CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SANTO AGOSTINHO
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~434 MW (disponibilidade máx.)
Série: fevereiro de 2023 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNSAG
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
546 GWh
Taxa de corte
32,8%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
1,12 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| fev/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| abr/23 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh |
| mai/23 | 3 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 3 MWh | 2,6 GWh |
| jun/23 | 22 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 22 MWh | 15,0 GWh |
| jul/23 | 2,0 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,0 GWh | 10,6 GWh |
| ago/23 | 1,5 GWh | 3,9 GWh | 0 MWh | 5,4 GWh | 2,2 GWh |
| set/23 | 1,2 GWh | 14,5 GWh | 0 MWh | 15,7 GWh | 2,0 GWh |
| out/23 | 2,2 GWh | 4,3 GWh | 0 MWh | 6,5 GWh | 15,7 GWh |
| nov/23 | 1,3 GWh | 2,6 GWh | 0 MWh | 3,9 GWh | 14,2 GWh |
| dez/23 | 1,4 GWh | 3,8 GWh | 0 MWh | 5,2 GWh | 21,2 GWh |
| jan/24 | 203 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 203 MWh | 31,4 GWh |
| fev/24 | 296 MWh | 2,2 GWh | 0 MWh | 2,5 GWh | 39,8 GWh |
| mar/24 | 453 MWh | 1,5 GWh | 0 MWh | 2,0 GWh | 34,2 GWh |
| abr/24 | 273 MWh | 924 MWh | 0 MWh | 1,2 GWh | 34,5 GWh |
| mai/24 | 2,5 GWh | 8,1 GWh | 0 MWh | 10,6 GWh | 67,3 GWh |
| jun/24 | 4,2 GWh | 22,8 GWh | 972 MWh | 28,0 GWh | 65,2 GWh |
| jul/24 | 4,5 GWh | 40,7 GWh | 2,6 GWh | 47,8 GWh | 67,4 GWh |
| ago/24 | 2,4 GWh | 45,0 GWh | 2,9 GWh | 50,4 GWh | 111 GWh |
| set/24 | 8,2 GWh | 34,7 GWh | 1,1 GWh | 44,0 GWh | 119 GWh |
| out/24 | 5,6 GWh | 15,3 GWh | 2,0 GWh | 22,9 GWh | 133 GWh |
| nov/24 | 7,2 GWh | 14,7 GWh | 0 MWh | 21,9 GWh | 127 GWh |
| dez/24 | 7,8 GWh | 3,7 GWh | 0 MWh | 11,5 GWh | 117 GWh |
| jan/25 | 1,8 GWh | 1,4 GWh | 296 MWh | 3,5 GWh | 73,8 GWh |
| fev/25 | 2,3 GWh | 2,5 GWh | 3,2 GWh | 8,0 GWh | 105 GWh |
| mar/25 | 4,2 GWh | 6,4 GWh | 1,3 GWh | 12,0 GWh | 91,2 GWh |
| abr/25 | 5,8 GWh | 3,4 GWh | 2 MWh | 9,2 GWh | 87,1 GWh |
| mai/25 | 17,2 GWh | 14,1 GWh | 703 MWh | 32,0 GWh | 92,3 GWh |
| jun/25 | 13,3 GWh | 11,3 GWh | 170 MWh | 24,7 GWh | 105 GWh |
| jul/25 | 22,8 GWh | 30,2 GWh | 109 MWh | 53,1 GWh | 101 GWh |
| ago/25 | 25,1 GWh | 31,8 GWh | 0 MWh | 56,9 GWh | 111 GWh |
| set/25 | 28,9 GWh | 37,1 GWh | 1,0 GWh | 67,1 GWh | 124 GWh |
| out/25 | 33,8 GWh | 74,8 GWh | 0 MWh | 109 GWh | 110 GWh |
| nov/25 | 21,0 GWh | 32,1 GWh | 403 MWh | 53,5 GWh | 103 GWh |
| dez/25 | 11,5 GWh | 20,0 GWh | 3,0 GWh | 34,5 GWh | 120 GWh |
| jan/26 | 10,7 GWh | 31,4 GWh | 2,5 GWh | 44,6 GWh | 114 GWh |
| fev/26 | 5,5 GWh | 3,6 GWh | 1,5 GWh | 10,6 GWh | 57,1 GWh |
| mar/26 | 10,7 GWh | 1,1 GWh | 560 MWh | 12,3 GWh | 64,7 GWh |
| abr/26 | 14,7 GWh | 4,8 GWh | 476 MWh | 20,1 GWh | 58,6 GWh |
| mai/26 | 22,4 GWh | 12,2 GWh | 2,1 GWh | 36,7 GWh | 76,6 GWh |
| jun/26 | 20,3 GWh | 27,1 GWh | 623 MWh | 48,0 GWh | 78,3 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| fev/23 | 0,0% |
| mar/23 | 0,0% |
| abr/23 | 0,0% |
| mai/23 | 0,1% |
| jun/23 | 0,1% |
| jul/23 | 15,8% |
| ago/23 | 70,8% |
| set/23 | 88,6% |
| out/23 | 29,3% |
| nov/23 | 21,6% |
| dez/23 | 19,6% |
| jan/24 | 0,6% |
| fev/24 | 6,0% |
| mar/24 | 5,4% |
| abr/24 | 3,4% |
| mai/24 | 13,6% |
| jun/24 | 30,0% |
| jul/24 | 41,5% |
| ago/24 | 31,3% |
| set/24 | 27,1% |
| out/24 | 14,7% |
| nov/24 | 14,7% |
| dez/24 | 8,9% |
| jan/25 | 4,6% |
| fev/25 | 7,1% |
| mar/25 | 11,6% |
| abr/25 | 9,6% |
| mai/25 | 25,8% |
| jun/25 | 19,0% |
| jul/25 | 34,4% |
| ago/25 | 33,8% |
| set/25 | 35,1% |
| out/25 | 49,8% |
| nov/25 | 34,1% |
| dez/25 | 22,4% |
| jan/26 | 28,2% |
| fev/26 | 15,6% |
| mar/26 | 16,0% |
| abr/26 | 25,5% |
| mai/26 | 32,4% |
| jun/26 | 38,0% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 11,2 GWh | 57,9 GWh |
| 01h | 9,1 GWh | 56,6 GWh |
| 02h | 8,2 GWh | 54,2 GWh |
| 03h | 7,3 GWh | 52,3 GWh |
| 04h | 6,4 GWh | 51,2 GWh |
| 05h | 6,7 GWh | 49,1 GWh |
| 06h | 12,0 GWh | 43,5 GWh |
| 07h | 27,1 GWh | 42,6 GWh |
| 08h | 36,6 GWh | 40,1 GWh |
| 09h | 38,3 GWh | 35,5 GWh |
| 10h | 36,5 GWh | 31,4 GWh |
| 11h | 32,4 GWh | 28,8 GWh |
| 12h | 29,8 GWh | 27,5 GWh |
| 13h | 27,3 GWh | 31,0 GWh |
| 14h | 24,3 GWh | 39,0 GWh |
| 15h | 24,3 GWh | 48,7 GWh |
| 16h | 22,4 GWh | 62,5 GWh |
| 17h | 13,7 GWh | 75,7 GWh |
| 18h | 12,5 GWh | 76,7 GWh |
| 19h | 14,0 GWh | 71,8 GWh |
| 20h | 16,2 GWh | 66,4 GWh |
| 21h | 16,7 GWh | 62,8 GWh |
| 22h | 16,3 GWh | 60,1 GWh |
| 23h | 13,9 GWh | 58,5 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 | 38,7 GWh | R$ 2,7 mi | R$ 70/MWh | R$ 7,0 mi |
| 2024 | 243 GWh | R$ 32,4 mi | R$ 133/MWh | R$ 43,7 mi |
| 2025 | 463 GWh | R$ 81,1 mi | R$ 175/MWh | R$ 83,4 mi |
| 2026 | 172 GWh | R$ 25,9 mi | R$ 151/MWh | R$ 31,0 mi |
| Total | 917 GWh | R$ 142 mi | R$ 165 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 | 43 MW | 174 MWh | 50,5 GWh | 10,9% | R$ 11,6 mi |
| 20% da potência × 4 h | 87 MW | 347 MWh | 96,2 GWh | 20,8% | R$ 22,2 mi |
| 30% da potência × 4 h | 130 MW | 521 MWh | 138 GWh | 29,8% | R$ 31,8 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. SANTO AGOSTINHO
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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