Em 20 de fevereiro de 2026, o DESSEM — o modelo de otimização semi-horário do ONS, o mais sofisticado da cadeia — programou zero megawatts de curtailment eólico no Nordeste. Zero. Em 32.142 registros analisados, nenhum sinal de que energia renovável seria cortada.
No dia anterior, o sistema havia cortado 25 GWh de energia eólica só no NE.
Isso não é um bug. É como a cadeia de modelos do setor elétrico brasileiro funciona. E o resultado é dezenas de bilhões em curtailment que acontece como surpresa — sem aviso prévio, sem previsão, sem redespacho preventivo.
A cadeia NEWAVE → DECOMP → DESSEM → PDP
O planejamento da operação do SIN é uma cascata de modelos, cada um alimentando o seguinte com informações cada vez mais detalhadas. Em teoria. Na prática, o curtailment de renováveis é invisível em todos os níveis.
NEWAVE (horizonte mensal): Modela o intercâmbio NE-SE com fórmulas abstratas — 57 restrições elétricas para representar uma malha de 2.311 linhas e 977 subestações. Renováveis entram como "geração não-despachável": um input exógeno, não uma variável de otimização. O NEWAVE foi construído para um mundo de escassez hídrica. Não tem sequer a estrutura conceitual para decidir cortar renovável. Curtailment modelado: zero.
DECOMP (horizonte semanal): Herda as premissas do NEWAVE e detalha por patamar de carga. Aqui começam as divergências com a realidade:
| Variável | DECOMP Projetado | ONS Realizado | Diferença |
|---|---|---|---|
| Intercâmbio NE-SE | 3.338 MW médio | 3.050 MW médio | -8,6% |
| Solar SE | 2.190 MW | 5.854 MW | +167% |
| Hidro Sul | — | +131,6% acima do plano | Over-dispatched |
| Térmica NE | 739 MW | 1.223 MW | +65,5% |
A solar do Sudeste está praticamente ausente do DECOMP. O modelo projeta 2.190 MW de geração solar SE, mas o ONS realizou 5.854 MW — 167% acima. Todo o impacto da solar SE na operação (deslocamento de hidro, redução de carga líquida, congestão de rede) é uma surpresa semanal. Curtailment modelado: zero.
DESSEM (horizonte semi-horário): Opera com 168 restrições elétricas detalhadas, tem representação semi-horária, recebe previsões de vento e sol como input. E mesmo assim, programa zero curtailment eólico no NE. A verificação do sintegre_dessem_eolica de 20/fevereiro/2026 confirma: a coluna val_geracao_mw (input de previsão) e a coluna val_geracao_operada_mw (saída otimizada) são idênticas. O delta é zero. O DESSEM otimiza como se toda a renovável fosse 100% despachável e pudesse ser absorvida sem restrição. Curtailment modelado: zero.
PDP (dia seguinte): É o último estágio antes do tempo real. Aqui, finalmente, algum curtailment aparece — mas apenas uma fração. Analisando ons_programacao_previsao para 2025: o PDP eólico capturou 7,03 TWh de curtailment planejado (diferença entre val_previsao e val_programado). O curtailment real eólico NE foi 27,15 TWh. O PDP antecipou apenas 26%. Os outros 74% — 20,1 TWh — aconteceram como surpresa no tempo real.
87% do curtailment como surpresa
Quando nenhum modelo antecipou o excesso, o despacho cai nas mãos do operador humano do ONS, que instrui manualmente os agentes a reduzir geração. Em 2025, 31,4 TWh de curtailment foram gerenciados assim — 87% do total — sem aviso prévio dos modelos.
O custo dessa cegueira é preciso. Cruzando 8,7 milhões de registros de curtailment com o CMO semi-horário para precificar o desperdício:
Curtailment × CMO em 2025: R$ 5,155 bilhões.
A XP Investimentos estimou R$ 6,5 bilhões para o mesmo período (metodologia diferente: PLD médio vs CMO semi-horário granular). Ambas convergem na ordem de grandeza: R$ 5-7 bilhões por ano. Para 2026, com crescimento da capacidade instalada e sem expansão de TX relevante até 2030, a projeção é de R$ 8-10 bilhões.
Por que os modelos são cegos
A raiz é estrutural. A cadeia NEWAVE-DECOMP-DESSEM-PDP foi construída para otimizar um sistema dominado por hidrelétricas, onde o risco principal era a escassez. Quatro fatores perpetuam a cegueira:
1. Renováveis como geração não-despachável. Os modelos recebem a previsão de vento e sol como input fixo, não como variável de decisão. Não existe um val_curtailment_otimo na função objetivo. O DESSEM minimiza custo de despacho térmico + hidro, tratando a renovável como um dado exógeno que o sistema absorve integralmente.
2. Solar praticamente ausente. O DECOMP projeta 2.190 MW de solar SE vs 5.854 MW realizados (+167%). A MMGD é ainda pior: o ONS subestima em 5,9% vs dados SAMP da ANEEL — cerca de 400 MW de geração invisível no pico do dia, empurrando a carga líquida para baixo sem que os modelos saibam.
3. Restrições de rede abstratas. O NEWAVE usa 57 restrições algébricas para representar uma malha que o DESSEM conhece com 168 restrições físicas. A transição entre níveis perde fidelidade. E mesmo o DESSEM, com toda sua sofisticação, programa zero curtailment.
4. Desacoplamento temporal. Os dados de 2025 mostram que a térmica NE operou 65,5% acima do planejado pelo DECOMP (1.223 MW vs 739 MW). A correlação diária entre despacho de térmica NE e curtailment é positiva (rho = +0,398) — não é contradição, é consequência de restrições de rede internas ao NE que nenhum modelo captura adequadamente. Porto de Sergipe I queimou gás a R$ 300/MWh enquanto renovável era cortada no mesmo subsistema.
O paradoxo da previsão que piora o problema
Há algo que os dados mostram e vai contra a intuição de quem acompanha o setor.
A hipótese natural seria: o ONS subestima a geração renovável, programa térmicas demais, e quando o vento vem mais forte que o previsto, corta a renovável. Os dados mostram o oposto.
Quando o ONS superestima a geração renovável, o curtailment é maior, não menor. Dias com superestimação têm mediana de 42,4 GWh/dia de curtailment; dias com subestimação têm mediana de 20,2 GWh/dia — metade.
O mecanismo: quando o ONS prevê muita renovável, programa menos térmicas. Se a previsão estava errada e o vento vem mais fraco, o sistema não tem geração síncrona suficiente para manter estabilidade. O operador então precisa cortar renováveis por confiabilidade (CNF) — não por excesso de energia, mas por falta de inércia. Previsão imprecisa amplifica o curtailment.
A previsão eólica está melhorando (MAE 9,5%, tendência de queda). A solar está piorando (MAE 20%, deteriorando a +0,18% ao mês). A MMGD no Nordeste cresce 35% ao ano e o modelo do ONS foi calibrado para um mundo com pouca geração distribuída. Esse mundo não existe mais.
O que a modelagem correta pode fazer
Se o problema é de modelagem, a solução também é. Quatro correções demonstram que o gap é redutível:
Correção VP eólica por conjunto: Modelos per-conjunto (50 XGBoost) que corrigem a curva de potência verificada do ONS. Mediana de redução do MAE: -41,1%. A eólica tem previsibilidade quando se modela cada conjunto com suas características locais de vento, não com uma curva genérica de subsistema.
Correção de curva solar por planta: Modelos per-planta usando dados de produtividade solar. Mediana de redução do MAE: -48,1%. O erro solar é sistemático e corrigível — parte substancial vem do bias de modelos de irradiância que não capturam sombreamento parcial e degradação de módulos.
PrevCarga com stacking: Ensemble que combina modelos meteorológicos (ECMWF, ETA40, GEFS50) para previsão de carga. Melhoria sobre baseline do ONS: -8,6% MAE no NE, -16,2% no SECO, -17,3% no Norte. A integração de dados de MMGD em tempo real nos modelos de carga é o passo mais direto.
Forecast D+1 curtailment: XGBoost com 79 features de vento, carga, intercâmbio e EAR. R² = 0,770. Não é perfeito, mas prova que o curtailment é parcialmente previsível — ao contrário do que a cadeia atual assume ao programar zero. Se os modelos do ONS incorporassem curtailment como variável endógena, uma parcela significativa dos R$ 4-5 bilhões em custos surpresa poderia ser antecipada, permitindo redespacho preventivo e sinalização de preço mais precisa.
A inversão do problema
O Sistema Interligado Nacional é um dos mais sofisticados do mundo. A cadeia NEWAVE-DECOMP-DESSEM é um feito de engenharia que otimiza despacho hidrotérmico com incerteza hidrológica de 5 anos. Nenhum outro sistema no mundo faz isso com a mesma escala e complexidade.
Mas essa cadeia foi desenhada para um mundo com excesso de demanda, não de oferta. Um mundo onde o risco era apagar a luz por falta de água, não desperdiçar energia por sobra de vento.
Em 2025, o NE teve carga líquida negativa em 18 das 24 horas do dia. A penetração renovável ultrapassou 125%. O Canyon Curve — a curva de carga líquida negativa durante todas as horas do dia — já é realidade no segundo semestre de 2025. Em 41% dos dias, o curtailment ocorreu nas 24 horas.
A transição energética inverteu o problema. O risco não é mais escassez — é excesso. E a cadeia de modelos ainda não percebeu.