La paradoja encapsula uno de los problemas centrales de la transición energética brasileña. Lo que aparece en pantalla como un "corte de generación" no es un accidente aislado ni un error de cálculo. Es síntoma de un sistema que ha crecido demasiado rápido en algunas áreas y demasiado lento en otras.
En tan solo unos años, Brasil triplicó su capacidad instalada de fuentes renovables variables, totalizando alrededor de 30 GW a aproximadamente 90 GW si se considera la generación eólica, solar centralizada y distribuida.
La expansión fue celebrada como una señal de modernización de la empresa matriz, pero no estuvo acompañada a la misma velocidad por refuerzos de red, revisiones de modelos y actualizaciones en el diseño del mercado.
En una reunión reciente con representantes del sector, se puso de manifiesto la discrepancia. Hasta agosto de 2023, el ONS (Operador Nacional del Sistema) trabajaba con una "región de seguridad" calculada a partir de modelos que asumían un comportamiento determinado de las centrales eólicas y solares.
O apagón del 15 de agosto Explicó que este margen era demasiado optimista. De la noche a la mañana, el espacio considerado seguro para la operación se redujo. El sistema que parecía capaz de gestionar 33 GW de energías renovables y aún albergar otros 29 GW ya contratados reveló que parte de esta capacidad era una ilusión estadística.
La reacción fue típica de la gestión de crisis. Se redujeron los límites de transmisión como medida de emergencia. Se revisaron los modelos y supuestos a un ritmo acelerado. Se actualizaron los procedimientos de la red para recuperar un nivel mínimo de confort operativo.
Se elaboró apresuradamente un nuevo plan de acción para intentar restablecer los estándares de seguridad del día anterior al apagón, ahora con una visión más realista de la dinámica del sistema. Mientras tanto, las subastas de transmisión continuaron con normalidad.
Se contrataron miles de millones de dólares en financiación adicional, principalmente para aumentar el flujo de producción de energía renovable del noreste al sureste. Los límites de exportación del noreste se desplomaron inmediatamente después de la interrupción, pero luego se recuperaron con la entrada en funcionamiento de nuevos proyectos, y hoy ya han superado los niveles previos al evento.
Sin embargo, al calmarse el polvo, el diagnóstico se volvió más preocupante. Incluso con la expansión de la transmisión, el problema principal dejó de ser eléctrico y pasó a estar relacionado con la energía. El cuello de botella ya no es solo la "tubería" que transporta la energía de un punto a otro, sino la falta de carga suficiente durante el pico de generación.
La curva de pato, tan frecuentemente presentada en seminarios internacionales como una curiosidad conceptual, ha llegado a describir la operación diaria. Zucarato muestra una estadística que resume el cambio. En tan solo un año, con la incorporación de aproximadamente 10 GW de recursos distribuidos, la carga mínima al mediodía se redujo de 39 GW a 32 GW.
Hay 7 GW menos de demanda neta disponible para que las grandes centrales eléctricas centralizadas proporcionen servicios de frecuencia, voltaje e inercia. Al mismo tiempo, la naturaleza del recorte de generación ha cambiado. En 2022, reducción Esto se explicó principalmente por condiciones de red incompletas y limitaciones de confiabilidad.
En 2023, tras la interrupción de agosto, el componente de seguridad cobró importancia y el componente energético comenzó a emerger. En 2024 y 2025, la situación se invierte en unos meses. Los recortes se ven dominados por el exceso estructural de energía en momentos en que el sistema ya está saturado de generación barata.
Las simulaciones del ONS para el período comprendido entre 2026 y 2029 refuerzan esta tendencia. Tomando 2024 como año base para los perfiles horarios de carga, energía eólica y solar, el operador proyecta el futuro con dos escenarios de suministro. Un escenario sigue la trayectoria energética del Plan Operativo Mensual (MOP). El otro considera el suministro máximo de electricidad, incorporando todos los contratos de uso del sistema de transmisión firmados.
El resultado es claro. Entre las 9:00 y las 16:00, una parte cada vez mayor de las horas requiere cortes de generación. En el escenario alineado con la Oficina de Gestión de Energía (PMO), casi la mitad de las horas diurnas ya presentan algún nivel de restricción, con picos que pueden superar los 20 GW.
En el escenario de mayor demanda eléctrica, la situación empeora. Más del 80% de las horas de luz natural experimentarán cortes de generación, con intensidades que pueden alcanzar los 40 GW. Dado que la generación solar se concentra precisamente en la curva de demanda, tiende a verse proporcionalmente más afectada. Las simulaciones indican cortes anuales promedio de alrededor del 10% para la energía eólica y del 20% para la solar en este escenario más extremo.
Aun así, aún existe una subestimación. Varias restricciones eléctricas locales no están plenamente representadas en los modelos. Incluso ignorando esta capa eléctrica, el componente puramente energético ya es lo suficientemente grande como para preocupar a inversores, bancos y responsables políticos.
Al incluir el GD (generación distribuida) En la hipotética asignación del recorte energético, la MME (Ministerio de Minas y Energía) Encontró otro dato sensible. Si el promedio proyectado de 1000 MW de recortes se divide entre generación centralizada y distribuida, la micro y la minigeneración podrían representar entre el 50 % y el 60 % de la "contribución" a la solución.
En otras palabras, la generación distribuida ya no puede considerarse un elemento externo al problema. Se convierte en un elemento central de la ecuación y también debe ser parte de la solución. El análisis adquiere un nuevo cariz al incorporar la perspectiva del economista Paulo Sehn. Sehn desvía el enfoque de las críticas individuales al ONS (Operador Nacional del Sistema) y reubica el tema en su contexto adecuado.
La situación brasileña no es una desviación aislada, sino una manifestación local de un fenómeno global. Varios países aceleraron la integración de las energías renovables sin coordinar adecuadamente la expansión de la red, el diseño del mercado y las normas de operación. Lo que varía de un caso a otro es cómo cada sociedad decide distribuir el costo y reorganizar la transición. Sehn destaca el impacto financiero inmediato de la restricción.
Los proyectos se estructuraron con base en curvas de ingresos que no se materializan cuando las centrales eléctricas se cierran sistemáticamente a ciertas horas del día. Este desajuste reabre contratos, preocupa a los financistas y erosiona la confianza acumulada durante años en la financiación de activos de generación, especialmente en el entorno de libre contratación.
El riesgo ya no es meramente técnico, sino que se convierte en un riesgo sistémico para la credibilidad. La trayectoria de subsidios adoptada por el país refuerza esta fragilidad. Los programas de incentivos para la generación distribuida, los descuentos en las líneas de transmisión, esquemas como PROINFA y otros mecanismos han impulsado la expansión de las energías renovables a un ritmo y en una dirección que no se alinea con las necesidades de energía firme y un control operativo preciso.
El costo asociado a estos incentivos ya se acerca a decenas de miles de millones de reales anuales. Este modelo funcionó mientras la penetración de las energías renovables era proporcionalmente baja y el sistema contaba con holgura hidráulica para adaptarse a las fluctuaciones de frecuencia.
En este nuevo nivel, tiende a producir una curva de pato cada vez más pronunciada y una estructura de precios que claramente no indica escasez ni abundancia. El escenario brasileño adquiere dimensiones adicionales en comparación con otras jurisdicciones.
En 2024, los sistemas eléctricos con alta penetración solar y eólica registraron pérdidas técnicas y económicas asociadas a una reducción de entre el 5% y el 20% de la generación renovable total en ciertas regiones. TexasSegún datos gestionados por ERCOT, el recorte anual de energía renovable ya supera varios teravatios-hora, impulsado por la congestión de la red y los precios diurnos negativos recurrentes.
Na ChinaEn algunos años, las provincias del oeste y el norte han registrado recortes superiores al 10 % en los parques eólicos, a pesar de la agresiva expansión de las líneas de ultraalta tensión. En España y Australia Meridional, la incidencia de precios cero o negativos se ha convertido en un componente estructural del mercado desde 2021. Este conjunto de evidencias refuerza una conclusión.
La restricción no se trata de "excedente de energía" en sentido simplista. Se trata de un desajuste entre el perfil de generación, la infraestructura de la red y los patrones de consumo. Este desajuste se manifiesta primero en el precio horario. Cuando el precio spot se aproxima a cero, el sistema indica que el megavatio-hora adicional tiene un valor marginal cero en ese momento. Cuando el precio se vuelve negativo, el mensaje es aún más contundente.
Ese megavatio-hora tiene un valor marginal negativo y debe evitarse para preservar la estabilidad del sistema. En mercados nodales como ERCOT, CAISO y PJM, los precios entre -10 y -150 dólares por megavatio-hora ya son una realidad recurrente durante las horas pico de energía solar.
Estos precios negativos son la base económica del dilema entre los sistemas de almacenamiento de baterías y la minería de bitcoin. BESS se presenta como una tecnología que compra energía muy barata o negativa para revenderla en momentos de mayor valor.
La minería de Bitcoin, por otro lado, convierte energía barata en potencia de procesamiento e ingresos financieros inmediatos. Una diferencia crucial es que una inversión deja una infraestructura sistémica para la red eléctrica. La otra genera únicamente un flujo financiero especulativo vinculado a un activo digital volátil.
Desde la perspectiva de costos, los sistemas BESS a escala de servicios públicos han mostrado valores promedio globales de entre 140 y 180 dólares por kilovatio-hora para proyectos de cuatro horas de duración, con cifras aún más agresivas en mercados como China.
Las eficiencias de ciclo completo de entre 85% y 92%, vidas útiles de miles de ciclos y costos de almacenamiento nivelados que van desde $60 a $150 por megavatio-hora permiten que las baterías reemplacen a las plantas de energía térmica en demanda máxima y servicios de soporte operativo en mercados como California, Australia y el Reino Unido.
Un modelo BESS (Business Support System) combina arbitraje entre horas baratas y caras, servicios auxiliares y remuneración basada en la capacidad de la empresa, lo que permite contratos de 10 a 20 años y reduce la incertidumbre para los inversores.
La minería de Bitcoin funciona con la lógica opuesta.
Su consumo energético global ya representa una fracción significativa de la electricidad mundial, y el coste total de operación está dominado por el precio de la energía, que puede representar hasta el 70% de los gastos recurrentes. Para sobrevivir tras sucesivos halvings, los mineros necesitan energía muy barata, con un precio de entre 0,04 y 0,06 dólares por kilovatio-hora, o inferior. La energía de restricción, con un precio cero o negativo, encaja perfectamente en esta ecuación.
Es por esto que los mineros se concentran en regiones con excedentes de energía renovable y cuellos de botella en la transmisión, como el oeste de Texas, áreas remotas de China, partes de Kazajstán, Canadá y, más recientemente, el noreste de Brasil.
En este contexto, la pregunta relevante ya no es si existe o no interés privado en explotar este excedente. La pregunta es qué tipo de arquitectura de sistema desea construir el país. El almacenamiento altera la dinámica estructural y, a la vez, reduce las pérdidas de energía, los costos indirectos asociados a las centrales térmicas inactivas y los riesgos de inestabilidad.
La minería solo absorbe el excedente en el punto de falla, sin fortalecer la infraestructura eléctrica a largo plazo. En Brasil, el PLD (Precio de Liquidación de Diferencias) ya ha comenzado a indicar distorsiones significativas durante los períodos de máxima generación renovable y baja demanda, especialmente en la región Nordeste.
Dado el crecimiento acelerado de la energía solar y eólica, la tendencia es que esta situación empeore. Sin almacenamiento y sin un diseño de mercado adecuado, el sistema acumula desperdicio de energía y cargas tarifarias. Con almacenamiento y acuerdos que incentiven la flexibilidad, existe margen para transformar parte del problema en una oportunidad para la eficiencia.
La decisión, sin embargo, no es meramente técnica. Implica decisiones regulatorias, revisión de subsidios, reposicionamiento de agentes y confrontación de narrativas simplistas que han cobrado fuerza en la última década. La restricción no es un villano ni un detalle estadístico. Es una clara señal de que el sistema ha crecido más rápido que la inteligencia de gobernanza que lo organiza.
Ignorar esta señal significa adelantar la factura, con un mayor riesgo de inestabilidad y mayores costos para el consumidor. Afrontarla de frente significa reconocer que la transición energética requiere más que eslóganes, incentivos vagos y fotos junto a paneles solares.
Se requiere un rediseño del mercado, coordinación entre instituciones y coraje político para corregir el rumbo mientras aún hay tiempo de transformar el malestar actual en aprendizaje y no en un patrón permanente.
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Las opiniones e información expresada son responsabilidad exclusiva del autor y no necesariamente representan la posición oficial del autor. Canal solares.
Una respuesta
Finalmente, alguien con sólidos conocimientos técnicos y una comprensión profunda del verdadero problema energético se ha expresado de forma técnica y didáctica para intentar explicar el verdadero problema energético brasileño. Agradezco profundamente al profesor Hudson Giovani Zanin su presentación consciente y madura de la situación actual del panorama energético brasileño.