CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SERRA DO ASSURUÁ
Eólica · Conjunto de usinas · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~819 MW (disponibilidade máx.)
Série: agosto de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_BASAR
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
546 GWh
Taxa de corte
15,9%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
2,90 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| ago/24 | 412 MWh | 385 MWh | 35 MWh | 831 MWh | 38,3 GWh |
| set/24 | 478 MWh | 301 MWh | 0 MWh | 779 MWh | 101 GWh |
| out/24 | 2,1 GWh | 1,6 GWh | 61 MWh | 3,7 GWh | 120 GWh |
| nov/24 | 845 MWh | 234 MWh | 33 MWh | 1,1 GWh | 118 GWh |
| dez/24 | 2,5 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,5 GWh | 164 GWh |
| jan/25 | 2,2 GWh | 0 MWh | 10,0 GWh | 12,2 GWh | 76,0 GWh |
| fev/25 | 3,8 GWh | 3,0 GWh | 66,7 GWh | 73,5 GWh | 141 GWh |
| mar/25 | 2,1 GWh | 23,8 GWh | 1,2 GWh | 27,1 GWh | 206 GWh |
| abr/25 | 7,2 GWh | 17,7 GWh | 101 MWh | 25,0 GWh | 170 GWh |
| mai/25 | 35,3 GWh | 2,8 GWh | 18,0 GWh | 56,2 GWh | 277 GWh |
| jun/25 | 15,8 GWh | 3,9 GWh | 5,9 GWh | 25,6 GWh | 310 GWh |
| jul/25 | 24,4 GWh | 6,2 GWh | 7,9 GWh | 38,5 GWh | 318 GWh |
| ago/25 | 23,8 GWh | 11,1 GWh | 20,0 GWh | 54,9 GWh | 318 GWh |
| set/25 | 32,1 GWh | 12,4 GWh | 3,3 GWh | 47,9 GWh | 349 GWh |
| out/25 | 43,2 GWh | 21,7 GWh | 5,9 GWh | 70,8 GWh | 322 GWh |
| nov/25 | 25,5 GWh | 9,9 GWh | 621 MWh | 36,1 GWh | 188 GWh |
| dez/25 | 13,9 GWh | 5,3 GWh | 0 MWh | 19,3 GWh | 162 GWh |
| jan/26 | 13,9 GWh | 25,7 GWh | 51,0 GWh | 90,6 GWh | 161 GWh |
| fev/26 | 6,6 GWh | 345 MWh | 5,6 GWh | 12,5 GWh | 129 GWh |
| mar/26 | 17,4 GWh | 873 MWh | 467 MWh | 18,8 GWh | 164 GWh |
| abr/26 | 26,1 GWh | 991 MWh | 10,5 GWh | 37,6 GWh | 251 GWh |
| mai/26 | 49,9 GWh | 1,7 GWh | 16,3 GWh | 67,9 GWh | 282 GWh |
| jun/26 | 30,0 GWh | 0 MWh | 21,5 GWh | 51,5 GWh | 252 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| ago/24 | 2,1% |
| set/24 | 0,8% |
| out/24 | 3,0% |
| nov/24 | 0,9% |
| dez/24 | 1,5% |
| jan/25 | 13,9% |
| fev/25 | 34,2% |
| mar/25 | 11,7% |
| abr/25 | 12,8% |
| mai/25 | 16,8% |
| jun/25 | 7,6% |
| jul/25 | 10,8% |
| ago/25 | 14,7% |
| set/25 | 12,1% |
| out/25 | 18,0% |
| nov/25 | 16,1% |
| dez/25 | 10,6% |
| jan/26 | 36,1% |
| fev/26 | 8,8% |
| mar/26 | 10,3% |
| abr/26 | 13,0% |
| mai/26 | 19,4% |
| jun/26 | 17,0% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 8,1 GWh | 177 GWh |
| 01h | 8,6 GWh | 180 GWh |
| 02h | 7,9 GWh | 181 GWh |
| 03h | 7,9 GWh | 183 GWh |
| 04h | 7,7 GWh | 183 GWh |
| 05h | 8,2 GWh | 182 GWh |
| 06h | 20,1 GWh | 160 GWh |
| 07h | 40,0 GWh | 129 GWh |
| 08h | 52,3 GWh | 105 GWh |
| 09h | 60,9 GWh | 80,7 GWh |
| 10h | 58,9 GWh | 61,8 GWh |
| 11h | 49,3 GWh | 48,3 GWh |
| 12h | 39,7 GWh | 39,5 GWh |
| 13h | 28,4 GWh | 38,5 GWh |
| 14h | 19,5 GWh | 41,7 GWh |
| 15h | 12,7 GWh | 48,6 GWh |
| 16h | 7,4 GWh | 62,4 GWh |
| 17h | 3,6 GWh | 79,6 GWh |
| 18h | 2,2 GWh | 100 GWh |
| 19h | 5,4 GWh | 121 GWh |
| 20h | 9,0 GWh | 141 GWh |
| 21h | 10,3 GWh | 157 GWh |
| 22h | 9,8 GWh | 166 GWh |
| 23h | 9,4 GWh | 171 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 | 8,9 GWh | R$ 1,0 mi | R$ 114/MWh | R$ 1,6 mi |
| 2025 | 487 GWh | R$ 50,4 mi | R$ 103/MWh | R$ 87,7 mi |
| 2026 | 279 GWh | R$ 42,4 mi | R$ 152/MWh | R$ 50,2 mi |
| Total | 775 GWh | R$ 93,8 mi | R$ 139 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 | 82 MW | 328 MWh | 83,7 GWh | 17,2% | R$ 19,3 mi |
| 20% da potência × 4 h | 164 MW | 655 MWh | 148 GWh | 30,4% | R$ 34,2 mi |
| 30% da potência × 4 h | 246 MW | 983 MWh | 200 GWh | 41,1% | R$ 46,1 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. SERRA DO ASSURUÁ
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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