“BESS não é plug and play. A venda de bateria precisa ser consultiva”, diz diretor da GreenYellow

Os sistemas de armazenamento de energia em baterias ainda ocupam uma parcela pequena dos investimentos da GreenYellow no Brasil, mas começam a ganhar espaço no portfólio da companhia. 

A expectativa é que o segmento ao menos dobre de tamanho no próximo ano e passe a responder por 10% a 20% dos aportes anuais da empresa no país, atualmente entre R$ 200 milhões e R$ 300 milhões.

O avanço é impulsionado principalmente por consumidores comerciais e industriais interessados em reduzir os custos no horário de ponta. Ao mesmo tempo, aplicações como backup, controle de demanda e melhoria da qualidade de energia começam a entrar na análise das empresas.

Na avaliação de Fernando Oliveira, diretor comercial da GreenYellow Brasil, o mercado ainda precisa amadurecer. Um dos principais desafios é superar a ideia de que o BESS pode ser simplesmente instalado para resolver qualquer problema energético. Cada aplicação exige uma análise específica do perfil de consumo, das cargas críticas e das janelas disponíveis para carregar e descarregar a bateria.

Em entrevista ao Canal Solar, Oliveira explica como a GreenYellow estrutura esses projetos por meio do modelo Energy as a Service, no qual a companhia assume o investimento inicial e parte dos riscos de implantação e operação. 

Ele também comenta os segmentos com maior potencial, o retorno dos projetos, a evolução dos preços dos equipamentos e as barreiras regulatórias para que as baterias instaladas nos consumidores possam prestar serviços ao sistema elétrico.

Como funciona o modelo Energy as a Service aplicado aos projetos de geração solar e armazenamento?

O modelo Energy as a Service é aquele em que a GreenYellow faz o investimento. O projeto fica instalado no cliente, mas quem tira o dinheiro do bolso para executá-lo é a nossa companhia.

Não é simplesmente uma solução financeira. A gente também faz a operação dos ativos. No caso de uma usina solar instalada no telhado de uma indústria, por exemplo, a GreenYellow monta a usina e depois assume a operação e a manutenção.

O cliente só começa a pagar uma mensalidade, que contempla o aluguel dos equipamentos, a operação e a manutenção, depois que o ativo entra em operação.

A gente assume o risco de implantação e, muitas vezes, também o risco de operação. Temos contratos com níveis de performance e somos penalizados caso o ativo não apresente o desempenho prometido.

Portanto, é uma solução que vai muito além do financiamento. Ela envolve engenharia, operação, manutenção e, em última análise, risco. Estamos transferindo parte do risco que estaria com o cliente para a GreenYellow.

Quais riscos e responsabilidades ficam com a GreenYellow e quais permanecem com o cliente?

Toda a contratação dos fornecedores fica com a GreenYellow. A gente responde, por exemplo, pelo prazo de entrega do projeto, pela capacidade financeira das empresas contratadas, pelo cumprimento das normas de segurança e pelas homologações necessárias.

Também assumimos o compromisso de implantar o projeto dentro do prazo. Se houver atraso, a gente não recebe. Portanto, esse risco financeiro também fica conosco.

Durante a vida útil do ativo, podemos assumir o risco de disponibilidade e até de geração. Se os inversores apresentarem problemas e a disponibilidade da usina ficar abaixo do esperado, quem assume esse risco é a GreenYellow.

Quando temos um contrato baseado em geração, fazemos todas as manutenções preventivas e corretivas, além da limpeza. Se a usina deveria gerar 100 MWh no mês, mas gerou 90 MWh, a gente recebe proporcionalmente aos 90 MWh. Nesse caso, o risco de geração também está conosco.

Por outro lado, se a indisponibilidade for provocada pelo cliente, o risco fica com ele. Se o cliente fizer uma intervenção que derrube o inversor ou se um caminhão bater em alguma estrutura, por exemplo, isso é um risco inerente à operação do cliente.

Se houver um incêndio nas instalações, os equipamentos precisam estar cobertos pela apólice de seguro do cliente. Existem riscos compartilhados, mas os riscos relacionados à implantação e à operação do projeto ficam majoritariamente com a GreenYellow.

Quais critérios são utilizados para decidir se uma empresa está apta a receber um projeto sem investimento inicial?

Primeiro, é importante explicar qual é o nosso perfil de cliente. A GreenYellow desenvolve projetos de grande porte, geralmente a partir de 500 kWp.

Podemos fazer projetos menores quando existe uma operação multisite. Uma rede de supermercados pode ter, por exemplo, três projetos de 300 kWp. Nesse caso, existe a possibilidade de ganhar escala.

A gente avalia o tamanho do projeto e a capacidade de crédito do cliente. O fato de não haver investimento inicial não significa que o projeto seja destinado a um cliente com problemas de pagamento.

É uma solução para empresas que querem preservar o capital e direcioná-lo para sua atividade principal. O cliente pode ter um retorno maior ao investir na abertura de uma loja ou na compra de uma máquina nova. Gerar energia não é o negócio dele, é o nosso.

Por isso, buscamos clientes com bom perfil de crédito, mas que tenham uma estratégia de alocação de capital voltada para o próprio core business.

Também avaliamos as condições estruturais. O cliente precisa ter uma área disponível para receber uma usina em telhado, solo ou carport. Todos os nossos projetos em telhados passam por um laudo estrutural, cujo custo também é assumido pela GreenYellow.

Existem condições precedentes que precisam ser cumpridas antes da implantação. Não vamos desenvolver um projeto se o laudo apontar que o telhado não suporta o peso dos equipamentos. Portanto, analisamos as condições estruturais e financeiras, além do perfil do cliente.

Quantos projetos a GreenYellow já possui nesse modelo?

A GreenYellow possui aproximadamente mil ativos em operação no Brasil, considerando projetos de eficiência energética, geração e baterias.

Estamos no país desde 2014. A maioria desses projetos está no setor de varejo, mas o nosso time já faz a gestão e a operação de mais de mil ativos no Brasil.

Os projetos que combinam geração solar e baterias ainda representam um nicho pequeno para a companhia?

Ainda é um nicho menor, mas em expansão. Começamos a operar nesse mercado no Brasil no ano passado. Na Europa, a empresa já atua há um pouco mais de tempo.

Fizemos o primeiro projeto brasileiro no ano passado e estamos percebendo um crescimento maior neste ano. Pela própria maturidade dos clientes e da tecnologia, estamos sentindo um ramp-up dessa demanda.

Qual é a expectativa de crescimento desse portfólio?

A gente imagina pelo menos dobrar de tamanho no próximo ano. Também estamos percebendo uma variedade maior de projetos.

Quando você fala em dobrar de tamanho, estamos falando em sair de quanto para quanto?

Esse é um número que a gente evita divulgar. Mas a GreenYellow investe entre R$ 200 milhões e R$ 300 milhões por ano no Brasil. A expectativa é que as baterias possam responder por algo entre 10% e 20% desse montante nos próximos anos.

O que mudou na percepção das empresas sobre o papel dos sistemas de armazenamento?

Eu acho que isso ainda está mudando. Existe uma curva de adoção. Algumas empresas se interessam pela tecnologia desde o início. São os early adopters, que já conhecem a solução, acompanham o mercado há algum tempo e fazem estudos para avaliar a viabilidade financeira.

O que estamos percebendo é que as empresas começam a entender que o BESS pode desempenhar várias funções. Elas estão entendendo melhor, por exemplo, como a bateria pode funcionar como backup.

Empresas com necessidades muito específicas e cargas críticas começam a enxergar a bateria como um equipamento versátil, capaz de entregar qualidade de energia.

Quando o sistema é bem dimensionado e existe uma solução de engenharia por trás, o BESS pode eliminar problemas provocados por falhas instantâneas, oscilações de tensão e microinterrupções.

Mas precisamos separar bem as aplicações do nobreak e da bateria. O BESS utilizado como backup não foi feito para interrupções muito longas.

Um supermercado pode ter um gerador a diesel preparado para funcionar caso a unidade fique sem energia durante um ou dois dias. A bateria, por sua vez, pode atender uma interrupção de duas ou três horas e também ser utilizada no horário de ponta.

Acho que as empresas estão começando a entender melhor essa função. O BESS não foi feito para sustentar a operação durante vários dias, mas pode atender interrupções mais curtas ou necessidades específicas, como microinterrupções e problemas mais finos de qualidade de energia.

Existe ainda o nicho off-grid, no qual o BESS substitui parcialmente o gerador a diesel. Nesse caso, uma solução híbrida pode ser muito mais vantajosa. A combinação de geração solar e bateria tende a apresentar um equilíbrio econômico melhor do que uma solução baseada apenas no gerador a diesel.

Diante do aumento dos eventos climáticos extremos, o backup é prioridade para as empresas ou outras funções ainda pesam mais na decisão?

O que observo é que a maioria das decisões ainda está voltada para a arbitragem. A maior demanda é para o deslocamento do consumo entre os horários de ponta e fora de ponta. É o cliente que quer escapar do custo mais elevado no horário de ponta.

Com a retirada dos descontos que incidiam sobre o uso da rede para novas unidades consumidoras no mercado livre, o custo da ponta ficou mais elevado. A maior parte da demanda vem de clientes que querem fugir desse custo.

Existem distribuidoras com tarifas de ponta muito altas, como ocorre na Bahia, no Pará e no Piauí. Quando a gente olha esse custo sem o desconto da energia incentivada, o BESS pode fechar a conta.

No contexto de eventos climáticos extremos, imagino que o backup também ganhe participação, mas acredito que ele ainda aparece como um bônus na cabeça do cliente.

Na minha visão, isso deveria ser mais bem dimensionado. É preciso calcular qual é o valor da perda provocada pela interrupção, porque o BESS pode ajudar na competitividade da indústria e do comércio.

Mas o empresário geralmente olha primeiro para o retorno mais previsível, que vem da arbitragem.

Eventos climáticos também podem pressionar o preço da energia. Um tempo mais seco na região Sudeste, por exemplo, pode significar preços mais altos. Nesse cenário, soluções de BESS e, especialmente, de geração solar começam a fazer mais sentido.

Esses projetos dão mais previsibilidade ao consumo e aos gastos com energia diante das oscilações de preços e das mudanças regulatórias.

Quais segmentos comerciais e industriais estão demandando mais projetos que combinam geração solar e BESS?

Vejo bastante demanda no varejo, principalmente entre empresas multisite que querem reduzir os custos no horário de ponta.

Os supermercados fazem a conta do payback rapidamente. Em estados como Bahia e Pará, temos soluções financeiramente viáveis. O varejo alimentar está sempre muito atento aos custos porque trabalha com margens apertadas.

Também vejo uma demanda grande no agronegócio, muitas vezes para atender à falta de disponibilidade de energia. Existe, especialmente nas regiões do Matopiba*, uma demanda represada muito grande de clientes que aguardam conexão.

O gargalo para o aumento da produtividade do agronegócio nessas regiões pode ser justamente a energia. Muitos produtores já estão olhando para soluções híbridas porque entendem que a expansão da rede não vai acontecer tão cedo e precisam de uma alternativa para atender às suas operações.

Algumas culturas podem apresentar um retorno melhor. Em locais onde a irrigação ocorre durante dez meses do ano, por exemplo, a bateria pode ter uma utilização maior e, consequentemente, um retorno financeiro mais atrativo.

A geração solar é intermitente e o BESS possui uma capacidade limitada de armazenamento. Quando existe previsibilidade na irrigação, também existe maior previsibilidade para armazenar e utilizar a energia. Culturas como o algodão, por exemplo, podem ser mais favoráveis para projetos de geração solar com baterias.

Em um terceiro grupo estão algumas indústrias que enfrentam problemas de qualidade de energia ou enxergam oportunidades de arbitragem.

As indústrias estão mais concentradas no Sul e no Sudeste, mas existem regiões do Sudeste com tarifas de ponta mais altas e problemas de qualidade no fornecimento. Também encontramos unidades no fim da rede ou sem demanda contratada suficiente.

Existem indústrias que precisam expandir a demanda, mas não conseguem. Elas correm o risco de pagar multas ou, no limite, de serem desconectadas, mas também não podem interromper a operação. Nesses casos, precisam de um BESS.

Portanto, vejo três nichos principais: o agronegócio, o varejo que busca reduzir custos no curto prazo e a indústria que enfrenta problemas de qualidade ou disponibilidade de energia.

A procura por esses projetos já aumentou efetivamente ou o mercado ainda está em uma fase de amadurecimento?

Ainda existe bastante desconhecimento. Muita gente acha que uma solução de bateria é plug and play, e não é. O próprio setor solar ainda está se capacitando para fazer uma venda mais consultiva. A venda de bateria precisa ser consultiva.

Tanto do lado da demanda quanto do lado da oferta existe uma necessidade de qualificação. Por isso, empresas que possuem conhecimento técnico e assumem os riscos de implantação e operação são importantes.

O cliente geralmente não possui esse conhecimento e pode acabar comprando gato por lebre. Alguém pode prometer que basta instalar um equipamento para resolver todos os problemas, mas não é bem assim.

O consumidor precisa contar com uma empresa que entenda do assunto e, muitas vezes, assuma também o risco de operação. Já existem várias iniciativas de capacitação.

Distribuidores estão fazendo esse trabalho e portais como o Canal Solar, que dispensa apresentações, também ajudam a levar informação ao mercado. Essa lacuna está sendo coberta pouco a pouco, mas ainda estamos no início da jornada.

Quais informações precisam ser analisadas para dimensionar corretamente um projeto de BESS?

O primeiro ponto é entender qual problema o BESS pretende resolver. Se o objetivo é reduzir um custo elevado no horário de ponta, a análise é mais simples. A gente olha qual é o consumo do cliente nesse período, como ele está distribuído ao longo do ano e dimensiona o sistema no ponto ótimo.

Se em um dia o cliente consome 2 MWh na ponta e, em outro, 5 MWh, precisamos decidir se o BESS será dimensionado para 2 MWh ou para 5 MWh. É necessário encontrar um sistema que atenda à maior parte das situações com o menor custo possível. Essa é a lógica do dimensionamento voltado à arbitragem.

Quando existe uma questão de falta de energia, a análise é mais delicada. Precisamos saber quanto tempo dura a interrupção e qual é a sensibilidade das cargas.

Pode existir um equipamento que precise receber o backup em até um segundo. Se isso não acontecer, haverá perda de produção. Nesse caso, o BESS pode ser aplicável, mas também precisamos avaliar se a bateria é realmente a melhor solução ou se seria mais adequado utilizar um nobreak.

É preciso conhecer a potência das cargas críticas e, muitas vezes, fazer a segregação das cargas. O BESS pode atender determinada carga crítica, enquanto outra parte da operação não precisa ser sustentada pela bateria. É uma solução de engenharia que precisa ser bem estudada.

Quando o problema é a demanda, a abordagem é diferente. Às vezes, o cliente está ultrapassando a demanda contratada e acredita que precisa instalar um BESS. Mas é necessário verificar se existe uma janela para carregar a bateria.

Se o cliente ultrapassa a demanda o tempo todo, não sobra uma janela para o carregamento. Pode ser necessário instalar um sistema solar para produzir energia suficiente, carregar a bateria e descarregá-la no momento mais oportuno, fazendo o peak shaving.

São três aplicações com abordagens muito diferentes. No backup, temos uma solução mais customizada. Na arbitragem, trabalhamos com probabilidade, estatística e análise do consumo. No controle da demanda, precisamos olhar principalmente para a janela disponível para carregar o BESS.

Existe um prazo médio de retorno para esses projetos no Brasil?

Varia conforme a distribuidora e a aplicação. Como a GreenYellow trabalha no modelo Energy as a Service, o cliente não precisa olhar para o payback do investimento. Ele compara o valor da nossa parcela com a economia gerada.

Existem regiões, como a Bahia, em que a nossa parcela pode ficar abaixo do custo que o cliente teria no horário de ponta. Nesse caso, o retorno é imediato. A partir do momento em que o sistema entra em operação, o cliente já começa a economizar.

Na ótica de quem faz o investimento com capital próprio, existem regiões com um spread mais alto entre ponta e fora de ponta nas quais o payback pode ficar entre dois e três anos.

Na Bahia, por exemplo, essa diferença pode superar R$ 2 mil por MWh. Em outras regiões, o retorno é mais longo. Em São Paulo, essa diferença pode ficar abaixo de R$ 1 mil por MWh, levando o payback para algo próximo de oito anos.

No caso do backup, depende muito de cada cliente. Já vi empresas que mapearam perdas milionárias. Existem operações nas quais cada hora de paralisação custa R$ 300 mil. Nesse caso, o retorno depende do prejuízo que a bateria consegue evitar.

A queda dos preços das baterias já permite viabilizar projetos sem incentivos?

Houve uma redução muito grande nos preços nos últimos dois anos, mas acho que já estamos chegando à barriga dessa curva. Essa queda começa a se estabilizar.

Ao mesmo tempo, a China retirou o Rebate (programa de incentivo) concedido aos fabricantes. Por isso, devemos ter um aumento nos preços das baterias no final do ano.

A redução observada recentemente ocorreu mais pelo excesso de oferta do que propriamente pelos ganhos de escala. Ainda existem ganhos de escala que podem ser capturados na fabricação, mas a oferta dos equipamentos tem sido determinante para os preços.

Nos últimos dois anos, muitos projetos passaram a ficar no azul. Essa curva ainda pode melhorar? Acho que sim, mas de maneira mais incremental. Os grandes saltos de retorno já aconteceram.

Eu digo muito isso para os clientes: não fiquem sentados em cima de um projeto. Se ele já apresenta retorno, façam agora. A inação pode custar mais caro do que o custo de oportunidade de esperar.

Os equipamentos já chegaram a preços interessantes e a energia está ficando mais cara. É melhor agir do que continuar esperando.

O mercado já incorporou os impactos do fim do rebate chinês nos preços?

Acredito que não. Os equipamentos precisam ser embarcados na China ainda neste ano. Existem estoques em distribuidores, gabinetes disponíveis e equipamentos em contêineres.

Acho que ainda estamos em uma fase de captura de pedidos que serão precificados posteriormente, até pela própria questão da oferta. Um bom projeto é muito valorizado. Ainda estamos nessa fase de viabilização dos projetos.

Quais barreiras ainda limitam a expansão do armazenamento entre consumidores comerciais e industriais?

O custo de capital é um problema estrutural do Brasil. Espero que essa questão, especialmente pelo lado fiscal, seja resolvida nos próximos anos para que a gente consiga reduzir esse custo.

Isso não afeta apenas as soluções de energia, mas a própria operação das empresas. Projetos que não fazem parte do core business acabam ficando em segundo plano.

Se a empresa tem um custo de capital muito elevado, vai direcionar os recursos para projetos considerados essenciais e com retornos mais altos. É justamente por isso que o modelo da GreenYellow funciona.

Uma empresa provavelmente não vai colocar um projeto de R$ 5 milhões ou R$ 10 milhões em geração solar no início da fila de investimentos. Ela pode priorizar a redução do custo da dívida ou a expansão da operação.

Embora a energia seja essencial, um projeto solar não está diretamente relacionado ao core business da maioria dessas companhias. Isso afeta muito o setor, principalmente no segmento comercial e industrial, porque essas empresas estão restringindo o uso de capex em projetos de energia.

De maneira geral, as empresas estão deixando de usar capital próprio em projetos de utilities. Por isso, o setor busca soluções que eliminem essa barreira.

Mas essa é uma tendência global. Existe um estudo da McKinsey segundo o qual empresas que direcionam o capital próprio para as atividades principais apresentam mais caixa livre e maior retorno sobre o investimento.

Independentemente do custo de capital brasileiro, esse modelo tem relação com alocação de risco e foco. As empresas precisam reduzir as distrações.

A energia é um elemento essencial, mas não é o core business delas. Deve ser uma prioridade estratégica, mas não necessariamente uma prioridade operacional. A minha mensagem seria: deixe a operação com uma empresa especializada, mas não deixe de fazer o projeto.

A falta de sinais de preços limita a participação dos consumidores de baixa tensão no mercado de armazenamento?

Essa discussão sobre sinais de preços para a baixa tensão ainda é muito incipiente. Acredito que sinais mais claros para a alta tensão teriam respostas mais rápidas para os projetos de armazenamento.

O consumidor de baixa tensão ainda tem pouca percepção sobre a própria fatura de energia. A tarifa branca é um início para impulsionar as baterias, mas ainda vejo isso de maneira muito incipiente. Não imagino um impacto muito grande no curto prazo.

Os sinais de preços são importantes principalmente para os grandes consumidores. Eles podem ajudar a distribuir melhor a carga e a viabilizar mais projetos de armazenamento.

Eu acredito muito em dar poder ao cliente. Quando os incentivos são colocados no lugar certo, o mercado tende a tomar as decisões que são melhores para o sistema.

Esse desequilíbrio existe tanto na alta quanto na baixa tensão, mas, no caso da baixa tensão, temos um caminho muito longo pela frente.

Esses consumidores poderão escolher o próprio fornecedor de energia, mas existe uma jornada de amadurecimento de longo prazo. Seria importante avançar nesse sentido, mas sou um pouco cético quanto a efeitos relevantes no curto prazo.

Hoje, os projetos de bateria na baixa tensão estão mais concentrados em imóveis de alto padrão e voltados para backup.

As baterias instaladas nos consumidores poderão prestar serviços à rede ou participar de mecanismos de resposta da demanda?

Eu gostaria muito que isso acontecesse. Temos um contrato com um grande varejista na França em que a bateria não é utilizada para otimizar o consumo de energia do cliente, mas para prestar serviços à rede.

O cliente recebe uma receita por manter a bateria dentro de sua instalação. Não estamos utilizando o consumo da empresa para isso, mas o seu espaço físico para ajudar a resolver um problema da rede.

No Brasil, o que estamos vendo são incentivos direcionados aos equipamentos instalados e controlados pelo operador nacional. É melhor do que nada, mas não é o modelo em que acredito.

O consumidor poderia receber mais incentivos e participar da solução do problema. É a ideia de dar poder ao cliente, como comentei anteriormente.

Temos o costume, no setor elétrico, de tentar desenhar previamente o que seria melhor para o sistema. Isso acaba criando muitas assimetrias.

Hoje, não existem incentivos para que projetos instalados junto à carga recebam receitas pela resposta da demanda ou por outros serviços prestados à rede.

Isso já acontece na Europa. A GreenYellow desenvolve projetos desse tipo por lá e essa é uma frente importante para a empresa. Infelizmente, ainda não temos esse mercado no Brasil, embora eu acredite que ele poderia funcionar muito bem.

O que aparece nas propostas regulatórias atuais não seguem exatamente esse caminho. Os benefícios ficariam restritos aos sistemas despachados pelo operador nacional.

O leilão de baterias pode criar comparações entre o preço dos grandes projetos e o custo dos sistemas instalados nos consumidores?

Eu nunca tinha parado para pensar especificamente no efeito do leilão, mas esse questionamento já acontece porque existem ganhos de escala muito relevantes nos sistemas de baterias.

Se eu instalar um gabinete de 260 kWh em um cliente ou um contêiner de 5 MWh, o preço percebido do gabinete pode ser 60% maior em comparação com o contêiner.

Por isso, quando falamos de um cliente multi-site, tentamos desenvolver um número maior de sistemas. Um equipamento instalado individualmente oferece poucas economias de escala.

Essa diferença é muito mais acentuada no armazenamento do que na geração solar. Um projeto solar de 1 MW é proporcionalmente mais caro do que um de 2 MW, mas, nas baterias, essa diferença é brutal.

Isso tem relação com a própria composição dos contêineres, com o PCS e com outros equipamentos que realmente apresentam economias de escala. Acho positivo que essa comparação aconteça porque ajuda a colocar os incentivos econômicos no lugar certo.

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