Usinas termelétricas a gás: uma armadilha bilionária? Por que os enormes sistemas de armazenamento de energia em baterias de longa duração são agora a melhor opção – Imagem: Xpert.Digital
Economia de 166 milhões de euros: o estudo que revoluciona a estratégia alemã para as centrais elétricas
Preferência secreta pelo gás: essa decisão política custará bilhões aos consumidores de eletricidade?
Queda gigantesca de preços: Será que as grandes instalações de armazenamento de baterias em breve tornarão obsoletas as novas usinas termelétricas a gás?
A política energética alemã enfrenta uma decisão crucial de enormes consequências: como garantir o fornecimento confiável de eletricidade durante os temidos períodos de "calmaria" (períodos de baixa geração de energia eólica e solar)? Embora a atual estratégia do governo federal para usinas de energia se baseie principalmente na construção massiva de novas e caras usinas a gás, uma análise contundente da renomada consultoria LCP Delta pinta um quadro completamente diferente. Os números comprovam: o armazenamento de energia em baterias a longo prazo, graças a uma queda de preço sem precedentes, deixou de ser uma tecnologia de nicho. Em alguns casos, é drasticamente superior às usinas a gás, tanto economicamente quanto em termos de políticas climáticas. Substituir apenas dois gigawatts da capacidade planejada de geração a gás por armazenamento poderia economizar até € 166 milhões em subsídios anualmente. No entanto, a atual estrutura política do mercado exclui efetivamente essa alternativa por meio de regulamentações rígidas. Esta é uma análise aprofundada de por que as preferências políticas atualmente se sobrepõem à racionalidade econômica na seleção de tecnologias – e quem, em última análise, arcará com os custos.
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A política energética da Alemanha encontra-se numa encruzilhada de grande importância: deve o país depender principalmente de novas centrais elétricas a gás para construir uma capacidade de geração de eletricidade segura – ou o armazenamento de energia em baterias de longa duração pode ser posicionado técnica e economicamente para assumir uma parte substancial dessa tarefa de forma mais barata, flexível e com menor impacto climático? Um estudo da renomada consultoria britânica LCP Delta, encomendado pela desenvolvedora de sistemas de armazenamento de energia em baterias Field Energy, apresenta dados convincentes sobre o tema em abril de 2026. A resposta não é "gás ou bateria", mas sim: qualquer pessoa que tome uma decisão puramente econômica em relação à tecnologia não pode ignorar o armazenamento de energia de longa duração.
O contexto político: a estratégia alemã para usinas de energia sob escrutínio
Em 15 de janeiro de 2026, o Ministério Federal da Economia e Energia (BMWE), sob a ministra Katherina Reiche (CDU), chegou a um acordo de princípio com a Comissão Europeia sobre os pontos-chave da estratégia alemã para usinas de energia. Um elemento central desse acordo é o processo de licitação para doze gigawatts de nova capacidade despachável em 2026, que deverá ser conectada à rede até 2031, no máximo. Dez desses doze gigawatts estão sujeitos a um critério de longo prazo: as usinas subsidiadas devem ser capazes de fornecer eletricidade à rede continuamente por pelo menos dez horas – um requisito que, de acordo com o estado atual da tecnologia, praticamente só pode ser atendido por usinas termelétricas a gás.
O critério de longo prazo não se aplica aos dois gigawatts restantes. Sistemas de armazenamento de energia em baterias também podem participar dessas licitações. O ministério, portanto, estava ciente desde o início de que a estrutura da licitação excluía, na prática, o armazenamento em baterias como tecnologia para o maior bloco de capacidade. Os críticos veem isso não como uma necessidade técnica, mas como uma pré-seleção política em favor do gás natural – mesmo em um momento em que a dinâmica de custos das tecnologias de armazenamento mudou fundamentalmente a favor das baterias.
Inicialmente, o governo alemão tinha como meta 20 gigawatts de nova capacidade de usinas termelétricas a gás até 2030. Após negociações com Bruxelas, essa meta foi reduzida para doze gigawatts. No entanto, o acordo de coalizão e a autoimagem política do governo demonstram que a preferência por usinas termelétricas a gás com capacidade para gerar hidrogênio não se baseia apenas em considerações técnicas, mas também em fatores estratégicos e de política industrial – como uma ponte para uma economia do hidrogênio e como uma contramedida à narrativa politicamente temida de instabilidade no fornecimento durante períodos de baixa produção de energia eólica e solar.
Estudo LCP Delta: Metodologia, cliente e escopo
Nesse contexto político, o estudo LCP Delta surge como uma intervenção direcionada em um debate paralisado. Os analistas modelaram um cenário de referência composto por oito gigawatts de nova capacidade de usinas termelétricas a gás, dois gigawatts de armazenamento de energia em baterias de longa duração e dois gigawatts de armazenamento convencional em baterias de curta duração. Esse cenário permite uma comparação direta entre os sistemas e levanta a questão do que acontece quando os dois gigawatts de gás são substituídos por armazenamento equivalente de longa duração – mantendo o mesmo nível de segurança de abastecimento.
O estudo foi encomendado pela Field Energy, uma empresa britânica de desenvolvimento de sistemas de armazenamento de energia em baterias com um portfólio de mais de onze gigawatts na Europa. A empresa tem um claro interesse comercial na adoção generalizada do armazenamento de energia a longo prazo, portanto, os resultados devem ser interpretados levando isso em consideração. A própria LCP Delta reconhece isso de forma transparente. No entanto, os dados de custo utilizados não se baseiam em estimativas teóricas de analistas, mas sim nos custos reais de construção do cliente – o que aumenta o realismo dos números, mas também limita sua generalização para o mercado em geral.
Em relação ao escopo da análise: a LCP Delta é uma das consultorias de mercado de energia mais respeitadas da Europa. A empresa já foi contratada pelo Departamento de Segurança Energética e Emissões Líquidas Zero (DESNZ) do Reino Unido para realizar modelagem semelhante para o sistema elétrico britânico. Portanto, a qualidade metodológica deste relatório não pode ser questionada apenas com base no cliente.
A questão central: o que significa, de fato, segurança de abastecimento?
O termo "segurança de abastecimento" muitas vezes serve, no debate público, como um eufemismo político para um amplo espectro de riscos diferentes que precisam ser claramente diferenciados analiticamente. No contexto alemão, predomina o cenário da chamada "calmaria negra" – um padrão climático em que tanto a energia eólica quanto a fotovoltaica produzem abaixo da média por vários dias, enquanto a demanda por eletricidade é alta. Essas situações são reais, estatisticamente mensuráveis e, de fato, exigem capacidade controlável.
O Centro de Pesquisa em Economia da Energia (FfE) calculou, para o jornal Handelsblatt, que a Alemanha precisaria aumentar a capacidade dos projetos de armazenamento atualmente aprovados em 20 a 40 vezes para suprir completamente os períodos de baixa geração de energia eólica e solar utilizando apenas baterias. Esse número parece dramático – e, de certa perspectiva, é. No entanto, ele responde à pergunta errada, pois nenhum participante do mercado afirma que o armazenamento em baterias, por si só, sem qualquer outra fonte de flexibilidade, possa ou deva suprir completamente todos os períodos de baixa geração de energia eólica e solar.
A questão mais realista é: em um sistema que combina gás, armazenamento, importações, biogás, resposta à demanda e, no futuro, hidrogênio, quanto da construção planejada de novas usinas termelétricas a gás poderia ser substituída de forma mais econômica por armazenamento de longo prazo sem comprometer a segurança do sistema? E é exatamente essa a questão que o LCP Delta responde: dois gigawatts podem ser completamente substituídos, com o mesmo nível de segurança e custos drasticamente menores.
A Associação Alemã de Indústrias de Novas Energias (BNE) destaca que a Alemanha já gere de forma fiável períodos de baixa geração de energia eólica e solar com cerca de 60% de eletricidade renovável e integrada na rede elétrica europeia. Assim, a rede não é uma ilha nacional isolada dependente de um único tipo de central elétrica, mas sim um sistema europeu dinâmico e interligado. Esta integração sistémica é frequentemente subestimada em muitos debates.
Comparação do sistema econômico: 31 euros versus 102 euros por quilowatt
O cerne do estudo LCP Delta é a comparação das necessidades de financiamento de ambas as tecnologias. De acordo com o modelo, a necessidade média anual de financiamento para um sistema de armazenamento de baterias de longo prazo com capacidade de armazenamento de dez horas é de € 31 por quilowatt. Uma usina de ciclo combinado a gás (CCGT) comparável, por outro lado, requer € 102 por quilowatt – mais de três vezes esse valor.
Essa diferença drástica não é um resultado isolado, mas corresponde a uma mudança fundamental nos custos dos mercados globais de tecnologia. A BloombergNEF documentou em seu relatório anual de LCOE para 2025 que o custo nivelado de energia (LCOE) de referência para um projeto de armazenamento de energia em baterias com duração de quatro horas caiu 27%, para US$ 78 por megawatt-hora – uma mínima histórica desde que a BNEF iniciou a coleta de dados em 2009. Ao mesmo tempo, o LCOE para novas usinas termelétricas a gás disparou para um recorde histórico de US$ 102 por megawatt-hora – impulsionado pela explosão na demanda por turbinas em decorrência do boom dos data centers.
O custo de sistemas de armazenamento de energia estacionários "chave na mão" caiu mais 31% entre 2024 e 2025, atingindo US$ 117 por quilowatt-hora, de acordo com o Relatório de Baterias Volta 2025, baseado em dados da BloombergNEF – uma queda de quase 70% desde 2022. Na China, o custo foi ainda menor em 2025, de apenas US$ 63 por quilowatt-hora, em comparação com US$ 120 na Europa. Essa divergência geográfica de custos é significativa do ponto de vista da política energética, pois demonstra que, embora os projetos europeus sejam mais caros, eles já são competitivos – e a diferença está diminuindo.
Para sistemas de armazenamento de energia residencial no mercado alemão, os preços das baterias LFP (fosfato de ferro-lítio) caíram de € 850 para cerca de € 440 por quilowatt-hora entre 2022 e 2026. De acordo com a Aurora Energy Research, a capacidade instalada de baterias na Europa aumentou de menos de dez para mais de 17 gigawatts entre 2024 e 2025; um novo aumento para mais de 80 gigawatts é projetado até 2030, com a Alemanha considerada líder europeia.
A superioridade de custo das baterias, portanto, não é um retrato de uma fase de transição, mas sim a expressão de uma tendência estrutural: a sobrecapacidade na produção de células na China, o aumento da concorrência entre os fabricantes, a adoção da química LFP de baixo custo e as melhorias contínuas no projeto do sistema estão impulsionando os preços inexoravelmente para baixo. As usinas termelétricas a gás, por outro lado, não se beneficiam de uma curva de aprendizado comparável: cadeias de suprimentos restritas para turbinas, volatilidade das matérias-primas e a demanda estruturalmente alta do setor de energia tornam as novas usinas a gás estruturalmente mais caras.
Custos do sistema e poupanças para o consumidor: A equação dos 166 milhões de euros
Se apenas dois gigawatts da capacidade planejada da usina termelétrica a gás fossem substituídos por armazenamento de baterias de longo prazo equivalente, a LCP Delta calcula que até € 166 milhões em subsídios poderiam ser economizados anualmente – com a mesma segurança de fornecimento. Essa economia beneficiaria, em última análise, os consumidores de eletricidade, já que os mecanismos de capacidade sempre repassam seus custos aos consumidores finais por meio de tarifas ou taxas de rede.
Ainda mais impressionantes são as economias cumulativas nos custos do sistema ao longo da vida útil do projeto: uma única central de armazenamento de baterias de 100 megawatts alcança uma economia líquida de custos do sistema de cerca de € 270 milhões entre 2031 e 2050, resultante da redução nos custos de combustível, CO₂ e importação. Uma central termoelétrica a gás comparável alcança apenas € 70 milhões em economia de custos do sistema no mesmo período – menos de um terço. Essa diferença não se deve apenas aos menores custos de capital da bateria, mas também à sua maior taxa de utilização: ao contrário das centrais termoelétricas a gás, os sistemas de armazenamento de baterias podem fornecer diversos serviços de mercado durante todo o ano e, assim, gerar maiores receitas.
Um estudo de 2024 da Frontier Economics, encomendado por empresas líderes em armazenamento de energia em baterias, estima o benefício econômico da expansão do armazenamento em larga escala na Alemanha em pelo menos doze bilhões de euros até 2050. O armazenamento em larga escala reduz o preço da eletricidade no mercado atacadista em uma média de cerca de um euro por megawatt-hora. Somente em 2030, o armazenamento em larga escala poderia ajudar a economizar 6,2 milhões de toneladas de CO₂. Ao mesmo tempo, uma capacidade de armazenamento de nove gigawatts reduz a necessidade de novas usinas termelétricas a gás em nove gigawatts – evitando, assim, a construção de 18 usinas adicionais.
Esses números devem ser avaliados no contexto dos subsídios planejados: De acordo com análises da Green Planet Energy e do Fórum para a Economia de Mercado Ecológica e Social, o Ministério Federal Alemão de Assuntos Econômicos e Energia (BMWi) planeja subsídios de até € 15,5 bilhões para 12,5 gigawatts de capacidade de geração de energia despachável, sendo a maior parte destinada a novas usinas termelétricas a gás. A necessidade anual de subsídios para novas usinas termelétricas a gás com capacidade para hidrogênio pode chegar a € 1,44 milhão por megawatt. Comparadas a esses gastos governamentais, as economias obtidas com o armazenamento de longo prazo não parecem ser uma otimização marginal, mas sim um fator politicamente significativo.
Equivalência técnica: Quando uma bateria vale mais do que uma usina a gás?
A questão técnica central no estudo LCP Delta é: quanta capacidade de bateria é necessária para substituir um gigawatt de capacidade de uma usina termelétrica a gás sem comprometer a segurança do abastecimento? A resposta é complexa e depende da duração do armazenamento.
Considerando uma disponibilidade de 94% para usinas termelétricas a gás e 98% para armazenamento em baterias, a taxa de substituição para períodos curtos de armazenamento é superior a 1 – o que significa que é necessária mais capacidade de bateria do que a energia gerada pelas usinas a gás que está sendo substituída. Somente com um período de armazenamento superior a 16 horas a taxa se aproxima de 1:1, e com 20 horas de armazenamento, ela fica ligeiramente abaixo desse valor, já que a maior disponibilidade da bateria supera a capacidade da usina a gás. Isso significa que, embora o critério de 10 horas da estratégia para usinas termelétricas seja um limite relevante do ponto de vista da segurança do abastecimento, ele não é decisivo. Com armazenamento de 16 a 20 horas, seria possível alcançar maior segurança por gigawatt instalado do que com uma usina a gás.
Em um estudo de março de 2026, os analistas da Thema adotam uma postura mais cautelosa: eles partem do pressuposto de que o armazenamento em baterias, por si só, não será capaz de substituir completamente as usinas termelétricas a gás até 2035 e que a segurança do sistema não pode ser garantida sem geração despachável. Argumentam que, além de uma expansão de 70 gigawatts no armazenamento em baterias, qualquer expansão adicional não teria impacto significativo na segurança do abastecimento. Contudo, o mesmo estudo demonstra que 90 gigawatts de armazenamento em baterias reduziriam o consumo de gás em 14 terawatts-hora e diminuiriam significativamente o número de picos de preço – indicando um alívio considerável, mesmo que a substituição completa não seja possível.
A multifuncionalidade da bateria é crucial: enquanto as centrais termoelétricas a gás atuam principalmente como geradoras, os sistemas de armazenamento de energia em baterias podem participar simultaneamente do mercado de energia, do mercado de balanceamento de energia, como instrumento de estabilidade da rede e como provedor de serviços auxiliares. Essa diversificação de receitas os torna economicamente mais robustos do que as centrais termoelétricas a gás, que se tornam inviáveis com preços baixos de eletricidade e dificilmente são construídas sem subsídios. A Associação Alemã das Indústrias de Energia e Água (BDEW) reconhece esse ponto e exige explicitamente que todas as opções – centrais termoelétricas a gás, armazenamento de energia em baterias em larga escala e flexibilidade do lado da demanda – possam competir em igualdade de condições em um mercado de capacidade tecnologicamente neutro a partir de 2028.
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Novidade: Patente dos EUA – Instale parques solares até 30% mais baratos e 40% mais rápidos e fáceis – com vídeos explicativos! - Imagem: Xpert.Digital
O cerne desse avanço tecnológico reside no afastamento deliberado da montagem convencional com grampos, padrão há décadas. O novo sistema de montagem, mais rápido e econômico, aborda essa questão com um conceito fundamentalmente diferente e mais inteligente. Em vez de fixar os módulos em pontos específicos, eles são inseridos em um trilho de suporte contínuo com formato especial, sendo mantidos firmemente no lugar. Esse design garante que todas as forças – sejam cargas estáticas da neve ou cargas dinâmicas do vento – sejam distribuídas uniformemente por toda a extensão da estrutura do módulo.
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Crise de conexão à rede elétrica: por que as baterias podem falhar devido à burocracia e não à tecnologia?
O dilema da conexão à rede elétrica: onde as ambições encontram a realidade
Por mais convincentes que sejam os cálculos econômicos a favor do armazenamento de energia a longo prazo, um sério problema operacional permanece sem solução: a conexão à rede elétrica. Uma análise do mercado europeu de armazenamento de baterias realizada pela Fieldfisher a partir de 2026 mostra que nove dos onze principais mercados europeus já enfrentam sobrecarga nas redes elétricas. A situação é particularmente crítica na Alemanha: no início de 2025, as operadoras do sistema de transmissão receberam solicitações para novas conexões à rede totalizando impressionantes 226 gigawatts – um número que excede em muito a capacidade disponível. Uma operadora de rede confirmou que não haverá mais capacidade disponível até 2029.
Essa sobrecarga estrutural afeta igualmente o armazenamento em baterias e as usinas termelétricas a gás, mas seu impacto no debate político é assimétrico: as usinas termelétricas a gás, por serem uma tecnologia bem conhecida e comprovada, são mais familiares no processo de licenciamento, e suas localizações são frequentemente planejadas em terrenos de usinas já existentes – o que reduz os entraves burocráticos. O Relatório de Baterias da Volta 2025 destaca explicitamente a Alemanha como um mercado particularmente problemático devido às longas listas de espera para conexão à rede. A análise da Fieldfisher alerta que o aumento projetado de seis vezes na capacidade de armazenamento de energia em baterias na Europa, para mais de 100 gigawatts até 2030, depende da expansão acelerada da rede elétrica, da simplificação dos processos de planejamento e de estruturas legais confiáveis.
Na prática política, isso significa que, mesmo que o armazenamento de longo prazo fosse a melhor alternativa a algumas das usinas termelétricas a gás planejadas, de uma perspectiva puramente técnica e econômica, a infraestrutura da rede elétrica poderia se tornar o gargalo decisivo. Qualquer pessoa que queira posicionar as baterias como uma alternativa viável às usinas termelétricas a gás no mercado de capacidade precisa, simultaneamente, exercer forte pressão política para acelerar a expansão da rede. Caso contrário, a promessa de quilowatts-hora mais baratos, feita no papel, continuará frustrada pela realidade da rede.
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Proteção climática como um argumento negligenciado: a dimensão do CO₂
No debate público sobre a estratégia de usinas de energia, a segurança do abastecimento domina como argumento. A dimensão climática, por outro lado, fica em segundo plano – o que é analiticamente míope, já que os custos de longo prazo das usinas a gás incluem explicitamente o componente de CO₂.
Segundo a LCP Delta, um único sistema de armazenamento de baterias de 100 megawatts permite uma redução de aproximadamente 0,3 milhões de toneladas de CO₂ ao longo de sua vida útil, em comparação com uma usina termelétrica a gás. Em uma escala maior, de dois gigawatts, isso corresponderia a uma redução de seis milhões de toneladas de CO₂ em 20 anos. Um estudo encomendado pela GESI Alemanha e conduzido pelo Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energia Solar (ISE) determinou que um sistema de armazenamento de baterias em larga escala, com capacidade de dois gigawatts-hora, pode economizar até 60.000 toneladas de CO₂ por ano – acumulando quase 20 milhões de toneladas até 2035. Para contextualizar: a geração total de eletricidade na Alemanha emite atualmente 177 milhões de toneladas de CO₂ por ano.
O cálculo do custo social para novas centrais elétricas a gás inclui, portanto, não apenas subsídios diretos e custos contínuos de combustível, mas também os custos sociais das emissões de CO₂ – entre € 200 e € 680 por tonelada em 2040, dependendo do preço sombra utilizado. Uma análise completa do ciclo de vida que incorpore esses custos climáticos aumentaria ainda mais a já significativa diferença de custo entre baterias e gás, tornando a alternativa a gás ainda mais desvantajosa. O atual modelo de licitação da estratégia alemã para centrais elétricas não inclui esses custos externos em sua avaliação – o que equivale a um subsídio político à tecnologia de combustíveis fósseis em detrimento das gerações futuras.
O modelo de mercado é decisivo: a neutralidade tecnológica como princípio fundamental
A questão política crucial não é se o armazenamento de longo prazo pode competir técnica e economicamente com as usinas termelétricas a gás – obviamente pode, pelo menos na medida modelada pelo estudo LCP. A questão crucial é: o mercado de capacidade alemão será estruturado de forma que ambas as tecnologias possam realmente competir em igualdade de condições?
O modelo atual da primeira rodada de licitação para dez gigawatts, com seu critério de dez horas de autonomia, exclui efetivamente o armazenamento em baterias sem apresentar uma justificativa técnica convincente. Mesmo o ministério reconhece que o armazenamento em baterias de longa duração poderia, em princípio, atender ao critério de dez horas – o problema não é a falta de conhecimento em física, mas sim a falta de vontade política para formular as condições da licitação de acordo. O resultado é um modelo de mercado tecnologicamente tendencioso que elimina sistematicamente as vantagens de custo das baterias, onerando duplamente consumidores e contribuintes: primeiro, por meio de subsídios excessivos para usinas termelétricas a gás e, segundo, pela perda de economia nos custos do sistema.
A ministra federal da Economia, Reiche, descreveu o acordo como um "passo decisivo para a segurança do abastecimento na Alemanha" e enfatizou a criação da "base para um fornecimento seguro de eletricidade no futuro". O que ela omitiu: a decisão de definir o critério de longo prazo de forma a excluir os sistemas de armazenamento de baterias da maioria das licitações é uma escolha política, e não uma necessidade técnica. Ela favorece uma tecnologia já consolidada em detrimento de uma alternativa mais barata e mais sustentável.
O mercado de capacidade que a Alemanha planeja para 2027 e 2028 foi explicitamente concebido para ser tecnologicamente neutro. Nesse momento, instalações de armazenamento de longo prazo e usinas termelétricas a gás estarão competindo diretamente entre si – e, com base nos dados de custos disponíveis, o resultado dessa competição provavelmente será uma surpresa desagradável para as usinas termelétricas a gás.
Limitações do estudo e distinções necessárias
Uma análise justa dos resultados do LCP-Delta exige um exame crítico das limitações metodológicas e das questões em aberto. Primeiro, o estudo modela a substituição de dois gigawatts de gás por armazenamento de longo prazo, uma parcela gerenciável da capacidade total planejada de doze gigawatts. As afirmações sobre a segurança do sistema aplicam-se a esse cenário misto específico, e não a uma substituição completa de todas as usinas termelétricas a gás. Qualquer pessoa que utilize o estudo como argumento para o abandono completo de novas usinas termelétricas a gás está extrapolando suas conclusões.
Em segundo lugar, os dados de custos utilizados baseiam-se nos custos reais do projeto da Field Energy. Embora sejam reais e não hipotéticos, são específicos de uma única empresa. Não há documentação que comprove a capacidade de outros desenvolvedores de construir em condições comparáveis. Uma média de mercado diversificada poderia compensar parcialmente as vantagens de custo da bateria.
Em terceiro lugar, a disponibilidade técnica dos sistemas de armazenamento de baterias por longos períodos e em condições extremas, como semanas de baixa geração de energia eólica e solar, ainda não foi totalmente testada em condições reais. A disponibilidade estimada de 98% é teoricamente plausível, mas ainda não é um valor empiricamente validado a longo prazo para sistemas de escala gigawatt sob as condições climáticas alemãs.
Em quarto lugar, permanece a questão da capacidade de geração de hidrogênio. As usinas termelétricas a gás, atualmente abastecidas com gás natural, deverão ser convertidas cada vez mais para hidrogênio verde até 2035. Isso lhes conferiria uma dupla função: segurança de abastecimento a curto prazo com energia fóssil e infraestrutura de hidrogênio a médio prazo. Essa opção sistêmica não está disponível para o armazenamento em baterias – pelo menos não nessa forma. Aqueles que consideram a expansão da economia do hidrogênio na Alemanha uma prioridade têm um argumento legítimo a favor das usinas termelétricas a gás que vai além de uma mera comparação de custos.
Em quinto lugar, é preciso levar em conta a interconexão europeia: um sistema elétrico alemão inserido num mercado europeu estreitamente interligado pode recorrer a importações da França (energia nuclear), da Escandinávia (energia hidroelétrica) ou de outros países durante períodos de baixa produção eólica e solar. Essas opções de sistema reduzem a necessidade nacional de capacidade doméstica despachável – o que se aplica igualmente ao armazenamento em baterias e às centrais termoelétricas a gás, mas deve ser considerado ao definir metas de capacidade.
Perspectiva comparativa internacional: O que a Alemanha pode aprender com a Grã-Bretanha?
Uma análise da política energética britânica oferece comparações instrutivas. A LCP Delta, em um relatório para o governo, analisou o sistema elétrico do Reino Unido e concluiu que a capacidade de armazenamento de energia em baterias a longo prazo precisa aumentar de três gigawatts em 2023 para cinco a oito gigawatts e de 28 GWh para 81 a 99 GWh até 2030. Em resposta, o Departamento de Energia e Nova Zelândia (DESNZ) do Reino Unido desenvolveu um mecanismo denominado "limite mínimo e máximo" para o armazenamento a longo prazo – uma salvaguarda que garante um retorno mínimo e limita os lucros, mobilizando assim capital privado sem exigir subsídios governamentais permanentes.
Essa abordagem britânica representa um modelo de mercado mais elegante do que o mecanismo de capacidade alemão, que se baseia em simples licitações por volume. O modelo de teto e piso permite que os investidores planejem a longo prazo sem ter que arcar com todo o impacto da incerteza dos preços de mercado, ao mesmo tempo que proporciona ao Estado limites de custos. Não é por acaso que o Reino Unido está agora entre os principais mercados europeus para armazenamento de energia em baterias em larga escala.
A Alemanha poderia aprender com esse modelo. Em vez de abrir as licitações existentes exclusivamente para gás e permitir que apenas instalações de armazenamento de longo prazo participem em igualdade de condições no mercado de capacidade a partir de 2028, um mecanismo de capacidade acelerado e tecnologicamente neutro, com elementos semelhantes de garantia de receita, seria um instrumento economicamente mais racional. Os custos para os consumidores seriam menores, as emissões de CO₂ reduzidas e a dependência dos mercados internacionais de gás diminuída.
A dimensão geopolítica: preços do gás, riscos de abastecimento e autonomia estratégica
A análise econômica estaria incompleta sem considerar a estrutura de risco geopolítico. As usinas termelétricas a gás dependem permanentemente da importação de combustíveis. Antes da guerra de agressão da Rússia contra a Ucrânia, a Alemanha importava aproximadamente 55% de suas necessidades de gás da Rússia; após a interrupção do fornecimento, as fontes foram diversificadas, mas a dependência estrutural do gás natural liquefeito (GNL) importado e do gás de gasoduto da Noruega, dos EUA e dos países do Golfo permanece.
Cada nova central termoelétrica a gás natural construída prolonga essa dependência estratégica por pelo menos duas a três décadas. O aumento dos preços do CO₂ no Sistema de Comércio de Emissões da UE (EU ETS), a volatilidade dos mercados de gás e as potenciais interrupções futuras no fornecimento tornam a operação dessas centrais uma variação econômica de longo prazo com um perfil de risco significativo. De acordo com o Fraunhofer ISE, os custos de combustível para novas centrais termoelétricas de ciclo combinado a gás (CCGT) podem subir para mais de 30 cêntimos por quilowatt-hora num cenário pessimista. Nesse cenário, não só a vantagem económica do armazenamento em baterias seria ainda maior do que a atualmente modelada, como também a necessidade de subsídios para as centrais termoelétricas a gás natural aumentaria drasticamente.
Em contraste, os sistemas de armazenamento de baterias não têm custos contínuos de combustível após o investimento inicial. Sua principal dependência de matérias-primas – lítio, cobalto, manganês – está relacionada à fabricação das células, não à operação. E embora essas cadeias de suprimentos apresentem seus próprios riscos geopolíticos, particularmente devido ao domínio do mercado chinês na fabricação de células, elas são estruturalmente diferentes: um sistema de armazenamento de baterias não tem custos operacionais após a compra, enquanto uma usina termelétrica a gás nunca o é.
O que os números exigem e o que a política deve
O estudo LCP Delta apresenta um resultado claro, embora deliberadamente limitado: sistemas de armazenamento de baterias de longa duração com capacidade de dez horas ou mais podem substituir pelo menos dois gigawatts da capacidade planejada de usinas termelétricas a gás na Alemanha – com a mesma segurança de abastecimento e economia anual em subsídios de até € 166 milhões. A economia de custos a longo prazo de uma única usina de 100 MW supera em quase quatro vezes a de uma usina termelétrica a gás comparável.
Essa descoberta está em consonância com uma ampla gama de pesquisas independentes: BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research e BNE chegam a conclusões estruturais semelhantes em suas respectivas análises a respeito da crescente relação custo-benefício e relevância sistêmica do armazenamento de energia em baterias. O consenso econômico é mais claro do que o debate político sugere.
O verdadeiro desafio para a política energética alemã, portanto, não é tecnológico – isso já foi resolvido. O desafio é político: conceber o processo de licitação para o mercado de capacidade de forma que tecnologias mais baratas, mais amigas do clima e estrategicamente mais autónomas possam efetivamente competir. O critério de longo prazo de dez gigawatts, que efetivamente exclui o armazenamento em baterias, não é um ato de segurança de abastecimento – é um ato político de preferência tecnológica. E os consumidores, os contribuintes e o clima pagarão a conta por este ato nas próximas décadas.
Um mercado de capacidade tecnologicamente neutro que permita que usinas termelétricas a gás, armazenamento de longo prazo, resposta à demanda e, no futuro, hidrogênio verde concorram em igualdade de condições não é uma reivindicação ideológica do movimento de transição energética. É a consequência da racionalidade econômica em um mercado onde as relações de custo mudaram fundamentalmente. A Alemanha possui as tecnologias. O que se faz necessário agora é a vontade política para moldar o mercado de forma que elas prevaleçam.
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