O Brasil vem avançando a passos largos nos últimos anos rumo à descarbonização do setor energético, fechando 2023 com 83,6% de sua matriz elétrica de fontes renováveis.
É nesse cenário que uma nova fronteira tecnológica do setor elétrico começa a ganhar espaço no País: os sistemas estacionários de armazenamento de energia, que utilizam baterias -- em especial a de íons de lítio, o mais utilizado.
Um dos trunfos dessa novidade é a promessa de melhorar a eficiência de duas das nossas maiores fontes limpas, a solar e a eólica, responsáveis por 90,4% do crescimento no ano passado da matriz elétrica brasileira, que totaliza 196,6 gigawatts (GW).
Adotada em vários países, essa tecnologia, conhecida pela sigla BEES (Battery Energy Storage System), realiza o desejo manifestado em 2015 pela então presidente Dilma Rousseff, durante evento na ONU.
Na ocasião, Dilma citou a necessidade de se criar uma tecnologia para “estocar vento” para viabilizar a substituição de hidrelétricas por parques de energia eólica. A nova tecnologia não só "estoca" vento como “dobra” a meta, pois a bateria de lítio também é capaz de armazenar energia solar.
Seu potencial é tão promissor que está atraindo investimentos de fabricantes e importantes players da área de energia, como Tesla, Siemens, Moura , UCB, WEG, Sungrow, Micropower, Newcharge, Eletrobras e Unicoba, entre outros.
A vantagem que a bateria de lítio consegue agregar ao setor é que o sistema elétrico não passa a depender basicamente de rios ou reservatórios de hidrelétricas para armazenar energia.
O equipamento é modular e do tamanho de um contêiner marítimo, podendo ser transportado de um lado para o outro. Com isso, o uso de baterias consegue suprir a demanda de energia em regiões remotas, como na Amazônia e outras áreas rurais com acesso precário ao sistema elétrico.
O maior impacto, porém, é a possibilidade de a novidade se tornar uma solução para assegurar o fornecimento de energia 24 horas por dia para o sistema elétrico brasileiro, reduzindo a inconstância de fontes intermitentes, como eólica e solar.
Embora limpas e produtivas ao longo do dia, essas duas fontes não estão disponíveis quando não há vento (eólica) nem durante a noite (solar).
Criada no ano passado, a Absae (Associação Brasileira de Soluções de Armazenamento de Energia) reúne empresas, entre fabricantes de baterias e desenvolvedores de soluções, que estão trazendo essa tecnologia ao Brasil.
Markus Vlasits, presidente da associação, observa que, com a bateria de lítio, é possível armazenar energia no período diurno, quando o custo por quilowatt-hora (KWh) é mais baixo, e “despachar” – termo usado para alimentar o sistema – à noite, quando o custo para consumir energia é mais elevado.
Nesse sentido, a nova tecnologia surge como uma alternativa mais barata e verde em relação a usinas térmicas a gás e a diesel para substituir o fornecimento quando o sistema tiver intermitência.
A economia promete ser grande. Em 2023, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) teve de acionar 25 GW de geração adicional, a maior parte por térmicas, para substituir a solar (no fim da tarde) e para o crescimento da carga no intervalo entre 14h e 18h.
Mercado potencial
Embora incipiente, o mercado potencial de armazenamento de energia no Brasil é avaliado entre R$ 40 bilhões e R$ 60 bilhões até 2030, de acordo com a estimativa da Absae.
“Esse cálculo leva em conta os investimentos visando uma capacidade instalada de 40 a 45 gigawatt-hora (GWh) de armazenamento até o final da década”, diz Vlasits, que é Managing Director da NewCharge
Por enquanto, a capacidade instalada é baixa, cerca de 300 megawatt-hora (MWh), o equivalente ao que o estado da Califórnia, nos Estados Unidos, agrega ao sistema semanalmente.
A maior parte, cerca de 200 MWh, está concentrada em investimentos privados na Amazônia, onde existem cerca de 200 cidades do interior hoje atendidas por fontes termoelétricas, ou ligados ao agronegócio, para fornecer energia noturna para irrigação.
De acordo com a Absae, essas regiões remotas respondem por apenas 1% do consumo de eletricidade nacional, mas como a geração de energia dessas termoelétricas é por meio de combustíveis fósseis, o custo é elevado.
“Todos os brasileiros pagam essa fatura por meio da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que em 2023 chegou a R$ 11,6 bilhões”, diz Vlasits.
Segundo ele, o investimento nessas áreas remotas de baterias de lítio com geração solar ou eólica (as chamadas usinas híbridas) poderia reduzir a longo prazo em 80% a conta da CCC.
Vlasits, porém, diz que a armazenagem de energia por baterias de lítio não exclui a necessidade de manter as térmicas a gás.
“São tecnologias complementares, a vantagem das baterias é que o acionamento das térmicas a gás, por exemplo, levam de três quatro horas e não faz sentido ligá-las para uma demanda de curta duração”, diz.
“Mas, numa crise hídrica, que vai exigir despacho de energia de 12 a 24 horas, por exemplo, as térmicas são imprescindíveis”, acrescenta.
Ewerton Henriques, diretor de infraestrutura do Banco Fator, acredita no sucesso desse modelo de negócio, principalmente pelo fato de oferecer uma solução para a intermitência de energia solar e eólica.
“Recebemos consultas de distribuidoras de energia que ganharam leilões em locais isolados e utilizam térmicas a carvão para fornecimento”, diz Henriques.
Segundo ele, muitas reclamam do custo elevado de energia e estão tentando migrar para o modelo híbrido, substituindo as térmicas por energia fotovoltaica com utilização de baterias para armazenamento.
“Acreditamos ser viável trocar o modelo de termoelétricas por outra fonte de energia limpa e fazer a estocagem, estamos inclusive discutindo com um player relevante de bateria criar um fundo para isso”, revela Henriques.
Gargalos
Até pelo fato de a nova tecnologia resolver o problema da intermitência das fontes limpas que mais crescem na matriz energética, o Brasil está atrasado em adotá-lo de forma ampla no sistema elétrico.
No último dia 5 de janeiro, a China iniciou a construção de uma megausina de produção de energia elétrica sustentável orçada em US$ 7,7 bilhões, numa área ocupada por usinas de carvão e fuligem tóxica na província de Shanxi.
Os parques eólico e solar terão capacidade para gerar 6 GWh. Já as baterias poderão armazenar 3,4 GWh.
Além da China, Estados Unidos, Alemanha, Austrália e até o Chile já têm projetos avançados de usinas híbridas.
Por aqui, a associação e empresas ligadas ao setor de armazenamento de energia apontam dois entraves para deslanchar os projetos e passar a atender o sistema elétrico nacional: a carga tributária e a falta de regulamentação.
“O preço do lítio está caindo, mas carga tributária é muito pesada, cerca de 70% em impostos”, afirma Sergio Jacobsen, CEO da Micropower Energia, uma joint-venture que reúne Siemens, Comerc e Equinor, e vice-presidente da Absae.
Segundo ele, há vários projetos sociais das empresas do setor em localidades isoladas, incluindo uma cidade inteira no interior da Bahia com baterias fornecidas pela Tesla.
Jacobsen deixa claro que o setor não quer nem subsídios nem isenções, “que se tornaram palavrões no setor de energia”, como diz.
“Se tivermos um arcabouço tributário parecido com o do setor do gás, temos um business case para colocar de pé”, assegura.
Para o engenheiro Victor Hugo iOcca, diretor da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), a adoção de novas tecnologias, como as baterias estacionarias, é interessante se atender o pré-requisito de fazer sentido econômico.
“O que não dá mais no setor elétrico é incentivar novas tecnologias que são caras ou utilizam a tarifa de energia para crescer, isso seria inaceitável”, diz.
Outro entrave para o crescimento desse segmento, para a Absae, é regulatório.
“A discussão com a Aneel tem sido construtiva, mas queríamos que fosse mais célere”, diz Vlasits, lembrando que as regras da Agência Nacional de Energia Elétrica desconhecem os sistemas de armazenamento de energia.
“É algo novo, a regulamentação funciona classificando cada item: para geradores é uma, para consumidores, outra”, afirma. “A bateria é as duas coisas ao mesmo tempo, pode ser carga ou fonte de energia.”
Segundo ele, avançando nesses dois pontos – questão tributária e regulamentação --, o mercado decola.
O otimismo é grande por duas razões. Primeiro, a necessidade de agregar as baterias de armazenamento ao sistema elétrico nacional –algo reconhecido indiretamente pelo ONS no final do ano passado.
Nos próximos 5 anos, diz o órgão, um dos principais desafios na operação do sistema elétrico brasileiro serão as sobras não-aproveitadas de energia renovável. Os 38 GW atuais da energia eólica e solar, por exemplo, chegarão a mais de 100 GW em 2027.
Dado o grande aumento da participação da geração solar, o ONS terá de acionar, pela mesma razão, no mínimo 50 GW de geração adicional para equilibrar oferta (excessiva) e demanda em períodos de intermitência. Por isto, será essencial aumentar a flexibilidade no sistema elétrico.
Por outro lado, o segmento de armazenamento de energia por meio de baterias vislumbra uma grande possibilidade de avançar com a realização do Leilão de Reserva de Capacidade, organizado pelo Ministério das Minas e Energia (MME) e previsto para o primeiro semestre.
O leilão consiste na contratação de potência para o sistema elétrico brasileiro a partir de empreendimentos de geração novos e existentes, visando garantir a segurança do fornecimento de energia.
“A partir de 2027, o País vai precisar de potência despachável, ou seja, o governo vai contratar oferta de potencial adicional”, diz iOcca, da Abrace, lembrando que no leilão anterior, em 2021, as termoelétricas a diesel foram vencedoras, após disputa judicial.
Vlasits, da Absae, compartilha desse otimismo: “Esse leilão vai ser o marco de mudança do mercado, pois o País precisa tecnicamente dessa solução de flexibilidade que as baterias de armazenamento de energia oferecem.”
