Brasil Energia | Ed. 461 - Fevereiro, 2020

60 Brasil Energia , nº 461, 15 de fevereiro de 2020 TECNOLOGIA o equivalente a 4.750 kWh, sendo a maior parte destinada à aplicações off-grid . Em 2020, a BYD tem como meta vender 3.000 kWh. A companhia pretende inau- gurar entre fevereiro e março uma fábrica de baterias em Ma- naus, no Amazonas, conta o dire- tor de Sustentabilidade, Marke- ting e Novos Negócios da BYD, Adalberto Maluf. Nos primeiros meses, as baterias fabricadas se- rão destinadas aos veículos elé- tricos da companhia, que cor- respondem à maior parte da de- manda atual. E, posteriormente, para sistemas de armazenamento de energia. Dentre os projetos para os quais a BYD forneceu baterias estão: o da Cemig, em parceria com a Alsol, e o da Aldo Solar, em Maringá (PR), que une uma planta fotovoltaica de 310 kWp a um sistema de armaze- namento de 414 kWh. ESTUDOS DE VIABILIDADE No PDE 2029, a EPE abordou as perspectivas para entrada das baterias no Brasil. Segundo o do- cumento, uma bateria residencial de íon de lítio custava aproxima- damente R$ 4.000 / KWh em 2019. Todavia, há expectativas de redu- ção de custo da tecnologia, o que motivou a empresa a realizar a avaliação. A EPE considerou três aplicações principais para bate- rias: aumento do autoconsumo da microgeração distribuída, mudan- ça para a tarifa branca e substitui- ção da geração a diesel na ponta na média tensão. Os resultados das simula- ções feitas pela EPE demonstra- ram que a viabilidade econômi- ca de investimentos em baterias no Brasil está longe de ocorrer. A empresa concluiu que a perspec- tiva para o horizonte decenal é que a entrada dessa tecnologia se- rá ainda marginal, presente em al- guns projetos específicos, que es- tejam considerando outros aspec- tos, além do econômico, na deci- são de investimento. Por exemplo, a substituição da geração a diesel pode se dar pela redução do ruí- do, assim como a opção pelas ba- terias residenciais pode ser movi- da por um desejo de fonte de ba- ckup contra apagões . Já a consultoria Greener anali- sou a viabilidade de armazenamen- to em baterias no país consideran- do o caso hipotético de um con- sumidor comercial, com tarifa A4 verde e consumo elevado no horá- rio de ponta. O sistema considera- do é o de armazenamento em ba- terias de íon de lítio, em container com condicionamento do ar, vida útil da bateria de 12 anos e degra- dação anual de 2%. Além disso, o sistema contaria com 88% de per- centual de energia armazenada que pode ser entregue em um ciclo e com redução do consumo no horá- rio de ponta de 70%. Para o perfil específico do consumidor considerado no es- tudo, já é possível um retorno atrativo em nove áreas de con- cessão, incluindo a Enel RJ (mais de 15% de taxa interna de retor- no) e Coelba (em torno de 12%). Quanto maior a diferença entre a tarifa no horário de ponta e no horário fora de ponta, maior o retorno do sistema de armazena- mento de energia da bateria. Outro resultado obtido pe- lo estudo é que uma redução de 15% no investimento unitário impactaria, em média, em 4,1% na taxa interna de retorno do in- vestimento e mais que triplica o número de concessionárias onde é viável a instalação dos sistemas. Essa redução poderia aumentar para 29 o número de concessio- nárias onde há retorno atrativo no Brasil. CENÁRIO MUNDIAL Em escala global, a Bloom- bergNEF projeta que em 2030 os Estados Unidos será o país com a maior capacidade acumulada de armazenamento, com 71.585 MW e 198.327 MWh. Em segundo e terceiro lugar nas projeções estão a China (71.301 MW e 161.221 MWh) e a Alemanha (26.233 MW e 60.831 MWh). A expectativa é que a capacidade total acumulada mundialmente chegue a 346.027 MW e 850.364 MWh em 2030. Em 2018, a Coreia do Sul atingiu 2.272 MW e 5.224 MWh de capacidade acumulada de ar- mazenamento, seguida pelos Estados Unidos (1.534 MW e 2.384 MWh) e pela China (820 MW e 2.067 MWh). Globalmen- te, a capacidade total acumulada no ano passado foi de 8.685 MW e 17.410 MWh. Quanto à aplicação de siste- mas de armazenamento, em 2018 a principal foi a deslocação de energia (energy shifting, em in- glês), que representou 2.342 MW e 5.036 MWh globalmente. Em projetos desse tipo a energia é carregada fora do horário de pi- co e descarregada no horário de pico. A projeção para 2030 é que essa continue sendo a principal aplicação e chegue a 134.187 MW e 270.108 MWh. n