ONS define inércia mínima de 210 GW.s e novos limites para interligações do SIN

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) publicou a Mensagem Operativa MOP/ONS 263-S/2026, que estabelece um requisito de inércia mínima de 210 GW.s para o Sistema Interligado Nacional (SIN) e define novos limites de fluxo de potência para interligações críticas. A medida, publicada em 27 de julho e em vigor desde 26 de julho de 2026, visa reforçar a estabilidade do sistema em períodos de carga mínima, diante da crescente participação de fontes intermitentes.

A MOP/ONS 263-S/2026 determina que a inércia do SIN, calculada pelo somatório da constante de inércia e da potência aparente de máquinas síncronas, deve ser de pelo menos 210 GW.s. Além disso, foram fixados novos tetos para interligações estratégicas, como a FNESE (Norte/Nordeste para Sudeste) em 2.000 MW, a EXP_NE (Exportação Nordeste) em 3.000 MW, e o conjunto FXGET + FXGTR (Xingu Estreito + Xingu Terminal Rio) em 2.000 MW. O documento também instrui os agentes a manter o maior número possível de compensadores síncronos e a desligar bancos de capacitores para controle de tensão, impactando geradores e transmissores como Argo, Itaipu e Neoenergia.

A necessidade dessas diretrizes reflete a complexidade crescente na gestão do SIN, especialmente em cenários de baixa carga e alta penetração de fontes renováveis intermitentes, que não contribuem diretamente para a inércia rotacional do sistema. Embora a Mensagem Operativa não preveja penalidades ou bonificações diretas em tarifas, a exigência de manter unidades síncronas online para fornecer inércia e serviços ancilares, mesmo sem geração ativa, pode elevar o Custo Marginal de Operação (CMO) ao priorizar a segurança em detrimento da ordem de mérito econômica.

Os novos limites de interligação podem intensificar as restrições de escoamento de energia, particularmente para geradores eólicos e solares no Nordeste, aumentando o risco de *curtailment* (constrained-off) e afetando a previsibilidade de receitas e garantia física. Por outro lado, geradores com unidades síncronas, como hidrelétricas e térmicas, podem se beneficiar indiretamente, já que suas máquinas podem ser demandadas para operar como compensadores, garantindo sua participação operacional e abrindo caminho para futura remuneração por serviços ancilares. O principal risco para o mercado reside no potencial aumento dos custos sistêmicos, que podem ser internalizados no CMO e, consequentemente, no PLD.