CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. ACAUÃ
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~109 MW (disponibilidade máx.)
Série: março de 2023 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNACA
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
77,7 GWh
Taxa de corte
15,6%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
420 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| 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 | 1 MWh |
| jun/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,2 GWh |
| jul/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 6,7 GWh |
| ago/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 6,3 GWh |
| set/23 | 0 MWh | 80 MWh | 0 MWh | 80 MWh | 9,7 GWh |
| out/23 | 68 MWh | 4 MWh | 0 MWh | 72 MWh | 13,3 GWh |
| nov/23 | 35 MWh | 7 MWh | 8 MWh | 50 MWh | 11,4 GWh |
| dez/23 | 38 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 38 MWh | 13,4 GWh |
| jan/24 | 3 MWh | 0 MWh | 20 MWh | 22 MWh | 11,8 GWh |
| fev/24 | 14 MWh | 176 MWh | 0 MWh | 190 MWh | 15,0 GWh |
| mar/24 | 95 MWh | 147 MWh | 0 MWh | 242 MWh | 13,5 GWh |
| abr/24 | 35 MWh | 721 MWh | 0 MWh | 756 MWh | 13,6 GWh |
| mai/24 | 217 MWh | 356 MWh | 0 MWh | 573 MWh | 25,2 GWh |
| jun/24 | 480 MWh | 362 MWh | 102 MWh | 943 MWh | 31,5 GWh |
| jul/24 | 1,4 GWh | 2,7 GWh | 67 MWh | 4,1 GWh | 37,0 GWh |
| ago/24 | 557 MWh | 7,5 GWh | 274 MWh | 8,3 GWh | 33,7 GWh |
| set/24 | 2,3 GWh | 6,8 GWh | 232 MWh | 9,2 GWh | 33,3 GWh |
| out/24 | 1,6 GWh | 664 MWh | 219 MWh | 2,5 GWh | 33,3 GWh |
| nov/24 | 931 MWh | 94 MWh | 0 MWh | 1,0 GWh | 31,5 GWh |
| dez/24 | 2,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 33,7 GWh |
| jan/25 | 632 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 632 MWh | 19,0 GWh |
| fev/25 | 488 MWh | 6 MWh | 74 MWh | 568 MWh | 31,4 GWh |
| mar/25 | 753 MWh | 368 MWh | 0 MWh | 1,1 GWh | 28,9 GWh |
| abr/25 | 1,4 GWh | 113 MWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 25,5 GWh |
| mai/25 | 4,8 GWh | 578 MWh | 0 MWh | 5,4 GWh | 32,2 GWh |
| jun/25 | 3,8 GWh | 454 MWh | 0 MWh | 4,3 GWh | 38,0 GWh |
| jul/25 | 3,7 GWh | 1,2 GWh | 4 MWh | 4,9 GWh | 48,8 GWh |
| ago/25 | 5,8 GWh | 3,1 GWh | 0 MWh | 8,9 GWh | 44,3 GWh |
| set/25 | 7,4 GWh | 3,4 GWh | 0 MWh | 10,8 GWh | 42,4 GWh |
| out/25 | 7,3 GWh | 5,5 GWh | 0 MWh | 12,8 GWh | 42,9 GWh |
| nov/25 | 4,5 GWh | 1,7 GWh | 0 MWh | 6,1 GWh | 34,0 GWh |
| dez/25 | 3,3 GWh | 1,6 GWh | 0 MWh | 5,0 GWh | 32,6 GWh |
| jan/26 | 2,8 GWh | 2,9 GWh | 352 MWh | 6,1 GWh | 32,0 GWh |
| fev/26 | 1,6 GWh | 22 MWh | 4 MWh | 1,6 GWh | 19,7 GWh |
| mar/26 | 3,4 GWh | 219 MWh | 209 MWh | 3,8 GWh | 21,3 GWh |
| abr/26 | 4,5 GWh | 1,8 GWh | 0 MWh | 6,3 GWh | 26,0 GWh |
| mai/26 | 5,6 GWh | 142 MWh | 706 MWh | 6,5 GWh | 38,7 GWh |
| jun/26 | 4,3 GWh | 570 MWh | 0 MWh | 4,9 GWh | 37,3 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| mar/23 | 0,0% |
| abr/23 | 0,0% |
| mai/23 | 0,0% |
| jun/23 | 0,0% |
| jul/23 | 0,0% |
| ago/23 | 0,0% |
| set/23 | 0,8% |
| out/23 | 0,5% |
| nov/23 | 0,4% |
| dez/23 | 0,3% |
| jan/24 | 0,2% |
| fev/24 | 1,3% |
| mar/24 | 1,8% |
| abr/24 | 5,3% |
| mai/24 | 2,2% |
| jun/24 | 2,9% |
| jul/24 | 10,1% |
| ago/24 | 19,8% |
| set/24 | 21,7% |
| out/24 | 6,9% |
| nov/24 | 3,1% |
| dez/24 | 5,8% |
| jan/25 | 3,2% |
| fev/25 | 1,8% |
| mar/25 | 3,7% |
| abr/25 | 5,5% |
| mai/25 | 14,4% |
| jun/25 | 10,1% |
| jul/25 | 9,2% |
| ago/25 | 16,7% |
| set/25 | 20,3% |
| out/25 | 23,0% |
| nov/25 | 15,3% |
| dez/25 | 13,2% |
| jan/26 | 16,1% |
| fev/26 | 7,5% |
| mar/26 | 15,1% |
| abr/26 | 19,5% |
| mai/26 | 14,3% |
| jun/26 | 11,6% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 111 MWh | 24,6 GWh |
| 01h | 82 MWh | 23,7 GWh |
| 02h | 97 MWh | 22,9 GWh |
| 03h | 175 MWh | 22,3 GWh |
| 04h | 303 MWh | 22,0 GWh |
| 05h | 753 MWh | 21,5 GWh |
| 06h | 2,7 GWh | 20,1 GWh |
| 07h | 4,8 GWh | 17,7 GWh |
| 08h | 6,7 GWh | 14,6 GWh |
| 09h | 7,9 GWh | 11,2 GWh |
| 10h | 7,9 GWh | 8,7 GWh |
| 11h | 7,3 GWh | 7,1 GWh |
| 12h | 6,6 GWh | 6,1 GWh |
| 13h | 5,5 GWh | 6,2 GWh |
| 14h | 4,3 GWh | 7,0 GWh |
| 15h | 3,3 GWh | 8,5 GWh |
| 16h | 2,0 GWh | 11,2 GWh |
| 17h | 683 MWh | 16,2 GWh |
| 18h | 263 MWh | 21,2 GWh |
| 19h | 143 MWh | 24,3 GWh |
| 20h | 108 MWh | 25,5 GWh |
| 21h | 99 MWh | 26,2 GWh |
| 22h | 139 MWh | 26,0 GWh |
| 23h | 157 MWh | 25,5 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 | 240 MWh | R$ 16,5 mil | R$ 69/MWh | R$ 43,1 mil |
| 2024 | 30,0 GWh | R$ 3,0 mi | R$ 99/MWh | R$ 5,4 mi |
| 2025 | 62,0 GWh | R$ 8,3 mi | R$ 134/MWh | R$ 11,2 mi |
| 2026 | 29,2 GWh | R$ 3,5 mi | R$ 121/MWh | R$ 5,3 mi |
| Total | 121 GWh | R$ 14,9 mi | R$ 21,9 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 | 11 MW | 44 MWh | 11,6 GWh | 18,7% | R$ 2,7 mi |
| 20% da potência × 4 h | 22 MW | 87 MWh | 21,9 GWh | 35,4% | R$ 5,1 mi |
| 30% da potência × 4 h | 33 MW | 131 MWh | 30,6 GWh | 49,3% | R$ 7,0 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. ACAUÃ
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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