CORTE

CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)

CONJ. TACARATU

Eólica · Conjunto de usinas · PERNAMBUCO (PE) · Submercado Nordeste · ~80 MW (disponibilidade máx.)

Série: janeiro de 2023 a fevereiro de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_PEETAT

Sumário executivo — últimos 12 meses

Energia cortada

46,9 GWh

Taxa de corte

20,5%

corte ÷ (geração + corte)

Geração verificada

182 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)
MêsEnergéticaConfiabilidadeIndisp. externaTotalGeração
jan/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh0 MWh
fev/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh25,7 GWh
mar/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh27,5 GWh
abr/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh21,3 GWh
mai/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh28,6 GWh
jun/2390 MWh0 MWh0 MWh90 MWh37,4 GWh
jul/2330 MWh0 MWh0 MWh30 MWh37,6 GWh
ago/23133 MWh0 MWh0 MWh133 MWh33,0 GWh
set/2355 MWh422 MWh0 MWh478 MWh35,5 GWh
out/230 MWh133 MWh0 MWh133 MWh29,0 GWh
nov/236 MWh8 MWh0 MWh14 MWh23,8 GWh
dez/233 MWh0 MWh0 MWh3 MWh24,7 GWh
jan/246 MWh0 MWh0 MWh6 MWh13,7 GWh
fev/240 MWh0 MWh0 MWh0 MWh21,4 GWh
mar/240 MWh0 MWh0 MWh0 MWh19,1 GWh
abr/2423 MWh0 MWh0 MWh23 MWh21,4 GWh
mai/2435 MWh0 MWh0 MWh35 MWh31,8 GWh
jun/24242 MWh0 MWh0 MWh242 MWh34,0 GWh
jul/246 MWh20 MWh0 MWh26 MWh38,0 GWh
ago/24121 MWh89 MWh0 MWh209 MWh37,2 GWh
set/2452 MWh61 MWh0 MWh113 MWh34,6 GWh
out/2453 MWh57 MWh0 MWh110 MWh24,3 GWh
nov/24154 MWh0 MWh0 MWh154 MWh22,6 GWh
dez/2431 MWh0 MWh0 MWh31 MWh23,3 GWh
jan/259 MWh0 MWh0 MWh9 MWh14,1 GWh
fev/25556 MWh738 MWh3,6 GWh4,9 GWh21,8 GWh
mar/25976 MWh545 MWh0 MWh1,5 GWh28,3 GWh
abr/251,0 GWh452 MWh0 MWh1,5 GWh21,8 GWh
mai/256,0 GWh157 MWh0 MWh6,1 GWh22,6 GWh
jun/254,5 GWh231 MWh861 MWh5,6 GWh27,2 GWh
jul/255,2 GWh1,7 GWh0 MWh6,9 GWh31,1 GWh
ago/257,0 GWh3,6 GWh0 MWh10,6 GWh29,9 GWh
set/257,1 GWh2,7 GWh252 MWh10,0 GWh31,0 GWh
out/255,7 GWh3,7 GWh0 MWh9,3 GWh31,1 GWh
nov/253,0 GWh1,0 GWh0 MWh4,1 GWh17,6 GWh
dez/251,8 GWh502 MWh0 MWh2,3 GWh16,7 GWh
jan/261,1 GWh2,0 GWh549 MWh3,6 GWh22,4 GWh
fev/2634 MWh6 MWh1 MWh41 MWh1,8 GWh

Taxa de corte mensal

corte ÷ (geração verificada + corte), por mês

MêsTaxa de corte
jan/230,0%
fev/230,0%
mar/230,0%
abr/230,0%
mai/230,0%
jun/230,2%
jul/230,1%
ago/230,4%
set/231,3%
out/230,5%
nov/230,1%
dez/230,0%
jan/240,0%
fev/240,0%
mar/240,0%
abr/240,1%
mai/240,1%
jun/240,7%
jul/240,1%
ago/240,6%
set/240,3%
out/240,5%
nov/240,7%
dez/240,1%
jan/250,1%
fev/2518,2%
mar/255,1%
abr/256,4%
mai/2521,3%
jun/2517,0%
jul/2518,3%
ago/2526,2%
set/2524,4%
out/2523,1%
nov/2518,9%
dez/2512,0%
jan/2614,0%
fev/262,2%

Padrão horário

Padrão horário do corte — 2025

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

HoraCorteGeração
00h129 MWh16,6 GWh
01h227 MWh15,4 GWh
02h277 MWh14,6 GWh
03h257 MWh14,0 GWh
04h304 MWh13,6 GWh
05h581 MWh12,9 GWh
06h1,9 GWh11,4 GWh
07h3,8 GWh9,5 GWh
08h5,6 GWh8,0 GWh
09h7,2 GWh6,5 GWh
10h7,5 GWh5,6 GWh
11h6,9 GWh5,1 GWh
12h6,3 GWh4,7 GWh
13h5,5 GWh5,0 GWh
14h5,0 GWh6,2 GWh
15h4,5 GWh7,7 GWh
16h3,3 GWh10,4 GWh
17h1,5 GWh14,0 GWh
18h453 MWh16,7 GWh
19h361 MWh19,0 GWh
20h464 MWh20,1 GWh
21h363 MWh19,7 GWh
22h199 MWh18,8 GWh
23h86 MWh17,8 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.

AnoEnergia cortadaValor a PLD horárioPLD implícitoA preço de contrato*
2023881 MWhR$ 62,2 milR$ 71/MWhR$ 158,5 mil
2024949 MWhR$ 106,0 milR$ 112/MWhR$ 170,8 mil
202562,8 GWhR$ 8,2 miR$ 131/MWhR$ 11,3 mi
20263,7 GWhR$ 825,0 milR$ 224/MWhR$ 664,0 mil
Total68,3 GWhR$ 9,2 miR$ 12,3 mi
* premissa editável — preço de contrato de . 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 (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.

ConfiguraçãoPotênciaCapacidadeCaptura do corte% do corteReferência de valor*
10% da potência × 4 h8 MW32 MWh8,5 GWh13,5%R$ 2,0 mi
20% da potência × 4 h16 MW64 MWh15,9 GWh25,3%R$ 3,7 mi
30% da potência × 4 h24 MW96 MWh22,4 GWh35,8%R$ 5,2 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. TACARATU

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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