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La expansión de la generación y el creciente desperdicio ponen al sistema eléctrico brasileño bajo presión hasta 2035, con aumento de la demanda, cortes frecuentes de energía renovable y necesidad urgente de fuentes más estables para garantizar la seguridad en el abastecimiento.
El sistema eléctrico brasileño ha entrado en una fase en la que el crecimiento de la capacidad instalada ya no significa, por sí solo, seguridad de abastecimiento.
Estudios sectoriales indican que, para atravesar la próxima década sin aumentar el riesgo de fallas en el suministro en los horarios de mayor consumo, el país podría necesitar añadir alrededor de 35 gigavatios de fuentes despachables hasta 2035, un volumen cercano a tres veces la potencia de Itaipú.
Al mismo tiempo, el avance acelerado de la generación solar y eólica ha expuesto un paradoja: en varios momentos, especialmente con baja demanda, parte de la energía disponible debe ser cortada para preservar la estabilidad de la red.
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Demanda creciente y riesgo en los horarios de pico
La presión sobre el sistema aparece precisamente en el intervalo en que la solar pierde fuerza y la carga sigue elevada.
En este escenario, fuentes capaces de entrar en operación bajo comando del operador, como hidroeléctricas con reservorio, térmicas, plantas nucleares y soluciones de almacenamiento, cobran importancia en la discusión sobre expansión.
La evaluación que llegó a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), elaborada por la Academia Nacional de Ingeniería y por el CIGRE-Brasil con base en un levantamiento de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), refuerza que el desafío no está solo en generar más energía, sino en garantizar potencia y flexibilidad cuando el sistema más lo necesita.
El tamaño del déficit de potencia en Brasil
La EPE proyecta que la carga global de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) debe alcanzar 115 GW promedio en 2035 en el escenario de referencia, con un crecimiento promedio anual del 3,3%.
En un escenario más dinámico, impulsado también por nuevas cargas como centros de datos y proyectos de hidrógeno por electrólisis, este volumen puede llegar a 138 GW promedio.
La demanda máxima integrada, que expresa el mayor nivel horario a ser atendido, podría superar 180 GWh/h en el horizonte del plan.
Este avance del consumo explica por qué la discusión dejó de ser solo cuantitativa y pasó a involucrar la capacidad de respuesta instantánea del parque generador.
Hoy, aunque el país ya ha contratado una nueva ronda relevante de refuerzo para la seguridad del suministro, el movimiento aún no cierra la necesidad señalada por los estudios.
En marzo de 2026, el gobierno contrató 18,98 GW en subasta de reserva de capacidad, con emprendimientos térmicos e hidroeléctricos, en la mayor licitación de este tipo realizada en el país.
Aun así, el volumen citado por los estudios sectoriales para la próxima década sigue siendo superior a esto, lo que mantiene la discusión sobre nuevas inversiones en potencia firme y en infraestructura de red.
Exceso de energía y desafíos de integración de las renovables
El avance de las renovables ayuda a explicar el contraste.
La micro y minigeneración distribuida, impulsada sobre todo por sistemas solares en techos y pequeños emprendimientos, se ha convertido en una de las principales frentes de expansión de la matriz.
Según la EPE, esta modalidad respondió, en 2024, por 5,6% de la generación total de electricidad en Brasil y por alrededor de 13% del consumo cautivo nacional.
Para 2035, el escenario de referencia de la estatal proyecta 78,1 GW de capacidad instalada en micro y minigeneración distribuida.
Al mismo tiempo, la propia EPE estima que la autoproducción de electricidad en el lugar de consumo deberá representar aproximadamente 11,6% del consumo total del país en 2025.
Esto presiona la planificación, transmisión, distribución y mecanismos de coordinación entre la energía generada de forma descentralizada y la que necesita ser despachada centralmente.
Curtailment y desperdicio de energía en el sistema
En la práctica, el operador necesita administrar un sistema cada vez más sujeto a fuertes variaciones a lo largo del día.
El ONS registra que los cambios en las condiciones de operación del SIN se han intensificado con la mayor participación de fuentes renovables variables, además de eventos climáticos como olas de calor.
En una nota técnica publicada en 2025, el operador destacó que estas transformaciones elevaron la complejidad para definir reserva de potencia operativa y exigen horizontes de evaluación más cortos e integración más estrecha entre programación y operación en tiempo real.
Es en este contexto que entra el curtailment, mecanismo utilizado para restringir la producción cuando la generación supera la capacidad de evacuación de la red o la necesidad de consumo.
En otras palabras, no se trata de falta de energía, sino de un exceso que el sistema no puede absorber con seguridad.
Los números recientes muestran el tamaño del desequilibrio.
Levantamientos divulgados por el sector apuntan que, los lunes, el corte promedio por exceso de oferta gira en torno a 1.040 MW promedio.
Los domingos, cuando la actividad industrial y parte del comercio retroceden y la generación solar sigue elevada, este volumen puede llegar a 5.135 MW promedio.
La diferencia entre los días revela la combinación de dos factores: una matriz cada vez más renovable y una infraestructura que aún no ha acompañado, a la misma velocidad, las exigencias de almacenamiento, transmisión y respuesta rápida.
Alta capacidad instalada no elimina riesgos
A pesar de la expansión continua de la oferta, el sistema aún convive con limitaciones operacionales.
Datos citados por publicaciones sectoriales con base en el ONS apuntan que el SIN alcanzó 246.762 MW de capacidad instalada en el segundo semestre de 2025, mientras que la demanda máxima observada se situó en torno a 104.732 MW.
La distancia entre los dos números, a primera vista cómoda, no elimina el riesgo porque la capacidad total no equivale a potencia disponible en el lugar correcto, en el momento exacto y con la flexibilidad necesaria para responder a las rampas de carga.
En este ambiente, la expansión de la red y la inclusión de almacenamiento dejan de ser temas laterales.
El cuaderno de la EPE sobre micro y minigeneración y baterías detrás del medidor resalta que políticas de incentivo, financiamiento y participación de estos sistemas en los mercados de electricidad serán decisivas para ampliar la viabilidad económica del almacenamiento en Brasil.
Sin este tipo de refuerzo, el país tiende a convivir simultáneamente con sobrante de energía en ciertos horarios y necesidad de contratación adicional de potencia para el período nocturno, sobre todo al final de la tarde y al inicio de la noche.
La señal de alerta, por lo tanto, proviene menos de la escasez estructural de generación y más de la velocidad con que el perfil de la matriz ha cambiado.
Brasil sigue con fuerte presencia de renovables y mantiene una posición favorable en comparación internacional, pero la transición ya exige una respuesta más sofisticada en planificación, transmisión, almacenamiento y contratación de fuentes que sostengan el sistema en momentos críticos.
El desafío abierto para el sector es transformar esta abundancia en energía efectivamente utilizable, sin desperdiciar producción limpia ni aumentar la exposición a apagones en horarios de pico.
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