Em setembro de 2025, a LT 500kV entre as subestações Campina Grande III (PB) e Ceará Mirim II (RN) apareceu pela primeira vez nos registros de curtailment do ONS. Naquele mês, causou apenas 1,7 GWh em 27 conjuntos eólicos — ruído estatístico em um sistema que curtaila 100 GWh/dia. Seis meses depois, em fevereiro de 2026, com o FNESE praticamente silencioso (apenas 0,5 GWh), Campina Grande III havia se tornado o constraint número 1 do sistema.
No mesmo período, uma narrativa sobre "reversões inéditas" de fluxo NE→SE circulava no setor. Em 4 de fevereiro de 2026, o fluxo atingiu -1.916 MW — o Sudeste exportando para o Nordeste, no dia em que o CMO bateu R$ 4.870/MWh em todos os subsistemas simultaneamente. Mas os dados de três anos do ONS contam uma história diferente: reversões não são inéditas, e o que elas revelam sobre a dinâmica do sistema importa mais do que o evento pontual.
O Crescimento Exponencial de Campina Grande III
A trajetória da restrição em seis meses é notável:
| Mês | Curtailment (GWh) | Conjuntos Afetados |
|---|---|---|
| Set/2025 | 1,7 | 27 |
| Out/2025 | 3,5 | 31 |
| Nov/2025 | 9,7 | 31 |
| Dez/2025 | 29,8 | 31 |
| Jan/2026* | 4,5 | 30 |
| Fev/2026** | 15,6 | 58 |
*Janeiro teve colapso meteorológico geral. **Fevereiro: apenas 9 dias de dados.
O crescimento de setembro a dezembro foi exponencial: 1.652% em quatro meses. Mais revelador: em fevereiro de 2026, quando o curtailment total do sistema caiu 95% — de 3.342 GWh em janeiro para 160 GWh — Campina Grande III foi o único constraint que cresceu, com a taxa diária 249% acima da média de setembro a novembro. O número de conjuntos afetados dobrou de 30 para 58, expandindo o raio de impacto para além do RN.
Essa independência revela a natureza do gargalo: Campina Grande III não depende da saturação do corredor NE-SE para causar curtailment. É uma restrição local, operando com dinâmica própria.
Por Que Campina Grande III Importa Agora
O perfil desta restrição difere dos gargalos estabelecidos. O Acu III tem pico às 20h BRT, noturno, dominado por eólica. O Rio Novo do Sul tem pico às 08h. Campina Grande III pica entre 15h e 16h BRT — final de tarde, quando a eólica do RN está em rampa ascendente e a solar ainda contribui. Sessenta e três por cento do curtailment ocorre entre 14h e 17h, com distribuição geográfica concentrada: 99,5% no Rio Grande do Norte.
A classificação do curtailment também é incomum: 73% CNF, 27% REL — mas a parcela REL, mais recente, foi a que expandiu para 58 conjuntos em fevereiro. A transição progressiva de CNF para REL sugere que o ONS está reconhecendo a restrição como um problema de rede, não apenas operacional. Sob a Lei 15.269, ambos são elegíveis para ressarcimento: os 64,8 GWh acumulados desde setembro representam passivo estimado em R$ 12-15 milhões, crescendo.
A solução existe e foi diagnosticada pelo ONS: compensadores síncronos em Ceará Mirim II e Acu III, licitados em março de 2026 por R$ 570 milhões. O prazo de construção é de 42 a 60 meses. Ou seja, conclusão estimada em 2030-2031. São quatro a cinco anos de crescimento do gargalo até que a solução opere — e novos parques eólicos continuam entrando no RN (Serra do Assuruia, Ventos de São Rafael, entre outros) nessa mesma rede.
As Reversões de Fluxo: Narrativa vs. Dados
Quando o fluxo NE→SE atingiu -1.916 MW em 4 de fevereiro de 2026, a narrativa foi de evento inédito, sinal de regime novo para o sistema. A análise de 3 anos de dados semi-horários do ONS (ons_intercambio_nacional, 109 mil registros) revela outra realidade: 1.399 períodos de 30 minutos com fluxo negativo desde 2023. Em média, 5,2% de todos os períodos apresentam fluxo reverso.
O recorde de profundidade não é de fevereiro de 2026. É de novembro de 2025, com -4.920 MW — quase 2,5 vezes mais profundo que o evento que gerou alarme.
| Ano | Dias com média negativa | Pico negativo |
|---|---|---|
| 2023 | 15 (4,1%) | -3.830 MW |
| 2024 | 21 (5,7%) | -3.871 MW |
| 2025 | 4 (1,1%) | -4.920 MW |
| 2026* | 2 (5,7%) | -136 MW (média diária) |
*Até 4/fev. Fevereiro só teve reversão pontual (7 meias-horas), não sustentada.
Janeiro de 2024 mantém a maior sequência sustentada: oito dias consecutivos com fluxo médio negativo, incluindo 1/jan/2024 com média de -2.058 MW e todas as 24 horas negativas.
O Que a Reversão Realmente Indica
A análise por categoria de fluxo revela um padrão contraintuitivo:
| Categoria | CMO NE médio | Curtailment médio |
|---|---|---|
| Reversão profunda (<-3 GW) | R$ 82/MWh | 19,4 GWh/dia |
| Fluxo alto (4-6 GW) | R$ 146/MWh | 54,3 GWh/dia |
| Fluxo muito alto (>6 GW) | R$ 166/MWh | 62,0 GWh/dia |
Quando o fluxo reverte, o CMO é baixo e o curtailment é baixo. O sistema não está saturado — está curto. O Nordeste importa porque não tem geração suficiente (vento fraco + demanda). O pico de CMO de R$ 4.870/MWh em 4/fev é uma anomalia de um único dia, não o padrão das reversões.
A sazonalidade explica a recorrência. Reversões ocorrem em janeiro (13,9% dos períodos) e novembro (9,7%), quando o Sudeste está em período úmido com hidrelétricas gerando forte. Em junho a setembro, com o SE seco e o NE ventoso, o fluxo é quase universalmente positivo. É operação normal do SIN, não anomalia.
O dado de novembro/2025 merece atenção independente: -4.920 MW com curtailment de 48,4 GWh naquele dia. O sistema exportava MG solar em massa enquanto o NE sofria restrições locais. Reversão profunda coexistindo com curtailment significativo — porque a restrição era local (conjuntos específicos saturados), não sistêmica.
Três Implicações Estruturais
Os dados de Campina Grande III e das reversões, combinados, apontam para três realidades que o planejamento do sistema precisa endereçar.
Primeira: A rede já é bidirecional de fato. O Bipolo II NE-SE (VSC, 2.500 km, R$ 26,5 bilhões) deve ser projetado para operação bidirecional desde o início — não como adaptação futura.
Segunda: Quando o vento para no NE, a região depende de importação do SE/S. Com o calendário de retirada progressiva de térmicas e a entrada do LRCAP substituindo potência firme, essa dependência só cresce. O NE precisa de armazenamento local para segurança de suprimento, não apenas para absorver excedentes.
Terceira: O surgimento de Campina Grande III demonstra que novos gargalos emergem mais rápido do que o ciclo regulatório consegue responder. O constraint foi diagnosticado em setembro de 2025; o leilão de compensadores aconteceu em março de 2026; a solução opera em 2030-2031. Cinco anos de defasagem para um problema que dobrou de tamanho em seis meses.
O curtailment no Nordeste não é um problema. São seis problemas com dinâmicas distintas — e Campina Grande III é o mais recente, o que mais cresce, e o que tem o prazo de solução mais distante do seu ritmo de expansão.