Versa Asset Management · Outubro de 2026
Simulação da entrada de baterias no sistema elétrico brasileiro nos anos de 2023 a 2026, usando os dados reais de carga, geração, corte de renováveis e custo marginal do ONS. A pergunta é simples: se as baterias que o leilão de dezembro vai contratar já estivessem operando, quanto o spread diário do PLD teria caído, e quanto o PLD médio do ano teria recuado?
Usamos anos que já aconteceram de propósito. Para o passado, demanda, hidrologia e geração estão dados, o que isola o efeito das baterias de tudo o que polui a discussão de preço de longo prazo, como crescimento de carga e entrada de capacidade. Os quatro anos cobrem hidrologias bem diferentes: 2023 foi um ano úmido com PLD no piso o ano inteiro; 2024, 2025 e 2026 foram anos secos, com a curva do pato já instalada no preço horário.
As baterias seguem as regras do contrato do leilão: 4 horas de descarga na potência contratada, eficiência de ciclo de 85%, um ciclo completo por dia, despacho pelo operador para minimizar o custo do sistema. O modelo tem duas zonas, Nordeste e resto do sistema, ligadas pela capacidade de exportação observada nos dados; no Nordeste a bateria carrega com a energia que estava sendo cortada, no Sudeste carrega parte com excedente e parte com água. A localização segue o desenho do edital: cerca de 40% das baterias no Nordeste e 60% na ponta sul do corredor de transmissão, no norte de Minas e oeste da Bahia, onde estão os barramentos com bônus locacional e as maiores margens de escoamento publicadas pelo ONS.
Diferença média entre a hora mais cara e a hora mais barata de cada dia, preço do SIN ponderado pela carga, já com piso e teto do PLD, em R$/MWh. Os gráficos de linha mostram 2025 e 2026 e vão até 5 GW, que é a ordem de grandeza do leilão; o seletor acima permite ver os números até 10 GW, e a tabela ao final traz também 2023 e 2024. Nos dois gráficos o eixo vertical não começa em zero, para dar escala à queda.
PLD médio anual do SIN, em R$/MWh, incluindo o efeito das baterias sobre o preço da água. Dentro do dia as baterias quase não mexem na média: abaixam o fim da tarde e levantam o meio-dia. O que faz a média cair é a energia que deixa de ser cortada e vai para os reservatórios, reduzindo o preço da água que o modelo usa em todas as horas. Em ano úmido esse efeito é próximo de zero, porque a água economizada acaba vertida.
PLD horário médio do Sudeste e demais submercados fora do Nordeste, sem baterias e com a quantidade de baterias escolhida acima, no ano em destaque. As baterias achatam o bloco das 18h às 23h e levantam um pouco o meio-dia; a parte da frota que fica no Nordeste alcança o Sudeste só nas horas em que o corredor tem folga.
Spread e PLD em R$/MWh. "Carga de excedente" é a parcela da energia carregada nas baterias que estava sendo cortada. "Economia" é a redução do custo de operação do sistema aos custos marginais do modelo, anualizada.
Elaboração Versa Asset Management com dados abertos do ONS. Este material não constitui recomendação de investimento.