Metodologia

Princípio herdado da frota (spotcast, corte): cenários transparentes, nunca oráculos. Nenhum número inventado — todo parâmetro vem de fonte pública citada ou é marcado como premissa editável. Distribuições históricas no lugar de previsões pontuais.

Regimes de receita

O motor de cenários separa dois regimes. CRCAP (implementado): o projeto vive de Receita Fixa indexada ao IPCA por 15 anos; modelamos tudo em termos reais e calculamos a RF que zera o VPL à taxa de desconto escolhida — RF = (capex + VP(reinvestimento)) × CRF(taxa, 15) + O&M + TUST, com CRF = w/(1−(1+w)⁻ⁿ). A liquidação de energia ao PLD sob despacho ONS é tratada como neutra (limitação declarada abaixo). Merchant (contexto do ranking e do relatório): captura de spread de PLD com perdas de eficiência. Para cada ano histórico calculamos a margem da janela perfeita — descarregar nas 4 horas mais caras e carregar nas 4 mais baratas de cada dia (8 h por janela com 2 ciclos), com o custo de carga dividido pela eficiência: margem_dia = max(0, horas × (top − bottom / RTE)) — o truncamento em zero significa que o operador não cicla em dia cujo spread não paga as perdas. Isso é o teto teórico (informação perfeita do dia); a captura real fica abaixo. Como o truncamento é não-linear, as margens são pré-computadas no ETL para eficiências de 80, 85, 90 e 100% — a UI só oferece essas opções. Anos parciais são anualizados por 365/dias e marcados. Um valor por ano histórico = uma banda de cenários — nunca uma previsão.

Dados de PLD

PLD horário por submercado (SECO, S, NE, N) da CCEE (dados abertos, CC-BY), copiado em tempo de ETL do spotcast — período 01/01/2021 a 10/07/2026, gerado em 2026-07-10. Dias em hora local (UTC-3 fixo; o Brasil não tem horário de verão desde 2019). Só entram dias com 24 horas completas. O “spread diário 4 h” é a média das 4 horas mais caras menos a média das 4 mais baratas do dia — a janela de carga/descarga de um BESS de 4 h; também calculamos a versão de 8 h (2 ciclos, o teto do LRCAP).

Siting — barras × TUST × curtailment

A lista de barras bonificadas (β = 0,9) vem da memória de cálculo da metodologia locacional da EPE (planilha oficial, aba “Camada 4 — barramentos bonificados”, 129 barras; a imprensa reporta 121 no anexo da Portaria — tratamos como a confirmar contra o DOU). A TUST por barramento vem da base do ciclo 2025-2026 (REH ANEEL nº 3.482/2025, via produto tust): injeção (geração) e carga (consumo fora-ponta), em R$/kW·mês. As numerações de barra da EPE (ANAREDE) e da ANEEL diferem, então o cruzamento é por nome de subestação + tensão, em camadas determinísticas com a qualidade registrada linha a linha (exato → abreviado por prefixos de palavras → mesma SE em outra tensão); sem correspondência, mostramos “—” e nunca estimamos. O “total anual” (injeção + carga fora-ponta) × 12 é premissa de enquadramento — MUST integral nas duas pontas, conforme a dupla cobrança confirmada na NT Conjunta ANEEL 3/2026 — e o ciclo tarifário vigente no início do suprimento (2028) será outro. O curtailment por UF (eólica + solar, últimos 12 meses completos, dados ONS via corte) é contexto regional, não do nó.

Premissas e origem

Limitações declaradas

• A liquidação ao PLD da carga/descarga sob despacho ONS é tratada como neutra no regime CRCAP — o saldo real depende do padrão de despacho, que ninguém conhece hoje.
• Capex em faixas citadas; ~80% do capex é dolarizado, então o câmbio move as faixas.
• TUST/TUSD depende do barramento e é cobrada nas duas pontas (carga e injeção); default zero de propósito, para você informar o seu valor.
• Degradação e augmentation simplificados num único reinvestimento opcional.
• Preço-teto e quantidade do leilão ainda não publicados; benchmark térmico é produto diferente.