Em novo estudo, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que para um custo de R$ 3.000/kWh das baterias, o payback de sistemas de geração solar distribuída com baterias seria de 6 anos para aplicações residenciais e até cinco anos para comerciais. Embora isso represente um aumento do payback de sistemas puramente fotovoltaicos, ainda pode representar uma opção atrativa para consumidores considerando o aumento da resiliência elétrica. Considerando um custo de R$ 2.000/kWh, o payback chegaria a quatro anos.
Com o início da cobrança de tarifas de distribuição e transmissão, as baterias podem ser utilizadas para evitar a injeção de energia na rede e a perda de valor da energia injetada, armazenando o excedente da geração para consumo posterior.
Essa aplicação também protege o investidor contra eventuais mudanças regulatórias que reduzam o benefício do sistema de compensação e desloca o consumo para horários de tarifa menos cara, aumentando a economia. Além disso, aumenta a resiliência no ponto de carga em casos de falha da rede.
No entanto, adicionar capacidade de armazenamento a sistemas de geração eleva o CAPEX e pode gerar longos intervalos de subutilização das baterias. O dimensionamento adequado das baterias nessas aplicações, portanto, exige análise detalhada de custo-benefício.
Se todos os consumidores residenciais com geração distribuída investissem em um sistema de armazenamento, o investimento acumulado em baterias até 2035 poderia ser de aproximadamente R$ 200 bilhões.
No caderno Micro e Minigeração Distribuída & Baterias Atrás do Medidor, elaborado como parte do Plano Decenal de Expansão da Energia 2035, a EPE estima que a geração distribuída pode chegar até 97,8 GW de capacidade instalada, sendo a maior parte residencial.
Aplicação para gestão de tarifa
Baterias podem ser utilizadas estrategicamente para deslocar o consumo dos períodos de tarifa elevada (horário de ponta) para períodos de menor custo (fora ponta). Quanto maior for essa diferença tarifária, maior será a atratividade das baterias. Muitos consumidores utilizam geradores a diesel para evitar o consumo no horário de ponta. Em 2015, a EPE estimou que havia entre 7 GW e 9 GW de geradores instalados para esse fim.
Os estados com maiores diferenças tarifárias e, portanto, com maior vantagem para a baterias em aplicações de gestão tarifária são Bahia, com um spread de R$ 3,41/kWh, Pará, com diferença de R$ 3,12/kWh e Sergipe, com R$ 2,99/kWh.
Além do spread tarifário, a viabilidade das baterias para esse tipo de aplicação deve levar em conta o Fator de Carga na Ponta (FCp), expressa pela divisão do consumo médio (MWméd) pela demanda máxima de um usuário no período de ponta (MW). Valores baixos de FCp indicam baixa utilização do sistema de baterias, com maior tempo de retorno do investimento, enquanto FCp elevados refletem maior estabilidade do perfil de consumo em ponta e, portanto, maior viabilidade econômica do armazenamento.
Nestes casos, o investimento em baterias começa a se tornar competitivo com custos inferiores a R$ 2.000/kWh, em relação a geração a
diesel para suprir o período de ponta. Além do aspecto econômico, fatores adicionais como redução do ruído, logística de obtenção do diesel e questões ambientais podem estimular a troca do diesel por baterias.
Custo das baterias para diferentes aplicações
Segundo dados de 2024 da ABSAE um sistema de bateria para aplicação comercial e industrial, de 3 MWh, chegaria a um preço final de
cerca de R$ 1.920/kWh, considerando a carga tributária atual, que chega a 70%. Já para aplicações residenciais a Greener estima que o preço final do esteja próximo de R$3.500/kWh, considerando um sistema de bateria de 5 kWh combinado com geração solar distribuída de 4 kWp.
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