Um  Estudo Comparativo Entre Usinas Hidrelétricas Reversíveis e Baterias de Íon-Lítio: Análise do Custo Nivelado de Armazenamento (LCOS)

AUTOR: Antônio Harley Anselmo, consultor com mestrado em egenharia hídrica, com ênfase em usinas reversíveis

Resumo:

Este artigo faz uma contextualização da necessidade do armazenamento de energia em sistemas de potência, principalmente pela crescente entrada das fontes de energia renovável não despacháveis, notadamente eólica e solar e mostrando que as usinas hidrelétricas reversíveis são uma alternativa de grande potencial. Esta tecnologia, de total domínio  tecnológico e amplamente utilizada em todo o mundo já atingiu sua curva de maturidade. Um comparativo do custo nivelado de armazenamento de uma usina reversível com capacidade de 100MW instalados e 8 horas de armazenamento, com uma bateria de íon-lítio com 100MW e com 4,6 e 8 horas de armazenamento e ciclo de vida de 20, 40 e 60 anos, apresentado mostra a viabilidade econômica das reversíveis em longo prazo.

Palavras chaves: Usinas reversíveis, Baterias de Íon-lítio, LCOS, Ciclo de vida, armazenamento

Abstract:

This article contextualizes the need for energy storage in power systems, mainly due to the growing entry of non-dispatchable renewable energy sources, notably wind and solar, and shows that pumped storage hydropower plants are an alternative with great potential. This technology, which is fully mastered and widely used around the world, has already reached its maturity curve. A comparison of the levelized cost of storing a pumped storage hydropower plant with a capacity of 100MW installed and 8 hours of storage, with a 100MW lithium-ion battery with 4.6 and 8 hours of storage and a life cycle of 20, 40 and 60 years, shows the viability of pumped storage hydropower plants in the long term.

Key words: Pumped storage hydropower plants, Li-ion batteries, LCOS, Life cycle, Storage

1. Introdução:
   1. Contextualização da importância do armazenamento de energia na matriz energética moderna.

Gerenciar desequilíbrios de potência no sistema elétrico é fundamental para assegurar a estabilidade e a eficácia da rede elétrica. Nesse cenário, o armazenamento de energia se destaca como uma alternativa essencial para reduzir os efeitos da intermitência e otimizar a integração das fontes renováveis. As tecnologias de armazenamento exercem uma função crucial na preservação do equilíbrio entre a oferta e a demanda de eletricidade. Essas tecnologias asseguram um fornecimento contínuo e estável de energia ao acumular energia excedente em momentos de alta geração e liberá-la durante períodos de baixa produção. Dessa forma, entender a relevância e a influência do armazenamento de energia nos sistemas de potência, sobretudo no contexto da expansão das fontes renováveis intermitentes, é essencial para o progresso tecnológico e a sustentabilidade ambiental.

No contexto atual, os sistemas de armazenamento de energia têm a obrigação de fornecer, em um curto período de tempo, energia suficiente para mitigar a intermitência das fontes renováveis não despacháveis e auxiliar na regulação da tensão e frequência da rede. Neste caso, a capacidade de armazenamento de energia é menos relevante, enquanto a agilidade de resposta torna-se fundamental. Assim, conforme a finalidade, são demandados diversos recursos.

1. Breve introdução às tecnologias de usinas hidrelétricas reversíveis

Nesse contexto as usinas hidrelétricas reversíveis (UHR)  são apresentadas como a tecnologia mais resilientes para a garantia da operação dos sistemas.

As usinas hidrelétricas reversíveis, que são igualmente denominadas usinas de bombeamento, exercem uma função fundamental na armazenagem de energia para redes elétricas. Esse modelo de usina opera com dois reservatórios de água, sendo um situado em uma cota superior e o outro em uma cota inferior. Em momentos de baixa demanda por eletricidade, a energia em excesso é utilizada para transferir água do reservatório inferior para o superior. Quando há um aumento na demanda de eletricidade, a água do reservatório superior é restituída ao reservatório inferior, passando pelas turbinas que produzem eletricidade. (Crawley, 2017).

As UHRs é um dos tipos mais comuns e bem estabelecidos de tecnologias de armazenamento de energia em sistemas de potência. As instalações de UHR armazenam e geram eletricidade movendo a água entre dois reservatórios em diferentes cotas. Estas usinas podem ser de circuitos fechado, aberto e semiaberto, conforme mostrado na Tabela 1 .

Característica	Circuito Aberto	Circuito Fechado	Circuito Semiaberto
Descrição	A água é captada de um corpo hídrico e devolvida após o uso	A água é totalmente recirculada dentro do sistema.	A água é reciclada, mas parte dela pode ser descartada para um corpo hídrico.
Exemplos de uso	Usinas que utilizam água de rios ou lagos	Usinas que armazenam água em reservatórios internos.	Usinas que podem utilizar ambos os sistemas de abordagem
Vantagens	– Menor custo de construção inicial. – Pode ser integrada à infraestrutura existente de rios.	– Menor impacto ambiental, pois não há descarte de água externa. – Alta eficiência no uso da água.	– Melhor equilíbrio entre uso de água e eficiência de armazenamento. – Flexibilidade no uso de recursos hídricos.
Eficiência energética	Alta, mas pode variar com a quantidade de água disponível.	Muito alta (70-90%), uma vez que a água é recirculada.	Alta, mas depende do grau de recirculação e do desenho da usina.
Flexibilidade operacional	Moderada, pois depende do fluxo do rio e de variáveis externas.	Alta, já que o sistema é controlável e independente de condições externas.	Alta, combinando as características de ambos os sistemas.

Tabela 1: Classificação das usinas reversíveis por tipo de circuito

Atualmente estas usinas representam junto com as Usinas Hidrelétricas Convencionais (UHE), mais de 90% da capacidade global de armazenamento existente (IHA, 2024).

Como toda fonte de energia apresentam benefícios e deficiências, i) Benefícios: alta capacidade de armazenamento, vida útil prolongada, baixo custo por MWh armazenado, alta eficiência energética e menor dependências de matérias primas críticas; ii) Deficiências: custo e tempo de construção, requisitos geográficos específicos, tempo de resposta relativamente maior e dependência de recursos hídricos.

• Materiais e Métodos

As UHRs difere de outras tecnologias de armazenamento em  grau de maturidade, escala, tempo de armazenamento, localização e aplicação específica.

Este artigo tem como objetivo apresentar um estudo dos valores do LCOS (Custo nivelado de armazenamento de uma UHR com capacidade instalada de 100 MW, 10 horas de armazenamento e 30 anos de ciclo de vida comparando a mesma métrica com as baterias de íon-lítio com capacidade instalada de 100 MW, 4, 6 e 8 horas de armazenamento e 20, 40 e 60 anos de ciclo de vida,  através de uma análise de sensibilidade, usando uma simulação Montecarlo.

• LCOS e LCOE

 Tanto o LCOE (Custo nivelado de energia) quanto o LCOS são ferramentas relevantes para a compreensão da economia da geração e do armazenamento de eletricidade, possibilitando o planejamento e o investimento eficazes no setor de energia. O LCOE representa uma métrica do custo médio líquido atual da geração de eletricidade para uma usina geradora durante sua vida útil. O LCOE abrange todos os custos durante a vida útil da usina, incluindo investimento inicial, operações e manutenção, custo do combustível, custo do capital e outras despesas. É expresso em termos de moeda por unidade de eletricidade (por exemplo, US$/MWh). O LCOE permite comparações entre diferentes tipos de projetos de geração de energia, auxiliando as partes interessadas a tomar decisões informadas (Schmiegel, 2023).

O LCOS (Custo Nivelado de Armazenamento) é uma métrica empregada para avaliar o custo médio por unidade de eletricidade armazenada e posteriormente descarregada por um sistema de armazenamento durante sua vida útil. Ele abrange os custos do próprio sistema de armazenamento, operações e manutenção, custo de capital e outras despesas associadas. Assim como o LCOE, ele é expresso em termos de moeda por unidade de eletricidade (por exemplo, $/MWh). O LCOS é fundamental para comparar diferentes tecnologias de armazenamento de energia e para avaliar a viabilidade econômica das soluções de armazenamento no mercado de energia (Schmiegel, 2023).

• Cálculo do LCOS.

Existem na literatura existem definições semelhantes para o cálculo destas métricas (Lebowitz, et al., 2024) (Kupferberg, et al., 2024) (Bergveld, et al., 2013), entretanto todas com o mesmo objetivo, portanto, a estrutura básica de cálculo será apresentada de forma resumida e universal e poderá ser utilizada para qualquer tecnologia de geração ou armazenamento de energia.

• LCOS

LCOS A equação geral do LCOS pode ser representada – Equação (1):

Equação (1)

Onde:

• C_t = custo de capital (CAPEX) no ano t;
• O_t = custo operacional e manutenção (OPEX) no ano t;
• E_t = custo da eletricidade de entrada usada para  bombear a água no ano 𝑡;
• D_t = custo de descomissionamento no ano t;
• R_t = valor residual do sistema no ano t;
• E_out,t = energia útil descarregada pelo sistema no ano 𝑡;
• r = taxa de desconto anual
• n = vida útil do sistema de bateria ou da usina reversível (em anos).
  • Análise de sensibilidade do  LCOS através de Montecarlo

A análise de sensibilidade através da simulação Montecarlo considerou-se a variação dos seguintes parâmetros: i) CAPEX, ii) OPEX, iii) CAPEX de reposição, iv) custo de descomissionamento, v) valor residual e vi) número de ciclos anuais através de uma distribuição normal com 500 séries simuladas.

• Premissas técnicas e financeiras
• As premissas técnicas e financeiras foram obtidas na literatura e em publicações de empresas do setor do Brasil e dos Estados Unidos. As Tabelas 2 e 3 apresentam as premissas técnicas e financeiras assumidas nesta análise (EPE , 2024) (NREL, 2025) (Lazard, 2024)

PREMISSAS TÉCNICAS DE CÁLCULO
Tecnologia	Potência	Horas	Ciclos	Eficiência	DoD	Vida útil
	(MW)	(horas)	(Dias / ano)	(%)	(%)	Anos
Bateria íon-lítio	100	4	350	90	90	(30)
		6	350	90	90	20
		8	350	90	90	20
UHR	100	8	350	70	90	20

Tabela 2: Premissas técnicas do cálculo

PREMISSAS FINANCEIRAS DE CÁLCULO
Premissas	Unidade	UHR	Bateria Íon-lítio
			4 horas	6 horas	8 horas
CAPEX	US$/KW	1.494	1.711	2.354	2.997
OPEX	US$/KWh.ano	15	38	54	70
Custo reposição	% CAPEX	20	60	60	60
Energia rede	US$/MWh	11	11	11	11
Custo descomissionamento	% CAPEX	5	3	3	3
Valor residual	% CAPEX	20	20	20	20
Taxa de retorno	%	8	8	8	8
Taxas, impostos e encargos	US$/KWh.ano	73	54	54	54

Tabela 3: Premissas financeiras do cálculo

• Cálculo da energia
• A energia armazenada anualmente por uma UHR é calculada pela Equação (2):

Equação (2)

•  

• Onde:
• E_arm = energia gerada anualmente (MWh);
• P_nom = potência nominal da usina (MW);
• ƞ = eficiência do bombeamento (%); e
• N_c = nº de ciclos anuais.

1. A energia armazenada pela bateria é calculada pela Equações (3)

Equação (3)

•  
• Onde:
• E_a = energia armazenada (MWh);
• P_nom = potência nominal da usina (MW);
• T_arm = nº de horas de armazenamento;
• D_OD = profundidade de descarga (%);
• ƞ = eficiência da bateria (%);
• N_C = nº de ciclos anuais.
• Resultado e discussão

Os resultados referentes à avaliação do Custo Nivelado de Armazenamento de Energia (LCOS), obtidos por meio da simulação Monte Carlo, demonstram  a diferença significativa entre as tecnologias  (UHR) e as baterias de íon-lítio. A simulação de Monte Carlo possibilitou a avaliação de uma extensa variedade de cenários, englobando incertezas como os custos de capital (CAPEX), os custos operacionais (OPEX), profundidade de descarga (DoD), a eficiência e os ciclos anuais. Isso proporciona uma análise abrangente das potencialidades e restrições de cada tecnologia.

O resultado das simulações é apresentado na Tabela 4 e os gráficos apresentados no Anexo mostram os resultados das simulações de forma detalhada.

LCOS – US$/MWh
Tecnologia	Horas	20 anos	40 anos	60 anos
Bateria Íon-lítio	4	75,03	126,66	134,98
	6	135,89	169,96	233,58
	8	183,06	230,91	273,88
UHR	8	30 anos		82,13

Tabela 4: Resultado da simulação Monte Carlo

• UHR

Os resultados referentes às UHRs indicaram que:

LCOS médio para UHR apresentou-se constantemente inferior em cenários de longo prazo, evidenciando sua durabilidade operacional (com vida útil superior a 50 anos) e os reduzidos custos de operação e manutenção.

A eficiência de ciclo completo de 70% a 80% foi considerada no cálculo, influenciando o montante de energia útil recuperada.

 Embora o CAPEX inicial seja elevado em razão da construção de infraestrutura, os custos são amortizados ao longo de várias décadas.

A simulação demonstrou que o impacto mais significativo no LCOS das UHRs está vinculado à eficiência do bombeamento. Em contextos nos quais a infraestrutura pode ser reutilizada ou atualizada, o LCOS torna-se ainda mais vantajoso.

• Baterias de íon-lítio

Em relação às baterias de íon-lítio, os resultados indicaram:

Um LCOS médio superior ao das UHRs, em razão de sua vida útil restrita (assumida como 20 anos neste estudo) e dos custos de substituição envolvidos.

A eficiência que varia de 85% a 90% confere maior flexibilidade para situações de curto prazo e para aplicações que requerem respostas ágeis.

A avaliação igualmente constatou que o LCOS referente a baterias de íon-lítio apresenta sensibilidade em relação ao preço de obtenção de energia elétrica para recarga. Dessa maneira, em sistemas nos quais o custo da energia de entrada é reduzido ou onde há necessidade de sistemas de armazenamento distribuído, as baterias podem oferecer vantagens específicas.

• Análise Comparativa Geral

A simulação Monte Carlo evidenciou os seguintes aspectos de comparação:

1. Cenários de Longo Prazo: As Unidades de Geração de Energia (UHRs) mostraram evidente vantagem econômica, em razão da diminuição do efeito do fator de degradação e do capital aplicado (CAPEX) distribuído ao longo de sua extensa vida útil.

• Cenários de Curto Prazo: Baterias de íon-lítio demonstraram-se mais apropriadas, sobretudo em contextos de armazenamento descentralizado e necessidade de resposta rápida.

• Influência do CAPEX e OPEX: O elevado CAPEX das UHRs é contrabalançado por um OPEX reduzido ao longo do tempo, enquanto as baterias apresentam um CAPEX inicial moderado, porém incorrendo em custos operacionais substanciais em decorrência da necessidade de substituição.
• Conclusão

A avaliação por meio da simulação de Monte Carlo proporcionou uma compreensão aprofundada das incertezas relacionadas ao LCOS das UHRs e das baterias de íon-lítio.

 Enquanto as UHRs se sobressaem em contextos de armazenamento prolongado com elevada eficiência, as baterias proporcionam uma flexibilidade superior para circunstâncias de curto prazo e aplicações específicas. A equação entre custo, eficácia e duração deve orientar a seleção da tecnologia em empreendimentos futuros.

Referências

Bergveld, H.J., Kruijt, W.S. e Notten, P.H.L. 2013. Battery Management Systems: Design by Modelling. Ilustrada. s.l. : Springer Science & Business Media, 2013. p. 295. Vol. Volume 1 de Philips Research Book Series. 9401708436, 9789401708432.

Boeira, Jorge. 2024. Potencial da cadeia de acumuladores de enrgia no Brasil. Agência Brasileira para Desenvolvimento Industrial. Rio de Janeiro : s.n., 2024. Apresentação no Seminário sobre Litio – Desafios para o desenvolvimento de lítio no país.

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Crawley, Gerard M. 2017. Energy Storge. New Jersey : World Scientific Publishing Co. Pte. Ltd, 2017.

EPE . 2024. Plano decenal da expansão – Parâmetros de custo – Geração e Transmissão. Ministério de Minas e Energia – Empresa de Planejamento Energético. Brasília : s.n., 2024. pp. 5 – 7.

EPE. 2022a. Plano decenal da expansão 2031 – Parâmetros de custo – Geração e Transmissão. Ministério de Minas e Energia – EPE – Empresa de Planejamneto Energético. Brasília : s.n., 2022a.

IHA. 2024. World Hydropower Outlook – Opportunities to Advance Net Zero. International Hydropower Association. Londres : s.n., 2024.

Kupferberg, Stefan e Quennet, Marcel. 2024. The Largest Batteries in the World. Quanstisty. [Online] 2024. [Citado em: 4 de Março de 2025.] https://www.quantistry.com/blog/the-largest-batteries-in-the-world.

Lazard. 2024. LCOE – Levelized Cost of Energy 17th. New York : s.n., 2024. Relatório técnico financeiro.

Lebowitz, Andrew, Meenakshi, Sean Daly e Sundaram, Swtha. 2024. The BESS Book – A Cell to Grid Guide to Utility-scale. First Edition. Portland : s.n., 2024. p. 19. ISBN: 979-8-218-44798-4.

Matan. 2025. Advantages and Disadvantages of Lithium-ion Batteries. Eletricity and Magnetism. [Online] 2025. [Citado em: 4 de Março de 2025.] https://www.electricity-magnetism.org/electric-battery/advantages-and-disadvantages-of-lithium-ion-batteries/.

NREL. 2025. ATB data for technologies. NREL Transforming Energy. [Online] National Renewable Energy Laboratory, 2025. [Citado em: 9 de Março de 2025.] https://atb.nrel.gov/.

Schmiegel, Armin U. 2023. Energy Storge Systems. First. New York : Oxford University Press, 2023. pp. 303 – 313. Vol. I. ISBN 978-0-19-285800-9.