Restrições de renováveis no Nordeste superam 8,7 GW em dia de reservatórios cheios, aponta ONS

O Sistema Interligado Nacional (SIN) operou no dia 9 de julho de 2026 com uma carga global de 78.888 MWméd, segundo dados do Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO) divulgado pelo ONS. A operação foi marcada por um elevado volume de restrições de geração renovável, especialmente no Nordeste, onde o "constrained-off" atingiu 8.770 MW, um dado que acende o alerta sobre a capacidade de absorção da rede diante da expansão das eólicas e solares.

Apesar das restrições, o país mantém seus reservatórios em patamares robustos, com a EAR do SIN em 71,6%. As bacias do Sul (81,1%), Nordeste (88,2%) e Norte (92,7%) exibem níveis ainda mais elevados, enquanto o Sudeste/Centro-Oeste registra 64,9%. A Energia Natural Afluente (ENA) também se mostra favorável na média do SIN, em 127% da Média de Longo Termo (MLT), impulsionada principalmente pelo Sul, que alcançou 284% da MLT.

A matriz de geração no dia 9 de julho refletiu essa abundância hídrica, com as hidrelétricas respondendo por 52% da oferta. As fontes renováveis intermitentes, eólica e solar, somaram 19% e 14% respectivamente, enquanto as térmicas contribuíram com 13% e a nuclear com 3%. O PLD no Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul está hoje em R$ 132,75/MWh, com o Norte em R$ 132,76/MWh, valores que refletem a oferta confortável e o baixo custo marginal de operação.

As restrições de geração renovável, no entanto, não se limitaram ao Nordeste. O ONS reportou 210 MW no Sul, 1.018 MW no Sudeste/Centro-Oeste e 140 MW no Norte, todas atribuídas a controle de frequência e inequações regionais. Esse cenário de "constrained-off" crescente tem levado a ANEEL a aprovar, em 2 de junho, novas regras para o tratamento de usinas fotovoltaicas, buscando definir a classificação desses eventos e, consequentemente, a alocação de seus custos.

Para lidar com os excedentes, o ONS tem em curso um "Plano Emergencial de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição", que prevê a redução temporária da produção em usinas de pequeno porte conectadas à distribuição. A medida visa gerenciar a crescente inserção de renováveis e mitigar os impactos operacionais e econômicos, que podem se traduzir em custos socializados via tarifas e encargos, onerando o consumidor.

A gestão do despacho hidráulico também apresentou particularidades. No Sul, a geração foi inferior ao programado devido à eólica superior ao previsto. Já no Nordeste, a geração hidráulica foi superior para controle de nível na cascata do Rio São Francisco, enquanto no Norte, o aumento visou a manutenção de margem nas usinas sob regulação do CAG. Essas decisões operacionais, que buscam equilibrar a segurança do sistema e o uso otimizado dos recursos, são moldadas por diretrizes do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e do Ministério de Minas e Energia (MME).

A complexa governança do setor elétrico, que envolve ONS, ANEEL, CMSE e CCEE, se manifesta também em outras frentes. Em 8 de julho, o CMSE estabeleceu um procedimento padronizado para autorizar o despacho de usinas por garantia de suprimento, exigindo estudos técnicos detalhados do ONS e análises econômico-financeiras da CCEE, com o objetivo de aumentar a transparência e otimizar a alocação de custos.

Adicionalmente, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa (REN) nº 1.157/2026, que cria um mecanismo voluntário para rescisão amigável de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUSTs) de empreendimentos de geração que não iniciaram obras. O ONS já recebeu 223 solicitações, totalizando 11,5 GW, sendo 9,3 GW de projetos solares. A medida busca "limpar" o pipeline de projetos inviáveis e reduzir encargos futuros associados à capacidade de transmissão não utilizada, o que pode aliviar a pressão sobre a rede e, a longo prazo, mitigar as restrições operacionais.

A dinâmica do mercado de curto prazo é balizada pelos limites do PLD, publicados pela ANEEL em 23 de dezembro de 2025 para vigência em 2026. O PLD mínimo foi fixado em R$ 57,31/MWh, o máximo estrutural em R$ 785,27/MWh e o máximo horário em R$ 1.611,04/MWh. A Tarifa de Energia de Otimização (TEO) está em R$ 18,27/MWh e a Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) em R$ 10,41/Mvar-h, parâmetros que influenciam diretamente a precificação e as estratégias de comercialização dos agentes do Mercado Livre de Energia.