Em operação de contingência no fim de semana, Operador expõe dependência técnica das distribuidoras; geradores independentes alertam para impactos financeiros e defendem sinais de preço.
O sistema elétrico brasileiro viveu no último fim de semana um marco que pode redefinir a forma como o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) administra uma matriz cada vez mais descentralizada e dominada por fontes renováveis. Pela primeira vez, o operador precisou acionar distribuidoras de energia para promover o corte compulsório de geração proveniente de usinas classificadas como Tipo 3, empreendimentos conectados à rede de distribuição e fora do controle direto de despacho do ONS.
A medida foi adotada diante de um cenário excepcional de baixa demanda combinado com elevada produção renovável, especialmente solar. O episódio colocou em evidência um fenômeno que vem ganhando relevância no setor: o crescente descasamento entre os momentos de sobra de energia e a necessidade de potência disponível para atender os horários de maior consumo.
Durante participação no evento LawInfra, realizado em Brasília, o diretor-geral do ONS, Marcio Rea, classificou a operação como bem-sucedida e destacou que a atuação coordenada das distribuidoras foi determinante para preservar a estabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Queda abrupta da carga exigiu medida extraordinária
O gatilho para o acionamento do plano emergencial foi a forte retração da carga observada durante o fim de semana, influenciada pela combinação de menor atividade econômica e elevada geração solar distribuída.
Ao explicar o cenário enfrentado pelo centro de operação, Marcio Rea detalhou a magnitude da redução da demanda observada pelo operador: “Normalmente, durante o fim de semana, a nossa demanda oscila entre 40 GW e 50 GW. Contudo, a projeção para este último domingo indicava um patamar substancialmente inferior, situando-se entre 27 GW e 30 GW. Diante desse cenário de retração acentuada, fomos compelidos a estruturar e executar um plano de restrição direcionado especificamente à geração de usinas Tipo 3.”
Com menos carga para absorver a energia produzida e com os recursos tradicionais de controle já próximos dos limites operacionais, o operador precisou recorrer a um instrumento regulatório criado justamente para situações extremas de excesso de oferta. A operação buscou evitar desvios de frequência e riscos à segurança eletroenergética do SIN.
Dependência das distribuidoras revela ponto cego da operação
O episódio também evidenciou uma limitação estrutural da arquitetura atual do sistema elétrico brasileiro. Embora a geração distribuída tenha ampliado a participação dos consumidores na transição energética, ela trouxe desafios relacionados à observabilidade da rede. Grande parte dessas usinas opera sem telemetria integrada ao centro nacional de operação, reduzindo a capacidade do ONS de monitorar e atuar diretamente sobre esses recursos.
Ao comentar a execução do procedimento, Marcio Rea destacou que o operador precisou depender integralmente das distribuidoras para realizar os cortes necessários: “Emitimos uma diretriz operacional solicitando que as próprias distribuidoras realizassem os cortes de geração, retendo essa energia para evitar que ela sobrecarregasse o sistema de transmissão. Esse procedimento funcionou como um teste prático, sendo a primeira vez que estruturamos uma operação dessa natureza no Brasil, e os resultados foram altamente satisfatórios. No entanto, essa dinâmica evidenciou a nossa dependência técnica das distribuidoras, uma vez que o operador não possui visibilidade direta sobre esses fluxos de energia.”
O desafio se torna ainda mais relevante diante da expansão contínua da micro e minigeração distribuída, que já soma dezenas de gigawatts instalados em todo o país.
APINE avalia medida como necessária, mas alerta para limitações
A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) considera que a medida adotada pelo operador era necessária para evitar um problema sistêmico mais grave, mas avalia que a solução possui alcance limitado caso não sejam implementados mecanismos econômicos adequados.
O presidente da entidade, Rui Altieri, destacou que o corte de geração afeta diretamente os resultados financeiros dos empreendimentos atingidos: “A medida adotada ontem pelo Operador foi a última ação possível a ser realizada para se evitar a total perda de controle pelo ONS, isto só foi possível porque a ANEEL regulou esta possibilidade a partir de alertas feitos pelo ONS, como ocorreu no dia dos pais em 2025. O corte de geração causa impactos econômicos e financeiros para todo gerador afetado. Nós avaliamos a medida como necessária, mas de alcance limitado ao longo do tempo, se não for dada a sinalização tarifária adequada esta solução rapidamente será exaurida.”
Para a associação, o desafio não está apenas na gestão operacional do excedente, mas principalmente na construção de incentivos econômicos que orientem o comportamento dos agentes.
Sinais de preço e tarifas ganham força no debate regulatório
A discussão sobre os chamados recursos energéticos distribuídos (DERs) já ocupa espaço central em mercados internacionais que enfrentaram desafios semelhantes ao brasileiro. Na avaliação da APINE, a ampliação da visibilidade operacional passa menos por medidas restritivas e mais pela criação de sinais econômicos adequados.
Ao abordar o tema, Rui Altieri destacou que experiências internacionais demonstram a eficácia desse modelo: “De fato o operador não tem acesso em tempo real às informações das usinas conectadas na rede de distribuição, entendo que uma sinalização econômica adequada de preços e principalmente de tarifas resolva de maneira muito eficiente o problema que estamos enfrentando, esta solução, sinalização adequada de preços e tarifas, foi adotada em outros países e resolveu o problema.”
A avaliação converge com discussões cada vez mais presentes em fóruns regulatórios sobre tarifas horárias, resposta da demanda, armazenamento distribuído e flexibilização do consumo.
Crise de potência permanece no radar do ONS
Enquanto o operador lidava com excesso de energia durante o dia, outro desafio estrutural continua preocupando os planejadores do setor: a disponibilidade de potência firme para atender os horários de ponta e períodos de baixa geração renovável.
Nesse contexto, Marcio Rea voltou a defender a homologação dos resultados do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP 2026) e a realização periódica de novos certames: “O montante contratado no certame ainda não atinge o patamar ideal, o que torna fundamental a realização anual de leilões de potência. Demandamos um volume maior de garantias, mas a homologação desse resultado representa um avanço expressivo para mitigarmos a atual crise de potência e elevarmos os índices de confiabilidade do sistema elétrico.”
A APINE concorda que a contratação de potência firme é necessária no atual estágio da matriz elétrica brasileira, embora avalie que a dependência desses mecanismos pode ser reduzida caso o país avance em reformas de precificação: “A Apine concorda que a contratação de potência firme no cenário atual é a solução viável, entretanto essa necessidade será bastante reduzida se as medidas de sinalização adequada de preços e tarifas forem implementadas.”
Flexibilidade será o principal ativo da próxima década
O episódio do último fim de semana reforça uma transformação estrutural do setor elétrico brasileiro. A expansão acelerada da geração solar e eólica desloca o foco das discussões do volume de energia para a capacidade de flexibilidade do sistema.
Na visão do Rui Altieri, os geradores independentes possuem condições de atender às novas necessidades operativas do SIN sem que haja preferência tecnológica pré-definida: “No nosso entendimento os geradores têm todas as condições de atender as necessidades operacionais do sistema, sem preferência por nenhum tipo de tecnologia, todas as fontes têm seus atributos que atendem as necessidades do sistema elétrico.”
O corte inédito de geração Tipo 3 representa, portanto, mais do que uma ocorrência operacional pontual. O evento sinaliza o início de uma nova etapa para o sistema elétrico nacional, na qual visibilidade da rede, sinais econômicos eficientes, armazenamento, resposta da demanda e contratação de potência deverão caminhar juntos para garantir a segurança de uma matriz cada vez mais renovável e descentralizada.
