Operador Nacional do Sistema Elétrico implementa plano emergencial para estabilizar rede em face de alta oferta.
O excesso de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) levou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a acionar pela segunda vez neste período um plano emergencial. A medida, que ocorreu das 11h às 13h30 neste domingo (23), visou reduzir a geração de usinas específicas, sem impactar o consumidor final, mas afetando as distribuidoras. O objetivo principal é manter a segurança e a estabilidade do sistema elétrico brasileiro diante da menor demanda esperada para o fim de semana, evitando sobrecargas perigosas e possíveis blecautes em diversos estados.
Ações preventivas para gerir o excesso de energia
A decisão do ONS reflete uma estratégia preventiva crucial para a gestão da rede elétrica nacional. Em momentos de baixa demanda, como fins de semana e feriados, a oferta de energia pode superar significativamente o consumo. Quando há um excesso de energia, o sistema fica vulnerável a instabilidades, o que pode comprometer a qualidade do fornecimento e a integridade da infraestrutura. A intervenção busca equilibrar essa balança delicada, garantindo que o fluxo energético permaneça dentro dos parâmetros operacionais seguros. Este controle é vital para a continuidade do abastecimento em todo o território nacional.
Impacto restrito: quem foi afetado pela medida
A suspensão de geração não atingiu os consumidores residenciais ou comerciais. O foco da ação recaiu sobre as usinas classificadas como Tipo 3, que são caracterizadas por sua conexão às redes de distribuição. Este grupo inclui categorias importantes para a matriz energética, como pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas movidas a biomassa, e os crescentes empreendimentos eólicos e solares de menor porte. O ONS também implementou ajustes em outras usinas sob seu controle direto, otimizando a distribuição e o consumo para estabilizar o sistema de forma abrangente.
Precedentes e a aprovação do plano emergencial
Não é a primeira vez que o sistema enfrenta o desafio de um excesso de energia. O primeiro acionamento de **2026** ocorreu em **7 de junho**, durante o feriado prolongado de Corpus Christi. Naquela ocasião, o ONS solicitou a redução de cerca de **1 mil megawatts (MW)** na geração entre as 10h e as 14h. O plano emergencial que embasa essas ações foi formalmente aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em **2025**. Essa aprovação se tornou necessária diante do avanço robusto da geração distribuída no país, especialmente impulsionada pela energia solar fotovoltaica.
Crescimento da geração distribuída e seus desafios
A geração distribuída tem transformado o cenário energético brasileiro. Composta por micro e minigeração, ela representa uma capacidade instalada que já se aproxima de **50 gigawatts (GW)**. Esse crescimento, embora positivo para a diversificação da matriz e para a sustentabilidade, introduz uma complexidade adicional à operação do SIN. Uma parcela significativa da energia produzida por essas fontes não pode ser monitorada ou controlada diretamente pelo ONS, o que dificulta o gerenciamento em tempo real e a previsão de cenários de excesso de energia. Este fator exige novas abordagens e ferramentas para manter a segurança operacional.
Quase um blecaute: a experiência de agosto de 2025
A urgência dessas medidas ficou evidente em agosto de **2025**, em uma data que coincidia com o Dia dos Pais. Naquele domingo, o expressivo excesso de energia gerado por fontes distribuídas quase provocou uma sobrecarga crítica em todo o sistema. A geração distribuída alcançou um pico impressionante de **37,6%** da demanda nacional naquele dia. Para evitar um blecaute generalizado, que poderia afetar múltiplos estados, o ONS precisou atuar de forma drástica, reduzindo a produção de hidrelétricas e termelétricas. Além disso, houve um corte de **98,5%** na geração eólica e solar centralizada, demonstrando a severidade da situação.
O que se sabe até agora
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) acionou pela segunda vez neste período um plano emergencial para controlar o excesso de energia. A medida, implementada neste domingo (23) por algumas horas, visa estabilizar a rede elétrica nacional em momentos de baixa demanda. Ela afeta usinas de menor porte conectadas às redes de distribuição, sem impactos diretos para o consumidor final, mas com implicações para as distribuidoras.
Quem está envolvido
Os principais envolvidos são o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável pela coordenação, e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que aprovou o plano emergencial em **2025**. As distribuidoras de energia desempenham um papel crucial na execução das orientações, e as usinas de geração distribuída (PCHs, biomassa, eólicas e solares de pequeno porte) são as principais afetadas pelas restrições de excesso de energia.
O que acontece a seguir
Diante do contínuo crescimento da geração solar e do desafio de gerenciar o excesso de energia, o ONS está desenvolvendo um sistema de desligamento automático. O Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag) prevê cortes de até **3 gigawatts (GW)** em estágios. Um projeto-piloto deverá ser implementado até o fim de **2026**, com a expectativa de avançar para implementação total em **2027**, se os testes forem positivos.
Plano para cortes automáticos: o Erag em desenvolvimento
Com a perspectiva de um volume ainda maior de geração solar, o ONS anunciou que está desenvolvendo uma solução tecnológica para lidar com futuras situações de excesso de energia. Denominado Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag), este sistema permitirá o desligamento automático de parte da geração distribuída em cenários considerados críticos. O Erag está projetado para aplicar cortes de até **3 gigawatts (GW)**, divididos em três estágios de 1 GW cada. Importante ressaltar que esse mecanismo será acionado apenas como último recurso, após o esgotamento de todas as outras alternativas de controle manual.
Testes e cronograma de implementação do Erag
A implementação de um sistema tão complexo e estratégico requer testes rigorosos. O ONS prevê que um projeto-piloto do Erag será realizado até o fim de **2026**, em parceria com uma distribuidora de energia selecionada. O sucesso desses testes será determinante para a expansão do sistema. Caso os resultados sejam satisfatórios, a expectativa é que a implementação em larga escala possa avançar a partir de **2027**, marcando um avanço significativo na capacidade de gerenciamento do excesso de energia e na estabilidade da rede elétrica brasileira.
O posicionamento das distribuidoras de energia
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) confirmou que as distribuidoras de todo o país seguirão as diretrizes do ONS para a execução do plano emergencial. Em um comunicado oficial, a Abradee ressaltou a necessidade de procedimentos mais detalhados para a definição dos cortes. A entidade argumenta que critérios claros e transparentes são essenciais para proporcionar segurança operacional e jurídica tanto para as empresas distribuidoras quanto para os geradores de energia. Essa solicitação visa otimizar a coordenação e minimizar eventuais impactos adversos.
Desafios em equilibrar expansão e segurança da rede elétrica
O cenário energético brasileiro está em constante transformação, impulsionado pela crescente adoção de fontes renováveis. Enquanto a expansão da geração distribuída é um pilar da sustentabilidade, ela também apresenta complexos desafios operacionais para o ONS. A capacidade de prever, monitorar e controlar o excesso de energia de maneira eficaz é fundamental para evitar interrupções e garantir a resiliência do Sistema Interligado Nacional. O desenvolvimento de ferramentas como o Erag e a colaboração entre os diversos agentes do setor são passos cruciais para assegurar que a transição energética ocorra de forma segura e eficiente, sem comprometer a confiabilidade do abastecimento para milhões de brasileiros.
