O Sistema Interligado Nacional (SIN) precisará de entre 4,5 GW e 6,5 GW adicionais de capacidade de potência até 2028, segundo estudo da Volt Robotics elaborado para a Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (ABSAE). A análise indica que sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) podem atender parte dessa necessidade com custo efetivo inferior ao de novas termelétricas.
A necessidade adicional chega a 4,5 GW no cenário-base e a 6,5 GW na combinação de carga otimista, atraso na entrada das usinas contratadas e maior expansão solar. A estimativa considera crescimento anual da carga de energia entre 4,3% e 5,3%.
BESS teria custo efetivo até 57% menor
A Volt ressalta que essa necessidade de potência é independente da tecnologia utilizada para atendê-la. Na comparação entre as alternativas para atendimento à demanda de potência, a duração e a frequência são fatores relevantes.
Considerando uma janela crítica de aproximadamente quatro horas, o estudo aponta que parte das termelétricas tem tempos de partida acima desse período. Para 2030, 45% da capacidade térmica analisada teria tempo de partida superior a 12 horas, enquanto 49% estaria na faixa entre quatro e 12 horas. Apenas 6% teria tempo inferior a quatro horas.
O BESS pode absorver energia nos períodos de menor carga líquida e entregar potência durante a rampa e os horários de ponta. A simulação utiliza um sistema de 6 GW com cinco horas de duração como caso intermediário entre as necessidades estimadas de 4,5 GW e 6,5 GW.
Para a comparação, o estudo considera 4.500 MW contratados em 2028 e utiliza como referência uma receita fixa média de R$ 2,4 milhões/MW por ano, correspondente à média dos 4º e 5º LRCAP. Para o BESS, a estimativa considerada realista é de R$ 1,5 milhão/MW por ano, com base em cotações de mercado.
Considerando a receita fixa e os benefícios operacionais, a Volt estima um custo líquido anual de R$ 4,6 bilhões a R$ 6,75 bilhões para 4.500 MW de BESS. A referência utilizada para a capacidade térmica é de R$ 10,7 bilhões anuais.
A diferença corresponde a um custo efetivo 37% a 57% inferior ao da referência térmica. O limite inferior de 37% considera apenas a menor receita fixa do BESS, sem incluir benefícios operacionais. Com a incorporação desses ganhos, a diferença pode chegar a 57%.
Entre os benefícios considerados no cálculo econômico estão a menor receita fixa necessária para contratar a capacidade, ganhos de arbitragem, redução de encargos, menor acionamento de termelétricas contratadas por CCEAR-D, aproveitamento de vertimento hidrelétrico e redução do curtailment de fontes renováveis.
O estudo estimou que a receita fixa necessária para o BESS seria cerca de 38% inferior à referência térmica, representando uma redução de aproximadamente R$ 3,9 bilhões para 4.500 MW contratados.
Também apresenta um cenário baseado nos parâmetros da AIR da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), com receita fixa de R$ 0,9 milhão/MW por ano para o armazenamento, no qual a diferença chega a 63%.
A arbitragem de energia também foi considerada no cálculo dos benefícios. A bateria é carregada em períodos de preços mais baixos e descarregada na ponta, quando os preços são maiores. Com base nos preços e volumes simulados, o ganho de arbitragem alcançaria R$ 1,3 bilhão entre 2024 e agosto de 2026, ou R$ 487 milhões por ano em média. Esse valor é considerado na redução do custo da capacidade contratada.
A análise também considera a redução de encargos associada à maior flexibilidade proporcionada pelo BESS. Entre as parcelas avaliadas estão constrained-on, unit commitment e serviços ancilares. Em uma estimativa considerada conservadora, que não contabiliza os benefícios integrais de serviços ancilares e deslocamento hidráulico, o estudo calcula redução média de R$ 629 milhões por ano em encargos.
Outro efeito considerado é a redução da geração termelétrica contratada por CCEAR-D. Com menor PLD na ponta, parte da geração térmica pode sair da ordem de mérito, permitindo que as distribuidoras adquiram energia ao PLD em vez de acionar usinas com custo variável unitário mais elevado. A economia estimada nesse componente é de R$ 13 milhões por ano, em média.
O armazenamento também pode utilizar energia que seria desperdiçada pelo sistema. Na simulação, a prioridade de recarga é dada ao vertimento turbinável, seguida pelo curtailment de renováveis. Entre 2024 e agosto de 2026, a parcela dessa energia na recarga chegou a 88% em 2026.
O aproveitamento de vertimento e curtailment, além de geração hidrelétrica adicional em 2024, representaria R$ 2,7 bilhões em benefícios entre 2024 e agosto de 2026, segundo o estudo. Desse total, R$ 2,26 bilhões corresponderiam às hidrelétricas e R$ 417 milhões à redução do curtailment de renováveis.
A Volt ressalta que ganhos de arbitragem e redução de encargos tendem a diminuir com a maior penetração de BESS, enquanto os benefícios associados ao aproveitamento de vertimento e curtailment tendem a aumentar com a expansão das fontes renováveis. O estudo informa que os diferentes componentes não foram contabilizados duas vezes.
Além dos efeitos econômicos, a análise estima que o BESS poderia deslocar 11 TWh de geração térmica por ano, evitando cerca de 6 milhões de toneladas de CO₂ anuais.
