Merchant / C&I — fora do leilão
Sem o piso de 30 MW do LRCAP: quanto um BESS de qualquer porte teria capturado em arbitragem de PLD, por submercado? Cada ponto é um ano histórico (2021–2026); a TIR e o payback respondem “e se esse ano se repetisse pelo horizonte?”. Banda de cenários, não previsão — e teto teórico (janela perfeita).
ano completo · ano parcial (anualizado por 365/dias) · linha tracejada: custo anual de referência com as premissas acima. Teto teórico (janela perfeita de 4 h) — não é previsão nem captura garantida.
Ano a ano — NE (Nordeste)
| Ano | Margem (R$ mi/MW) | Receita (5 MW) | TIR real se repetir | Payback |
|---|---|---|---|---|
| 2021 | 0,02 | R$ 0,11 mi | — | — |
| 2022 | 0,00 | R$ 0,00 mi | — | — |
| 2023 | 0,01 | R$ 0,07 mi | — | — |
| 2024 | 0,09 | R$ 0,43 mi | — | 310.1 a |
| 2025 | 0,17 | R$ 0,83 mi | — | 48.7 a |
| 2026 (parcial, anualizado) | 0,28 | R$ 1,41 mi | — | 22.0 a |
Custo anualizado de referência: R$ 0,68 mi/MW·ano (capex R$ 1.167/kWh × 4 h, anuidade a 10% real em 15 anos, + O&M 1,5% + encargos). Caveats: (i) teto teórico — janela perfeita com informação perfeita do dia; (ii) PLD ≠ preço contratado no mercado livre; (iii) o value stack C&I (demanda, backup, qualidade, MMGD) não está modelado — só arbitragem; (iv) encargos de rede dependem do enquadramento (dupla cobrança confirmada pela ANEEL); (v) degradação não modelada. PLD: CCEE via spotcast, 01/01/2021 → 10/07/2026. O leilão de dezembro exige ≥ 30 MW — regras aqui; método na metodologia.