À medida que a geração solar distribuída atinge participações cada vez mais significativas no sistema elétrico brasileiro, desafios como fluxos de potência reversos, instabilidade de tensão e cortes de geração centralizada tornam-se mais frequentes. Os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS, na sigla em inglês) são frequentemente citados como uma solução promissora, mas sua implantação efetiva depende da viabilidade técnica, econômica e regulatória.
Nesse contexto, o estudo “Storage at the edge: Distributed BESS as a technical and regulatory solution for Brazil’s energy transition”, publicado no Energy Policy, avalia três estratégias de implantação de BESS no Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro sob as dimensões técnica, econômica e regulatória, com base em dados operacionais reais do período de 12 meses entre julho de 2024 e junho de 2025:
- Operação de BESS autônomos como agentes de mercado independentes (Estratégia 1);
- Deslocamento do consumo de baixa tensão por meio de armazenamento atrás do medidor (Estratégia 2);
- Deslocamento da injeção de energia fotovoltaica distribuída por meio de BESS co-localizados (Estratégia 3).
A operação da bateria é representada por meio de janelas de carga e descarga predefinidas, projetadas para refletir estratégias operacionais plausíveis sob as atuais estruturas de mercado e tarifas brasileiras.
“Em vez de introduzir novidades algorítmicas, a contribuição técnica desta metodologia reside em sua fundamentação empírica e transparência. Ao se basear em condições observadas do sistema e em premissas operacionais fixas, a abordagem permite uma comparação clara entre estratégias de armazenamento e destaca desalinhamentos estruturais entre incentivos econômicos, normas regulatórias e necessidades do sistema”, dizem os autores.
Estratégia 1: BESS autônomos
A primeira estratégia explora uma configuração hipotética na qual sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) autônomos operam como agentes de mercado independentes, participando diretamente do mercado atacadista de eletricidade.
A análise de sensibilidade do Retorno de Investimento (ROI) identificou que para uma faixa de preços de R$ 1.250/kWh do BESS, o retorno de investimento é positivo, em 1,5%, quando o spread da energia no mercado de curto prazo é de R$ 400/MWh. Se o preço do BESS chegar a R$ 500/kWh, há retorno positivo, também de 1,5%, para a operação com a diferença do preço à vista em R$ 160/MWh. Na simulação de BESS a R$ 500/kWh e spread de curto prazo em R$ 400/MWh, o retorno de investimento poderia chegar a 13,4%.
O estudo considera que o investimento seria economicamente viável a partir de uma taxa mínima de retorno de 10–11%.
A simulação revelou que, embora existam oportunidades de arbitragem de preços, os ciclos ótimos de carga e descarga com base no preço não coincidem consistentemente com os horários em que a redução do desperdício ou a mitigação da variação de potência seriam mais benéficas. Ainda assim, até 72,5 GWh/18,2 GW de sistemas de baterias neste tipo de aplicação poderiam ser introduzidos no sistema brasileiro antes que o deslocamento excessivo de carga começasse a causar problemas de redução de carga noturna.
Do ponto de vista técnico, essa estratégia é altamente viável. No entanto, do ponto de vista regulatório, essa estratégia não encontra respaldo atualmente. As normas vigentes não reconhecem o armazenamento como um agente de geração/carga, nem permitem seu despacho ou compensação por meio de mercados de serviços de sistema.
Estratégia 2: deslocamento do consumo de baixa tensão
A segunda estratégia analisa o uso de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) instalados em unidades de consumo de baixa tensão, independentemente de estarem equipadas com geração distribuída (GD). O objetivo é transferir o consumo de eletricidade dos horários de pico da noite, quando a rede está mais sobrecarregada, para o meio-dia, quando normalmente há excedente de geração solar disponível. Na simulação, as baterias são configuradas para carregar entre 7h e 14h, coincidindo com o período de restrição de geração observado, e para descarregar entre 17h e 22h, coincidindo com os períodos de tarifa intermediária e de pico da tarifa branca brasileira
Na simulação para a Estratégia 2, deslocamento do consumo de baixa tensão atrás do medidor, o retorno de investimento para o BESS a R$ 1.500/kWh começa com uma diferença entre a tarifa pico e a tarifa regular a partir de R$ 320/MWh, com ROI de 1,6%. Para diferenças tarifárias menor, como na faixa de R$ 80/MWh, o ROI passa a ser positivo com BESS a R$ 750/kWh ou menos. Nessa análise, o retorno do investimento poderia chegar a 20% para um BESS a R$ 500/kWh e diferença tarifária de R$ 400/MWh.
Os resultados da simulação sugerem que essa estratégia requer baterias com capacidade de 40,0 GWh/8,6 GW, contribuindo para o alinhamento temporal entre a demanda e a geração solar.
Do ponto de vista regulatório, a estratégia é totalmente permitida. Mas, economicamente, os benefícios para os consumidores são modestos. Na atual estrutura tarifária branca , o diferencial entre as tarifas fora de pico e padrão é de R$ 150/MWh, equivalente a 18%. Mesmo com operação otimizada, a economia esperada na conta de luz se limita a aproximadamente 5%.
Estratégia 3: deslocamento da injeção fotovoltaica
A estratégia final explora o uso de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) localizados em conjunto com sistemas fotovoltaicos distribuídos, operando em regime de geração remota, para deslocar a injeção de energia de períodos de excedente para períodos de maior demanda do sistema. Na simulação, as baterias foram configuradas para carregar desde o início da geração até atingirem sua capacidade total de 3 horas e descarregar entre 18:00 e 21:00, coincidindo com o período de tarifa de pico de demanda.
Nos cenários analisados para a Estratégia 3, os retornos de investimento começam quando a razão entre a tarifa no horário de pico e a tarifa padrão é de 1,6 e o capex do BESS é de R$ 1.000/MWh ou menor. Para faixas mais altas de preço do BESS, o retorno do investimento começa quando a razão entre preço-ponta e fora ponta é de 1,8 ou mais. Para um capex de R$ 500/kWh de BESS e uma tarifa de pico duas vezes mais cara, o ROI poderia chegar a 16,6%.
O estudo simulou a Estratégia 3 em finais de semana também, resultando em retornos de investimento positivos em todos os cenários.
Os resultados da simulação mostram que essa estratégia exigiria baterias com capacidade de 18,0 GWh/6,0 GW. Essa estratégia é tecnicamente simples de implementar e, do ponto de vista regulatório, pode ser beneficiada pelo regime de compensação de energia do Brasil, que diferencia os créditos de energia pelo horário de injeção. “Cada 1 MWh injetado durante os horários de pico pode ser convertido em aproximadamente 1,6 MWh de crédito para consumo em horários fora de pico por consumidores de baixa tensão”, diz o artigo.
Armazenamento distribuído exige ação coordenada
A incorporação de restrições locacionais, despacho em tempo real ou participação coordenada de prosumidores provavelmente aumentaria o valor sistêmico do armazenamento distribuído, permitindo um alívio de congestionamento mais direcionado e maior flexibilidade. No entanto, tais extensões exigiriam granularidade de dados, infraestrutura digital e mecanismos de acesso ao mercado que ainda não estão disponíveis no contexto brasileiro. Assim, essas dimensões são identificadas como prioridades para pesquisas futuras.
“Em última análise, desbloquear todo o potencial do armazenamento distribuído exigirá ação coordenada entre as áreas técnica, econômica e regulatória. À medida que o Brasil e outros países avançam rumo a sistemas de energia mais descentralizados e flexíveis, o papel do armazenamento, tanto como reserva quanto como facilitador, será fundamental para garantir confiabilidade, eficiência e equidade na transição energética”, diz o estudo.
A implementação também depende de inovação regulatória, melhor estrutura de mercado e tarifas que recompensem a flexibilidade. Os formuladores de políticas devem considerar o desenvolvimento de novas funções para o armazenamento, a viabilização de agregadores de carga e a criação de sinais que alinhem o investimento privado ao interesse público, conclui o estudo.
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