CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. IGAPORÃ III 500 KV
Eólica · Conjunto de usinas · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~228 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_BA5EIGT
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
244 GWh
Taxa de corte
35,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
451 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 | 426 MWh | 0 MWh | 426 MWh | 2,6 GWh |
| nov/24 | 3,5 GWh | 4,6 GWh | 901 MWh | 9,0 GWh | 33,7 GWh |
| dez/24 | 2,5 GWh | 664 MWh | 0 MWh | 3,1 GWh | 28,8 GWh |
| jan/25 | 1,4 GWh | 0 MWh | 6,8 GWh | 8,2 GWh | 15,1 GWh |
| fev/25 | 3,3 GWh | 3,6 GWh | 48,4 GWh | 55,3 GWh | 15,7 GWh |
| mar/25 | 3,6 GWh | 15,5 GWh | 4,2 GWh | 23,4 GWh | 36,8 GWh |
| abr/25 | 2,7 GWh | 286 MWh | 0 MWh | 2,9 GWh | 44,5 GWh |
| mai/25 | 9,8 GWh | 138 MWh | 3,9 GWh | 13,8 GWh | 66,7 GWh |
| jun/25 | 13,7 GWh | 8,1 GWh | 9,3 GWh | 31,1 GWh | 39,0 GWh |
| jul/25 | 9,9 GWh | 4,9 GWh | 4,5 GWh | 19,3 GWh | 51,4 GWh |
| ago/25 | 12,9 GWh | 8,0 GWh | 5,7 GWh | 26,7 GWh | 50,2 GWh |
| set/25 | 15,7 GWh | 12,7 GWh | 3,0 GWh | 31,4 GWh | 52,0 GWh |
| out/25 | 17,7 GWh | 18,9 GWh | 4,4 GWh | 41,1 GWh | 38,4 GWh |
| nov/25 | 10,7 GWh | 4,8 GWh | 2,0 GWh | 17,5 GWh | 20,3 GWh |
| dez/25 | 5,4 GWh | 2,0 GWh | 138 MWh | 7,5 GWh | 23,7 GWh |
| jan/26 | 4,3 GWh | 7,7 GWh | 21,3 GWh | 33,2 GWh | 18,0 GWh |
| fev/26 | 4,0 GWh | 104 MWh | 3,0 GWh | 7,1 GWh | 17,3 GWh |
| mar/26 | 6,1 GWh | 381 MWh | 1,2 GWh | 7,7 GWh | 27,4 GWh |
| abr/26 | 9,8 GWh | 0 MWh | 5,9 GWh | 15,7 GWh | 52,1 GWh |
| mai/26 | 11,7 GWh | 40 MWh | 10,6 GWh | 22,3 GWh | 51,6 GWh |
| jun/26 | 7,6 GWh | 0 MWh | 7,4 GWh | 15,0 GWh | 49,0 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/24 | 14,2% |
| nov/24 | 21,1% |
| dez/24 | 9,8% |
| jan/25 | 35,2% |
| fev/25 | 77,9% |
| mar/25 | 38,8% |
| abr/25 | 6,2% |
| mai/25 | 17,2% |
| jun/25 | 44,4% |
| jul/25 | 27,3% |
| ago/25 | 34,7% |
| set/25 | 37,6% |
| out/25 | 51,7% |
| nov/25 | 46,2% |
| dez/25 | 24,0% |
| jan/26 | 64,8% |
| fev/26 | 29,2% |
| mar/26 | 22,0% |
| abr/26 | 23,2% |
| mai/26 | 30,2% |
| jun/26 | 23,5% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 5,2 GWh | 33,4 GWh |
| 01h | 5,3 GWh | 33,3 GWh |
| 02h | 5,6 GWh | 32,3 GWh |
| 03h | 5,9 GWh | 31,9 GWh |
| 04h | 6,9 GWh | 31,3 GWh |
| 05h | 9,8 GWh | 29,7 GWh |
| 06h | 19,8 GWh | 21,9 GWh |
| 07h | 26,9 GWh | 14,5 GWh |
| 08h | 28,3 GWh | 11,2 GWh |
| 09h | 26,9 GWh | 8,3 GWh |
| 10h | 23,4 GWh | 6,1 GWh |
| 11h | 19,0 GWh | 4,6 GWh |
| 12h | 15,1 GWh | 3,6 GWh |
| 13h | 12,1 GWh | 3,5 GWh |
| 14h | 9,7 GWh | 4,3 GWh |
| 15h | 8,0 GWh | 5,7 GWh |
| 16h | 6,3 GWh | 8,3 GWh |
| 17h | 3,9 GWh | 12,0 GWh |
| 18h | 3,4 GWh | 16,9 GWh |
| 19h | 5,8 GWh | 22,6 GWh |
| 20h | 8,3 GWh | 26,0 GWh |
| 21h | 8,8 GWh | 28,6 GWh |
| 22h | 7,9 GWh | 30,9 GWh |
| 23h | 5,9 GWh | 33,0 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 | 12,6 GWh | R$ 1,1 mi | R$ 89/MWh | R$ 2,3 mi |
| 2025 | 278 GWh | R$ 34,9 mi | R$ 125/MWh | R$ 50,1 mi |
| 2026 | 101 GWh | R$ 16,4 mi | R$ 162/MWh | R$ 18,2 mi |
| Total | 392 GWh | R$ 52,4 mi | R$ 70,5 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 | 23 MW | 91 MWh | 27,6 GWh | 9,9% | R$ 6,3 mi |
| 20% da potência × 4 h | 46 MW | 182 MWh | 50,1 GWh | 18,0% | R$ 11,5 mi |
| 30% da potência × 4 h | 68 MW | 273 MWh | 70,5 GWh | 25,3% | R$ 16,2 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. IGAPORÃ III 500 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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