Com as vendas de combustível fora de moda, o armazenamento de baterias tornou-se o Santo Graal para o setor de energias renováveis. No entanto, tem sido o “lanterno” a seguir a solar, eólica e hídrica, quando deveria ter sido promovido em paralelo para suportar todas estas tecnologias e fornecer uma fonte de energia consistente.
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Prós
Anteriormente, o uso de armazenamento em bateria parecia implausível para as empresas. Agora, as atitudes foram alteradas por desenvolvimentos tecnológicos inovadores, aumento de financiamento e a necessidade urgente de energia prontamente disponível. Nosso comentário anterior sobre este tópico explica o ônus financeiro de adicionar armazenamento a um projeto de energia renovável e as diversas respostas do mercado. Uma resposta otimista é que o armazenamento em bateria cria benefícios progressivos, como equilibrar a demanda da rede elétrica.
A National Grid começou a maximizar essa vantagem no início deste ano, através do processo de licitação de 200MW de potência para permitir o balanceamento através de sua Sala de Controle. Os fornecedores de armazenamento de baterias que conseguem preencher essa capacidade têm mais chances de desenvolver seus negócios de forma mais ampla, o que explica por que as respostas geraram mais de seis vezes a quantidade inicial de 200 MW.
Os fornecedores em potencial se beneficiarão do aumento da receita devido à sua capacidade de carregar ativos de armazenamento a taxas subsidiadas , carregando baterias quando os preços de energia são mais baixos e descarregando suas baterias durante períodos mais caros. As empresas também podem ser pagas para descarregar seus ativos para realizar serviços de balanceamento de rede quando não houver energia suficiente para atender à demanda. Portanto, este é um concurso-chave que precisa ser seguido de perto por aqueles no setor de armazenamento de baterias para ver qual tecnologia é bem-sucedida.
O atual líder é a Renewable Energy Systems (RES) , que assinou um contrato de quatro anos com a National Grid, afirmando que o uso de armazenamento em bateria permitirá que eles forneçam 20 MW de resposta de frequência à rede do Reino Unido. Um relatório do Carbon Trust publicado em março de 2016 revelou que o armazenamento de energia poderia economizar até £ 50 por ano da conta de energia média, com uma economia geral do sistema de até £ 2,4 bilhões por ano até 2030.
Além disso, a National Grid afirmou que requer 30%-50% de seu balanceamento de fontes não tradicionais até 2020, sinalizando oportunidades crescentes para os fornecedores.
Tanto como pró e contra, o mercado de capacidade deve permanecer neutro em termos de tecnologia. Isso permite flexibilidade, novos entrantes e inovações. No entanto, isso significa que a posição padrão é a fonte de energia mais barata, o que restringe a estratégia e a política.
Os proprietários podem contribuir de várias maneiras para o enigma de energia no Reino Unido, fornecendo seu próprio armazenamento de bateria, o chamado “ armazenamento atrás do medidor ”, ou até mesmo retirando-se completamente da rede. Essa tendência contínua foi comparada a um armazenamento no estilo Airbnb para moradores.
Contras
Uma grande desvantagem é o próprio mecanismo do mercado de capacidade, que atualmente está sendo apelado no Tribunal de Justiça Europeu com base no suposto tratamento injusto da resposta à demanda. No quarto trimestre de 2015, duas investigações diferentes foram lançadas na França para avaliar se o mecanismo de capacidade do país e a licitação para uma usina inovadora eram consistentes com as leis estaduais da UE.
A questão principal é que empresas específicas serão favorecidas em detrimento de seus concorrentes, o que cria barreiras à entrada de novos players. A Reforma do Mercado de Eletricidade no Reino Unido também incorporou isso em seu programa de políticas, empregando um mecanismo de mercado de capacidade para garantir energia durante períodos de pressão no sistema.
O mecanismo significa que os licitantes vencedores em leilões obterão somas de capacidade frequentes em troca de serem notificados com quatro horas de antecedência para entregar com responsabilidade os suprimentos de capacidade alocados. No entanto, apesar de seus benefícios, o mecanismo do mercado de capacidade distorce a concorrência e separa os mercados que lidam com energia dentro da UE. Isto cria uma concorrência desequilibrada no mercado da energia da UE e pode resultar em investimentos improdutivos.
Consequentemente, inúmeras ameaças e problemas surgem dentro do sistema, por exemplo, a restrição de novas empresas entrarem no mercado, como é evidente na França. Além disso, os leilões geralmente parecem privilegiar tecnologias específicas em detrimento de outras e não consideram o valor de outras abordagens.
A arbitragem disponível para os fornecedores de energia, como energia barata à noite e energia cara durante os períodos de pico do dia, eventualmente se estabilizará e desaparecerá completamente quando o mercado absorver a capacidade de armazenamento adicional. Isso representa um desincentivo para os investidores, e a escala de tempo em que isso desaparecerá é incerta.
Para os geradores independentes, o quadro não é tão animador porque os contratos dos provedores de resposta à demanda com a Rede Nacional costumam ser de apenas um ou dois anos de geração, sem acesso aos contratos de longo prazo disponíveis para as usinas. Um relatório no início deste ano do Institute for Public Policy Research pediu mudanças para remediar essa disparidade que torna difícil competir com a geração tradicional, mas essas mudanças podem levar anos.
O relatório aponta que, para acessar os contratos mais longos, os operadores devem provar que estão gastando acima de um determinado limite na construção ou modernização de sua planta. Para o contrato de 15 anos, esse nível de despesas foi fixado em £ 255/kw de capacidade no último leilão (2015); para o contrato de três anos, o limite era de £ 130/kw (National Grid 2015b). E qualquer gasto de capacidade inferior a esses valores só teria acesso a contratos de um ano.