Brasil ya tiene 4,6 millones de consumidores que también son micro o minigeneradores de energía, cerca del 5% del total, y la expansión de esta "energía de tejado" empieza a presionar el sistema eléctrico. El domingo (23), el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), el organismo que coordina la generación y transmisión de electricidad en el país, ordenó a las distribuidoras cortar cerca de 1 gigavatio (GW) de generación entre las 11h y las 13h30, para evitar que el exceso de oferta sobrecargara el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Fue la segunda vez en el año que se activó el plan de emergencia, según G1 y Agência Brasil.
La primera activación ocurrió el 7 de junio, durante el feriado prolongado de Corpus Christi, cuando el operador pidió gestionar 1.000 megavatios entre las 10h y las 14h. La energía solar y la eólica son fuentes intermitentes: dependen de condiciones naturales que no siempre coinciden con el consumo. Los fines de semana, cuando cae la actividad comercial e industrial, la generación de los paneles puede superar la demanda. Como la electricidad no puede almacenarse a gran escala, el ONS debe equilibrar oferta y consumo a cada instante.
El riesgo ya se materializó antes. En el Día del Padre de 2025, la generación distribuida llegó a representar el 37,6% de la demanda nacional y el excedente casi provocó una sobrecarga en el sistema. Para evitar un apagón que podría haber alcanzado varios estados, el ONS redujo al mínimo las hidroeléctricas y termoeléctricas y cortó el 98,5% de la generación eólica y solar centralizada, según Agência Brasil. Aun con esas medidas, sobra energía en determinados horarios, y los cortes se volvieron rutina. Los objetivos son las usinas Tipo 3, que el operador no despacha directamente, como pequeñas centrales hidroeléctricas, plantas de biomasa y parques eólicos y solares de menor porte, desconectadas a través de las distribuidoras.
"El ONS tiende a reducir la generación hídrica al mínimo, la térmica al mínimo, pero aun así hay más generación que consumo y va cortando. Corta eólica, corta solar, centralizada", explicó a G1 Roberto Brandão, director técnico-científico del Grupo de Estudios del Sector Eléctrico (Gesel), de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ).
Los subsidios pesan en la factura de luz
Detrás del avance está el diseño de incentivos del sector. El Marco Legal de la Generación Distribuida, sancionado en 2022, garantizó hasta 2045 el beneficio de no pagar integralmente por el uso de la red de distribución a quienes solicitaron la conexión hasta enero de 2023. Quienes se adhirieron después entraron en reglas de transición, con cobro gradual por el uso de la infraestructura. Según Clauber Leite, director de Energía Sustentable y Bioeconomía del Instituto E+ Transición Energética, los subsidios hicieron viable la transformación de la matriz, pero se convirtieron en un peso en la tarifa: el regulador Aneel estimó la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE), fondo que financia políticas públicas del sector, en R$ 52.700 millones para 2026, con cerca de R$ 47.800 millones pagados directamente por los consumidores en la factura de luz. "La parte ligada a la expansión de la GD y a otros subsidios es el punto más sensible del debate, porque transfiere costos a consumidores que, muchas veces, no tienen condiciones de instalar paneles", afirmó a G1.
Pérdidas y la respuesta del operador
Los cortes tienen un costo para quien invirtió. La consultora Volt Robotics estimó que, en 2025, las pérdidas por los cortes en la generación solar y eólica sumaron R$ 6.500 millones. Para Joisa Dutra, del Centro de Estudios en Regulación e Infraestructura (Cebi) de la Fundação Getúlio Vargas, el exceso de energía compromete el retorno de las inversiones y, en algunos casos, puede dificultar el cumplimiento de obligaciones asumidas por los inversores.
Ante el escenario, el ONS anunció el 20 de agosto que prepara el Esquema Regional de Alivio de Generación, un sistema para desconectar automáticamente parte de la generación distribuida en situaciones críticas, con capacidad de corte de hasta 3 GW divididos en tres etapas, activado solo después de agotadas las demás alternativas. Un proyecto piloto debe probarse hasta fin de 2026 en una distribuidora y, si funciona, la implementación avanza en 2027. La generación distribuida suma hoy cerca de 50 GW de capacidad instalada en el país. Abradee, la asociación que reúne a las distribuidoras, informó que las empresas seguirán las orientaciones del ONS, pero pidió criterios más claros para los cortes, de modo de dar seguridad operativa y jurídica a los generadores.