O Custo do Conservadorismo: 14 Meses Pós-Apagão

Em 14 de agosto de 2023, a LT 500kV Quixadá-Fortaleza II operava normalmente. O fluxo NE-SE atingiu 6.903 MW naquele dia. Em 15 de agosto, às 14h37, um desligamento por atuação de proteção iniciou uma cascata que separou eletricamente o Norte/Nordeste do restante do SIN. Foram 22.547 MW interrompidos — o maior blecaute desde 2009.

No dia seguinte, o ONS impôs um limite emergencial de 5.000 MW no corredor FNESE. O máximo caiu de 6.903 MW para 4.842 MW. Começaram 14 meses de capacidade reduzida que gerariam R$ 6,66 bilhões em energia desperdiçada.

O Custo do Conservadorismo: 14 Meses de Capacidade Reduzida no Corredor NE-SE

O Que Aconteceu em 5 Segundos

O Relatório de Análise de Perturbação (RAP) do ONS, com 614 páginas, revelou a causa raiz: os inversores das usinas eólicas e solares não compensaram a queda de tensão a tempo. O tempo de resposta — entre 50 e 100 milissegundos — era lento demais. Mas o problema era anterior: os modelos matemáticos fornecidos pelos geradores ao ONS não representavam o comportamento real dos equipamentos. O ONS havia calculado os limites de transmissão com base nesses modelos. Os limites estavam errados.

A decisão subsequente foi correta: sem saber os limites reais, o operador reduziu para valores que considerou seguros. O erro não foi a cautela inicial. O erro foi a velocidade de restauração.

14 Meses em Câmera Lenta

A timeline da restauração mostra uma escada lenta:

Foram necessárias 4 linhas de transmissão novas e 14 meses para retornar ao patamar anterior. Não porque o corredor original estivesse danificado — as 11 LTs 500kV estavam intactas — mas porque o ONS descobriu que não sabia quais eram os limites reais de operação com geração IBR (Inverter-Based Resources).

Os Números que o Gráfico Mostra

Nos seis meses anteriores ao apagão (fev-ago/2023), o fluxo médio NE-SE era de 3.171 MW com pico de 6.914 MW. Nos seis meses seguintes (ago/2023-fev/2024), o fluxo médio caiu para 2.575 MW (-19%) e o pico para 6.764 MW. Mas a queda real do teto é muito mais severa: o dia 14 de agosto registrou máximo de 6.903 MW; no dia 16, já era 4.842 MW.

O painel inferior do gráfico conta a outra metade da história. O curtailment no NE era efetivamente zero antes do apagão — 0,79 TWh em sete meses e meio. No período pós-apagão até fevereiro de 2026: 53,77 TWh em 844 dias. A média diária saltou de virtualmente nada para 2.411 MWmed por dia — potência equivalente a duas usinas de Itaipu jogada fora diariamente.

A Assimetria Institucional

A resposta do ONS ao blecaute de agosto de 2023 contrasta com outra crise recente: a crise hídrica de 2021. Quando os reservatórios do SE/CO atingiram mínimos históricos e o risco era de racionamento, o CMSE autorizou medidas excepcionais que incluíam operar o mesmo corredor NE-SE com critério N-1 em vez de N-2 — aceitando mais risco de transmissão. O ganho medido: +2.000 a +2.850 MW no corredor. A economia calculada pelo próprio ONS: R$ 11,1 bilhões.

A assimetria não é técnica — é político-institucional. Na crise hídrica, o risco era racionamento visível para 200 milhões de brasileiros. Na crise renovável, quem perde são geradores sem lobby imediato e energia limpa sem voz política.

Espanha: O Espelho Invertido

Em 28 de abril de 2025, a Espanha sofreu um blecaute de escala comparável. A rede de 25 GW colapsou em 5 segundos após sobretensão em Granada, com 32 GW de oferta e ~60% solar. Cerca de 60 milhões de pessoas ficaram sem energia por 6 a 16 horas.

A resposta espanhola foi idêntica à brasileira: curtailment preventivo de renováveis e aumento de despacho térmico. Em julho de 2025, o curtailment espanhol atingiu 11% — recorde histórico, contra 2-3% antes do evento. Serviços de ajuste representaram até 60% do preço da eletricidade.

Um estudo acadêmico publicado no SSRN em setembro de 2025 formalizou o dilema: existe um trade-off entre risco operacional e custo ao consumidor. Ambos os países estão no extremo conservador do espectro — e pagando o preço correspondente.

R$ 6,66 Bilhões: O Preço da Incerteza

O custo acumulado do curtailment NE, valorado pelo CMO semi-horário, mostra a escala da questão:

Dois dados merecem atenção. Primeiro: o custo não é proporcional ao volume. Em 2023, 3,71 TWh de curtailment custaram R$ 0,01 bi porque o CMO estava baixo (energia abundante = preço baixo = curtailment menos custoso). Em 2025, 32,47 TWh custaram R$ 4,23 bi porque o sistema começou a precisar da energia que estava jogando fora. O mesmo MWh desperdiçado vale mais quando falta energia em outra região.

Segundo: os R$ 6,66 bi são conservadores. Usam o CMO NE, que é deprimido pelo próprio curtailment. Se valorados pelo CMO SE (preço onde a energia seria consumida), o custo sobe para estimados R$ 9-10 bilhões.

O Que Estamos Operando Hoje

Mesmo após a restauração do limite para 13.800 MW, o fluxo efetivo raramente ultrapassa 8.300 MW. O limite efetivo — medido pela regressão segmentada dos dados reais — fica entre 4.800 e 5.200 MW: apenas 37-40% da capacidade nominal de 26 GW instalados no corredor.

O aumento de +1.500 MW autorizado em junho de 2025 aplica-se apenas ao período noturno. De dia, quando a solar entra com força e o curtailment é máximo, o limite diurno permanece inalterado.

Até abril de 2025, apenas 8 de 110 providências do RAP dirigidas a geradores eólicos e solares haviam sido concluídas: 7,3%. Cada mês sem validação dos modelos matemáticos é mais um mês em que o ONS opera sem saber os limites reais — e mais centenas de GWh desperdiçados.

A Questão que Ninguém Fez

Existe um cálculo que nenhum regulador brasileiro publicou: o ponto ótimo entre conservadorismo e risco. A fórmula é simples:

Custo_Total = Custo_Curtailment(limite) + Probabilidade_Apagão(limite) x VOLL x Carga_Afetada

Se o limite é muito baixo (conservador), o custo de curtailment é alto e a probabilidade de apagão é baixa. Se o limite é muito alto (arriscado), o inverso. O mínimo dessa curva é o ponto ótimo.

A FERC, nos Estados Unidos, fez esse cálculo para ratings de linhas de transmissão e concluiu que ratings estáticos conservadores são "injustos com os consumidores" (Order 881, obrigatória desde julho de 2025). O Dynamic Line Rating — operar LTs com capacidade variável baseada em condições meteorológicas reais — é o próximo passo (ANOPR, junho de 2024).

No corredor NE-SE brasileiro, o mesmo vento que gera a eletricidade resfria os condutores das LTs, permitindo maior capacidade de transporte. O DLR (Dynamic Line Rating) poderia liberar +1.500-3.000 MW nos momentos críticos — exatamente quando o curtailment é máximo — com investimento relativamente baixo em sensores nas 11 LTs do corredor.

O ONS Agiu Corretamente — Mas Lentamente

É importante ser preciso: o ONS não errou ao reduzir os limites. Com 92% dos modelos matemáticos não validados, elevar o limite seria repetir o erro que causou o blecaute. A decisão conservadora inicial era a única responsável.

O problema é triplo. Primeiro, a velocidade de resolução: 14 meses para restaurar um corredor fisicamente intacto é desproporcional ao risco. Segundo, a ausência de mecanismo institucional equivalente ao CMSE/CREG da crise hídrica para acelerar a flexibilização. Terceiro, a falta de transparência quantitativa: o custo acumulado do conservadorismo (R$ 6,66 bi) nunca foi formalmente comparado com o custo esperado de outro evento — análise que permitiria decisão informada sobre o ponto ótimo.

O gráfico no topo deste artigo mostra tudo isso em uma imagem: o teto que caiu, o fluxo que não voltou, e o curtailment que explodiu. A área vermelha entre o limite pré-apagão e o limite efetivo é o custo da incerteza — e cresce a cada mês em que os modelos permanecem sem validação.