Em outubro de 2025, um compensador síncrono de 150 Mvar na subestação Janauba 3, em Minas Gerais, saiu de operação para manutenção. O equipamento, operado pela ARGO II Transmissão, tem retorno previsto para 30 de abril de 2026 — seis meses offline. Em 116 dias, esse único componente de suporte de reativos causou 471 GWh de curtailment e um custo de oportunidade de R$ 115 milhões, calculado pelo CMO semi-horário do NE.
No mesmo período, a subestação Rio Novo do Sul (ES), operando em modo radializado, acumulou 4.162 GWh de curtailment CNF entre setembro de 2025 e fevereiro de 2026 — afetando 217 conjuntos em seis estados. Dois equipamentos. Dois mecanismos diferentes. Uma mesma lição: no Sistema Interligado Nacional, infraestrutura pontual move volume desproporcional.
Rio Novo do Sul: 4.162 GWh de Uma Única Subestação
A subestação Rio Novo do Sul (ES) é o maior gargalo individual de curtailment CNF do Brasil. Em modo normal de operação, ela funciona com múltiplos caminhos 500kV ativos — malha redundante que distribui o fluxo. Quando a LT 500kV de entrada fica em manutenção, a SE passa para o modo "GVA6/MTUM/RNS RADIALIZADA": toda a energia que o Nordeste exporta para o Sudeste via Espírito Santo deve passar obrigatoriamente por um único transformador 500/345kV. O ONS impõe cortes a centenas de usinas nordestinas para não sobrecarregá-lo.
O resultado: quando radializada, o curtailment associado é cerca de 10 vezes maior do que quando a SE opera com redundância. O modo não-radializado, ativo apenas em setembro de 2025, causou 335 GWh. Os meses de plena radialização — outubro (77% dos dias) e setembro (73%) — acumularam quase 2.600 GWh. O pico horário é às 08h BRT, quando a geração eólica nordestina já está alta e a solar de MG começa a contribuir: 90,6% do curtailment radializado ocorre entre 05h e 17h.
O paradoxo geográfico é revelador. Os 217 conjuntos afetados são 100% nordestinos — RN, PI, BA, CE. O gargalo físico está no Espírito Santo. A geração que sofre o corte está a centenas de quilômetros. O Rio do Vento (RN) acumulou 93,9 GWh; São Roque (PI), 93,2 GWh. Nenhum deles está sequer no mesmo estado onde a restrição ocorre.
Em janeiro de 2026, a participação de Rio Novo no CNF total eólico chegou a 71% — quase três quartos de toda a restrição de confiabilidade do mês veio desta única subestação. A soma do período: 4.162 GWh, a R$ 270/MWh médio, representa cerca de R$ 1,1 bilhão em compensações potenciais qualificadas pela Lei 15.269.
Janauba 3: 150 Mvar Controlam 5.780 MW
Se Rio Novo explica o CNF, Janauba explica o REL de janeiro de 2026. O compensador síncrono de 150 Mvar fornece suporte de reativos para a restrição FNESE — o corredor de interligação NE-SE que opera com limite efetivo de 4.800 a 5.200 MW contra 26 GW de capacidade nominal instalada no Nordeste.
Sem o compensador, o ONS reduz o limite operacional de transferência. Em janeiro de 2026, os números são inequívocos:
- FNESE curtailment eólico total: 450,7 GWh
- Atribuível ao SGI 67.632-25 (Janauba offline): 384,5 GWh (85,3%)
- Outras causas FNESE: 66,3 GWh (14,7%)
Um único compensador de 150 Mvar foi responsável por 85% de todo o curtailment FNESE em um mês de pico.
A tabela mensal mostra a concentração de impacto:
| Mês | Curtailment Total (GWh) | Custo CMO (R$ mi) |
|---|---|---|
| Out/2025 | 13,1 | 3,5 |
| Nov/2025 | 18,3 | 2,9 |
| Dez/2025 | 0,9 | 0,3 |
| Jan/2026 | 397,7 | 96,1 |
| Fev/2026 (19d) | 41,0 | 12,6 |
| Total | 471,0 | 115,4 |
Janeiro concentra 84% do impacto não porque o equipamento "piorou" em janeiro, mas porque janeiro foi o mês de ventos mais fortes do Nordeste — 3,274 TWh de curtailment total no sistema. Quando a capacidade de transmissão está no limite, cada Mvar de suporte de reativos ausente se amplifica.
FNESE: 70% do REL em Janeiro
A dominância da FNESE em janeiro de 2026 redefine a hierarquia dos gargalos. Naquele mês, a decomposição do REL mostra:
| Restrição | Curtailment (GWh) | % do REL |
|---|---|---|
| FNESE (85% = SGI 67.632-25) | 456,1 | 70% |
| Rio Novo do Sul (radialização permanente) | 97,5 | 15% |
| FPOTPPA (LT 500kV Poções III/Padre Paraíso) | 75,5 | 12% |
| FNEN | 12,8 | 2% |
| Outros | 5,5 | 1% |
O dado relevante para a ANEEL: sob a Lei 15.269, REL é elegível para ressarcimento. Em janeiro, REL saltou para 23% do curtailment total (765 GWh). Janauba offline contribuiu com metade desse valor. Um único equipamento em MG foi responsável por metade de todo o passivo de ressarcimento REL de um mês.
O Contrafactual: Se Janauba Retornar em Abril
Com retorno previsto para 30 de abril de 2026, o cenário de alívio é mensurável. Nos meses de pico (julho a outubro), o vento no NE historicamente gera 3,5 a 4,7 TWh de curtailment por mês. Com Janauba online, a FNESE retorna ao baseline de ~66 GWh/mês sem o equipamento versus os ~450 GWh do pico de janeiro. A economia estimada: 1,5 a 2,0 TWh evitados entre maio e dezembro de 2026, R$ 350 a 500 milhões ao CMO médio projetado.
Cada mês de atraso na manutenção durante o período de pico eólico custa R$ 200 a 300 milhões. Isso recoloca uma questão estrutural que os dados evidenciam com clareza: o calendário de manutenções de equipamentos críticos do SIN não é coordenado com a sazonalidade renovável. Janauba 3 saiu de operação em outubro, às portas do período de ventos mais fortes do Nordeste.
A Segunda Frente Silenciosa
Enquanto Janauba domina o REL de janeiro, o BrazilGrid identificou uma segunda frente que emerge independentemente no Sudeste: MG solar cresceu 469% entre o segundo semestre de 2024 e 2025, de 0,91 TWh para 5,18 TWh. Em fevereiro de 2026, MG já representava 19,5% do curtailment total — quase empatado com RN eólico (20,3%). Com 195 usinas solares ativas (versus 110 em junho de 2024), o crescimento é estrutural, não sazonal.
A ironia é que as restrições que afetam MG solar — Janauba/Jaíba 230kV, a barra SLA4/BET de Itabira, o corredor FJUSC — são independentes das restrições do NE. São três bottlenecks locais, operando em paralelo, cada um com sua origem, seu SGI e seu cronograma de resolução próprio. Resolvido o FNESE via Bipolo II, MG solar continuará restringido pelas suas restrições internas sem solução planejada no horizonte imediato.
O custo da infraestrutura crítica ausente ou indisponível não é abstrato. Ele é mensurável, semi-horário, e tem endereço: uma subestação no Espírito Santo e um compensador no norte de Minas Gerais.