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A capacidade de transmissão no Nordeste chegou a zero para os novos projetos de geração analisados pelo ONS, deixando uma fila de 8,57 GW diante de corredores já pressionados, embora 223 pedidos de rescisão possam mudar a ocupação considerada nas próximas rodadas.
O diagnóstico faz parte da primeira Temporada de Acesso de 2026, mecanismo que reúne solicitações de conexão para analisar de forma coordenada o uso permanente da Rede Básica.
A nota técnica do Operador Nacional do Sistema Elétrico indica que os limites de exportação de energia são atingidos justamente nos cenários de produção renovável mais elevada.
Os projetos cadastrados no Nordeste para o horizonte de 2031 somam cerca de 8,57 GW. A Bahia concentra a maior parcela, com aproximadamente 4,66 GW.
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Apesar do volume solicitado, os barramentos avaliados aparecem com capacidade remanescente igual a zero. Isso não significa falta de usinas ou de recurso energético, mas ausência de espaço seguro para escoar geração adicional nas condições simuladas.
Capacidade de transmissão no Nordeste esbarra na exportação de energia
Segundo a nota técnica do ONS, os principais fatores limitantes estão ligados à exportação do Nordeste e à exportação conjunta das regiões Norte e Nordeste.
Durante o dia, parques eólicos, usinas solares centralizadas, micro e minigeração distribuída e outras fontes produzem simultaneamente. O excedente pressiona as interligações que levam energia ao Sudeste e ao Centro-Oeste.
À noite, a configuração muda. Sem a mesma produção solar, os corredores encontram condições mais favoráveis, mas essa folga horária não resolve o pedido de uma usina que precisa de acesso permanente.
Esse contraste explica por que o problema é sistêmico. A análise não olha apenas um fio ou uma subestação isolada. Ela testa o comportamento combinado de geração, consumo e intercâmbio entre regiões.
A Temporada de Acesso foi criada para comparar pedidos que disputam a mesma infraestrutura. Quando a demanda supera a capacidade, o processo pode exigir competição pelos pontos de conexão disponíveis.
No caso nordestino analisado, o resultado inicial é mais duro: capacidade remanescente zero nos pontos ligados aos novos projetos de geração considerados.
Isso atinge especialmente empreendimentos renováveis que planejam vender energia para centros consumidores distantes. Sem uma conexão capaz de transportar a produção, o recurso natural não se converte em entrega física ao mercado.
O gargalo também aparece enquanto usinas já conectadas sofrem cortes de geração, conhecidos no setor como curtailment. O ONS ressalva que esses cortes não podem ser tratados como capacidade livre.
Usar a energia cortada como espaço para novos acessos significaria aceitar mais projetos mediante aumento ou redistribuição das restrições impostas a quem já utiliza a rede.
A distinção é importante. Um fluxo reduzido por ordem operativa não equivale a uma margem estrutural disponível. Ele pode ser justamente o sinal de que o corredor chegou ao limite.
Exceção de 633 MW atende usinas voltadas ao horário de ponta
O bloqueio não se aplica da mesma forma aos vencedores do Leilão de Reserva de Capacidade de 2026. A análise encontrou espaço para quatro acessos que somam aproximadamente 633 MW.
Os projetos são Rio Largo II, em Alagoas; Camaçari IV e Polo, na Bahia; Suape II, em Pernambuco; e Açu II, no Rio Grande do Norte.
Essas usinas estão associadas ao atendimento da ponta, predominantemente em horários noturnos. Por isso, o ONS avalia os acessos em cenários específicos de despacho, diferentes da produção renovável simultânea durante o dia.
A exceção não contradiz o diagnóstico geral. Ela mostra que localização, horário de operação e função no sistema alteram a pressão exercida por cada empreendimento sobre a transmissão.
Olhando assim, dois projetos com a mesma potência podem ter efeitos bastante diferentes. Um injeta energia quando o corredor está saturado; outro opera quando a carga cresce e a geração solar caiu.
A fila considerada pelo ONS também pode mudar. O estudo manteve empreendimentos que já possuem Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, inclusive aqueles que pediram adesão ao mecanismo de rescisão amigável.
Foram recebidas 223 solicitações de rescisão, ainda pendentes de conclusão na Agência Nacional de Energia Elétrica. Se parte delas for efetivada, a ocupação usada nas próximas análises poderá diminuir.
Não existe, portanto, garantia de que os 8,57 GW permanecerão bloqueados para sempre. Também não há garantia de que todas as saídas abrirão espaço equivalente, porque a rede responde à posição e ao perfil de cada conexão.
O resultado publicado serve para subsidiar os Diagnósticos Prévios de Acesso e, depois, a possível assinatura dos contratos de uso da transmissão pelos agentes que avançarem.
Para investidores, o documento coloca a conexão no centro da decisão. Terreno, vento, sol e licença não bastam quando a energia produzida não encontra corredor disponível até o mercado.
Para o planejamento público, a fila revela onde novas linhas, reforços ou mudanças operativas terão maior efeito. Contudo, obras de transmissão exigem projeto, licenciamento, contratação e tempo de implantação.
A capacidade zero é uma fotografia técnica da primeira temporada de 2026. As 223 rescisões podem redesenhar parte dela, mas o volume de pedidos mostra que o desafio é maior que uma única revisão cadastral.
A nota também separa pedidos de geração e consumo, pois uma nova carga pode aliviar ou agravar fluxos dependendo do ponto e do horário. A análise conjunta evita reservar capacidade olhando cada empreendimento de forma isolada.
Caso a disputa por um ponto continue depois das revisões, a política prevê processo competitivo. Antes disso, o ONS publica os quantitativos para que os agentes conheçam a margem e os fatores limitantes encontrados.
O sinal para a expansão renovável é claro: novos parques precisam nascer junto de transmissão, armazenamento ou demanda regional. Acrescentar apenas geração em uma área exportadora amplia a fila sem resolver o escoamento.
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