A redução de demanda no horário de ponta já sustenta projetos economicamente viáveis de armazenamento de energia junto à carga no Brasil. Segundo o diretor comercial da Colibri One, Jonas Becker, em entrevista à pv magazine Brasil para o especial Aplicações de baterias junto à carga em GD, estados como Bahia e Pará concentram oportunidades onde a diferença tarifária no horário de ponta — até quatro ou cinco vezes superior à tarifa convencional — permite substituir geradores a diesel por sistemas de baterias.
“Hoje, a viabilidade financeira está no peak shaving (redução de pico de consumo). Já existem investimentos com sistemas robustos sendo implementados para atendimento no horário de ponta”, afirma. O modelo, que opera 100% behind-the-meter (atrás do medidor), reduz custos ao deslocar o consumo da rede no período mais caro, utilizando bancos de baterias com tecnologia LFP.
Redução de custos e confiabilidade energética
Além do peak shaving, as baterias têm atendido demandas relacionadas à confiabilidade e à ampliação de carga em locais onde a rede não comporta aumento de consumo.
Becker destaca que, em casos de indisponibilidade ou limitação da rede, sistemas híbridos com armazenamento permitem expansão operacional sem depender de reforços na infraestrutura elétrica. “Quando falta energia, a bateria entra em milissegundos e assume o fornecimento”, explica.
As soluções também atuam na mitigação de oscilações e na qualidade de energia, reduzindo impactos em cargas sensíveis, suportando partidas de motores e suavizando flutuações. “Quando bem controlada, a bateria funciona como um amortecedor entre a rede e a carga, reduzindo o estresse elétrico e melhorando a operação.”
Mercado ainda sem base de dados consolidada
Apesar do avanço dos projetos, o Brasil ainda não conta com um cadastro centralizado de sistemas de baterias junto à carga, como ocorre na geração distribuída e centralizada monitoradas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Imagem: Grupo Colibri
Para o executivo, as projeções de crescimento dependem diretamente da consolidação regulatória. “É um produto que o mercado está demandando, mas ainda não é possível fazer previsões sem uma regulamentação clara e abrangente, que permita, por exemplo, serviços ancilares e operação conectada ao medidor.”
Eventos climáticos reforçam busca por redundância
As interrupções no fornecimento de energia, intensificadas por eventos climáticos extremos, têm acelerado a percepção da energia como elemento estratégico de continuidade operacional.
“O cliente passa a enxergar energia como continuidade de operação”, diz o executivo. Segundo ele, consumidores residenciais, comerciais e industriais passaram a priorizar redundância no fornecimento, associando energia à mesma lógica de disponibilidade aplicada à internet.
Nesse contexto, as baterias surgem como solução modular para evitar paralisações produtivas e prejuízos decorrentes de quedas no fornecimento.
Consumidor solar sai na frente
Clientes que já investiram em geração distribuída tendem a ser mais propensos à adoção de baterias. De acordo com Becker, esse público já está familiarizado com inversores, medição bidirecional e monitoramento remoto.
“No residencial, é um ambiente onde o consumidor já se conectou. Isso traz segurança para instalar baterias e suprir eventuais faltas de energia”, afirma.
No caso de investidores em usinas remotas, a decisão depende da regulamentação, especialmente no que diz respeito à injeção na rede e à prestação de serviços ancilares.
Capex, especialização técnica e regulação são entraves
Entre os principais desafios para expansão do mercado estão o alto investimento inicial (Capex), carga tributária elevada e incertezas na precificação dos sistemas.
No campo técnico, Becker ressalta a escassez de especialistas com experiência em dimensionamento, interoperabilidade entre inversores e medidores, proteção, ilhamento e integração entre EMS (Sistema de Gerenciamento de Energia), PCS (Sistema de Conversão de Energia/Inversor) e BMS (Sistema de Gerenciamento de Bateria). “São projetos que exigem engenharia especializada e controle preciso.”
Já no âmbito regulatório, ele defende uma norma ampla que contemple inserção dos Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) na geração distribuída, centralizada, autoprodução e mercado de baixa tensão. “A questão regulatória é a mais sensível, porque permitirá a capilaridade do produto no Brasil.”
CP 39 pode abrir caminho para novos negócios
A Consulta Pública 39 da Aneel é apontada como peça-chave para padronizar requisitos técnicos de conexão, modelos de medição e responsabilidades operacionais.
Segundo Becker, a regulamentação deve também abrir espaço para remuneração de flexibilidade, respostas de demanda e serviços ancilares, alinhando o Brasil a mercados como Austrália, Europa e Estados Unidos.
“A agência tem um desafio gigante de construir uma regulamentação moderna que permita ao consumidor se apropriar desses benefícios”, afirma.
Modelos internacionais inspiram mercado brasileiro
Embora considere prematuro discutir modelos sem arcabouço jurídico definido, Becker cita experiências internacionais que podem servir de referência, como:
- Armazenamento como Serviço, com pagamento mensal pela disponibilidade do sistema;
- Sistemas híbridos (solar + storage) com gestão inteligente via EMS;
- Virtual Power Plants (VPPs), agregando sistemas distribuídos para atuação em horários de pico;
- Financiamento atrelado à performance, com remuneração baseada no desempenho e na receita gerada.
A Aneel prevê a estruturação regulatória em eixos temáticos até 2028. Para o executivo, esse período será decisivo para amadurecimento do setor.
“O armazenamento representa o próximo grande marco do setor elétrico brasileiro. O mercado já está se preparando para avançar assim que as regras do jogo forem definidas”, conclui.
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