CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SERRA DO MEL A
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~384 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2021 a julho de 2025 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNSDMA
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
61,9 GWh
Taxa de corte
58,1%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
44,6 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/21 | 302 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 302 MWh | 120 GWh |
| nov/21 | 70 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 70 MWh | 109 GWh |
| dez/21 | 163 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 163 MWh | 110 GWh |
| jan/22 | 0 MWh | 13 MWh | 0 MWh | 13 MWh | 68,9 GWh |
| fev/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 75,4 GWh |
| mar/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 57,3 GWh |
| abr/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 51,0 GWh |
| mai/22 | 403 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 403 MWh | 59,6 GWh |
| jun/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 49,4 GWh |
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 13 MWh | 13 MWh | 91,7 GWh |
| ago/22 | 0 MWh | 0 MWh | 37 MWh | 37 MWh | 102 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 4 MWh | 4 MWh | 126 GWh |
| out/22 | 38 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 38 MWh | 132 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 105 GWh |
| dez/22 | 297 MWh | 0 MWh | 58 MWh | 355 MWh | 115 GWh |
| jan/23 | 236 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 236 MWh | 104 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 135 MWh | 0 MWh | 135 MWh | 88,8 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 143 MWh | 143 MWh | 68,5 GWh |
| abr/23 | 317 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 317 MWh | 44,5 GWh |
| mai/23 | 454 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 454 MWh | 67,2 GWh |
| jun/23 | 2,1 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 75,9 GWh |
| jul/23 | 1,5 GWh | 0 MWh | 0 MWh | 1,5 GWh | 104 GWh |
| ago/23 | 618 MWh | 12,6 GWh | 1,9 GWh | 15,1 GWh | 91,5 GWh |
| set/23 | 1,5 GWh | 61,9 GWh | 806 MWh | 64,3 GWh | 54,6 GWh |
| out/23 | 4,1 GWh | 34,0 GWh | 4,8 GWh | 42,8 GWh | 95,1 GWh |
| nov/23 | 1,8 GWh | 30,8 GWh | 674 MWh | 33,2 GWh | 88,2 GWh |
| dez/23 | 838 MWh | 16,3 GWh | 2,7 GWh | 19,9 GWh | 88,0 GWh |
| jan/24 | 23 MWh | 1,9 GWh | 0 MWh | 1,9 GWh | 78,1 GWh |
| fev/24 | 277 MWh | 4,6 GWh | 1,1 GWh | 6,0 GWh | 53,8 GWh |
| mar/24 | 5 MWh | 712 MWh | 0 MWh | 717 MWh | 41,8 GWh |
| abr/24 | 174 MWh | 772 MWh | 0 MWh | 946 MWh | 36,6 GWh |
| mai/24 | 1,4 GWh | 8,2 GWh | 0 MWh | 9,6 GWh | 55,3 GWh |
| jun/24 | 1,1 GWh | 16,5 GWh | 443 MWh | 18,1 GWh | 41,2 GWh |
| jul/24 | 2,0 GWh | 39,5 GWh | 1,9 GWh | 43,4 GWh | 46,6 GWh |
| ago/24 | 1,8 GWh | 91,2 GWh | 3,4 GWh | 96,4 GWh | 43,3 GWh |
| set/24 | 6,6 GWh | 74,9 GWh | 1,1 GWh | 82,6 GWh | 64,8 GWh |
| out/24 | 4,7 GWh | 19,3 GWh | 746 MWh | 24,7 GWh | 117 GWh |
| nov/24 | 4,9 GWh | 16,1 GWh | 17 MWh | 21,0 GWh | 104 GWh |
| dez/24 | 5,8 GWh | 2,1 GWh | 0 MWh | 8,0 GWh | 118 GWh |
| jan/25 | 1,5 GWh | 238 MWh | 543 MWh | 2,3 GWh | 88,1 GWh |
| fev/25 | 1,5 GWh | 4,7 GWh | 3,1 GWh | 9,3 GWh | 95,3 GWh |
| mar/25 | 3,0 GWh | 6,5 GWh | 1,2 GWh | 10,7 GWh | 82,8 GWh |
| abr/25 | 3,1 GWh | 7,0 GWh | 0 MWh | 10,1 GWh | 75,3 GWh |
| mai/25 | 11,0 GWh | 20,4 GWh | 274 MWh | 31,6 GWh | 93,2 GWh |
| jun/25 | 9,3 GWh | 20,3 GWh | 489 MWh | 30,2 GWh | 97,3 GWh |
| jul/25 | 14,0 GWh | 47,9 GWh | 0 MWh | 61,9 GWh | 44,6 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/21 | 0,3% |
| nov/21 | 0,1% |
| dez/21 | 0,1% |
| jan/22 | 0,0% |
| fev/22 | 0,0% |
| mar/22 | 0,0% |
| abr/22 | 0,0% |
| mai/22 | 0,7% |
| jun/22 | 0,0% |
| jul/22 | 0,0% |
| ago/22 | 0,0% |
| set/22 | 0,0% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,3% |
| jan/23 | 0,2% |
| fev/23 | 0,2% |
| mar/23 | 0,2% |
| abr/23 | 0,7% |
| mai/23 | 0,7% |
| jun/23 | 2,7% |
| jul/23 | 1,4% |
| ago/23 | 14,2% |
| set/23 | 54,0% |
| out/23 | 31,1% |
| nov/23 | 27,4% |
| dez/23 | 18,4% |
| jan/24 | 2,4% |
| fev/24 | 10,0% |
| mar/24 | 1,7% |
| abr/24 | 2,5% |
| mai/24 | 14,8% |
| jun/24 | 30,5% |
| jul/24 | 48,2% |
| ago/24 | 69,0% |
| set/24 | 56,0% |
| out/24 | 17,5% |
| nov/24 | 16,8% |
| dez/24 | 6,4% |
| jan/25 | 2,5% |
| fev/25 | 8,9% |
| mar/25 | 11,5% |
| abr/25 | 11,8% |
| mai/25 | 25,3% |
| jun/25 | 23,7% |
| jul/25 | 58,1% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 8,9 GWh | 30,4 GWh |
| 01h | 8,1 GWh | 30,4 GWh |
| 02h | 7,3 GWh | 29,2 GWh |
| 03h | 6,2 GWh | 28,4 GWh |
| 04h | 4,8 GWh | 27,9 GWh |
| 05h | 3,9 GWh | 27,2 GWh |
| 06h | 4,0 GWh | 23,4 GWh |
| 07h | 5,5 GWh | 18,5 GWh |
| 08h | 9,9 GWh | 17,6 GWh |
| 09h | 9,9 GWh | 15,1 GWh |
| 10h | 8,1 GWh | 12,7 GWh |
| 11h | 6,3 GWh | 11,7 GWh |
| 12h | 5,4 GWh | 11,5 GWh |
| 13h | 4,9 GWh | 13,5 GWh |
| 14h | 4,8 GWh | 17,7 GWh |
| 15h | 4,7 GWh | 21,4 GWh |
| 16h | 3,0 GWh | 24,9 GWh |
| 17h | 1,5 GWh | 26,0 GWh |
| 18h | 2,7 GWh | 28,9 GWh |
| 19h | 6,3 GWh | 32,2 GWh |
| 20h | 8,7 GWh | 33,0 GWh |
| 21h | 10,5 GWh | 32,7 GWh |
| 22h | 10,8 GWh | 31,7 GWh |
| 23h | 10,0 GWh | 30,7 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.
| Ano | Energia cortada | Valor a PLD horário | PLD implícito | A preço de contrato* |
|---|---|---|---|---|
| 2021 | 535 MWh | R$ 67,4 mil | R$ 126/MWh | R$ 96,3 mil |
| 2022 | 862 MWh | R$ 48,3 mil | R$ 56/MWh | R$ 155,2 mil |
| 2023 | 180 GWh | R$ 13,7 mi | R$ 76/MWh | R$ 32,4 mi |
| 2024 | 313 GWh | R$ 48,4 mi | R$ 154/MWh | R$ 56,4 mi |
| 2025 | 156 GWh | R$ 22,0 mi | R$ 141/MWh | R$ 28,1 mi |
| Total | 651 GWh | R$ 84,2 mi | R$ 117 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 | 38 MW | 154 MWh | 19,9 GWh | 12,7% | R$ 4,6 mi |
| 20% da potência × 4 h | 77 MW | 307 MWh | 36,1 GWh | 23,1% | R$ 8,3 mi |
| 30% da potência × 4 h | 115 MW | 461 MWh | 50,6 GWh | 32,4% | R$ 11,7 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. SERRA DO MEL A
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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