CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. OITIS
Eólica · Conjunto de usinas · PIAUI (PI) · Submercado Nordeste · ~556 MW (disponibilidade máx.)
Série: julho de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_PIOIT
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
331 GWh
Taxa de corte
15,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
1,86 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 40,3 GWh |
| ago/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 55,9 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 83,1 GWh |
| out/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 89,0 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 36,8 GWh |
| dez/22 | 107 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 107 MWh | 44,2 GWh |
| jan/23 | 1,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,1 GWh | 29,3 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 43,9 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 77 MWh | 77 MWh | 45,8 GWh |
| abr/23 | 292 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 292 MWh | 42,8 GWh |
| mai/23 | 519 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 519 MWh | 72,9 GWh |
| jun/23 | 527 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 527 MWh | 156 GWh |
| jul/23 | 4,8 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 4,8 GWh | 164 GWh |
| ago/23 | 898 MWh | 0 MWh | 2,5 GWh | 3,4 GWh | 135 GWh |
| set/23 | 442 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 442 MWh | 172 GWh |
| out/23 | 63 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 63 MWh | 181 GWh |
| nov/23 | 44 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 44 MWh | 125 GWh |
| dez/23 | 81 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 81 MWh | 129 GWh |
| jan/24 | 99 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 99 MWh | 50,3 GWh |
| fev/24 | 0 MWh | 0 MWh | 445 MWh | 445 MWh | 112 GWh |
| mar/24 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 94,1 GWh |
| abr/24 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 126 GWh |
| mai/24 | 35 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 35 MWh | 204 GWh |
| jun/24 | 2,2 GWh | 118 MWh | 64 MWh | 2,3 GWh | 219 GWh |
| jul/24 | 871 MWh | 1,1 GWh | 216 MWh | 2,1 GWh | 241 GWh |
| ago/24 | 195 MWh | 650 MWh | 0 MWh | 845 MWh | 238 GWh |
| set/24 | 5,7 GWh | 11,2 GWh | 0 MWh | 16,9 GWh | 211 GWh |
| out/24 | 2,2 GWh | 17,9 GWh | 128 MWh | 20,2 GWh | 168 GWh |
| nov/24 | 2,7 GWh | 5,8 GWh | 0 MWh | 8,4 GWh | 142 GWh |
| dez/24 | 1,5 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 138 GWh |
| jan/25 | 2,1 GWh | 0 MWh | 586 MWh | 2,7 GWh | 64,9 GWh |
| fev/25 | 4,0 GWh | 135 MWh | 3,9 GWh | 8,0 GWh | 169 GWh |
| mar/25 | 2,5 GWh | 212 MWh | 610 MWh | 3,4 GWh | 131 GWh |
| abr/25 | 4,6 GWh | 61 MWh | 0 MWh | 4,7 GWh | 114 GWh |
| mai/25 | 21,6 GWh | 930 MWh | 102 MWh | 22,6 GWh | 214 GWh |
| jun/25 | 15,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 15,1 GWh | 214 GWh |
| jul/25 | 20,4 GWh | 4,5 GWh | 0 MWh | 24,9 GWh | 247 GWh |
| ago/25 | 25,2 GWh | 14,0 GWh | 9 MWh | 39,2 GWh | 232 GWh |
| set/25 | 31,8 GWh | 14,3 GWh | 0 MWh | 46,1 GWh | 228 GWh |
| out/25 | 36,6 GWh | 35,0 GWh | 0 MWh | 71,5 GWh | 194 GWh |
| nov/25 | 21,7 GWh | 12,0 GWh | 0 MWh | 33,7 GWh | 119 GWh |
| dez/25 | 12,3 GWh | 3,8 GWh | 0 MWh | 16,1 GWh | 86,6 GWh |
| jan/26 | 7,5 GWh | 8,1 GWh | 1,7 GWh | 17,2 GWh | 127 GWh |
| fev/26 | 3,2 GWh | 156 MWh | 6 MWh | 3,3 GWh | 51,0 GWh |
| mar/26 | 10,1 GWh | 908 MWh | 250 MWh | 11,3 GWh | 75,7 GWh |
| abr/26 | 16,3 GWh | 8,8 GWh | 601 MWh | 25,7 GWh | 126 GWh |
| mai/26 | 23,1 GWh | 664 MWh | 931 MWh | 24,7 GWh | 187 GWh |
| jun/26 | 16,8 GWh | 0 MWh | 280 MWh | 17,1 GWh | 187 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| jul/22 | 0,0% |
| ago/22 | 0,0% |
| set/22 | 0,0% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,2% |
| jan/23 | 3,6% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,2% |
| abr/23 | 0,7% |
| mai/23 | 0,7% |
| jun/23 | 0,3% |
| jul/23 | 2,9% |
| ago/23 | 2,4% |
| set/23 | 0,3% |
| out/23 | 0,0% |
| nov/23 | 0,0% |
| dez/23 | 0,1% |
| jan/24 | 0,2% |
| fev/24 | 0,4% |
| mar/24 | 0,0% |
| abr/24 | 0,0% |
| mai/24 | 0,0% |
| jun/24 | 1,1% |
| jul/24 | 0,9% |
| ago/24 | 0,4% |
| set/24 | 7,4% |
| out/24 | 10,7% |
| nov/24 | 5,6% |
| dez/24 | 1,1% |
| jan/25 | 4,0% |
| fev/25 | 4,6% |
| mar/25 | 2,5% |
| abr/25 | 3,9% |
| mai/25 | 9,6% |
| jun/25 | 6,6% |
| jul/25 | 9,2% |
| ago/25 | 14,4% |
| set/25 | 16,8% |
| out/25 | 26,9% |
| nov/25 | 22,0% |
| dez/25 | 15,7% |
| jan/26 | 11,9% |
| fev/26 | 6,1% |
| mar/26 | 13,0% |
| abr/26 | 16,9% |
| mai/26 | 11,7% |
| jun/26 | 8,4% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 556 MWh | 110 GWh |
| 01h | 750 MWh | 115 GWh |
| 02h | 1,2 GWh | 120 GWh |
| 03h | 1,9 GWh | 124 GWh |
| 04h | 2,5 GWh | 127 GWh |
| 05h | 4,8 GWh | 129 GWh |
| 06h | 12,7 GWh | 123 GWh |
| 07h | 23,9 GWh | 114 GWh |
| 08h | 31,9 GWh | 103 GWh |
| 09h | 36,5 GWh | 83,1 GWh |
| 10h | 36,7 GWh | 66,5 GWh |
| 11h | 30,4 GWh | 54,6 GWh |
| 12h | 28,0 GWh | 45,1 GWh |
| 13h | 24,1 GWh | 40,2 GWh |
| 14h | 18,6 GWh | 39,2 GWh |
| 15h | 13,2 GWh | 41,0 GWh |
| 16h | 9,2 GWh | 46,8 GWh |
| 17h | 4,3 GWh | 51,1 GWh |
| 18h | 1,7 GWh | 52,3 GWh |
| 19h | 1,4 GWh | 62,9 GWh |
| 20h | 1,4 GWh | 77,1 GWh |
| 21h | 1,1 GWh | 87,2 GWh |
| 22h | 608 MWh | 96,8 GWh |
| 23h | 680 MWh | 105 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 | 107 MWh | R$ 6,0 mil | R$ 56/MWh | R$ 19,3 mil |
| 2023 | 11,3 GWh | R$ 783,2 mil | R$ 69/MWh | R$ 2,0 mi |
| 2024 | 53,0 GWh | R$ 9,0 mi | R$ 169/MWh | R$ 9,5 mi |
| 2025 | 288 GWh | R$ 35,7 mi | R$ 124/MWh | R$ 51,8 mi |
| 2026 | 99,2 GWh | R$ 10,5 mi | R$ 106/MWh | R$ 17,9 mi |
| Total | 452 GWh | R$ 56,0 mi | R$ 81,3 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 | 54 MW | 218 MWh | 56,5 GWh | 19,6% | R$ 13,0 mi |
| 20% da potência × 4 h | 109 MW | 435 MWh | 102 GWh | 35,3% | R$ 23,4 mi |
| 30% da potência × 4 h | 163 MW | 653 MWh | 137 GWh | 47,7% | R$ 31,7 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. OITIS
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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