CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. LAGOA DOS VENTOS
Eólica · Conjunto de usinas · PIAUI (PI) · Submercado Nordeste · ~717 MW (disponibilidade máx.)
Série: dezembro de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_PILDV
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
508 GWh
Taxa de corte
15,2%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
2,83 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| dez/22 | 464 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 464 MWh | 98,2 GWh |
| jan/23 | 2 MWh | 0 MWh | 674 MWh | 677 MWh | 162 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 171 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 1,7 GWh | 1,7 GWh | 191 GWh |
| abr/23 | 1 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 1 MWh | 154 GWh |
| mai/23 | 321 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 321 MWh | 278 GWh |
| jun/23 | 1,2 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,2 GWh | 378 GWh |
| jul/23 | 701 MWh | 0 MWh | 566 MWh | 1,3 GWh | 377 GWh |
| ago/23 | 781 MWh | 22,6 GWh | 780 MWh | 24,1 GWh | 292 GWh |
| set/23 | 1,3 GWh | 76,8 GWh | 0 MWh | 78,1 GWh | 217 GWh |
| out/23 | 1,5 GWh | 0 MWh | 2,4 GWh | 3,9 GWh | 277 GWh |
| nov/23 | 1,7 GWh | 1,7 GWh | 1,2 GWh | 4,6 GWh | 182 GWh |
| dez/23 | 620 MWh | 1,3 GWh | 1,2 GWh | 3,1 GWh | 221 GWh |
| jan/24 | 653 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 653 MWh | 88,6 GWh |
| fev/24 | 0 MWh | 124 MWh | 0 MWh | 124 MWh | 199 GWh |
| mar/24 | 75 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 75 MWh | 152 GWh |
| abr/24 | 8 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 8 MWh | 227 GWh |
| mai/24 | 58 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 58 MWh | 334 GWh |
| jun/24 | 636 MWh | 1,6 GWh | 175 MWh | 2,4 GWh | 326 GWh |
| jul/24 | 2,6 GWh | 70 MWh | 92 MWh | 2,8 GWh | 398 GWh |
| ago/24 | 1,2 GWh | 3,1 GWh | 12 MWh | 4,3 GWh | 367 GWh |
| set/24 | 7,6 GWh | 5,7 GWh | 3,3 GWh | 16,6 GWh | 313 GWh |
| out/24 | 3,4 GWh | 2,1 GWh | 146 MWh | 5,7 GWh | 264 GWh |
| nov/24 | 2,1 GWh | 1,9 GWh | 716 MWh | 4,7 GWh | 211 GWh |
| dez/24 | 6,4 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 6,4 GWh | 181 GWh |
| jan/25 | 2,3 GWh | 0 MWh | 3,7 GWh | 6,0 GWh | 87,7 GWh |
| fev/25 | 6,6 GWh | 86 MWh | 18,7 GWh | 25,3 GWh | 190 GWh |
| mar/25 | 12,8 GWh | 7,5 GWh | 3,1 GWh | 23,4 GWh | 175 GWh |
| abr/25 | 7,0 GWh | 12,1 GWh | 0 MWh | 19,1 GWh | 156 GWh |
| mai/25 | 25,1 GWh | 11,1 GWh | 0 MWh | 36,1 GWh | 344 GWh |
| jun/25 | 23,5 GWh | 9,3 GWh | 785 MWh | 33,5 GWh | 328 GWh |
| jul/25 | 33,8 GWh | 10,2 GWh | 2,9 GWh | 46,9 GWh | 356 GWh |
| ago/25 | 48,2 GWh | 22,6 GWh | 4,6 GWh | 75,5 GWh | 325 GWh |
| set/25 | 47,6 GWh | 15,4 GWh | 2,2 GWh | 65,2 GWh | 339 GWh |
| out/25 | 53,9 GWh | 33,5 GWh | 3,0 GWh | 90,4 GWh | 286 GWh |
| nov/25 | 31,4 GWh | 13,7 GWh | 1,6 GWh | 46,7 GWh | 175 GWh |
| dez/25 | 18,0 GWh | 4,3 GWh | 39 MWh | 22,3 GWh | 129 GWh |
| jan/26 | 10,6 GWh | 13,5 GWh | 4,3 GWh | 28,4 GWh | 184 GWh |
| fev/26 | 5,8 GWh | 190 MWh | 927 MWh | 6,9 GWh | 89,5 GWh |
| mar/26 | 13,3 GWh | 2,1 GWh | 1,3 GWh | 16,8 GWh | 119 GWh |
| abr/26 | 22,5 GWh | 7,0 GWh | 5,1 GWh | 34,6 GWh | 221 GWh |
| mai/26 | 40,0 GWh | 1,0 GWh | 2,5 GWh | 43,6 GWh | 308 GWh |
| jun/26 | 29,1 GWh | 0 MWh | 2,0 GWh | 31,1 GWh | 301 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| dez/22 | 0,5% |
| jan/23 | 0,4% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,9% |
| abr/23 | 0,0% |
| mai/23 | 0,1% |
| jun/23 | 0,3% |
| jul/23 | 0,3% |
| ago/23 | 7,6% |
| set/23 | 26,5% |
| out/23 | 1,4% |
| nov/23 | 2,5% |
| dez/23 | 1,4% |
| jan/24 | 0,7% |
| fev/24 | 0,1% |
| mar/24 | 0,0% |
| abr/24 | 0,0% |
| mai/24 | 0,0% |
| jun/24 | 0,7% |
| jul/24 | 0,7% |
| ago/24 | 1,2% |
| set/24 | 5,1% |
| out/24 | 2,1% |
| nov/24 | 2,2% |
| dez/24 | 3,4% |
| jan/25 | 6,4% |
| fev/25 | 11,7% |
| mar/25 | 11,8% |
| abr/25 | 10,9% |
| mai/25 | 9,5% |
| jun/25 | 9,3% |
| jul/25 | 11,6% |
| ago/25 | 18,8% |
| set/25 | 16,1% |
| out/25 | 24,0% |
| nov/25 | 21,1% |
| dez/25 | 14,8% |
| jan/26 | 13,4% |
| fev/26 | 7,2% |
| mar/26 | 12,3% |
| abr/26 | 13,6% |
| mai/26 | 12,4% |
| jun/26 | 9,4% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 1,5 GWh | 161 GWh |
| 01h | 1,0 GWh | 165 GWh |
| 02h | 1,6 GWh | 170 GWh |
| 03h | 1,7 GWh | 176 GWh |
| 04h | 2,0 GWh | 180 GWh |
| 05h | 4,3 GWh | 181 GWh |
| 06h | 16,4 GWh | 172 GWh |
| 07h | 36,1 GWh | 150 GWh |
| 08h | 53,1 GWh | 128 GWh |
| 09h | 63,2 GWh | 105 GWh |
| 10h | 63,2 GWh | 87,1 GWh |
| 11h | 55,1 GWh | 75,1 GWh |
| 12h | 47,4 GWh | 62,3 GWh |
| 13h | 37,9 GWh | 56,7 GWh |
| 14h | 29,8 GWh | 56,4 GWh |
| 15h | 24,4 GWh | 61,0 GWh |
| 16h | 16,8 GWh | 70,3 GWh |
| 17h | 7,6 GWh | 79,4 GWh |
| 18h | 3,7 GWh | 84,6 GWh |
| 19h | 5,4 GWh | 100 GWh |
| 20h | 6,8 GWh | 120 GWh |
| 21h | 5,4 GWh | 138 GWh |
| 22h | 3,5 GWh | 151 GWh |
| 23h | 2,7 GWh | 158 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 | 464 MWh | R$ 25,8 mil | R$ 56/MWh | R$ 83,4 mil |
| 2023 | 119 GWh | R$ 8,2 mi | R$ 69/MWh | R$ 21,4 mi |
| 2024 | 43,8 GWh | R$ 3,9 mi | R$ 88/MWh | R$ 7,9 mi |
| 2025 | 490 GWh | R$ 59,9 mi | R$ 122/MWh | R$ 88,3 mi |
| 2026 | 161 GWh | R$ 16,7 mi | R$ 103/MWh | R$ 29,0 mi |
| Total | 815 GWh | R$ 88,6 mi | R$ 147 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 | 72 MW | 287 MWh | 80,5 GWh | 16,4% | R$ 18,5 mi |
| 20% da potência × 4 h | 143 MW | 573 MWh | 146 GWh | 29,8% | R$ 33,7 mi |
| 30% da potência × 4 h | 215 MW | 860 MWh | 201 GWh | 41,0% | R$ 46,4 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. LAGOA DOS VENTOS
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.
Usamos seu e-mail apenas para responder a esta solicitação.