Curtailment por subestação: quanto o ONS cortou de eólica e solar em cada barramento (2024 – ago/2026)

Resposta direta: em 2025 o ONS registrou 36,2 TWh de geração eólica e solar cortada por restrição de operação (constrained-off), e 29,4 TWh disso (81 %) saíram de conjuntos conectados em 61 das 141 subestações desta lista (as 129 bonificadas do Leilão de Reserva de Capacidade 2026 e 12 pontos do mercado). Os maiores cortes de 2025 estão em Açu III 230 kV (RN, 2.723 GWh em 10 conjuntos), João Câmara III 230 kV (RN, 2.323 GWh, com 1.167 horas de plena carga perdidas, a maior relação da lista), Janaúba 3 230 kV (MG, 1.748 GWh em só 2 conjuntos), Gentio do Ouro II 500 kV (BA, 1.583 GWh) e Morro do Chapéu II 500 kV (BA, 1.235 GWh). Por motivo, o corte de 2025 foi energético em 20,0 TWh, de confiabilidade em 12,4 TWh e elétrico em 3,8 TWh; por origem, 5,8 TWh locais e 30,4 TWh sistêmicos. Em 2026, de janeiro a agosto, o corte nas mesmas subestações já é 18,3 TWh, 15 % acima do mesmo período de 2025. Tudo a partir do dado aberto do ONS, com o método declarado abaixo.

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O que é o curtailment e de onde vem o número

Curtailment, ou constrained-off, é a geração que a usina poderia ter entregue e o ONS mandou reduzir. O operador publica isso semi-hora a semi-hora, por usina ou conjunto de usinas, nos datasets Restrição de Operação por Constrained-off das eólicas e das fotovoltaicas (dados abertos do ONS). Cada registro traz a geração verificada, a geração de referência (o que a usina faria sem restrição), o motivo e a origem da restrição:

• Motivo ENE (energético): sobra de energia no sistema, tipicamente nas horas de sol e vento fortes com carga baixa. É o maior bloco em 2025: 20,0 TWh.
• Motivo CNF (confiabilidade): a geração é reduzida para manter margens de segurança elétrica (inércia, tensão, reserva). 12,4 TWh.
• Motivo REL (elétrico): indisponibilidade de um elemento de rede, linha ou transformador fora de serviço. 3,8 TWh.
• Origem LOC (local): a restrição é de um elemento nomeado (uma linha, um trafo), e o texto do operador diz qual. Origem SIS (sistêmica): o corte é decidido para o sistema ou para um subsistema.

O corte de uma semi-hora é a diferença entre a geração de referência final e a geração verificada, vezes meia hora. Somando 2024, 2025 e 2026 até agosto, o dataset dá 12,3 TWh, 36,2 TWh e 23,9 TWh, respectivamente.

Como o corte foi atribuído a cada subestação

O dataset diz qual conjunto foi cortado, não em qual barramento ele está. A ponte é outro dado aberto do ONS, o catálogo de conjuntos com o ponto de conexão e a sua coordenada. Cada conjunto entra uma vez só, num único ponto:

1. Pelo nome do ponto de conexão, quando ele é uma das 141 subestações da lista (com a mesma tabela de apelidos usada na ficha oficial do barramento). O nível de tensão pode ser outro da mesma subestação (o conjunto conecta em 138 kV e o barramento bonificado é o 230 kV): o corte é do sítio, e é assim que aparece.
2. Pela distância, quando o nome não casa: ponto de conexão a até 8 km de uma subestação da lista conta como conectado nela.
3. Ponto de conexão entre 8 e 60 km de uma subestação da lista é registrado como vizinhança (mesmo corredor, não o mesmo barramento) e fica fora dos totais da tabela. Além de 60 km, o conjunto não é atribuído.

Resultado: dos 268 conjuntos com corte no período, 202 caíram numa subestação da lista (distância mediana ao ponto de conexão: zero), 17 ficaram na vizinhança e 49 estão em subestações fora da lista (Paracatu 4, Garanhuns II, Miranda II, Extremoz II, Ribeiro Gonçalves, entre outras), somando 2,7 TWh em 2025 que não aparecem em ponto nenhum aqui.

Isto é diferente da camada "restrição de operação" que já existia no mapa, que soma o corte citado no texto das restrições locais e atribui às duas pontas de uma linha. Aqui a grandeza é o corte dos conjuntos conectados no ponto, sem dupla contagem, e inclui os cortes sistêmicos.

A tabela

Ordenada pelo corte de 2025 mais 2026. "Conjuntos (MW)" é o número de conjuntos atribuídos ao ponto e a capacidade instalada deles no catálogo do ONS. "h equiv." é o corte de 2025 dividido pela capacidade instalada, ou seja, horas de plena carga que aquele parque deixou de entregar no ano. "% local" é a parcela do corte com origem local.

Os 61 pontos com corte registrado (2024 – ago/2026), por GWh cortado em 2025 + 2026

Os outros 80 pontos da lista não têm conjunto eólico ou solar com corte registrado nestes datasets no período — ou porque não há geração renovável conectada neles, ou porque ela está numa subestação vizinha (ver coluna de vizinhança no CSV).

* ponto do mercado (fora do Anexo II).

Δ jan–ago: variação de janeiro a agosto de 2026 sobre o mesmo período de 2025. h equiv.: MWh cortados em 2025 ÷ MW instalado dos conjuntos (horas de plena carga perdidas). % local: parcela do corte de 2025 com origem LOCAL (restrição do elemento de rede), o resto é sistêmico (energético ou confiabilidade).

O que a tabela diz para quem tem BESS em vista

O corte é energia já paga e não entregue. Um conjunto com 600 horas equivalentes de corte deixou de vender 600 horas de plena carga no ano. Um sistema de baterias no mesmo ponto de conexão carrega com a energia que seria cortada e descarrega quando o corte cessa. Isso vale para os três motivos: se a restrição é local, a bateria alivia o elemento que limita; se é sistêmica, ela desloca no tempo a energia que o sistema não quis naquela hora.

Horas equivalentes importam mais que GWh. Açu III tem o maior corte absoluto, mas com 4.577 MW de conjuntos: 595 h por MW. João Câmara III tem 1.990 MW e 1.167 h por MW, quase o dobro. Sol do Sertão 500 kV (BA) e João Câmara II 230 kV (RN) também passam de 1.000 h. A mediana dos 61 pontos com corte é de 639 h. Quanto maior essa relação, mais horas por ano uma bateria de 4 horas no ponto teria energia de graça para carregar.

O corte cresce. Nos 61 pontos, janeiro a agosto de 2026 somam 18,3 TWh contra 15,9 TWh no mesmo período de 2025. João Câmara III mais que dobrou; Santa Luzia II 500 kV (PB) cresceu 85 %; Arinos 2 500 kV (MG) e João Câmara II, 64 %. Janaúba 3 e Jaíba 500 kV (MG) caíram 29 % e 23 %.

O leilão paga potência, e o corte vira receita adicional de energia. O LRCAP 2026 remunera a capacidade do BESS pela disponibilidade (R$/kW·ano). A energia cortada é o segundo fluxo: a bateria acoplada a um parque eólico ou solar vende no mercado livre a energia que hoje é perdida. Esta página mostra onde há corte; quanto um BESS de dado tamanho recupera depende do perfil horário do corte de cada conjunto, e é isso que a triagem A-Híb entrega.

Cuidado com a leitura oposta. Corte alto num barramento também significa rede apertada naquele ponto quando a origem é local. A previsão de margem de escoamento mostra, para os mesmos 129 barramentos, quanto ainda cabe de injeção nova em regime N e N-1. Açu III, com 48 % de corte de origem local, é o caso típico: muito corte a recuperar e pouca margem para injetar mais no mesmo horário.

Por estado (corte de 2025 nas subestações da lista)

Bahia 9,7 TWh, Rio Grande do Norte 7,7 TWh, Minas Gerais 4,2 TWh, Piauí 3,3 TWh, Ceará 2,9 TWh, Paraíba 0,8 TWh e Pernambuco 0,8 TWh. Os pontos sem corte registrado são, na maioria, subestações de carga (Fortaleza II, Pecém II tem corte, mas a maior parte da capital cearense não) ou pontos onde a geração renovável está numa subestação vizinha fora da lista.

Os mesmos pontos no mapa e nas outras páginas

• Mapa dos barramentos: o painel de cada ponto mostra agora o corte de 2025 e de 2026 dos conjuntos conectados, as horas equivalentes, a parcela local e os maiores conjuntos.
• Margem de escoamento por barramento (previsão): quanto cabe de injeção em cada um dos 129 pontos, em N e em N-1.
• Margem de carga por subestação: o mesmo motor lido no sentido do consumo (data center, indústria).
• Estudos de conexão de BESS: o que entra no estudo de acesso e o que o leilão exige.
• Boletim da rede, agosto de 2026: o corte do mês, os cinco pontos mais cortados, perturbações e disponibilidade, direto do dado aberto; sai todo dia 5.
• Spread horário do PLD no Nordeste: quanto vale, no mercado livre, a energia que a bateria carrega nas horas baratas e vende no pico.

Fontes e método

• ONS, dados abertos: Restrição de Operação por Constrained-off Eólica e Fotovoltaica (por usina/conjunto, semi-horário; jan/2024 a ago/2026, extraídos em 02/09/2026); Fator de Capacidade por Conjunto (catálogo de conjuntos com ponto de conexão e coordenada); Capacidade Instalada de Geração (agente proprietário por CEG).
• Corte da semi-hora = max(geração de referência final − geração verificada, 0) × 0,5 h; só registros com motivo declarado. Verificado que o dataset tem exatamente um registro por conjunto e semi-hora, sem duplicidade por motivo.
• Atribuição por nome do ponto de conexão (até 30 km) ou por distância (até 8 km); vizinhança até 60 km fora dos totais; o restante declarado e não atribuído. Coordenadas das subestações da lista: cadastro do ONS e base da EPE (parte com precisão de ±5 km, por isso a tolerância de 8 km).
• Os totais desta página são os do dataset, não os de boletim; podem diferir do que o ONS divulga em relatórios consolidados por critério de fechamento (revisões de geração de referência, usinas Tipo III fora do dataset).
• Estimativa própria da Estudos Elétricos, método declarado, sem vínculo com o ONS, a EPE ou o MME.

Publicado em 02/09/2026. Atualização prevista após a divulgação da NT de Quantitativos (NT-02) do LRCAP 2026 e ao fechamento de cada trimestre do dataset.