Os direitos de receita por congestionamento (CRRs) e os direitos financeiros de transmissão (FTRs) são contratos financeiros que podem ajudar proprietários e operadores de baterias a proteger riscos e potencialmente ampliar seus retornos.
Assim que um recurso se conecta à rede, suas oportunidades de receita passam a depender da dinâmica de preços em sua posição na malha. À medida que novos geradores e linhas de transmissão alteram os fluxos de energia e a topologia da rede, os padrões de oferta e demanda — e, portanto, os padrões de preços — mudam.
Essas mudanças podem reduzir os spreads de preços e diminuir as receitas de arbitragem para as baterias. Por exemplo, os spreads de preços na zona de carga de Houston diminuíram nos últimos anos em relação aos spreads no restante da rede.
Como a posição de uma bateria na rede determina significativamente suas receitas, como o operador pode gerenciar o risco de preço locacional — e até mesmo se beneficiar das diferenças de preços na rede?
A resposta? Direitos de Receita por Congestionamento.
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Os direitos de receita por congestionamento permitem que geradores acessem preços mais altos, independentemente da localização
Em uma rede nodal, o preço marginal locacional (LMP) varia entre os nós. Normalmente, é mais alto nos nós com excesso de demanda e mais baixo nos nós com excesso de oferta.
O princípio central de um CRR é permitir que os participantes do mercado — atuando como geração, consumo ou armazenamento — protejam-se do risco de preço locacional. Unidades de geração podem se expor a preços mais altos próximos a centros de demanda, e consumidores podem acessar preços mais baixos em áreas menos congestionadas da rede.
Existem seis características que definem um CRR:
- Prazo: A duração do contrato — normalmente um mês ou estação.
- Horário de uso: O período do dia em que o contrato está ativo — geralmente horário de ponta e fora de ponta, com definições que variam por região.
- Volume: A quantidade de energia contratada, em MW.
- Fonte: O ponto da rede onde a energia é adicionada, por exemplo, o nó do gerador.
- Destino: O ponto da rede onde a energia é retirada, geralmente o hub de negociação de uma zona de carga.
- Tipo: Um CRR pode ser uma “obrigação” ou “opção”. Neste artigo, focaremos no subtipo obrigação.
Os pagamentos dos CRRs são financiados pelas receitas de congestionamento arrecadadas pelo operador da rede. Isso os diferencia dos instrumentos de hedge — como futuros e opções — vistos nos mercados financeiros: não há uma contraparte assumindo o lado oposto da aposta. O preço dos contratos é definido em leilões realizados mensalmente ou por estação.
Os contratos de CRR são flexíveis e puramente financeiros, e o destino não precisa estar fisicamente conectado à fonte. Da mesma forma, um participante do mercado não precisa possuir ou operar infraestrutura física em um nó envolvido na transação. Isso é fundamental para que os CRRs sejam uma ferramenta viável de gestão de risco para baterias.
Como funcionam os CRRs e como aumentam as receitas?
Um CRR paga ao detentor a diferença de preço entre dois nós, multiplicada pelo volume de capacidade contratada, em MW.
A diferença entre os dois preços é chamada de “base” e é calculada como o preço no nó de destino menos o preço no nó de origem. Esses contratos utilizam os preços do dia anterior dos nós e são produtos puramente financeiros: operações físicas não fazem parte da liquidação.
Podemos usar o nó de preço da Angleton BESS no ERCOT para ilustrar como os CRRs podem ser utilizados na prática.
Desde sua entrada em operação em março de 2025 até agosto de 2025, Angleton acumulou US$ 16/kW em Serviços Ancilares e arbitragem de Energia, ou US$ 160 mil no total. O local foi a bateria de melhor desempenho em termos de captura de preço Top-Bottom, conforme destacado nos relatórios de referência da Modo Energy para o ERCOT em agosto e setembro de 2025.
Um contrato CRR de 10MW no horário de ponta no 2º trimestre de 2025, entre o nó da Angleton BESS e o Hub da Zona de Carga de Houston, teria gerado um pagamento de CRR de US$ 50,7 mil ao detentor do contrato.
A diferença entre os dois preços nodais durante as horas de ponta (dias úteis entre 7h e 21h) ao longo do trimestre soma US$ 5.073. Multiplicando pelo volume do contrato de 10MW, chega-se ao valor nominal de US$ 50,7 mil.
O preço no nó da Angleton BESS é regularmente mais baixo do que o da Zona de Carga de Houston nas horas de ponta. Isso se deve à usina solar de 380MW vizinha, que reduz os preços ao meio-dia na região, além do fato de Angleton, com potência nominal de 9,9MW, ser pequena demais para resolver o gargalo de congestionamento.
A incorporação de um contrato CRR teria aumentado as receitas de Angleton. O CRR ilustrativo descrito acima teria elevado a receita total para US$ 210 mil — um aumento de 31%.
Os CRRs podem proteger o risco de base locacional de uma bateria?
Resumindo: sim, mas as baterias enfrentam desafios únicos.
Uma bateria precisa carregar e descarregar, mas um CRR padrão só pode proteger um desses sentidos. Isso força os operadores a escolher qual risco é mais relevante.
(Nota: as opções de CRR se comportam de forma diferente das obrigações de CRR, mas estão fora do escopo deste artigo.)
Usar o nó da bateria como fonte protege riscos do pico da noite, mas aumenta a exposição pela manhã
Considere primeiro quando a bateria descarrega com preços nodais baixos. Se o preço do hub for maior que o preço nodal da bateria, o CRR paga, compensando parcialmente receitas ruins no mercado atacadista. Mas se o preço do hub for ainda menor, a bateria faz pagamentos de CRR que reduzem seu resultado financeiro.
Agora considere preços nodais altos. Aqui o CRR pode ser um catalisador: se os preços do hub forem ainda maiores, o contrato eleva ainda mais as receitas — e aproxima o desempenho da bateria ao de outras da zona. Se os preços do hub forem menores, os pagamentos de CRR reduzem as entradas de receita e diminuem o benefício do congestionamento local.
Mas essa é a natureza de um hedge: sacrifica-se parte do potencial de ganho para se proteger de perdas.
Diferentemente dos geradores tradicionais, os CRRs criam uma dinâmica única para baterias no momento do carregamento.
Um CRR com a fonte localizada no nó da bateria aumenta os riscos associados ao carregamento ao meio-dia.
Se o preço nodal da bateria for baixo ao meio-dia, ela pode carregar a baixo custo para se preparar para o pico da noite. Um preço do hub mais alto geraria pagamentos de CRR para compensar os custos de carregamento — impactando a bateria positivamente.
Mas a situação inversa é o pior dos mundos.
Um preço nodal alto e preço do hub baixo nesse cenário significam carregamento caro e obrigações substanciais de CRR.
Colocar o destino no nó da bateria pode proteger o risco matinal
Embora os termos “fonte” e “destino” evoquem fluxos reais de energia, os CRRs são contratos puramente financeiros. Isso significa que um CRR pode operar 'ao contrário' — do hub para o nó do gerador.
Esse tipo de CRR — com um hub de carga como fonte e o nó da bateria como destino — pode proteger contra riscos associados a preços desfavoráveis nos períodos de carregamento. A lógica da seção anterior também se aplica aqui.
Durante o meio do dia, preços nodais baixos significam carregamento barato. O CRR com destino no nó do ativo pode tornar esses períodos mais caros — é como se a bateria estivesse comprando energia do nó de fonte com preço mais alto. Caso os nós de fonte e destino estejam mais próximos em preço, o CRR aumenta as saídas de caixa, mas em menor grau.
O verdadeiro valor de possuir um CRR com destino no nó do ativo aparece quando os preços nodais estão altos justamente quando o ativo precisa carregar. Se o preço de destino estiver igual ou acima do preço nodal, deter o CRR só pode aumentar as receitas líquidas. Mas os pagamentos de CRR podem compensar significativamente os custos de carregamento se os preços de destino forem mais baixos.
Quando usar um CRR para proteger o risco de base?
A decisão depende de qual risco operacional ameaça mais a lucratividade — carregamento ou descarregamento.
Após analisar a dinâmica de preços do nó do ativo e tomar essa decisão, três critérios determinam quando os CRRs oferecem proteção eficaz.
- Congestionamento previsível: Padrões persistentes de congestionamento são bons candidatos para CRRs.
- Risco assimétrico: CRRs funcionam apenas em uma direção, mas baterias atuam em duas — use um CRR para transformar esse risco em oportunidade.
- Impacto material na viabilidade do projeto: O risco de congestionamento deve ser significativo o suficiente para justificar o prêmio do CRR. Mesmo se os padrões mudarem, o hedge protege contra cenários negativos.
Como esse processo decisório pode ser na prática?
Aproveite dinâmicas semelhantes, mas não idênticas, em outras áreas da rede
A unidade Henrietta BESS está na zona de congestionamento NP15 da Califórnia, apesar de estar localizada na metade sul do estado — entre Fresno e Bakersfield.
Ela também compartilha o local com a usina solar Henrietta de 100MW, o que expõe a unidade BESS de 10MW a grandes spreads. Mas essa dinâmica traz riscos, então a bateria pode assegurar sua receita adquirindo um CRR com destino no seu nó.
Possuir um CRR on-peak desse tipo, com fonte no hub de preços da Southern California Edison (SCE), pode reduzir significativamente os riscos de receita no inverno.
A irradiância solar diminui no inverno, mas a intensidade dessa mudança depende de vários fatores, incluindo a latitude. Como o local de Henrietta está mais ao norte que a maioria das outras usinas solares — e todas as instalações da região da SCE — sua irradiância diminui mais.
Isso significa que havia menor volume de energia solar barata disponível para o carregamento da Henrietta BESS. Chuvas associadas a eventos de rios atmosféricos que atingiram o Vale Central, mas não os desertos da Califórnia, ampliaram ainda mais essa diferença.
Na segunda metade de dezembro, o preço nodal da Henrietta BESS ficou abaixo de US$ 20/MWh apenas uma vez, enquanto o SCE LAP fez isso seis vezes, chegando até a ficar negativo em um momento.
Um CRR do hub de carga da SCE para o nó da Henrietta BESS poderia ter aproveitado esses preços de carregamento mais baixos.
O contrato mitiga os riscos de estar em uma região menos favorável à energia solar do que o deserto.
Claro, a situação se inverteu no início do mês: os preços nodais de Henrietta estavam mais baixos, resultando em obrigações de CRR. Mas, nesse caso, a Henrietta BESS teria saído ganhando: a base total on-peak ao longo do mês foi de US$ 517/MW.
Conhecimento regional maximiza o valor dos CRRs
Tanto para Angleton quanto para Henrietta, conhecer os padrões de preços nodais permitiu o uso eficaz dos CRRs. No caso de Angleton, isso veio do reconhecimento de que a unidade está do “lado errado” de uma usina solar muito maior de forma previsível, contornando-a com um CRR. Já para Henrietta, o CRR ilustrativo dissocia seus retornos das condições climáticas locais para garantir receita.
Os CRRs são ferramentas para gerenciar o risco de congestionamento, que é um fenômeno local. Para aproveitar ao máximo esses contratos, é fundamental conhecer o congestionamento local.
CRRs são instrumentos flexíveis
Em todos os exemplos acima, o CRR envolveu o nó de uma determinada bateria. Mas isso não é obrigatório — os CRRs são instrumentos versáteis e podem envolver quaisquer dois nós da rede.
Essas situações são mais precisamente chamadas de “especulação” ou, pelo menos, “hedge estatístico”, pois tal CRR não responde a mudanças no LMP do ativo. No entanto, ainda podem gerar os mesmos resultados dos hedges diretos discutidos acima.
Essa ideia pode ser especialmente valiosa para proprietários de portfólios de BESS. Locais individuais enfrentam riscos correlacionados se estiverem em regiões semelhantes ou conectados a caminhos de transmissão relacionados. Um portfólio de CRRs pode remodelar a exposição ao risco agregado, reduzindo a correlação com eventos climáticos ou falhas de transmissão. O conjunto certo de CRRs pode moldar o perfil de risco para se adequar às preferências do investidor.
Porém, alguns desses instrumentos de hedge podem ser altamente valorizados por muitos participantes do mercado — um CRR on-peak de SP15 para NP15, por exemplo. E essa alta demanda pode resultar em um prêmio para esses contratos.
Se quiser saber mais sobre como operadores de baterias podem usar contratos de Direitos de Receita por Congestionamento para proteger-se do risco de base nodal, envie um e-mail ao autor em logan@modoenergy.com.
