CORTE

CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)

CONJ. OESTE SERIDÓ

Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~248 MW (disponibilidade máx.)

Série: dezembro de 2023 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNCSER

Sumário executivo — últimos 12 meses

Energia cortada

141 GWh

Taxa de corte

10,4%

corte ÷ (geração + corte)

Geração verificada

1,22 TWh

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
dez/230 MWh0 MWh0 MWh0 MWh4,6 GWh
jan/2464 MWh0 MWh0 MWh64 MWh53,2 GWh
fev/240 MWh0 MWh0 MWh0 MWh72,8 GWh
mar/24361 MWh0 MWh0 MWh361 MWh61,5 GWh
abr/240 MWh0 MWh0 MWh0 MWh60,7 GWh
mai/24226 MWh7 MWh0 MWh233 MWh94,6 GWh
jun/241,4 GWh86 MWh19 MWh1,5 GWh116 GWh
jul/24823 MWh962 MWh7 MWh1,8 GWh128 GWh
ago/241,3 GWh4,2 GWh1,3 GWh6,8 GWh134 GWh
set/241,7 GWh975 MWh0 MWh2,7 GWh130 GWh
out/243,0 GWh1,2 GWh74 MWh4,3 GWh111 GWh
nov/243,4 GWh475 MWh0 MWh3,9 GWh107 GWh
dez/248,6 GWh0 MWh0 MWh8,6 GWh108 GWh
jan/252,4 GWh0 MWh911 MWh3,3 GWh58,8 GWh
fev/251,9 GWh503 MWh5,4 GWh7,7 GWh86,6 GWh
mar/251,8 GWh62 MWh0 MWh1,8 GWh99,1 GWh
abr/253,0 GWh1,0 GWh0 MWh4,1 GWh80,0 GWh
mai/259,0 GWh884 MWh0 MWh9,9 GWh106 GWh
jun/257,3 GWh0 MWh130 MWh7,4 GWh114 GWh
jul/258,0 GWh1,5 GWh0 MWh9,5 GWh127 GWh
ago/2512,7 GWh6,2 GWh0 MWh18,9 GWh123 GWh
set/2513,6 GWh4,1 GWh10 MWh17,8 GWh129 GWh
out/2516,1 GWh6,7 GWh0 MWh22,8 GWh129 GWh
nov/2510,6 GWh3,5 GWh0 MWh14,1 GWh98,4 GWh
dez/257,1 GWh3,1 GWh0 MWh10,2 GWh105 GWh
jan/265,7 GWh4,2 GWh1,1 GWh11,0 GWh101 GWh
fev/263,6 GWh101 MWh2 MWh3,7 GWh51,3 GWh
mar/265,2 GWh387 MWh201 MWh5,8 GWh58,2 GWh
abr/265,6 GWh1,4 GWh193 MWh7,2 GWh77,9 GWh
mai/2610,3 GWh0 MWh593 MWh10,9 GWh105 GWh
jun/268,8 GWh0 MWh0 MWh8,8 GWh113 GWh

Taxa de corte mensal

corte ÷ (geração verificada + corte), por mês

MêsTaxa de corte
dez/230,0%
jan/240,1%
fev/240,0%
mar/240,6%
abr/240,0%
mai/240,2%
jun/241,3%
jul/241,4%
ago/244,8%
set/242,0%
out/243,7%
nov/243,5%
dez/247,3%
jan/255,4%
fev/258,2%
mar/251,8%
abr/254,8%
mai/258,5%
jun/256,1%
jul/256,9%
ago/2513,3%
set/2512,1%
out/2515,0%
nov/2512,5%
dez/258,9%
jan/269,8%
fev/266,7%
mar/269,0%
abr/268,5%
mai/269,4%
jun/267,2%

Padrão horário

Padrão horário do corte — 2025

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

HoraCorteGeração
00h265 MWh69,7 GWh
01h81 MWh68,2 GWh
02h184 MWh67,4 GWh
03h287 MWh67,1 GWh
04h491 MWh66,7 GWh
05h452 MWh66,0 GWh
06h3,0 GWh61,5 GWh
07h7,4 GWh55,8 GWh
08h12,0 GWh49,4 GWh
09h15,8 GWh39,7 GWh
10h16,4 GWh32,0 GWh
11h15,1 GWh26,8 GWh
12h13,9 GWh23,2 GWh
13h12,1 GWh22,6 GWh
14h10,4 GWh23,8 GWh
15h8,5 GWh27,1 GWh
16h5,8 GWh34,9 GWh
17h2,3 GWh46,9 GWh
18h659 MWh58,6 GWh
19h563 MWh66,0 GWh
20h652 MWh69,4 GWh
21h565 MWh70,9 GWh
22h352 MWh71,3 GWh
23h267 MWh70,7 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.

AnoEnergia cortadaValor a PLD horárioPLD implícitoA preço de contrato*
202430,3 GWhR$ 2,7 miR$ 89/MWhR$ 5,5 mi
2025127 GWhR$ 16,7 miR$ 131/MWhR$ 22,9 mi
202647,3 GWhR$ 5,8 miR$ 123/MWhR$ 8,5 mi
Total205 GWhR$ 25,2 miR$ 36,9 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 h25 MW99 MWh27,5 GWh21,6%R$ 6,3 mi
20% da potência × 4 h50 MW198 MWh51,8 GWh40,6%R$ 11,9 mi
30% da potência × 4 h74 MW297 MWh70,6 GWh55,4%R$ 16,3 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. OESTE SERIDÓ

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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