Em uma frase: em agosto de 2026 o ONS cortou 5.518 GWh de eólica e solar (+ 27 % sobre julho de 2026, + 22 % sobre agosto de 2025), 1.586 GWh por restrição local; houve 26 perturbações com interrupção de carga (7 acima de 100 MW, 3.829 MWh não supridos); a disponibilidade média das classes de Função Transmissão ficou em 98,34 %; o PLD horário do Nordeste teve média de R$ 125,3/MWh e spread de R$ 172/MWh nas 4 horas caras. Tudo do dado aberto, fontes ao fim.
| agosto de 2026 | julho de 2026 | agosto de 2025 | |
|---|---|---|---|
| Total cortado (GWh) | 5.518 | 4.333 | 4.518 |
| Eólica / solar (GWh) | 3.942 / 1.576 | 3.067 / 1.266 | 3.128 / 1.390 |
| Energético (sobra no sistema) (GWh) | 3.650 | 3.397 | 2.567 |
| Confiabilidade (GWh) | 1.283 | 830 | 1.721 |
| Elétrico (indisponibilidade) (GWh) | 585 | 106 | 230 |
| Origem local / sistêmica (GWh) | 1.586 / 3.932 | 847 / 3.486 | 525 / 3.993 |
Os cinco pontos com mais corte no mês (conjuntos conectados na subestação, lista dos 141 pontos do LRCAP 2026):
| # | Subestação | UF | GWh no mês | dos quais locais | Conjuntos |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | João Câmara III 230 kV | RN | 569,4 | 359,9 | 14 |
| 2 | Açu III 230 kV | RN | 357,2 | 142,0 | 6 |
| 3 | João Câmara II 230 kV | RN | 250,0 | 160,2 | 7 |
| 4 | Gentio do Ouro II 500 kV | BA | 202,6 | 0,5 | 4 |
| 5 | Janaúba 3 230 kV | MG | 158,2 | 0,0 | 2 |
Os cinco conjuntos mais cortados:
| # | Conjunto | UF | Tipo | GWh | % local | Ponto |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Conj. Santa Vitória do Palmar | RS | eólica | 176,8 | 99 | — |
| 2 | Conj. Caju | RN | eólica | 170,0 | 68 | Açu III 230 kV |
| 3 | Conj. Monte Verde | RN | eólica | 136,7 | 66 | — |
| 4 | Conj. Santo Agostinho | RN | eólica | 128,2 | 64 | — |
| 5 | Conj. Rio do Vento Expansão | RN | eólica | 112,8 | 60 | — |
Ranking completo por subestação, 2024 a hoje: curtailment por subestação.
Linhas com carregamento violado (CCAL, referência 2026-07, o mês mais recente publicado): 1 de 858 linhas do SIN (CCAL 99,88 %). Agentes com violação: IE RIACHO GRANDE (1 de 4).
Disponibilidade das Funções Transmissão (agosto de 2026): média de 98,34 % nas 14 classes; a pior foi FTTR - 345 com 94,81 % (0,953 % de indisponibilidade forçada); LT 500 kV 97,50 %, LT 230 kV 97,99 %.
26 perturbações (28 registros por agente), 2.259 MW interrompidos no total, 3.829 MWh de energia não suprida; 21 registros envolveram a Rede Básica.
| Perturbação | Quando | UF | Agente | MW | Duração média (min) | ENS (MWh) | Rede Básica |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 4061/2026 | 01/08 23:06 | MT | ENERGISA MT | 494,0 | 40 | 328,1 | sim |
| 4179/2026 | 09/08 14:52 | SP | ENEL SÃO PAULO | 431,8 | 9 | 64,8 | sim |
| 4370/2026 | 20/08 18:20 | AM | AMBAR AMAZONAS | 294,0 | 210 | 1.028,3 | não |
| 4454/2026 | 25/08 22:15 | SP | ENEL SÃO PAULO | 185,0 | 4 | 12,3 | sim |
| 4370/2026 | 20/08 18:20 | AM | AMBAR AMAZONAS | 124,1 | 20 | 41,4 | não |
| 4087/2026 | 01/08 21:15 | MT | ENERGISA MT | 124,0 | 3 | 6,2 | não |
| 4254/2026 | 14/08 02:43 | RR | AMBAR RORAIMA | 122,0 | 27 | 54,9 | sim |
Por estado (MW interrompidos): MT 644 MW em 3, SP 617 MW em 2, AM 418 MW em 2, RR 155 MW em 5, PA 117 MW em 2.
Média de R$ 125,3/MWh em agosto de 2026, entre R$ 57,3 e R$ 1.611,0; spread médio de R$ 172/MWh entre as 4 horas mais caras e as 4 mais baratas de cada dia. O que isso rende para uma bateria está em spread horário do PLD.
Corte alto e origem local no mesmo ponto é rede apertada: a previsão de margem por barramento mostra quanto ainda cabe em cada um dos 129 pontos bonificados do LRCAP 2026, e o mapa traz o corte atribuído a cada subestação. Triagem do seu ponto em 48 h: WhatsApp (67) 98131-7507 · alessandro@estudoseletricos.com
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