La mayoría de estos recortes se concentran entre las 9:00 y las 16:00, coincidiendo con el pico de la generación solar distribuida. El Operador Nacional del Sistema recomendó que la expansión de la generación solar centralizada y distribuida no continúe a un ritmo superior al crecimiento de la demanda diurna en el SIN (Sistema Interconectado Nacional). Se espera que los cortes en la generación solar centralizada en Brasil, que ya se encontraban en un nivel elevado en 2025, sigan aumentando en los próximos años, alcanzando el 27,7% del potencial de generación en 2029, según las proyecciones publicadas el martes 16 de diciembre por el Operador Nacional del Sistema. Para 2026, se proyecta que el nivel de cortes en la generación solar centralizada alcance un promedio anual del 23,5%. Para la energía eólica, el nivel de corte proyectado es menor, oscilando entre el 10,5% en 2026 y el 11% en los años posteriores hasta 2029.

La mayoría de los cortes se concentran entre las 9:00 y las 16:00, coincidiendo con el pico de la generación solar distribuida, cuando el nivel de cortes puede alcanzar el 73%. Durante este intervalo, los cortes pueden superar los 40 GW y los 50 GW en los escenarios más críticos, especialmente los fines de semana y festivos, cuando la carga diurna supervisada alcanza sus valores mínimos.

Por la mañana y por la tarde, entre las 7:00 y las 9:00 y entre las 16:00 y las 18:00, los cortes alcanzan el 37,8 %. Por la noche, de 18:00 a 7:00, el nivel de corte se mantiene mínimo, por debajo del 4 %.

La integración de nuevos grandes consumidores, especialmente centros de datos en el noreste, podría reducir los cortes, pero de forma limitada. El análisis de la ONS estima que, incluso con la incorporación de 4 GW de nuevas cargas en un escenario de sensibilidad evaluado para 2029, la reducción de los cortes fue inferior a 800 MW en promedio, lo que refuerza la idea de que el recorte es un fenómeno concentrado en ciertos intervalos y con una tendencia estructural.

La ONS advierte que una reducción más significativa del recorte no dependerá únicamente de la integración de grandes consumidores o de recursos de flexibilidad, como el almacenamiento o la respuesta a la demanda, sino de un conjunto integrado de medidas estructurales. El Operador menciona la necesidad de racionalizar las políticas públicas, los incentivos y los subsidios para que la expansión de la generación, especialmente la solar centralizada y distribuida, no siga avanzando a un ritmo superior al crecimiento de la demanda diurna en el SIN (Sistema Interconectado Nacional).

Actualmente, alrededor del 25% de la capacidad instalada en el SIN, correspondiente a 43,5 GW en MMGD (Generación Distribuida) y 20 GW en plantas Tipo III, se encuentra instalada en distribución, fuera del control del ONS. Con el avance de la generación distribuida, la demanda neta de energía en el Sistema Interconectado Nacional, que debe ser satisfecha por centrales eléctricas centralizadas, se ha reducido significativamente, alcanzando los 31 GW el pasado Día del Padre (10 de agosto), en comparación con una demanda máxima promedio de 110 GW en 2025. Cuanto mayor sea la capacidad instalada de generación distribuida, menor será la carga neta mínima en el sistema y mayor será la rampa de demanda de energía para satisfacer la demanda cuando la energía solar deje de generar, profundizando la llamada "curva del pato":

En un contexto regional, la generación distribuida ha generado valores negativos de carga neta, alcanzando el 100% de la demanda en Mato Grosso do Sul y Mato Grosso, con excedentes de energía inyectados a las redes de estos estados, con 906 MW y 657 MW, respectivamente.

En noviembre, el ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) envió a la Aneel (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) un plan para la gestión del excedente de energía en la red de distribución, dirigido principalmente a las centrales eléctricas Tipo III, que no incluyen MMGD (Generación Distribuida), sino pequeñas plantas solares conectadas a la red de distribución y algunas plantas de autogeneración.

El plan sugiere que el ONS contacte a las distribuidoras cuando se identifique un riesgo de agotamiento de los recursos para la reducción centralizada de la generación destinada al control de la frecuencia de la red.

Inicialmente, se solicitó a las distribuidoras Cemig, Energisa MT, Copel, Elektro, Celesc, Equatorial GO, Energisa MS, Coelba, RGE, EDP ES y Neoenergia PE que elaboraran una Instrucción Operativa específica para cumplir con las órdenes del ONS. Estas distribuidoras también deben enviar al operador un inventario actualizado de la capacidad de reducción de generación en las centrales eléctricas Tipo III en sus áreas de concesión.

Además del plan centrado en las centrales eléctricas de Tipo III, el ONS (Operador Nacional del Sistema) también recomendó una serie de medidas regulatorias para mejorar la relación con las distribuidoras en la gestión de la generación distribuida. El proyecto "Interfaz ONS-DSO", iniciado en 2024 y finalizado en el primer semestre de 2025, se ejecutó en colaboración con las consultoras PSR y Diamon, y presentó recomendaciones para la creación de un marco regulatorio para la gestión de las centrales eléctricas clasificadas como Tipo III y la generación distribuida, en colaboración con las distribuidoras de energía.

Fuente: PV Magazine