Sejam quais forem as mudanças regulatórias da micro e minigeração distribuída, em discussão na Aneel e no Congresso Nacional, os cenários para 2030 do segmento sofrerão forte impacto, segundo concluiu documento preliminar do Plano Decenal de Energia 2030, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), dedicado à projeção da evolução da geração distribuída e de uso de baterias para os próximos dez anos, divulgado no dia 9 de setembro.

Como ainda há muita incerteza sobre as definições a serem adotadas na revisão da Resolução Aneel 482 e com os resultados dos vários projetos de lei sobre o tema em tramitação no Congresso, a EPE resolveu criar dois cenários de referência para 2030, um com mudanças mais sutis na regulação e outro com a retirada radical dos incentivos. Ambos se contrapõem ao cenário atual, que consiste de compensação integral das componentes tarifárias na energia injetada na rede e no qual não há aplicação de tarifa binômia. Se mantidas essas regras, a potência instalada da geração distribuída subiria dos atuais 3,4 GW para 35,8 GW em 2030.

O primeiro cenário, com base em política de incentivos e mudanças sutis na regulação, foi batizado de “verão”, e o outro, com a opção pela remoção de incentivos tarifários, embora com investimentos ainda atrativos para fomentar a micro e a minigeração, foi chamado de cenário “primavera”.

Pelo cenário verão, em 2022 os novos geradores deixariam de compensar a parcela da TUSD mas manteriam as demais parcelas, e em 2026 ocorreria a aplicação da tarifa binômia. Nesse caso, a capacidade instalada em 2030 chegaria a 24,5 GW, sendo 93% representados pela energia solar fotovoltaica, 4% por CGHs, 2% por térmicas e 1% por energia eólica. Até o ano limite, os investimentos totalizariam R$ 70 bilhões e o número de consumidores chegaria a 3 milhões. Com esse ambiente, a taxa interna de retorno de um projeto fotovoltaico seria de 18% no segmento residencial e de 24% no comercial em 2030.

Já no cenário primavera, em 2022 a energia injetada pelos novos geradores passaria a compensar apenas a parcela TE Energia e também ocorreria no mesmo ano a aplicação da tarifa binômia, com cobrança de parcelas TUSD fio A e fio B de forma não volumétrica. Com esse cenário, a capacidade instalada em 2030 seria reduzida para 16,8 GW, os investimentos cairiam R$ 20 bilhões, totalizando R$ 50 bilhões, e o número de consumidores compensados também se reduziria para 2 milhões. Nesse cenário hipotético mais desfavorável, a taxa de retorno seria 14% para investimento residencial e de 21% para o comercial.

Na projeção para as baterias, a EPE utilizou um estudo internacional (Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies 2019, de Schmidt et al., publicado na revista “Joule” no ano passado), que aponta queda no capex de baterias de íon-lítio de 8,3% ao ano entre 2020 e 2030. Ao considerar preço atual R$ 4500/kWh e a redução apontada no estudo, a previsão é a de que o preço do sistema de armazenamento chegue a R$ 2 mil/kWh em 2030.

Em várias situações analisadas, a EPE conclui que as aplicações com baterias ainda serão consideradas caras em 2030. Para aplicação como substituta de geradores a diesel em consumidores A-4, no horário de ponta, a tecnologia só seria viável se chegasse a R$ 500/kWh.

O documento da EPE está disponível via o link:

http://www.mme.gov.br/documents/78404/0/Caderno+MMGD++Baterias+-+PDE+2030+%28002%29.pdf/1f83722a-e424-4367-42a1-b8999d1f2980




Mais Notícias FOTOVOLT



Atlas obtém crédito do BID para usina solar na Bahia

O projeto Jacarandá, em Juazeiro, de 187 MWp instalados, tem PPA assinado com a indústria química Dow.

29/10/2020


Armazenamento de energia verde, eficiente e mais barato

Químicos de universidade alemã desenvolvem eletrólito polimérico ambientalmente seguro para baterias de fluxo redox.

29/10/2020


BNDES libera R$ 1,1 bilhão para dois complexos solares

Os projetos Sol do Sertão, na Bahia, e Araxá 1 e 2, em Minas Gerais, vão agregar 505 MW ao sistema.

29/10/2020