CORTE · Relatório de curtailment (prévia pública)
CONJ. CALANGO 3
Eólica · Conjunto de usinas · RIO GRANDE DO NORTE (RN) · Submercado Nordeste · ~84 MW (disponibilidade máx.)
Série: outubro de 2021 a junho de 2026 · Gerado em 10/07/2026 · mwatt.app/corte/usina/CJU_RNCA3
Sumário executivo — últimos 12 meses
Energia cortada
57,8 GWh
Taxa de corte
15,2%
corte ÷ (geração + corte)
Geração verificada
323 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)
Taxa de corte mensal
corte ÷ (geração verificada + corte), por mês
Padrão horário
Padrão horário do corte — 2025
Energia cortada (GWh) por hora do dia, hora local de Brasília
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 | 13 MWh | R$ 914 | R$ 70/MWh | R$ 2,4 mil |
| 2022 | 191 MWh | R$ 10,6 mil | R$ 56/MWh | R$ 34,3 mil |
| 2023 | 10,9 GWh | R$ 749,2 mil | R$ 69/MWh | R$ 2,0 mi |
| 2024 | 11,1 GWh | R$ 814,0 mil | R$ 73/MWh | R$ 2,0 mi |
| 2025 | 47,1 GWh | R$ 6,6 mi | R$ 140/MWh | R$ 8,5 mi |
| 2026 | 20,0 GWh | R$ 2,6 mi | R$ 128/MWh | R$ 3,6 mi |
| Total | 89,4 GWh | R$ 10,7 mi | R$ 16,1 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 | 8 MW | 34 MWh | 8,8 GWh | 18,8% | R$ 2,0 mi |
| 20% da potência × 4 h | 17 MW | 67 MWh | 16,4 GWh | 34,8% | R$ 3,8 mi |
| 30% da potência × 4 h | 25 MW | 101 MWh | 22,5 GWh | 47,8% | R$ 5,2 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. CALANGO 3
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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