CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. IGAPORÃ II
Eólica · Conjunto de usinas · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~294 MW (disponibilidade máx.)
Série: maio de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_BAIGD
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
331 GWh
Taxa de corte
25,0%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
993 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| mai/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| jun/22 | 0 MWh | 0 MWh | 118 MWh | 118 MWh | 101 GWh |
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 5,3 GWh | 5,3 GWh | 135 GWh |
| ago/22 | 266 MWh | 905 MWh | 3,5 GWh | 4,6 GWh | 138 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 865 MWh | 865 MWh | 126 GWh |
| out/22 | 349 MWh | 164 MWh | 2,1 GWh | 2,6 GWh | 130 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 70,2 GWh |
| dez/22 | 161 MWh | 63 MWh | 565 MWh | 789 MWh | 64,7 GWh |
| jan/23 | 260 MWh | 0 MWh | 8 MWh | 268 MWh | 68,5 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 802 MWh | 264 MWh | 1,1 GWh | 99,7 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 4,8 GWh | 4,8 GWh | 122 GWh |
| abr/23 | 369 MWh | 0 MWh | 1,8 GWh | 2,2 GWh | 91,9 GWh |
| mai/23 | 395 MWh | 0 MWh | 930 MWh | 1,3 GWh | 111 GWh |
| jun/23 | 1,7 GWh | 471 MWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 130 GWh |
| jul/23 | 2,1 GWh | 511 MWh | 860 MWh | 3,5 GWh | 127 GWh |
| ago/23 | 1,4 GWh | 249 MWh | 0 MWh | 1,7 GWh | 105 GWh |
| set/23 | 378 MWh | 2,0 GWh | 1,3 GWh | 3,7 GWh | 127 GWh |
| out/23 | 1,9 GWh | 0 MWh | 4,1 GWh | 6,1 GWh | 110 GWh |
| nov/23 | 1,4 GWh | 0 MWh | 3,3 GWh | 4,7 GWh | 74,3 GWh |
| dez/23 | 1,1 GWh | 0 MWh | 999 MWh | 2,1 GWh | 83,9 GWh |
| jan/24 | 203 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 203 MWh | 45,4 GWh |
| fev/24 | 287 MWh | 11,1 GWh | 33 MWh | 11,4 GWh | 66,0 GWh |
| mar/24 | 578 MWh | 5,4 GWh | 0 MWh | 5,9 GWh | 68,2 GWh |
| abr/24 | 793 MWh | 3,4 GWh | 505 MWh | 4,7 GWh | 103 GWh |
| mai/24 | 3,1 GWh | 13,4 GWh | 368 MWh | 16,9 GWh | 107 GWh |
| jun/24 | 5,2 GWh | 2,1 GWh | 2,6 GWh | 9,9 GWh | 120 GWh |
| jul/24 | 2,4 GWh | 3,4 GWh | 8,5 GWh | 14,3 GWh | 121 GWh |
| ago/24 | 2,5 GWh | 7,1 GWh | 4,4 GWh | 14,0 GWh | 121 GWh |
| set/24 | 8,6 GWh | 9,4 GWh | 6,9 GWh | 24,9 GWh | 120 GWh |
| out/24 | 2,7 GWh | 6,0 GWh | 3,8 GWh | 12,5 GWh | 93,1 GWh |
| nov/24 | 5,1 GWh | 6,8 GWh | 541 MWh | 12,5 GWh | 74,3 GWh |
| dez/24 | 2,1 GWh | 1,3 GWh | 0 MWh | 3,5 GWh | 58,8 GWh |
| jan/25 | 1,2 GWh | 0 MWh | 10,7 GWh | 11,9 GWh | 38,9 GWh |
| fev/25 | 5,7 GWh | 5,4 GWh | 54,7 GWh | 65,8 GWh | 41,1 GWh |
| mar/25 | 5,8 GWh | 23,0 GWh | 3,6 GWh | 32,4 GWh | 82,3 GWh |
| abr/25 | 1,8 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,8 GWh | 87,2 GWh |
| mai/25 | 10,7 GWh | 172 MWh | 4,7 GWh | 15,6 GWh | 140 GWh |
| jun/25 | 18,5 GWh | 4,4 GWh | 12,6 GWh | 35,5 GWh | 98,1 GWh |
| jul/25 | 14,3 GWh | 4,6 GWh | 4,9 GWh | 23,8 GWh | 106 GWh |
| ago/25 | 17,9 GWh | 7,8 GWh | 2,1 GWh | 27,8 GWh | 120 GWh |
| set/25 | 21,7 GWh | 8,8 GWh | 3,0 GWh | 33,6 GWh | 125 GWh |
| out/25 | 19,9 GWh | 17,0 GWh | 3,5 GWh | 40,4 GWh | 120 GWh |
| nov/25 | 10,2 GWh | 5,0 GWh | 683 MWh | 15,9 GWh | 64,1 GWh |
| dez/25 | 6,5 GWh | 2,2 GWh | 13 MWh | 8,7 GWh | 53,9 GWh |
| jan/26 | 4,8 GWh | 13,7 GWh | 31,4 GWh | 50,0 GWh | 43,5 GWh |
| fev/26 | 6,3 GWh | 39 MWh | 4,2 GWh | 10,6 GWh | 39,7 GWh |
| mar/26 | 9,5 GWh | 422 MWh | 1,1 GWh | 11,0 GWh | 63,8 GWh |
| abr/26 | 16,4 GWh | 0 MWh | 7,0 GWh | 23,4 GWh | 93,1 GWh |
| mai/26 | 30,8 GWh | 144 MWh | 22,3 GWh | 53,2 GWh | 87,7 GWh |
| jun/26 | 17,1 GWh | 0 MWh | 15,3 GWh | 32,4 GWh | 75,9 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| mai/22 | 0,0% |
| jun/22 | 0,1% |
| jul/22 | 3,8% |
| ago/22 | 3,3% |
| set/22 | 0,7% |
| out/22 | 2,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 1,2% |
| jan/23 | 0,4% |
| fev/23 | 1,1% |
| mar/23 | 3,8% |
| abr/23 | 2,3% |
| mai/23 | 1,2% |
| jun/23 | 1,6% |
| jul/23 | 2,7% |
| ago/23 | 1,6% |
| set/23 | 2,8% |
| out/23 | 5,2% |
| nov/23 | 6,0% |
| dez/23 | 2,4% |
| jan/24 | 0,4% |
| fev/24 | 14,7% |
| mar/24 | 8,0% |
| abr/24 | 4,4% |
| mai/24 | 13,7% |
| jun/24 | 7,6% |
| jul/24 | 10,6% |
| ago/24 | 10,4% |
| set/24 | 17,1% |
| out/24 | 11,8% |
| nov/24 | 14,4% |
| dez/24 | 5,6% |
| jan/25 | 23,4% |
| fev/25 | 61,5% |
| mar/25 | 28,3% |
| abr/25 | 2,0% |
| mai/25 | 10,0% |
| jun/25 | 26,6% |
| jul/25 | 18,3% |
| ago/25 | 18,8% |
| set/25 | 21,2% |
| out/25 | 25,3% |
| nov/25 | 19,8% |
| dez/25 | 14,0% |
| jan/26 | 53,5% |
| fev/26 | 21,0% |
| mar/26 | 14,7% |
| abr/26 | 20,1% |
| mai/26 | 37,8% |
| jun/26 | 29,9% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 4,3 GWh | 69,5 GWh |
| 01h | 4,7 GWh | 69,8 GWh |
| 02h | 4,2 GWh | 69,6 GWh |
| 03h | 4,7 GWh | 68,6 GWh |
| 04h | 5,2 GWh | 68,4 GWh |
| 05h | 6,2 GWh | 67,3 GWh |
| 06h | 14,8 GWh | 57,2 GWh |
| 07h | 27,4 GWh | 42,4 GWh |
| 08h | 33,0 GWh | 34,0 GWh |
| 09h | 34,6 GWh | 28,0 GWh |
| 10h | 32,0 GWh | 23,1 GWh |
| 11h | 26,9 GWh | 19,3 GWh |
| 12h | 22,3 GWh | 16,2 GWh |
| 13h | 17,6 GWh | 15,3 GWh |
| 14h | 13,9 GWh | 17,0 GWh |
| 15h | 11,1 GWh | 19,7 GWh |
| 16h | 7,8 GWh | 25,4 GWh |
| 17h | 4,2 GWh | 31,6 GWh |
| 18h | 3,4 GWh | 38,6 GWh |
| 19h | 6,0 GWh | 47,1 GWh |
| 20h | 7,6 GWh | 54,0 GWh |
| 21h | 7,9 GWh | 60,3 GWh |
| 22h | 7,4 GWh | 65,1 GWh |
| 23h | 5,8 GWh | 68,4 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* |
|---|---|---|---|---|
| 2022 | 14,3 GWh | R$ 864,1 mil | R$ 60/MWh | R$ 2,6 mi |
| 2023 | 33,4 GWh | R$ 2,3 mi | R$ 69/MWh | R$ 6,0 mi |
| 2024 | 131 GWh | R$ 13,5 mi | R$ 103/MWh | R$ 23,5 mi |
| 2025 | 313 GWh | R$ 34,4 mi | R$ 110/MWh | R$ 56,4 mi |
| 2026 | 181 GWh | R$ 28,0 mi | R$ 155/MWh | R$ 32,5 mi |
| Total | 672 GWh | R$ 79,1 mi | R$ 121 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 | 29 MW | 118 MWh | 31,6 GWh | 10,1% | R$ 7,3 mi |
| 20% da potência × 4 h | 59 MW | 236 MWh | 56,8 GWh | 18,1% | R$ 13,1 mi |
| 30% da potência × 4 h | 88 MW | 353 MWh | 79,6 GWh | 25,4% | R$ 18,3 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 II
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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