A capacidade instalada na modalidade de geração distribuída poderá ver um incremento que pode variar entre 16,9 GW a até 40 GW em apenas 10 anos. Essa é a projeção para a expansão de acordo com o caderno de MMGD e Baterias do Plano Decenal de Expansão (PDE) 2034, publicado pela Empresa de Pesquisa Energética. Esses valores referem-se aos cenários inferior e superior, respectivamente tomando como base o volume de pouco mais de 30 GW deste ano.
Ou seja, se o cenário superior se confirmar, representará um crescimento de 135% na comparação com o que se tem atualmente no país. Já para o cenário de referência, o volume projetado para daqui a uma década é de 58,8 GW, alta de quase 100% ante o observado pelo planejador atualmente. O segmento que deve liderar a expansão é o residencial no cenário de referência.
Os investimentos estimados pela EPE ficam no intervalo de R$ 70,4 bilhões no cenário inferior a até R$ 162 bilhões no superior. O de referência pode representar mais de R$ 115 bilhões em aportes, segundo o caderno. A maioria desses volumes está relacionada à solar fotovoltaica.
Para calcular esses valores, a EPE estabeleceu que no cenário de referência considera somente a cobrança de 100% TUSD Distribuição a partir de 2029. Isso implica que cerca de 50% dos custos (Encargos, Transmissão, Perdas e Outros) serão descontados através dos benefícios. Já o superior simula uma compensação a partir de 2029 igual a TE Energia + 100% dos custos, o que significaria a compensação original de 1 para 1. Agora, o inferior é o resultado da simulação de uma compensação a partir de 2029 somente da parcela TE Energia.
A EPE destaca no caderno que apesar de existir desde 2021 a Lei 14.300, que estabeleceu o marco regulatório do segmento, há incertezas sobre a GD. Essa reside nas diretrizes para valoração dos custos e benefícios da MMGD terem sido estabelecidas por meio da Resolução CNPE n° 2/2024.
“Ainda há incertezas relacionadas com a remuneração da energia injetada na rede a partir de 2029, decorrentes da metodologia de cálculo de benefícios da MMGD para o setor elétrico. Essa indefinição decorre do fato que a Aneel deverá definir essa metodologia, contando com a necessária participação pública, observando as diretrizes constantes na Resolução CNPE n° 2/2024”. E aponta que “mesmo afetando a remuneração somente a partir de 2029, sua definição deve influenciar os investimentos ao longo da década pois afeta o fluxo de caixa desses empreendimentos”.
Armazenamento
Já sobre esse dispositivo, a EPE traz um contexto que ainda está intimamente atrelado ao custo da bateria. No cenário internacional aponta que o custo estava em US$ 139/kWh para packs de baterias em 2023. No entanto, esse preço é verificado especialmente em veículos elétricos, e não inclui a instalação, equipamentos adicionais, margens de venda, etc., necessários em sistemas estacionários. Além disso, o lítio, apesar de queda recente de preços está em um nível ainda acima do verificado em 2020.
No Brasil, a EPE adotou um custo de referência de R$ 4.000/kWh para um sistema turn-key comercial ou residencial, com base no estudo da Greener e Newcharge (2021). No entanto, esse valor pode variar de acordo com o fornecedor, com a escala e configuração do empreendimento.
Destaca ainda que para 2034 o preço estimado das baterias poderá ser 30% menor no capex para os dispositivos de íon-lítio de grande porte na comparação com os valores atuais. Aplicando a curva de redução desse estudo, estimou um preço final nacional na faixa de R$ 2.800/kWh em 2034. Mas realça que uma desoneração de alguns tributos nacionais poderia levar a preços ainda menores nos próximos dez anos.
No contexto nacional, aponta a EPE, com exceção de aplicações em sistemas remotos, ainda há pouca difusão de baterias para uso junto às unidades consumidoras. Em sua avaliação, a regulação da MMGD no Brasil não favorece o armazenamento da geração.
No caderno são apresentados 3 estudos de caso. Um é a gestão do consumo com Tarifa Branca. Nesse caso, com o preço de R$ 4.000/kWh, a aplicação é inviável economicamente para todos os consumidores simulados e em todas as distribuidoras. Já com o preço de R$ 2.000/kWh, em algumas (pequenas) distribuidoras há viabilidade, pois o VPL é positivo.
O segundo estudo avaliou a gestão de consumo com Tarifa A4-Verde. Nesse diz, a EPE, “analisando exclusivamente a opção de baterias para o atendimento do horário de ponta, enxerga-se viabilidade econômica no horizonte decenal para consumidores com alto fator de carga na ponta.”. E acrescenta que a solução a diesel continua competitiva para a maioria dos consumidores dado o preço atual das baterias. No entanto, consumidores com alto FCp ou com necessidades especificas (elétricas, ambientais, logísticas) podem encontrar a viabilidade no investimento em baterias.
A terceira aplicação é para o aumento do autoconsumo da micro GD. Aqui a EPE diz que o estudo indica que a aplicação exclusiva de baterias para o aumento do autoconsumo da micro GD tem baixa viabilidade econômica no horizonte decenal. No entanto, nichos de mercado podem surgir, com foco no uso de baterias para usos complementares, como o aumento da resiliência à blecautes.
