Baterias na Austrália reduzem offloading solar em 54%, mas gargalos de rede dobram

O setor de energia na Austrália está testemunhando uma mudança estrutural significativa, impulsionada pela expansão acelerada de sistemas de armazenamento em baterias. Segundo o relatório Quarterly Energy Dynamics da AEMO, divulgado pela RenewEconomy, o 'economic offloading' — prática em que usinas solares são desligadas ou pagam para não gerar devido a preços negativos — caiu 54% no trimestre de setembro, comparado ao mesmo período do ano anterior.

Essa redução, equivalente a 177 MW em média, diminuiu a parcela de geração cortada de mais de 16% para apenas 5,9% da disponibilidade média. A queda foi liderada por Queensland, com redução de 63%, e Nova Gales do Sul, com 61%, enquanto a Austrália do Sul registrou queda de 24%. A Vitória, contudo, apresentou um aumento discrepante de 52%.

A reversão nessa tendência deve-se principalmente à injeção de demanda interna criada por baterias residenciais e em escala de rede. A capacidade de armazenamento em rede triplicou no último ano, e novos projetos solares estão sendo construídos com baterias integradas ('behind-the-meter'). Além disso, subsídios federais impulsionaram a adoção de baterias domésticas.

Esses sistemas absorvem o excedente solar durante o pico de geração, mantendo os preços atacadistas acima de zero com mais frequência. Isso estabiliza a receita dos produtores solares, que antes enfrentavam perdas financeiras significativas ao pagar terceiros para consumir sua energia ou ao desligar unidades para evitar custos ainda maiores.

Contudo, a solução financeira trouxe um novo desafio físico: o curtailment por restrições de rede dobrou, atingindo um recorde de 281 MW médios para eólica e solar combinados. As usinas solares foram as mais afetadas, com cortes quase triplicando para 169 MW, especialmente em Nova Gales do Sul e no norte de Queensland, onde os gargalos de transmissão são mais severos.

Isso indica que a infraestrutura de transmissão não acompanhou a velocidade da instalação de fontes renováveis e armazenamento. A energia está sendo gerada e armazenada, mas não consegue fluir livremente até os centros de consumo, criando ineficiências sistêmicas que podem comprometer o retorno sobre o investimento de novos ativos.

Para o mercado brasileiro, o caso australiano serve como um laboratório crucial. Embora o Brasil enfrente menos preços negativos generalizados no mercado spot, o curtailment por restrições de transmissão já é uma realidade conhecida. A tendência de hibridização (solar + bateria) ganha relevância como modelo para mitigar volatilidade e otimizar receita, conforme regulamentações da ANEEL.

No entanto, a experiência australiana alerta que a adição de armazenamento não é solução isolada; sem investimentos robustos e paralelos em expansão e modernização da rede de transmissão, o país corre o risco de ver sua capacidade de geração e armazenamento isolada em bolsões de excedente, limitando a eficiência plena da transição energética.

A análise setorial sugere que a transição de um problema de excesso de oferta para um de capacidade de transmissão insuficiente é uma fase previsível em mercados com alta penetração de renováveis. Enquanto proprietários de usinas e consumidores com baterias ganham com a estabilidade de preços, os operadores de rede enfrentam maiores desafios operacionais.

Termelétricas a carvão veem seu espaço de manobra reduzido, acelerando a necessidade de adaptação ou saída do mercado. Monitorar como Queensland e Nova Gales do Sul resolverão esses gargalos físicos será essencial para entender se o armazenamento distribuído é suficiente ou se grandes investimentos em linhas de transmissão de alta tensão serão inevitáveis para garantir a fluidez do sistema.