CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. JANDAÍRA I
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~87 MW (disponibilidade máx.)
Série: julho de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNJDA
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
132 GWh
Taxa de corte
33,9%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
256 GWh
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 |
|---|---|---|---|---|---|
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 11,7 GWh |
| ago/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 13,2 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 16,1 GWh |
| out/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 19,5 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 12,2 GWh |
| dez/22 | 99 MWh | 0 MWh | 31 MWh | 131 MWh | 18,1 GWh |
| jan/23 | 5 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 5 MWh | 26,3 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 17,7 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 18,1 GWh |
| abr/23 | 94 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 94 MWh | 19,4 GWh |
| mai/23 | 353 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 353 MWh | 27,9 GWh |
| jun/23 | 1,4 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,4 GWh | 32,8 GWh |
| jul/23 | 998 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 998 MWh | 38,8 GWh |
| ago/23 | 620 MWh | 405 MWh | 512 MWh | 1,5 GWh | 36,8 GWh |
| set/23 | 411 MWh | 7,8 GWh | 176 MWh | 8,4 GWh | 32,0 GWh |
| out/23 | 1,1 GWh | 291 MWh | 3,4 GWh | 4,7 GWh | 35,0 GWh |
| nov/23 | 557 MWh | 164 MWh | 315 MWh | 1,0 GWh | 28,7 GWh |
| dez/23 | 369 MWh | 498 MWh | 102 MWh | 969 MWh | 27,7 GWh |
| jan/24 | 306 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 306 MWh | 17,6 GWh |
| fev/24 | 27 MWh | 446 MWh | 11 MWh | 484 MWh | 18,6 GWh |
| mar/24 | 117 MWh | 38 MWh | 0 MWh | 155 MWh | 14,4 GWh |
| abr/24 | 27 MWh | 27 MWh | 0 MWh | 54 MWh | 14,2 GWh |
| mai/24 | 443 MWh | 653 MWh | 0 MWh | 1,1 GWh | 26,3 GWh |
| jun/24 | 1,7 GWh | 4,8 GWh | 243 MWh | 6,7 GWh | 24,7 GWh |
| jul/24 | 962 MWh | 5,2 GWh | 769 MWh | 7,0 GWh | 28,6 GWh |
| ago/24 | 650 MWh | 6,8 GWh | 683 MWh | 8,1 GWh | 37,7 GWh |
| set/24 | 1,8 GWh | 7,8 GWh | 217 MWh | 9,9 GWh | 35,1 GWh |
| out/24 | 2,2 GWh | 4,6 GWh | 108 MWh | 6,9 GWh | 29,8 GWh |
| nov/24 | 1,1 GWh | 1,6 GWh | 14 MWh | 2,8 GWh | 28,6 GWh |
| dez/24 | 3,2 GWh | 1,4 GWh | 0 MWh | 4,7 GWh | 26,5 GWh |
| jan/25 | 855 MWh | 376 MWh | 138 MWh | 1,4 GWh | 18,3 GWh |
| fev/25 | 827 MWh | 1,1 GWh | 940 MWh | 2,8 GWh | 24,2 GWh |
| mar/25 | 766 MWh | 1,1 GWh | 329 MWh | 2,2 GWh | 23,6 GWh |
| abr/25 | 1,6 GWh | 1,5 GWh | 3 MWh | 3,1 GWh | 20,2 GWh |
| mai/25 | 5,0 GWh | 4,4 GWh | 166 MWh | 9,5 GWh | 22,2 GWh |
| jun/25 | 3,0 GWh | 4,0 GWh | 43 MWh | 7,1 GWh | 23,6 GWh |
| jul/25 | 5,9 GWh | 9,6 GWh | 38 MWh | 15,6 GWh | 24,8 GWh |
| ago/25 | 6,2 GWh | 7,7 GWh | 0 MWh | 14,0 GWh | 26,1 GWh |
| set/25 | 7,2 GWh | 9,5 GWh | 237 MWh | 17,0 GWh | 26,3 GWh |
| out/25 | 7,7 GWh | 15,5 GWh | 0 MWh | 23,2 GWh | 23,2 GWh |
| nov/25 | 5,8 GWh | 5,2 GWh | 79 MWh | 11,1 GWh | 21,8 GWh |
| dez/25 | 3,9 GWh | 4,4 GWh | 586 MWh | 8,9 GWh | 23,4 GWh |
| jan/26 | 3,5 GWh | 7,6 GWh | 531 MWh | 11,7 GWh | 21,1 GWh |
| fev/26 | 1,5 GWh | 545 MWh | 266 MWh | 2,3 GWh | 13,0 GWh |
| mar/26 | 2,7 GWh | 225 MWh | 131 MWh | 3,1 GWh | 14,5 GWh |
| abr/26 | 3,3 GWh | 1,1 GWh | 136 MWh | 4,6 GWh | 15,9 GWh |
| mai/26 | 4,4 GWh | 3,3 GWh | 396 MWh | 8,0 GWh | 24,1 GWh |
| jun/26 | 4,3 GWh | 7,7 GWh | 214 MWh | 12,2 GWh | 22,1 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| jul/22 | 0,0% |
| ago/22 | 0,0% |
| set/22 | 0,0% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,7% |
| jan/23 | 0,0% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,0% |
| abr/23 | 0,5% |
| mai/23 | 1,3% |
| jun/23 | 4,1% |
| jul/23 | 2,5% |
| ago/23 | 4,0% |
| set/23 | 20,7% |
| out/23 | 11,8% |
| nov/23 | 3,5% |
| dez/23 | 3,4% |
| jan/24 | 1,7% |
| fev/24 | 2,5% |
| mar/24 | 1,1% |
| abr/24 | 0,4% |
| mai/24 | 4,0% |
| jun/24 | 21,3% |
| jul/24 | 19,6% |
| ago/24 | 17,7% |
| set/24 | 22,0% |
| out/24 | 18,8% |
| nov/24 | 8,8% |
| dez/24 | 15,0% |
| jan/25 | 7,0% |
| fev/25 | 10,4% |
| mar/25 | 8,5% |
| abr/25 | 13,4% |
| mai/25 | 30,1% |
| jun/25 | 23,1% |
| jul/25 | 38,6% |
| ago/25 | 34,9% |
| set/25 | 39,2% |
| out/25 | 50,0% |
| nov/25 | 33,7% |
| dez/25 | 27,6% |
| jan/26 | 35,6% |
| fev/26 | 15,1% |
| mar/26 | 17,6% |
| abr/26 | 22,3% |
| mai/26 | 25,0% |
| jun/26 | 35,6% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 3,3 GWh | 13,2 GWh |
| 01h | 2,8 GWh | 13,1 GWh |
| 02h | 2,6 GWh | 13,2 GWh |
| 03h | 2,4 GWh | 13,3 GWh |
| 04h | 2,3 GWh | 13,4 GWh |
| 05h | 2,3 GWh | 13,1 GWh |
| 06h | 3,0 GWh | 11,5 GWh |
| 07h | 5,6 GWh | 9,9 GWh |
| 08h | 8,0 GWh | 9,0 GWh |
| 09h | 8,9 GWh | 7,9 GWh |
| 10h | 9,1 GWh | 7,0 GWh |
| 11h | 8,6 GWh | 6,7 GWh |
| 12h | 8,5 GWh | 6,6 GWh |
| 13h | 7,9 GWh | 7,5 GWh |
| 14h | 6,8 GWh | 9,3 GWh |
| 15h | 6,2 GWh | 11,4 GWh |
| 16h | 4,9 GWh | 13,8 GWh |
| 17h | 2,4 GWh | 15,5 GWh |
| 18h | 2,1 GWh | 15,0 GWh |
| 19h | 2,8 GWh | 14,5 GWh |
| 20h | 3,8 GWh | 13,8 GWh |
| 21h | 4,1 GWh | 13,2 GWh |
| 22h | 4,1 GWh | 13,0 GWh |
| 23h | 3,6 GWh | 13,1 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* |
|---|---|---|---|---|
| 2022 | 131 MWh | R$ 7,3 mil | R$ 56/MWh | R$ 23,5 mil |
| 2023 | 19,4 GWh | R$ 1,3 mi | R$ 69/MWh | R$ 3,5 mi |
| 2024 | 48,0 GWh | R$ 6,9 mi | R$ 144/MWh | R$ 8,6 mi |
| 2025 | 116 GWh | R$ 20,3 mi | R$ 176/MWh | R$ 20,9 mi |
| 2026 | 41,9 GWh | R$ 6,5 mi | R$ 154/MWh | R$ 7,5 mi |
| Total | 225 GWh | R$ 35,1 mi | R$ 40,6 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 | 9 MW | 35 MWh | 10,7 GWh | 9,2% | R$ 2,5 mi |
| 20% da potência × 4 h | 17 MW | 69 MWh | 20,5 GWh | 17,7% | R$ 4,7 mi |
| 30% da potência × 4 h | 26 MW | 104 MWh | 29,5 GWh | 25,4% | R$ 6,8 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. JANDAÍRA I
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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