O Brasil desperdiçou 15,22 TWh de energia limpa em seis meses

Entre fevereiro e julho de 2026, usinas eólicas e solares brasileiras deixaram de gerar 15,22 TWh por determinação do operador do sistema. A energia existia, o recurso estava disponível, os ativos estavam prontos, e a instrução foi reduzir ou parar. Esse volume abasteceria cerca de 15,9 milhões de domicílios durante o mesmo período.

O número não vem de estimativa. Vem dos arquivos de restrição de operação que o ONS publica mensalmente, processados no nível de usina. São 230 usinas afetadas ao longo de 190 dias.

A curva importa mais que o total

Um número absoluto grande pode ser sazonalidade. A trajetória não é.

Julho registrou 5,2 vezes o corte de fevereiro. Junho quebra a sequência de altas, e vale registrar isso com honestidade: o fenômeno responde a condições de carga e de vento, não é uma escada monotônica. Mas a direção de seis meses é inequívoca, e o mês de julho é o maior da série.

Não é problema de rede. É sobra.

A distinção mais importante do levantamento está na composição dos cortes por motivo, e ela é frequentemente perdida quando se publica apenas o total.

Quase quatro quintos dos cortes acontecem porque o sistema não consegue absorver a energia disponível naquela hora. Não é uma linha sobrecarregada nem um equipamento em manutenção: é geração maior do que a demanda no momento, sem onde armazenar o excedente.

A diferença tem consequência prática direta. Curtailment de escoamento se resolve com obra de transmissão. Curtailment por sobra se resolve com armazenamento, com flexibilidade de demanda ou com carga nova próxima da geração. São investimentos distintos, com prazos distintos e agentes distintos. Tratar os dois como o mesmo problema leva a alocar capital no lugar errado.

O ranking que os agregados escondem

O dado nacional é útil para dimensionar. O dado por usina é o que muda decisão de investimento, porque revela que a perda não está distribuída.

O período tem 190 dias. O Conjunto Janaúba operou sob restrição em 173 deles, ou 91% do tempo. Não é intermitência de fonte renovável: é ativo construído, financiado e conectado, operando com a torneira parcialmente fechada em nove de cada dez dias.

Para quem estruturou o financiamento desses projetos, a implicação é direta. A curva de geração usada no modelo não está se realizando, e a diferença não é ruído estatístico.

Onde a perda se concentra

Rio Grande do Norte e Bahia concentram 58% de toda a perda nacional. Não surpreende: são os dois estados que mais receberam capacidade eólica na última década, conectados ao centro de carga por um sistema de transmissão dimensionado para outra matriz.

Minas Gerais em terceiro lugar é o dado menos esperado. É capacidade solar recente, boa parte dela conectada nos últimos anos, já encontrando o mesmo teto. Sugere que o problema não é um legado do ciclo eólico do Nordeste, e sim uma característica estrutural do ritmo com que geração e transmissão avançam no país.

Sobre converter isso em reais

É tentador traduzir o volume em prejuízo, e a conversão exige uma premissa de preço que muda o resultado por um fator de dois ou três. A R$ 150/MWh, os 15,22 TWh equivalem a aproximadamente R$ 2,3 bilhões. A R$ 100/MWh, R$ 1,5 bilhão. A R$ 200/MWh, R$ 3,0 bilhões.

Preferimos publicar o intervalo com a premissa explícita a afirmar um número único. O volume em MWh é medição; o valor em reais é uma conta com hipótese embutida, e quem lê tem o direito de discordar da hipótese sem ter que discordar do dado.

Como esse número foi apurado

Vale explicar o método, porque o arquivo de origem tem armadilhas que produzem resultados errados de forma silenciosa.

O arquivo de restrição do ONS não é um arquivo de curtailment. É uma série de geração em que a restrição é um caso anotado: cerca de metade das linhas não registra restrição alguma. Contar todas elas como corte infla o total substancialmente.

Mais sutil: nenhuma coluna do arquivo contém a energia perdida. A coluna val_geracaolimitada parece ser a perda, mas é a geração que ocorreu durante a limitação. Ela vai a zero exatamente quando a usina é totalmente parada, que é o momento em que a perda é máxima. A energia não gerada precisa ser derivada da diferença entre a geração de referência e a verificada, meia hora a meia hora, apenas nas linhas com código de restrição.

Além disso, os valores são potência instantânea medida a cada 30 minutos, não energia: somá-los diretamente produz megawatts rotulados como megawatts-hora. E complexos híbridos aparecem tanto na série eólica quanto na solar, o que faz uma carga sobrescrever a outra se a chave de identificação não incluir a fonte.

Como verificação externa, nosso número de junho (2.742 GWh) fica a 8% do que outra casa apurou de forma independente para o mesmo mês. A diferença é compatível com recortes de fonte e método distintos.

O que isso significa para os próximos anos

Enquanto o país corta geração renovável em volume crescente, os pedidos de conexão de data centers à rede básica somam dezenas de gigawatts. Existe demanda querendo entrar e oferta sendo desligada, separadas por geografia e por capacidade de transmissão.

Isso torna a localização da carga nova uma das decisões mais valiosas do setor nos próximos anos. Um data center construído perto de onde a energia está sendo cortada resolve dois problemas ao mesmo tempo. Construído longe, agrava os dois.

Equipe Fluxwise

Veja o Tracker de Curtailment, com as 230 usinas e o detalhe diário por motivo, ou configure o alerta de Geração Eólica Nordeste para receber a variação mensal assim que o ONS publicar.