CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. SERRA DO MEL II A
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~211 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2021 a julho de 2025 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNSM2A
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
23,3 GWh
Taxa de corte
46,6%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
26,7 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 | 12 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 12 MWh | 97,4 GWh |
| nov/21 | 35 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 35 MWh | 88,2 GWh |
| dez/21 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 91,0 GWh |
| jan/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 57,6 GWh |
| fev/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 66,0 GWh |
| mar/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 45,4 GWh |
| abr/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 39,2 GWh |
| mai/22 | 31 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 31 MWh | 45,0 GWh |
| jun/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 37,6 GWh |
| jul/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 67,2 GWh |
| ago/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 79,0 GWh |
| set/22 | 0 MWh | 0 MWh | 172 MWh | 172 MWh | 93,3 GWh |
| out/22 | 36 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 36 MWh | 96,4 GWh |
| nov/22 | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 75,6 GWh |
| dez/22 | 345 MWh | 0 MWh | 44 MWh | 390 MWh | 83,3 GWh |
| jan/23 | 130 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 130 MWh | 76,4 GWh |
| fev/23 | 0 MWh | 80 MWh | 0 MWh | 80 MWh | 63,0 GWh |
| mar/23 | 0 MWh | 0 MWh | 48 MWh | 48 MWh | 49,8 GWh |
| abr/23 | 55 MWh | 0 MWh | 47 MWh | 103 MWh | 33,7 GWh |
| mai/23 | 298 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 298 MWh | 50,6 GWh |
| jun/23 | 865 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 865 MWh | 54,0 GWh |
| jul/23 | 977 MWh | 0 MWh | 0 MWh | 977 MWh | 75,5 GWh |
| ago/23 | 284 MWh | 11,4 GWh | 1,4 GWh | 13,1 GWh | 66,5 GWh |
| set/23 | 563 MWh | 48,9 GWh | 367 MWh | 49,8 GWh | 40,8 GWh |
| out/23 | 2,5 GWh | 27,0 GWh | 2,9 GWh | 32,3 GWh | 66,7 GWh |
| nov/23 | 1,8 GWh | 24,5 GWh | 503 MWh | 26,9 GWh | 60,6 GWh |
| dez/23 | 1,2 GWh | 12,8 GWh | 1,8 GWh | 15,8 GWh | 62,7 GWh |
| jan/24 | 130 MWh | 2,0 GWh | 0 MWh | 2,1 GWh | 58,4 GWh |
| fev/24 | 147 MWh | 4,0 GWh | 792 MWh | 4,9 GWh | 37,2 GWh |
| mar/24 | 149 MWh | 628 MWh | 0 MWh | 777 MWh | 29,2 GWh |
| abr/24 | 83 MWh | 384 MWh | 0 MWh | 467 MWh | 26,5 GWh |
| mai/24 | 801 MWh | 8,9 GWh | 0 MWh | 9,7 GWh | 38,9 GWh |
| jun/24 | 1,4 GWh | 23,8 GWh | 611 MWh | 25,9 GWh | 28,4 GWh |
| jul/24 | 1,7 GWh | 40,9 GWh | 2,0 GWh | 44,5 GWh | 31,5 GWh |
| ago/24 | 712 MWh | 55,6 GWh | 1,7 GWh | 58,0 GWh | 29,0 GWh |
| set/24 | 3,3 GWh | 44,6 GWh | 542 MWh | 48,4 GWh | 43,6 GWh |
| out/24 | 2,4 GWh | 16,3 GWh | 127 MWh | 18,9 GWh | 78,6 GWh |
| nov/24 | 2,9 GWh | 19,6 GWh | 55 MWh | 22,6 GWh | 69,8 GWh |
| dez/24 | 4,1 GWh | 4,7 GWh | 0 MWh | 8,7 GWh | 76,9 GWh |
| jan/25 | 1,8 GWh | 150 MWh | 157 MWh | 2,1 GWh | 54,1 GWh |
| fev/25 | 938 MWh | 3,7 GWh | 1,3 GWh | 5,9 GWh | 55,9 GWh |
| mar/25 | 1,4 GWh | 3,2 GWh | 215 MWh | 4,8 GWh | 51,4 GWh |
| abr/25 | 1,7 GWh | 3,7 GWh | 54 MWh | 5,5 GWh | 46,6 GWh |
| mai/25 | 5,9 GWh | 11,6 GWh | 0 MWh | 17,5 GWh | 53,6 GWh |
| jun/25 | 5,1 GWh | 13,0 GWh | 89 MWh | 18,1 GWh | 54,7 GWh |
| jul/25 | 4,5 GWh | 18,8 GWh | 0 MWh | 23,3 GWh | 26,7 GWh |
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
| Mês | Taxa de corte |
|---|---|
| out/21 | 0,0% |
| nov/21 | 0,0% |
| dez/21 | 0,0% |
| jan/22 | 0,0% |
| fev/22 | 0,0% |
| mar/22 | 0,0% |
| abr/22 | 0,0% |
| mai/22 | 0,1% |
| jun/22 | 0,0% |
| jul/22 | 0,0% |
| ago/22 | 0,0% |
| set/22 | 0,2% |
| out/22 | 0,0% |
| nov/22 | 0,0% |
| dez/22 | 0,5% |
| jan/23 | 0,2% |
| fev/23 | 0,1% |
| mar/23 | 0,1% |
| abr/23 | 0,3% |
| mai/23 | 0,6% |
| jun/23 | 1,6% |
| jul/23 | 1,3% |
| ago/23 | 16,4% |
| set/23 | 55,0% |
| out/23 | 32,7% |
| nov/23 | 30,7% |
| dez/23 | 20,1% |
| jan/24 | 3,5% |
| fev/24 | 11,7% |
| mar/24 | 2,6% |
| abr/24 | 1,7% |
| mai/24 | 19,9% |
| jun/24 | 47,7% |
| jul/24 | 58,6% |
| ago/24 | 66,6% |
| set/24 | 52,6% |
| out/24 | 19,4% |
| nov/24 | 24,4% |
| dez/24 | 10,2% |
| jan/25 | 3,8% |
| fev/25 | 9,6% |
| mar/25 | 8,5% |
| abr/25 | 10,6% |
| mai/25 | 24,6% |
| jun/25 | 24,9% |
| jul/25 | 46,6% |
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
| Hora | Corte | Geração |
|---|---|---|
| 00h | 4,5 GWh | 21,5 GWh |
| 01h | 3,6 GWh | 21,4 GWh |
| 02h | 2,9 GWh | 20,7 GWh |
| 03h | 2,3 GWh | 19,4 GWh |
| 04h | 1,7 GWh | 17,7 GWh |
| 05h | 1,4 GWh | 16,2 GWh |
| 06h | 1,2 GWh | 12,9 GWh |
| 07h | 1,5 GWh | 8,8 GWh |
| 08h | 3,9 GWh | 8,2 GWh |
| 09h | 4,8 GWh | 7,0 GWh |
| 10h | 4,1 GWh | 5,8 GWh |
| 11h | 3,4 GWh | 5,3 GWh |
| 12h | 2,9 GWh | 5,0 GWh |
| 13h | 2,3 GWh | 5,2 GWh |
| 14h | 2,0 GWh | 7,0 GWh |
| 15h | 2,2 GWh | 9,0 GWh |
| 16h | 1,9 GWh | 12,3 GWh |
| 17h | 892 MWh | 15,2 GWh |
| 18h | 1,4 GWh | 18,6 GWh |
| 19h | 3,6 GWh | 21,1 GWh |
| 20h | 5,6 GWh | 21,4 GWh |
| 21h | 6,5 GWh | 21,3 GWh |
| 22h | 6,7 GWh | 21,0 GWh |
| 23h | 5,9 GWh | 21,2 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 | 47 MWh | R$ 5,3 mil | R$ 111/MWh | R$ 8,5 mil |
| 2022 | 629 MWh | R$ 35,0 mil | R$ 56/MWh | R$ 113,2 mil |
| 2023 | 140 GWh | R$ 10,9 mi | R$ 77/MWh | R$ 25,3 mi |
| 2024 | 245 GWh | R$ 36,7 mi | R$ 150/MWh | R$ 44,1 mi |
| 2025 | 77,3 GWh | R$ 11,0 mi | R$ 142/MWh | R$ 13,9 mi |
| Total | 463 GWh | R$ 58,6 mi | R$ 83,4 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 | 21 MW | 85 MWh | 11,9 GWh | 15,4% | R$ 2,7 mi |
| 20% da potência × 4 h | 42 MW | 169 MWh | 21,5 GWh | 27,9% | R$ 5,0 mi |
| 30% da potência × 4 h | 63 MW | 254 MWh | 29,9 GWh | 38,7% | R$ 6,9 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. SERRA DO MEL II 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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