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Como o Brasil funcionaEnergiaInfraestrutura

Por que o Brasil manda desligar o vento do Nordeste?

O Nordeste está no lugar certo, venta como em poucos lugares do mundo e mais forte justo na seca das represas do Sudeste; o que falta é o resto do sistema, porque a energia elétrica precisa ser usada no instante em que nasce: ao meio-dia de domingo, com os telhados do país inteiro gerando, falta quem use, à noite falta fio, e quem segura o fim do dia é a água das represas, que na seca só dura porque a térmica fica ligada o dia inteiro, e é ela que pesa na conta; culpar só a transmissão é ver metade do problema, e cada vez menos da metade.

4 de novembro de 2026leitura de 6 minvídeo de 9 min

João Câmara (RN)

Abertura

Domingo de julho, no interior do Rio Grande do Norte. Venta forte, o céu está limpo, e as pás do parque estão paradas. Nenhuma quebrou: pararam por ordem do operador do sistema elétrico.

Ilustração de um parque eólico no semiárido potiguar perto do meio-dia: seis turbinas brancas em fila, todas com as pás paradas na mesma posição, sob um céu limpo; o mato e o capim deitados pelo vento, poeira saindo da estrada de terra, um mandacaru na beira do caminho e uma pequena subestação de onde sai uma linha de transmissão. — Vento forte, céu limpo e todas as pás paradas na mesma posição: isso é uma ordem.

Às sete da manhã, o vento e o sol cortados no Nordeste já somavam uma Itaipu, a usina de 14 GW^{⁠Fonte 1 · 2026A usina de Itaipu tem 20 turbinas e 14 GW de potência instalada.Itaipu Binacionalabrir a fontever na lista}. Às dez e meia daquele 19 de julho de 2026, eram 33 GW, mais de duas^{⁠Fonte 2 · 2026No domingo 19 de julho de 2026, às dez e meia da manhã, o ONS cortava 33 GW de vento e sol no Nordeste, mais de duas Itaipus; às sete da manhã o corte já tinha passado do tamanho de uma Itaipu.ONSabrir a fontever na lista}. De propósito, num dia perfeito para gerar.

Por que o Brasil manda desligar o vento do Nordeste?

Interior do Rio Grande do Norte

Um domingo de vento

Quem mora perto de um parque desses talvez já tenha visto as pás paradas num dia de ventania.

Na saída do povoado, o varal mostra o vento que as pás paradas deixam passar.

E tem a conta de luz: em 2025, nos cinco meses em que o Brasil mais cortou vento e sol, ela veio com bandeira vermelha^{⁠Fonte 3 · 2025Os cinco meses com mais corte de vento e sol em 2025, de julho a novembro, foram todos de bandeira vermelha.ONS e ANEELabrir a fontever na lista}.

A explicação de sempre é que falta fio, a linha de transmissão que leva a energia para longe. Ela explica só um pedaço. O resto aparece num domingo inteiro, hora a hora, num parque de João Câmara, no semiárido potiguar.

João Câmara (RN)

Manhã: o vento no lugar certo

Três da manhã. Está escuro, e as pás giram sem parar.

Ilustração do mesmo parque eólico de madrugada, sob um céu azul-noite estrelado: as turbinas brancas, clareadas pela lua, giram rápido, com arcos de movimento em volta das pás; só uma lâmpada pequena está acesa na subestação. — De madrugada, quase tudo gira.

O vento chega do mar: são os alísios, que sopram aqui com rara constância^{⁠Fonte 4 · 2003O Rio Grande do Norte fica numa faixa dominada pelos ventos alísios, que sopram com grande constância, vindos de sudeste e leste, e ficam mais fortes de agosto a novembro.CEPELabrir a fontever na lista}.

Por isso os parques que o Brasil ligou em 2024 têm fator de capacidade de 56%, o maior entre os países que mais instalaram eólicas em terra^{⁠Fonte 5 · 2024Os parques eólicos que entraram em operação no Brasil em 2024 têm fator de capacidade médio de 56%, o maior entre os 15 países que mais instalaram eólicas em terra naquele ano.IRENAabrir a fontever na lista}; no mundo, 34%^{⁠Fonte 6 · 2024Na média mundial, os parques eólicos em terra que entraram em operação em 2024 têm fator de capacidade de 34%.IRENAabrir a fontever na lista}.

Quanto rende uma turbina nova

Fator de capacidade dos parques eólicos em terra que entraram em operação em 2024

Brasilo maior entre os países que mais instalaram56%
Média do mundo34%

Fontes:^{⁠Fonte 5 · 2024Os parques eólicos que entraram em operação no Brasil em 2024 têm fator de capacidade médio de 56%, o maior entre os 15 países que mais instalaram eólicas em terra naquele ano.IRENAabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 6 · 2024Na média mundial, os parques eólicos em terra que entraram em operação em 2024 têm fator de capacidade de 34%.IRENAabrir a fontever na lista}

Em setembro, o vento do Nordeste rende 37% acima da média do ano^{⁠Fonte 7 · 2025Setembro é o auge do vento no Nordeste: na média de 2016 a 2025, a geração eólica da região nesse mês ficou 37% acima da média do ano.ONSabrir a fontever na lista}, e a água que chega às represas do Sudeste fica 57% abaixo^{⁠Fonte 8 · 2025No mesmo setembro, a água que chega às hidrelétricas do Sudeste e do Centro-Oeste fica 57% abaixo da média do ano: é o mês mais seco das represas.ONSabrir a fontever na lista}: venta mais justo quando falta água. Guarde esse setembro.

A safra dos ventos e a seca das represas

Setembro comparado com a média do ano, nos dados do ONS

Vento do Nordesteacima da média do ano37%
Água que chega às represas do Sudesteabaixo da média do ano57%

Fontes:^{⁠Fonte 7 · 2025Setembro é o auge do vento no Nordeste: na média de 2016 a 2025, a geração eólica da região nesse mês ficou 37% acima da média do ano.ONSabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 8 · 2025No mesmo setembro, a água que chega às hidrelétricas do Sudeste e do Centro-Oeste fica 57% abaixo da média do ano: é o mês mais seco das represas.ONSabrir a fontever na lista}

Em 2025, 93% da energia de vento do país saiu do Nordeste^{⁠Fonte 9 · 2025Em 2025, 93% da energia gerada pelo vento no Brasil saiu do Nordeste.ONSabrir a fontever na lista}, que gerou bem mais do que consumiu: 171 TWh contra 116 TWh^{⁠Fonte 10 · 2025Em 2025, quatro em cada cinco megawatts-hora gerados no Nordeste vieram do vento e do sol, e a região gerou bem mais energia do que consumiu: 171 TWh contra uma carga de 116 TWh.ONSabrir a fontever na lista}. O que sobra precisa viajar pelo fio.

O mapa desta história

O Nordeste (hachurado), o parque, o fio que leva a energia para o Sudeste e a linha nova do Maranhão a Goiás, que ainda não ficou pronta.

Nordeste: 93% da energia de vento do Brasil em 2025^{⁠Fonte 9 · 2025Em 2025, 93% da energia gerada pelo vento no Brasil saiu do Nordeste.ONSabrir a fontever na lista}. Mapa feito em código a partir dos estados do IBGE.

Na madrugada daquele domingo, o fio já ia quase cheio, e um pouco do vento ficava parado por segurança da rede^{⁠Fonte 11 · 2026Na hora do maior corte, o fio que leva a energia do Nordeste para o resto do país estava praticamente vazio: ao meio-dia a região até recebia energia de fora; à noite, o mesmo fio ia quase cheio e era aí que o corte vinha da rede.ONSabrir a fontever na lista}. O problema maior começa quando o sol nasce.

Centro de operação do ONS

Meio-dia: a ordem de parar

Sete da manhã: as pás começam a desacelerar. De um centro de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico, o ONS, sai a ordem: gerar menos^{⁠Fonte 12 · 2026A ordem de cortar chega à usina pelo centro de operação do ONS, por ligação gravada, mensagem ou comando automático; naquele domingo o motivo registrado era 'controle de frequência': havia mais energia do que consumo no país inteiro.ONSabrir a fontever na lista}.

É o corte de geração: a energia que não nasceu não volta mais. Às dez e meia, os parques ligados às subestações de João Câmara tinham 98% do que podiam gerar desligado^{⁠Fonte 13 · 2026Às dez e meia daquele domingo, os parques de vento ligados às subestações de João Câmara (RN) tinham 98% da energia que podiam gerar desligada.ONSabrir a fontever na lista}.

Ilustração de uma sala de controle da rede elétrica, clara e calma, numa manhã de domingo, vista do fundo: um telão com um diagrama abstrato de linhas e nós e um gráfico em que uma faixa terracota cresce sobre a área azul do que está sendo gerado; dois operadores de costas na mesa, um de fone e outro pegando o telefone; num monitor à direita, um mostrador redondo com o ponteiro um pouco depois da marca do meio. — No telão, a faixa terracota é a energia cortada, crescendo ao longo da manhã.

O primeiro suspeito é o fio, e o operador tem motivo para ser cauteloso: em agosto de 2023, uma única linha desligada no Ceará começou um apagão que separou o Norte e o Nordeste do resto do país^{⁠Fonte 14 · 2023O apagão de 15 de agosto de 2023 começou às 8h30 com o desligamento de uma única linha de 500 kV no Ceará, entre Quixadá e Fortaleza, sem curto-circuito; segundo o ONS, os parques de vento e sol da região seguraram a tensão muito pior do que os modelos enviados pelas empresas previam, e o Norte e o Nordeste se separaram do resto do país.ONSabrir a fontever na lista}.

Só que, na hora do maior corte daquele domingo, o fio estava vazio: ao meio-dia, o Nordeste não mandava nada para fora e ainda recebia um pouco das outras regiões^{⁠Fonte 11 · 2026Na hora do maior corte, o fio que leva a energia do Nordeste para o resto do país estava praticamente vazio: ao meio-dia a região até recebia energia de fora; à noite, o mesmo fio ia quase cheio e era aí que o corte vinha da rede.ONSabrir a fontever na lista}.

O motivo estava escrito na própria ordem: controle de frequência^{⁠Fonte 12 · 2026A ordem de cortar chega à usina pelo centro de operação do ONS, por ligação gravada, mensagem ou comando automático; naquele domingo o motivo registrado era 'controle de frequência': havia mais energia do que consumo no país inteiro.ONSabrir a fontever na lista}. Traduzindo, tinha energia demais para o consumo do país naquela hora.

Minas Gerais e Rio Grande do Norte

Do telhado à pá

Energia demais é problema: a eletricidade precisa ser usada no instante em que nasce, ou não tem para onde ir. Não dá para guardar num silo, como a soja.

Ilustração vista do alto de um bairro de morro de uma cidade do Sudeste ao meio-dia de domingo: telhados de barro, de fibrocimento e lajes cobertos de placas solares escuras, caixas-d’água e um varal; na rua vazia, a porta de aço de uma loja da esquina está baixada e, mais longe, o galpão de uma pequena fábrica está com o portão fechado. — Domingo ao meio-dia: a fábrica fechada, a loja de porta baixada e os telhados gerando energia.

De onde vinha tanta energia num domingo? Dos telhados. Com fábrica fechada e comércio parado, o país consome pouco, e ao meio-dia as placas dos telhados do Brasil inteiro atendiam 28 GW, duas Itaipus^{⁠Fonte 15 · 2026Ao meio-dia daquele domingo, as placas dos telhados atendiam 28 GW do consumo do país, duas Itaipus, quatro quintos fora do Nordeste; o consumo que sobrava para as usinas grandes caiu para menos da metade do das oito da noite.ONSabrir a fontever na lista}.

A régua de Itaipus

O domingo do corte, em gigawatts

Itaipua potência da usina inteira14 GW
Vento e sol cortados no Nordesteàs dez e meia33 GW
Placas dos telhados do Brasilao meio-dia28 GW

Fontes:^{⁠Fonte 1 · 2026A usina de Itaipu tem 20 turbinas e 14 GW de potência instalada.Itaipu Binacionalabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 2 · 2026No domingo 19 de julho de 2026, às dez e meia da manhã, o ONS cortava 33 GW de vento e sol no Nordeste, mais de duas Itaipus; às sete da manhã o corte já tinha passado do tamanho de uma Itaipu.ONSabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 15 · 2026Ao meio-dia daquele domingo, as placas dos telhados atendiam 28 GW do consumo do país, duas Itaipus, quatro quintos fora do Nordeste; o consumo que sobrava para as usinas grandes caiu para menos da metade do das oito da noite.ONSabrir a fontever na lista}

O operador não manda nessas placas, a maioria fora do Nordeste. Com as represas perto do mínimo e parte das térmicas obrigada a gerar sempre um pouco^{⁠Fonte 16 · 2025Parte das térmicas é inflexível, ou seja, precisa gerar um mínimo por razão técnica ou de contrato; desde julho de 2025, uma portaria do MME deixa essas usinas oferecerem gerar menos quando sobra energia, até o fim de 2026.MMEabrir a fontever na lista}, sobra cortar o vento e o sol das usinas grandes^{⁠Fonte 17 · 2024Segundo o ONS, são as hidrelétricas que dão flexibilidade ao sistema: com o sol do meio-dia elas chegam perto do mínimo de geração e, no começo e no fim do dia, precisam gerar cada vez mais; nos domingos de pouco consumo, bater esse mínimo obriga a cortar vento e sol.ONSabrir a fontever na lista}. Assim, a placa de uma casa em Minas ajuda a parar a pá no Rio Grande do Norte, sem culpa do dono.

Em 2025, perto de um quinto do vento e do sol que o Nordeste podia gerar foi cortado: metade pela rede, metade por falta de quem consumisse^{⁠Fonte 18 · 2025Parte da energia que o vento e o sol poderiam gerar no Nordeste é cortada por ordem do ONS: em 2025, perto de um quinto, metade disso por limites e falhas da rede de transmissão e a outra metade porque não havia consumo para tanta energia naquela hora.ONSabrir a fontever na lista}. Em 2026, até outubro, dois de cada três megawatts-hora cortados já eram por falta de consumo^{⁠Fonte 19 · 2026Em 2026 o corte no Nordeste continua do mesmo tamanho, mas mudou de motivo: até outubro, dois em cada três megawatts-hora cortados foram por falta de consumo, e não por causa da rede.ONSabrir a fontever na lista}.

Represas do Sudeste

Pôr do sol: a hora errada

Se sobra energia ao meio-dia, por que a conta vem cara? Às três da tarde, o sol baixa em todos os telhados ao mesmo tempo e o consumo sobe: todo mundo em casa acende a luz, liga o chuveiro, a televisão.

Logo depois do pôr do sol, o país chega em casa e liga tudo ao mesmo tempo.

Em 2025, entre as três e as seis da tarde, as outras usinas precisaram somar em média 21 GW, uma Itaipu e meia^{⁠Fonte 20 · 2025Em 2025, em média, entre as três e as seis da tarde, as outras usinas do país precisaram gerar 21 GW a mais para cobrir o sol que se pôs e o consumo que subiu: uma Itaipu e meia em três horas.ONSabrir a fontever na lista}. A térmica quase não muda ao longo do dia; quem segura essa hora é a água das represas, com 31 GW a mais às sete da noite do que ao meio-dia^{⁠Fonte 21 · 2025Quem segura o começo da noite são as hidrelétricas: em 2025, em média, elas geraram 31 GW a mais às sete da noite do que ao meio-dia, quase o dobro, enquanto as térmicas ficaram praticamente iguais o dia inteiro.ONSabrir a fontever na lista}.

Quem segura o fim da tarde

Médias de 2025, em gigawatts

O que falta cobrir no fim da tardequando o sol se põe e o consumo sobe21 GW
O que as hidrelétricas somam à noitecomparado com o meio-dia31 GW
Itaipupara comparar14 GW

Fontes:^{⁠Fonte 20 · 2025Em 2025, em média, entre as três e as seis da tarde, as outras usinas do país precisaram gerar 21 GW a mais para cobrir o sol que se pôs e o consumo que subiu: uma Itaipu e meia em três horas.ONSabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 21 · 2025Quem segura o começo da noite são as hidrelétricas: em 2025, em média, elas geraram 31 GW a mais às sete da noite do que ao meio-dia, quase o dobro, enquanto as térmicas ficaram praticamente iguais o dia inteiro.ONSabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 1 · 2026A usina de Itaipu tem 20 turbinas e 14 GW de potência instalada.Itaipu Binacionalabrir a fontever na lista}

A represa funciona como a bateria do Brasil: segura a água ao meio-dia e solta no fim da tarde. Só que precisa gerar um mínimo, e no domingo ao meio-dia já estava perto dele: por isso quem parou foi a pá^{⁠Fonte 17 · 2024Segundo o ONS, são as hidrelétricas que dão flexibilidade ao sistema: com o sol do meio-dia elas chegam perto do mínimo de geração e, no começo e no fim do dia, precisam gerar cada vez mais; nos domingos de pouco consumo, bater esse mínimo obriga a cortar vento e sol.ONSabrir a fontever na lista}.

No domingo 28 de setembro de 2025, produzir um pouco mais de energia no Sudeste custou zero até as quatro da tarde e passou de R$ 300 o megawatt-hora no começo da noite^{⁠Fonte 22 · 2025No domingo 28 de setembro de 2025, o custo de produzir mais um megawatt-hora no Sudeste ficou em zero da manhã até as quatro da tarde e passou de R$ 300 no começo da noite.ONSabrir a fontever na lista}. A mesma energia, no mesmo dia, valeu nada e valeu caro.

Na seca, como naquele setembro, a térmica fica ligada o dia inteiro para a água durar até a noite e até a chuva voltar: em agosto de 2025, gerou mais que o dobro de março^{⁠Fonte 23 · 2025As térmicas não ligam só às seis da tarde: ficam ligadas o dia todo e pesam mais na seca; em agosto de 2025 geraram mais que o dobro de março.ONSabrir a fontever na lista}. É ela que pesa na bandeira vermelha da conta^{⁠Fonte 24 · 2025A ANEEL manteve a bandeira vermelha 2 em setembro de 2025 por causa do acionamento de térmicas, com a água chegando às represas abaixo da média; a bandeira existe para cobrir o custo de gerar com térmicas e de comprar energia cara quando falta água.ANEELabrir a fontever na lista}, e os cinco meses de mais corte de 2025 foram todos de bandeira vermelha^{⁠Fonte 3 · 2025Os cinco meses com mais corte de vento e sol em 2025, de julho a novembro, foram todos de bandeira vermelha.ONS e ANEELabrir a fontever na lista}: a seca do Sudeste cai na safra dos ventos do Nordeste.

Ilustração de uma mesa de cozinha de manhã: uma conta de luz genérica aberta ao lado do envelope rasgado, com o cabeçalho azul-claro, linhas cinza no lugar do texto, um pequeno gráfico de consumo e, num quadro, uma bandeirinha terracota impressa; em volta, uma caneca de café, uma caneta, uns óculos e um pedaço de pão. — A bandeirinha da conta vem da água que falta nas represas, e não do vento que sobra.

Sobra vento, sim, mas ao meio-dia, quando ninguém precisa. Às oito da noite, as pás voltam a girar e o fio vai quase cheio; o pouco que se corta é por causa da rede^{⁠Fonte 11 · 2026Na hora do maior corte, o fio que leva a energia do Nordeste para o resto do país estava praticamente vazio: ao meio-dia a região até recebia energia de fora; à noite, o mesmo fio ia quase cheio e era aí que o corte vinha da rede.ONSabrir a fontever na lista}. De dia, falta quem use. À noite, falta estrada.

Brasília (DF)

Quem paga pelo vento que não nasceu

Quem paga pela energia que ficou parada? Pelo corte do meio-dia, o dono do parque: a Lei 15.269, de novembro de 2025, só compensa parte dos cortes causados pela rede^{⁠Fonte 25 · 2026Pela Lei 15.269, de novembro de 2025, e pela portaria do MME de julho de 2026, o gerador pode ser compensado pelos cortes causados pela rede entre setembro de 2023 e novembro de 2025, se desistir das ações na Justiça; o corte por sobra de energia, quando não há consumo naquela hora, fica de fora.MMEabrir a fontever na lista}.

Ilustração do mesmo parque eólico no fim da tarde: o sol dourado, baixo, um palmo acima dos morros à esquerda, sombras compridas no chão, nuvens finas iluminadas no céu e as pás voltando a girar devagar. — No fim da tarde, as pás voltam a girar; a energia que não nasceu ao meio-dia não volta.

As associações de quem gera vento e sol pediram na Justiça para receber por todo o corte e perderam na primeira decisão, em setembro de 2026; a das eólicas vai recorrer^{⁠Fonte 26 · 2026Em 11 de setembro de 2026, a Justiça Federal no Distrito Federal negou o pedido da ABEEólica e da Absolar para que todo corte de geração fosse compensado; a ANEEL sustentou que o consumidor não deve pagar por energia de que não precisava naquela hora, e a ABEEólica disse que vai recorrer.Justiça Federalabrir a fontever na lista}. Para quem gera, é energia que podia ser vendida; para a ANEEL, o consumidor não deve pagar por energia de que ninguém precisava.

Veredito

Energia não espera

O Brasil manda desligar o vento do Nordeste porque a energia elétrica precisa ser usada na hora em que nasce. O vento está no lugar certo; falta o resto do sistema, para levar e para guardar. Culpar só o fio é ver metade do problema, e cada vez menos da metade.

Fio novo ajuda a noite: a linha do Maranhão a Goiás, leiloada em dezembro de 2023, vai levar 5 GW para o Centro-Sul, pouco mais de um terço de Itaipu^{⁠Fonte 27 · 2023Uma linha nova em corrente contínua, de Graça Aranha (MA) a Silvânia (GO), com cerca de 1.500 km, vai poder levar 5 GW do Nordeste para o Centro-Sul; foi leiloada em dezembro de 2023, com prazo de seis anos para ficar pronta.MMEabrir a fontever na lista}^{⁠Fonte 28 · 2023A linha nova do Maranhão a Goiás vai poder levar 5 GW do Nordeste para o Centro-Sul, pouco mais de um terço da potência de Itaipu.MMEabrir a fontever na lista}. Mas ao meio-dia de domingo sobra energia também do outro lado do fio^{⁠Fonte 12 · 2026A ordem de cortar chega à usina pelo centro de operação do ONS, por ligação gravada, mensagem ou comando automático; naquele domingo o motivo registrado era 'controle de frequência': havia mais energia do que consumo no país inteiro.ONSabrir a fontever na lista}.

O meio-dia pede outra coisa: guardar. Os primeiros leilões de baterias para a rede estão marcados para 2 e 4 de dezembro de 2026, cada projeto com quatro horas seguidas de entrega, o tamanho de um fim de tarde^{⁠Fonte 29 · 2026O Brasil marcou para 2 e 4 de dezembro de 2026 os primeiros leilões de baterias para a rede: cada projeto contratado terá de entregar potência por quatro horas seguidas, a partir de agosto de 2028.MMEabrir a fontever na lista}.

Ilustração de um terreno cercado no semiárido ao meio-dia: fileiras de contêineres brancos de bateria, com faixa cor de areia e unidades de refrigeração, ao lado de uma subestação de alta tensão de onde sai uma linha em torres de aço; ao fundo, turbinas brancas girando devagar sobre morros baixos. — Baterias ao lado da subestação: guardar a energia do meio-dia para o fim da tarde.

Ninguém aqui é vilão. O operador corta para o país não ficar no escuro, e o dono da placa só está usando o sol.

O vento do Nordeste está no lugar certo; falta o resto do sistema. Energia não espera.

Shorts deste vídeo

Por que o Brasil manda desligar o vento do Nordeste?
Short e Reel
Em que mês venta mais no Nordeste?
Short e Reel
A mesma energia valeu nada e valeu caro
Short e Reel

Para ir além

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Fontes

Cada número do texto tem uma nota azul. Toque nela para ver de onde veio.

Lista completa, com links

A usina de Itaipu tem 20 turbinas e 14 GW de potência instalada.
Itaipu Binacional: Itaipu Binacional, página Geração: 'Com 20 unidades geradoras e 14 GWh [sic, GW] de potência instalada' (20 unidades de 700 MW = 14.000 MW)
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No domingo 19 de julho de 2026, às dez e meia da manhã, o ONS cortava 33 GW de vento e sol no Nordeste, mais de duas Itaipus; às sete da manhã o corte já tinha passado do tamanho de uma Itaipu.
ONS: ONS, dados abertos, Restrição de Operação por Constrained-off de usinas eólicas e fotovoltaicas (semi-horário, MWmed, usinas Tipo I, II-B e II-C despachadas pelo ONS; solar em dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_fotovoltaica), subsistema Nordeste, 19/07/2026, cálculo próprio: soma da geração não realizada apurada (GNRa) de todas as usinas no patamar das 10h30 = 33.215 MWmed (eólica 24.866, solar 8.349), o maior de 2025 e 2026; no patamar das 7h00, 14.633 MWmed; 33.215 / 14.000 MW de Itaipu = 2,4. Razão do corte das 7h às 18h: só energética (às 6h30, 3% pela rede)
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Os cinco meses com mais corte de vento e sol em 2025, de julho a novembro, foram todos de bandeira vermelha.
ONS e ANEEL: ONS, dados abertos, Constrained-off de usinas eólicas e fotovoltaicas 2025, cálculo próprio, corte mensal no Brasil: julho 3,41; agosto 4,53; setembro 5,08; outubro 6,18; novembro 3,53 TWh (os cinco maiores do ano; o 6º é fevereiro, 3,35 TWh, bandeira verde); ANEEL, dados abertos, Bandeiras Tarifárias - Acionamento: vermelha 1 em julho, outubro e novembro e vermelha 2 em agosto e setembro de 2025
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O Rio Grande do Norte fica numa faixa dominada pelos ventos alísios, que sopram com grande constância, vindos de sudeste e leste, e ficam mais fortes de agosto a novembro.
CEPEL: CEPEL/CRESESB, Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Norte (2003, projeto de P&D COSERN–ANEEL), cap. 4, p. 27 do PDF: 'zona de predomínio dos ventos alísios, resultando em ventos com grande constância', direções sudeste e leste, 'ventos mais intensos nos meses de final de inverno e primavera (agosto a novembro)'; p. 5 do PDF: dunas 'orientadas segundo a direção dos ventos alísios, intensos e constantes'
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Os parques eólicos que entraram em operação no Brasil em 2024 têm fator de capacidade médio de 56%, o maior entre os 15 países que mais instalaram eólicas em terra naquele ano.
IRENA: IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 (2025), cap. 2, p. 76, Tabela 2.2 (fator de capacidade médio ponderado de projetos eólicos em terra por ano de comissionamento): Brasil 36% (2010), 54% (2023), 56% (2024); EUA 44%, Reino Unido 41%, China 33% em 2024
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Na média mundial, os parques eólicos em terra que entraram em operação em 2024 têm fator de capacidade de 34%.
IRENA: IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 (2025), cap. 2, p. 76: média mundial ponderada do fator de capacidade dos projetos eólicos em terra comissionados em 2024 (caiu de 36% em 2023 para 34%)
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Setembro é o auge do vento no Nordeste: na média de 2016 a 2025, a geração eólica da região nesse mês ficou 37% acima da média do ano.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2016 a 2025 (valores horários), subsistema Nordeste, cálculo próprio: geração eólica média de cada mês dividida pela média do próprio ano (para descontar o crescimento do parque), média dos 10 anos; setembro 1,37, agosto 1,32, outubro 1,26, março 0,64; setembro foi o mês de maior geração em 5 dos 10 anos e agosto em 3. É geração verificada, já descontados os cortes
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No mesmo setembro, a água que chega às hidrelétricas do Sudeste e do Centro-Oeste fica 57% abaixo da média do ano: é o mês mais seco das represas.
ONS: ONS, dados abertos, Energia Natural Afluente (ENA) diária por subsistema, 2015 a 2025, subsistema Sudeste/Centro-Oeste, ENA bruta (MWmed), cálculo próprio: média de cada mês dividida pela média do próprio ano, média dos 11 anos; setembro 0,43, agosto 0,48, fevereiro 1,67; setembro foi o mês de menor ENA em 8 dos 11 anos
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Em 2025, 93% da energia gerada pelo vento no Brasil saiu do Nordeste.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2025 (valores horários, arquivo BALANCO_ENERGIA_SUBSISTEMA_2025.csv): geração eólica do subsistema Nordeste 106,8 TWh de 115,4 TWh do SIN; cálculo próprio, reconferido em 27/10/2026. Capacidade em operação (ANEEL, SIGA, base de 01/10/2026): 32,6 GW de 34,9 GW das eólicas (93%) estão em estados do Nordeste
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Em 2025, quatro em cada cinco megawatts-hora gerados no Nordeste vieram do vento e do sol, e a região gerou bem mais energia do que consumiu: 171 TWh contra uma carga de 116 TWh.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2025 (valores horários), subsistema Nordeste, cálculo próprio reconferido em 27/10/2026: geração total 171,1 TWh (eólica 106,8; solar 29,3; hidráulica e térmica o resto), carga 116,2 TWh; eólica + solar = 79,5% da geração
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Na hora do maior corte, o fio que leva a energia do Nordeste para o resto do país estava praticamente vazio: ao meio-dia a região até recebia energia de fora; à noite, o mesmo fio ia quase cheio e era aí que o corte vinha da rede.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas (horário), subsistema Nordeste, 19/07/2026: intercâmbio líquido +196 MWmed às 10h, -272 às 11h e -339 às 12h (importação), contra +12.001 MWmed às 20h; Intercâmbio entre Subsistemas: Sudeste para Nordeste +1.004 MWmed às 11h. Constrained-off do mesmo dia: das 20h às 5h30, 2,3 a 5,2 GW cortados, quase todo por confiabilidade elétrica; das 7h às 18h, só razão energética (às 6h30, 3% pela rede)
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A ordem de cortar chega à usina pelo centro de operação do ONS, por ligação gravada, mensagem ou comando automático; naquele domingo o motivo registrado era 'controle de frequência': havia mais energia do que consumo no país inteiro.
ONS: ONS, dados abertos de constrained-off (campo dsc_restricao): todo o corte por razão energética do Nordeste em 19/07/2026 tem a descrição 'Controle de frequência do SIN.'; ONS, apresentação 'Operação em Tempo Real - Comando e Controle' à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, 28/10/2025 (CNOS e COSRs; ligações telefônicas gravadas, sistema de mensageria SINapse, controle automático de geração - CAG; dados de julho/2025: 1 centro nacional e 4 regionais, em Recife, Brasília, Rio de Janeiro e Florianópolis)
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Às dez e meia daquele domingo, os parques de vento ligados às subestações de João Câmara (RN) tinham 98% da energia que podiam gerar desligada.
ONS: ONS, dados abertos, Restrição de Operação por Constrained-off de usinas eólicas e fotovoltaicas (semi-horário, MWmed, usinas Tipo I, II-B e II-C despachadas pelo ONS; solar em dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_fotovoltaica), estado RN, 19/07/2026, pontos de conexão J. Camara II 230 kV, J. Camara III 500 kV e 230 kV e Joao Camara 69 kV (21 conjuntos eólicos), cálculo próprio: patamar das 10h30 geração 39 MWmed e GNRa 2.459 MWmed (98,4%); no dia inteiro, 76,9% do possível cortado (11,9 GWh gerados, 39,6 GWh não gerados). Rio Grande do Norte inteiro: 63,5% do possível cortado no dia, a maior parcela entre os estados do Nordeste com mais de 20 GWh possíveis
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O apagão de 15 de agosto de 2023 começou às 8h30 com o desligamento de uma única linha de 500 kV no Ceará, entre Quixadá e Fortaleza, sem curto-circuito; segundo o ONS, os parques de vento e sol da região seguraram a tensão muito pior do que os modelos enviados pelas empresas previam, e o Norte e o Nordeste se separaram do resto do país.
ONS: ONS, RAP-ONS 00012/2023, Análise da Perturbação do dia 15/08/2023 às 08h30min, versão final, p. 13-14: início com o desligamento automático da LT 500 kV Quixadá - Fortaleza II, só no terminal de Quixadá, por atuação da proteção, sem curto-circuito; 'desempenho dos parques eólicos e fotovoltaicos observado em campo ... muito aquém daquele obtido pelo ONS nos seus estudos'; interrupção de cerca de 23.368 MW de carga; carga toda restabelecida às 14h49. ONS, IPIE 021/2023: depois do evento, 'o sistema está sendo operado em condições mais conservadoras'
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Ao meio-dia daquele domingo, as placas dos telhados atendiam 28 GW do consumo do país, duas Itaipus, quatro quintos fora do Nordeste; o consumo que sobrava para as usinas grandes caiu para menos da metade do das oito da noite.
ONS: ONS, Carga Verificada (API de dados abertos apicarga.ons.org.br, campos val_cargammgd e val_cargaglobalsmmgd), 19/07/2026, média da hora das 12h: micro e minigeração distribuída 28.313 MWmed no SIN (Sudeste/Centro-Oeste 14,8 GW, Nordeste 5,5, Sul 4,9, Norte 2,9 GW); carga sem a MMGD 37,8 GW às 11h contra 83,7 GW às 20h (45%). ONS, RT DPL 0149/2026: com a MMGD, 'o aprofundamento do vale no meio do dia' e 'a intensificação da rampa de retomada ao final da tarde'
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Parte das térmicas é inflexível, ou seja, precisa gerar um mínimo por razão técnica ou de contrato; desde julho de 2025, uma portaria do MME deixa essas usinas oferecerem gerar menos quando sobra energia, até o fim de 2026.
MME: MME, Portaria Normativa nº 115, de 23/07/2025: redução, parcial ou total, da geração inflexível de termelétricas com contrato regulado despachadas pelo ONS em cenário de excedentes energéticos, por oferta aceita pelo ONS, vigente até 31/12/2026; a eixos (24/07/2025) cita cerca de 2 GW de térmicas inflexíveis aptas
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Segundo o ONS, são as hidrelétricas que dão flexibilidade ao sistema: com o sol do meio-dia elas chegam perto do mínimo de geração e, no começo e no fim do dia, precisam gerar cada vez mais; nos domingos de pouco consumo, bater esse mínimo obriga a cortar vento e sol.
ONS: ONS, Nota Técnica NT-ONS DPL 0111/2024, Avaliação dos Requisitos de Flexibilidade Operativa no SIN, outubro de 2024, seções 4 e 5 (análise de 2018 a 2024 e tendência para 2025 a 2028: rampas de geração hidrelétrica com amplitude acima de 20 GW ficaram frequentes em 2023)
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Parte da energia que o vento e o sol poderiam gerar no Nordeste é cortada por ordem do ONS: em 2025, perto de um quinto, metade disso por limites e falhas da rede de transmissão e a outra metade porque não havia consumo para tanta energia naquela hora.
ONS: ONS, dados abertos, Restrição de Operação por Constrained-off de usinas eólicas e fotovoltaicas (semi-horário, MWmed, usinas Tipo I, II-B e II-C despachadas pelo ONS; solar em dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_fotovoltaica), 2025, subsistema Nordeste, cálculo próprio refeito em 27/10/2026 (mesmo resultado do vídeo 6): geração verificada 119,5 TWh (eólica 102,7; solar 16,8) e geração não realizada apurada 31,4 TWh (eólica 25,7; solar 5,7), 20,8% do possível; por razão: energética (sem carga para alocar a geração) 16,3 TWh, confiabilidade elétrica 11,0 TWh e indisponibilidade externa 4,0 TWh (as duas razões da rede somam 48% do corte); categorias da REN ANEEL 1.073/2023
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Em 2026 o corte no Nordeste continua do mesmo tamanho, mas mudou de motivo: até outubro, dois em cada três megawatts-hora cortados foram por falta de consumo, e não por causa da rede.
ONS: ONS, dados abertos, Restrição de Operação por Constrained-off de usinas eólicas e fotovoltaicas (semi-horário, MWmed, usinas Tipo I, II-B e II-C despachadas pelo ONS; solar em dados.ons.org.br/dataset/restricao_coff_fotovoltaica), subsistema Nordeste, cálculo próprio, 01/01 a 26/10 (último dado publicado em 27/10/2026): 2026 com 26,7 TWh cortados (21,9% do possível), energética 18,0 TWh (67,4%), confiabilidade elétrica 6,2 e indisponibilidade externa 2,5 TWh; mesmo período de 2025: 25,7 TWh (20,7%), energética 13,2 TWh (51,1%), rede 12,6 TWh. Mês recorde: outubro de 2025 (5,5 TWh, 31,8% do possível); em 2026, agosto (4,5 TWh, 27,2%)
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Em 2025, em média, entre as três e as seis da tarde, as outras usinas do país precisaram gerar 21 GW a mais para cobrir o sol que se pôs e o consumo que subiu: uma Itaipu e meia em três horas.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2025 (valores horários, SIN), cálculo próprio: carga líquida = carga - geração eólica - geração fotovoltaica (a fotovoltaica do balanço inclui a estimativa do ONS para a micro e minigeração distribuída: pico de 42,6 GW em 27/11/2025, acima da capacidade centralizada). Média do ano: 52,8 GW às 15h e 74,2 GW às 18h (+21,4 GW); no mesmo intervalo a fotovoltaica cai de 20,9 para 0,3 GW e a carga sobe de 83,1 para 88,9 GW; a hora de maior carga média é 19h (90,0 GW). Em 315 dos 365 dias a subida das 15h às 18h passou de 14 GW. Maior subida em uma hora: +15,6 GW das 16h às 17h do sábado 09/08/2025. Itaipu: 14 GW instalados (fato da parte do Ato 2)
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Quem segura o começo da noite são as hidrelétricas: em 2025, em média, elas geraram 31 GW a mais às sete da noite do que ao meio-dia, quase o dobro, enquanto as térmicas ficaram praticamente iguais o dia inteiro.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2025 (valores horários, SIN), cálculo próprio, média do ano por hora: hidráulica 33,3 GW às 12h e 64,3 GW às 19h (+31,0 GW, inclui a parte de Itaipu); térmica 9,8 GW às 12h e 10,5 GW às 19h (+0,7 GW). No domingo 28/09/2025: hidráulica 20,9 GW às 10h e 50,3 GW às 19h
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No domingo 28 de setembro de 2025, o custo de produzir mais um megawatt-hora no Sudeste ficou em zero da manhã até as quatro da tarde e passou de R$ 300 no começo da noite.
ONS: ONS, dados abertos, CMO Semi-Horário 2025, subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 28/09/2025 (custo marginal de operação, R$/MWh, valores nominais): R$ 0 das 6h30 às 15h30, R$ 0,19 às 16h, R$ 280,53 às 16h30 e máximo de R$ 304,49 às 18h30; no Nordeste, zero das 6h30 às 15h30. Média de setembro de 2025 no Sudeste: R$ 80 às 12h e R$ 357 às 18h. O PLD horário da CCEE segue o CMO, limitado pelo piso de R$ 58,60/MWh em 2025 (ANEEL, Despacho 3.625/2024)
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As térmicas não ligam só às seis da tarde: ficam ligadas o dia todo e pesam mais na seca; em agosto de 2025 geraram mais que o dobro de março.
ONS: ONS, dados abertos, Balanço de Energia nos Subsistemas, 2025 (SIN), cálculo próprio: geração térmica de 4,70 TWh em março (6,3 GW médios) e 10,34 TWh em agosto (13,9 GW médios); de julho a novembro, entre 8,9 e 10,3 TWh por mês; no ano, 89,4 TWh, 12,8% da geração do SIN; perfil por hora quase plano (9,8 GW às 12h e 10,5 GW às 19h, média do ano)
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A ANEEL manteve a bandeira vermelha 2 em setembro de 2025 por causa do acionamento de térmicas, com a água chegando às represas abaixo da média; a bandeira existe para cobrir o custo de gerar com térmicas e de comprar energia cara quando falta água.
ANEEL: ANEEL, notícia de 29/08/2025 ('Contas de energia elétrica terão adicional devido ao acionamento de térmicas'; a Agência iNFRA, 29/08/2025, cita as 'condições de afluência dos reservatórios das usinas, abaixo da média'); mecanismo: ANEEL, dicionário de dados Bandeiras Tarifárias - Conta Bandeira (2023): quando as reservas estão baixas e o consumo alto, é preciso ativar mais termelétricas, de custo maior; a conta cobre o mercado de curto prazo, os contratos de térmicas por disponibilidade (CCEAR-D), o risco hidrológico e encargos (ESS/EER)
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Pela Lei 15.269, de novembro de 2025, e pela portaria do MME de julho de 2026, o gerador pode ser compensado pelos cortes causados pela rede entre setembro de 2023 e novembro de 2025, se desistir das ações na Justiça; o corte por sobra de energia, quando não há consumo naquela hora, fica de fora.
MME: Lei 15.269, de 24/11/2025 (conversão da MP 1.304/2025), que incluiu na Lei 10.848/2004 o art. 1º, § 11 (veda pôr no encargo o custo dos cortes por confiabilidade elétrica e por sobreoferta) e o art. 1º-B (compensação por indisponibilidade externa e confiabilidade elétrica de 01/09/2023 até a vigência, por termo de compromisso); Portaria Normativa MME nº 140, de 18/07/2026 (DOU de 21/07/2026), art. 1º e Anexo (Cláusula Primeira, Subcláusula Segunda: o 'corte por sobreoferta de energia elétrica' não é compensado; Cláusula Sétima: renúncia e desistência das ações)
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Em 11 de setembro de 2026, a Justiça Federal no Distrito Federal negou o pedido da ABEEólica e da Absolar para que todo corte de geração fosse compensado; a ANEEL sustentou que o consumidor não deve pagar por energia de que não precisava naquela hora, e a ABEEólica disse que vai recorrer.
Justiça Federal: Justiça Federal, Seção Judiciária do DF, 13ª Vara Federal Cível, processo 1098384-92.2023.4.01.3400, sentença de 11/09/2026 (ABEEólica e Absolar contra a ANEEL; pedido de afastar os limites da REN ANEEL 1.030/2022, alterada pela REN 1.073/2023); argumento da ANEEL transcrito na sentença; recurso anunciado pela ABEEólica (Movimento Econômico, 14/09/2026)
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Uma linha nova em corrente contínua, de Graça Aranha (MA) a Silvânia (GO), com cerca de 1.500 km, vai poder levar 5 GW do Nordeste para o Centro-Sul; foi leiloada em dezembro de 2023, com prazo de seis anos para ficar pronta.
MME: MME, notícia 'Grande obra de tecnologia energética é destaque no Leilão de Transmissão' (15/12/2023): bipolo de cerca de 800 kV, capacidade nominal de 5 GW, 1.513 km de linhas em MA, TO e GO, prazo de 72 meses; ANEEL, Leilão de Transmissão nº 2/2023, Lote 1 (State Grid Brazil Holding; investimento previsto de R$ 18,1 bi; finalidade: 'escoamento de excedentes de energia da região Nordeste')
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A linha nova do Maranhão a Goiás vai poder levar 5 GW do Nordeste para o Centro-Sul, pouco mais de um terço da potência de Itaipu.
MME: Cálculo a partir de veredito_bipolo_nordeste (MME e ANEEL, Leilão de Transmissão nº 2/2023, Lote 1: 5 GW) e itaipu_capacidade_gw (Itaipu Binacional: 14 GW): 5 / 14 = 35,7%
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O Brasil marcou para 2 e 4 de dezembro de 2026 os primeiros leilões de baterias para a rede: cada projeto contratado terá de entregar potência por quatro horas seguidas, a partir de agosto de 2028.
MME: MME, Portaria Normativa nº 136, de 01/06/2026: LRCAP de 2026 - Armazenamento Nacional em 02/12/2026 e LRCAP de 2026 - Armazenamento em 04/12/2026; entrega de potência por quatro horas por ciclo, início do suprimento em 01/08/2028, contratos de 15 anos; EPE (03/08/2026): 6.091 projetos cadastrados, 296.807 MW (cadastro não é habilitação nem contratação)
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Como este artigo foi feito

Pauta escolhida por uma pessoa e pesquisa em fontes públicas, citadas nas notas.
Vídeo e artigo elaborados a partir do roteiro, revisado e aprovado por uma pessoa.
Mapas, gráficos e o tatu feitos em código a partir dos dados citados.
Versão final assistida e aprovada por uma pessoa antes de publicar.

Conteúdo educativo. Não é recomendação de investimento.

próximo mapa

Por que o mapa engana sobre o tamanho do Brasil?

Em linha reta, de João Câmara até São Paulo é praticamente a distância de Lisboa a Berlim. No mapa-múndi mais famoso, essa linha parece bem mais curta que a da Europa. Por quê?

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