Custo de baterias ainda inviabiliza uso em média e baixa tensão, diz EPE

O custo de investimento de sistema de armazenamento de energia em baterias deve recuar nos próximos 10 anos, mas a tecnologia ainda não deve ser competitiva o suficiente para consumidores de baixa ou média tensão, mesmo aqueles que tenham sistema de mini e microgeração distribuída (MMGD). A exceção fica com consumidores de média tensão com alto fator de carga na ponta, especialmente os que têm restrições ao uso de geradores a diesel no mesmo papel. A conclusão é do novo caderno Plano Decenal de Expansão de Energia 2034 (PDE 2034), publicado nesta terça-feira, 25 de junho, pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Média tensão: baterias x geradores a diesel?

O estudo considerou que atualmente um sistema de armazenamento comercial ou residencial custa cerca de R$ 4 mil / kWh. Entretanto, este preço pode variar ao longo da década diante de fatores como preço do lítio (principal matéria-prima das baterias) e incentivos fiscais no Brasil, já que hoje os tributos oneram os equipamentos em cerca de 74% no país, de acordo com o levantamento. Assim, a EPE considerou cenários em que o preço para um sistema de armazenamento comercial ou residencial pode variar de R$ 500 / kWh até R$ 4 mil / kWh.

Para consumidores de média tensão enquadrados na tarifa A4 – verde, que tem diferença tarifária no horário de ponta, ter um sistema de armazenamento já pode compensar mesmo nos preços atuais. Hoje, poderiam se beneficiar os consumidores com alto fator de carga na ponta, e a viabilidade tende a aumentar ao longo da década. O fator de carga na ponta, segundo a EPE é um cálculo anual da relação do consumo médio de um consumidor no horário de ponta pela sua demanda máxima no mesmo período.

Entretanto, tais consumidores hoje costumam ter geradores a diesel para evitar o consumo no horário de ponta. Em 2015, a EPE estimou entre 7 GW e 9 GW a capacidade de geradores para este fim. Na comparação com a solução a diesel, os sistemas de armazenamento tendem a ficar menos vantajosos financeiramente, com viabilidade apenas em cenários de preço na faixa de R$ 1 mil / kWh. Mesmo assim, questões como ruído, acesso ao diesel ou aspectos ambientais podem tornar os sistemas de armazenamento mais interessantes para alguns consumidores.

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Para consumidores da Tarifa Branca (consumidores de baixa tensão cuja tarifa varia ao longo do dia), o uso de baterias para armazenar energia no período mais barato só deve compensar se o sistema custar R$ 2 mil / kWh ou menos. Neste cenário, pode haver viabilidade para clientes nas áreas de concessão da Eflul, Equatorial Pará, Energisa Tocantins, Empresa Forca e Luz João Cesa (EFLJC), Energisa Acre, Nova Palma e Cocel.

Pouco espaço para baterias em MMGD

Já o uso em MMGD “atrás do medidor”, ou seja, em instalações que podem ser desconectadas do grid, o armazenamento de energia tende a ser pouco vantajoso, pois a diferença entre a tarifa de consumo e a remuneração pela injeção na rede é baixa. Além disso, as variações entre geração e consumo tornam difícil o correto dimensionamento de um sistema de baterias de forma a equilibrar a não injeção na rede e um sistema que não tenha capacidade excessiva, o que implica em mais custos.

Esse cenário pode se alterar a partir de 2029, quando a energia injetada na rede passará a ter um novo cálculo. Quanto menor a remuneração pela energia injetada da GD, maior será a viabilidade das baterias, explica o estudo. Além disso, questões pontuais, como aumento da resiliência a blecautes, podem estimular o uso de sistemas de armazenamento.

O estudo pondera que a regulação da MMGD no Brasil não favorece o armazenamento da geração. “É como se a rede funcionasse como uma bateria para o gerador”, diz o levantamento.

>> Primeira parte da regra para sistemas de armazenamento deve sair ainda em 2024.