Baterias reduzem em até R$ 4,6 bi custo do sistema frente a térmicas a gás

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A contratação de 1 GW em baterias para armazenamento de energia em um leilão de reserva de capacidade (LRCap) pode custar até R$ 4,6 bilhões a menos do que o mesmo volume contratado em termelétricas a gás natural, segundo estudo da consultoria Aurora Energy Research feito a pedido da Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae).    

A análise considera o despacho das baterias e das térmicas a gás ao longo dos 15 anos de contrato que o leilão deve envolver, e reforça a competitividade dos sistemas de armazenamento em baterias (Battery Energy Storage Systems, BESS). A grande diferença nos custos está no fato de que as termelétricas a gás têm custos variáveis unitários (CVUs) elevados, atrelados ao preço do combustível. 

Para Markus Vlasits, presidente da ABSAE, os resultados reforçam que as baterias são uma alternativa competitiva para atender à necessidade do sistema, entregando potência e flexibilidade. 

“O prazo para construção de novas termelétricas simplesmente não acompanha a urgência da demanda por potência. Podemos recorrer às térmicas existentes, mas isso significaria custos elevados e maior emissão de poluentes. As baterias, por outro lado, oferecem uma alternativa mais rápida, eficiente e competitiva”, disse.  

Aumento da participação e mitigação do curtailment

 A Aurora Research trabalha com um cenário de expansão da matriz elétrica brasileira a 442 GW de capacidade instalada em 2045, sendo que as fontes intermitentes devem responder por 52% desse total.  Para lidar com a variabilidade das fontes, o Brasil precisará adicionar cerca de 47 GW de capacidade firme nos próximos 20 anos.

Conhecidas como o ‘canivete suíço’ do setor elétrico, as baterias também podem endereçar o descompasso entre geração e consumo no Brasil, se destacando como uma “oportunidade para valorar e recuperar o desperdício em projetos de energia renovável”, segundo Vlasits.  

Segundo Rodrigo Borges, diretor-geral da Aurora Energy Research, o aumento da flexibilidade da operação com a instalação de baterias ajuda a reduzir o curtailment, já que o sistema de armazenamento será carregado nos horários em que há maior geração renovável, durante o dia, e vai descarregar essa eletricidade nos horários de maior demanda, entre 18h e 21h.  

“Sua virtude de carregamento gera oportunidade de otimizar o excedente de despacho de geração solar e eólica, que acontece entre as 8h e 15h, para atender horários com maior demanda, o que representa uma das soluções para reduzir o curtailment. As baterias também oferecem flexibilidade de locação, prestam serviços ancilares e contribuem para a descarbonização ao integrarem fontes renováveis. Tudo isso com uma curva de custo tecnológico em queda”, disse Borges. 

Regulação das baterias 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) ainda não concluiu a regulamentação da tecnologia. No dia 25 de agosto, o secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia, Gustavo Ataíde, enviou ofício à agência pedindo reuniões técnicas para alinhamento das regras discutidas para os sistemas de armazenamento, especialmente na questão da tarifa de transmissão paga pelos empreendimentos, para que não seja um obstáculo ao desenvolvimento da tecnologia.

As áreas técnicas da Aneel defenderam a cobrança de tarifas tanto para consumo quanto para geração pelos sistemas autônomos. Segundo o presidente da Absae, a “tarifa dupla” é um ponto de atenção para a regulamentação dos sistemas. Para ele, o “desejável” seria que as regras envolvessem uma tarifa única de transporte específica para BESS, olhando seu papel como prestador de serviço.

A regulamentação é importante para garantir o chamado empilhamento de receita, quando as baterias podem receber pelos diferentes serviços prestados à rede, o que ajuda a remunerar e a viabilizar investimentos de grande porte.

Estudo da Aurora Research

Cenário 1: baterias e térmicas operando de forma independente  

A Aurora Energy Research avaliou dois cenários no estudo, comparando BESS de 50 MW e térmicas a gás de ciclo aberto – consideradas mais flexíveis e aderentes à operação de um ativo de reserva de capacidade e com um capex relativamente inferior ao de outras termelétricas. Em ambos os cenários, os ativos estariam localizados no subsistema Sudeste.  

No primeiro cenário analisado, baterias e térmicas operam separadamente, seguindo as regras divulgadas pelo Ministério de Minas e Energia (MME) para o leilão de reserva de capacidade (LRCap) que seria realizado em 2025.  

As baterias registrariam 9.600 horas de despacho ao longo de 15 anos (643h/ano), com até um ciclo e quatro horas de descarga por dia. A receita fixa seria de R$ 923 milhões por GW/ano, resultando em um custo total de R$ 13,2 bilhões por GW em 15 anos, com custo-benefício de R$ 1,36 milhão por hora por GW.  

“A otimização do despacho da bateria permite que as receitas de descarga sejam superiores aos custos de carregamento, com margens em torno de 21%”, aponta o relatório.  

Já as térmicas a gás analisadas operariam 1.800 horas em 15 anos (120h/ano), com CVU entre R$ 380/MWh e R$ 520/MWh. Nesse caso, a receita fixa seria de R$ 1 bilhão por GW/ano, mas o custo total alcançaria R$ 16,65 bilhões por GW em 15 anos, com custo-benefício de R$ 9,25 milhões por hora por GW.  

Com o CVU máximo de R$ 2.639,99/MWh, proposto no LRCap 2025, o custo sobe para R$ 17,92 bilhões por GW em 15 anos, elevando o custo-benefício para R$ 9,96 milhões por hora por GW.  

Neste cenário, o estudo concluiu que os sistemas de baterias apresentam custos 21% menores que os das térmicas a gás e até 27% inferiores em relação às termelétricas com CVU máximo.  

Cenário 2: baterias e térmicas com despachos sincronizados  

No segundo cenário, baterias e térmicas operam em sincronia, com perfis de despacho idênticos. As térmicas passam a despachar na mesma frequência das baterias (9.653 horas em 15 anos), com aumento significativo em seus custos.  

• Térmicas a gás: +7% no custo total, chegando a R$ 17,79 bilhões por GW em 15 anos, com custo-benefício de R$ 1,84 milhão por hora por GW.  
• Térmicas com CVU máximo: +36% no custo total, alcançando R$ 24,39 bilhões por GW em 15 anos, com custo-benefício de R$ 2,53 milhões por hora por GW.  

De acordo com a Aurora Energy Research, quanto maior a frequência de despacho, mais competitivas se tornam as baterias, que apresentam custos de 26% a 46% menores em comparação às térmicas.  

Para acessar o estudo, clique aqui.

*Conteúdo oferecido pela Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia (Absae)