O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) acionou, pela segunda vez neste ano, um plano emergencial para reduzir a geração de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN). A medida foi implementada neste domingo (23), entre 11h e 13h30, como resposta a um cenário de oferta excedente que ameaçava a estabilidade da rede elétrica nacional. Segundo o órgão, a ação não gera impactos diretos para o consumidor final, concentrando-se no gerenciamento técnico junto às distribuidoras.
Segurança operacional diante do excesso de oferta
A intervenção técnica tornou-se necessária devido à baixa demanda esperada para o período de fim de semana, o que cria um desequilíbrio entre a energia produzida e o consumo real. O plano foca na restrição da geração de usinas classificadas como Tipo 3, que são aquelas conectadas diretamente às redes de distribuição. Este grupo engloba pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas a biomassa, além de empreendimentos eólicos e solares de menor porte.
Além das restrições em usinas de distribuição, o ONS adotou medidas complementares para limitar a produção de usinas sob seu controle direto. O objetivo central é garantir a integridade do sistema, evitando sobrecargas que poderiam comprometer a distribuição de energia em diversas regiões do país. A estratégia de controle é uma resposta ao crescimento acelerado da geração distribuída, que altera a dinâmica tradicional do setor elétrico.
Histórico de intervenções e o precedente de 2025
O cenário atual não é inédito. A primeira ocorrência de 2026 foi registrada em 7 de junho, durante o feriado de Corpus Christi, quando o operador solicitou o gerenciamento de 1 mil megawatts (MW) durante quatro horas. O protocolo de emergência utilizado foi aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 2025, justamente para lidar com os desafios impostos pela rápida expansão da energia solar no Brasil.
Um marco importante para essa política de controle ocorreu em agosto de 2025, no Dia dos Pais, quando o sistema esteve próximo de uma sobrecarga crítica. Naquela ocasião, a geração distribuída atingiu 37,6% da demanda nacional. Para evitar um blecaute de grandes proporções, o ONS precisou reduzir drasticamente a produção de hidrelétricas e termelétricas, além de cortar 98,5% da geração eólica e solar centralizada.
Implementação de sistemas automáticos de controle
Para mitigar a necessidade de intervenções manuais, o ONS anunciou na última quinta-feira (20) o desenvolvimento de um sistema para desligamento automático de parte da geração distribuída. O projeto, denominado Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag), prevê cortes de até 3 gigawatts (GW), organizados em três estágios de 1 GW cada. O mecanismo será ativado apenas em situações extremas, após o esgotamento de todas as outras alternativas de controle.
Um projeto-piloto está previsto para ser executado até o final de 2026 em uma distribuidora, visando validar a eficácia da tecnologia. Caso os resultados sejam positivos, a implementação em escala nacional poderá ocorrer a partir de 2027. Atualmente, a geração distribuída conta com cerca de 50 GW de capacidade instalada, o que, segundo o ONS, eleva a complexidade operacional, já que grande parte dessa energia não possui monitoramento ou controle direto pelo operador.
Posicionamento das distribuidoras de energia
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) confirmou que as empresas do setor estão seguindo rigorosamente as diretrizes estabelecidas pelo ONS para o plano de domingo. Em comunicado oficial, a entidade ressaltou a importância de estabelecer procedimentos mais detalhados para a execução dos cortes.
A Abradee defende que a definição de critérios claros é fundamental para garantir a segurança operacional e jurídica dos geradores envolvidos. A colaboração entre as distribuidoras e o operador nacional é vista como essencial para manter o equilíbrio do sistema enquanto novas tecnologias de controle automático não são plenamente integradas à rede nacional.
