Baterias de 4h vencem gás em custo em 43 mercados, mas tarifas pressionam EUA

O relatório da Wood Mackenzie, divulgado pelo pv magazine, confirma uma inflexão nos mercados globais: o armazenamento em baterias de quatro horas tornou-se economicamente superior às turbinas a gás de ciclo aberto em 43 dos 48 mercados analisados. A mudança é impulsionada pela queda de custos do hardware e pela volatilidade dos combustíveis fósseis, além da escassez de equipamentos térmicos de gás prevista até o final da década de 2030.

Historicamente, as turbinas a gás de ciclo aberto eram vistas como a opção mais barata para atender picos de carga. O fim dessa hegemonia em 43 mercados estabelece um novo precedente financeiro, redefinindo a economia dos sistemas de energia e fechando o caso econômico para novas capacidades de pico a gás em grande parte do mundo, onde a transição passa a ser impulsionada por fatores de mercado.

No entanto, os Estados Unidos e o Canadá enfrentam uma trajetória divergente devido a barreiras comerciais imediatas. Tarifas, ações anti-dumping e restrições de origem mantêm os custos elevados no curto prazo, apesar dos incentivos do Inflation Reduction Act. Embora haja um buffer de 168 GW sob proteção tarifária, os preços dos módulos solares em escala utilitária devem subir cerca de 5% ao ano até 2030.

Para geração distribuída, a pressão é maior: os preços residenciais e comerciais saltam 6% em 2027 e mais 14% em 2028. Para o armazenamento, créditos fiscais federais continuam oferecendo vantagem competitiva, ajudando a compensar as restrições de origem e gargalos na oferta doméstica, com expectativa de queda no LCOE de armazenamento a longo prazo devido à commoditização do hardware.

A demanda crescente de data centers impulsionados por inteligência artificial força utilities a reavaliar o planejamento de capacidade. A combinação de custos caindo de armazenamento e recursos renováveis oferece maior flexibilidade e estabilidade para atender a essa carga intensiva. Operadores de rede precisam priorizar armazenamento em vez de novas plantas térmicas para equilibrar custos imediatos com benefícios de longo prazo.

Enquanto isso, regiões como Oriente Médio, África, Ásia-Pacífico e América Latina registram quedas significativas nos custos. No Oriente Médio e África, a solar single-axis tracker custa US$ 37/MWh, podendo cair para menos de US$ 20/MWh na Arábia Saudita e EAU até 2033. O LCOE de armazenamento de quatro horas está em US$ 120/MWh em 2026, com previsão de queda de 33% até 2035.

Na Ásia-Pacífico, a China atua como âncora de custo, com LCOE de armazenamento em escala de rede mais de 55% abaixo da média regional de US$ 134/MWh. Exportações competitivas chinesas devem reduzir a média regional para US$ 92/MWh até 2036, embora mercados com tarifas, como Japão e Austrália, mantenham um prêmio. Na América Latina, o custo de armazenamento deve cair 42% até 2060.

Traders e investidores em infraestrutura de gás natural enfrentam perspectivas desafiadoras, já que a queda da competitividade do gás como peaker reduz a demanda marginal em horários de pico. Isso pode afetar preços futuros do combustível fóssil. Por outro lado, desenvolvedores de energia limpa e utilities que adotarem estratégias de renováveis mais armazenamento ganham vantagem competitiva e redução de custos no longo prazo.

No Brasil, embora não haja mudança normativa direta derivada deste relatório, o marco vigente já permite a participação de sistemas de armazenamento no Mercado Regulado e Livre. A tendência global de redução de custos e aumento da competitividade das renováveis se alinha ao cenário nacional, onde a integração de fontes limpas é estratégica, redefinindo a economia dos sistemas de energia independentemente de fronteiras políticas.