Nordeste registra mais de 10 GW de curtailment em dia de alta carga e renováveis

O Sistema Interligado Nacional (SIN) registrou em 1º de julho uma restrição de geração renovável no Nordeste, totalizando 10.271 MW, conforme dados do Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO) do ONS. A inviabilidade de escoamento, atribuída a inequações regionais e fluxos sistêmicos, ocorreu em um dia de carga global de 80.171 MWméd, com a eólica e solar respondendo por 34% da matriz elétrica brasileira.

A alta penetração das fontes renováveis, com 20% da geração vindo da eólica e 14% da solar, expõe a crescente tensão entre a expansão da capacidade instalada e a infraestrutura de transmissão existente. Enquanto o Nordeste enfrentava o maior volume de cortes, o Sudeste/Centro-Oeste e o Sul também registraram restrições de 752 MW e 127 MW, respectivamente, por controle de frequência, somando 879 MW nessas regiões.

Os dados do ONS indicam que a geração hidráulica no Sul foi inferior ao programado, justamente pela elevada produção renovável que demandou o corte. Já no Sudeste/Centro-Oeste, a hidráulica e a produção de Itaipu para o Brasil superaram o previsto, impulsionadas pela carga mais alta e otimização energética do sistema, resultando em um intercâmbio superior para o Sul para compensar a menor geração local.

Este cenário de curtailment massivo no Nordeste não é isolado e reflete uma tendência que, em 2026, já levou à revogação de quase 2 GW em outorgas de projetos de geração, a pedido de empresas que enfrentam a inviabilidade de escoamento, conforme dados da ANEEL. A Lei nº 15.269/2025, conhecida como Lei de Modernização do Setor Elétrico, já trouxe a definição de 'sobreoferta' e aprimora os critérios de rateio desses cortes compulsórios.

As novas regras de ordenamento do curtailment preveem que agentes eólicos, solares e hidrelétricos passem a compartilhar os impactos financeiros após um período de transição. Atualmente, o setor aguarda a deliberação da ANEEL sobre um 'período sombra' de um ano, no qual os geradores não arcariam com prejuízos específicos antes da implementação definitiva do modelo de rateio, um ponto crucial para a atratividade de novos investimentos em renováveis.

A situação operacional é complexa, com os reservatórios do Nordeste em 89% e do Norte em 93,9% de sua Energia Armazenada (EAR), e o Sul registrando uma Energia Natural Afluente (ENA) de 301% da Média de Longo Termo (MLT). A impossibilidade de escoar a energia gerada, mesmo em um cenário de PLD que pode variar, impacta diretamente a receita dos projetos, desafiando a precificação da energia no Mercado Livre (ACL).

Para garantir a segurança e confiabilidade do SIN, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou em maio as Portarias Normativas nº 130/2026 e nº 131/2026. A primeira prorroga por 12 meses a inclusão de custos fixos nos custos variáveis de usinas termelétricas despacháveis centralizadamente e sem contrato (usinas merchant), enquanto a segunda estende diretrizes para operação diferenciada de térmicas para atendimento de potência.

Essas medidas do MME visam assegurar a disponibilidade de recursos térmicos em cenários de maior demanda e incerteza, como a alta probabilidade de ocorrência do El Niño no segundo semestre de 2026, conforme sinalizado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). A estratégia de acionamento de termelétricas e o uso estratégico de Itaipu e do rio São Francisco são apontados como essenciais para a segurança do suprimento.

A dinâmica de operação em 1º de julho, com a geração hidráulica em 52% e térmica em 12%, mostra a dependência contínua dos recursos despacháveis para equilibrar o sistema frente à intermitência e às restrições de rede das renováveis. O intercâmbio internacional para Argentina e Uruguai, inferior ao valor programado, também adiciona uma camada de complexidade à gestão dos fluxos energéticos na fronteira.

A ANEEL, o ONS, a CCEE e o MME são os principais atores envolvidos na gestão desses desafios, buscando harmonizar a expansão da matriz renovável com a estabilidade e segurança do SIN. A discussão sobre o rateio do curtailment e a necessidade de investimentos em transmissão são pautas prioritárias para o setor, que busca um equilíbrio entre a transição energética e a robustez operacional.