CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)

CONJ. SANTO INÁCIO

Eólica · Conjunto de usinas · CEARA (CE) · Submercado Nordeste · ~168 MW (disponibilidade máx.)

Série: outubro de 2021 a julho de 2023 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_CESTI

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 (MWh) por razão da restrição

Razão energética (ENE)
Confiabilidade (CNF)
Indisponibilidade externa (REL)

Mês	Energética	Confiabilidade	Indisp. externa	Total	Geração
out/21	34 MWh	0 MWh	115 MWh	149 MWh	52,6 GWh
nov/21	2 MWh	0 MWh	0 MWh	2 MWh	48,5 GWh
dez/21	105 MWh	0 MWh	0 MWh	105 MWh	47,7 GWh
jan/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	33,1 GWh
fev/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	34,3 GWh
mar/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	24,8 GWh
abr/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	19,8 GWh
mai/22	141 MWh	0 MWh	0 MWh	141 MWh	20,2 GWh
jun/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	17,4 GWh
jul/22	0 MWh	46 MWh	179 MWh	224 MWh	29,2 GWh
ago/22	0 MWh	65 MWh	275 MWh	340 MWh	36,0 GWh
set/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	40,4 GWh
out/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	66,7 GWh
nov/22	34 MWh	0 MWh	0 MWh	34 MWh	58,2 GWh
dez/22	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	67,4 GWh
jan/23	0 MWh	0 MWh	32 MWh	32 MWh	62,4 GWh
fev/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	2,4 GWh
mar/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh
abr/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh
mai/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh
jun/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh
jul/23	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh	0 MWh

Taxa de corte mensal

corte ÷ (geração verificada + corte), por mês

Mês	Taxa de corte
out/21	0,3%
nov/21	0,0%
dez/21	0,2%
jan/22	0,0%
fev/22	0,0%
mar/22	0,0%
abr/22	0,0%
mai/22	0,7%
jun/22	0,0%
jul/22	0,8%
ago/22	0,9%
set/22	0,0%
out/22	0,0%
nov/22	0,1%
dez/22	0,0%
jan/23	0,1%
fev/23	0,0%
mar/23	0,0%
abr/23	0,0%
mai/23	0,0%
jun/23	0,0%
jul/23	0,0%

Padrão horário

Padrão horário do corte — 2023

Energia cortada (MWh) por hora do dia, hora local de Brasília

Hora	Corte	Geração
00h	0 MWh	3,5 GWh
01h	0 MWh	3,1 GWh
02h	0 MWh	2,7 GWh
03h	0 MWh	2,4 GWh
04h	0 MWh	1,9 GWh
05h	0 MWh	1,7 GWh
06h	0 MWh	1,5 GWh
07h	0 MWh	1,6 GWh
08h	4 MWh	1,9 GWh
09h	28 MWh	2,1 GWh
10h	0 MWh	2,1 GWh
11h	0 MWh	1,9 GWh
12h	0 MWh	1,9 GWh
13h	0 MWh	2,2 GWh
14h	0 MWh	2,6 GWh
15h	0 MWh	2,7 GWh
16h	0 MWh	2,8 GWh
17h	0 MWh	3,0 GWh
18h	0 MWh	3,3 GWh
19h	0 MWh	3,8 GWh
20h	0 MWh	4,1 GWh
21h	0 MWh	4,2 GWh
22h	0 MWh	4,1 GWh
23h	0 MWh	3,7 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*
2021	256 MWh	R$ 31,9 mil	R$ 124/MWh	R$ 46,1 mil
2022	739 MWh	R$ 48,1 mil	R$ 65/MWh	R$ 133,1 mil
2023	32 MWh	R$ 2,2 mil	R$ 69/MWh	R$ 5,7 mil
Total	1,0 GWh	R$ 82,2 mil		R$ 184,9 mil

* premissa editável — preço de contrato de R$ /MWh. Referência: R$ 180–211/MWh (Dcide, curva forward S37/2025 (longo prazo 2027–2030)). Valor a PLD = mark-to-spot (CCEE, horário); nenhuma das bases é receita contratual efetivamente perdida — contratos, ressarcimentos e garantia física alteram o efeito caixa.

BESS co-localizado — potencial de captura (2023)

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	67 MWh	32 MWh	100,0%	R$ 2,5 mil
20% da potência × 4 h	34 MW	134 MWh	32 MWh	100,0%	R$ 2,5 mil
30% da potência × 4 h	50 MW	202 MWh	32 MWh	100,0%	R$ 2,5 mil

* energia capturada × média das 4 horas mais caras de cada dia no submercado Nordeste em 2023 (R$ 79/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.

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