ONS aciona o seu Plano de Gestão de Excedentes pela primeira vez: porque esse fato é tão importante

O curtailment tem sido realidade constante para as usinas centralizadas de energias renováveis em todo o país, reduzindo investimentos e ampliando o debate sobre a necessidade de melhor gestão de risco operacional.

No dia 7 de junho de 2026, durante o feriado de Corpus Christi, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realizou o acionamento inédito do Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição (também denominado Plano Emergencial de Corte de Geração). 

Chancelada pela ANEEL, a medida impôs uma restrição operativa coordenada (curtailment) de 1.000 MW em usinas conectadas às distribuidoras, entre as 10h e as 14h. 

O evento decorreu de uma conjuntura técnica específica: a redução drástica do consumo nacional no feriado prolongado somada à elevada injeção da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) no pico de irradiação solar. 

Com a carga líquida do Sistema Interligado Nacional (SIN) em níveis críticos e esgotados os recursos de corte na Geração Centralizada, o ONS comandou o corte físico na distribuição para resguardar a estabilidade da frequência global do sistema.

O arranjo normativo que viabilizou essa operação fundamenta-se no Despacho ANEEL nº 3.431/2025 e no Ofício nº 553/2025, que determinaram a atuação das distribuidoras como Operadoras do Sistema de Distribuição (Distribution System Operators – DSOs). 

A partir dessas diretrizes, as concessionárias estruturaram Instruções de Operação internas, como a IO-ODOP-070/2025 da Cemig e procedimentos equivalentes da Energisa, para detalhar o cumprimento das restrições. 

A Nota Técnica Conjunta nº 20/2025-STD-SGM/ANEEL estabelece que a atuação na rede de distribuição ocorre apenas como último recurso sistêmico.

Como opera a mecânica do plano?

Previsão de esgotamento

O ONS monitora a projeção de carga líquida (demanda total menos injeção da MMGD) para identificar riscos operativos.

Alerta

O operador emite um pré-aviso técnico às concessionárias de distribuição.

Programação

O ONS envia às distribuidoras o montante agregado de restrição (em MW) e a janela horária. A distribuidora (DSO) realiza o rateio interno e notifica as usinas afetadas.

Tempo real e pós-operação

Se as usinas não reduzirem a injeção conforme o comando, a distribuidora executa o corte físico das instalações, respaldada pelo Artigo 353 da REN ANEEL nº 1.000/2021, enviando posteriormente relatórios de conformidade à agência reguladora e ao ONS.

Como a ONS classifica o parque gerador?

Sob o Submódulo 7.2 dos Procedimentos de Rede, o ONS classifica o parque gerador em três eixos operativos: Tipo I (Rede Básica, com programação e despacho centralizados); Tipo II (conectadas ou não à Rede Básica, mas que afetam os processos de planejamento e operação, sendo representadas nos modelos matemáticos do operador); e a de Tipo III, que foram agora acionadas.

As Usinas Tipo III são ativos comerciais conectados na rede de distribuição (atuando no Ambiente de Contratação Livre – ACL ou Regulada – ACR) sem despacho centralizado. 

Elas diferem substancialmente da MMGD. Enquanto a Tipo III opera como um negócio de venda de energia na rede, a MMGD é necessariamente atrelada a uma unidade consumidora e voltada ao autoconsumo com compensação de excedentes por meio de créditos no Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), regulado pela Lei nº 14.300/2022. 

O plano emergencial acionado operou especificamente sobre as Usinas Tipo III, ou seja, não teve operação de corte em usinas solares nos telhados. 

Esse corte físico consiste no desligamento temporário ou limitação da capacidade de injeção da usina por meio dos inversores. 

Conforme o Parecer Técnico da Procuradoria Federal junto à ANEEL na Consulta Pública nº 045/2019, o corte físico motivado por emergências técnicas visa garantir a segurança eletrodinâmica da infraestrutura, possuindo respaldo na Lei de Concessões (Lei nº 8.987/1995, Artigo 6º, §3º). 

Caso as distribuidoras consolidem o controle tecnológico em tempo real sobre os microgeradores, essa intervenção técnica estende-se legalmente à MMGD em cenários críticos.

Nossa análise 

O acionamento realizado no feriado prolongado de Corpus Christi evidencia a assimetria na divisão dos encargos operativos do sistema. Até então, as restrições por sobreoferta vinculadas à “Curva do Pato” (excedente de produção solar ao meio-dia em momentos de baixa demanda global) eram suportadas inteiramente pela Geração Centralizada (Tipos I e II), que em agosto de 2025 sofreu restrições severas de mais de 17 GW nas fontes eólica e solar. 

O novo plano estabelece que, esgotada a providência na Rede Básica, as usinas comerciais na distribuição também absorvem o ônus operativo da estabilização da rede.

O cenário acelera a transição das concessionárias para o modelo de DSO, ou seja, Operadoras do Sistema de Distribuição, sistemática parecida com a do ONS, exigindo manobras ativas e gestão de fluxos bidirecionais de potência. 

Esse controle vincula-se diretamente às análises de Inversão de Fluxo (Artigo 73 da REN ANEEL nº 1.000/2021), que avaliam a capacidade local de receber o excedente gerado sem violar os limites elétricos e de tensão da rede.

Diante do descarte físico de energia limpa, ganha urgência a regulação de Sistemas de Armazenamento de Energia por Baterias (BESS). O acoplamento de baterias permite realizar o peak shifting, retendo a energia gerada no meio-dia para injeção no período noturno. 

Essa solução converte a restrição em flexibilidade operativa, possibilitando a prestação de serviços ancilares remunerados ao SIN e mitigando a necessidade de cortes coercitivos pelo operador.

A execução do plano na prática indica que eventos de restrição operativa devem passar a integrar o planejamento financeiro e a matriz de riscos dos projetos de geração distribuída. Para quem opera com Usinas do Tipo III devem providenciar a adequação imediata de seus sistemas de comunicação e telemetria junto aos Centros de Operação da Distribuição (CODs). 

Esse alinhamento técnico é fundamental para assegurar o cumprimento das ordens de redução programadas, evitando o corte físico abrupto de chaves na rede ou a aplicação de penalidades administrativas por descumprimento de despacho.

Já para o mercado da MMGD, que concentra a energia solar como fonte principal, embora o segmento permaneça protegido contra cortes de natureza contábil ou financeira no faturamento devido às garantias legais da Lei nº 14.300/2022, o cenário sinaliza um aumento do rigor técnico nas autorizações de acesso à rede. 

Os desdobramentos da Consulta Pública nº 045/2019 e as análises decorrentes da Nota Técnica nº 148/2025 tendem a fortalecer os critérios de sinal locacional e as restrições por inversão de fluxo. Cabe aos empreendedores avaliar preventivamente tecnologias de gerenciamento ativo de injeção e soluções de armazenamento para assegurar a viabilidade de longo prazo de seus ativos.