CORTE

CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)

CONJ. UMARI

Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~446 MW (disponibilidade máx.)

Série: janeiro de 2024 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNUMR

Sumário executivo — últimos 12 meses

Energia cortada

147 GWh

Taxa de corte

14,7%

corte ÷ (geração + corte)

Geração verificada

854 GWh

Razão dominante

ENE

Energética — não ressarcível

Histórico mensal

Corte mensal por razão

Energia cortada (GWh) por razão da restrição

  • Razão energética (ENE)
  • Confiabilidade (CNF)
  • Indisponibilidade externa (REL)
MêsEnergéticaConfiabilidadeIndisp. externaTotalGeração
jan/2437 MWh0 MWh0 MWh37 MWh10,2 GWh
fev/240 MWh0 MWh0 MWh0 MWh24,7 GWh
mar/2423 MWh0 MWh0 MWh23 MWh26,3 GWh
abr/248 MWh0 MWh0 MWh8 MWh35,1 GWh
mai/24198 MWh0 MWh0 MWh198 MWh71,7 GWh
jun/24502 MWh0 MWh6 MWh508 MWh91,2 GWh
jul/241,6 GWh1,8 GWh33 MWh3,4 GWh99,2 GWh
ago/24925 MWh3,6 GWh593 MWh5,1 GWh108 GWh
set/242,9 GWh4,7 GWh76 MWh7,7 GWh106 GWh
out/243,9 GWh646 MWh102 MWh4,6 GWh87,8 GWh
nov/243,9 GWh303 MWh0 MWh4,2 GWh81,3 GWh
dez/246,6 GWh0 MWh0 MWh6,6 GWh79,3 GWh
jan/252,3 GWh0 MWh2,1 GWh4,4 GWh49,3 GWh
fev/251,9 GWh0 MWh4,0 GWh6,0 GWh73,5 GWh
mar/252,0 GWh0 MWh0 MWh2,0 GWh74,1 GWh
abr/253,6 GWh320 MWh0 MWh3,9 GWh62,8 GWh
mai/258,3 GWh35 MWh0 MWh8,4 GWh79,0 GWh
jun/255,2 GWh0 MWh88 MWh5,2 GWh76,6 GWh
jul/259,4 GWh2,4 GWh0 MWh11,8 GWh88,1 GWh
ago/258,8 GWh3,1 GWh0 MWh11,9 GWh83,0 GWh
set/2513,5 GWh3,4 GWh0 MWh16,8 GWh95,6 GWh
out/2516,1 GWh6,4 GWh0 MWh22,5 GWh98,8 GWh
nov/2514,9 GWh3,8 GWh0 MWh18,7 GWh68,0 GWh
dez/2511,0 GWh4,1 GWh0 MWh15,1 GWh69,5 GWh
jan/267,8 GWh5,1 GWh645 MWh13,6 GWh69,3 GWh
fev/263,1 GWh114 MWh1 MWh3,2 GWh37,5 GWh
mar/266,3 GWh403 MWh432 MWh7,1 GWh42,1 GWh
abr/267,3 GWh584 MWh0 MWh7,9 GWh53,5 GWh
mai/2610,8 GWh0 MWh1,1 GWh11,9 GWh70,4 GWh
jun/266,8 GWh0 MWh0 MWh6,8 GWh77,9 GWh

Taxa de corte mensal

corte ÷ (geração verificada + corte), por mês

MêsTaxa de corte
jan/240,4%
fev/240,0%
mar/240,1%
abr/240,0%
mai/240,3%
jun/240,6%
jul/243,3%
ago/244,5%
set/246,8%
out/245,0%
nov/244,9%
dez/247,7%
jan/258,1%
fev/257,5%
mar/252,6%
abr/255,9%
mai/259,6%
jun/256,4%
jul/2511,8%
ago/2512,5%
set/2515,0%
out/2518,5%
nov/2521,6%
dez/2517,8%
jan/2616,4%
fev/267,9%
mar/2614,5%
abr/2612,8%
mai/2614,4%
jun/268,1%

Padrão horário

Padrão horário do corte — 2025

Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília

HoraCorteGeração
00h149 MWh44,2 GWh
01h28 MWh43,0 GWh
02h20 MWh41,4 GWh
03h47 MWh40,7 GWh
04h89 MWh40,7 GWh
05h305 MWh40,9 GWh
06h2,2 GWh37,2 GWh
07h6,3 GWh33,9 GWh
08h10,1 GWh31,2 GWh
09h13,1 GWh26,7 GWh
10h14,8 GWh23,5 GWh
11h15,4 GWh21,5 GWh
12h16,0 GWh21,0 GWh
13h15,4 GWh22,9 GWh
14h13,5 GWh27,5 GWh
15h10,5 GWh33,7 GWh
16h5,8 GWh41,4 GWh
17h1,6 GWh47,7 GWh
18h320 MWh50,3 GWh
19h235 MWh51,1 GWh
20h237 MWh51,7 GWh
21h218 MWh51,1 GWh
22h173 MWh48,7 GWh
23h136 MWh46,4 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.

AnoEnergia cortadaValor a PLD horárioPLD implícitoA preço de contrato*
202432,3 GWhR$ 3,3 miR$ 104/MWhR$ 5,8 mi
2025127 GWhR$ 17,0 miR$ 134/MWhR$ 22,8 mi
202650,5 GWhR$ 5,9 miR$ 117/MWhR$ 9,1 mi
Total209 GWhR$ 26,2 miR$ 37,7 mi
* premissa editável — preço de contrato de . Referência: R$ 180–211/MWh (Dcide, curva forward S37/2025 (longo prazo 2027–2030)). Valor a PLD = mark-to-spot (CCEE, horário); nenhuma das bases é receita contratual efetivamente perdida — contratos, ressarcimentos e garantia física alteram o efeito caixa.

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.

ConfiguraçãoPotênciaCapacidadeCaptura do corte% do corteReferência de valor*
10% da potência × 4 h20 MW81 MWh21,8 GWh17,2%R$ 5,0 mi
20% da potência × 4 h41 MW162 MWh40,9 GWh32,3%R$ 9,4 mi
30% da potência × 4 h61 MW243 MWh57,1 GWh45,1%R$ 13,2 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. UMARI

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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