CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. JERUSALÉM
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~271 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2022 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNJER
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
415 GWh
Taxa de corte
35,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
767 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| out/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 14,9 GWh |
| dez/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 77,0 GWh |
| jan/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 94,2 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 94,3 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 69,5 GWh |
| abr/23 | 83 MWh | 0 MWh | 26 MWh | 109 MWh | 51,1 GWh |
| mai/23 | 286 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 286 MWh | 70,7 GWh |
| jun/23 | 3,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 3,1 GWh | 93,5 GWh |
| jul/23 | 2,0 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,0 GWh | 114 GWh |
| ago/23 | 1,6 GWh | 4,0 GWh | 2,2 GWh | 7,8 GWh | 104 GWh |
| set/23 | 2,1 GWh | 38,5 GWh | 286 MWh | 40,9 GWh | 79,2 GWh |
| out/23 | 1,3 GWh | 726 MWh | 1,0 GWh | 3,1 GWh | 121 GWh |
| nov/23 | 207 MWh | 1,6 GWh | 47 MWh | 1,8 GWh | 96,6 GWh |
| dez/23 | 19 MWh | 2,0 GWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 87,3 GWh |
| jan/24 | 148 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 148 MWh | 65,7 GWh |
| fev/24 | 157 MWh | 2,3 GWh | 0 MWh | 2,5 GWh | 57,9 GWh |
| mar/24 | 756 MWh | 877 MWh | 0 MWh | 1,6 GWh | 42,1 GWh |
| abr/24 | 743 MWh | 1,5 GWh | 0 MWh | 2,3 GWh | 36,6 GWh |
| mai/24 | 2,0 GWh | 6,9 GWh | 0 MWh | 8,9 GWh | 66,6 GWh |
| jun/24 | 4,7 GWh | 25,2 GWh | 41 MWh | 29,9 GWh | 66,3 GWh |
| jul/24 | 3,2 GWh | 34,0 GWh | 3,1 GWh | 40,2 GWh | 73,1 GWh |
| ago/24 | 3,5 GWh | 34,3 GWh | 2,9 GWh | 40,7 GWh | 101 GWh |
| set/24 | 7,1 GWh | 30,8 GWh | 697 MWh | 38,6 GWh | 106 GWh |
| out/24 | 5,9 GWh | 15,8 GWh | 1,7 GWh | 23,5 GWh | 100 GWh |
| nov/24 | 5,9 GWh | 10,9 GWh | 64 MWh | 16,9 GWh | 96,5 GWh |
| dez/24 | 8,0 GWh | 2,4 GWh | 0 MWh | 10,4 GWh | 74,9 GWh |
| jan/25 | 2,8 GWh | 1,6 GWh | 1,1 GWh | 5,5 GWh | 51,6 GWh |
| fev/25 | 2,7 GWh | 2,4 GWh | 2,7 GWh | 7,8 GWh | 83,1 GWh |
| mar/25 | 3,7 GWh | 3,7 GWh | 1,0 GWh | 8,4 GWh | 75,9 GWh |
| abr/25 | 5,6 GWh | 2,8 GWh | 11 MWh | 8,5 GWh | 68,4 GWh |
| mai/25 | 12,5 GWh | 3,5 GWh | 343 MWh | 16,4 GWh | 72,0 GWh |
| jun/25 | 10,9 GWh | 5,1 GWh | 18 MWh | 16,0 GWh | 72,1 GWh |
| jul/25 | 20,4 GWh | 22,8 GWh | 125 MWh | 43,3 GWh | 70,0 GWh |
| ago/25 | 21,1 GWh | 23,7 GWh | 0 MWh | 44,8 GWh | 78,4 GWh |
| set/25 | 24,5 GWh | 32,3 GWh | 893 MWh | 57,6 GWh | 79,6 GWh |
| out/25 | 26,8 GWh | 60,4 GWh | 0 MWh | 87,2 GWh | 70,0 GWh |
| nov/25 | 20,1 GWh | 24,7 GWh | 368 MWh | 45,2 GWh | 70,9 GWh |
| dez/25 | 13,8 GWh | 14,3 GWh | 1,9 GWh | 30,0 GWh | 82,9 GWh |
| jan/26 | 7,5 GWh | 16,0 GWh | 1,3 GWh | 24,8 GWh | 67,1 GWh |
| fev/26 | 4,6 GWh | 1,8 GWh | 1,2 GWh | 7,5 GWh | 43,3 GWh |
| mar/26 | 7,9 GWh | 882 MWh | 454 MWh | 9,2 GWh | 46,2 GWh |
| abr/26 | 9,3 GWh | 2,4 GWh | 145 MWh | 11,9 GWh | 44,8 GWh |
| mai/26 | 14,0 GWh | 7,4 GWh | 1,1 GWh | 22,6 GWh | 57,2 GWh |
| jun/26 | 13,4 GWh | 16,9 GWh | 385 MWh | 30,7 GWh | 56,4 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,0% |
| jan/23 | 0,0% |
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,0% |
| abr/23 | 0,2% |
| mai/23 | 0,4% |
| jun/23 | 3,2% |
| jul/23 | 1,7% |
| ago/23 | 6,9% |
| set/23 | 34,1% |
| out/23 | 2,5% |
| nov/23 | 1,8% |
| dez/23 | 2,3% |
| jan/24 | 0,2% |
| fev/24 | 4,1% |
| mar/24 | 3,7% |
| abr/24 | 5,8% |
| mai/24 | 11,8% |
| jun/24 | 31,1% |
| jul/24 | 35,5% |
| ago/24 | 28,6% |
| set/24 | 26,8% |
| out/24 | 19,0% |
| nov/24 | 14,9% |
| dez/24 | 12,2% |
| jan/25 | 9,7% |
| fev/25 | 8,6% |
| mar/25 | 10,0% |
| abr/25 | 11,0% |
| mai/25 | 18,5% |
| jun/25 | 18,2% |
| jul/25 | 38,2% |
| ago/25 | 36,4% |
| set/25 | 42,0% |
| out/25 | 55,5% |
| nov/25 | 38,9% |
| dez/25 | 26,5% |
| jan/26 | 27,0% |
| fev/26 | 14,8% |
| mar/26 | 16,7% |
| abr/26 | 21,0% |
| mai/26 | 28,3% |
| jun/26 | 35,2% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 7,6 GWh | 39,5 GWh |
| 01h | 6,3 GWh | 39,4 GWh |
| 02h | 5,9 GWh | 38,8 GWh |
| 03h | 5,5 GWh | 38,6 GWh |
| 04h | 5,4 GWh | 38,6 GWh |
| 05h | 5,7 GWh | 37,6 GWh |
| 06h | 9,2 GWh | 33,8 GWh |
| 07h | 19,8 GWh | 31,6 GWh |
| 08h | 27,8 GWh | 29,6 GWh |
| 09h | 30,2 GWh | 26,7 GWh |
| 10h | 30,3 GWh | 24,1 GWh |
| 11h | 28,6 GWh | 22,7 GWh |
| 12h | 27,8 GWh | 22,5 GWh |
| 13h | 25,7 GWh | 24,7 GWh |
| 14h | 23,2 GWh | 30,4 GWh |
| 15h | 21,4 GWh | 37,3 GWh |
| 16h | 17,8 GWh | 45,8 GWh |
| 17h | 11,3 GWh | 53,0 GWh |
| 18h | 9,4 GWh | 51,4 GWh |
| 19h | 10,0 GWh | 46,6 GWh |
| 20h | 10,7 GWh | 42,6 GWh |
| 21h | 11,2 GWh | 40,6 GWh |
| 22h | 10,8 GWh | 39,8 GWh |
| 23h | 9,3 GWh | 39,3 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 | 61,2 GWh | R$ 4,2 mi | R$ 69/MWh | R$ 11,0 mi |
| 2024 | 216 GWh | R$ 28,4 mi | R$ 131/MWh | R$ 38,8 mi |
| 2025 | 371 GWh | R$ 65,4 mi | R$ 177/MWh | R$ 66,7 mi |
| 2026 | 107 GWh | R$ 15,7 mi | R$ 147/MWh | R$ 19,2 mi |
| Total | 754 GWh | R$ 114 mi | R$ 136 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 | 27 MW | 109 MWh | 33,1 GWh | 8,9% | R$ 7,6 mi |
| 20% da potência × 4 h | 54 MW | 217 MWh | 63,3 GWh | 17,1% | R$ 14,6 mi |
| 30% da potência × 4 h | 81 MW | 326 MWh | 90,9 GWh | 24,5% | R$ 20,9 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. JERUSALÉM
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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