Autor: Eng. Joel Pugas Martins – Gerente Técnico da JPA Smart Energy
A geração de energia elétrica nos últimos anos foi muita pautada na fonte solar através do uso de sistemas fotovoltaicos que teve grande avanço, principalmente em aplicações residenciais e em pequenos comércios. A ideia de conectar o sistema FV na rede da concessionária foi um grande alavancador que viabilizou seu uso de forma econômica. Porém, tendo em vista ao crescente custo e as dificuldades técnicas da conexão como a que vimos recentemente sobre a “reversão de potência” alegada por algumas concessionárias, disparou a busca por alternativas, não de geração, mas da forma de armazenamento da energia elétrica que passa a ser o grande desafio doravante.
Analisando todas as alternativas, a que se tem mostrado a mais viável técnica e economicamente é o uso de baterias de chumbo-ácido ou íon-lítio. Em termos financeiros os 2 tipos parecem dar o mesmo retorno, pois enquanto o primeiro é mais barato, tem entretanto vida útil menor, enquanto o segundo é o contrário. No nosso estudo vamos adotar a bateria de íon-lítio.
A Resolução Normativa da ANEEL 482/2012 foi um importante estímulo para o seu uso no sentido que permitiu a conexão do gerador FV na rede elétrica pública, no próprio local de consumo. O consumidor passa a ser também um gerador, dentro do conceito da geração distribuída, sem nenhuma cobrança por parte da concessionária, exceto a já existente tarifa de disponibilidade correspondente a uma consumação mínima de até 100kWh/mês, para os clientes de baixa tesão. Do ponto de vista da concessionária isso não era muito justo, pois a geração fotovoltaica, infelizmente, não tem uma taxa de simultaneidade muito favorável, fazendo com que uma grande quantidade da energia gerada seja injetada na rede durante a insolação e depois à noite boa parte dessa energia é requisitada de volta, sobrecarregando os transformadores, cabos, conexões, etc. do mesmo jeito como sempre foi, ou seja, mesmo com a geração de energia sendo feito localmente a concessionária não pode abrir mão de todo esse ativo e de sua manutenção para garantir a energia elétrica para o consumidor. Ela perdeu receita, pois não recebia a parcela da TUSD da conta de luz, mas o custo para manter a rede elétrica ficou. Com a nova lei 14.300/2022 esse desequilíbrio foi consertado e a partir desse ano os novos entrantes da micro/minigeração passarão a pagar, de forma escalonada, essa parcela da TUSD correspondente a parte da tarifa do Fio B, mas em compensação, o consumidor poderá converter a consumação mínima, se não usada, em crédito, o que não era possível na regra antiga
Temos agora uma situação em que aparentemente fez-se um ajuste para a concessionária, pois há um entendimento que a geração solar FV já está madura o bastante para não precisar mais de tantos incentivos. Mas será que agora a geração fotovoltaica vai continuar sendo viável?
Realmente o custo de instalação do gerador fotovoltaico vem caindo ano a ano, apesar de que o preço de alguns componentes vem subindo devido a alta demanda, mas aparentemente isso tem sido contornado através de grandes investimentos que os fabricantes, principalmente os da China, tem feito nesse setor. O pretendente a micro/minigeração vai sentir o peso dessa nova sobretaxa na hora de calcular o tempo de retorno (“pay-back”), pois a economia na “conta de luz” com o a nova regra será menor que na regra antiga. Vamos fazer um estudo comparativo entre um sistema FV com armazenamento totalmente feito na rede e outro parcialente através de uso de baterias. Usaremos como exemplo uma instalação mostrada na Fig. 1 .
Fig. 1 – Exemplo de uma instalação fotovoltaica.
A TUSD adotada no nosso estudo tem a parcela da tarifa do Fio B como uma média entre 2024 a 2029 de 31% da TUSD total sem compensação, válido somente para os entrantes em 2024. Em 2024, e assim sucessivamente, a parcela da tarifa do Fio B não compensável vai aumentando, e, portanto, o “pay-back” também vai aumentando até 2029.
Não teremos mais as vantagens de antes da lei 14.300 e doravante sempre teremos o encargo da TUSD que vai aumentando até 2029, quando então teremos que pagar 100% da tarifa do Fio B que representa +/- 50% do total da TUSD, dependendo da concessionária. Vamos ter que acostumar com a idéia de ter que pagar para usar a rede da concessionária, lembrando, entretanto, que a TUSD será cobrada somente sobre a energia injetada na rede. É um pagamento que se faz para usar a rede, não para ela vender a energia, mas para usá-la como meio de armazenamento da energia produzida pelo micro/minigerador.
É como se o gerador FV, como foi concebido, estivesse incompleto, está pela metade: ele fornece energia, mas nem sempre na potência necessária. O gerador FV utiliza a rede como um reservatório que tem a capacidade de suprir a potência necessária a qualquer momento. É como uma caixa d`água que vai enchendo aos poucos, e ela cheia sempre vai suprir a água em volume para o qual foi dimensionada, a qualquer momento. Quando falamos que o gerador FV está incompleto queremos dizer que falta o elemento de armazenagem do próprio sistema FV, o qual é suprido, de forma precária, pela rede da concessionária. Por exemplo, a energia fotovoltaica é gerada em corrente contínua, porém somos obrigados a converter para corrente alternada, que não é um processo simples, para poder injetar essa energia na rede e assim conseguir armazená-la. Se não soubéssemos de todo o histórico da CC vs CA, acharíamos essa prática totalmente descabida. Como o gerador FV não tem seu próprio elemento de armazenagem ele tem que usar a rede para esse fim, portanto temos que pagar pelo seu uso, como se fosse um serviço prestado. Então a questão que temos aqui é qual a melhor forma de armazenar essa energia gerada localmente: usando a rede da concessionária ou fazendo uso de banco de baterias. Temos visto hoje em dia uma verdadeira corrida para se conseguir baterias cada vez mais eficientes a preços reduzidos, e não exatamente para atender essa demanda dos geradores FV, mas também e talvez principalmente para atender a demanda dos carros elétricos.
Mas voltando à questão da nova lei 14.300. Agora, com essa taxa de uso da rede (parte da tarifa do Fio B), o uso de baterias passou a ser vantajoso? A resposta é: ainda não, aliás, muito longe disso. As baterias além de serem muito caras têm uma vida útil muito curta, e isso deve ser levado em conta.
Dentro do nosso exemplo fizemos um estudo comparando o retorno financeiro utilizando um gerador FV com inversor híbrido mais baterias de lítio, pois as baterias de chumbo-ácido, apesar de serem mais baratas tem vida útil mais curta, diferente das de lítio.
Veja na tabela da Fig. 2 abaixo o resultado do nosso exemplo, incluindo 2 casos: 1, usando inversor “on-grid” tipo convencional e outro, um híbrido com baterias de lítio
Notas:
(1) – Foi considerado a NÃO compensação da tarifa do Fio B da Lei 14.300, no período de 2024 a 2029, com média de 31% da TUSD.
(2)- Considerando bateria de lítio com vida útil de 8 anos e um custo de R$ 1.850/kWh
Fig. 2 – Comparação entre sist. FV com inversor “on-grid” convencional e híbrido + baterias
A expectativa é que, a continuar com essa busca por baterias mais eficientes e baratas, o cenário possa se inverter e então instalar baterias poderia dar um retorno financeiro melhor do que pagando às concessionárias pelo seu uso, que atualmente não é, mesmo com essa nova taxa da TUSD.
No entanto não podemos esquecer que ao optar pelo gerador FV híbrido com baterias, temos uma vantagem adicional que em alguns casos pode ser mais relevante do que a análise puramente financeira: é o fato do sistema FV híbrido+baterias poder continuar funcionando mesmo durante a falta de tensão da rede, operando no modo “off-grid”. Então apesar de o “pay-back” ser maior, ele agrega um valor ao sistema FV que é servir de “back-up”, como são os ”no-break”, garantindo energia elétrica por um determinado tempo durante um eventual apagão da rede da concessionária, o que não é possível com os sistemas FV convencionais, tipo só “on-grid”. Há muito decepção quando os micro/mingeradores descobrem que mesmo com muito sol eles ficam sem energia elétrica em casa durante esses apagões da rede.