a eventos extremos. Además, los encuentros sobre El Niño 2026, que resumimos en nuestro newsletter, mostraron al regulador, al operador y a los agentes debatiendo el tema en la misma mesa. Hasta la renovación de las concesiones de distribución, firmada en 2026, incorporó obligaciones explícitas para aumentar la resiliencia de las redes. La dirección es clara.

La pregunta que queda es: ¿qué instrumentos económicos respaldan esa dirección?

PVI: el mecanismo clásico

El principal incentivo económico a la resiliencia en transmisión existe desde hace décadas y se llama Parcela Variável (PV). La lógica es simple: la transmisora recibe su Receita Anual Permitida (RAP, el ingreso anual autorizado) por la disponibilidad de las instalaciones, no por la energía transportada. Cuando una función de transmisión (una línea o un transformador, por ejemplo) queda indisponible, se le aplica a la RAP un descuento, la Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI), proporcionalmente mucho mayor que el tiempo de indisponibilidad (sobre todo en las salidas no programadas, por efecto del factor multiplicador Ko). En la práctica, cada hora de indisponibilidad de un activo de transmisión sale cara, y ese costo es lo que históricamente llevó al sector a los altos índices de disponibilidad que conocemos, por encima del 99%.

Ahora bien, fíjense en el diseño: la PVI castiga la indisponibilidad, pero no premia a quien invierte para evitarla. El retorno de una inversión en resiliencia, en este modelo, es únicamente la PVI que se dejó de pagar, un cálculo que cada empresa hace internamente, sin que se reconozca la inversión. Tengan presente esta asimetría, porque explica casi todo lo que viene a continuación.

La principal controversia: las eximentes por caso fortuito o fuerza mayor

Si la torre cayó por un evento totalmente ajeno al control de la empresa, un caso fortuito o de fuerza mayor, la normativa vigente y los contratos de concesión prevén la exención de la PVI. Pero aquí está el mayor foco de litigio del segmento. Hasta 2018, el ONS evaluaba eventos como la caída de una torre por sabotaje o las salidas de servicio por caída de globos y, siempre que estuvieran debidamente comprobados, concedía la exención con relativa facilidad. Desde entonces, el ONS, siguiendo la orientación de la ANEEL, adoptó una postura mucho más restrictiva, lo que llevó a los agentes a iniciar procesos administrativos ante la propia Agencia. Las cifras impresionan: un estudio académico reciente publicado en la Revista Debates em Economia Aplicada del IDP (Pessoa Cunha, 2025), que analizó los procesos administrativos de solicitudes de eximente de responsabilidad ante la ANEEL entre 2016 y 2025, mostró que solo el 19% de las solicitudes fueron aceptadas, total o parcialmente, con un plazo promedio de decisión de 415 días. En los reclamos por condiciones atmosféricas adversas, la tasa de éxito cae a cero.

Cifras como estas han alimentado la discusión en el sector. Entre los agentes crece la percepción de que contar con criterios más claros y objetivos para eximir de la PVI en casos de fuerza mayor es un elemento central de seguridad jurídica: cuando el riesgo está bien delimitado, baja la incertidumbre y, con ella, el costo de capital de las nuevas inversiones en transmisión.

Reconocimiento (o no) de las inversiones en resiliencia

¿Y del lado de la inversión? Aquí está la brecha estructural del marco. Las vías existentes para incorporar inversión a la RAP tienen restricciones que no se pensaron para la necesidad de resiliencia. Los refuerzos entran en el ingreso, pero quien los define es la planificación sectorial (ONS, EPE y MME), con una lógica de necesidad sistémica, como capacidad, tensión y cortocircuito, y no de vulnerabilidad climática del activo. Las mejoras de gran porte solo generan ingreso adicional cuando el activo llega al fin de su vida útil regulatoria: reforzar una torre en buen estado para evitar el impacto de vientos extremos no suma nada a la RAP. Y las mejoras de pequeño porte, donde entran los sensores y el monitoreo, prácticamente no generan ingreso adicional en las concesiones licitadas.

En la práctica, la resiliencia solo entra en el ingreso de rebote: cuando el activo envejece (como en el POTEE Mejoras de Gran Porte, Ciclo 2025, aprobado por la ANEEL en marzo de 2026, que autorizó R$ 572,6 millones para la modernización y sustitución de activos que alcanzaron el fin de su vida útil regulatoria), o mediante I+D regulado, que permite financiar proyectos piloto de innovación. De hecho, el camino que dio origen a Resilion empezó precisamente por esa vía. El resultado es un modelo que, como resume el debate sectorial, penaliza el error pero no premia a quien se prepara.

Lo que la ANEEL dejó para después

La propia Agencia reconoce que la REN 1.137/2025 fue solo la primera etapa, dedicada a los temas urgentes. Quedaron para una segunda fase, que requiere un Análisis de Impacto Regulatorio (AIR) completo, justamente los temas económicos: indicadores de resiliencia, evaluación de riesgos, monitoreo climático e incentivos económicos. También hay una señal importante en el voto que aprobó la norma: la relatora, la directora Agnes da Costa, indicó que la regulación brasileña podría evolucionar hacia un modelo de planes de inversión en resiliencia preaprobados, con análisis de costo-beneficio y posibilidad de remuneración adicional, un camino inspirado en experiencias internacionales que premian el desempeño en resiliencia.

Mientras tanto, dos procesos merecen la atención de quienes operan en transmisión. El primero es la revisión de las reglas sobre calidad y Parcela Variável, prevista en la agenda regulatoria de la ANEEL para 2026-2027. Es el terreno natural para madurar criterios más objetivos sobre las eximentes de responsabilidad derivadas de eventos climáticos, aunque el alcance final dependerá del proceso en curso.

El segundo es la reglamentación de la licitación de las concesiones de transmisión próximas a vencer, actualmente en discusión. Conviene recordar que, en distribución, fue precisamente en la renegociación de los contratos donde las obligaciones de resiliencia entraron en la ecuación, y los nuevos contratos de concesión son el espacio natural para incorporar exigencias de este tipo. No hay garantía de que ocurra lo mismo en transmisión, pero el precedente existe y merece discutirse con la sociedad.

Conclusión

La regulación brasileña ya reconoce la resiliencia como prioridad, pero sus instrumentos económicos todavía miran hacia atrás: castigan la falla, juzgan el evento una vez ocurrido y remuneran la inversión solo cuando el activo envejece. Hacer converger la agenda declarada con los incentivos reales es la gran obra regulatoria de los próximos años, y dependerá de algo que hoy escasea: datos granulares, auditables y traducidos al lenguaje del regulador, desde el riesgo por activo hasta la métrica de viento que realmente afecta a las estructuras. En Resilion creemos que esta es otra dimensión en la que se aplica nuestra máxima: en un escenario regulatorio en transformación, quien ve antes y mide mejor, decide mejor.