Redispatch 2.0 e armazenamento de energia em larga escala: maldição ou Segen para a rede elétrica? O papel ambivalente dos sistemas gigantes de armazenamento de energia em baterias

Redispatch 2.0 explicado em termos simples: O que os operadores de usinas e investidores em armazenamento precisam saber

A rede elétrica alemã enfrenta um teste de resistência histórico: enquanto as turbinas eólicas no norte operam a plena capacidade, frequentemente faltam linhas de transmissão para transportar a energia até os centros industriais do sul. Para evitar um colapso no fornecimento, as operadoras da rede intervêm na geração quase ininterruptamente – um processo conhecido como redistribuição, que custa bilhões aos consumidores anualmente.

No entanto, a transição energética alterou fundamentalmente esse sistema. Enquanto antes apenas algumas grandes usinas de energia eram controladas centralmente, hoje dezenas de milhares de usinas descentralizadas, parques solares e, cada vez mais, sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala e alto desempenho precisam ser coordenados. Desde a implementação do Redispatch 2.0 em outubro de 2021, os operadores de redes de distribuição e os operadores de usinas menores também são obrigados a garantir a estabilidade física da rede.

O papel dos sistemas de armazenamento de energia em larga escala, que estão em plena expansão, é particularmente interessante: eles são vistos como uma esperança para a transição energética, mas – se usados ​​incorretamente – podem, na verdade, agravar os gargalos locais. O problema, muitas vezes, não reside na tecnologia em si, mas na falta de sinais regionais de preços. O guia de perguntas e respostas a seguir examina em detalhes como funciona o gerenciamento moderno de congestionamento, por que os custos estão disparando, qual o papel do armazenamento de energia em baterias nesse contexto e por que a discussão sobre zonas de preços de eletricidade é crucial para a segurança futura do nosso fornecimento de energia.

O que significa redistribuição e por que esse termo é tão central para a rede elétrica alemã?

O redistributimento refere-se a intervenções na geração de energia das usinas para proteger as linhas de transmissão contra sobrecargas. Se um gargalo ameaçar a rede em um ponto específico, as usinas próximas ao gargalo são instruídas a reduzir sua injeção na rede, enquanto as usinas do lado oposto devem aumentá-la. Isso cria um fluxo de carga que contrabalança o gargalo. O termo é frequentemente usado em debates sobre políticas energéticas, mas raramente explicado em sua totalidade. No entanto, é fundamental para a compreensão das redes modernas, pois descreve o mecanismo pelo qual os operadores da rede garantem a estabilidade física da rede elétrica em tempo real. Sem o redistributimento, os gargalos na rede levariam a sobrecargas descontroladas, que, no pior dos casos, poderiam causar apagões em cascata. O princípio é inicialmente simples: se muita eletricidade for injetada na rede em um ponto, a geração nesse ponto deve ser reduzida e compensada em outro. Contudo, a implementação prática desse princípio mudou consideravelmente ao longo dos anos, principalmente devido à expansão massiva das energias renováveis ​​e à consequente descentralização da geração de eletricidade.

Quais são os fundamentos jurídicos do reexpedição e onde se encontram suas raízes históricas?

As raízes do redispatch remontam à Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG) de 2005. O Artigo 13 da EnWG, que entrou em vigor em 13 de julho de 2005, obriga os operadores do sistema de transmissão a garantir a segurança do sistema. Especificamente, estabelece que os operadores do sistema de transmissão estão autorizados e obrigados a eliminar ameaças ou interrupções no sistema de fornecimento de eletricidade por meio de medidas relacionadas à rede, ao mercado e reservas adicionais. Em um sistema de usinas de energia altamente centralizado na época, isso significava que, em caso de sobrecargas iminentes na rede, grandes usinas individuais podiam ser instruídas a ajustar sua injeção de energia. Isso afetava principalmente as usinas convencionais nas redes de transmissão de 220 kV e 380 kV. O número de usinas afetadas era gerenciável, os canais de comunicação eram curtos e o esforço de coordenação era comparativamente baixo. O sistema funcionava em um ambiente onde algumas grandes usinas de energia lidavam com a maior parte da geração de eletricidade e os fluxos de carga eram altamente previsíveis. Esse princípio básico de controle centralizado formou a base sobre a qual todas as expansões e reformas subsequentes foram construídas.

De que forma a expansão das energias renováveis ​​alterou o sistema elétrico?

Com a expansão das energias renováveis ​​a partir de 2010, a estrutura do sistema mudou fundamentalmente. Dezenas de milhares de geradores descentralizados substituíram gradualmente algumas usinas termelétricas centralizadas. A médio prazo, cerca de 90% das instalações de geração estarão conectadas às redes de distribuição, enquanto as grandes usinas continuarão a perder importância. Essa transformação levou a novas rotas de transmissão, principalmente de norte a sul, visto que grande parte da energia eólica é gerada no norte da Alemanha, enquanto as principais áreas de consumo estão no sul e oeste. As capacidades de transmissão eram, e em muitos casos ainda são, insuficientes para transportar toda a eletricidade gerada até os centros de consumo. Ao mesmo tempo, além do tradicional redistribuição, a gestão de incentivos à geração distribuída (feed-in management) prevista na Lei de Fontes de Energia Renovável continuou a existir para as usinas de energia renovável. Essa estrutura paralela, na qual as usinas termelétricas convencionais eram reguladas por meio de redistribuição e as usinas de energia renovável por meio de gestão de incentivos à geração distribuída, levou ao aumento da complexidade e dos custos das medidas de gestão de congestionamento. As centrais eólicas e solares geram energia dependendo das condições meteorológicas e da hora do dia, o que complica significativamente a previsibilidade dos fluxos de carga e aumenta a necessidade de medidas de controlo.

Qual era o problema com o antigo sistema de redistribuição e gestão de injeção de energia?

O antigo sistema caracterizava-se por uma divisão estrutural que se tornou cada vez mais ineficiente. Por um lado, havia o clássico redistribuição de acordo com a Seção 13 da Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG), que se aplicava exclusivamente à rede de transmissão e afetava usinas de geração convencionais com mais de 10 megawatts de capacidade nominal instalada. Os operadores do sistema de transmissão podiam regular essas usinas para evitar congestionamentos na rede. Por outro lado, havia a gestão de injeção de energia na rede, de acordo com a Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG) e a Lei de Cogeração (KWKG), que tratava da regulação de usinas de energia renovável e de cogeração separadamente para o gerenciamento de congestionamentos na rede. Com a gestão de injeção de energia na rede, a produção das usinas era reduzida com base em valores reais, ou seja, em situações críticas. Faltava um planejamento proativo baseado em previsões. A redução da produção ocorria de forma pontual, levando a custos mais elevados e a um uso ineficiente dos recursos disponíveis. Os custos para o gerenciamento geral de congestionamentos na rede aumentaram significativamente entre 2019 e 2023, de € 1,3 bilhão para € 3,2 bilhões. Em 2023, aproximadamente 19 terawatts-hora de eletricidade foram perdidos devido a gargalos na rede elétrica, o que corresponde a cerca de quatro por cento da geração total de eletricidade da Alemanha. Os parques eólicos offshore e onshore foram particularmente afetados.

O que exatamente foi decidido com a Lei de Aceleração da Expansão da Rede Elétrica de 2019?

A resposta política aos crescentes problemas surgiu em 2019 com a alteração da Lei de Aceleração da Expansão da Rede Elétrica, que entrou em vigor em 17 de maio de 2019. O objetivo era fundir o redistribuição e a gestão da injeção de energia na rede em um sistema integrado de gestão de congestionamento. As regulamentações anteriores de gestão da injeção de energia, previstas na Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG) e na Lei de Cogeração (KWKG), foram revogadas e substituídas por um regime unificado de redistribuição, conhecido como Redistribuição 2.0, baseado nos artigos 13, 13a e 14 da Lei da Indústria de Energia (EnWG). A intenção era estabelecer um sistema uniforme e preventivo de gestão de congestionamento para o fornecimento de eletricidade em toda a Alemanha. As usinas de energia renovável e de cogeração (CHP) deixaram de ser tratadas separadamente e passaram a ser regulamentadas de acordo com a mesma estrutura legal das usinas convencionais. O prazo para implementação foi definido para 1º de outubro de 2021, com as obrigações iniciais de envio de dados começando já em julho de 2021.

Desde quando o Redispatch 2.0 está em vigor e o que há de fundamentalmente novo nele?

Desde 1º de outubro de 2021, o Redispatch 2.0 tornou-se obrigatório para todos os participantes do mercado. A novidade não reside na possibilidade de intervenção em si, mas sim na sua integração abrangente ao sistema. Todas as centrais controláveis ​​com capacidade igual ou superior a 100 quilowatts, incluindo centrais elétricas convencionais, centrais de energia renovável e instalações de armazenamento de energia, foram incluídas na gestão de congestionamento. Esta é uma diferença fundamental em relação ao sistema anterior, no qual apenas as grandes centrais elétricas convencionais com mais de 10 megawatts eram diretamente afetadas pelo redispatch. No novo processo, o operador da rede determina o estado da rede para um horizonte de planeamento de aproximadamente 36 horas e otimiza-o conforme necessário. Isto requer previsões de carga e de injeção de energia na rede. Caso seja identificado congestionamento, o operador da rede deve resolvê-lo utilizando medidas economicamente viáveis. Outra inovação fundamental é que estas medidas devem ser equilibradas em termos de energia e consumo energético, garantindo que os operadores das centrais não sofram quaisquer desvantagens financeiras em consequência das intervenções de controlo. Além disso, o gerenciamento deixou de ser responsabilidade exclusiva dos operadores do sistema de transmissão, passando a envolver também todos os operadores do sistema de distribuição, que se tornaram, assim, um pilar fundamental da gestão de congestionamentos.

Como funciona em detalhes o processo de Redispatch 2.0?

O processo Redispatch 2.0 baseia-se numa abordagem de planeamento que difere fundamentalmente da abordagem reativa anterior. Os operadores da rede criam previsões de congestionamento com base em dados abrangentes de todos os participantes da rede, em particular das centrais elétricas que alimentam a rede e dos principais consumidores. Os operadores das centrais elétricas submetem dados planeados ou previstos, dependendo do modelo de balanceamento escolhido. No modelo de previsão, devem ser fornecidas ao operador da rede informações sobre ajustes relacionados com o mercado e indisponibilidade, para que este possa criar previsões de geração. No modelo de valor planeado, o operador da central elétrica é responsável por submeter tanto dados previstos como planeados.

Com base nesses dados e em informações em tempo real, o operador da rede pode identificar precocemente potenciais gargalos na rede e tomar medidas proativas e direcionadas. Programações alternativas são calculadas para sobrecargas previsíveis, e os desvios da programação de mercado são compensados. A Seção 13a da Lei Alemã da Indústria de Energia (EnWG) regulamenta o balanceamento e a compensação financeira ao operador da usina. O gerente do grupo de balanceamento, na maioria dos casos o comercializador direto, recebe compensação energética do operador da rede pela quantidade faltante em seu grupo de balanceamento. No novo processo, a quantidade de energia injetada e cortada a cada quarto de hora é alocada a um grupo de balanceamento. Esse sistema exige cooperação em toda a indústria entre operadores de sistemas de transmissão, operadores de sistemas de distribuição, operadores de usinas, gerentes de grupos de balanceamento e os chamados gerentes de implantação, aos quais os operadores de usinas podem delegar grande parte de suas responsabilidades.

Quais são os custos atuais da gestão de congestionamento de rede e como eles evoluíram?

Os custos da gestão do congestionamento da rede elétrica têm oscilado consideravelmente nos últimos anos. Em 2022, os custos totais atingiram um pico de aproximadamente € 4,2 bilhões, impulsionados pela crise energética e pelos preços extremamente elevados dos combustíveis e da energia no mercado atacadista. Em 2023, os custos totais preliminares caíram para pouco menos de € 3,1 bilhões, apesar do aumento no volume de medidas implementadas para 34.297 gigawatts-hora. Essa queda deveu-se à redução dos preços da energia, com a queda dos preços da eletricidade no mercado atacadista de pouco mais de € 230 para cerca de € 92 por megawatt-hora. Os custos preliminares de implantação de medidas de redistribução utilizando usinas termelétricas convencionais totalizaram aproximadamente € 1,8 bilhão em 2023, enquanto os custos da redução da produção de energia renovável triplicaram, chegando a cerca de € 600 milhões.

Em 2024, o volume de medidas diminuiu aproximadamente 12%, para 30.304 gigawatts-hora, e os custos totais preliminares caíram ainda mais, para cerca de € 2,78 bilhões. No entanto, o quarto trimestre de 2024 apresentou um aumento preocupante: 10.424 gigawatts-hora tiveram que ser utilizados para estabilizar a rede, um aumento de 19% em comparação com o mesmo trimestre do ano anterior. Dezembro de 2024 foi particularmente notável, com custos de € 370 milhões incorridos somente naquele mês, um novo recorde desde a crise energética. Cerca de 47% das usinas de energia renovável desativadas estavam conectadas à rede de distribuição em 2024, sendo que a causa estava na rede de transmissão em 74% dos casos. Ao mesmo tempo, observa-se uma crescente concentração de gargalos na rede de distribuição: sua participação nos volumes de redistribuição aumentou de 20% em 2023 para 26% em 2024. Esses custos são repassados ​​aos preços da eletricidade por meio de tarifas de rede e, portanto, afetam todos os consumidores.

Por que o Redispatch 2.0 é particularmente relevante para sistemas de armazenamento de baterias em larga escala?

Um sistema de armazenamento de energia em baterias de grande escala, com capacidade de muitos megawatts, é tecnicamente capaz de transferir quantidades significativas de energia ao longo do tempo. No entanto, sua injeção efetiva na rede está sujeita à arquitetura da mesma. Ele é capaz de redistribuir a demanda, requer previsão e está integrado ao gerenciamento de congestionamento. A capacidade por si só não garante a injeção na rede: onde a estabilidade do sistema é necessária, a comercialização deve ser considerada em segundo plano. Especialmente com grande capacidade instalada, a integração ao planejamento da rede, aos modelos de previsão e ao gerenciamento de congestionamento é crucial. Grandes baterias podem aliviar gargalos por meio de carregamento ou descarregamento seletivo. O ponto crítico, porém, é que elas próprias também podem se tornar parte do gargalo se vários sistemas tentarem injetar energia simultaneamente.

O mercado de sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala na Alemanha está crescendo rapidamente. A capacidade instalada atingiu mais de 2 gigawatts de potência nominal em 2025, e esperava-se que 1,46 gigawatts de nova capacidade entrassem em operação somente em 2025. Projeta-se um aumento de sete vezes na capacidade em comparação com 2024 até 2027, e diversas previsões indicam que a capacidade total poderá atingir 15 gigawatts até 2030. As solicitações de conexão de sistemas de armazenamento de energia em baterias por parte das operadoras de rede elétrica já superam em quase cem vezes a capacidade existente. Com essas taxas de crescimento, a questão da integração desses sistemas na gestão de congestionamentos torna-se cada vez mais urgente.

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Baterias de grande porte são geralmente boas ou ruins para a rede elétrica?

Essa questão não pode ser respondida em termos gerais, pois depende da localização, do modo de operação e da situação específica da rede elétrica. Um estudo da Neon Neue Energieökonomik, encomendado pela desenvolvedora de sistemas de armazenamento Eco Stor, analisou o desempenho de duas grandes baterias em Schleswig-Holstein e na Baviera a cada quinze minutos do ano. Os resultados mostram que os operadores da rede economizam custos de redistribuição de 3 a 6 euros por ano para cada quilowatt de capacidade da bateria. Portanto, as grandes baterias não devem, de forma alguma, ser consideradas inerentemente onerosas para a rede, mesmo que isso seja por vezes sugerido no debate sobre política energética.

No entanto, esse alívio na rede ocorre atualmente por puro acaso, já que a Alemanha possui apenas uma zona de preços de eletricidade e, portanto, não há preços regionais. As baterias operam de acordo com o sinal de preço uniforme nos mercados atacadistas e de balanceamento de energia. Os gargalos na rede são invisíveis para elas. Uma análise detalhada mostra que uma bateria de grande porte alivia e sobrecarrega a rede com frequência aproximadamente igual, cada uma em cerca de 20% dos quartos de hora. Nos 60% restantes do tempo, ou a bateria está ociosa ou a rede está livre de congestionamento. O Fraunhofer ISE também destaca que grandes sistemas de armazenamento de energia em baterias, que são operados principalmente de acordo com mecanismos de mercado, podem amplificar os picos de energia locais por meio de comportamentos desfavoráveis ​​de carga e descarga, exacerbando assim as cargas dos transformadores e das linhas de transmissão.

O que significa operação compatível com a rede elétrica para grandes sistemas de armazenamento de baterias?

A operação de suporte à rede refere-se ao uso direcionado de um sistema de armazenamento para estabilizar a rede, evitar gargalos ou compensar flutuações de tensão. Isso difere da operação puramente de suporte ao mercado, onde a eletricidade é comprada principalmente a preços baixos e vendida a preços mais altos – um caso clássico de arbitragem de preços. Um sistema de armazenamento de baterias em larga escala é considerado de suporte à rede se sua instalação na rede e seu modo de operação reduzirem a carga da rede, o que pode, por exemplo, levar a uma redução na necessidade de expansão da rede.

Na prática, ambas as abordagens podem ser combinadas: um sistema de armazenamento pode participar economicamente do mercado enquanto, simultaneamente, atende à rede elétrica. Estudos mostram que sistemas de armazenamento que auxiliam a rede absorvem eletricidade seletivamente quando uma alta demanda de energia é iminente e a devolvem posteriormente. Isso reduz a necessidade de intervenções e aumenta a segurança do fornecimento. Para que os sistemas de armazenamento de baterias auxiliem a rede, eles devem ser instalados em locais onde a rede esteja sob forte pressão. O controle inteligente também é crucial, pois garante que o sistema de armazenamento reaja no momento certo e forneça energia de forma eficiente. Quanto maior e mais flexível for o sistema de armazenamento, por exemplo, com um tempo mínimo de descarga de quatro horas, maior será sua contribuição para o alívio da demanda na rede.

Por que atualmente não existem incentivos eficazes para que grandes baterias adotem comportamentos favoráveis ​​à rede elétrica?

O problema reside na estrutura do mercado de eletricidade alemão. A Alemanha possui atualmente uma única zona de preços de eletricidade com preços uniformes para o dia seguinte. Isso significa que o preço da eletricidade na bolsa é o mesmo em toda a Alemanha, independentemente de haver ou não problemas de congestionamento na rede em uma determinada região. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias e todos os outros participantes do mercado dependem desse sinal de preço uniforme nos mercados atacadistas e de balanceamento de energia. O congestionamento da rede é simplesmente invisível para eles, porque não há um sinal de preço que reflita os gargalos regionais.

Neste sistema, não há incentivo financeiro para agir de forma favorável à rede. Uma instalação de armazenamento em Schleswig-Holstein que carrega energia durante ventos fortes o faz não porque haja um gargalo na rede, mas porque o preço da eletricidade em todo o país está atualmente baixo. O fato de esse comportamento ser simultaneamente favorável à rede é pura coincidência. O estudo da Neon New Energy Economics examinou três abordagens regulatórias para fortalecer o comportamento favorável à rede. Um sinal de preço de redistribuição dinâmica, que reflete a situação da rede a cada 15 minutos, apresentou o melhor desempenho. Tal sinal de preço cria o maior valor agregado para a rede e a menor perda de valor de mercado.

Qual o papel da discussão sobre zonas de preços de eletricidade para armazenamento e redistribuição de energia em grandes baterias?

O debate em torno da divisão da zona de preços da eletricidade na Alemanha ganhou considerável impulso nos últimos anos e está diretamente ligado às questões de redistribuição e armazenamento em larga escala de energia em baterias. Como parte de sua Revisão das Zonas de Licitação, a Comissão Europeia solicitou uma revisão das zonas de licitação europeias, propondo a divisão da Alemanha em duas a quatro zonas. Um estudo realizado pela Agora Energiewende e pelo Fraunhofer IEE conclui que um sistema de preços locais poderia reduzir significativamente os custos de redistribuição e fortalecer a segurança do abastecimento. Já em 2023, os sinais de preços locais poderiam ter reduzido os custos de eletricidade para empresas e residências em uma média de mais de € 6 por megawatt-hora em todo o país.

Um breve relatório da Neon Neue Energieökonomik, encomendado pela fornecedora de energia Enercity, estima que as rendas resultantes do gargalo na Alemanha seriam de cerca de € 2 bilhões por ano se a rede elétrica fosse dividida em quatro ou cinco zonas de preço. No entanto, um estudo da Universidade Técnica de Munique mostra que as diferenças de preço entre algumas grandes zonas de preço da eletricidade são pequenas e resultam em economias mínimas nos custos de redistribuição. Em contrapartida, a precificação nodal específica para cada nó leva a uma redução significativa nos custos de redistribuição e nos custos gerais. Os sinais de preço regionais seriam de enorme importância para sistemas de armazenamento de energia em larga escala, pois criariam, pela primeira vez, um incentivo econômico para comportamentos favoráveis ​​à rede. Contudo, o novo governo alemão concordou, em seu acordo de coalizão, em manter a zona de preço unificada da eletricidade por enquanto.

Como os operadores de usinas são compensados ​​financeiramente durante uma operação de reexpedição?

Caso o operador da rede ajuste a geração, o Artigo 13a da Lei Alemã da Indústria Energética (EnWG) rege o balanceamento e a compensação financeira ao operador da usina. O gerente do grupo de balanceamento do ponto de injeção ou de consumo afetado tem direito a uma compensação de balanceamento junto ao operador do sistema de transmissão que emitiu a solicitação de ajuste de geração. Além disso, o ajuste da geração de potência ativa ou reativa deve ser adequadamente compensado financeiramente. A compensação financeira adequada inclui as despesas necessárias para os ajustes de geração efetivos, o consumo proporcional do valor da usina e a perda de receita comprovada.

Em junho de 2024, a Agência Federal de Redes emitiu uma norma sobre a determinação da compensação financeira adequada para medidas de redistribuição de energia, nos termos do Artigo 13a, Parágrafo 2. O princípio fundamental é que o operador de uma usina de energia renovável ou convencional não deve sofrer quaisquer desvantagens econômicas em decorrência de intervenções de controle. Ele deve ser colocado na mesma posição como se a intervenção não tivesse ocorrido. Por exemplo, se um parque eólico no norte for desligado porque a linha de transmissão para o sul está sobrecarregada, o operador ainda deverá ser compensado. Ao mesmo tempo, outra usina de energia no sul terá que produzir mais eletricidade para atender à demanda, o que também acarreta custos.

Qual o papel dos operadores de redes de distribuição no processo de Redispatch 2.0?

Até 30 de setembro de 2021, o redistribuição de energia era de responsabilidade exclusiva dos quatro operadores de sistemas de transmissão na Alemanha. Com o Redispatch 2.0, isso mudou fundamentalmente. Os operadores de sistemas de distribuição tornaram-se um pilar essencial na gestão de congestionamentos na rede elétrica alemã. Eles devem identificar proativamente os gargalos na rede e, em seguida, determinar, coordenar e implementar medidas adequadas, garantindo a segurança da rede e do fornecimento de energia. Isso exige que eles modelem suas redes considerando as cargas esperadas e as previsões do estado da rede. Para eliminar os gargalos, os operadores de sistemas de distribuição devem incluir todas as usinas de energia renovável, usinas de cogeração (CHP) e instalações de armazenamento com capacidade de 100 quilowatts ou mais.

Isso representa uma expansão significativa de suas responsabilidades existentes e exige novas funções e processos de mercado para responder a possíveis gargalos em tempo real e com base em previsões. O aumento dos gargalos na rede de distribuição ressalta a importância desse desenvolvimento. A participação da rede de distribuição nos volumes de redistribuição de energia para usinas de energia renovável aumentou de 20% em 2023 para 26% em 2024, uma tendência que provavelmente continuará com a expansão da geração descentralizada.

De que maneira exatamente os sistemas de armazenamento de baterias em larga escala podem contribuir para a redução do congestionamento da rede elétrica?

Os sistemas de armazenamento de energia em baterias podem intervir precisamente quando ocorrem gargalos na rede elétrica. Quando há geração excessiva de eletricidade, eles absorvem energia e a liberam posteriormente, quando a demanda aumenta. Sistemas de armazenamento em larga escala reagem em milissegundos, tornando-os ideais para compensar de forma confiável flutuações de tensão, instabilidades de frequência ou picos de carga locais. Eles fornecem energia de balanceamento e podem evitar apagões. Cada medida de redistribuição evitada representa economia de custos e impede o desperdício de energia proveniente de fontes renováveis.

Num cenário prático, um sistema de armazenamento de energia em baterias de grande escala no norte da Alemanha pode ser carregado seletivamente durante ventos fortes, mitigando assim o pico de injeção de energia que, de outra forma, levaria à sobrecarga da rede. O Fraunhofer ISE analisa se sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala podem ser operados de forma a apoiar a rede em locais específicos, examinando séries temporais de geração e carga da subestação relevante, modelando os fluxos de energia resultantes e simulando estratégias operacionais que apoiam a rede. Além disso, a análise examina se medidas de redistribuição foram implementadas no local específico no passado. Isso também apresenta novas oportunidades para municípios, operadores de rede e desenvolvedores de projetos, uma vez que os sistemas de armazenamento de energia em baterias criam valor agregado local, reduzem a sobrecarga da rede e fortalecem a segurança do abastecimento local.

Por que os grandes sistemas de armazenamento de baterias podem, em si, se tornar um problema para a estabilidade da rede elétrica?

O sistema elétrico se transformou de um sistema de controle centralizado de usinas para uma coordenação de recursos descentralizados orientada por dados. Nesse novo sistema, não é apenas a geração de energia que importa, mas também a integração à arquitetura do sistema. Um sistema de armazenamento de energia em larga escala, com enorme capacidade, pode se tornar problemático se operar baseado unicamente em sinais de mercado, sem considerar a situação da rede local. Se vários sistemas de armazenamento em uma região quiserem injetar energia na rede simultaneamente devido aos altos preços da eletricidade, isso pode causar ou agravar os gargalos que se pretende evitar.

Sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala, operados principalmente por mecanismos de mercado, podem amplificar os picos de energia locais por meio de padrões desfavoráveis ​​de carga e descarga, aumentando assim a carga em transformadores e linhas de transmissão. O número crescente de sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala pode agravar esse problema. Com as solicitações de conexão à rede elétrica ultrapassando 200 gigawatts, fica claro que a coordenação desses sistemas representa um dos principais desafios dos próximos anos. O ponto crucial é que a capacidade, por si só, não garante a injeção de energia na rede. Quando a estabilidade do sistema é essencial, o marketing deve ficar em segundo plano. Um sistema de armazenamento que deseja gerar receita no mercado deve aceitar que suas opções de injeção de energia na rede são limitadas pelos limites físicos da rede e pelas decisões dos operadores da mesma.

Como será o futuro da gestão de gargalos e o que significa o Redispatch 3.0?

Embora o Redispatch 2.0 integre principalmente instalações de geração à gestão de congestionamentos, um desenvolvimento futuro rumo ao Redispatch 3.0 visa integrar ainda mais estreitamente instalações de armazenamento, eletrolisadores e cargas controláveis. O objetivo é uma coordenação ainda mais precisa entre geração e consumo por meio de plataformas digitais e dados em tempo real. A discussão em torno das zonas de preços de eletricidade e dos sinais de preços locais desempenhará um papel crucial nesse processo. Se incentivos regulatórios para comportamentos favoráveis ​​à rede forem criados com sucesso, os sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala poderão desempenhar um papel significativamente maior na prevenção de congestionamentos do que desempenham atualmente. O estudo da Neon New Energy Economics conclui que um sinal de preço dinâmico para o redispatch criaria o maior valor agregado para a rede, minimizando simultaneamente as perdas de valor de mercado.

Os avanços tecnológicos corroboram essa tendência: o custo das baterias de íon-lítio caiu aproximadamente 84% nos últimos dez anos, e a tendência é para sistemas maiores com maior duração de armazenamento. Enquanto o projeto médio de baterias em 2022 ainda era um sistema de uma hora, os sistemas de duas horas agora predominam, e os sistemas de quatro e seis horas também estão sendo cada vez mais utilizados. Até 2030, a capacidade de armazenamento de sistemas de armazenamento de baterias em larga escala na Alemanha poderá aumentar para 57 gigawatts-hora, com uma potência total de 15 gigawatts. A longo prazo, até 2050, uma capacidade de 60 gigawatts, ou 271 gigawatts-hora, é até possível. Com essas capacidades, o armazenamento de baterias em larga escala poderá se tornar um instrumento fundamental para a gestão da sobrecarga, desde que o marco regulatório crie os incentivos adequados.

O que tudo isso significa para a transição energética como um todo?

O sistema elétrico alemão está passando por uma transformação fundamental. A transição energética transformou o sistema, antes controlado centralmente, em uma rede altamente complexa de produtores descentralizados, exigindo novos mecanismos de coordenação. O Redispatch 2.0 é um componente essencial dessa nova coordenação, integrando todos os atores relevantes em um sistema unificado de gerenciamento de congestionamento. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias de grande escala são tanto parte da solução quanto uma fonte potencial de novos desafios. Eles podem aliviar o congestionamento, fornecer energia de balanceamento, integrar energias renováveis ​​e reduzir a necessidade de expansão da rede. Ao mesmo tempo, exigem uma integração cuidadosa à arquitetura do sistema para evitar que se tornem eles próprios causadores de congestionamento.

As principais alavancas para o futuro residem no desenvolvimento contínuo do modelo de mercado de eletricidade, com foco em sinais de preço que revelem gargalos na rede, na expansão acelerada da rede, na digitalização do controle da rede e em marcos regulatórios que recompensem comportamentos favoráveis ​​à rede. O sistema energético do futuro não será mais controlado por algumas grandes usinas, mas pela coordenação baseada em dados de centenas de milhares de recursos descentralizados, desde turbinas eólicas e painéis solares até armazenamento em baterias, eletrolisadores e cargas controláveis. O Redispatch 2.0 lançou as bases para essa coordenação. Os próximos anos mostrarão se os marcos regulatórios conseguirão acompanhar a dinâmica das mudanças tecnológicas.

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