O paradigma histórico do setor elétrico brasileiro sempre esteve associado à escassez e ao medo do desabastecimento. No entanto, a evolução da matriz energética nacional impôs um desafio inverso e igualmente complexo à engenharia do sistema: o risco do excesso de oferta de energia em momentos de baixo consumo.
Entre 11h e 13h30 deste domingo (23), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) precisou acionar, pela segunda vez no ano, o plano de emergência para conter a injeção de eletricidade no Sistema Interligado Nacional (SIN). A manobra operou nos bastidores e não trouxe impactos diretos para a ponta consumidora.
Sem interromper o fornecimento nas residências e indústrias, a restrição recaiu sobre as chamadas usinas Tipo 3, instaladas junto às redes de distribuição locais. O grupo contempla pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), plantas movidas a biomassa e empreendimentos eólicos e solares de menor porte, além de cortes complementares nas usinas sob controle direto do operador.
A repetição do procedimento expõe um padrão previsível. A primeira intervenção de 2026 havia ocorrido em 7 de junho, durante o feriado prolongado de Corpus Christi, quando o ONS solicitou o gerenciamento de 1 mil megawatts (MW) ao longo de quatro horas para conter o desbalanceamento da rede.
Os protocolos de emergência para lidar com o superávit foram aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em 2025. A medida tornou-se indispensável após episódios críticos, como o registrado no Dia dos Pais de 2025, quando a geração distribuída atingiu 37,6% da demanda nacional e forçou um corte drástico de 98,5% da geração eólica e solar centralizada para evitar um colapso em cadeia.
O nó cego dessa operação reside no crescimento vertiginoso da micro e minigeração distribuída, que já soma cerca de 50 gigawatts (GW) de capacidade instalada no país. Ao contrário dos grandes parques geradores, uma parcela significativa desses painéis solares instalados em telhados e terrenos não pode ser observada nem comandada em tempo real pelo operador central.
Como resposta à complexidade crescente, o ONS anunciou o desenvolvimento do Esquema Regional de Alívio de Geração (Erag). O sistema automatizado prevê cortes de até 3 GW em três estágios sucessivos de 1 GW, operando como última barreira de proteção quando as alternativas manuais de controle se esgotarem. O projeto-piloto deve ser testado até o final de 2026 em uma distribuidora.
Diante do novo acionamento, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) garantiu o cumprimento das diretrizes do ONS para o final de semana. Contudo, a entidade ressaltou a urgência de critérios mais detalhados e transparentes, argumentando que definições claras são fundamentais para assegurar a estabilidade operacional e a segurança jurídica de todos os agentes envolvidos.
O cenário atual revela um dilema estrutural do setor elétrico. A rápida expansão das fontes renováveis descentralizadas impõe um ritmo de adaptação sem precedentes à infraestrutura nacional, onde a gestão da abundância passa a ser tão vital para a estabilidade do sistema quanto a prevenção da seca nos reservatórios.
