83 hipóteses formuladas, testadas e documentadas
| ID | Status | Hipótese | Achado |
|---|---|---|---|
| H1 | Descartada | Vies sazonal de 180 dias no curtailment | Pipeline ativo, sem vies identificavel |
| H3 | Confirmada | Apagao ago/2023 como inflexao de curtailment | Saturacao NE ~13 GW, relacao nao-linear. Pos-apagao: conservadorismo ONS |
| H4 | Invertida | Erro de previsao causa curtailment (subprevisao) | Superprevisao causa 2,67x mais curtailment que subprevisao |
| H5 | Parcial | DESSEM input diverge do realizado | Input identico ao output. Conservadorismo e pos-DESSEM, nao no modelo |
| H6 | Confirmada | Correlacao curtailment NE x CMO SE | Spearman 0,387, ambos altos no periodo seco |
| H7 | Confirmada | Gargalo fisico NE-SE limita escoamento | Maximo observado 8,3 GW de 26 GW nominais (32%). Efetivo 4.800-5.200 MW |
| H8 | Refutada | Termica SE e driver direto do curtailment NE | Correlacao rho=-0,086. Termica opera independente de curtailment |
| H9 | Parcial | MMGD contribui para curtailment | Agravante +35%/ano, mas nao e driver principal. ~400 MW invisiveis no pico |
| H10 | Parcial | Intercambio NE-SE saturado em horarios especificos | Saturacao diurna confirmada, noturna parcial |
| H11 | Parcial | Hidro SE inversamente correlacionada com curtailment NE | rho=-0,512. ONS ja reduz hidro quando renovavel alta, mas insuficiente |
| H12 | Refutada | Curtailment concentrado em poucos conjuntos | HHI caiu 41%, deconcentracao monotonica. Problema e sistemico |
| H13 | Parcial | Desperdicio duplo: termica+curtailment simultaneo | 73-83% evitavel teorico. Termica ramp-down limitada por must-run |
| H14 | Confirmada | Canyon Curve NE: carga liquida negativa 24h | H2 2025: TODAS 24 horas negativas. Penetracao 125% |
| H15 | Invertida | Previsao solar piorando (MMGD invisivel) | Solar melhora, eolica piora. MMGD e 35%/ano agravante |
| H16 | Confirmada | Vertimento hidrico correlacionado com curtailment | 59,8 TWh vertidos. Mas independentes (rho=0,059) |
| H17 | Confirmada | Rampa vespertina NE crescente | Rampa cresce com solar. Duck curve deepening |
| H18 | Confirmada | 6 constraints cobrem 95% do curtailment | FNESE, Rio Novo do Sul, FPOTPPA, FNEN, Itabira, Jaguara |
| H20 | Confirmada | ENE cresce mais rapido que CNF e REL | ENE: 45% para 73-79%. Projecao ONS: 96% em 3 anos |
| H21 | Confirmada | Classificacao CNF/ENE segue padrao horario | Switch as 11h BRT. 232 de 236 conjuntos trocam simultaneamente |
| H22 | Confirmada | ENE sem rastreabilidade (descricao generica) | 100% dos registros ENE: 'Controle de frequencia do SIN.' Sem constraint especifico |
| H23 | Confirmada | Preditor CNF/ENE baseado em hora e regime | 87,5% acuracia com 2 regras. Baseline naive: 54,7% |
| H24 | Parcial | Compensacao Lei 15.269 torna-se residual | Se ENE chega a 96%, compensacao REL+CNF sera negligivel |
| H25 | Confirmada | ROI renovavel degradado por curtailment | R$ 5,155B desperdicados 2025. 662 usinas revogadas (27,8 GW) |
| H26 | Parcial | Ressarcimento retroativo quantificavel | R$ 1,766B calculado registro a registro. CMO semihorario |
| H27 | Parcial | LRCAP viabiliza BESS economicamente | Payback 1,6 ano com LRCAP vs 17,8 sem. IRR depende 100% do leilao |
| H28 | Confirmada | Impacto financeiro ENE vs compensavel | R$ 3,8-4,1B nao-compensavel de R$ 5,2B total 2025 |
| H29 | Confirmada | Radializacao como driver de curtailment | Rio Novo do Sul: 4.162 GWh CNF. Maior constraint individual |
| H30 | Parcial | Campina Grande III como constraint emergente | Emergiu set/2025, #1 em fev/2026. Crescimento acelerado |
| H31 | Confirmada | Fluxo reverso NE-SE ocorre com frequencia | 1.399 periodos (5,2% do total). Minimo -1.916 MW |
| H32 | Confirmada | Data centers podem absorver excedente NE | 26,2 GW em pedidos. 7.298 MW aprovados no 1o lote Redata |
| H33 | Confirmada | BESS duracao otima varia sazonalmente | 4h: Q1=38%, Q3=44%. 6h sweet spot year-round. 8h: +R$ 168M CapEx |
| H34 | Confirmada | Carga NE cresceu apesar do curtailment | +19% YoY. Nao e falta de demanda — e gargalo de rede |
| H35 | Confirmada | BG previsao carga supera ONS | Stacking venceu ONS em 3/4 subsistemas. NE -8,6% MAE |
| H36 | Refutada | Termica NE contraditoria com curtailment | Nao e contradicao: restricoes internas NE forcam termica para estabilidade |
| H37 | Parcial | MMGD deve ser corresponsavel pelo curtailment | Agnes Costa (ANEEL) propos. +35%/ano agravante. GD solar paga menos que centralizada |
| H38 | Confirmada | BA ultrapassou RN como #1 estado | Jan/2026: BA 1.266 TWh vs RN 0.975. REL 190x aumento |
| H39 | Parcial | REL BA concentrado em FNESE | FNESE 70%, Rio Novo 15%, FPOTPPA 12%. SGI Janauba 3 = 85% do FNESE |
| H40 | Confirmada | Compensador Janauba como evento dominante | 471 GWh em 116 dias. Return abr/2026. R$ 115M custo oportunidade |
| H41 | Parcial | MG solar tem ecossistema de gargalos proprio | 3 gargalos independentes: Itabira, Janauba-Jaiba, Rio Novo do Sul |
| H42 | Confirmada | FPOTPPA e segundo gargalo NE-SE | 2 circuitos, 5.780 MW. Jan/2026: 75,5 GWh REL por manutencao mal planejada |
| H43 | Refutada | Curtailment concentrado = solvable by few interventions | HHI -41%. Deconcentracao monotonica. Solucao pontual nao resolve |
| H44 | Parcial | VP eolica corrigivel por ML | 50 XGBoost per-conjunto. MAE -41,1%. Sistematico e corrigivel |
| H45 | Parcial | VP solar corrigivel por ML | 146 plantas. MAE -48,1%. Supera eolica. Irradiancia + horario = features top |
| H46 | Confirmada | PrevCarga NE BG supera ONS | -8,6% MAE no NE. Stacking ECMWF+ETA40+GEFS50 |
| H47 | Confirmada | DESSEM modela zero curtailment | 0 de 32.142 registros. val_geracao = val_geracao_operada. Cegueira total |
| H48 | Refutada | PDP captura totalidade do curtailment planejado | PDP captura apenas 26%. 74% = surpresa no tempo real |
| H49 | Refutada | DECOMP projeta solar SE adequadamente | 2.190 MW projetados vs 5.854 MW reais (+167%) |
| H50 | Refutada | Termica NE alinhada com DECOMP | +65,5% acima do projetado (1.223 vs 739 MW) |
| H51 | Parcial | NEWAVE tem restricoes adequadas para renovavel | 57 restricoes vs 168 no DESSEM. Renovavel como input exogeno, nao variavel |
| H52 | Parcial | Cascata de modelos gera R$ 4,2B/ano em surpresa | 87% nao-planejado. Custo estimado da cegueira: R$ 4,2B/ano |
| H53 | Parcial | Correcao integrada reduziria custo significativamente | VP -41/-48%, PrevCarga -8,6%, D+1 R2=0,70. Parcela recuperavel |
| H54 | Refutada | PDP gap util para D+1 | Partial r=-0,07. Autocorrelacao artifact. Degrada predicao |
| H56 | Parcial | Curtailment por estado tem dinamicas distintas | BA acelerando, RN saturando, CE desacelerando, MG emergente |
| H57 | Parcial | Precipitacao correlacionada com hidro/curtailment | EAR r=-0,761. Precipitacao drive hidro que influencia curtailment |
| H58 | Parcial | MMGD inference possivel via balanco | Residuo horario detectavel. +5,9% subestimativa ONS vs ANEEL |
| H59 | Parcial | Forecast D+0 eolica MAE ~18% | MAE 701 MW. IPDO confirma -21,5% gap (fev/2026) |
| H60 | Parcial | Rateio barra DESSEM per-usina | ~3.000 relacoes usina-barra com rateio 0-1 |
| H61 | Parcial | GIBR grupo organiza restricoes | 4 grupos, ~15-20 relacoes. Restricoes agrupadas regionalmente |
| H62 | Parcial | DECOMP over-dispatches hidro | Hidro Sul +131,6% acima do plano |
| H63 | Parcial | Termica NE coincidente com curtailment | rho=+0,398. Must-run + restricoes internas NE |
| H64 | Parcial | Porto Sergipe I opera acima do otimo | R$ 300/MWh gas natural + R$ 844M custo coincidente |
| H68 | Confirmada | DESSEM programa zero curtailment eolico NE | 32.142 rows, delta zero. Confirmacao absoluta |
| H69 | Parcial | Solar forecast bias no DECOMP | +167% acima do projetado. Subestimativa sistematica |
| H70 | Parcial | NEWAVE-DECOMP transition perde fidelidade | 57 para 168 restricoes. Abstraocao demais |
| H71 | Parcial | BA REL explosion especifica | 190x aumento jan/2026. SGI events em FNESE e Rio Novo |
| H74 | Confirmada | FPOTPPA como segundo bottleneck NE-SE | 334-338 km, 5.780 MW. Manutencao mal planejada jan/2026 |
| H75 | Parcial | MG solar crescimento explosivo | +469% YoY. Plantas 110 para 195. 5,18 TWh em 2025 |
| H76 | Confirmada | MG solar tem 3 gargalos independentes | Itabira, Janauba-Jaiba, Rio Novo do Sul. 43,2% com atribuicao |
| H77 | Confirmada | Perfil horario curtailment muda sazonalmente | Q3 midday-peaked (night 14,7%), Q1 FLAT (night 26,4%) |
| H78 | Confirmada | Weekend curtailment bias significativo | +44%/dia. CNF 2,5x weekday, ENE 1,7x weekend |
| H79 | Confirmada | Curtailment transicao para baseload | CV -27%, P10 27x, 24h curt 41% dias |
| H80 | Confirmada | Curtailment D+1 previsivel por persistencia | Lag-1 ACF 0,75. Hibrido R2=0,70, MAE -14,9% |
| H81 | Refutada | MG solar weather-invariant | r=0,957 vs geracao. Identico a NE wind r=0,950 |
| H82 | Refutada | PDP gap util para D+1 curtailment | Partial r=-0,07. Confound com autocorrelacao |
| H83 | Refutada | Curtailment noturno cresce mais rapido | Night share CAIU 26,2% para 21,9%. Q3: 0% night-dominant |
| H84 | Confirmada | Curtailment deconcentrando (HHI caindo) | HHI -41%. 145 para 86. Top 5: 17,1% para 10,1% |
| H85 | Parcial | Custo congestionamento NE-SE quantificavel | R$ 1,77B. Spread medio R$ 41, max R$ 1.154/MWh |
| H86 | Confirmada | BESS value-window difere de volume-window | 3h diferenca. Volume 07-10 BRT, valor 12-15 BRT. 2,4x receita |
| H87 | Refutada | Momentum 3d melhora D+1 | r=0,28. Mean reversion, nao momentum. Degrada predicao |
| H88 | Confirmada | Divergencia geografica: 3 fronts distintos | NE saturando ~55%, BA acelerando +215%, MG emergente +434% |
| H89 | Parcial | Complementaridade wind-solar no portfolio | Daily r=+0,459. Intraday: wind night 16K MWh quando solar=0 |
| H90 | Parcial | Taxa curtailment tem teto de saturacao | Wind ~55-60%, solar ~45-50%. CE wind desacelerando: +5,1pp |
| H91 | Explorada | IPDO overforecast consistente | Single snapshot: NE wind -21,5%, solar +7,4%. Insuficiente para serie |