Transmissora do BTG Pactual solicita bateria de R$ 1,2 bilhão na Bahia para reforçar sistema elétrico

A Grande Sertão II Transmissora de Energia, holding administrada pelo BTG Pactual, solicitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorização para instalar um sistema de armazenamento em baterias de 300 MW e 1.200 MWh na subestação Jussiape, na Bahia, com investimento estimado em R$ 1,21 bilhão.

Substituição estratégica de compensador síncrono

O pedido, encaminhado em ofício datado de 13 de março de 2026, propõe que a bateria substitua um compensador síncrono previsto nos estudos de expansão do sistema para reforço da rede na região.

A empresa reúne três sociedades de propósito específico — Grande Sertão I (lote 4), Grande Sertão II (lote 6) e Grande Sertão III (lote 14) — vencedoras do leilão de transmissão de março de 2024. As concessões abrangem linhas na Bahia, Minas Gerais, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco e Alagoas.

A necessidade identificada pela EPE

O ponto de partida para a proposta é um relatório da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) sobre a expansão das interligações regionais e o futuro Bipolo Nordeste II. Nesse estudo, a estatal de planejamento energético avaliou 12 cenários e identificou risco de instabilidade de tensão em contingências severas, como o bloqueio total do bipolo.

A recomendação foi instalar sete compensadores síncronos em subestações estratégicas de Bahia, Piauí e São Paulo. Uma delas é a subestação de Jussiape, pertencente à concessão da Grande Sertão II.

Vantagens técnicas e operacionais da bateria

A transmissora argumenta que um sistema de armazenamento em baterias com controle grid forming (gerando efeito semelhante ao de uma máquina síncrona) pode cumprir as mesmas funções do compensador síncrono, garantindo suporte dinâmico de tensão, estabilidade do sistema e robustez da rede.

Além disso, a empresa alega que a bateria vai entregar serviços adicionais que o compensador não oferece, incluindo:

• Reserva de potência para atendimento de picos de demanda
• Arbitragem energética, armazenando energia em períodos de preços baixos e vendendo em períodos de preços altos
• Redução de despacho térmico fora da ordem de mérito, economizando custos para o sistema
• Mitigação de cortes de geração renovável (curtailment)
• Capacidade de black start (autorrestabelecimento após um desligamento completo)

Estudo da PSR fundamenta a proposta

Para fundamentar o pedido, a transmissora anexou ao ofício um estudo da consultoria PSR, datado de 12 de março. A análise simulou três cenários para a subestação Jussiape: sem equipamento de compensação, com compensador síncrono e com bateria grid forming.

As simulações testaram contingências severas nos horizontes de 2030 (antes do Bipolo Nordeste II) e 2033 (depois). Nos dois casos, a bateria reproduziu o comportamento do compensador síncrono em regulação de tensão e amortecimento de oscilações.

Pelo estudo, do ponto de vista energético, a instalação da bateria em Jussiape reduziria os cortes de geração renovável em cerca de 76 GWh em 2030 e 490 GWh em 2033, representando uma perda evitada de R$ 141,5 milhões nos dois anos, a preços médios de contrato.

A transmissora enfatiza também a diferença de aproveitamento entre os dois equipamentos. O compensador síncrono só é plenamente utilizado em contingências raras e funciona, na prática, como um seguro.

A bateria atende a essas mesmas contingências, mas opera diariamente em ciclos de carga e descarga, acumulando cerca de 3.650 horas de utilização energética por ano.

Crítica ao modelo do leilão LRCap de baterias

O ofício menciona a portaria publicada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) que abriu uma consulta pública para discutir a realização de um leilão de reserva de capacidade (LRCap) na forma de baterias, ainda sem data definitiva para acontecer.

Segundo o documento, o modelo do leilão em consulta prevê que as baterias participantes do LRCap devem se conectar diretamente a pontos já existentes no Sistema Interligado Nacional (SIN), seja no próprio ponto de conexão, seja compartilhando instalações de outro agente.

Isso significa que um empreendedor que queira instalar baterias numa subestação estratégica, mas que ainda não tenha infraestrutura de conexão pronta, precisa bancar sozinho todos os reforços necessários, como novas entradas de linha, ampliações de barras e eventuais linhas de transmissão. O custo é alto e torna o projeto inviável na competição do leilão.

O efeito prático, segundo a Grande Sertão II, é que os projetos de baterias do LRCap tendem a se concentrar em usinas de geração já existentes que tenham folga nos seus Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (Custs). Nesses pontos, a conexão sai barata porque a infraestrutura já está pronta. O problema é que esses locais não são necessariamente os que apresentam maior fragilidade elétrica ou maior necessidade de reforço.

Para a Grande Sertão II, a alternativa é contratar baterias como ativos de transmissão. Nesse modelo, a localização seria definida pelos estudos de planejamento da EPE e do Operador Nacional do Sistema (ONS), com base na necessidade real da rede. A operação ficaria sob coordenação do ONS, a remuneração se daria via Receita Anual Permitida (RAP) e o custo seria rateado entre geradores e consumidores.

Números da proposta e viabilidade econômica

Do investimento total de R$ 1,21 bilhão, cerca de R$ 1,06 bilhão correspondem ao sistema de baterias, R$ 65 milhões a obras civis e montagem e R$ 85 milhões à ampliação da subestação. O prazo de implantação estimado é de 30 meses após autorização da ANEEL. A proposta considera contrato de concessão de 15 anos com RAP de R$ 226,9 milhões.

A análise financeira da PSR compara dois cenários em valor presente, num horizonte de dez anos. No "status quo", com contratação de um compensador síncrono mais bateria contratada via LRCap, o custo total seria de R$ 1,92 bilhão, com custo ao consumidor de R$ 1,815 bilhão.

No cenário alternativo, em que a bateria seja contratada como ativo de transmissão, o custo total cairia para R$ 1,25 bilhão e o custo ao consumidor para R$ 625 milhões, uma redução de 65%.

A diferença se explica em parte pela alocação: na transmissão, o custo é rateado entre geradores e consumidores; no LRCap, recai integralmente sobre os consumidores.

Impacto no setor de transmissão

A proposta da Grande Sertão II pode representar um marco para o setor de transmissão brasileiro, abrindo caminho para que baterias sejam tratadas como ativos de transmissão estratégicos, e não apenas como recursos de geração ou reserva de capacidade.

Se aprovada pela ANEEL, esta será uma das maiores instalações de armazenamento de energia do Brasil e um modelo de referência para futuros projetos que combinem reforço de rede com serviços energéticos avançados.

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Fonte: MegaWhat