CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. EOL. VENTOS SANTA EUGÊNIA
Eólica · Conjunto de usinas · BAHIA (BA) · Submercado Nordeste · ~649 MW (disponibilidade máx.)
Série: agosto de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_BAVSE
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
310 GWh
Taxa de corte
15,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
1,74 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/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 180 MWh |
| out/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 9,1 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 6,9 GWh |
| dez/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 9,5 GWh |
| jan/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 19,8 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 36,6 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 121 MWh | 121 MWh | 42,4 GWh |
| abr/23 | 0 MWh | 0 MWh | 109 MWh | 109 MWh | 29,0 GWh |
| mai/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 35,7 GWh |
| jun/23 | 123 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 123 MWh | 38,6 GWh |
| jul/23 | 381 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 381 MWh | 13,8 GWh |
| ago/23 | 128 MWh | 18 MWh | 0 MWh | 146 MWh | 7,8 GWh |
| set/23 | 127 MWh | 201 MWh | 0 MWh | 328 MWh | 14,9 GWh |
| out/23 | 490 MWh | 12 MWh | 20 MWh | 521 MWh | 94 MWh |
| nov/23 | 44 MWh | 0 MWh | 15 MWh | 60 MWh | 5,1 GWh |
| dez/23 | 38 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 38 MWh | 22,7 GWh |
| jan/24 | 29 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 29 MWh | 24,4 GWh |
| fev/24 | 49 MWh | 5,0 GWh | 33 MWh | 5,1 GWh | 45,0 GWh |
| mar/24 | 411 MWh | 1,9 GWh | 0 MWh | 2,3 GWh | 56,2 GWh |
| abr/24 | 785 MWh | 1,0 GWh | 0 MWh | 1,8 GWh | 88,2 GWh |
| mai/24 | 637 MWh | 7,6 GWh | 0 MWh | 8,3 GWh | 140 GWh |
| jun/24 | 3,3 GWh | 105 MWh | 287 MWh | 3,7 GWh | 161 GWh |
| jul/24 | 1,5 GWh | 1,6 GWh | 4,9 GWh | 8,0 GWh | 186 GWh |
| ago/24 | 319 MWh | 8,4 GWh | 291 MWh | 9,0 GWh | 180 GWh |
| set/24 | 3,6 GWh | 1,6 GWh | 520 MWh | 5,7 GWh | 188 GWh |
| out/24 | 1,4 GWh | 2,8 GWh | 93 MWh | 4,3 GWh | 145 GWh |
| nov/24 | 1,5 GWh | 1 MWh | 19 MWh | 1,5 GWh | 124 GWh |
| dez/24 | 2,1 GWh | 309 MWh | 0 MWh | 2,4 GWh | 128 GWh |
| jan/25 | 995 MWh | 0 MWh | 8,1 GWh | 9,1 GWh | 65,2 GWh |
| fev/25 | 3,2 GWh | 2,8 GWh | 62,0 GWh | 68,0 GWh | 85,1 GWh |
| mar/25 | 2,1 GWh | 21,9 GWh | 1,5 GWh | 25,5 GWh | 132 GWh |
| abr/25 | 4,5 GWh | 12,5 GWh | 273 MWh | 17,2 GWh | 105 GWh |
| mai/25 | 24,7 GWh | 4,1 GWh | 20,3 GWh | 49,1 GWh | 176 GWh |
| jun/25 | 13,2 GWh | 4,6 GWh | 9,4 GWh | 27,2 GWh | 181 GWh |
| jul/25 | 16,4 GWh | 5,7 GWh | 5,9 GWh | 27,9 GWh | 185 GWh |
| ago/25 | 14,2 GWh | 5,8 GWh | 8,0 GWh | 27,9 GWh | 185 GWh |
| set/25 | 17,9 GWh | 6,7 GWh | 2,6 GWh | 27,2 GWh | 201 GWh |
| out/25 | 22,2 GWh | 14,8 GWh | 3,5 GWh | 40,5 GWh | 186 GWh |
| nov/25 | 9,0 GWh | 5,3 GWh | 754 MWh | 15,1 GWh | 112 GWh |
| dez/25 | 3,0 GWh | 1,0 GWh | 0 MWh | 4,0 GWh | 106 GWh |
| jan/26 | 5,5 GWh | 16,7 GWh | 35,2 GWh | 57,5 GWh | 97,8 GWh |
| fev/26 | 3,1 GWh | 2 MWh | 2,6 GWh | 5,7 GWh | 84,1 GWh |
| mar/26 | 5,6 GWh | 530 MWh | 105 MWh | 6,2 GWh | 103 GWh |
| abr/26 | 15,5 GWh | 121 MWh | 6,1 GWh | 21,7 GWh | 153 GWh |
| mai/26 | 31,5 GWh | 924 MWh | 12,3 GWh | 44,7 GWh | 179 GWh |
| jun/26 | 17,9 GWh | 0 MWh | 14,0 GWh | 31,9 GWh | 147 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| ago/22 | 0,0% |
| set/22 | 0,0% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,0% |
| jan/23 | 0,0% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,3% |
| abr/23 | 0,4% |
| mai/23 | 0,0% |
| jun/23 | 0,3% |
| jul/23 | 2,7% |
| ago/23 | 1,9% |
| set/23 | 2,2% |
| out/23 | 84,7% |
| nov/23 | 1,2% |
| dez/23 | 0,2% |
| jan/24 | 0,1% |
| fev/24 | 10,1% |
| mar/24 | 3,9% |
| abr/24 | 2,0% |
| mai/24 | 5,6% |
| jun/24 | 2,2% |
| jul/24 | 4,1% |
| ago/24 | 4,7% |
| set/24 | 2,9% |
| out/24 | 2,9% |
| nov/24 | 1,2% |
| dez/24 | 1,9% |
| jan/25 | 12,2% |
| fev/25 | 44,4% |
| mar/25 | 16,2% |
| abr/25 | 14,2% |
| mai/25 | 21,8% |
| jun/25 | 13,1% |
| jul/25 | 13,1% |
| ago/25 | 13,1% |
| set/25 | 11,9% |
| out/25 | 17,9% |
| nov/25 | 11,9% |
| dez/25 | 3,6% |
| jan/26 | 37,0% |
| fev/26 | 6,3% |
| mar/26 | 5,7% |
| abr/26 | 12,4% |
| mai/26 | 20,0% |
| jun/26 | 17,8% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 7,4 GWh | 102 GWh |
| 01h | 7,0 GWh | 105 GWh |
| 02h | 7,1 GWh | 106 GWh |
| 03h | 6,9 GWh | 106 GWh |
| 04h | 6,8 GWh | 105 GWh |
| 05h | 7,6 GWh | 102 GWh |
| 06h | 16,8 GWh | 85,9 GWh |
| 07h | 29,6 GWh | 60,8 GWh |
| 08h | 34,7 GWh | 46,2 GWh |
| 09h | 34,7 GWh | 36,7 GWh |
| 10h | 33,3 GWh | 30,6 GWh |
| 11h | 28,5 GWh | 26,8 GWh |
| 12h | 24,8 GWh | 23,9 GWh |
| 13h | 18,1 GWh | 24,9 GWh |
| 14h | 12,6 GWh | 29,1 GWh |
| 15h | 9,2 GWh | 35,7 GWh |
| 16h | 6,5 GWh | 45,2 GWh |
| 17h | 3,3 GWh | 59,8 GWh |
| 18h | 3,6 GWh | 80,8 GWh |
| 19h | 6,1 GWh | 97,7 GWh |
| 20h | 8,9 GWh | 104 GWh |
| 21h | 9,9 GWh | 103 GWh |
| 22h | 8,2 GWh | 102 GWh |
| 23h | 7,3 GWh | 101 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 | 0 MWh | R$ 0 | — | R$ 0 |
| 2023 | 1,8 GWh | R$ 126,2 mil | R$ 69/MWh | R$ 329,0 mil |
| 2024 | 52,1 GWh | R$ 3,9 mi | R$ 75/MWh | R$ 9,4 mi |
| 2025 | 339 GWh | R$ 31,9 mi | R$ 94/MWh | R$ 61,0 mi |
| 2026 | 168 GWh | R$ 27,1 mi | R$ 161/MWh | R$ 30,2 mi |
| Total | 560 GWh | R$ 63,0 mi | R$ 101 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 | 64 MW | 256 MWh | 59,0 GWh | 17,4% | R$ 13,6 mi |
| 20% da potência × 4 h | 128 MW | 511 MWh | 102 GWh | 30,1% | R$ 23,5 mi |
| 30% da potência × 4 h | 192 MW | 767 MWh | 138 GWh | 40,8% | R$ 31,9 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. EOL. VENTOS SANTA EUGÊNIA
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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