13/07/2026
O primeiro acionamento do Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição reduziu em até 1.955 MW médios a geração de usinas Tipo III no dia 7 de junho. A queda foi registrada entre o patamar anterior ao acionamento e o período de maior criticidade, entre 12h e 13h, e equivaleu a quase o dobro dos 1.000 MW adicionais que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) havia estimado como necessários para preservar o equilíbrio do sistema.
Embora o limite agregado de geração tenha sido atendido, distribuidoras relataram dificuldades para executar o plano, como o curto prazo entre a confirmação do acionamento e o início da restrição, a falta de telemedição de parte das usinas, inconsistências cadastrais e limitações para acompanhar o cumprimento dos comandos em tempo real.
Segundo relatório encaminhado pelo operador à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no dia 7 de julho, a geração agregada das usinas abrangidas pelo plano caiu de 4.983 MW médios entre 8h e 9h para 3.028 MW médios entre 12h e 13h, redução de 39%. O limite agregado de geração estabelecido para as distribuidoras foi integralmente atendido no período mais crítico.
O resultado ainda é preliminar e considera dados disponíveis no Sistema de Medição para Faturamento (SMF) até 6 de julho, correspondentes a 92,6% das usinas Tipo III analisadas. O ONS poderá revisar o relatório caso a consolidação das informações produza alterações materiais nos números apresentados.
O plano foi acionado diante da previsão de que a carga supervisionada atingiria uma mínima de 26,7 GW no domingo, 7 de junho, no feriado de Corpus Christi. Antes de recorrer às usinas conectadas às redes de distribuição, o operador programou medidas que permitiram reduzir em cerca de 26 GW a geração despachada centralizadamente.
As ações incluíram o desligamento de 48 usinas hidrelétricas, a redução de inflexibilidades térmicas, o constrained-off da termelétrica Maranhão III, a postergação do retorno da termelétrica Santa Cruz e o desligamento integral das usinas eólicas e solares sob despacho centralizado.
Mesmo com essas medidas, as análises indicaram a necessidade de uma redução complementar de aproximadamente 1.000 MW no período de maior criticidade, entre 11h e 13h. O plano foi então acionado para o intervalo entre 10h e 14h, com a distribuição proporcional dos limites de geração entre 12 distribuidoras.
Participaram do acionamento Celesc, Cemig Distribuição, Copel Distribuição, CPFL Paulista, RGE, EDP Espírito Santo, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Equatorial Goiás, Neoenergia Coelba, Neoenergia Elektro e Neoenergia Pernambuco.
Corte de geração superou o previsto
Com base nas primeiras informações encaminhadas pelas distribuidoras, o ONS calculou que foi aplicada uma restrição de aproximadamente 1.270 MW, valor 27% superior aos 1.000 MW inicialmente solicitados. Já os dados de medição mostram que, entre o patamar anterior ao acionamento e o período de maior criticidade, a geração agregada caiu 1.955 MW médios.
O operador atribuiu a diferença principalmente ao fato de a geração realizada pelas usinas Tipo III antes do corte ter ficado acima da previsão utilizada na programação. Em alguns casos, os próprios geradores também aplicaram restrições superiores às comunicadas pelas distribuidoras, em razão das características técnicas ou operacionais de suas instalações.
Entre 12h e 13h, a geração agregada ficou em 3.028 MW médios, 236 MW médios abaixo do limite de 3.264 MW médios estabelecido pelo ONS.
Individualmente, oito das 12 distribuidoras cumpriram os respectivos limites máximos de geração definidos pelo operador. Apesar dos descumprimentos identificados nas demais áreas de concessão, o resultado agregado ficou dentro do limite fixado para o Sistema Interligado Nacional (SIN).
Na área da Celesc, por exemplo, 171 usinas foram acionadas. Desse total, 158 atenderam aos limites individualmente ou de forma agregada com outras instalações sob o mesmo responsável técnico. Dez ficaram acima dos montantes designados e três não possuíam dados de medição disponíveis.
As justificativas apresentadas pelos agentes incluíram falhas operacionais, ausência de equipes presenciais durante o fim de semana, divergências nos dados de medição, falta de tempo para executar a restrição e problemas na identificação das usinas nas comunicações enviadas.
Dificuldades das distribuidoras no corte da geração
As distribuidoras relataram dificuldades relacionadas ao curto intervalo entre a confirmação do acionamento e o início da restrição, à ausência de telemedição de parte das usinas, a inconsistências cadastrais e às diferenças entre a geração prevista e a efetivamente realizada.
Também foram apontadas limitações para acompanhar em tempo real o cumprimento dos comandos e a necessidade de maior padronização na identificação das usinas e nas informações enviadas pelo ONS.
O operador informou que buscará ampliar a antecedência das comunicações nos próximos acionamentos. Ressalvou, porém, que a decisão depende da programação diária da operação e não é compatível com uma definição anterior ao dia que antecede o evento.
Os agentes também sugeriram automatizar o processo de acionamento, mas o ONS informou que não prevê, neste momento, o desenvolvimento de uma solução específica. Segundo o relatório, o plano continuará sendo executado pelos mecanismos operacionais de comunicação e registro já disponíveis.
O operador afirmou ainda que o Sandbox Regulatório Integração ONS-DSO poderá ser utilizado para testar comandos de restrição da geração distribuída sob gestão das distribuidoras, com diferentes prazos, frequências e capacidades de acionamento.
Fonte: MegaWhat
