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La expansión de los paneles solares en residencias, comercios y propiedades rurales cambió la lógica de la distribución de energía en Brasil y ya presiona redes en Mato Grosso, Acre y Rondônia, donde nuevas conexiones pasan por restricciones técnicas.
La energía solar que entró en casas, pequeños comercios y propiedades rurales como promesa de ahorro comenzó a revelar un problema que no aparece en la placa instalada en el techo. Según la Folha de S.Paulo, Mato Grosso, Acre y Rondônia enfrentan restricciones para nuevas conexiones fotovoltaicas en algunas regiones, con Mato Grosso en el centro de la presión.
El dato más fuerte está en el propio tamaño de la expansión. Mato Grosso ya suma más de 2,8 GW instalados y puede superar 3,5 GW hasta 2030. En determinados horarios, el excedente puede pasar de 900 MW cerca del mediodía, cuando la producción solar es alta y el consumo local no siempre acompaña esa oferta.
El caso importa porque muestra una paradoja de la transición energética en Brasil. La tecnología que reduce la cuenta de luz y coloca al consumidor en el papel de generador también depende de una red eléctrica capaz de recibir esa energía. Y esa red, en varias partes del país, no fue construida para funcionar de esa forma.
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La energía que antes solo llegaba ahora también vuelve a la red
Durante décadas, la lógica del sistema eléctrico fue simple. Grandes plantas producían energía, la transmisión llevaba esa electricidad por largas distancias y la distribución entregaba el servicio a los consumidores.
Con la generación distribuida, esa lógica cambió. Casas, comercios y propiedades rurales comenzaron a producir parte de su propia energía, principalmente con paneles solares. Cuando producen más de lo que consumen, inyectan el excedente en la red y reciben créditos para usar después.
La ANEEL explica que este modelo funciona dentro del Sistema de Compensación de Energía Eléctrica. Fue decisivo para popularizar la micro y minigeneración distribuida, pero también aumentó la complejidad de la operación de las distribuidoras.
El problema aparece cuando muchos consumidores inyectan energía al mismo tiempo. En lugar de solo entregar electricidad, la red local necesita recibir el excedente. Este fenómeno es conocido como inversión de flujo.
Mato Grosso se convirtió en el caso más sensible
Según la Folha de S.Paulo, el ONS identificó una restricción estructural en Mato Grosso. La evaluación es que nuevas conexiones de centrales generadoras pueden no ser viables mientras las condiciones técnicas de la red no cambien.
La preocupación no es solo administrativa. El riesgo señalado involucra inestabilidad y desconexiones de gran magnitud en situaciones severas en la transmisión. En otras palabras, no se trata de falta de energía, sino de un exceso localizado en momentos específicos.
Acre y Rondônia aparecen en el mismo contexto de restricciones. Mato Grosso do Sul también fue citado como estado que puede avanzar hacia una situación similar. El punto central, sin embargo, no es afirmar que la energía solar está prohibida en estos lugares.
Lo que está en discusión son nuevas conexiones y ampliaciones en áreas donde la distribuidora y el operador identifican un límite técnico para recibir más generación. Pequeños sistemas residenciales aún pueden conseguir conexión en regiones de estrés, dependiendo del tamaño y del impacto en la red.
Brasil alcanzó millones de sistemas conectados
El crecimiento ayuda a explicar por qué el tema salió de la discusión técnica y se convirtió en un asunto nacional. Según la ANEEL, hasta el 31 de julio de 2025 Brasil tenía 3,77 millones de sistemas de micro y minigeneración distribuida conectados a la red.
La potencia sumaba cerca de 42,28 GW. Los consumidores residenciales representaban aproximadamente el 80% de las plantas en operación, con cerca de 3 millones de sistemas. Comercio y área rural también aparecen con participación relevante.
La ABSOLAR informó que la energía solar superó los 60 GW de potencia instalada en Brasil en 2025, considerando generación propia y grandes plantas. De ese total, 42,05 GW provenían de pequeños y medianos sistemas de generación propia, mientras que 17,95 GW estaban en grandes plantas solares.
En 2026, levantamientos de la propia ABSOLAR indicaban cerca de 64 GW de potencia operacional solar en el país, con la fuente representando el 24,5% de la matriz eléctrica brasileña. El número muestra la velocidad del cambio.
ONS ya venía alertando sobre exceso en horarios críticos
El ONS ya había señalado que la generación distribuida crece más rápido que la demanda. Según la Folha de S.Paulo, la micro y minigeneración distribuida ya superaba 43 GW en diciembre de 2025 y podría llegar a cerca de 65 GW hasta 2030.
La alerta involucra momentos de mucha producción solar y baja carga. El 10 de agosto de 2025, la Folha informó que la generación distribuida respondió por casi la mitad de la demanda en determinado momento, obligando al ONS a cortar generación centralizada renovable para evitar sobrecarga.
Otro ejemplo apareció el 29 de junio de 2026, durante el partido Brasil x Japón. Según eixos, la caída en el consumo durante el partido, combinada con alta generación solar distribuida, llevó al ONS a restringir cerca de 20 GW de generación renovable para preservar la estabilidad del sistema.
Estos episodios ayudan a entender por qué el problema no está en el panel solar aislado. El desafío aparece cuando miles de sistemas producen mucho al mismo tiempo y la red necesita equilibrar oferta, demanda y seguridad operacional.
ANEEL intenta ajustar reglas mientras el sector exige soluciones
La ANEEL aprobó en julio de 2024 medidas para simplificar la conexión de pequeños sistemas y reducir conflictos sobre inversión de flujo. Entre los cambios, creó un camino simplificado para sistemas de hasta 7,5 kW usados para compensación en la propia unidad consumidora.
La agencia también dispensó estudios de inversión en sistemas que no inyectan energía en la red, conocidos como grid zero. Ya en abril de 2026, abrió la Consulta Pública 009/2026 para tratar de excedentes de energía y flexibilidad operacional en la distribución.
La propuesta incluye restricciones sistémicas, gestión de excedentes, fiscalización y prácticas irregulares. La ANEEL aún fijó un plazo emergencial de 60 días para distribuidoras auditar posibles aumentos de potencia sin autorización.
Por otro lado, representantes del sector solar defienden almacenamiento de energía, reglas más claras y modernización de la infraestructura. La ABSOLAR también argumenta que irregularidades existen, pero serían minoría dentro de un universo con millones de consumidores generando su propia energía.
El límite no está en el sol, está en la red
La expansión solar sigue siendo relevante para el país, pero el avance perdió ritmo. Según eixos, con base en datos de ABSOLAR, la expansión cayó 29% en 2025, con 10,6 GW añadidos en el año, contra 15 GW en 2024.
La generación distribuida respondió por 7,8 GW de la expansión de 2025. Ya las grandes plantas solares añadieron 2,8 GW. Parte de la desaceleración fue asociada a obstáculos de conexión bajo alegación de incapacidad de la red e inversión de flujo.
El caso de los estados con restricciones muestra que la transición energética no depende solo de instalar más paneles. También requiere una red preparada, reglas transparentes, fiscalización y capacidad para almacenar o controlar excedentes.
La energía solar no se ha convertido en un problema por crecer. Lo que Brasil comienza a enfrentar es el costo de tener millones de pequeños generadores conectados a una infraestructura que aún sigue la lógica antigua de solo entregar energía. El tejado cambió rápido. La red, ahora, necesita ponerse al día.
