Red eléctrica en Brasil — estructura y cuellos de botella

Resumen del artículo

• El SIN interconecta cuatro subsistemas — Sur, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste y la mayor parte del Norte —, lo que permite transferir energía entre regiones y explotar la diversidad hidrológica.
• El MME otorga, la EPE planifica, la ANEEL regula, el ONS opera el SIN y las distribuidoras conectan cargas: roles distintos, documentados en ley y decreto, no en convención de mercado.
• La carga del SIN creció 1,6% en el acumulado de 2025 (ONS); la capacidad remanente de evacuación de generación (nota técnica ONS/ANEEL/EPE) mide otra cosa: margen para nuevos emprendimientos de generación, no atención de carga.
• En Mato Grosso, el diagnóstico de la EPE para el GET Centro-Oeste señala restricciones de carga ligadas a cargas de irrigación nocturnas, con corredores y subestaciones nombradas — no falta de generación en el país.

Qué es el SIN

El Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) define el Sistema Interligado Nacional (SIN) como el gran sistema brasileño de producción y transmisión de energía — hidro, termo y eólica, con predominancia hidroeléctrica y múltiples agentes —, constituido por cuatro subsistemas: Sur, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste y la mayor parte del Norte, interconectados por la malla de transmisión. Esa interconexión es lo que permite transferir energía entre subsistemas y explotar la diversidad hidrológica entre regiones del país. [1]

El ONS es una asociación civil de derecho privado, sin fines de lucro, autorizada a coordinar y controlar la operación de las instalaciones de generación y transmisión del SIN — y también la previsión de carga y la planificación de la operación de sistemas aislados —, bajo supervisión y regulación de la ANEEL. Fue creado el 26 de agosto de 1998 (Lei nº 9.648, con alteraciones por la Lei nº 10.848/2004) y reglamentado por el Decreto nº 5.081/2004. [2] [3]

Quién hace qué

El resto del arreglo institucional también está descrito en textos primarios, no en convención de mercado. La Lei nº 9.427/1996 instituye la ANEEL y disciplina el régimen de concesiones de servicios públicos de energía eléctrica; entre sus competencias están implementar las políticas federales para la energía eléctrica, promover licitaciones de concesiones de generación, transmisión y distribución por delegación, y celebrar y fiscalizar los contratos correspondientes. [4] La Lei nº 10.847/2004 autoriza la creación de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) como empresa pública federal vinculada al Ministério de Minas e Energia (MME), con la finalidad de prestar servicios de estudios e investigaciones que subsidien la planificación del sector energético — electricidad, petróleo y gas, carbón, renovables, eficiencia energética, entre otros. [5]

Juntando estas piezas: el MME, como poder concedente, decide política sectorial y otorga o prorroga concesiones; la EPE produce los estudios de planificación (como el Plano Decenal de Expansão de Energia y los diagnósticos de Grupos de Estudo de Transmissão); la ANEEL regula y fiscaliza, incluyendo el PRODIST y los contratos bajo reglas delegadas; el ONS coordina la operación de generación y transmisión del SIN y conduce los estudios de acceso a la Rede Básica; y las distribuidoras, como concesionarias del servicio público de distribución, tratan la conexión de cargas bajo la Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021 y el Módulo 3 del PRODIST. [6] [7]

Carga del sistema vs. capacidad de evacuar generación

Aquí es donde dos métricas frecuentemente confundidas necesitan separarse. La primera es la carga (demanda) del sistema: según el Boletim Mensal de Carga del ONS de octubre de 2025, la carga del SIN creció 1,6% en el acumulado de 2025 respecto al mismo período de 2024, alcanzando 81.142 MW medios; en el mes, la carga verificada cayó 0,2% respecto a octubre de 2024, con una variación de +1,4% en 12 meses. En el recorte por subsistema, el Sudeste/Centro-Oeste registró 45.612 MW medios en el acumulado del año (+0,5%), el Sur 14.038 MW medios (+2,8%) y el Nordeste 13.309 MW medios (+1,7%) — números a nivel de subsistema, que no aíslan a Mato Grosso como estado. [8]

La segunda métrica es otra cosa: la capacidad remanente del SIN para la evacuación de generación. La Nota Técnica ONS DPL 0038/2025, divulgada en conjunto con la ANEEL y la EPE en el contexto del Leilão de Energia Nova (LEN) A-5/2025, publica cuantitativos de esa capacidad remanente — un margen de inyección para nuevos emprendimientos de generación, no una medida de atención de carga o de negativa de conexión. [9] Tratar las tablas de esa nota técnica como evidencia de “falta de energía” para consumidores — agrícolas o de cualquier otro tipo — confunde dos preguntas diferentes: cuánta generación nueva todavía puede evacuar la red no es la misma pregunta que si existe restricción de entrega en una región específica.

Dos vías de acceso

Conectar una carga a la red y obtener acceso a la Rede Básica de transmisión siguen vías regulatorias distintas, con plazos propios. Para la conexión a la distribución, la Resolução Normativa ANEEL nº 956/2021 instituye el PRODIST (Módulos I a XI), vigente desde el 1º de enero de 2022; su artículo 5º remite al Módulo 3 — Conexão ao Sistema de Distribuição —, que detalla procedimientos complementarios a la Resolução Normativa nº 1.000/2021 (reglas de prestación del servicio público de distribución, vigente desde el 3 de enero de 2022). [6] [7]

Para el acceso permanente al sistema de transmisión, el ONS documenta un camino diferente: solicitud vía el sistema computacional SGAcesso, con prioridad de emisión del dictamen por orden de protocolo y reserva de capacidad vinculada al contrato de uso firmado (CUST). El Parecer de Acesso tiene validez de 90 días; los plazos de emisión, cuando no hay pendencia impeditiva, van de hasta 30 días (sin ampliación, refuerzo o mejora) a hasta 120 días (con refuerzos o mejoras) y hasta 1 año (con ampliaciones). [11]

Mato Grosso: lo que muestra el diagnóstico de la EPE

El Diagnóstico Regional del PDE 2034 para el Grupo de Estudos de Transmissão (GET) Centro-Oeste, elaborado por la EPE (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0), cubre el horizonte de 2028 a 2039 para Acre, Rondônia, Mato Grosso, Goiás y el Distrito Federal, e identifica restricciones de carga y de tensión en la malla de transmisión de la región — un diagnóstico de planificación, distinto de la métrica de capacidad remanente de generación citada arriba. [10]

En el recorte de Mato Grosso, el diagnóstico asocia el crecimiento de cargas de irrigación — en gran parte concentradas en el período nocturno — con la intensificación de la carga de la red, especialmente durante la estiaje, en lo que el estudio llama pico nocturno no coincidente (escenario 2b). Entre las restricciones relevantes ya en los primeros años del horizonte está la pérdida de la línea de transmisión de 500 kV Cuiabá–Ribeirãozinho bajo alta importación/exportación; el punto más crítico es el pico nocturno de estiaje combinado con el mínimo diurno del período húmedo, con necesidad señalada de refuerzo estructural en el eje de 500 kV Jauru–Rio Verde Norte. Las recomendaciones del estudio incluyen concluir un estudio de atención a las cargas de la región central de MT orientado específicamente a las altas cargas de irrigación, y programar el refuerzo del eje 500 kV Cuiabá–Ribeirãozinho–Rio Verde Norte. [10]

En el detalle por activo, el mismo diagnóstico señala sobrecargas en las líneas de 230 kV Sinop–UTE Sorriso–Sorriso y Barra do Peixe–Rondonópolis, y en transformadores de la Rede Básica en Ribeirãozinho y Sinop (500/230 kV); en la frontera con la distribución, cita como críticas las subestaciones de Brasnorte (230/138 kV), Lucas do Rio Verde (230/138 kV), Nova Mutum (230/69 kV), Rondonópolis (230/138 kV) y Sorriso (230/69 kV), además de problemas de carga y tensión en la región de Primavera. En escenarios específicos de irrigación, el estudio proyecta sobrecarga en Brasnorte a partir de 2028 (bajo contingencia de Juína) y operación inviable sin refuerzos a partir de 2032; en Lucas do Rio Verde, sobrecarga de emergencia a partir de 2029 y en condición normal a partir de 2030; en Rondonópolis, a partir de 2033; y señala necesidad de refuerzo también en las regiones de Primavera, Nova Ubiratã y Boa Esperança. [10]

Estos son puntos y fechas de un estudio de planificación de red — corredores, subestaciones y transformadores nombrados, con años de escenario —, no una medición pública del volumen de pedidos de conexión negados o pendientes en el área de la distribuidora local; ese dato específico permanece como laguna (ver Incertidumbres).

Goiás y la “demanda reprimida”

El mismo volumen del diagnóstico de la EPE cubre Goiás: restricciones en el eje de 230 kV Itumbiara–Rondonópolis aparecen a partir de 2028, y hay riesgo de sobrecarga en transformadores de frontera — Itapaci (2028), Barro Alto (2029), Serra da Mesa (2031) y Águas Lindas (2032). En las recomendaciones para el estado, el estudio registra una “demanda reprimida” en el Noroeste de Goiás, información atribuida por la EPE a la distribuidora Equatorial GO dentro del propio proceso del GET — una restricción de atención reportada en el diagnóstico, distinta, de nuevo, de la capacidad remanente de generación medida por la nota técnica ONS/ANEEL/EPE. La participación de cargas agroindustriales específicamente dentro de esa demanda reprimida no está separada en los datos disponibles. [10]

Prórroga de concesiones: el calendario legal

La prórroga de las concesiones de distribución sigue un calendario definido en ley y decreto — un hecho de fechas. La Lei nº 9.074/1995 establece que, para concesiones de transmisión y distribución contratadas bajo su régimen y el de la Lei nº 8.987/1995, el plazo debe ser el necesario para la amortización de las inversiones, limitado a 30 años, prorrogable una vez por igual período a criterio del poder concedente conforme al contrato; el pedido de prórroga debe formularlo la concesionaria hasta 36 meses antes del término del contrato, y la decisión del poder concedente debe darse hasta 18 meses antes de ese término. [13]

El Decreto nº 12.068/2024 reglamenta ese proceso para la distribución: la ANEEL debe enviar su recomendación al MME con una antelación mínima de 21 meses antes del fin del contrato; la decisión del MME — prorrogar o abrir licitación — debe publicarse hasta 18 meses antes del fin; y, si la decisión es por prórroga, la ANEEL presenta una minuta de término aditivo que la concesionaria debe firmar en hasta 90 días después de la intimación, con el MME celebrando el aditivo a continuación. [12]

Ese mismo marco dio origen, antes, a la Consulta Pública nº 152/2023 del MME (Portaria nº 737/GM/MME, del 22 de junio de 2023), abierta para discutir directrices de prórroga de 20 concesiones de distribución con vencimiento entre 2025 y 2031 — un proceso administrativo del poder concedente para definir reglas generales, y no, por sí solo, una decisión sobre ninguna concesión específica. [14]

Incertidumbres

• No hay, en las fuentes consultadas, un volumen público (en MW o número de dictámenes) de cargas grandes pendientes o negadas en las áreas de Energisa Mato Grosso, Equatorial Goiás o Energisa Mato Grosso do Sul — incluido el MUST de irrigación.
• No es posible, con las fuentes disponibles, confirmar los plazos operativos exactos del Módulo 3 del PRODIST (en la versión vigente) para el dictamen de acceso de carga, más allá de la existencia del módulo y de la REN nº 1.000/2021.
• No hay, en el diagnóstico consultado, una división sectorial que separe cuánto de la “demanda reprimida” en el Noroeste de Goiás es agroindustrial y cuánto proviene de otros usos.
• No fue posible, en este ciclo, confirmar si informes operativos recientes del ONS sobre restricciones en el Sudeste/Centro-Oeste alteran la lectura del diagnóstico de planificación de la EPE para Mato Grosso.

Referencias

1. ONS — O que é o SIN. ONS. Consultado el 09 ago. 2026.
2. ONS — O que é o ONS. ONS. Consultado el 09 ago. 2026.
3. Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS. Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
4. Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL. Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
5. Lei nº 10.847/2004 — autoriza a criação da EPE. Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
6. REN ANEEL nº 956/2021 — institui o PRODIST. ANEEL. Consultado el 09 ago. 2026.
7. PRODIST — hub de procedimentos regulatórios (incl. REN nº 1.000/2021). ANEEL. Consultado el 09 ago. 2026.
8. ONS — Boletim Mensal de Carga, outubro/2025. ONS. Consultado el 09 ago. 2026.
9. NT ONS DPL 0038/2025 — capacidade remanescente do SIN para escoamento de geração (LEN A-5/2025). ONS / ANEEL / EPE. Consultado el 09 ago. 2026.
10. EPE — Diagnóstico Regional PDE 2034, GET Centro-Oeste (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0). EPE. Consultado el 09 ago. 2026.
11. ONS — Acesso ao Sistema de Transmissão em 10 passos. ONS. Consultado el 09 ago. 2026.
12. Decreto nº 12.068/2024 — licitação e prorrogação de concessões de distribuição. MME. Consultado el 09 ago. 2026.
13. Lei nº 9.074/1995 — outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico. Senado Federal. Consultado el 09 ago. 2026.
14. Portaria MME nº 737/GM/MME (22/06/2023) — Consulta Pública nº 152/2023. MME. Consultado el 09 ago. 2026.