O impacto das paralisações na produção já pode atingir centenas de milhares de dólares no setor comercial e industrial (C&I) da América Latina . Em operações com cargas críticas, uma interrupção na rede não apenas paralisa os processos, mas também gera retrabalho, perda de matéria-prima, atrasos nas entregas e compromete a receita.
Esse custo está começando a mudar a forma como as empresas avaliam seus investimentos em energia. A discussão não se limita mais a quanto uma fábrica pode economizar com a geração de energia solar, mas sim a quanto negócio ela pode perder se não tiver energia de reserva.
“Por exemplo, para um cliente do setor alimentício na Colômbia, um único apagão custa US$ 120.000”, disse Felipe Sánchez Gómez, gerente da Linha Solar da Erco Energía , durante o evento de streaming “Tinha que ser dito e foi dito”, promovido pela Energía Estratégica .
Por quê? “O cliente interrompe todo o processo de produção, e há retrabalho, perda de matéria-prima. E ter que recomeçar tudo do zero, podendo até perder clientes ou atrasar pedidos, é algo bastante significativo”, explicou ele.
“Um apagão tem um grande impacto no setor, e considerá-lo não é mais uma opção. Um apagão representa perdas superiores a US$ 100.000”, acrescentou Gustavo Marín, gerente da filial da APsystems na América Latina .
Relembre a transmissão ao vivo: https://www.youtube.com/watch?v=0SGisyBGRjg&t=649s
Esse nível de exposição impulsiona os setores comercial e industrial em direção a soluções mais completas, onde a energia fotovoltaica ganhou mais espaço recentemente, mas o armazenamento começa a entrar em cena desde a fase de projeto, quando a continuidade operacional faz parte da análise de viabilidade do negócio.
“Hoje, não existe uma única empresa que não esteja considerando seriamente a instalação de energia solar em seus telhados ou em suas propriedades. O boom dos painéis solares está por toda parte, mas esse boom tem um significado: o custo da energia solar hoje é o mais barato do mundo”, disse Sánchez Gómez.
O ponto de partida continua sendo técnico: espaço disponível, perfil de consumo, conectividade e cargas críticas. A partir daí, a questão é quanto gerar, quanto armazenar em reserva e sob qual estrutura financeira.
Na Colômbia, além disso, a pressão está aumentando do lado da oferta, já que, segundo o especialista, o " fator determinante " é a falta de oferta , embora a demanda esteja crescendo em várias frentes.
Os processos industriais eletrificados, a mobilidade elétrica, a inteligência artificial e os centros de dados aumentam o consumo em um sistema onde, segundo Sánchez Gómez, a oferta não acompanha o mesmo ritmo.
Além das restrições da matriz energética e do fenômeno climático "Super Niño", há também a crescente pressão sobre a geração hidrelétrica, os reservatórios e a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional, que possui uma capacidade de manobra mais limitada do que em episódios anteriores.
“Muito provavelmente haverá apagões, algo que não acontece na Colômbia há trinta anos, ou haverá racionamento de energia e as empresas terão que interromper a produção ”, disse o gerente da Linha Solar da Erco Energía .
Esse cenário altera a justificativa comercial para as baterias. O valor não está mais apenas em substituir o consumo ou maximizar o autoconsumo, mas em evitar perdas de produção.
Embora o dimensionamento dependa de cada instalação e nem todas as empresas precisem de backup para toda uma planta, a prioridade é identificar quais cargas não podem falhar e qual seria o impacto econômico disso.
A Erco avaliou soluções de diferentes escalas. De acordo com a transcrição compartilhada, Sánchez Gómez menciona projetos “ que variam de 100 kWh a 1 kWh para uso industrial ”.
A APsystems observa exigências mais elevadas. " Os clientes estão a pedir mais de 2 MW ", indicou Marín, embora ambos os especialistas concordassem que não existem dois projetos iguais, mas sim que cada um é adaptado às necessidades do cliente.
Retornos após 1,5 anos e o salto em direção a projetos híbridos
Por outro lado, a equação financeira muda dependendo do modelo escolhido. Com recursos próprios, a Erco Energía estima que o período de retorno do investimento seja entre três e cinco anos . No entanto, com leasing financeiro e incentivos fiscais, esse período pode ser reduzido para dois anos.
O lucro líquido de cada empresa também impacta o resultado. A APsystems utiliza um parâmetro de referência de cerca de quatro anos , embora já esteja registrando recuperações consideravelmente menores.
“Depende do impacto que possa ter em termos de apagões, mas em média leva cerca de quatro anos e, em alguns casos, o retorno do investimento foi obtido em apenas um ano e meio”, enfatizou o gerente da filial da América Latina da empresa.
O custo da paralisação das operações pode reduzir ainda mais esse valor. Quanto maior a perda associada a uma interrupção, maior o valor econômico do plano de contingência dentro do projeto.
Essa variável também impulsiona uma mudança tecnológica no setor comercial e industrial: deixar de avaliar a geração de energia e as baterias separadamente.
“Nos próximos anos, talvez até mesmo nos próximos dois anos, a conversa girará em torno da ideia de que nenhum projeto deve ser discutido apenas como solar; deve-se abordar a energia solar e o armazenamento, sistemas híbridos em todos os lugares”, previu Sánchez Gómez.
Para a Erco, essa transformação coincide com um salto significativo em escala. A empresa anunciou uma rodada de financiamento Série C de US$ 129 milhões e pretende atingir 1,3 GW de capacidade instalada e 500 MWh até 2030 , em comparação com os aproximadamente 300 MW atuais.
A meta representa um aumento de cinco a seis vezes . No entanto, a maior parte do volume estará fora do segmento comercial e industrial: entre 80% e 90% se concentrará em usinas de grande porte .
Esse peso já se reflete em seu portfólio de projetos. A Erco assinou recentemente um contrato para o desenvolvimento de quase 390 MW , o maior projeto fechado pela empresa no ano, embora mantenha seu compromisso com o segmento comercial e industrial.
O segmento comercial e industrial mantém sua posição apesar do salto na escala de serviços públicos.
O crescimento de grandes parques industriais não elimina o investimento comercial e industrial. A diferença reside em soluções personalizadas para o consumo, o risco operacional e a capacidade financeira de cada cliente.
Energia solar, baterias, PPAs (Power Purchase Agreements, ou Contratos de Compra de Energia) e esquemas de financiamento podem ser combinados em uma única estratégia. A lógica depende menos de uma tecnologia específica e mais do custo total de alimentação e proteção da operação.
Para o mercado regional, o sinal é claro. O aumento do consumo, a maior eletrificação e a maior exposição a interrupções elevam o valor da energia de reserva na equação de custo e receita (C&I). Não se trata mais apenas de quanto uma empresa pode economizar com geração distribuída. Trata-se também de quanto negócio ela pode perder por não ter uma solução híbrida quando a rede elétrica falha.