A "duck curve" — a curva do pato — é um fenômeno que a Califórnia conhece desde 2013. O perfil de carga líquida (demanda menos geração renovável) forma o desenho de um pato: uma barriga no meio do dia, quando o sol gera e a carga líquida afunda, e um pescoço à noite, quando o sol se põe e a demanda sobe rapidamente. O Nordeste brasileiro tem agora seu próprio pato — e ele é mais agressivo que o californiano.
O Pato Chegou ao Nordeste
Em outubro de 2025, a carga líquida mínima do NE chegou a -4.909 MW. Negativa. A região gera mais do que consome em 18 das 24 horas do dia, com pico de excesso de -4.945 MW às 7h BRT. Se a tendência continuar, a carga líquida nula ao meio-dia chegará por volta de 2032.
A decomposição do fenômeno revela o mecanismo: a eólica exerce pressão 24 horas, mas a solar concentra seu impacto entre 9h e 16h, criando a barriga do pato cada vez mais pronunciada. A rampa vespertina — o pescoço, entre 16h e 20h — cresceu 43% entre 2023 e 2025. Quando o sol se põe, a carga líquida sobe abruptamente e o sistema precisa de geração despachável para cobrir essa variação.
A correlação entre a barriga do pato e o curtailment é direta. Onde a carga líquida faz vale, o curtailment faz pico. O gráfico é talvez o mais revelador da análise: a sobreposição do perfil horário de curtailment com o perfil de carga líquida revela que são espelhos um do outro.
O Número que Muda Tudo
Havia uma narrativa confortável sobre o curtailment no Brasil: é um problema de horário de pico. Momentos pontuais de excesso, gerenciáveis. Essa narrativa morreu em 2025.
Em 2024, o curtailment era concentrado: o P10 diário — os 10% de dias com menos cortes — registrava apenas 455 MWh/dia. Havia dias quase sem desperdício. Em 2025, esse mesmo P10 saltou para 12.089 MWh/dia, um aumento de 27 vezes. Isso significa que mesmo nos melhores dias de 2025, o sistema desperdiçava mais energia do que 90% dos dias de 2024.
O curtailment deixou de ser um evento. Virou um estado permanente.
A análise dos dados semi-horários do ONS — 15,7 milhões de registros de 1.541 usinas — confirma a transformação em números precisos. Em 2025, as horas por dia com curtailment ativo subiram de 17,3 para 20,2 horas. O percentual de dias com curtailment em todas as 24 horas saltou de 35% para 41,2%. Em 149 dias do ano, não houve um único momento livre de desperdício. O coeficiente de variação diário caiu de 0,95 para 0,69 — traduzindo: curtailment está ficando mais previsível e mais constante. Menos picos e vales, mais planalto elevado.
O Mito do Curtailment Noturno Desfeito
Com curtailment agora operando 20 horas por dia em média, é natural perguntar: o curtailment noturno está prestes a superar o diurno?
A resposta curta é não. E a razão é estrutural.
A análise por período — noite BRT (21h-06h) versus dia BRT (06h-21h) — revela uma tendência contraintuitiva: a participação noturna no curtailment eólico total caiu de 26,2% em 2024 para 21,9% em 2025, uma queda de 4,3 pontos percentuais. No Q3 (pico de ventos), a queda foi ainda mais pronunciada: de 31,0% para 18,7%. Em agosto e setembro de 2025, o curtailment noturno caiu em termos absolutos (-11% e -5% YoY) enquanto o diurno quase dobrou (+83% e +91%).
O mecanismo é revelado pela decomposição por razão de restrição. ENE (energético — excesso de geração sobre demanda) cresceu de 3,1 para 13,5 TWh durante o dia em 2025. À noite, ENE é virtualmente zero — 0,2 TWh, ou 1,4% do total noturno. Todo o crescimento explosivo do curtailment em 2025 foi diurno, impulsionado pela saturação energética que só acontece quando sol e vento coincidem com demanda baixa.
A tabela é clara: CNF (confiabilidade) cresceu 62% à noite e 41% durante o dia. ENE cresceu 186% à noite, mas +335% durante o dia — uma trajetória exponencial que não tem paralelo no período noturno. À noite, o curtailment é quase inteiramente CNF (42%) mais REL (44%). O desperdício noturno é um problema de confiabilidade de rede e transmissão, não de excesso energético.
A Implicação para Estratégias de Armazenamento
Essa transição tem implicações profundas para o dimensionamento de baterias BESS no Brasil. O modelo mental que fundamenta o LRCAP é o de peak-shaving: baterias carregam nos momentos de excesso no meio do dia e descarregam no pico vespertino. Um BESS de 4 horas é desenhado exatamente para isso.
Mas se o curtailment diurno é um fenômeno de excesso energético (ENE, solução via BESS e demanda flexível) e o noturno é um fenômeno de confiabilidade (CNF, solução via transmissão e compensadores síncronos), as soluções são radicalmente diferentes. O BESS de 4 horas captura 65% do curtailment no Q3 (pico diurno), mas apenas 40% no Q1, quando o perfil é mais plano. Esticar para 8 horas visando a noite não resolve: o curtailment noturno exige transmissão e inércia de grid, não armazenamento.
O Brasil desperdiçou 38,6 TWh de energia renovável em 2025 — equivalente a 8% do consumo nacional. Com curtailment agora em modo baseload, 2026 caminha para 45-50 TWh se nada mudar. O custo econômico já está quantificado: R$ 5,2 bilhões em 2025. Em 2026, pode ultrapassar R$ 8 bilhões.
A premissa de "curtailment como evento" está obsoleta. O SIN está em modo de desperdício contínuo — e a cada MW eólico ou solar que se conecta sem solução de escoamento, o baseload de desperdício sobe mais um degrau.