O Caderno da Micro e Minigeração Distribuída publicado pela EPE e pelo Ministério de Minas e Energia (MME) como parte dos estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia 2034 (PDE 2034) estimou que sistemas de armazenamento com baterias de lítio já seriam economicamente viáveis em algumas localidades para aplicações atrás do medidor a partir de R$ 2.000/kWh.
Dados da BloombergNEF apontam um custo internacional de US$ 139 (R$ 766)/kWh para packs de baterias em 2023. No entanto, esse preço é verificado especialmente para veículos elétricos, e não inclui custos como instalação, equipamentos adicionais, margens de venda, necessários em sistemas estacionários, que elevam o preço da solução completa.
A EPE utilizou como referência um custo de R$ 4.000/kWh para um sistema turn-key comercial ou residencial, com base no estudo da
Greener e Newcharge de 2021. O valor pode variar de acordo com o fornecedor, com a escala e configuração do empreendimento. Considerando um estudo internacional de 2023 que estima uma queda de 30% no CAPEX de baterias de íon-lítio de grande porte entre 2024 e 2034, o preço final no Brasil chegaria a R$ 2.800/kWh no final desse período.
No entanto, a desoneração de alguns tributos nacionais poderia levar a preços ainda menores nos próximos dez anos. Atualmente a carga tributária incidente sobre as baterias é de 74% sobre o valor importado.
Gestão do consumo com tarifa branca para consumidores atendidos em baixa tensão (BT)
Desde 2018, consumidores atendidos em baixa tensão podem optar pela Tarifa Branca, com tarifas diferenciadas ao longo do dia; As baterias podem ser utilizadas para deslocar o consumo da ponta para fora da ponta. Quanto maior a diferença entre as tarifas, maior a atratividade; Diferença entre Tarifa de Ponta e Fora Ponta na Tarifa Branca é menor do que a diferença nas Tarifas do Grupo A.
Os estados do Pará, Tocantins, Piauí e Bahia têm as maiores diferenças tarifárias.
Com preço de R$ 2.000/kWh, a aplicação de baterias para gestão do consumo com tarifa branca para consumidores atendidos em baixa tensão é viável, resultando em um valor presente líquido (VPL) positivo em algumas pequenas distribuidoras: EFLUL, Equatorial PA, Energisa TO, EFLJC, Energisa AC, Nova Palma, COCEL.
Gestão do consumo com tarifa A4 – Verde para consumidores em média tensão.
Simulação somente da bateria e também em comparação com solução diesel. No entanto, ressalta-se que muitos consumidores utilizam geradores a diesel para evitar o consumo no horário de ponta.
Consumidores atendidos em alta tensão são submetidos às tarifas horo-sazonais, com diferença entre horário de ponta, em que há maior consumo e a energia fica mais cara, e fora ponta. As baterias podem ser utilizadas para deslocar o consumo da ponta para fora da ponta. Em 2015, a EPE estimou entre 7 GW 9 GW de geradores a diesel instalados por consumidores com tarifa A-4 para fazer essa gestão de consumo.
Quanto maior a diferença entre as tarifas, maior é a atratividade da solução. Além disso, um indicativo importante é o Fator de Carga na Ponta (FCp), que reflete a relação do consumo médio anual de um consumidor no horário de ponta (MWméd) pela sua demanda máxima no mesmo período (MW). Um baixo FCp indica que a bateria ficaria ociosa na maior parte do tempo, diminuindo a atratividade do investimento.
Para um fator de carga na ponta (FCp) de 0,6, o custo das baterias precisaria ser próximo a R$1.000/kWh para que o investimento seja mais atrativo que o investimento em geração a diesel para suprir o período de ponta. Resultados mostram que para consumidores com alto FCp, já pode ser viável a instalação de baterias em algumas distribuidoras com o preço atual.
Adicionalmente, outros motivos como aspectos elétricos, redução do ruído, logística de obtenção do diesel e questões ambientais podem estimular a troca do diesel por baterias.
Aumento do autoconsumo fotovoltaico para microgeração distribuída na baixa tensão
A Lei n° 14.300/2022 trouxe uma mudança no Sistema de Compensação de Energia Elétrica que deve diminuir o valor da geração distribuída injetada na rede, o que criaria uma oportunidade para as baterias evitarem a injeção de energia na rede, armazenando o excedente da geração para consumo posterior. Mas diferença entre a tarifa de consumo e a remuneração pela injeção na rede continua sendo baixa e há pouco ganho potencial com o uso da bateria atualmente, avalia a EPE.
Esse cenário pode se alterar a partir de 2029, quando a energia injetada na rede passará a ser valorada a partir de um cálculo de seus custos e benefícios. Quanto menor a remuneração pela energia injetada da GD, maior a viabilidade das baterias.
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