O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) acionou, pela segunda vez neste ano, um plano emergencial para conter o excesso de oferta de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN). A medida, executada entre as 11h e as 13h30 deste domingo (23), foi necessária para garantir a estabilidade da rede elétrica diante de uma demanda reduzida, típica do fim de semana, que não acompanhou o volume de produção disponível.
A ação, que não gera impacto direto nas contas ou no fornecimento dos consumidores finais, concentra-se no gerenciamento das distribuidoras. O procedimento visa evitar desequilíbrios técnicos que poderiam comprometer a segurança do sistema elétrico brasileiro, um desafio que se torna cada vez mais frequente com a expansão acelerada das fontes renováveis de menor porte.
Gestão de oferta e o impacto das renováveis
O plano emergencial foca especificamente na restrição da geração de usinas classificadas como Tipo 3, que são aquelas conectadas diretamente às redes de distribuição. Este grupo abrange Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas a biomassa e empreendimentos eólicos e solares de menor escala. Além disso, o ONS também implementou medidas complementares para reduzir a produção em usinas sob seu controle direto, equilibrando a oferta total.
Este cenário de sobreoferta é um reflexo direto do avanço da geração distribuída, impulsionada majoritariamente pela energia solar. O primeiro episódio de restrição em 2026 ocorreu em 7 de junho, durante o feriado de Corpus Christi, quando o operador precisou gerenciar 1 mil megawatts (MW) para manter a rede estável. A recorrência desses eventos reforça a necessidade de modernização na forma como o Brasil lida com a variabilidade de fontes limpas.
O desafio da geração distribuída
A geração distribuída, que engloba a micro e minigeração, já alcançou uma capacidade instalada de aproximadamente 50 GW no país. Para o ONS, o crescimento acelerado dessas fontes traz um nível inédito de complexidade operacional. Como grande parte dessa energia é produzida fora do controle centralizado do operador, a visibilidade sobre a oferta real torna-se um desafio técnico constante.
Em agosto de 2025, uma situação crítica no Dia dos Pais quase resultou em uma sobrecarga severa, quando a geração distribuída atingiu 37,6% da demanda nacional. Naquela ocasião, para evitar um blecaute de grandes proporções, o operador precisou reduzir drasticamente a produção de hidrelétricas e termelétricas, além de cortar 98,5% da geração eólica e solar centralizada.
Tecnologia para controle automático
Para mitigar riscos futuros, o ONS anunciou na última quinta-feira (20) o desenvolvimento do Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag). O sistema prevê o desligamento automático de até 3 gigawatts (GW) de geração distribuída em situações de emergência, divididos em três estágios de 1 GW cada. O mecanismo funcionará como uma última instância de defesa, sendo ativado apenas após o esgotamento de todas as outras alternativas de controle.
Um projeto-piloto está programado para ocorrer em uma distribuidora até o final de 2026. Caso os resultados sejam positivos, a tecnologia poderá ser implementada em escala nacional a partir de 2027. A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) acompanha o processo e tem solicitado critérios mais detalhados para garantir que os cortes sejam realizados com total segurança operacional e jurídica para os geradores.
O Diário Independente segue atento às atualizações do setor elétrico e aos impactos das novas tecnologias de gestão energética no cotidiano do país. Continue acompanhando nossa cobertura para entender como as mudanças na matriz energética brasileira moldam o futuro da infraestrutura nacional.
