CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. CAMPO LARGO
Eólica · Usina · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~324 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2023 a novembro de 2024 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/BACLAX
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
0 MWh
Taxa de corte
0,0%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
0 MWh
Razão dominante
—
sem corte na janela
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/23 | 1,5 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 96,6 GWh |
| nov/23 | 584 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 584 MWh | 86,7 GWh |
| dez/23 | 754 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 754 MWh | 90,9 GWh |
| jan/24 | 183 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 183 MWh | 40,2 GWh |
| fev/24 | 197 MWh | 132 MWh | 619 MWh | 947 MWh | 77,5 GWh |
| mar/24 | 1,9 GWh | 1,0 GWh | 0 MWh | 2,9 GWh | 71,3 GWh |
| abr/24 | 947 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 947 MWh | 81,3 GWh |
| mai/24 | 1,3 GWh | 236 MWh | 419 MWh | 1,9 GWh | 129 GWh |
| jun/24 | 4,9 GWh | 113 MWh | 38 MWh | 5,1 GWh | 143 GWh |
| jul/24 | 2,5 GWh | 3,4 GWh | 5,3 GWh | 11,1 GWh | 148 GWh |
| ago/24 | 2,0 GWh | 8,7 GWh | 5,2 GWh | 15,9 GWh | 135 GWh |
| set/24 | 4,9 GWh | 6,8 GWh | 349 MWh | 12,1 GWh | 128 GWh |
| out/24 | 3,8 GWh | 1,9 GWh | 98 MWh | 5,8 GWh | 103 GWh |
| nov/24 | 707 MWh | 192 MWh | 0 MWh | 899 MWh | 22,3 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/23 | 1,5% |
| nov/23 | 0,7% |
| dez/23 | 0,8% |
| jan/24 | 0,5% |
| fev/24 | 1,2% |
| mar/24 | 3,9% |
| abr/24 | 1,2% |
| mai/24 | 1,5% |
| jun/24 | 3,4% |
| jul/24 | 7,0% |
| ago/24 | 10,5% |
| set/24 | 8,6% |
| out/24 | 5,3% |
| nov/24 | 3,9% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2024
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 157 MWh | 56,1 GWh |
| 01h | 63 MWh | 56,7 GWh |
| 02h | 39 MWh | 56,3 GWh |
| 03h | 47 MWh | 55,5 GWh |
| 04h | 35 MWh | 54,9 GWh |
| 05h | 138 MWh | 54,3 GWh |
| 06h | 1,2 GWh | 52,8 GWh |
| 07h | 3,8 GWh | 49,9 GWh |
| 08h | 7,1 GWh | 47,1 GWh |
| 09h | 7,9 GWh | 42,8 GWh |
| 10h | 7,8 GWh | 37,8 GWh |
| 11h | 7,1 GWh | 33,1 GWh |
| 12h | 5,8 GWh | 29,1 GWh |
| 13h | 4,9 GWh | 27,1 GWh |
| 14h | 3,9 GWh | 27,1 GWh |
| 15h | 3,1 GWh | 28,7 GWh |
| 16h | 1,9 GWh | 32,1 GWh |
| 17h | 598 MWh | 35,8 GWh |
| 18h | 144 MWh | 41,7 GWh |
| 19h | 204 MWh | 48,3 GWh |
| 20h | 359 MWh | 50,8 GWh |
| 21h | 442 MWh | 52,0 GWh |
| 22h | 496 MWh | 53,5 GWh |
| 23h | 349 MWh | 55,4 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* |
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2,8 GWh | R$ 195,8 mil | R$ 69/MWh | R$ 510,5 mil |
| 2024 | 57,8 GWh | R$ 5,2 mi | R$ 90/MWh | R$ 10,4 mi |
| Total | 60,7 GWh | R$ 5,4 mi | R$ 10,9 mi |
BESS co-localizado — potencial de captura (2024)
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 | 32 MW | 130 MWh | 14,5 GWh | 25,1% | R$ 2,2 mi |
| 20% da potência × 4 h | 65 MW | 259 MWh | 24,5 GWh | 42,4% | R$ 3,7 mi |
| 30% da potência × 4 h | 97 MW | 389 MWh | 32,1 GWh | 55,5% | R$ 4,9 mi |
* energia capturada × média das 4 horas mais caras de cada dia no submercado Nordeste em 2024 (R$ 152/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. CAMPO LARGO
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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