Sistemas de armazenamento de energia podem gerar até R$ 6 bilhões por ano em benefícios ao sistema elétrico brasileiro, segundo estudo da ABSAE (Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia) em parceria com a consultoria Volt Robotics.
A estimativa considera a utilização de baterias para atender parte da necessidade adicional de potência prevista para 2028 no SIN (Sistema Interligado Nacional), calculada entre 4,5 GW e 6,5 GW, além dos efeitos econômicos de sua contratação no LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade)
Os números incorporam ganhos potenciais com redução de encargos, arbitragem de energia, menor acionamento de usinas térmicas e aproveitamento de energia que atualmente é perdida por vertimentos e cortes de geração renovável.
A premissa adotada é que a necessidade de potência deve ser definida antes da escolha da tecnologia. O aumento do consumo eleva a demanda nos horários de maior utilização e exige recursos capazes de entregar capacidade firme justamente nesses períodos.
A partir daí, térmicas, hidrelétricas, baterias e outras tecnologias elegíveis podem ser comparadas segundo sua capacidade de atender à necessidade e o custo associado à operação.
Os cenários considerados pelo estudo combinam diferentes trajetórias de crescimento da carga, postergação da entrada de usinas termelétricas contratadas no LRCAP de 2026 e maior expansão solar.
Na hipótese mais abrangente, a necessidade adicional chega a 6,5 GW. O estudo utiliza 6 GW de baterias com cinco horas de duração como cenário intermediário para simular os efeitos do armazenamento sobre a operação do sistema.
Baterias respondem à ponta
A principal característica destacada é a capacidade de o BESS concentrar sua atuação nas horas em que o sistema efetivamente precisa de potência. Enquanto determinados recursos de geração precisam permanecer ligados durante períodos muito mais longos para atender a uma necessidade de apenas algumas horas, as baterias podem absorver energia em momentos de menor carga e devolvê-la durante a rampa de demanda e o período de ponta.
O estudo chama atenção para os custos associados à baixa flexibilidade de parte do parque térmico. Em uma das simulações, uma termelétrica com tempo mínimo de permanência de 72 horas precisaria permanecer acionada para atender a uma necessidade concentrada em apenas dois dias, fazendo com que 89% do custo associado à operação fosse remunerado pelo armazenamento no cenário analisado.
A avaliação também mostra que parcela relevante do parque térmico possui tempos de partida superiores à duração de algumas necessidades críticas.
Para 2030, o estudo distribui a capacidade analisada em três faixas.Em 6% com tempo de partida inferior a quatro horas, 49% entre quatro e 12 horas e 45% acima de 12 horas.
A conclusão apresentada é que a duração e a frequência da necessidade são fatores importantes para determinar a aderência das baterias.
Preços e encargos
Além de fornecer potência, o BESS poderia produzir efeitos sobre diferentes componentes do custo de operação. Uma das simulações aponta redução de aproximadamente 11% na variabilidade intradiária do PLD nos quatro submercados, com quedas estimadas entre 10% e 13% no desvio-padrão intradiário. Para o estudo, preços mais estáveis reduzem riscos associados à contratação de energia.
Outro mecanismo analisado é a arbitragem. As baterias podem ser carregadas em períodos de preços menores e descarregadas quando o preço está mais elevado.
Considerando os preços observados entre 2024 e agosto de 2026 e a simulação realizada pela Volt Robotics, o ganho acumulado de arbitragem chega a R$ 1,3 bilhão, equivalente a uma média de R$ 487 milhões por ano. Esse resultado é tratado no estudo como uma receita capaz de abater parte do custo da capacidade contratada.
O armazenamento também aparece associado à redução de encargos. O levantamento aponta que os consumidores pagaram R$ 4,7 bilhões em encargos entre 2024 e julho de 2026, dos quais R$ 3,6 bilhões, ou 76%, correspondem a parcelas relacionadas a constrained-on, unit commitment e serviços ancilares que poderiam ser reduzidas pela atuação do BESS nas premissas utilizadas.
Em uma estimativa considerada conservadora, a atuação das baterias evitaria cerca de R$ 629 milhões por ano em encargos, acumulando R$ 1,7 bilhão entre 2024 e agosto de 2026 quando aplicadas as premissas da simulação.
O cálculo não incorpora integralmente alguns benefícios considerados de atuação parcial, como deslocamento hidráulico e serviços ancilares.
Energia desperdiçada
Um dos efeitos destacados pelo estudo está relacionado ao aproveitamento de energia que atualmente pode ser perdida por vertimento turbinável e curtailment de fontes renováveis.
A estimativa indica que até 88% da energia utilizada para recarregar o BESS poderia vir dessas duas fontes, dependendo do ano e das condições do sistema.
Em 2025, por exemplo, a análise estima que 86% da energia necessária para a recarga poderia ter origem em energia que seria desperdiçada. Em janeiro a agosto de 2026, essa proporção sobe para 88%. A lógica seria priorizar primeiro o aproveitamento do vertimento turbinável e, em seguida, da geração renovável que seria cortada.
Esse aproveitamento teria reflexos financeiros. O estudo estima R$ 2,7 bilhões em benefícios entre 2024 e agosto de 2026, considerando o aproveitamento de vertimento turbinável, curtailment e, em determinado cenário, geração hidrelétrica adicional.
Desse total, R$ 2,264 bilhões corresponderiam a benefícios para as hidrelétricas e R$ 417 milhões ao aproveitamento de energia renovável que seria cortada.
Menor dependência de térmicas
O armazenamento também modifica a necessidade de acionamento de usinas termelétricas. A simulação aponta deslocamento de 11.045 GWh por ano de geração térmica, considerando constrained-on, geração na ordem de mérito e unit commitment.
Aplicado um fator médio de emissão de 543 kg de CO₂ por MWh, o resultado estimado chega a 5,99 milhões de toneladas de CO₂ evitadas por ano.
Outro efeito calculado envolve os contratos de disponibilidade das distribuidoras. Com a redução do PLD na ponta proporcionada pelo BESS, parte das térmicas que seriam despachadas por mérito deixa de ser acionada. O estudo estima uma economia média de R$ 13 milhões por ano nos CCEAR-D (Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado por Disponibilidade), acumulando R$ 34 milhões entre 2024 e agosto de 2026.
Diferença no custo da capacidade
Na comparação econômica central do trabalho, um bloco de 4.500 MW de BESS em 2028 teria custo efetivo entre 37% e 57% inferior ao de uma referência baseada no último LRCAP, considerando receita fixa, arbitragem e ganhos operacionais.
A receita fixa estimada para as baterias varia de R$ 1,3 milhão a R$ 1,8 milhão por MW ao ano, contra média de R$ 2,4 milhões por MW ao ano nos 4º e 5º LRCAP.
Nessa configuração, o estudo calcula benefícios econômicos totais de R$ 3,9 bilhões a R$ 6 bilhões por ano, dos quais até R$ 5,5 bilhões poderiam alcançar consumidores.
Para os geradores, a estimativa chega a R$ 550 milhões anuais, principalmente por efeitos sobre hidrelétricas no mercado livre e redução de curtailment para renováveis.
O estudo também apresenta uma segunda referência, baseada nos parâmetros da AIR (Análise de Impacto Regulatório) da ANEEL para armazenamento. Nesse caso, o custo efetivo do BESS seria entre 63% e 83% inferior ao da referência do último LRCAP, com benefícios econômicos calculados entre R$ 6,8 bilhões e R$ 8,9 bilhões por ano.
Desenho do ERCAP
A análise dedica parte importante às implicações para o ERCAP (Encargo de Reserva de Capacidade). A menor receita fixa estimada para o BESS reduziria, segundo o estudo, o valor rateado entre os agentes.
Na referência considerada mais realista, a economia em receita fixa chegaria a R$ 3,9 bilhões para 4.500 MW contratados; na referência da AIR/EPE, a diferença poderia alcançar R$ 6,8 bilhões.
Ao final, o trabalho sustenta que a necessidade de potência para 2028 permanece mesmo diante da discussão sobre a tecnologia a ser contratada. A síntese aponta para 4,5 GW a 6,5 GW de capacidade adicional, custo efetivo do armazenamento entre 37% e 57% menor que a referência do último LRCAP, potencial de cerca de R$ 6 bilhões anuais em benefícios e aproximadamente 6 milhões de toneladas de CO₂ evitadas por ano.
O estudo também defende que a definição do custeio considere causalidade, benefício e neutralidade tecnológica, sem que a discussão sobre o ERCAP resulte em atraso na contratação da capacidade necessária.
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