As discussões sobre as aquisições no mercado de capacidade estão ganhando impulso. A Comissão Europeia aprovou, em janeiro de 2026, o plano da Alemanha para adquirir 12 GW de nova capacidade neutra em carbono este ano. Desse total, 10 GW estão sujeitos à exigência de fornecimento contínuo de eletricidade por até 10 horas, enquanto nenhum critério de longa duração foi imposto aos 2 GW restantes.
Até o momento, porém, o Ministério Federal da Economia e Energia ainda não lançou o leilão. Em vez disso, estaria explorando maneiras de alocar os 12 GW exclusivamente para novas usinas termelétricas a gás, limitando, na prática, as chances de sistemas de armazenamento de energia em baterias garantirem contratos desde o início.
Nesse contexto, a LCP Delta realizou um estudo que examina a contribuição dos sistemas de armazenamento de energia de longa duração – capazes de atender à exigência de 10 horas – para a segurança do abastecimento, bem como sua viabilidade econômica em comparação com usinas termelétricas a gás. A análise, encomendada pela Field, baseia-se em um cenário de referência que compreende 8 GW de nova capacidade de geração a gás, 2 GW de armazenamento de longa duração e 2 GW de armazenamento convencional em baterias.
Os autores enfatizam que não estão defendendo uma abordagem do tipo “ou um ou outro” — depender exclusivamente de usinas termelétricas a gás ou exclusivamente de armazenamento em baterias. “Nenhum sistema elétrico pode garantir 100% de segurança no fornecimento em todos os momentos: usinas a gás e carvão podem falhar ou precisar de manutenção, os sistemas de baterias podem já estar descarregados quando necessário e as importações de países vizinhos podem ser interrompidas”, disse o coautor Stefan Quentin, da LCP Delta, em resposta a uma pergunta da pv magazine. Em última análise, a segurança do fornecimento é uma questão de probabilidades.
Ainda assim, o cenário oferece várias informações importantes. O estudo constata que os sistemas de armazenamento de longa duração podem operar durante todo o ano, atingindo taxas de utilização mais elevadas e gerando mais receita do que as centrais a gás. Dado o declínio significativo nos custos das baterias, eles também exigem subsídios menores para se tornarem economicamente viáveis. Essas economias beneficiariam, em última análise, os consumidores.
Segundo a análise da LCP Delta, a substituição de 2 GW de capacidade de geração a gás por armazenamento de longa duração poderia gerar uma economia anual de até € 166 milhões para os consumidores, mantendo o mesmo nível de segurança de abastecimento. Além disso, os sistemas de armazenamento em baterias podem oferecer uma gama mais ampla de serviços em níveis de sistema, mercado e rede. Embora novas usinas a gás também possam oferecer alguns desses serviços, elas não conseguem igualar a flexibilidade e o alcance proporcionados pelo armazenamento de longa duração.
Após a conclusão do programa de desativação da energia nuclear e a contínua eliminação do carvão, a Alemanha deverá perder uma parcela significativa da sua capacidade de geração de energia a partir de combustíveis fósseis nos próximos anos. Sem novas construções, a capacidade garantida poderá cair para apenas 36 GW até 2040, consistindo inteiramente de centrais elétricas a gás. Isso aumentaria o risco de interrupções no fornecimento de energia.
A meta do governo alemão é de 2,77 horas de perda de carga esperada por ano, com base em uma determinada combinação de capacidade, condições climáticas e padrões de demanda. Essa meta foi atingida em 2025, graças a um número suficiente de usinas de base. No entanto, sem capacidade adicional, a perda de carga esperada poderá subir para mais de 43 horas já em 2030 e permanecer bem acima da meta, em 18,8 horas, em 2045. Os autores observam que esse número diminuirá gradualmente ao longo do tempo, impulsionado pela expansão do armazenamento de baterias e por uma gestão mais flexível da demanda.
O estudo também avaliou a duração e a frequência dos gargalos do sistema ao longo do ano. Constatou-se que a maioria dos gargalos tem duração relativamente curta: em cenários modelados até 2045, entre 82% e 87% dos eventos duram no máximo 10 horas, sendo que metade dura menos de quatro horas. A análise da distribuição cumulativa indica que gargalos de maior duração são mais prevalentes no início da década de 2030 do que na década de 2040.
Além disso, a LCP Delta analisou quanta capacidade de armazenamento seria necessária para substituir 1 GW de geração a gás, mantendo o mesmo nível de segurança de fornecimento. Considerando taxas de disponibilidade de 94% para usinas a gás e 98% para armazenamento em baterias, a relação de capacidade necessária é superior a 1 para armazenamento de curta duração. Somente para sistemas de armazenamento com duração superior a 16 horas a relação se aproxima da paridade, e para sistemas de 20 horas ela fica ligeiramente abaixo de 1, refletindo sua maior disponibilidade.
Com base nos custos líquidos do sistema, a LCP Delta também quantificou as potenciais economias em subsídios e, por extensão, nos custos para o consumidor. Para um sistema de armazenamento de 10 horas, estima-se que as economias líquidas do sistema sejam de cerca de € 270 milhões entre 2031 e 2050, impulsionadas pela redução dos custos de combustível, CO₂ e importação. Para usinas a gás, o valor comparável é de cerca de € 70 milhões, antes de contabilizar os custos do projeto.
Os analistas estimam que a necessidade média de subsídios para armazenamento em baterias seja de aproximadamente € 31 por kW por ano, em comparação com pouco menos de € 100 por kW por ano para usinas termelétricas a gás. Seus resultados sugerem que a substituição de 2 GW de capacidade de geração a gás por sistemas de armazenamento de 18 horas poderia gerar uma economia de cerca de € 90 milhões anualmente em subsídios, mantendo uma capacidade de geração de base equivalente.
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