CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. CURRAL NOVO DO PIAUÍ II 230 KV
Eólica · Conjunto de usinas · PIAUI (PI) · Submercado Nordeste · ~980 MW (disponibilidade máx.)
Série: setembro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_PI4ECNP
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
518 GWh
Taxa de corte
12,3%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
3,70 TWh
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 |
|---|---|---|---|---|---|
| set/24 | 5,4 GWh | 3,9 GWh | 0 MWh | 9,2 GWh | 66,7 GWh |
| out/24 | 10,6 GWh | 19,9 GWh | 4 MWh | 30,5 GWh | 302 GWh |
| nov/24 | 9,2 GWh | 5,7 GWh | 0 MWh | 14,9 GWh | 257 GWh |
| dez/24 | 15,4 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 15,4 GWh | 215 GWh |
| jan/25 | 3,1 GWh | 0 MWh | 1,3 GWh | 4,4 GWh | 103 GWh |
| fev/25 | 7,7 GWh | 458 MWh | 5,4 GWh | 13,5 GWh | 286 GWh |
| mar/25 | 4,3 GWh | 1,8 GWh | 1,2 GWh | 7,4 GWh | 241 GWh |
| abr/25 | 8,7 GWh | 161 MWh | 1,5 GWh | 10,4 GWh | 217 GWh |
| mai/25 | 21,0 GWh | 3,7 GWh | 1,4 GWh | 26,1 GWh | 426 GWh |
| jun/25 | 20,1 GWh | 453 MWh | 0 MWh | 20,6 GWh | 446 GWh |
| jul/25 | 31,0 GWh | 4,4 GWh | 0 MWh | 35,4 GWh | 486 GWh |
| ago/25 | 42,5 GWh | 22,3 GWh | 5,1 GWh | 69,9 GWh | 435 GWh |
| set/25 | 56,1 GWh | 19,2 GWh | 0 MWh | 75,2 GWh | 442 GWh |
| out/25 | 58,8 GWh | 35,3 GWh | 0 MWh | 94,1 GWh | 403 GWh |
| nov/25 | 29,7 GWh | 11,3 GWh | 247 MWh | 41,3 GWh | 234 GWh |
| dez/25 | 20,3 GWh | 6,1 GWh | 0 MWh | 26,4 GWh | 139 GWh |
| jan/26 | 10,3 GWh | 10,6 GWh | 3,0 GWh | 23,8 GWh | 232 GWh |
| fev/26 | 11,7 GWh | 165 MWh | 910 MWh | 12,8 GWh | 117 GWh |
| mar/26 | 21,3 GWh | 761 MWh | 7,7 GWh | 29,8 GWh | 129 GWh |
| abr/26 | 21,3 GWh | 8,6 GWh | 8,9 GWh | 38,8 GWh | 268 GWh |
| mai/26 | 34,1 GWh | 0 MWh | 5,2 GWh | 39,3 GWh | 411 GWh |
| jun/26 | 29,3 GWh | 0 MWh | 2,0 GWh | 31,4 GWh | 408 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| set/24 | 12,2% |
| out/24 | 9,2% |
| nov/24 | 5,5% |
| dez/24 | 6,7% |
| jan/25 | 4,1% |
| fev/25 | 4,5% |
| mar/25 | 3,0% |
| abr/25 | 4,6% |
| mai/25 | 5,8% |
| jun/25 | 4,4% |
| jul/25 | 6,8% |
| ago/25 | 13,9% |
| set/25 | 14,5% |
| out/25 | 18,9% |
| nov/25 | 15,0% |
| dez/25 | 16,0% |
| jan/26 | 9,3% |
| fev/26 | 9,8% |
| mar/26 | 18,7% |
| abr/26 | 12,6% |
| mai/26 | 8,7% |
| jun/26 | 7,1% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 909 MWh | 217 GWh |
| 01h | 550 MWh | 229 GWh |
| 02h | 629 MWh | 238 GWh |
| 03h | 670 MWh | 242 GWh |
| 04h | 848 MWh | 241 GWh |
| 05h | 2,2 GWh | 237 GWh |
| 06h | 13,3 GWh | 220 GWh |
| 07h | 26,5 GWh | 197 GWh |
| 08h | 42,6 GWh | 167 GWh |
| 09h | 57,2 GWh | 136 GWh |
| 10h | 60,7 GWh | 114 GWh |
| 11h | 55,3 GWh | 98,8 GWh |
| 12h | 48,4 GWh | 86,8 GWh |
| 13h | 38,2 GWh | 82,7 GWh |
| 14h | 28,3 GWh | 84,0 GWh |
| 15h | 19,2 GWh | 90,4 GWh |
| 16h | 10,3 GWh | 97,0 GWh |
| 17h | 3,9 GWh | 97,3 GWh |
| 18h | 2,2 GWh | 112 GWh |
| 19h | 2,9 GWh | 140 GWh |
| 20h | 3,2 GWh | 160 GWh |
| 21h | 2,9 GWh | 176 GWh |
| 22h | 2,2 GWh | 191 GWh |
| 23h | 1,3 GWh | 204 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 | 70,0 GWh | R$ 9,4 mi | R$ 135/MWh | R$ 12,6 mi |
| 2025 | 425 GWh | R$ 51,0 mi | R$ 120/MWh | R$ 76,4 mi |
| 2026 | 176 GWh | R$ 18,7 mi | R$ 106/MWh | R$ 31,6 mi |
| Total | 671 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 | 98 MW | 392 MWh | 91,3 GWh | 21,5% | R$ 21,0 mi |
| 20% da potência × 4 h | 196 MW | 784 MWh | 159 GWh | 37,4% | R$ 36,6 mi |
| 30% da potência × 4 h | 294 MW | 1176 MWh | 212 GWh | 50,0% | R$ 48,9 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. CURRAL NOVO DO PIAUÍ 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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