CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. PINDAÍ II 230 KV
Eólica · Conjunto de usinas · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~129 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_BA4EPND
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
127 GWh
Taxa de corte
29,9%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
296 GWh
Razão dominante
ENE
Energética — não ressarcível
Histórico mensal
Corte mensal por razão
Energia cortada (GWh) por razão da restrição
- Razão energética (ENE)
- Confiabilidade (CNF)
- Indisponibilidade externa (REL)
| Mês | Energética | Confiabilidade | Indisp. externa | Total | Geração |
|---|---|---|---|---|---|
| out/24 | 0 MWh | 201 MWh | 0 MWh | 201 MWh | 2,0 GWh |
| nov/24 | 2,0 GWh | 2,5 GWh | 163 MWh | 4,7 GWh | 26,1 GWh |
| dez/24 | 644 MWh | 536 MWh | 0 MWh | 1,2 GWh | 24,0 GWh |
| jan/25 | 578 MWh | 0 MWh | 3,5 GWh | 4,1 GWh | 13,6 GWh |
| fev/25 | 1,7 GWh | 1,8 GWh | 24,1 GWh | 27,6 GWh | 12,5 GWh |
| mar/25 | 1,7 GWh | 8,5 GWh | 1,3 GWh | 11,5 GWh | 28,1 GWh |
| abr/25 | 795 MWh | 34 MWh | 0 MWh | 829 MWh | 29,5 GWh |
| mai/25 | 4,0 GWh | 48 MWh | 1,6 GWh | 5,6 GWh | 45,6 GWh |
| jun/25 | 6,5 GWh | 2,8 GWh | 4,2 GWh | 13,6 GWh | 30,7 GWh |
| jul/25 | 4,3 GWh | 1,5 GWh | 1,5 GWh | 7,3 GWh | 32,9 GWh |
| ago/25 | 6,1 GWh | 2,5 GWh | 1,2 GWh | 9,8 GWh | 34,3 GWh |
| set/25 | 7,0 GWh | 5,0 GWh | 898 MWh | 12,9 GWh | 36,0 GWh |
| out/25 | 9,8 GWh | 8,7 GWh | 1,7 GWh | 20,1 GWh | 24,5 GWh |
| nov/25 | 5,8 GWh | 2,3 GWh | 384 MWh | 8,5 GWh | 15,0 GWh |
| dez/25 | 3,3 GWh | 839 MWh | 13 MWh | 4,2 GWh | 16,9 GWh |
| jan/26 | 2,7 GWh | 5,2 GWh | 10,3 GWh | 18,2 GWh | 10,8 GWh |
| fev/26 | 2,3 GWh | 41 MWh | 1,2 GWh | 3,5 GWh | 12,9 GWh |
| mar/26 | 4,4 GWh | 170 MWh | 603 MWh | 5,1 GWh | 23,1 GWh |
| abr/26 | 5,9 GWh | 0 MWh | 2,9 GWh | 8,8 GWh | 32,9 GWh |
| mai/26 | 10,3 GWh | 58 MWh | 7,1 GWh | 17,5 GWh | 28,5 GWh |
| jun/26 | 5,6 GWh | 0 MWh | 5,1 GWh | 10,7 GWh | 28,7 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/24 | 8,9% |
| nov/24 | 15,1% |
| dez/24 | 4,7% |
| jan/25 | 23,1% |
| fev/25 | 68,8% |
| mar/25 | 29,0% |
| abr/25 | 2,7% |
| mai/25 | 10,9% |
| jun/25 | 30,6% |
| jul/25 | 18,2% |
| ago/25 | 22,3% |
| set/25 | 26,5% |
| out/25 | 45,1% |
| nov/25 | 36,1% |
| dez/25 | 19,9% |
| jan/26 | 62,8% |
| fev/26 | 21,4% |
| mar/26 | 18,2% |
| abr/26 | 21,1% |
| mai/26 | 38,0% |
| jun/26 | 27,1% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 2,1 GWh | 21,7 GWh |
| 01h | 2,1 GWh | 21,6 GWh |
| 02h | 2,1 GWh | 21,5 GWh |
| 03h | 2,2 GWh | 21,3 GWh |
| 04h | 2,2 GWh | 21,2 GWh |
| 05h | 3,3 GWh | 20,3 GWh |
| 06h | 7,5 GWh | 15,9 GWh |
| 07h | 11,5 GWh | 10,9 GWh |
| 08h | 12,7 GWh | 8,5 GWh |
| 09h | 13,0 GWh | 6,8 GWh |
| 10h | 11,9 GWh | 5,7 GWh |
| 11h | 10,2 GWh | 5,0 GWh |
| 12h | 8,7 GWh | 4,2 GWh |
| 13h | 6,8 GWh | 4,0 GWh |
| 14h | 5,0 GWh | 4,7 GWh |
| 15h | 3,7 GWh | 5,5 GWh |
| 16h | 2,7 GWh | 7,3 GWh |
| 17h | 1,7 GWh | 9,7 GWh |
| 18h | 1,7 GWh | 12,5 GWh |
| 19h | 2,7 GWh | 14,7 GWh |
| 20h | 3,5 GWh | 16,5 GWh |
| 21h | 3,4 GWh | 18,5 GWh |
| 22h | 3,0 GWh | 20,3 GWh |
| 23h | 2,3 GWh | 21,2 GWh |
O formato horário determina o que uma carga flexível ou um BESS co-localizado consegue capturar: corte concentrado em poucas horas favorece baterias de menor duração; corte espalhado favorece cargas contínuas.
Valor implícito da energia cortada
Duas bases, sempre identificadas: PLD horário (cada meia-hora cortada × PLD CCEE da hora no submercado — computado, não premissa) e preço de contrato (premissa editável). O PLD implícito abaixo do PLD médio do submercado é esperado: o corte concentra-se nas horas de sobreoferta, quando o preço está no piso.
| Ano | Energia cortada | Valor a PLD horário | PLD implícito | A preço de contrato* |
|---|---|---|---|---|
| 2024 | 6,0 GWh | R$ 559,4 mil | R$ 93/MWh | R$ 1,1 mi |
| 2025 | 126 GWh | R$ 14,5 mi | R$ 115/MWh | R$ 22,7 mi |
| 2026 | 63,9 GWh | R$ 9,6 mi | R$ 150/MWh | R$ 11,5 mi |
| Total | 196 GWh | R$ 24,6 mi | R$ 35,3 mi |
BESS co-localizado — potencial de captura (2025)
Limite superior teórico: 1 ciclo/dia, captura diária = mín(corte do dia, capacidade), sem perdas nem restrição de potência — dimensionado sobre a potência máxima verificada da usina. Serve para triagem, não para dimensionamento.
| Configuração | Potência | Capacidade | Captura do corte | % do corte | Referência de valor* |
|---|---|---|---|---|---|
| 10% da potência × 4 h | 12 MW | 49 MWh | 13,5 GWh | 10,7% | R$ 3,1 mi |
| 20% da potência × 4 h | 25 MW | 99 MWh | 24,7 GWh | 19,6% | R$ 5,7 mi |
| 30% da potência × 4 h | 37 MW | 148 MWh | 35,0 GWh | 27,8% | R$ 8,1 mi |
* energia capturada × média das 4 horas mais caras de cada dia no submercado Nordeste em 2025 (R$ 230/MWh, PLD CCEE) — referência de teto para descarga em ponta, antes de perdas, encargos e estratégia de despacho. Análise completa de arbitragem no relatório assinado.
Fontes e metodologia
Corte: ONS, datasets de Restrição de Operação por Constrained-off (CC-BY), fórmula max(0, referência_final ?? referência − geração) × 0,5h por período restrito. Preços: PLD horário CCEE (CC-BY). Dados sujeitos a reapuração pelo ONS; mês corrente excluído. Metodologia completa em mwatt.app/corte/metodologia. Este documento é uma prévia gerada automaticamente a partir de dados públicos; não é recomendação de investimento nem aconselhamento regulatório.
Relatório completo de CONJ. PINDAÍ II 230 KV
Versão assinada e aprofundada: premissas customizadas (preço de contrato, curva de PLD, perdas e estratégia de despacho do BESS), comparação com usinas vizinhas, atualização mensal e suporte a due diligence. Entrega em PDF. A partir de R$ 2.000 por site.
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