CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. GILBUÉS II 500 KV
Solar · Conjunto de usinas · PIAUI (PI) · Submercado Nordeste · ~7779 MW (disponibilidade máx.)
Série: setembro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_PI5FGID
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
495 GWh
Taxa de corte
28,6%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
1,24 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 | 8,1 GWh | 14,5 GWh | 393 MWh | 23,0 GWh | 76,1 GWh |
| out/24 | 224 MWh | 3,4 GWh | 0 MWh | 3,6 GWh | 105 GWh |
| nov/24 | 345 MWh | 1,4 GWh | 0 MWh | 1,7 GWh | 98,1 GWh |
| dez/24 | 6,2 GWh | 755 MWh | 0 MWh | 6,9 GWh | 114 GWh |
| jan/25 | 6,1 GWh | 0 MWh | 5,3 GWh | 11,4 GWh | 102 GWh |
| fev/25 | 6,3 GWh | 0 MWh | 4,1 GWh | 10,4 GWh | 105 GWh |
| mar/25 | 7,1 GWh | 11,5 GWh | 367 MWh | 19,0 GWh | 103 GWh |
| abr/25 | 13,6 GWh | 3,6 GWh | 0 MWh | 17,1 GWh | 102 GWh |
| mai/25 | 30,3 GWh | 3,8 GWh | 1,6 GWh | 35,7 GWh | 98,5 GWh |
| jun/25 | 21,9 GWh | 11,4 GWh | 4,4 GWh | 37,7 GWh | 97,2 GWh |
| jul/25 | 29,8 GWh | 11,4 GWh | 1,3 GWh | 42,4 GWh | 110 GWh |
| ago/25 | 30,9 GWh | 23,3 GWh | 0 MWh | 54,2 GWh | 102 GWh |
| set/25 | 32,9 GWh | 14,8 GWh | 346 MWh | 48,1 GWh | 110 GWh |
| out/25 | 35,6 GWh | 18,5 GWh | 1,7 GWh | 55,8 GWh | 103 GWh |
| nov/25 | 34,9 GWh | 8,3 GWh | 350 MWh | 43,5 GWh | 87,3 GWh |
| dez/25 | 14,8 GWh | 2,3 GWh | 0 MWh | 17,2 GWh | 106 GWh |
| jan/26 | 17,4 GWh | 18,7 GWh | 2,8 GWh | 38,9 GWh | 109 GWh |
| fev/26 | 5,9 GWh | 2,4 GWh | 0 MWh | 8,3 GWh | 103 GWh |
| mar/26 | 29,5 GWh | 4,5 GWh | 2,1 GWh | 36,1 GWh | 95,8 GWh |
| abr/26 | 36,8 GWh | 1,4 GWh | 1,8 GWh | 40,0 GWh | 107 GWh |
| mai/26 | 47,6 GWh | 1,6 GWh | 9,5 GWh | 58,6 GWh | 107 GWh |
| jun/26 | 34,1 GWh | 0 MWh | 18,4 GWh | 52,5 GWh | 98,5 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| set/24 | 23,2% |
| out/24 | 3,3% |
| nov/24 | 1,7% |
| dez/24 | 5,8% |
| jan/25 | 10,0% |
| fev/25 | 9,1% |
| mar/25 | 15,5% |
| abr/25 | 14,4% |
| mai/25 | 26,6% |
| jun/25 | 27,9% |
| jul/25 | 27,8% |
| ago/25 | 34,8% |
| set/25 | 30,4% |
| out/25 | 35,1% |
| nov/25 | 33,3% |
| dez/25 | 13,9% |
| jan/26 | 26,3% |
| fev/26 | 7,4% |
| mar/26 | 27,3% |
| abr/26 | 27,1% |
| mai/26 | 35,5% |
| jun/26 | 34,7% |
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 | 2 MWh |
| 05h | 24 MWh | 233 MWh |
| 06h | 7,2 GWh | 18,7 GWh |
| 07h | 42,0 GWh | 70,3 GWh |
| 08h | 59,8 GWh | 92,9 GWh |
| 09h | 63,9 GWh | 101 GWh |
| 10h | 61,5 GWh | 108 GWh |
| 11h | 55,6 GWh | 117 GWh |
| 12h | 50,9 GWh | 123 GWh |
| 13h | 31,6 GWh | 142 GWh |
| 14h | 13,8 GWh | 155 GWh |
| 15h | 5,6 GWh | 150 GWh |
| 16h | 791 MWh | 118 GWh |
| 17h | 16 MWh | 29,8 GWh |
| 18h | 0 MWh | 760 MWh |
| 19h | 0 MWh | 8 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 | 35,2 GWh | R$ 3,4 mi | R$ 97/MWh | R$ 6,3 mi |
| 2025 | 392 GWh | R$ 37,8 mi | R$ 96/MWh | R$ 70,6 mi |
| 2026 | 234 GWh | R$ 23,0 mi | R$ 98/MWh | R$ 42,2 mi |
| Total | 662 GWh | R$ 64,2 mi | R$ 119 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 | 778 MW | 3112 MWh | 385 GWh | 98,2% | R$ 88,8 mi |
| 20% da potência × 4 h | 1556 MW | 6223 MWh | 392 GWh | 100,0% | R$ 90,4 mi |
| 30% da potência × 4 h | 2334 MW | 9334 MWh | 392 GWh | 100,0% | R$ 90,4 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. GILBUÉS II 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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