A las 12:01 del mediodía de este domingo 23 de agosto, la curva de generación solar publicada por la ONS (Operador del Sistema Nacional) registró 35.124,5 MW. Prácticamente a la misma hora, a las 12:00 del mediodía, la carga del Sistema Nacional Interconectado (SNI) se situó en 70.978,5 MW.
La relación entre ambas cifras es sorprendente: en aquel momento, la generación solar representaba aproximadamente el 49,5% de la carga de la SIN.
A las 15:18, la carga había disminuido a 66.437,9 MW, mientras que la generación solar seguía suministrando 25.823,8 MW, aproximadamente el 38,9% de la carga. En la misma instantánea del sistema, había 27.125,3 MW de generación hidroeléctrica, 7.875,3 MW de generación térmica, 4.701,7 MW de generación eólica y 2.006,5 MW de generación nuclear.
Estas cifras ayudan a explicar por qué, este domingo, la ONS (Operador del Sistema Nacional) activó de nuevo, por segunda vez en 2026, el Plan de Gestión del Excedente Energético en la Red de Distribución.
La ONS recurre de nuevo al plan de emergencia debido al exceso de energía.
Más que un simple evento operativo, el 23 de agosto ofrece una buena muestra de la transformación que ya se ha producido en el sistema eléctrico brasileño.
Durante muchos años, el debate se ha centrado en ampliar el suministro de energías renovables. La capacidad instalada ha aumentado, la generación solar se ha incrementado y millones de consumidores también han comenzado a producir electricidad.
Ahora surge otra necesidad: crear las condiciones para que esta energía sea absorbida y utilizada durante los momentos en que esté disponible, preservando al mismo tiempo la seguridad del sistema.
El equilibrio debe existir en todo momento. Un sistema eléctrico necesita mantener un equilibrio constante entre producción y consumo.
En domingo, con menor demanda y alta incidencia solar, esta combinación puede crear periodos en los que haya más generación disponible de la que el sistema puede absorber.
En estas circunstancias, el ONS (Operador del Sistema Nacional) reduce primero las fuentes sobre las que tiene control directo. Cuando estos recursos ya se han utilizado y aún es necesario reducir la generación, entra en juego el Plan de Gestión de Excedentes.
Según la información difundida este domingo, la acción se llevó a cabo durante el período de mayor producción fotovoltaica, entre la mañana y la tarde. El problema va más allá de la cantidad total de energía disponible en el país.
Lo que importa es dónde se produce esta energía, a qué hora, cuánta de ella se puede controlar y la capacidad del sistema para responder a las variaciones en la generación y el consumo.
Este es uno de los puntos centrales de la operación eléctrica en una red con una presencia cada vez mayor de fuentes variables. La generación solar ya ha modificado la curva brasileña.
Los datos presentados por la propia ONS deben interpretarse teniendo en cuenta la metodología utilizada por el operador.
Desde marzo de 2021, la página de Carga y Generación utiliza el concepto de carga global, que incorpora la generación de centrales eléctricas no supervisadas. Desde abril de 2023, la ONS (Operador del Sistema Nacional) también incluye una estimación de la generación micro y minidistribuida (MMGD) en los datos presentados al público.
Por lo tanto, la curva que observamos este domingo busca representar un sistema en el que la generación distribuida ya tiene un peso considerable. Este movimiento ha cobrado impulso.
A finales de 2025, la generación micro y minidistribuida brasileña ya contaba con aproximadamente 45 GW de capacidad instalada, según datos de la empresa Energy Research Company. En el primer semestre de 2026, la información publicada por el Ministerio de Minas y Energía (MME) indicaba que esta capacidad había superado los 50 GW.
La energía solar fotovoltaica es la predominante. El efecto de esta expansión se refleja directamente en la curva de carga. Durante las horas de máxima insolación, una parte significativa del consumo se cubre con energía solar, incluyendo sistemas instalados cerca o dentro de las propias unidades de consumo.
En el sistema centralizado, la demanda que deben cubrir otras fuentes disminuye drásticamente durante el día. Lo contrario ocurre al final de la tarde.
La producción fotovoltaica está disminuyendo rápidamente, mientras que el consumo se mantiene alto o vuelve a aumentar. Por lo tanto, otras fuentes de energía deben incrementar su producción en un plazo relativamente corto.
Esta es la dinámica conocida internacionalmente como la "curva del pato", que adquiere características propias en Brasil debido a la composición de nuestra matriz energética, la gran proporción de energía hidroeléctrica y la velocidad a la que ha avanzado la generación distribuida.
Por lo tanto, el problema reside menos en la cantidad anual de energía y más en la capacidad de gestionar la energía, la planificación y la flexibilidad.
Tener un excedente de energía no significa que se pueda cerrar cualquier central eléctrica. Surge naturalmente una pregunta cuando se restringe la generación de energía solar:
Si hay un excedente de energía, ¿por qué otras centrales eléctricas siguen generando? Porque el funcionamiento del sistema eléctrico implica funciones que van mucho más allá de la producción de megavatios-hora.
Las centrales hidroeléctricas presentan limitaciones operativas, ambientales e hidráulicas. Las centrales térmicas pueden tener inflexibilidad o límites mínimos de generación. Las centrales nucleares tienen sus propias características operativas.
Además, ciertas unidades síncronas contribuyen a la estabilidad del sistema, ayudando en el control de frecuencia y voltaje, respondiendo a perturbaciones y proporcionando otros servicios esenciales para mantener la seguridad del Sistema Nacional Interconectado (SIN).
Estudios realizados por la propia ONS demuestran que una reducción excesiva de la generación síncrona, en ciertos escenarios de carga neta muy baja, puede generar dificultades adicionales para la operación. Por lo tanto, hablar simplemente de "excedente de energía" simplifica demasiado la situación.
Existe energía disponible, pero también hay limitaciones eléctricas, límites operativos y requisitos de seguridad que deben respetarse simultáneamente.
MMGD y plantas de tipo III: una diferencia importante. También es necesario distinguir dos conceptos que, en algunos análisis de este episodio, parecen confundirse.
La expansión de la generación micro y minidistribuida contribuye en gran medida a reducir la carga neta durante las horas de máxima producción solar.
Pero esto no significa que la ONS (Operador del Sistema Nacional) esté ordenando el apagado de los paneles solares instalados en los hogares brasileños.
En la fase actual del Plan de Gestión de Excedentes, la medida abarca las centrales eléctricas clasificadas como de Tipo III, conectadas fuera de la Red Básica y sin despacho ni programación centralizada por parte del ONS (Operador del Sistema Nacional).
Estas instalaciones no tienen relación operativa directa con el Operador. Por este motivo, cuando sea necesario reducir la generación, deberá coordinarse con los distribuidores.
La distinción es relevante. El MMGD contribuye a generar las condiciones de baja carga neta que dificultan el funcionamiento del sistema durante ciertos periodos. El mecanismo de emergencia que se utiliza actualmente, a su vez, actúa sobre un conjunto específico de instalaciones a las que los distribuidores pueden acceder operativamente.
Este punto también anticipa un debate que tendremos en el futuro: cómo aumentar la visibilidad y la capacidad de coordinación en relación con los recursos energéticos cada vez más distribuidos.
El suceso ya se había previsto en los estudios de la ONS. Lo ocurrido este domingo no fue inesperado. En el PAR/PEL 2025, que abarca el ciclo 2026-2030, la ONS ya había analizado el impacto de la expansión de la generación distribuida y las energías renovables variables en el funcionamiento del sistema.
En los escenarios evaluados para el período comprendido entre 2026 y 2029, el Operador identificó situaciones con potencial de pérdida de control del SIN (Sistema Nacional Interconectado) si no se adoptaban medidas adicionales.
En uno de los análisis, considerando un patrón específico de generación térmica, se identificaron 39 días con condiciones críticas y 101 horas con potencial excedente de generación.
En el caso más grave estudiado, la necesidad de reducción podría alcanzar aproximadamente los 4.900 MW. Los estudios también indican una mayor concentración de estos episodios entre las 9:00 y las 16:00 horas, especialmente los fines de semana y festivos.
La coincidencia es bastante clara: menor consumo, alta producción fotovoltaica y menos espacio operativo para otras fuentes.
El domingo 23 de agosto ejemplificó a la perfección este tipo de situación. La siguiente inversión estratégica se llama flexibilidad.
Si Brasil ya es capaz de producir más de 35 GW de energía solar al mediodía, tiene sentido analizar cómo aprovechar mejor esta disponibilidad durante las horas siguientes. El almacenamiento forma parte de la solución.
Las baterías pueden absorber energía durante los períodos de alta generación y devolverla al sistema cuando la producción solar comienza a disminuir.
Pero la flexibilidad que necesita el SIN (Sistema Interconectado Brasileño) difícilmente provendrá de una sola tecnología. Implica almacenamiento, gestión de la demanda, mayor flexibilidad de las centrales eléctricas, modernización de las redes, recursos de control de voltaje y frecuencia, gestión activa de la generación distribuida y nuevos patrones de consumo.
También existe una oportunidad económica que merece atención. Un sistema con alta disponibilidad de energía durante ciertas horas debería incentivar actividades capaces de trasladar el consumo a esos periodos.
La carga de vehículos eléctricos, el almacenamiento térmico, los procesos industriales flexibles, la producción de hidrógeno y otras cargas manejables pueden ayudar a reducir la brecha entre la demanda y la disponibilidad de generación.
Esto requiere señales económicas adecuadas. La forma en que cobramos, contratamos y fijamos el precio de la electricidad deberá ajustarse cada vez más al momento del día en que esté realmente disponible.
Sin embargo, estudios realizados por la ONS (Operador del Sistema Nacional) también demuestran que un simple aumento del consumo durante el día no resuelve completamente el problema. En una prueba de sensibilidad llevada a cabo por el Operador, la inclusión de aproximadamente 4 GW de nuevos grandes consumidores redujo la limitación promedio total en menos de 800 MW en los escenarios evaluados.
La respuesta, por lo tanto, deberá combinar diferentes recursos. Hay una agenda regulatoria por delante. En noviembre de 2025, la ANEEL Se publicó la Orden N.º 3.431, que establece los procedimientos relacionados con la implementación del Plan de Gestión de Excedentes y determina que los distribuidores seleccionados deben estructurar mecanismos para cumplir con las directivas operativas.
La orden también estipulaba que, tras cada activación del plan, el ONS (Operador del Sistema Nacional) debía presentar un informe técnico a la Agencia en un plazo de 30 días, detallando las condiciones encontradas y los resultados de la operación.
Por lo tanto, cualquier declaración en este momento sobre la cantidad exacta de megavatios que se restringirán efectivamente el 23 de agosto sería prematura.
Esta información debería figurar en el informe de operaciones. Será importante conocerla, pero hay otro indicador que considero aún más relevante: la frecuencia con la que será necesario activar este mecanismo en el futuro.
Se crea un procedimiento de emergencia para situaciones excepcionales. Cuando se empieza a usar repetidamente, también indica que la estructura del sistema ha cambiado. ¿Qué nos enseña el 23 de agosto?
Sería un error convertir este episodio en un argumento en contra de la generación de energía solar. Las cifras demuestran claramente el alcance del progreso logrado por esta fuente de energía en Brasil.
En poco tiempo, construimos un parque fotovoltaico capaz de cubrir, en ciertos momentos, una parte muy significativa de la demanda energética del país. El próximo reto es aprovechar mejor esta energía.
Esto implica inversiones, planificación operativa, modernización regulatoria, almacenamiento, redes más inteligentes y mecanismos capaces de acercar la producción y el consumo.
Hasta ahora, gran parte de la transición energética de Brasil se ha medido por la cantidad de megavatios instalados. De ahora en adelante, también será necesario observar qué porcentaje de esta generación puede integrarse de manera eficiente, segura y económica durante las 24 horas del día. La curva del domingo pone de manifiesto este desafío.
A las 12:01 p. m., el sistema contaba con más de 35 GW de generación solar. El siguiente paso es construir un sector eléctrico capaz de aprovechar mejor cada una de estas fuentes.
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