CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. TRÊS MARIAS 3 138 KV
Solar · Conjunto de usinas · MINAS GERAIS (MG) · Submercado Sudeste/Centro-Oeste · ~70 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_MGJSNU
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
14,0 GWh
Taxa de corte
9,6%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
133 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 | 5 MWh | 9 MWh | 0 MWh | 15 MWh | 4,3 GWh |
| nov/24 | 259 MWh | 338 MWh | 104 MWh | 701 MWh | 7,3 GWh |
| dez/24 | 2,5 GWh | 278 MWh | 0 MWh | 2,8 GWh | 9,1 GWh |
| jan/25 | 164 MWh | 170 MWh | 351 MWh | 684 MWh | 12,3 GWh |
| fev/25 | 410 MWh | 0 MWh | 42 MWh | 452 MWh | 13,8 GWh |
| mar/25 | 481 MWh | 146 MWh | 0 MWh | 627 MWh | 14,7 GWh |
| abr/25 | 681 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 681 MWh | 10,8 GWh |
| mai/25 | 1,2 GWh | 127 MWh | 37 MWh | 1,4 GWh | 10,2 GWh |
| jun/25 | 707 MWh | 73 MWh | 0 MWh | 781 MWh | 10,6 GWh |
| jul/25 | 637 MWh | 169 MWh | 0 MWh | 806 MWh | 10,7 GWh |
| ago/25 | 649 MWh | 601 MWh | 0 MWh | 1,3 GWh | 10,2 GWh |
| set/25 | 1,1 GWh | 752 MWh | 82 MWh | 1,9 GWh | 10,2 GWh |
| out/25 | 1,5 GWh | 111 MWh | 0 MWh | 1,6 GWh | 12,2 GWh |
| nov/25 | 1,3 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,3 GWh | 13,1 GWh |
| dez/25 | 779 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 779 MWh | 12,1 GWh |
| jan/26 | 757 MWh | 0 MWh | 118 MWh | 875 MWh | 11,3 GWh |
| fev/26 | 513 MWh | 0 MWh | 38 MWh | 552 MWh | 11,4 GWh |
| mar/26 | 1,7 GWh | 0 MWh | 148 MWh | 1,8 GWh | 10,4 GWh |
| abr/26 | 1,3 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,3 GWh | 11,5 GWh |
| mai/26 | 1,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,1 GWh | 9,7 GWh |
| jun/26 | 716 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 716 MWh | 9,6 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/24 | 0,3% |
| nov/24 | 8,8% |
| dez/24 | 23,2% |
| jan/25 | 5,3% |
| fev/25 | 3,2% |
| mar/25 | 4,1% |
| abr/25 | 5,9% |
| mai/25 | 12,0% |
| jun/25 | 6,8% |
| jul/25 | 7,0% |
| ago/25 | 10,9% |
| set/25 | 15,9% |
| out/25 | 11,5% |
| nov/25 | 9,1% |
| dez/25 | 6,1% |
| jan/26 | 7,2% |
| fev/26 | 4,6% |
| mar/26 | 14,8% |
| abr/26 | 10,3% |
| mai/26 | 10,2% |
| jun/26 | 6,9% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 0 MWh | 0 MWh |
| 01h | 0 MWh | 0 MWh |
| 02h | 0 MWh | 0 MWh |
| 03h | 0 MWh | 0 MWh |
| 04h | 0 MWh | 71 MWh |
| 05h | 0 MWh | 152 MWh |
| 06h | 85 MWh | 2,6 GWh |
| 07h | 1,4 GWh | 8,9 GWh |
| 08h | 2,0 GWh | 12,9 GWh |
| 09h | 1,7 GWh | 14,0 GWh |
| 10h | 1,8 GWh | 14,4 GWh |
| 11h | 1,7 GWh | 14,9 GWh |
| 12h | 1,6 GWh | 14,7 GWh |
| 13h | 1,1 GWh | 15,5 GWh |
| 14h | 460 MWh | 15,9 GWh |
| 15h | 299 MWh | 15,1 GWh |
| 16h | 114 MWh | 9,1 GWh |
| 17h | 11 MWh | 2,4 GWh |
| 18h | 0 MWh | 288 MWh |
| 19h | 0 MWh | 148 MWh |
| 20h | 0 MWh | 0 MWh |
| 21h | 0 MWh | 0 MWh |
| 22h | 0 MWh | 0 MWh |
| 23h | 0 MWh | 0 MWh |
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 | 3,5 GWh | R$ 215,9 mil | R$ 62/MWh | R$ 626,4 mil |
| 2025 | 12,3 GWh | R$ 1,3 mi | R$ 109/MWh | R$ 2,2 mi |
| 2026 | 6,4 GWh | R$ 500,7 mil | R$ 79/MWh | R$ 1,1 mi |
| Total | 22,1 GWh | R$ 2,1 mi | R$ 4,0 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 | 7 MW | 28 MWh | 4,4 GWh | 35,7% | R$ 1,2 mi |
| 20% da potência × 4 h | 14 MW | 56 MWh | 7,3 GWh | 59,2% | R$ 2,1 mi |
| 30% da potência × 4 h | 21 MW | 84 MWh | 9,2 GWh | 74,9% | R$ 2,6 mi |
* energia capturada × média das 4 horas mais caras de cada dia no submercado Sudeste/Centro-Oeste em 2025 (R$ 284/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. TRÊS MARIAS 3 138 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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