CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. MONTE VERDE
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~610 MW (disponibilidade máx.)
Série: setembro de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNEMVD
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
431 GWh
Taxa de corte
19,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
1,83 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| out/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 20,0 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 81,0 GWh |
| dez/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 128 GWh |
| jan/23 | 339 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 339 MWh | 131 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 124 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 105 GWh |
| abr/23 | 51 MWh | 0 MWh | 2 MWh | 53 MWh | 93,9 GWh |
| mai/23 | 554 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 554 MWh | 134 GWh |
| jun/23 | 1,8 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,8 GWh | 145 GWh |
| jul/23 | 3,3 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 3,3 GWh | 173 GWh |
| ago/23 | 2,2 GWh | 6,8 GWh | 2,9 GWh | 11,9 GWh | 157 GWh |
| set/23 | 3,5 GWh | 58,3 GWh | 1,1 GWh | 62,9 GWh | 108 GWh |
| out/23 | 2,0 GWh | 1,6 GWh | 2,5 GWh | 6,2 GWh | 165 GWh |
| nov/23 | 3,7 GWh | 6,6 GWh | 831 MWh | 11,1 GWh | 126 GWh |
| dez/23 | 1,1 GWh | 7,0 GWh | 626 MWh | 8,7 GWh | 131 GWh |
| jan/24 | 143 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 143 MWh | 94,8 GWh |
| fev/24 | 367 MWh | 1,1 GWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 90,8 GWh |
| mar/24 | 852 MWh | 1,6 GWh | 0 MWh | 2,4 GWh | 71,5 GWh |
| abr/24 | 0 MWh | 60 MWh | 0 MWh | 60 MWh | 83,6 GWh |
| mai/24 | 1,1 GWh | 1,5 GWh | 0 MWh | 2,6 GWh | 147 GWh |
| jun/24 | 5,8 GWh | 53,8 GWh | 2,0 GWh | 61,6 GWh | 127 GWh |
| jul/24 | 5,2 GWh | 60,3 GWh | 4,2 GWh | 69,7 GWh | 127 GWh |
| ago/24 | 5,2 GWh | 68,6 GWh | 3,5 GWh | 77,3 GWh | 177 GWh |
| set/24 | 11,4 GWh | 48,6 GWh | 1,3 GWh | 61,3 GWh | 180 GWh |
| out/24 | 5,5 GWh | 12,7 GWh | 2,8 GWh | 20,9 GWh | 172 GWh |
| nov/24 | 3,6 GWh | 7,7 GWh | 37 MWh | 11,3 GWh | 160 GWh |
| dez/24 | 10,3 GWh | 4,7 GWh | 0 MWh | 15,0 GWh | 167 GWh |
| jan/25 | 1,9 GWh | 1,9 GWh | 33 MWh | 3,9 GWh | 115 GWh |
| fev/25 | 2,7 GWh | 2,5 GWh | 2,0 GWh | 7,3 GWh | 161 GWh |
| mar/25 | 4,1 GWh | 4,5 GWh | 1,3 GWh | 9,8 GWh | 159 GWh |
| abr/25 | 4,4 GWh | 6,8 GWh | 80 MWh | 11,3 GWh | 140 GWh |
| mai/25 | 18,0 GWh | 11,8 GWh | 321 MWh | 30,1 GWh | 175 GWh |
| jun/25 | 18,6 GWh | 15,5 GWh | 0 MWh | 34,1 GWh | 179 GWh |
| jul/25 | 30,4 GWh | 47,8 GWh | 125 MWh | 78,3 GWh | 163 GWh |
| ago/25 | 24,7 GWh | 30,9 GWh | 0 MWh | 55,6 GWh | 168 GWh |
| set/25 | 26,7 GWh | 28,3 GWh | 778 MWh | 55,8 GWh | 176 GWh |
| out/25 | 31,8 GWh | 58,0 GWh | 0 MWh | 89,8 GWh | 151 GWh |
| nov/25 | 14,1 GWh | 15,5 GWh | 427 MWh | 30,0 GWh | 161 GWh |
| dez/25 | 6,7 GWh | 9,4 GWh | 2,4 GWh | 18,5 GWh | 179 GWh |
| jan/26 | 6,9 GWh | 8,8 GWh | 950 MWh | 16,7 GWh | 158 GWh |
| fev/26 | 4,1 GWh | 1,7 GWh | 1,2 GWh | 7,0 GWh | 109 GWh |
| mar/26 | 5,2 GWh | 640 MWh | 392 MWh | 6,2 GWh | 128 GWh |
| abr/26 | 10,5 GWh | 3,4 GWh | 283 MWh | 14,2 GWh | 121 GWh |
| mai/26 | 17,3 GWh | 10,5 GWh | 1,3 GWh | 29,0 GWh | 161 GWh |
| jun/26 | 11,8 GWh | 17,7 GWh | 246 MWh | 29,8 GWh | 152 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| set/22 | 0,0% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,0% |
| jan/23 | 0,3% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,0% |
| abr/23 | 0,1% |
| mai/23 | 0,4% |
| jun/23 | 1,2% |
| jul/23 | 1,9% |
| ago/23 | 7,1% |
| set/23 | 36,7% |
| out/23 | 3,6% |
| nov/23 | 8,1% |
| dez/23 | 6,2% |
| jan/24 | 0,2% |
| fev/24 | 1,6% |
| mar/24 | 3,3% |
| abr/24 | 0,1% |
| mai/24 | 1,7% |
| jun/24 | 32,7% |
| jul/24 | 35,4% |
| ago/24 | 30,4% |
| set/24 | 25,5% |
| out/24 | 10,9% |
| nov/24 | 6,6% |
| dez/24 | 8,3% |
| jan/25 | 3,3% |
| fev/25 | 4,3% |
| mar/25 | 5,8% |
| abr/25 | 7,5% |
| mai/25 | 14,7% |
| jun/25 | 16,0% |
| jul/25 | 32,4% |
| ago/25 | 24,8% |
| set/25 | 24,0% |
| out/25 | 37,3% |
| nov/25 | 15,7% |
| dez/25 | 9,4% |
| jan/26 | 9,5% |
| fev/26 | 6,0% |
| mar/26 | 4,6% |
| abr/26 | 10,5% |
| mai/26 | 15,3% |
| jun/26 | 16,4% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 11,5 GWh | 96,0 GWh |
| 01h | 9,3 GWh | 95,7 GWh |
| 02h | 8,7 GWh | 94,2 GWh |
| 03h | 7,6 GWh | 93,3 GWh |
| 04h | 7,1 GWh | 93,1 GWh |
| 05h | 7,4 GWh | 91,4 GWh |
| 06h | 12,0 GWh | 79,3 GWh |
| 07h | 22,4 GWh | 70,2 GWh |
| 08h | 30,5 GWh | 65,2 GWh |
| 09h | 34,1 GWh | 56,9 GWh |
| 10h | 34,3 GWh | 49,7 GWh |
| 11h | 32,2 GWh | 45,9 GWh |
| 12h | 31,3 GWh | 43,6 GWh |
| 13h | 28,4 GWh | 47,4 GWh |
| 14h | 24,1 GWh | 57,8 GWh |
| 15h | 21,7 GWh | 70,5 GWh |
| 16h | 16,4 GWh | 87,3 GWh |
| 17h | 8,4 GWh | 104 GWh |
| 18h | 7,2 GWh | 106 GWh |
| 19h | 9,8 GWh | 101 GWh |
| 20h | 14,1 GWh | 95,8 GWh |
| 21h | 16,0 GWh | 94,5 GWh |
| 22h | 16,3 GWh | 93,7 GWh |
| 23h | 13,8 GWh | 94,1 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 | 107 GWh | R$ 7,4 mi | R$ 69/MWh | R$ 19,2 mi |
| 2024 | 324 GWh | R$ 39,4 mi | R$ 122/MWh | R$ 58,3 mi |
| 2025 | 425 GWh | R$ 70,6 mi | R$ 166/MWh | R$ 76,4 mi |
| 2026 | 103 GWh | R$ 14,5 mi | R$ 140/MWh | R$ 18,5 mi |
| Total | 958 GWh | R$ 132 mi | R$ 172 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 | 61 MW | 244 MWh | 62,1 GWh | 14,6% | R$ 14,3 mi |
| 20% da potência × 4 h | 122 MW | 488 MWh | 113 GWh | 26,6% | R$ 26,1 mi |
| 30% da potência × 4 h | 183 MW | 732 MWh | 159 GWh | 37,4% | R$ 36,6 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. MONTE VERDE
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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