Armazenamento de energia (BESS): por que esse mercado já chegou ao presente

No JOB Congress, Thiago Mingareli, gestor da Amara NZero Brasil, apresentou um retrato técnico da geração distribuída no país e mostrou por que o armazenamento de energia com baterias — o chamado BESS (Battery Energy Storage System) — deixou de ser uma aposta de longo prazo para se tornar uma decisão de negócio com retorno mensurável hoje, especialmente para agro, indústria, comércio e o setor de mobilidade elétrica.

Quem é a Amara NZero e qual sua atuação no setor energético?

Antes de entrar no tema central, Mingareli contextualizou a atuação da Amara NZero no Brasil e no mundo. A empresa, de origem espanhola, está no país há mais de 26 anos, com sede em Salvador (BA), e atua globalmente há mais de 60 anos no setor energético, com presença mais forte no mercado fotovoltaico desde 2018.

Além da distribuição para o mercado fotovoltaico, a empresa atua no segmento logístico para grandes concessionárias, como Coelba e CPFL, reforçando a atuação nos três eixos da transição energética.

Como está o crescimento da geração distribuída no Brasil?

Antes de apresentar os números, Mingareli fez questão de explicar o conceito para o público presente, majoritariamente fora do setor de energia: geração distribuída (GD) é o modelo em que o próprio consumidor — uma residência, um comércio ou uma indústria — gera parte ou toda a energia que consome, normalmente por meio de painéis fotovoltaicos instalados no próprio telhado ou terreno. É o oposto do modelo de geração centralizada, representado por grandes usinas como Itaipu, construídas nas décadas de 1980 e 1990, em que a energia é gerada em um único ponto e distribuída para todo o país através da rede de transmissão.

Essa mudança de modelo — de grandes usinas centralizadas para milhões de pequenos sistemas espalhados pelo território — é o que explica por que a comparação com Itaipu chama tanta atenção: não se trata de uma única usina gigante, mas da soma de milhares de instalações individuais, cada uma gerando uma fração da energia consumida no local.

Dentro da geração distribuída, a apresentação também diferenciou dois portes de sistema, conforme a divisão de potência estabelecida pela regulação: microgeração, voltada a pequenos empreendimentos como residências e pequenos comércios, e minigeração, que corresponde a sistemas de maior porte, comparáveis a usinas de geração de energia em menor escala, geralmente associados a indústrias e grandes consumidores comerciais ou rurais.

Mingareli retomou o crescimento da geração distribuída (GD) no Brasil — o modelo em que o próprio consumidor gera parte ou toda a energia que consome, via painéis fotovoltaicos instalados em residências, comércios e indústrias, em contraste com grandes usinas centralizadas como Itaipu.

Segundo dados da ANEEL destacados na apresentação, a geração distribuída fotovoltaica no Brasil ultrapassou 40 GW de potência instalada. Para dimensionar essa marca, Mingareli comparou com a usina de Itaipu, cuja potência total é de 14 GW — ou seja, a GD solar brasileira já equivale a cerca de duas usinas e meia do porte de Itaipu.

Ainda assim, o palestrante reforçou um ponto levantado também na apresentação anterior do evento: menos de 5% de todas as unidades consumidoras do Brasil têm hoje algum sistema de geração de energia instalado. Ou seja, apesar do crescimento expressivo, o potencial de expansão da geração distribuída no país permanece muito grande.

O que muda com a Lei 14.300/2022 e o que acontece depois de 2028?

Um dos pontos centrais da fala foi o efeito da Lei 14.300/2022, o marco legal da micro e minigeração distribuída no Brasil. A lei instituiu uma fase de transição na compensação de energia: quem instalou sistema fotovoltaico antes da lei entrar em vigor mantém direito adquirido às regras antigas durante toda a vida útil do sistema; quem instalou depois passou a ter uma cobrança gradual pelo uso da infraestrutura da distribuidora — o chamado Fio B, popularmente associado à ideia de "taxação do sol".

Mingareli chamou atenção para um ponto de incerteza pouco discutido: as regras de transição estão definidas até 2028, mas o que acontece depois desse período ainda depende de regulamentação futura. Para integradores e clientes que avaliam projetos de 25 anos de vida útil, essa é uma variável importante a considerar na análise de retorno.

Por que o armazenamento de energia já é uma decisão de negócio, e não do futuro?

A partir desse cenário, a apresentação avançou para o tema central: por que o armazenamento com baterias (BESS) já é uma decisão de investimento atual, e não apenas uma tendência para os próximos anos. Mingareli apontou dois fatores combinados:

• Crescimento da demanda energética impulsionado por eletrificação de veículos, inteligência artificial e conectividade, num momento em que a maioria das fontes tradicionais de geração já opera perto do potencial máximo — restando à solar fotovoltaica e à eólica a maior margem de crescimento, ambas fontes intermitentes que dependem de sol e vento.
• Queda acentuada no preço das baterias de lítio: segundo os dados apresentados, o custo caiu mais da metade nos últimos 7-8 anos, com uma redução de cerca de 30% apenas entre 2024 e 2025.

Sobre o primeiro ponto, Mingareli detalhou que a demanda energética mundial tende a crescer de forma acelerada nos próximos anos, puxada por três frentes que já fazem parte do cotidiano: a eletrificação de veículos, cuja frota cresce de forma exponencial e passa a exigir mais energia da rede para recarga; a inteligência artificial, cujos centros de processamento de dados consomem grandes volumes de eletricidade de forma contínua; e o aumento geral da conectividade, com mais dispositivos e sistemas integrados demandando eletricidade. Ao mesmo tempo, segundo os dados apresentados, a maior parte das fontes tradicionais de geração de energia — como usinas hidrelétricas e termelétricas — já opera próxima ao seu potencial máximo de expansão, restando pouca margem de crescimento nessas fontes.

É nesse contexto que a energia solar fotovoltaica e a energia eólica surgem como as fontes com maior potencial de expansão para atender esse crescimento de demanda. O problema, como reforçou Mingareli, é que ambas são fontes intermitentes: dependem da presença do sol e do vento para gerar energia, e não podem ser acionadas sob demanda como uma usina térmica. Isso significa que, em determinados momentos do dia — à noite, ou em períodos sem vento —, essa energia simplesmente não está disponível. É exatamente esse descompasso entre geração e consumo que o armazenamento com baterias resolve, permitindo guardar a energia solar ou eólica gerada em excesso para uso posterior, quando a fonte primária não estiver disponível.

A combinação de mais demanda por fontes intermitentes com baterias mais baratas é, na leitura da apresentação, o principal indício de que o mercado de armazenamento vai se consolidar no Brasil como já vem acontecendo em outros países.

Quais são as aplicações práticas do BESS no Brasil?

Um dos pontos mais úteis da palestra para o público de negócios foi mostrar que armazenamento de energia não depende de uma usina fotovoltaica de grande porte — há aplicações de bateria autônomas, com retorno de investimento já comprovado:

Mingareli também mencionou o modelo de leasing (ou comodato) de baterias: empresas especializadas fornecem o equipamento mediante um contrato mensal, com valor inferior ao que o cliente pagaria pela energia na tarifa de ponta da concessionária — permitindo economia na fatura de energia sem exigir investimento direto na compra do sistema.

Como o integrador pode se posicionar nesse mercado?

Para o integrador solar e o EPCista, o recado da apresentação é direto: armazenamento de energia deixou de ser um item complementar de portfólio para se tornar uma frente de negócio com demanda própria — muitas vezes independente da venda de um sistema fotovoltaico. Isso muda a forma como o integrador consultivo, como o próprio perfil de cliente da Amara NZero, deve conduzir a conversa comercial com clientes C&I.

Na prática, isso significa qualificar o cliente por três perguntas antes de qualquer proposta técnica: qual é o custo atual de diesel, de tarifa de ponta ou de reforço de rede que ele enfrenta; qual é a diferença tarifária entre horário de ponta e fora de ponta na região de atuação — que, como mostrado na apresentação, é especialmente alta na Bahia; e se o cliente já opera algum sistema fotovoltaico ou se o projeto de armazenamento pode ser vendido de forma independente, como no caso de agro, postos de recarga e indústrias com forte diferença tarifária.

Esse tipo de qualificação também orienta a escolha do fornecedor certo de baterias, inversores híbridos e sistemas de gerenciamento de energia (EMS) — área em que a Amara NZero atua como distribuidora, oferecendo suporte técnico ao integrador desde o dimensionamento do sistema até a análise de retorno de investimento apresentada ao cliente final.

Perguntas frequentes

Fontes: apresentação de Thiago Mingareli (Amara NZero Brasil) no JOB Congress; ANEEL (dados de geração distribuída e Lei 14.300/2022).