Los recortes de generación renovable son, quizás, el mayor desafío enfrentado por el sector de renovables en Brasil, según la evaluación reciente del presidente de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia. Y aunque es un problema conocido y discutido, se agrava con el crecimiento de la participación de las fuentes renovables en la matriz eléctrica brasileña.
De acuerdo con los datos publicados por el Operador Nacional del Sistema, los recortes de generación solar realizados en 2025 fueron proporcionalmente mayores que en los mismos meses de 2024. En agosto, se recortó el equivalente al 20% de la energía disponible en centrales solares, mientras que en agosto de 2024 esa proporción fue del 12%.
Los recortes contabilizados por el ONS incluyen motivos de indisponibilidad externa, requisitos de confiabilidad, razón energética y restricción indicada en el informe de acceso. Los datos se publican desde abril de 2024. En promedio, de enero a agosto de 2025, se recortó el equivalente al 13,7% de la disponibilidad verificada en tiempo real, mientras que en 2024, de abril a diciembre, ese promedio fue del 9,7%.
A pesar de que señalan un aumento en los recortes de generación, los datos del ONS pueden subestimar el impacto percibido por los generadores, advierte el presidente de Absolar.
Un problema financiero…
“Del total de 1.700 millones de reales (435 millones de dólares) en perjuicios contabilizados por el sector, el ONS reconoce apenas 1.100 millones de reales (282 millones de dólares). Es decir, casi la mitad de los impactos queda invisible”, expresó Sauaia a pv magazine Brasil durante la feria Intersolar 2025. La metodología del ONS, por ejemplo, desestima períodos sin envío de datos de irradiación solar o vientos, señala el directivo. Además, los recortes se clasifican en bloques de media hora, aunque hayan ocurrido por diferentes motivos dentro de ese período.
“El sector enfrenta reducción de inversiones y dificultad para financiar nuevos proyectos centralizados”, indicó el analista líder de BloombergNEF, Vinicius Nunes. Según los datos de BNEF, los recortes de generación solar alcanzaron el 14% en 2024 y llegaron al 21% en el primer semestre de 2025. “Hoy estos recortes ya deben ser considerados en nuevos proyectos, pues no van a desaparecer y pueden incluso intensificarse antes de mitigarse. Se espera que superen el 30% hasta 2030. Eso no inviabiliza nuevos proyectos, pero exige ampliar la oferta de financiamiento”.
Absolar busca una solución para que los generadores reciban el reembolso total por los recortes. En la última semana, Aneel recibió a asociaciones, bancos — BNDES, BNB, Bradesco, Itaú, Santander, BTG — y organismos gubernamentales para debatir la Consulta Pública 45/2019, que puede establecer un mecanismo de reparto de los efectos de los recortes de generación.
Durante la reunión, la agencia se comprometió a “profundizar alternativas de corto plazo para reducir las dificultades financieras de los agentes sectoriales que preocupan a las instituciones financieras participantes del debate”. El tema es importante no solo para que las empresas reequilibren su balance financiero, sino también para la toma de decisiones respecto a nuevas inversiones en el país.
…y operacional
El reembolso solucionaría el problema financiero generado por los recortes de generación, pero no el problema operativo que produce el curtailment.
“Cerca de un tercio a un cuarto de los recortes ocurren por falta de líneas de transmisión. Otra parte relevante, alrededor del 25%, se debe a la robustez de la red eléctrica. Es decir, la mitad del problema es infraestructura física. En años anteriores, esa proporción era aún mayor, pero hoy sigue representando una parte importante, aproximadamente el 50%”, reflexiona Sauaia.
Para enfrentar esto, el CNP ya autorizó la inclusión de compensadores síncronos en subestaciones, lo que ayuda a resolver cuestiones de frecuencia, tensión y calidad de la energía. Aun así, es necesario avanzar en una serie de inversiones en infraestructura.
La asesora de la Dirección de Estudios de Energía Eléctrica de la EPE, Renata Carvalho, mencionó la previsión de 56.000 millones de reales (14.400 millones de dólares) en proyectos licitados para agregar 15.000 nuevos kilómetros de líneas de transmisión y compensadores síncronos, con entrada en operación prevista entre 2028 y 2030, licitados en los últimos años, que deberán demandar 56.000 millones de reales (14.400 millones de dólares) en inversiones.
“En la actualidad las márgenes están en cero en la región Nordeste, las solicitudes de acceso son frecuentemente negadas por falta de solución estructural y hay una ampliación del curtailment”, afirmó la asesora durante una presentación en el Congreso de Intersolar.
Según Carvalho, hay estudios en curso para definir obras estructurales que amplíen la capacidad del sistema de transmisión y discusiones sobre la revisión de las directrices tras los apagones de noviembre de 2023.
Soluciones por el lado de la demanda
Además de la infraestructura de transmisión, cada vez más los recortes de generación suceden por el desfase entre generación y consumo. Una nueva lógica de precios, sumada al almacenamiento, ayudaría a mitigar parte relevante del problema.
“Necesitamos señales de precios más claros. Si la energía fuese significativamente más barata durante el día y hubiera infraestructura adecuada, habría estímulo para que los consumidores ajustaran sus horarios de uso. Las industrias podrían adaptar procesos, los productores rurales podrían regar y refrigerar en el período más barato, y los consumidores residenciales podrían usar o almacenar energía en ese horario”, señala Sauaia.
La agregación de grandes cargas para absorber generación también podría contribuir a reducir recortes por balance energético, añadió Renata Carvalho, de la EPE. Solo en el Nordeste, señaló, hay 18 proyectos de hidrógeno verde que podrían agregar una carga de 23 GW hasta 2030 y de 44,3 GW hasta 2038. Otros proyectos de centros de datos podrían demandar 3 GW de capacidad, aunque también compiten con la producción de H2V por el acceso a la red.
La solución al curtailment puede provenir de diferentes formas además de la expansión de la transmisión, agregó el director ejecutivo de Volt Robotics, Donato Filho. El directivo mencionó soluciones de mercado como precios negativos y subastas de curtailment, donde hay oferta de consumo o recorte alternativo de otros actores. Fomentar mayor flexibilidad en el despacho de hidroeléctricas, estimular la instalación de almacenamiento en la generación distribuida solar y regular e incentivar el V2G (vehicle-to-grid), con autos eléctricos actuando como baterías, también serían acciones viables para mitigar la cuestión a largo plazo.
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