Sistemas Fotovoltaicos com Armazenamento de Energia: Panorama Mundial e Perspectivas para o Brasil

Os sistemas fotovoltaicos produzem mais energia em dias ensolarados, mas não durante os picos de demanda de consumo no fim da tarde ou à noite. Assim, a acumulação de energia, quando combinada a estes sistemas, vem surgindo como uma possível solução para resolver o problema da intermitência das fontes de energia renováveis.

Nestas aplicações, as baterias reduzem a disparidade entre a produção de energia e a demanda de consumo, através do armazenamento da energia excedente produzida durante as horas com radiação solar e do despacho dessa energia durante os períodos de alta demanda com pouca ou nenhuma radiação. Além disso, estas podem ser utilizadas também em eventuais faltas de energia. O diagrama simplificado das duas principais topologias aplicadas nesses sistemas é apresentado na Figura 1.

As baterias de lítio-íon, que é a tecnologia mais utilizada, têm como principais características: alta densidade de energia, possibilidade de recarga e descarga rápida, alta eficiência, baixas perdas de capacidade durante o armazenamento, elevado número de ciclos e, por questões de segurança, a necessidade de operar com um circuito eletrônico de controle e monitoramento, o BMS (Battery Management System). Estimulado pelo crescimento do número de veículos elétricos na frota mundial, o custo das baterias de lítio-íon sofreu uma queda de aproximadamente 70% desde 2012 e projeções preveem que este custo atinja o patamar de $200/kWh já no próximo ano (Fonte: IHA Markit Group).

Devido a esta falta de sincronismo entre a produção e a demanda, o mercado vinha apresentando até então algumas saídas para lidar com a energia que é produzida, mas não é consumida nos consumidores. Estas modalidades são o net-metering, sistema adotado no Brasil, e as tarifas feed-in, adotado principalmente na Europa. A diferença entre eles é que na tarifa feed-in o preço pago pela energia injetada não é o mesmo da energia consumida, sendo este valor acordado anteriormente através de contratos feitos com a concessionária de energia local. Já no net-metering, o consumidor recebe créditos na sua fatura pela energia injetada na rede quando esta não é consumida no local. Através de um medidor bidirecional, a diferença entre a energia consumida e a gerada é calculada, e créditos são gerados para o consumidor.

A possibilidade da criação de um mercado para geração de energia a partir de sistemas fotovoltaicos combinados a baterias está estritamente ligado ao custo total do sistema, ao custo da energia para o consumidor final e ao preço pago pela energia injetada na rede. Recentemente, estes sistemas têm sido instalados principalmente na Europa e Austrália. Nesses países, as políticas de incentivo e fomento através de tarifas de feed-in diferenciadas já não têm mais trazido tantas vantagens para os consumidores finais, e associado a este fato está o aumento do custo da energia. Portanto, as baterias surgem como uma solução, uma vez que o consumidor pode armazenar a energia produzida durante o dia e utilizá-la em sua própria residência ao invés de injetá-la na rede a um custo reduzido.

A seguir é apresentado um panorama geral dos países nos quais o armazenamento de energia em residências está se tornando uma realidade.

Alemanha

O incentivo para integração de sistemas de armazenamento de energia é dado através de um programa do Ministério Federal da Economia e Energia, que oferece um subsídio calculado a partir da potência instalada do sistema, juntamente com o KfW-Bank, o qual oferece taxas de juros especiais para o pagamento do sistema. Os requisitos para obtenção das vantagens é de que a injeção de potência na rede esteja limitada em 50% da potência instalada, devido aos problemas de sobrecarga da rede ocasionados pelo grande número de sistemas fotovoltaicos já instalados, e que o sistema esteja registrado em um programa nacional de monitoramento das instalações. Somado a estes incentivos, está o fato de que as tarifas de feed-in caíram 76% desde 2000 (vide gráfico da figura 2), o qual foi o primeiro ano das leis de incentivo à inserção de energias renováveis na matriz energética do país. Atualmente, mais de 52.000 instalações com armazenamento já estão em operação na Alemanha, sendo que mais de 95% destas utilizam baterias de lítio-íon.

Itália

A Itália é provavelmente um dos mercados mais atrativos para o armazenamento de energia na Europa. Associado ao elevado potencial de radiação solar, está o fato de que o país possui o 7º maior custo de energia residencial dentre toda a Europa (R$0,86/kWh). Além disso, o governo italiano anunciou uma redução de 50% nos impostos sobre sistemas fotovoltaicos instalados com armazenamento de energia. Estima-se que mais de 8.000 novos sistemas fotovoltaicos com armazenamento foram instalados em 2017 no país.

Reino Unido

O modelo de pagamento pela energia produzida por sistemas fotovoltaicos residenciais no Reino Unido é dividido em duas partes: a tarifa de geração, a qual é paga por kWh produzido, e a tarifa de exportação, a qual é paga por kWh injetado na rede. Em 2018, estes valores são de R$0,17/kWh e R$ 0,22/kWh, respectivamente. Quando estas tarifas são comparadas ao custo médio da energia no país, que é R$ 0,80/kWh, é possível verificar que surge a possibilidade da economia de energia com o uso de baterias. Além disso, recentemente o governo britânico reduziu o VAT (Value-Added Tax) sobre baterias quando vendidas juntamente com sistemas fotovoltaicos, de 20% para 5%.

Austrália

O perfil de radiação solar da Austrália é tão favorável à instalação de sistemas fotovoltaicos quanto no Brasil. Entretanto, a expiração de algumas tarifas de feed-in premium e o aumento recente do custo da energia têm sido os principais atrativos para instalação de sistemas de armazenamento de energia. Atualmente, a tarifa média de feed-in para sistemas residenciais é de R$0,30/kWh, o que representa 38% do custo médio de energia, que é de R$0,79/kWh.

Brasil

Em 2018, entra em vigor uma nova opção de modalidade tarifária para consumidores de baixa tensão (grupo B) que pode dar início ao mercado de armazenamento de energia nas residências brasileiras, a tarifa branca. O custo de energia para o consumidor final irá variar em três horários: ponta, intermediário e fora de ponta. No horário de ponta e no intermediário, a energia é mais cara. Já no fora de ponta, é mais barata que a tarifa convencional (Figura 4). Em feriados nacionais e nos finais de semana, os valores fora de ponta se aplicam. A Tabela 1 apresenta os preços das tarifas da CEMIG (MG).

Tabela 1 – Tarifas – Consumidor Grupo B – CEMIG (MG)

As fases de implantação serão divididas em 3 anos. Em 2018, apenas novas ligações e unidades consumidoras com consumo médio mensal acima de 500 kWh podem aderir ao modelo. Em 2019, as unidades com consumo médio mensal acima de 250 kWh terão esta opção. Já em 2020, todos consumidores podem optar por esta modalidade.

Como o valor da tarifa fora de ponta fica abaixo do valor convencional, caso o consumidor tenha um perfil de carga com baixo consumo entre às 18hrs e 22hrs ou possa modificar seus hábitos, este novo modelo será vantajoso.

No entanto, um modelo ainda mais atrativo pode surgir com a associação da tarifa branca à geração distribuída. Neste caso, o consumidor poderá recarregar suas baterias com a energia excedente dos sistemas fotovoltaicos durante o dia, e injetar ou deixar de consumir da rede no horário de ponta, o qual tem valor aproximadamente 3x maior que o valor do horário fora de ponta.

Conclusão

Apesar do custo da energia no Brasil já ser reduzido quando comparado aos países analisados, e o sistema de compensação de energia adotado (net-metering) ser diferente dos países aonde estes sistemas estão sendo instalados (feed-in), um novo modelo de negócio pode surgir com a integração da tarifa branca e da geração distribuída. Contudo, tomando como exemplo as experiências apresentadas anteriormente, políticas públicas de incentivo e redução de impostos devem ser aplicadas a fim de acelerar a inserção desses sistemas na matriz energética nacional.