CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SANTO INÁCIO
Eólica · Conjunto de usinas · CEARA (CE) · Submercado Nordeste · ~170 MW (disponibilidade máx.)
Série: fevereiro de 2023 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_CEESTI
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
162 GWh
Taxa de corte
23,9%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
517 GWh
Razão dominante
CNF
Confiabilidade — ressarcível com ressalvas
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 |
|---|---|---|---|---|---|
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 49,5 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 64 MWh | 64 MWh | 36,4 GWh |
| abr/23 | 11 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 11 MWh | 21,1 GWh |
| mai/23 | 64 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 64 MWh | 34,6 GWh |
| jun/23 | 814 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 814 MWh | 38,9 GWh |
| jul/23 | 884 MWh | 0 MWh | 59 MWh | 943 MWh | 54,9 GWh |
| ago/23 | 1,0 GWh | 2,0 GWh | 526 MWh | 3,5 GWh | 60,1 GWh |
| set/23 | 768 MWh | 12,0 GWh | 162 MWh | 12,9 GWh | 60,9 GWh |
| out/23 | 776 MWh | 801 MWh | 719 MWh | 2,3 GWh | 77,5 GWh |
| nov/23 | 567 MWh | 214 MWh | 390 MWh | 1,2 GWh | 68,3 GWh |
| dez/23 | 743 MWh | 984 MWh | 443 MWh | 2,2 GWh | 63,2 GWh |
| jan/24 | 107 MWh | 117 MWh | 0 MWh | 224 MWh | 50,5 GWh |
| fev/24 | 123 MWh | 1,5 GWh | 170 MWh | 1,8 GWh | 35,1 GWh |
| mar/24 | 287 MWh | 739 MWh | 0 MWh | 1,0 GWh | 21,3 GWh |
| abr/24 | 226 MWh | 279 MWh | 0 MWh | 505 MWh | 14,6 GWh |
| mai/24 | 945 MWh | 548 MWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 28,8 GWh |
| jun/24 | 810 MWh | 4,8 GWh | 274 MWh | 5,9 GWh | 29,1 GWh |
| jul/24 | 770 MWh | 12,0 GWh | 829 MWh | 13,6 GWh | 38,5 GWh |
| ago/24 | 834 MWh | 14,1 GWh | 528 MWh | 15,5 GWh | 49,8 GWh |
| set/24 | 1,1 GWh | 8,7 GWh | 221 MWh | 10,1 GWh | 52,3 GWh |
| out/24 | 3,0 GWh | 6,4 GWh | 0 MWh | 9,4 GWh | 70,0 GWh |
| nov/24 | 2,4 GWh | 4,7 GWh | 702 MWh | 7,7 GWh | 66,6 GWh |
| dez/24 | 2,1 GWh | 1,3 GWh | 45 MWh | 3,5 GWh | 68,0 GWh |
| jan/25 | 53 MWh | 0 MWh | 370 MWh | 423 MWh | 45,8 GWh |
| fev/25 | 529 MWh | 1,1 GWh | 2,9 GWh | 4,6 GWh | 42,0 GWh |
| mar/25 | 1,2 GWh | 2,3 GWh | 101 MWh | 3,5 GWh | 36,5 GWh |
| abr/25 | 2,0 GWh | 2,0 GWh | 15 MWh | 4,0 GWh | 35,0 GWh |
| mai/25 | 5,6 GWh | 6,4 GWh | 0 MWh | 12,1 GWh | 36,9 GWh |
| jun/25 | 5,3 GWh | 7,9 GWh | 2 MWh | 13,3 GWh | 40,6 GWh |
| jul/25 | 5,1 GWh | 8,7 GWh | 6 MWh | 13,8 GWh | 43,7 GWh |
| ago/25 | 8,2 GWh | 11,7 GWh | 218 MWh | 20,1 GWh | 47,9 GWh |
| set/25 | 9,1 GWh | 14,4 GWh | 186 MWh | 23,7 GWh | 52,7 GWh |
| out/25 | 9,5 GWh | 25,2 GWh | 230 MWh | 35,0 GWh | 50,4 GWh |
| nov/25 | 9,1 GWh | 8,8 GWh | 79 MWh | 18,0 GWh | 58,9 GWh |
| dez/25 | 5,5 GWh | 4,3 GWh | 274 MWh | 10,1 GWh | 66,8 GWh |
| jan/26 | 4,6 GWh | 7,9 GWh | 1,2 GWh | 13,6 GWh | 58,1 GWh |
| fev/26 | 2,3 GWh | 37 MWh | 546 MWh | 2,9 GWh | 33,6 GWh |
| mar/26 | 4,1 GWh | 521 MWh | 325 MWh | 4,9 GWh | 32,4 GWh |
| abr/26 | 5,5 GWh | 2,8 GWh | 770 MWh | 9,0 GWh | 17,7 GWh |
| mai/26 | 4,3 GWh | 162 MWh | 1,2 GWh | 5,7 GWh | 22,9 GWh |
| jun/26 | 4,3 GWh | 1,1 GWh | 101 MWh | 5,4 GWh | 32,2 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,2% |
| abr/23 | 0,0% |
| mai/23 | 0,2% |
| jun/23 | 2,0% |
| jul/23 | 1,7% |
| ago/23 | 5,5% |
| set/23 | 17,5% |
| out/23 | 2,9% |
| nov/23 | 1,7% |
| dez/23 | 3,3% |
| jan/24 | 0,4% |
| fev/24 | 4,8% |
| mar/24 | 4,6% |
| abr/24 | 3,4% |
| mai/24 | 4,9% |
| jun/24 | 16,9% |
| jul/24 | 26,1% |
| ago/24 | 23,7% |
| set/24 | 16,1% |
| out/24 | 11,9% |
| nov/24 | 10,4% |
| dez/24 | 4,8% |
| jan/25 | 0,9% |
| fev/25 | 9,8% |
| mar/25 | 8,8% |
| abr/25 | 10,2% |
| mai/25 | 24,6% |
| jun/25 | 24,6% |
| jul/25 | 24,0% |
| ago/25 | 29,6% |
| set/25 | 31,0% |
| out/25 | 41,0% |
| nov/25 | 23,4% |
| dez/25 | 13,1% |
| jan/26 | 19,0% |
| fev/26 | 7,9% |
| mar/26 | 13,2% |
| abr/26 | 33,7% |
| mai/26 | 19,8% |
| jun/26 | 14,5% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 4,9 GWh | 34,9 GWh |
| 01h | 3,5 GWh | 32,4 GWh |
| 02h | 2,6 GWh | 29,2 GWh |
| 03h | 2,1 GWh | 25,8 GWh |
| 04h | 1,6 GWh | 22,6 GWh |
| 05h | 1,5 GWh | 20,2 GWh |
| 06h | 3,4 GWh | 15,8 GWh |
| 07h | 6,5 GWh | 11,9 GWh |
| 08h | 10,2 GWh | 10,5 GWh |
| 09h | 11,3 GWh | 9,2 GWh |
| 10h | 10,5 GWh | 8,5 GWh |
| 11h | 9,8 GWh | 8,4 GWh |
| 12h | 10,2 GWh | 8,7 GWh |
| 13h | 10,7 GWh | 10,7 GWh |
| 14h | 10,0 GWh | 14,8 GWh |
| 15h | 8,9 GWh | 19,0 GWh |
| 16h | 6,3 GWh | 25,2 GWh |
| 17h | 3,4 GWh | 31,3 GWh |
| 18h | 3,0 GWh | 35,1 GWh |
| 19h | 5,7 GWh | 36,3 GWh |
| 20h | 8,6 GWh | 36,1 GWh |
| 21h | 9,1 GWh | 36,7 GWh |
| 22h | 7,9 GWh | 37,4 GWh |
| 23h | 6,6 GWh | 36,8 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 | 24,0 GWh | R$ 1,7 mi | R$ 69/MWh | R$ 4,3 mi |
| 2024 | 70,7 GWh | R$ 9,9 mi | R$ 140/MWh | R$ 12,7 mi |
| 2025 | 158 GWh | R$ 29,7 mi | R$ 188/MWh | R$ 28,5 mi |
| 2026 | 41,5 GWh | R$ 5,7 mi | R$ 136/MWh | R$ 7,5 mi |
| Total | 295 GWh | R$ 46,9 mi | R$ 53,1 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 | 17 MW | 68 MWh | 19,4 GWh | 12,2% | R$ 4,5 mi |
| 20% da potência × 4 h | 34 MW | 136 MWh | 36,8 GWh | 23,2% | R$ 8,5 mi |
| 30% da potência × 4 h | 51 MW | 204 MWh | 52,6 GWh | 33,2% | R$ 12,1 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. SANTO INÁCIO
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.