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Brasil Desperdició Más del 20% de la Energía de Fuentes Renovables en 2025, Generando Pérdidas Mil Millonarias y Revelando Desafíos Estructurales en la Operación del Sistema Eléctrico.
El año 2025 consolidó a Brasil como una de las mayores potencias globales en energías renovables. Al mismo tiempo, reveló una contradicción creciente en el sector eléctrico nacional. A pesar de la fuerte expansión de la generación solar y eólica, una parte significativa de esa energía limpia no fue aprovechada.
Datos del informe Curtailment 2025: retrospectiva y proyección, elaborado por Volt Robotics, muestran que el 20,6% de toda la energía solar y eólica disponible en el país dejó de ser evacuada a lo largo del año. El desperdicio, concentrado entre enero y diciembre, resultó en pérdidas económicas estimadas en más de R$ 6 mil millones.
El fenómeno, conocido como curtailment, ocurre cuando el operador del sistema necesita reducir la generación disponible por limitaciones técnicas o operativas.
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En 2025, este mecanismo alcanzó niveles nunca vistos, encendiendo alertas sobre la sostenibilidad del actual modelo de expansión de las energías renovables en Brasil.
Sobrecarga del Sistema Eléctrico Revela Desajuste entre Generación y Consumo
El avance acelerado de las fuentes renovables ocurrió a un ritmo superior al de la adaptación del sistema eléctrico. La generación solar, en especial, creció de forma intensa en los últimos años, impulsada tanto por grandes plantas como por la micro y minigeneración distribuida conectada a las redes de distribución.
Sin embargo, las inversiones en transmisión y planificación no acompañaron esta expansión. Como resultado, el sistema comenzó a enfrentar dificultades para absorber toda la energía generada, especialmente en las horas pico de la producción solar.
Para Donato da Silva Filho, director general de Volt Robotics, el volumen desperdiciado no puede ser tratado como secundario. “Estamos hablando de energía limpia que podría abastecer casas, industrias y hospitales, pero que simplemente fue desechada”, afirma.
Mañanas Concentran Mayor Volumen de Cortes de Generación
Según el estudio, los cortes se concentraron mayoritariamente en las primeras horas del día. Entre 10h y 11h, período en que la generación solar alcanza su pico, el sistema frecuentemente no encuentra carga suficiente para absorber toda la energía disponible.
“Los cortes ocurren, principalmente, por la mañana porque hay un exceso de generación, sobre todo de la solar, entre 10h y 11h. En ese momento, o no existe carga suficiente para absorber toda esa energía o el sistema de transmisión no puede evacuarla”, explica Donato.
El levantamiento apunta que el curtailment en 2025 se dividió prácticamente en dos causas principales. La mitad ocurrió por sobreoferta de energía, cuando el consumo no acompaña a la generación. La otra mitad resultó de limitaciones de la infraestructura de transmisión.
Generación Distribuida Acelera Problema Estructural
La expansión de la generación distribuida tuvo un papel central en este escenario. Paneles solares instalados en residencias, comercios y pequeñas industrias crecieron de forma acelerada, impulsados por reglas de compensación atractivas e incentivos regulatorios.
Sin embargo, esta modalidad prácticamente no responde a señales de precio o ubicación. La energía se inyecta en la red independientemente de la capacidad del sistema para absorberla en ese momento.
Para el profesor Ivan Camargo, de la Universidad de Brasília (UnB), el aumento del curtailment refleja un problema estructural asociado a la transición energética. “Esto está sucediendo en todo el mundo. Es un problema estructural”, destaca.
Capacidad Instalada Supera Carga del Sistema al Mediodía
Datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) indican que Brasil cuenta actualmente con cerca de 60 gigavatios de capacidad solar instalada y 33 gigavatios de energía eólica. Este volumen supera la carga del sistema en los horarios centrales del día.
Según Camargo, ampliar líneas de transmisión, por sí solo, no resuelve el problema. “No hay línea de transmisión que resuelva este problema. Transportar energía exige que exista carga del otro lado, y esa carga simplemente no existe al mediodía, que es justo cuando la generación solar alcanza el pico”, afirma.
En el corto plazo, la tendencia es la continuidad de los cortes. Ya en el largo plazo, la solución pasa por la creación de nuevas cargas y tecnologías capaces de absorber la energía excedente, como los sistemas de almacenamiento.
Segundo Semestre Concentra los Peores Momentos de 2025
El informe de Volt Robotics apunta que el curtailment se intensificó a lo largo del segundo semestre. Agosto, septiembre y octubre registraron récords consecutivos de cortes de generación renovable.
En octubre, el volumen medio de energía cortada llegó a aproximadamente 8.000 MW, nivel equivalente a la generación media de la Usina de Itaipú. Según Donato, este fue el apogeo de un ciclo de desequilibrio que venía formándose.
“Fue el punto máximo de un ciclo que venía formándose, resultado de la combinación entre crecimiento acelerado de las renovables, limitaciones de la red y falta de planificación adecuada para lidiar con el exceso de energía”, evalúa.
Alivio al Final del Año Fue Solo Conjuntural
En noviembre, hubo una disminución parcial de los cortes. El volumen medio cayó a 4.600 MW, y el impacto financiero retrocedió a cerca de R$ 700 millones, frente a los R$ 1,1 mil millones registrados en octubre.
Hasta mediados de diciembre, los cortes se mantuvieron cerca de 1.700 MW medios. A pesar de la mejora, el movimiento no representó una solución estructural.
“La reducción al final del año ocurrió, en gran parte, porque la generación eólica disminuye con el fin de la temporada de vientos. No se trata de una corrección estructural del problema”, resalta Donato.
Domingos se Convierten en Prueba de Estrés del Sistema Eléctrico
El estudio identificó un patrón recurrente en los momentos más críticos. Los domingos por la mañana concentraron gran parte de las situaciones de estrés del sistema, cuando el consumo es menor y la disponibilidad de generación renovable se mantiene elevada.
“El domingo se ha convertido en una verdadera prueba de estrés del sistema eléctrico”, dice Donato. “Es cuando se hacen más evidentes las fragilidades de la red y de la operación.”
Con base en una métrica de seguridad que exige al menos el 20% de la generación potencial no cortada, Volt Robotics identificó 16 días críticos en 2025. En algunos de ellos, más del 80% de la generación disponible fue cortada durante el final de la mañana.
Riesgo de Apagón por Exceso de Energía Entra en el Radar
Aunque parezca contradictorio, el exceso de energía también puede llevar a apagones. Según el director general de Volt Robotics, el riesgo existe cuando la generación distribuida continúa inyectando energía incluso después del corte de la generación centralizada.
“Existe, sí, el riesgo de apagón por exceso de energía. Si toda la generación renovable centralizada es cortada y, aún así, hay sobrante, principalmente de la generación distribuida, el sistema puede colapsar”, alerta.
El final de año amplía este riesgo. La caída en el consumo puede llegar a 8.600 MW medios, aumentando la probabilidad de desequilibrios operacionales relevantes.
Debate Sobre Quién Paga el Desperdicio Gana Fuerza
El costo del curtailment se ha convertido en tema central en la reforma del sector eléctrico, sancionada en noviembre. La discusión involucra quién debe asumir las pérdidas financieras generadas por los cortes de energía renovable.
El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, afirmó que los vetos del gobierno impidieron que los consumidores absorbieran un costo adicional estimado en R$ 6 mil millones.
“Sería un impacto de R$ 6 mil millones para el consumidor, por eso vetamos la parte energética. Pero continuaremos discutiendo una solución que brinde seguridad a los inversores, basándonos en los estándares globales”, afirmó el 25 de noviembre, en el programa Roda Viva, de TV Cultura.
Reembolso a los Generadores Divide Opiniones
El gobierno mantuvo solo la compensación en los casos en que la energía no puede ser transmitida por fallas de la infraestructura de red. Para Silveira, en esos casos, el reembolso es legítimo.
“Es como intentar llegar al destino por una carretera llena de baches. Cuando el Estado dejó de construir, debe reembolsar a ese inversor”, completó.
La discusión involucra un equilibrio entre modicidad tarifaria, seguridad jurídica y previsibilidad para nuevas inversiones en energías renovables.
Falta de Señal Económica Agrava Problema, Evalúa FGV
Para Diogo Lisbona, investigador del Centro de Estudios en Regulación e Infraestructura de la FGV (FGV-CERI), el enfrentamiento del curtailment pasa por decisiones regulatorias y políticas más profundas.
Según él, la generación distribuida opera prácticamente sin señal de precio o ubicación. “Hoy, la generación distribuida prácticamente no ve señal de precio o de ubicación. Es posible instalar paneles en cualquier punto de la red, con remuneración garantizada, y el operador debe absorber esa energía”, dice.
Lisbona defiende precios con mayor granularidad locacional, revisión de las reglas de compensación e integración con sistemas de almacenamiento.
Medidas Emergentes Comienzan a Ser Adoptadas
Ante el agravamiento del problema, Aneel y ONS reconocieron formalmente el riesgo y aprobó un Plan de Emergencia. Entre las medidas en discusión está la aplicación automática de la tarifa blanca para grandes consumidores de baja tensión.
Históricamente, la adhesión voluntaria a la tarifa blanca ha sido inferior al 0,1% del público elegible. Para Donato, el reconocimiento institucional representa un avance. “Este reconocimiento institucional es un hito. Muestra que el problema existe, es relevante y exige medidas concretas”, evalúa.
Entre las soluciones estructurales, están las obras de transmisión que deberán interconectar el Nordeste con el Sur y Sudeste entre 2029 y 2030, además del estímulo al consumo en los horarios de mayor oferta de energías renovables.
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