CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. CAJU
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~686 MW (disponibilidade máx.)
Série: março de 2023 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNCAJ1
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
664 GWh
Taxa de corte
23,8%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
2,12 TWh
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 |
|---|---|---|---|---|---|
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 29 MWh |
| abr/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,4 GWh |
| mai/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 11,7 GWh |
| jun/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 19,6 GWh |
| jul/23 | 4 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 4 MWh | 34,4 GWh |
| ago/23 | 106 MWh | 88 MWh | 0 MWh | 194 MWh | 43,0 GWh |
| set/23 | 512 MWh | 21,3 GWh | 123 MWh | 21,9 GWh | 32,3 GWh |
| out/23 | 1,3 GWh | 17,0 GWh | 1,1 GWh | 19,4 GWh | 65,6 GWh |
| nov/23 | 965 MWh | 16,9 GWh | 190 MWh | 18,1 GWh | 68,7 GWh |
| dez/23 | 274 MWh | 6,0 GWh | 0 MWh | 6,2 GWh | 74,8 GWh |
| jan/24 | 0 MWh | 508 MWh | 0 MWh | 508 MWh | 83,4 GWh |
| fev/24 | 333 MWh | 3,3 GWh | 27 MWh | 3,6 GWh | 77,5 GWh |
| mar/24 | 345 MWh | 1,5 GWh | 0 MWh | 1,9 GWh | 66,8 GWh |
| abr/24 | 47 MWh | 987 MWh | 0 MWh | 1,0 GWh | 63,9 GWh |
| mai/24 | 1,6 GWh | 8,4 GWh | 0 MWh | 10,0 GWh | 108 GWh |
| jun/24 | 967 MWh | 21,1 GWh | 834 MWh | 22,9 GWh | 80,6 GWh |
| jul/24 | 2,8 GWh | 40,9 GWh | 1,8 GWh | 45,4 GWh | 84,0 GWh |
| ago/24 | 2,6 GWh | 79,0 GWh | 2,3 GWh | 83,9 GWh | 84,1 GWh |
| set/24 | 7,9 GWh | 57,0 GWh | 1,1 GWh | 65,9 GWh | 163 GWh |
| out/24 | 3,8 GWh | 14,5 GWh | 854 MWh | 19,1 GWh | 238 GWh |
| nov/24 | 6,3 GWh | 12,3 GWh | 0 MWh | 18,6 GWh | 239 GWh |
| dez/24 | 2,7 GWh | 592 MWh | 0 MWh | 3,3 GWh | 225 GWh |
| jan/25 | 3,1 GWh | 145 MWh | 367 MWh | 3,6 GWh | 145 GWh |
| fev/25 | 4,4 GWh | 3,2 GWh | 5,9 GWh | 13,4 GWh | 198 GWh |
| mar/25 | 6,0 GWh | 6,3 GWh | 2,3 GWh | 14,6 GWh | 195 GWh |
| abr/25 | 5,8 GWh | 3,5 GWh | 98 MWh | 9,3 GWh | 172 GWh |
| mai/25 | 22,0 GWh | 16,8 GWh | 906 MWh | 39,8 GWh | 199 GWh |
| jun/25 | 14,6 GWh | 13,8 GWh | 72 MWh | 28,5 GWh | 213 GWh |
| jul/25 | 25,1 GWh | 50,2 GWh | 303 MWh | 75,6 GWh | 192 GWh |
| ago/25 | 28,4 GWh | 39,9 GWh | 835 MWh | 69,2 GWh | 222 GWh |
| set/25 | 31,8 GWh | 43,4 GWh | 1,5 GWh | 76,6 GWh | 215 GWh |
| out/25 | 49,0 GWh | 116 GWh | 268 MWh | 165 GWh | 193 GWh |
| nov/25 | 26,0 GWh | 55,4 GWh | 471 MWh | 81,9 GWh | 193 GWh |
| dez/25 | 14,0 GWh | 23,4 GWh | 5,4 GWh | 42,8 GWh | 231 GWh |
| jan/26 | 7,3 GWh | 41,7 GWh | 2,1 GWh | 51,1 GWh | 200 GWh |
| fev/26 | 2,2 GWh | 2,3 GWh | 638 MWh | 5,1 GWh | 118 GWh |
| mar/26 | 5,3 GWh | 604 MWh | 468 MWh | 6,4 GWh | 130 GWh |
| abr/26 | 11,8 GWh | 7,2 GWh | 1,9 GWh | 20,9 GWh | 119 GWh |
| mai/26 | 14,1 GWh | 7,3 GWh | 3,4 GWh | 24,8 GWh | 153 GWh |
| jun/26 | 17,0 GWh | 26,6 GWh | 929 MWh | 44,6 GWh | 157 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 | 0,4% |
| set/23 | 40,4% |
| out/23 | 22,8% |
| nov/23 | 20,8% |
| dez/23 | 7,7% |
| jan/24 | 0,6% |
| fev/24 | 4,5% |
| mar/24 | 2,7% |
| abr/24 | 1,6% |
| mai/24 | 8,4% |
| jun/24 | 22,1% |
| jul/24 | 35,1% |
| ago/24 | 49,9% |
| set/24 | 28,9% |
| out/24 | 7,4% |
| nov/24 | 7,2% |
| dez/24 | 1,4% |
| jan/25 | 2,4% |
| fev/25 | 6,4% |
| mar/25 | 7,0% |
| abr/25 | 5,2% |
| mai/25 | 16,7% |
| jun/25 | 11,8% |
| jul/25 | 28,3% |
| ago/25 | 23,8% |
| set/25 | 26,3% |
| out/25 | 46,1% |
| nov/25 | 29,8% |
| dez/25 | 15,6% |
| jan/26 | 20,4% |
| fev/26 | 4,2% |
| mar/26 | 4,7% |
| abr/26 | 14,9% |
| mai/26 | 14,0% |
| jun/26 | 22,2% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 20,3 GWh | 119 GWh |
| 01h | 16,8 GWh | 116 GWh |
| 02h | 15,0 GWh | 113 GWh |
| 03h | 13,8 GWh | 109 GWh |
| 04h | 12,4 GWh | 106 GWh |
| 05h | 12,9 GWh | 104 GWh |
| 06h | 20,3 GWh | 95,6 GWh |
| 07h | 35,3 GWh | 90,6 GWh |
| 08h | 45,6 GWh | 82,2 GWh |
| 09h | 47,4 GWh | 70,8 GWh |
| 10h | 44,4 GWh | 61,9 GWh |
| 11h | 39,2 GWh | 55,1 GWh |
| 12h | 35,6 GWh | 51,6 GWh |
| 13h | 31,3 GWh | 55,6 GWh |
| 14h | 25,6 GWh | 68,1 GWh |
| 15h | 23,7 GWh | 84,0 GWh |
| 16h | 21,1 GWh | 107 GWh |
| 17h | 16,0 GWh | 129 GWh |
| 18h | 17,2 GWh | 134 GWh |
| 19h | 20,5 GWh | 130 GWh |
| 20h | 25,5 GWh | 124 GWh |
| 21h | 27,5 GWh | 122 GWh |
| 22h | 27,6 GWh | 120 GWh |
| 23h | 25,2 GWh | 119 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 | 65,8 GWh | R$ 5,1 mi | R$ 78/MWh | R$ 11,8 mi |
| 2024 | 276 GWh | R$ 37,5 mi | R$ 136/MWh | R$ 49,7 mi |
| 2025 | 620 GWh | R$ 111 mi | R$ 180/MWh | R$ 112 mi |
| 2026 | 153 GWh | R$ 25,0 mi | R$ 164/MWh | R$ 27,5 mi |
| Total | 1,12 TWh | R$ 179 mi | R$ 201 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 | 69 MW | 274 MWh | 76,3 GWh | 12,3% | R$ 17,6 mi |
| 20% da potência × 4 h | 137 MW | 549 MWh | 140 GWh | 22,6% | R$ 32,3 mi |
| 30% da potência × 4 h | 206 MW | 823 MWh | 196 GWh | 31,7% | R$ 45,3 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. CAJU
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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