O debate sobre curtailment raramente nomeia as causas. Fala-se em "gargalos de transmissão" como se o problema fosse difuso, distribuído por milhares de quilômetros de rede. Os dados do ONS, a partir de setembro de 2025, permitem uma resposta precisa: seis restrições físicas identificáveis explicam 95% de todo o curtailment REL do Brasil. Uma única subestação explica mais da metade do CNF.
Desde setembro de 2025, o ONS passou a preencher 100% do campo dsc_restrição nos registros de curtailment. Cada GWh cortado ficou rastreável até sua restrição específica — um SGI de indisponibilidade ou um IO-ON de instrução operacional. A análise de 8,7 milhões de registros e 72 categorias físicas distintas revela uma concentração surpreendente.
O Mapa dos Seis Gargalos
| Restrição | GWh (set/25–fev/26) | % do REL | Alcance |
|---|---|---|---|
| FNESE — fluxo NE→SE | 625,0 | 48,2% | 193 conjuntos, 6 estados |
| LT 345kV Campos/Rio Novo do Sul | 161,5 | 12,5% | 212 conjuntos |
| Janauba/Jaíba 230kV | 110,5 | 8,5% | 8 conjuntos |
| FPOTPPA — corredor BA→MG | 103,8 | 8,0% | 106 conjuntos |
| Acu III 500kV (RN) | 75,9 | 5,9% | 41 conjuntos |
| FNEN — fluxo NE→N | 50,0 | 3,9% | 80 conjuntos |
FNESE: O Gargalo Sistêmico (48,2%)
O fluxo NE→SE é limitado por múltiplas restrições simultâneas ao longo do corredor de 11 LTs 500kV. A capacidade nominal instalada no NE supera 26 GW; o limite efetivo operado pelo ONS gira em torno de 4.800 a 5.200 MW — 37 a 40% da capacidade nominal. Quando o vento sopra forte em toda a região simultaneamente, o corredor simplesmente não comporta o que é gerado.
A restrição tem duas facetas. A primeira é estrutural: o corredor foi dimensionado para exportar energia hidráulica do Norte e não para absorver volumes crescentes de eólica intermitente. A segunda é pontual: um único SGI (67.632-25), associado ao compensador síncrono de Janauba 3 fora de operação, ficou ativo por 94 dias causando 417 GWh — por si só mais do que toda a FNEN acumulou no período.
Rio Novo do Sul: 54% do CNF a Partir de um Ponto
Para além do REL, a análise do CNF revela uma concentração ainda mais extrema. A subestação Rio Novo do Sul (ES), operada pela ETC Capixaba, é o maior ponto de estrangulamento individual do sistema: entre setembro de 2025 e fevereiro de 2026, 4.325 GWh de curtailment CNF passaram por ela — em média 53,6% de todo o CNF do período.
O mecanismo é a radialização. Em modo normal, a SE opera com múltiplos caminhos 500kV de entrada. Quando um está em manutenção (modo "GVA6/MTUM/RNS RADIALIZADA"), toda a capacidade de transferência NE→SE via Espírito Santo passa obrigatoriamente pela transformação 500/345kV local. O ONS impõe cortes em centenas de usinas nordestinas para evitar sobrecarga nesse único transformador.
O paradoxo geográfico é revelador: os 217 conjuntos afetados são 100% do subsistema NE (RN, PI, BA, CE). O gargalo físico está no Sudeste; quem sofre o curtailment é o Nordeste.
Janauba/Jaíba: 8 Conjuntos, R$115 Milhões
A terceira maior restrição REL opera em escala oposta: apenas 8 conjuntos afetados, exclusivamente no norte de Minas Gerais, geração 100% solar. A LT 230kV Janauba 3/Jaíba, com dois circuitos de 1.450 MW cada, satura no período de pico fotovoltaico.
O que torna este caso pedagogicamente importante é a velocidade de emergência. Em dezembro de 2025, o curtailment associado era próximo de zero. Em janeiro de 2026, saltou para 60+ GWh. A restrição SGI 67.632-25, um compensador síncrono de 150 Mvar da ARGO II Transmissão offline desde outubro de 2025, causou 471 GWh em 116 dias a um custo de R$ 115 milhões — um único equipamento de suporte de reativos movendo volumes desta magnitude.
Perfil Horário: o Curtailment Bimodal
O perfil agregado do REL é bimodal. Há um pico matutino às 06-08h BRT, quando a produção combinada eólica nordestina e solar de MG satura o corredor simultâneamente. E há um patamar noturno entre 20-23h BRT, alimentado por Acu III e FPOTPPA (wind-driven). O mínimo ocorre às 18h, na transição entre as duas fontes.
Cada restrição tem sua assinatura horária própria: Campina Grande III pica às 15-16h BRT, Acu III às 20h, Rio Novo do Sul concentra 90,6% do curtailment no período 05-17h. Esta granularidade importa para o dimensionamento de BESS: não existe um único perfil de curtailment — existem seis, com horários diferentes.
O Colapso de Fevereiro: o Mesmo Sistema ao Contrário
Em 4 de fevereiro de 2026, o curtailment caiu 83% em relação à taxa diária de janeiro. O CMO NE chegou a R$ 4.870/MWh — o evento de preço mais extremo registrado na base de dados, todos os quatro subsistemas simultaneamente. A causa: os ventos no NE praticamente zeraram, reduzindo a geração de referência eólica de ~360 GWh/dia para ~3,6 GWh/dia.
O episódio confirma que o problema não é excesso absoluto de geração. É uma incompatibilidade temporal e espacial: quando o vento sopra, o corredor não aguenta; quando o vento para, o sistema paga caro por energia térmica. Armazenamento resolveria os dois lados desta equação — mas o leilão LRCAP só deve operar a partir de agosto de 2028.
Os seis gargalos são mapeáveis, quantificáveis e têm soluções técnicas conhecidas. O que falta não é diagnóstico — é execução coordenada entre ONS, ANEEL, MME e EPE antes que o pipeline de 115 GW em desenvolvimento encontre uma rede que continua operando com as mesmas restrições de 2023.