Inteligência artificial
As baterias de fluxo podem reduzir os custos de energia dos centros de dados de IA?
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Após anos de escassez de hardware computacional, como GPUs e memória, e justamente quando essa escassez começa a diminuir, um novo gargalo está atrasando a implantação de centros de dados: a energia. Isso ocorre porque as novas ondas de construção de centros de dados exigem muito poder computacional e, portanto, também consomem muita energia.
Como resultado, a maioria das redes elétricas não consegue absorver esse aumento repentino de vários gigawatts na demanda. Em teoria, as energias renováveis poderiam oferecer uma alternativa, especialmente porque a energia solar e a eólica ficaram muito mais baratas nos últimos anos.
No entanto, a geração de energia renovável tende a ser intermitente e, obviamente, a energia solar não funciona à noite. Mas os centros de dados de IA precisam operar continuamente, com uma taxa de disponibilidade tão alta (“cinco ou seis noves” — 99,9999%) que qualquer falta de energia é inaceitável.
Uma alternativa pode ser o armazenamento de energia, tanto para cobrir a demanda durante a noite quanto para compensar a menor produção nos dias menos ensolarados. Se funcionar, as microrredes independentes poderão então fornecer energia aos centros de dados e eliminar completamente esse gargalo.
Um novo estudo de dois pesquisadores da Sejong University analisou quais tecnologias de armazenamento de energia são mais adequadas para centros de dados de IA abastecidos por uma microrrede renovável isolada da rede elétrica.
Os pesquisadores concluíram que as baterias de fluxo redox de vanádio podem ser as mais adequadas para essa aplicação, embora as baterias de íons de lítio também pareçam se tornar mais competitivas à medida que aumenta a carga dos centros de dados. O estudo também compara essas opções com sistemas de reserva à base de hidrogênio e volantes de inércia.
Os pesquisadores publicaram os resultados no Journal of Engineering Research1, sob o título “Avaliação tecnoeconômica comparativa de tecnologias de armazenamento de energia em uma microrrede renovável isolada da rede para centros de dados de IA”.
A sede de energia da IA
Ao contrário das gerações anteriores de centros de dados, os centros de dados de IA se assemelham mais a indústrias pesadas no que diz respeito ao consumo de energia. Por exemplo, centros de dados de IA em hiperescala podem exigir capacidades superiores a 100 MW, o equivalente ao consumo anual de eletricidade de aproximadamente 100.000 residências. E muitos dos centros de dados mais recentes têm como meta uma escala de gigawatts, equivalente ao consumo de um milhão de residências ou suficiente para consumir toda a energia gerada por um grande reator nuclear.
Por isso, para preservar seu perfil ESG, as empresas de hiperescala e de tecnologia buscam obter essa energia de fontes de baixo carbono.
“Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA), espera-se que cerca de 50% da demanda adicional de eletricidade dos centros de dados seja atendida por energias renováveis até 2035. Grandes empresas de tecnologia, como Google e Microsoft, anunciaram metas de “energia livre de carbono 24 horas por dia, 7 dias por semana” para 2030, com o objetivo de igualar o consumo de eletricidade à geração de eletricidade sem carbono em tempo real.”
Simulação de opções de armazenamento de energia
Construção de um centro de dados de IA realista e isolado da rede elétrica
O estudo avalia uma microrrede renovável hipotética, isolada da rede elétrica, para centros de dados de IA, considerando as condições regionais de Taebaek, Coreia do Sul. A localização montanhosa favorece uma temperatura média de verão de aproximadamente 26,0 °C, enquanto a temperatura mínima média no inverno é de cerca de −9,6 °C, condições favoráveis à redução da demanda de refrigeração nos centros de dados.
Outra vantagem do local é que, durante o inverno, quando a produção solar é menor, a produção eólica atinge seu pico, permitindo que o sistema equilibre sazonalmente a produção de energia.
O estudo considera um sistema integrado de fornecimento de energia composto por painéis fotovoltaicos (FV), turbinas eólicas, armazenamento de hidrogênio e três opções de tecnologias de sistemas de armazenamento de energia (ESS): baterias de íons de lítio, baterias de fluxo redox de vanádio (VRFB) e volantes de inércia.
O subsistema de armazenamento de energia com hidrogênio, composto por um eletrolisador, um tanque de H₂ e uma célula a combustível, é incluído para permitir o armazenamento de longo prazo e aproveitar o excedente de eletricidade renovável.
O software de otimização de microrredes HOMER Pro foi usado para otimizar o dimensionamento dos componentes e comparar o desempenho econômico de diferentes configurações de sistemas baseados em ESS.
Elaboração de uma simulação precisa
De modo geral, os centros de dados apresentam um perfil de carga de base relativamente estável ao longo do ano, pois servidores, sistemas de refrigeração e infraestrutura elétrica de suporte operam continuamente para manter o serviço ininterrupto. Para levar em conta a variação limitada em condições reais de operação, foram aplicadas flutuações de carga horárias e diárias de ±5% e ±3%, respectivamente.
Do ponto de vista financeiro, a vida útil do projeto foi fixada em 25 anos, a taxa de inflação esperada em 2,0% e a taxa nominal de desconto em 2,5%; assim, a taxa real de desconto foi calculada em 0,49%.
Os custos de capital, substituição e operação e manutenção (O&M) de cada sistema de armazenamento de energia (ESS) foram variados simultaneamente para 80%, 100% e 120% dos respectivos valores de referência, e o sistema foi reotimizado para cada condição.
Como aproximação de um melhor desempenho de refrigeração, foi avaliado um cenário simplificado de melhoria da eficiência de refrigeração, reduzindo em 5% a demanda total de eletricidade da instalação para o centro de dados de 1 MW.
Para cada projeto possível, o sistema de armazenamento de energia escolhido oferece vantagens diferentes:
- As baterias de íons de lítio se destacam pela alta eficiência e pela resposta rápida no equilíbrio de curto e médio prazo.
- As baterias de fluxo redox de vanádio (VRFB) são ideais quando se busca dimensionar de forma independente as capacidades de potência e energia, além de serem adequadas para armazenamento de longa duração e ciclos repetidos de descarga profunda.
- Os volantes de inércia oferecem resposta rápida a altas potências e capacidade de armazenamento de curta duração.
A escassez máxima anual de capacidade foi limitada a 2%. Os requisitos de reserva operacional foram definidos em 10% da carga atual, 80% da produção fotovoltaica e 50% da produção de energia eólica.
Esta é uma comparação em nível de planejamento, não uma demonstração de confiabilidade para operações de missão crítica. A demanda anual de eletricidade não atendida foi de 1,18% para as baterias de íons de lítio, 0,684% para as VRFB e 0,588% para os volantes de inércia. Essas porcentagens medem a energia não atendida, não o tempo de inatividade, e não podem ser convertidas diretamente em índices de disponibilidade. O modelo também usa um perfil de carga simplificado, em vez de simular explicitamente a utilização dinâmica das GPUs e a demanda de refrigeração.
Como encontrar a combinação ideal de microrrede renovável
Na análise da configuração com baterias de íons de lítio, a opção que combinava essas baterias com o sistema completo de hidrogênio foi a mais econômica.
“No caso das baterias de íons de lítio, o sistema ideal era composto por 4.443 kW de energia fotovoltaica, cinco unidades de aerogeradores, um eletrolisador de 500 kW, um tanque de armazenamento de hidrogênio de 500 kg, uma célula a combustível (FC) de 2.000 kW, um conversor de 1.284 kW e baterias com capacidade de 14.600 kWh.”
No caso dos volantes de inércia, sua capacidade limitada representa um problema. Isso obriga o projeto a transferir para a geração renovável e o subsistema de hidrogênio o equilíbrio de longa duração. Assim, em comparação com a opção de lítio, são necessários um eletrolisador de 7.000 kW e um tanque de H₂ de 7.000 kg, o que aumenta enormemente, em 12 vezes, a escala total do sistema para o componente de hidrogênio.
Esse resultado contrasta fortemente com o das baterias de fluxo redox de vanádio. A configuração ideal com VRFB combinou uma capacidade de armazenamento de energia consideravelmente maior (35.271 contra 14.600 kWh) com uma capacidade menor de célula a combustível (FC) (500 contra 2.000 kW).
Essa diferença se deve à capacidade das baterias de fluxo redox de armazenar energia por mais tempo do que as baterias de íons de lítio, assumindo assim parte do papel do hidrogênio e reduzindo a necessidade de eletrolisadores e células a combustível de grande porte.
Como resultado, os sistemas com VRFB têm o menor custo nivelado de energia (LCOE): 0,1427 $/kWh, em comparação com 0,2106 $/kWh para as baterias de íons de lítio e 0,3721 $/kWh para os volantes de inércia.
Esse baixo custo total se deveu ao desempenho superior da configuração com VRFB em todos os aspectos da operação. Ela apresentou os menores custos iniciais de capital, de substituição, de operação e manutenção (O&M) e operacionais anuais.
Quanto custa?
Para o sistema ideal baseado em VRFB, o custo presente líquido (NPC) total
do sistema foi de US$ 29.135.914. A maior parcela correspondeu aos aerogeradores, com US$ 13.460.283, seguidos pelas baterias de fluxo redox de vanádio (US$ 7.396.824) e pelos painéis solares (US$ 5.613.025).
Nesse projeto, os aerogeradores responderam por 80,4% da geração total de eletricidade e foram a principal fonte de energia, enquanto a energia fotovoltaica contribuiu com 18,8% e teve um papel complementar.
A geração de eletricidade da célula a combustível de hidrogênio foi inferior a 1% e serviu principalmente como reserva.
“Apesar da alta dependência dos aerogeradores, a resiliência do sistema foi sustentada pela complementaridade sazonal entre a energia fotovoltaica e a eólica e pelo uso combinado do sistema de armazenamento de energia (ESS) e do subsistema de hidrogênio, que ajudaram a compensar as flutuações de curto prazo e os déficits prolongados de geração renovável.”
Principais conclusões para investidores
Durante muito tempo, as economias de escala na produção de baterias de íons de lítio fizeram dessa tecnologia a opção preferencial para implantar sistemas de armazenamento de energia rapidamente.
No entanto, as baterias de íons de lítio são, por natureza, uma tecnologia projetada para oferecer alta densidade energética em um espaço e peso limitados. O volume e o peso não são relevantes para o armazenamento estacionário de energia, seja para estabilizar a rede elétrica, seja para microrredes isoladas.
Em vez disso, a capacidade de armazenar energia por longos períodos, os custos de capital mais baixos e a vida útil mais longa influenciarão o LCOE total e a viabilidade econômica, dando a outras composições químicas de baterias uma chance real de competir.
Além disso, essas baterias alternativas ainda não são produzidas em massa em grande escala. Isso significa que é provável que o LCOE caia ainda mais à medida que a produção aumente.
Assim, para aplicações que vão além de residências e veículos elétricos, novas químicas, como as baterias de fluxo redox de vanádio, podem ser a próxima tecnologia a se expandir, acompanhando a tendência de adequar o armazenamento à aplicação, em vez de presumir que uma única química de bateria será dominante.
Isso pode se tornar um investimento lucrativo para quem escolher a empresa e a tecnologia certas, sobretudo porque a expansão dos centros de dados de IA precisa urgentemente de opções melhores para garantir o abastecimento de energia.
Ainda assim, os investidores devem estar cientes de que há muitas químicas alternativas às baterias de íons de lítio, e não apenas as baterias de fluxo redox de vanádio, como discutimos em nosso relatório sobre o tema. Além disso, os cálculos do estudo apresentaram os melhores resultados quando o fornecimento de energia renovável vinha principalmente da energia eólica. Uma matriz com predominância de energia solar poderia gerar resultados diferentes e favorecer outros tipos de sistemas de armazenamento de energia.
Investir em baterias de fluxo
Invinity Energy Systems
IES Gráfico de preços
Fundada em 2020, após a fusão da redT Energy com a Avalon Battery, a Invinity Energy Systems é uma fabricante global líder de baterias de fluxo de vanádio (VFBs) para uso em redes elétricas.
Graças ao design mais robusto, com vida útil operacional superior a 30 anos, as baterias de fluxo de vanádio da empresa fornecem, ao longo de sua vida útil, 3,8 vezes mais energia do que as baterias de íons de lítio.
Essa vida útil também corresponde à dos sistemas de energia solar e eólica, o que torna essas baterias uma combinação natural para a geração de energia renovável.
Fonte: Invinity
Essa durabilidade decorre do funcionamento da bateria, que se baseia em uma reação líquida totalmente reversível. Isso resulta em um sistema sem nenhum dos pontos de falha das baterias de íons de lítio: não há deposição, formação de dendritos nem mudança de fase. Além disso, a segurança é muito maior, pois não há risco de fuga térmica, emissão de cloro gasoso nem eventos térmicos causados por curtos-circuitos.
Ao todo, a empresa implantou globalmente 9 GW de capacidade de baterias em mais de 90 projetos, incluindo a maior instalação de bateria de fluxo do Canadá, o projeto de 8,4 MWh Projeto Solar e de Armazenamento de Chappice Lake, em Alberta; o sistema de bateria de fluxo de vanádio VS3 de 20,7 MWh no Copwood VFB Energy Hub, em East Sussex, no Reino Unido; e a futura venda de 43 MWh de baterias de fluxo de vanádio Endurium para a Dairyland Power Cooperative.
No futuro, o maior projeto da empresa até agora será o projeto FlexBase Laufenburg na Suíça, com capacidade de armazenamento em baterias de 1,5 GWh, prevista para chegar a 2,1 GWh em fases posteriores.
No entanto, os investidores devem estar cientes de que essa ainda é uma startup muito recente, que precisa de financiamento adicional para expandir suas operações.
Isso levou a uma queda acentuada de 38% no preço das ações quando foi anunciado um aporte de capital de £25 milhões, destinado a reforçar o capital de giro e acelerar o desenvolvimento de produtos (£10 milhões por meio de uma colocação institucional, £12,2 milhões do National Wealth Fund e £2,8 milhões por meio de uma oferta para investidores de varejo). A queda ocorreu porque as novas ações foram precificadas a 10 pence, um desconto de 43% em relação ao preço de negociação da época.
Para aumentar a rentabilidade e reduzir a necessidade de futuras captações de recursos, a empresa pretende cortar os custos em 66% até 2030, com a maior parte dessa redução já concretizada até o fim de 2027.
Fonte: Invinity
Por isso, os investidores deverão avaliar cuidadosamente o valor da empresa e decidir se a queda das ações em outubro de 2026 representa uma oportunidade de compra com desconto ou um sério sinal de alerta.
(Você também pode ler nosso artigo “10 principais ações de baterias para investir” para conhecer outras opções de investimento nesse setor)
Últimas notícias e novidades sobre as ações da Invinity Energy Systems (IES)
Estudo citado
1. Jimin Hong e Yosoon Choi. Análise técnico-econômica comparativa de tecnologias de armazenamento de energia em microrredes renováveis isoladas para centros de dados de IA. Journal of Engineering Research. 19 de outubro de 2026. 10.1016/j.jer.2026.10.038
