CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SERROTE A
Eólica · Conjunto de usinas · CEARA (CE) · Submercado Nordeste · ~206 MW (disponibilidade máx.)
Série: maio de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_CESERA
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
213 GWh
Taxa de corte
30,8%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
480 GWh
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 |
|---|---|---|---|---|---|
| mai/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 8,2 GWh |
| jun/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 33,9 GWh |
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 47,9 GWh |
| ago/22 | 0 MWh | 207 MWh | 23 MWh | 230 MWh | 76,9 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 332 MWh | 332 MWh | 101 GWh |
| out/22 | 15 MWh | 0 MWh | 83 MWh | 98 MWh | 92,7 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 56,9 GWh |
| dez/22 | 35 MWh | 0 MWh | 1,3 GWh | 1,4 GWh | 65,1 GWh |
| jan/23 | 116 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 116 MWh | 45,2 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 235 MWh | 0 MWh | 235 MWh | 31,8 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 308 MWh | 308 MWh | 21,7 GWh |
| abr/23 | 106 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 106 MWh | 18,8 GWh |
| mai/23 | 298 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 298 MWh | 33,8 GWh |
| jun/23 | 2,5 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,5 GWh | 42,2 GWh |
| jul/23 | 1,9 GWh | 0 MWh | 63 MWh | 1,9 GWh | 65,7 GWh |
| ago/23 | 1,4 GWh | 3,9 GWh | 682 MWh | 6,1 GWh | 61,7 GWh |
| set/23 | 1,2 GWh | 21,3 GWh | 190 MWh | 22,7 GWh | 58,4 GWh |
| out/23 | 1,9 GWh | 0 MWh | 415 MWh | 2,3 GWh | 83,3 GWh |
| nov/23 | 2,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 68,1 GWh |
| dez/23 | 1,5 GWh | 0 MWh | 340 MWh | 1,8 GWh | 62,3 GWh |
| jan/24 | 509 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 509 MWh | 45,7 GWh |
| fev/24 | 16 MWh | 0 MWh | 199 MWh | 215 MWh | 32,8 GWh |
| mar/24 | 554 MWh | 103 MWh | 45 MWh | 702 MWh | 15,0 GWh |
| abr/24 | 164 MWh | 50 MWh | 0 MWh | 214 MWh | 12,8 GWh |
| mai/24 | 442 MWh | 349 MWh | 0 MWh | 791 MWh | 32,4 GWh |
| jun/24 | 1,2 GWh | 129 MWh | 32 MWh | 1,4 GWh | 46,7 GWh |
| jul/24 | 1,2 GWh | 1,9 GWh | 20 MWh | 3,1 GWh | 61,3 GWh |
| ago/24 | 1,9 GWh | 6,4 GWh | 93 MWh | 8,4 GWh | 69,2 GWh |
| set/24 | 6,1 GWh | 13,5 GWh | 1,4 GWh | 21,0 GWh | 70,5 GWh |
| out/24 | 6,9 GWh | 2,0 GWh | 113 MWh | 9,1 GWh | 71,0 GWh |
| nov/24 | 7,3 GWh | 1,6 GWh | 38 MWh | 8,9 GWh | 67,9 GWh |
| dez/24 | 14,2 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 14,2 GWh | 54,8 GWh |
| jan/25 | 3,8 GWh | 0 MWh | 3,0 GWh | 6,8 GWh | 28,1 GWh |
| fev/25 | 2,6 GWh | 156 MWh | 15,7 GWh | 18,5 GWh | 15,6 GWh |
| mar/25 | 1,2 GWh | 1,1 GWh | 483 MWh | 2,8 GWh | 20,1 GWh |
| abr/25 | 3,2 GWh | 1,6 GWh | 4 MWh | 4,7 GWh | 14,9 GWh |
| mai/25 | 7,5 GWh | 1,7 GWh | 0 MWh | 9,2 GWh | 34,0 GWh |
| jun/25 | 7,7 GWh | 329 MWh | 177 MWh | 8,2 GWh | 44,2 GWh |
| jul/25 | 8,8 GWh | 2,9 GWh | 366 MWh | 12,1 GWh | 45,8 GWh |
| ago/25 | 19,0 GWh | 7,3 GWh | 906 MWh | 27,3 GWh | 51,8 GWh |
| set/25 | 20,7 GWh | 7,0 GWh | 334 MWh | 28,1 GWh | 61,3 GWh |
| out/25 | 21,6 GWh | 11,8 GWh | 1,3 GWh | 34,7 GWh | 65,1 GWh |
| nov/25 | 22,0 GWh | 6,4 GWh | 145 MWh | 28,5 GWh | 52,3 GWh |
| dez/25 | 15,6 GWh | 4,2 GWh | 0 MWh | 19,9 GWh | 53,9 GWh |
| jan/26 | 10,5 GWh | 11,4 GWh | 1,4 GWh | 23,3 GWh | 42,8 GWh |
| fev/26 | 3,4 GWh | 204 MWh | 739 MWh | 4,3 GWh | 20,1 GWh |
| mar/26 | 9,5 GWh | 1,2 GWh | 944 MWh | 11,6 GWh | 15,4 GWh |
| abr/26 | 6,0 GWh | 1,6 GWh | 241 MWh | 7,9 GWh | 11,2 GWh |
| mai/26 | 7,0 GWh | 213 MWh | 709 MWh | 7,9 GWh | 25,6 GWh |
| jun/26 | 7,5 GWh | 0 MWh | 378 MWh | 7,8 GWh | 34,8 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| mai/22 | 0,0% |
| jun/22 | 0,0% |
| jul/22 | 0,0% |
| ago/22 | 0,3% |
| set/22 | 0,3% |
| out/22 | 0,1% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 2,1% |
| jan/23 | 0,3% |
| fev/23 | 0,7% |
| mar/23 | 1,4% |
| abr/23 | 0,6% |
| mai/23 | 0,9% |
| jun/23 | 5,6% |
| jul/23 | 2,8% |
| ago/23 | 9,0% |
| set/23 | 28,0% |
| out/23 | 2,7% |
| nov/23 | 3,0% |
| dez/23 | 2,9% |
| jan/24 | 1,1% |
| fev/24 | 0,7% |
| mar/24 | 4,5% |
| abr/24 | 1,6% |
| mai/24 | 2,4% |
| jun/24 | 2,9% |
| jul/24 | 4,8% |
| ago/24 | 10,8% |
| set/24 | 22,9% |
| out/24 | 11,3% |
| nov/24 | 11,6% |
| dez/24 | 20,6% |
| jan/25 | 19,4% |
| fev/25 | 54,2% |
| mar/25 | 12,2% |
| abr/25 | 24,1% |
| mai/25 | 21,3% |
| jun/25 | 15,7% |
| jul/25 | 20,9% |
| ago/25 | 34,5% |
| set/25 | 31,4% |
| out/25 | 34,8% |
| nov/25 | 35,3% |
| dez/25 | 26,9% |
| jan/26 | 35,2% |
| fev/26 | 17,7% |
| mar/26 | 43,0% |
| abr/26 | 41,2% |
| mai/26 | 23,6% |
| jun/26 | 18,4% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 391 MWh | 19,2 GWh |
| 01h | 312 MWh | 18,8 GWh |
| 02h | 342 MWh | 19,7 GWh |
| 03h | 576 MWh | 20,2 GWh |
| 04h | 739 MWh | 20,8 GWh |
| 05h | 1,4 GWh | 21,4 GWh |
| 06h | 3,5 GWh | 19,3 GWh |
| 07h | 8,1 GWh | 14,8 GWh |
| 08h | 15,2 GWh | 14,7 GWh |
| 09h | 20,4 GWh | 14,5 GWh |
| 10h | 22,9 GWh | 14,1 GWh |
| 11h | 23,8 GWh | 14,5 GWh |
| 12h | 25,6 GWh | 14,9 GWh |
| 13h | 24,7 GWh | 17,2 GWh |
| 14h | 21,1 GWh | 21,9 GWh |
| 15h | 15,3 GWh | 27,4 GWh |
| 16h | 7,6 GWh | 32,7 GWh |
| 17h | 2,0 GWh | 31,7 GWh |
| 18h | 974 MWh | 26,3 GWh |
| 19h | 1,3 GWh | 23,1 GWh |
| 20h | 1,6 GWh | 20,9 GWh |
| 21h | 1,2 GWh | 19,9 GWh |
| 22h | 933 MWh | 19,8 GWh |
| 23h | 723 MWh | 19,3 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 | 2,0 GWh | R$ 115,8 mil | R$ 57/MWh | R$ 365,3 mil |
| 2023 | 40,5 GWh | R$ 2,8 mi | R$ 69/MWh | R$ 7,3 mi |
| 2024 | 68,4 GWh | R$ 7,4 mi | R$ 108/MWh | R$ 12,3 mi |
| 2025 | 201 GWh | R$ 27,5 mi | R$ 137/MWh | R$ 36,1 mi |
| 2026 | 62,8 GWh | R$ 8,0 mi | R$ 127/MWh | R$ 11,3 mi |
| Total | 375 GWh | R$ 45,8 mi | R$ 67,4 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 | 21 MW | 82 MWh | 23,2 GWh | 11,5% | R$ 5,3 mi |
| 20% da potência × 4 h | 41 MW | 165 MWh | 43,7 GWh | 21,8% | R$ 10,1 mi |
| 30% da potência × 4 h | 62 MW | 247 MWh | 62,6 GWh | 31,2% | R$ 14,4 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. SERROTE A
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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