A transição energética da Alemanha posta à prova: porque é que as baterias e as centrais termoelétricas a gás combinam bem

O fim do défice de eletricidade: como seria a interação perfeita entre baterias e centrais elétricas

Armadilha de hidrogénio ou verdadeira salvação? A verdade sobre as novas centrais termoelétricas a gás da Alemanha

A transição energética da Alemanha encontra-se num ponto de viragem crucial – contudo, corre o risco de se enredar num debate equivocado de "ou um ou outro". De um lado estão os defensores dos sistemas de armazenamento de energia em grande escala como salvadores livres de emissões; do outro, os defensores das centrais eléctricas a gás clássicas e despacháveis. Mas aqueles que colocam estas duas tecnologias em oposição arriscam nada menos do que a segurança e a acessibilidade futuras da nossa eletricidade. Enquanto as baterias constituem a espinha dorsal da flexibilidade diária e de curto prazo na rede, as centrais elétricas continuam a ser uma salvaguarda raramente utilizada, mas economicamente indispensável, contra períodos prolongados de baixa geração de energia eólica e solar. Com o mercado de capacidade multimilionário recentemente aprovado por Bruxelas, a arquitectura do mercado de electricidade alemão está agora a ser fundamentalmente reestruturada. O verdadeiro desafio, portanto, não é: armazenamento ou centrais eléctricas? Trata-se da interação inteligente e controlada digitalmente entre ambos os mundos – e da questão de como o hidrogénio, as tarifas de eletricidade inteligentes e a solidariedade europeia nos impedirão de ficar no escuro no inverno.

Aqueles que requerem apenas instalações de armazenamento ou apenas centrais elétricas não estão a construir um sistema neutro em carbono, mas sim a criar a próxima lacuna de oferta

O falso debate do "ou isto ou aquilo"

O debate energético alemão é frequentemente enquadrado como uma competição entre as baterias e as centrais termoeléctricas a gás. Por um lado, existem os sistemas de armazenamento de energia em baterias, apresentados como uma tecnologia moderna, isenta de emissões e de rápida escalabilidade. Por outro lado, existem as centrais termoeléctricas despacháveis, que os seus defensores consideram uma salvaguarda indispensável contra a escassez de electricidade e os seus críticos, um retrocesso aos combustíveis fósseis. Esta justaposição é politicamente atraente, mas enganadora do ponto de vista da economia da energia. As baterias e as centrais termoelétricas a gás abordam problemas diferentes dentro do mesmo sistema. Aqueles que as colocam em oposição confundem flexibilidade de curto prazo com segurança de abastecimento a longo prazo.

As baterias são particularmente importantes quando a eletricidade tem de ser transferida ao longo de minutos ou horas. Podem transferir energia solar do meio-dia para a noite, suprir picos de procura de curto prazo, compensar flutuações de frequência e absorver excedentes de energia renovável. As centrais elétricas flexíveis, por outro lado, tornam-se especialmente valiosas quando existe uma escassez persistente, os níveis de armazenamento diminuem e ocorrem picos de procura em simultâneo. A sua contribuição crucial não reside em produzir o máximo possível de quilowatts-hora, mas em estar disponível de forma fiável em algumas situações críticas.

A questão económica fundamental não é, portanto, qual a tecnologia intrinsecamente superior. A questão crucial é qual a combinação de energias renováveis, redes elétricas, baterias, procura flexível, importações europeias e centrais elétricas despacháveis ​​que proporciona a segurança de abastecimento desejada ao menor custo global. Um sistema com capacidade garantida insuficiente corre o risco de escassez, preços extremos e medidas políticas de emergência. Um sistema com capacidade excessivamente subsidiada impõe um fardo desnecessário aos consumidores e enfraquece os incentivos ao investimento em armazenamento e flexibilidade. O caminho economicamente viável encontra-se algures entre estes dois extremos.

O que Bruxelas aprovou realmente

A aprovação do mecanismo de capacidade alemão pela Comissão Europeia marca uma mudança fundamental na arquitectura do mercado da electricidade. A partir de 2031, os participantes no mercado deixarão de ser remunerados apenas pela electricidade gerada e pelos serviços de sistema. Poderão também receber uma compensação por garantir a disponibilidade da capacidade garantida quando necessário. Os custos totais estimados da estrutura aprovada variam entre 15,6 mil milhões de euros e 35,2 mil milhões de euros. Dependendo dos resultados dos leilões, prevê-se que os custos anuais variem entre mil milhões e três mil milhões de euros em 2031 e entre 0,9 mil milhões e 2,3 mil milhões de euros por ano a partir daí e até 2045.

A afirmação comum de que a Alemanha está a subsidiar centrais termoeléctricas a gás com 35 mil milhões de euros é imprecisa. O mecanismo aprovado é fundamentalmente aberto a diversas tecnologias. Além de novas e antigas instalações de geração, as instalações de armazenamento, os consumidores controláveis ​​e, no futuro, as capacidades transfronteiriças também podem participar. Os contratos podem ter uma duração até 15 anos. Os custos reais dependem dos volumes licitados, das propostas, dos custos de financiamento e das receitas de mercado das centrais contempladas.

Ao mesmo tempo, seria ingénuo minimizar a importância das novas centrais termoeléctricas a gás. Os primeiros concursos visam principalmente capacidades de longo prazo que possam fornecer eletricidade continuamente durante períodos de baixa produção eólica e solar que durem vários dias. Uma bateria pode, tecnicamente, satisfazer este requisito se tiver uma capacidade de armazenamento de energia suficientemente grande. No entanto, do ponto de vista económico, as baterias com tempos de descarga muito longos para eventos raros são actualmente mais caras do que as centrais termoeléctricas cujo combustível é armazenado separadamente e utilizado apenas quando necessário. Assim sendo, é provável que as centrais termoelétricas a gás recebam uma parte significativa dos primeiros contratos.

Para efeitos de avaliação pública, a distinção entre produção de energia e produção de trabalho é crucial. Uma central com uma capacidade de um gigawatt pode operar permanentemente, mas gerar eletricidade apenas alguns dias por ano. O seu impacto climático depende não só da sua dimensão, mas também do combustível utilizado, da sua eficiência, das suas horas de funcionamento e do momento da transição para fontes de energia neutras em carbono. Um grande conjunto de centrais a funcionar com baixa capacidade pode emitir menos CO₂ do que um conjunto mais pequeno que opera regularmente para satisfazer a procura residual.

O mecanismo de capacidade, portanto, não é simplesmente um subsídio para as centrais termoelétricas a gás, mas também não é um ato administrativo neutro sem consequências tecnológicas. Trata-se de um novo modelo de seguro para o sistema elétrico. A sua qualidade será medida pela capacidade de proporcionar segurança suficiente sem financiar permanentemente a capacidade excessiva ou sufocar a inovação.

A eletrificação altera mais do que apenas o consumo anual

A procura de electricidade na Alemanha aumentará significativamente devido à electrificação dos transportes, dos edifícios, da indústria e das infra-estruturas digitais. Os veículos elétricos estão a substituir a gasolina e o gasóleo, as bombas de calor estão a substituir os sistemas de aquecimento a óleo e a gás, os fornos elétricos e os eletrolisadores estão a transformar os processos industriais e os centros de dados estão a criar grandes cargas adicionais com elevados requisitos de disponibilidade. Este aumento não é incompatível com a transição energética. Trata-se de um mecanismo crucial para a descarbonização, pois a eletricidade proveniente de fontes renováveis ​​substitui os combustíveis fósseis noutros setores.

As aplicações elétricas são frequentemente mais eficientes do que as suas alternativas baseadas em combustíveis fósseis. Uma bomba de calor gera calor não só convertendo eletricidade, mas também utilizando o calor ambiente. Um motor elétrico converte energia em movimento de forma muito mais eficiente do que um motor de combustão interna. Portanto, o consumo de eletricidade pode aumentar enquanto o consumo total de energia final diminui. O objetivo sensato não é atingir o menor consumo de eletricidade possível, mas sim fornecer calor, mobilidade, produção industrial e serviços digitais da forma mais económica e com menor emissão de poluentes possível.

No entanto, analisar apenas o volume anual de electricidade não é suficiente para efeitos de planeamento. O que é crucial é quando e onde a energia é necessária. Quando milhões de veículos elétricos estão a carregar ao início da noite, as bombas de calor estão a funcionar simultaneamente durante uma vaga de frio e as fábricas estão a aumentar a produção, os picos de procura podem subir drasticamente. As redes e as capacidades garantidas devem ser concebidas para as horas de ponta, e não para a média anual.

O planeamento a longo prazo da rede eléctrica pressupõe, portanto, um aumento significativo do consumo bruto de electricidade, dependendo do cenário. As variações são amplas porque dependem de pressupostos sobre o desenvolvimento industrial, a produção de hidrogénio, a renovação dos edifícios, a eletromobilidade, a eficiência energética e a velocidade da transformação. Esta incerteza, por si só, contradiz previsões rígidas e baseadas num único prognóstico. A Alemanha necessita de uma infra-estrutura robusta que possa lidar com diversas trajectórias de desenvolvimento plausíveis.

Uma electrificação mal coordenada aumentaria desnecessariamente a procura de centrais eléctricas, instalações de armazenamento e redes eléctricas. Por outro lado, uma eletrificação controlada de forma inteligente pode tornar-se uma fonte de flexibilidade. Os veículos, os sistemas de armazenamento térmico, os processos industriais e as cargas computacionais selecionadas podem deslocar o seu consumo de eletricidade ao longo do tempo, desde que a mobilidade, o conforto e a produção se mantenham inalterados. O valor económico da electrificação depende, portanto, cada vez mais da sua controlabilidade.

A flexibilidade exige automatização, não sacrifício

A flexibilidade no consumo de energia é, por vezes, apresentada como se as famílias devessem organizar as suas vidas em função do vento e do sol. Este modelo não seria atrativo nem adequado para adoção em massa. A flexibilidade deve operar em segundo plano. Os condutores devem poder especificar quando é que o seu veículo precisa de estar pronto e com que autonomia. Um sistema de gestão de energia otimiza então o processo de carregamento. Os residentes definem uma temperatura ambiente desejada, enquanto a bomba de calor, a massa térmica do edifício e o armazenamento de energia de reserva ajustam o funcionamento dentro de limites de conforto definidos.

Para que isto funcione, a Alemanha precisa de sistemas de medição inteligente, canais de comunicação seguros, dispositivos interoperáveis ​​e tarifas transparentes. Desde 2025 que os fornecedores de eletricidade são obrigados a oferecer tarifas dinâmicas. No entanto, a simples existência destes produtos não cria flexibilidade sistémica. Sem contadores inteligentes, controlo automatizado e termos contratuais facilmente compreensíveis, as tarifas dinâmicas continuarão a ser um mercado de nicho para clientes particularmente interessados.

Os preços variáveis ​​ao longo do tempo indicam quando a eletricidade é escassa ou abundante. Um sistema de armazenamento de energia residencial não deve ser carregado a partir da rede elétrica numa manhã de verão ensolarada se houver uma grande disponibilidade de energia fotovoltaica ao meio-dia. Da mesma forma, um veículo elétrico não tem necessariamente de ser carregado durante o pico de consumo da noite se não for necessário até à manhã seguinte. Os sistemas automatizados podem implementar estas alterações sem que o utilizador tenha de monitorizar constantemente os preços de mercado.

No entanto, os sinais de temporização por si só não são suficientes. A electricidade pode ser barata em todo o país, mesmo que uma rede regional esteja sobrecarregada. Um quilowatt-hora adicional de consumo pode ajudar a utilizar a energia eólica localmente no norte da Alemanha, ao mesmo tempo que causa uma sobrecarga adicional na rede numa região crítica do sul do país. As tarifas de rede variáveis ​​por localização, os acordos flexíveis de ligação à rede ou os incentivos regionais podem ajudar a garantir que as instalações de armazenamento, os eletrolisadores e as cargas controláveis ​​são operadas onde geram o maior benefício para o sistema.

A dimensão social não deve ser subestimada. Os proprietários de veículos elétricos, bombas de calor e sistemas de armazenamento de energia doméstica podem reagir com mais intensidade aos sinais de preço do que os inquilinos ou as famílias com baixos rendimentos sem grandes consumidores de energia controláveis. Uma reforma tarifária que onerasse unilateralmente os clientes inflexíveis perderia a aceitação pública. Um sistema justo deve recompensar a flexibilidade, mas, ao mesmo tempo, manter ofertas previsíveis para os consumidores que não conseguem reagir ou que preferem conscientemente a estabilidade de preços.

As baterias assumem o trabalho de precisão diário

Os sistemas de armazenamento de baterias são particularmente adequados para tarefas que ocorrem com frequência e a curto prazo. Reagem às flutuações de frequência em milissegundos, transferem a energia solar para o período noturno, reduzem os picos de procura e estabilizam as redes elétricas locais. Devido ao seu design modular, podem ser instalados em habitações, edifícios comerciais, instalações industriais, subestações e grandes centros de armazenamento. O tempo de construção é, normalmente, significativamente menor do que o das centrais termoelétricas.

No final de 2025, a Alemanha possuía mais de dois milhões de sistemas de armazenamento de baterias, com uma capacidade total utilizável de aproximadamente 24 a 25,5 gigawatts-hora. A maior parte continuava a ser composta por sistemas de armazenamento residenciais combinados com instalações fotovoltaicas. Embora as baterias de grande escala tenham crescido rapidamente, ainda representavam um segmento relativamente pequeno em termos de capacidade energética total. Estes números também realçam os pontos fortes e as limitações da tecnologia: embora a capacidade instalada possa ser elevada, a quantidade de energia armazenada não é automaticamente suficiente para suportar períodos prolongados de escassez de energia.

Um exemplo simples ilustra a diferença. Um sistema de armazenamento com uma capacidade de um gigawatt e dois gigawatts-hora de energia pode, teoricamente, fornecer a sua potência máxima durante duas horas. Depois disso, precisa de ser recarregado. Isto pode ser extremamente valioso para satisfazer a procura de pico noturna. No entanto, o mesmo sistema de armazenamento não consegue, sozinho, suprir um período de três dias de baixa geração de energia eólica e solar. Um tempo de descarga mais longo exige capacidade adicional de bateria, que precisa de ser paga, mesmo que raramente seja totalmente utilizada.

As baterias, no entanto, reduzem a procura e as horas de funcionamento das centrais termoelétricas convencionais. Evitam que uma central eléctrica tenha de ser acionada apenas para picos de procura de curta duração, absorvem a eletricidade que, de outra forma, seria desperdiçada e suavizam as variações rápidas de carga. Um sistema de armazenamento de energia em baterias também pode suprir a procura até que uma central termoelétrica esteja em pleno funcionamento. Nos sistemas híbridos, a bateria pode assumir tarefas de controlo rápidas, enquanto a central opera com maior eficiência e menor desgaste.

No entanto, à medida que a capacidade de armazenamento se expande, o modelo de negócio altera-se. Os primeiros sistemas de armazenamento beneficiam das grandes diferenças de preço entre as horas mais baratas do meio-dia e as horas mais caras da noite. Quando muitas baterias carregam e descarregam simultaneamente, reduzem precisamente esta diferença de preço. Isto é positivo para o sistema como um todo e para os consumidores, mas diminui as receitas de novos projetos. Os futuros sistemas de armazenamento terão, portanto, de combinar diversas fontes de receita: comercialização de energia, equilíbrio de energia, serviços de rede, gestão de pico de procura e, potencialmente, pagamentos por capacidade.

O enorme número de pedidos de ligação à rede não deve ser confundido com a expansão propriamente dita. Em 2025, foram submetidos pedidos para várias centenas de gigawatts de capacidade de armazenamento. Apenas uma fração deste será financiada, aprovada e construída. Múltiplos pedidos, projetos em fase inicial e pontos de ligação à rede obtidos de forma especulativa distorcem o panorama. Para a transição energética, o que importa não é a quantidade de projetos em desenvolvimento, mas sim a capacidade efetivamente instalada e em funcionamento na rede.

A calma profunda é, principalmente, um problema energético

O termo "calmaria profunda" refere-se a um período em que a energia eólica e solar contribuem minimamente, simultaneamente. O termo é frequentemente utilizado de forma genérica, embora o desafio dependa muito da duração, da estação do ano, da temperatura, da extensão geográfica, da procura de electricidade e das possibilidades de importação. Uma noite sem vento no verão é bastante diferente, do ponto de vista da poupança energética, de uma semana fria, nublada e sem vento no inverno em grande parte da Europa.

Para défices energéticos que duram apenas algumas horas, as baterias, o armazenamento por bombagem, a procura flexível e a importação de electricidade podem compensar grande parte da diferença. Se a situação se mantiver, o estrangulamento passa a ser não a capacidade de descarga, mas o conteúdo energético disponível. As baterias podem reservar a sua capacidade restante para horas particularmente críticas. No entanto, sem geração suficiente de energia renovável, necessitam de outra fonte de energia para recarregar.

Por isso, comparar apenas a capacidade instalada em gigawatts é insuficiente. Uma central termoelétrica a gás e uma bateria com quatro horas de autonomia podem ter a mesma potência nominal, mas não conseguem fornecer a mesma quantidade de energia durante uma escassez de vários dias. Os mercados de capacidade necessitam de avaliar realisticamente a contribuição fiável das diferentes tecnologias. Os sistemas de armazenamento exigem descontos em função do tempo de descarga, do estado de carga e da probabilidade de várias horas consecutivas de escassez.

Mesmo as centrais termoelétricas a gás não são automaticamente totalmente seguras. Exigem combustível, redes de gás ou hidrogénio em funcionamento, pessoal qualificado, peças sobressalentes, ligações à rede elétrica e sistemas de reserva suficientemente robustos. A crise energética que se seguiu ao ataque russo à Ucrânia demonstrou que o fornecimento de gás natural acarreta um risco geopolítico. Uma central eléctrica é tão fiável quanto toda a sua cadeia de combustível e infra-estruturas.

A segurança do abastecimento exige, por isso, uma abordagem probabilística. Nem todas as situações extremas concebíveis têm de ser cobertas exclusivamente por instalações alemãs. Ao mesmo tempo, o planeamento não pode pressupor que as importações, as baterias ou o gás estarão disponíveis em quantidades ilimitadas em todas as situações. Uma estratégia robusta combina diferentes características cujos riscos de falha sejam os menos correlacionados possível.

A redução da procura de ponta é valiosa, mas não ilimitada

Os consumidores flexíveis e as baterias podem reduzir significativamente a procura máxima simultânea de energia. Isto é particularmente valioso do ponto de vista económico, uma vez que os últimos gigawatts necessários para satisfazer a procura máxima anual raramente são requeridos, mas ainda assim têm de ser financiados. Cada pico de procura evitado de forma permanente pode representar uma poupança nos investimentos em geração, redes e reservas.

No entanto, o potencial atingível não é uma grandeza fixa. Depende da composição do consumo, da duração do armazenamento, das condições climatéricas, das regras de mercado e das necessidades do utilizador. Um carro elétrico pode adiar o carregamento, mas não indefinidamente. Um sistema de armazenamento térmico pode aliviar temporariamente a carga sobre um sistema de aquecimento, mas os edifícios ainda assim arrefecerão. As empresas industriais só podem interromper os processos dentro dos limites técnicos e contratuais. As baterias só são úteis se estiverem suficientemente carregadas antes de um período de escassez.

O planeamento deve, portanto, evitar duas conceções erróneas opostas. A primeira é traduzir automaticamente cada quilowatt-hora adicional de consumo de eletricidade num aumento proporcional da procura de pico. Isto ignora as possibilidades do controlo digital. O segundo erro é a suposição de que as cargas flexíveis podem desaparecer indefinidamente durante uma crise. Na realidade, a flexibilidade pode reduzir significativamente a necessidade de capacidade garantida, mas não pode substituí-la completamente.

A monitorização da segurança do fornecimento de energia da Agência Federal de Redes ilustra a dimensão do desafio. Dependendo do desenvolvimento das energias renováveis, das redes eléctricas, da procura e da flexibilidade, poderá ser necessária uma capacidade controlável adicional de aproximadamente 22 a 36 gigawatts até 2035. Estes valores representam adições brutas antes do desmantelamento. Esta ampla variação não é uma fragilidade da análise, mas antes uma expressão da incerteza real. Demonstra também quão custosos podem ser os atrasos no desenvolvimento da rede elétrica, das energias renováveis ​​e da flexibilidade da procura.

As centrais termoelétricas a gás estão a tornar-se uma apólice de seguro raramente utilizada

A vantagem económica das centrais termoelétricas flexíveis a gás reside no seu investimento relativamente baixo por quilowatt, na sua controlabilidade e na capacidade de armazenar grandes quantidades de energia separadamente da central, sob a forma de combustível. Por isso, são adequadas para suprir a procura residual após a geração de energia eólica, solar, armazenamento, deslocação de carga e importações.

Diferentes tipos de centrais elétricas cumprem diferentes tarefas. As turbinas a gás de circuito aberto podem iniciar a operação rapidamente e têm custos de investimento relativamente baixos. A sua eficiência é menor, o que é menos preocupante se forem utilizadas com pouca frequência. As centrais de ciclo combinado a gás (CCGT) são mais caras, mas utilizam o combustível de forma mais eficiente e são mais adequadas para longos períodos de funcionamento. As centrais de motores a gás e as modernas centrais de cogeração (CHP) podem ser implantadas de forma descentralizada e são particularmente flexíveis.

A baixa utilização, no entanto, acarreta um problema de financiamento. Uma central eléctrica que só é necessária durante algumas horas de escassez pode não gerar receitas suficientes no mercado normal de electricidade para cobrir os seus custos fixos. No mercado exclusivo de energia, ela teria de refinanciar uma parcela significativa do seu investimento através de preços raros e muito elevados. Isto é teoricamente possível, mas na prática envolve elevados riscos políticos e regulamentares. Os governos poderiam intervir em caso de preços extremos, alterando os tetos de preços ou introduzindo taxas especiais retrospetivamente.

Os pagamentos por capacidade transferem parte deste risco dos investidores para os consumidores de electricidade. Isto pode reduzir os custos de financiamento e acelerar as decisões de construção. No entanto, acarreta o risco de manter artificialmente centrais eléctricas ineficientes no mercado, adquirir quantidades excessivas ou desfavorecer novas tecnologias. Por conseguinte, as centrais termoelétricas a gás não devem ser tratadas como infraestruturas privilegiadas, mas sim como participantes num mercado competitivo de fiabilidade.

Os contratos devem incluir requisitos claros de disponibilidade. Aqueles que recebem o pagamento por capacidade garantida devem cumpri-la em períodos de escassez, sob pena de sofrerem penalizações significativas. Além disso, são necessários limites de emissões, requisitos de atualização tecnológica e metas intermédias verificáveis. Os pagamentos por capacidade não devem garantir horas de funcionamento ou vendas de combustível. O pagamento deve ser pela capacidade de fornecer energia, e não pelo direito de gerar eletricidade a partir de combustíveis fósseis.

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O cerne desse avanço tecnológico reside no afastamento deliberado da montagem convencional com grampos, padrão há décadas. O novo sistema de montagem, mais rápido e econômico, aborda essa questão com um conceito fundamentalmente diferente e mais inteligente. Em vez de fixar os módulos em pontos específicos, eles são inseridos em um trilho de suporte contínuo com formato especial, sendo mantidos firmemente no lugar. Esse design garante que todas as forças – sejam cargas estáticas da neve ou cargas dinâmicas do vento – sejam distribuídas uniformemente por toda a extensão da estrutura do módulo.

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A capacidade de produção de hidrogénio não deve tornar-se um artifício de marketing

As novas centrais eléctricas a gás serão convertidas para hidrogénio ou outros combustíveis neutros em carbono a longo prazo. Esta perspetiva é necessária para garantir que a capacidade adicional se mantém compatível com a meta da neutralidade climática. No entanto, o termo "capaz de utilizar hidrogénio" é impreciso. Pode significar que uma central eléctrica já consegue queimar elevadas proporções de hidrogénio, que está prevista uma futura conversão técnica ou simplesmente que existe espaço suficiente no local para tal conversão.

A conversão técnica é apenas uma parte do desafio. Fatores cruciais incluem também a disponibilidade de hidrogénio neutro em carbono, infraestruturas de transporte, armazenamento, requisitos de segurança e viabilidade económica. Uma central elétrica capaz de utilizar hidrogénio, mas sem ligação a uma rede de hidrogénio, é pouco mais do que uma opção para a descarbonização. Os contratos devem, portanto, incluir normas técnicas concretas, prazos e consequências para o incumprimento.

A reconversão do hidrogénio em eletricidade envolve perdas significativas. A eletricidade é utilizada primeiro para produzir hidrogénio, depois o gás precisa de ser comprimido, transportado ou armazenado e, posteriormente, convertido novamente em eletricidade. A eficiência global é consideravelmente menor do que com o armazenamento intermédio direto em baterias. No entanto, isto não significa que o hidrogénio seja inadequado. As baterias são eficientes, mas armazenar grandes quantidades de energia durante semanas ou temporadas é dispendioso. Apesar da sua menor eficiência, o hidrogénio pode ser economicamente viável para períodos raros e prolongados de escassez de energia.

Outro estrangulamento é a competição pelo hidrogénio neutro em carbono. As indústrias siderúrgica, química, naval e partes do setor da aviação necessitam de moléculas para processos que são difíceis de eletrificar diretamente. As centrais elétricas poderiam, portanto, competir com as aplicações industriais por quantidades limitadas. A Alemanha não deve basear a sua estratégia de energia de reserva na suposição prematura de que o hidrogénio verde barato estará disponível em quantidades ilimitadas.

Uma abordagem faseada faz sentido. As novas centrais devem ser tecnicamente adaptáveis, construídas em locais adequados e possuir planos de descarbonização vinculativos. Ao mesmo tempo, não devem ser excluídas outras opções neutras em carbono, desde que as suas emissões totais e os seus impactos na sustentabilidade possam ser demonstrados de forma fiável. Contudo, a neutralidade tecnológica não deve levar a promessas vagas sobre o futuro que legitimem a continuidade da exploração de gás natural.

Os sistemas descentralizados podem tornar o sistema mais robusto

As grandes centrais elétricas beneficiam de economias de escala, operadores experientes e ligações eficientes à rede. No entanto, uma estratégia puramente centralizada deixaria inexploradas as oportunidades nos parques industriais, nas concessionárias de serviços públicos municipais e nas redes de aquecimento urbano. As turbinas a gás de menor dimensão, as centrais termoelétricas e as centrais de cogeração podem ser construídas junto ao ponto de consumo, apoiando as redes locais e contribuindo para o abastecimento regional em caso de interrupção.

A cogeração (CHP) só é eficiente se o calor gerado for efetivamente utilizado. Uma central eléctrica não se torna económica ou ecologicamente vantajosa pelo simples facto de poder extrair calor. As modernas redes de aquecimento urbano devem permitir o funcionamento com eletricidade. Grandes bombas de calor, caldeiras de elétrodos, aproveitamento do calor residual industrial e sistemas de armazenamento térmico podem ser combinados com a cogeração flexível. O sistema de armazenamento térmico desvincula o momento da geração de eletricidade do consumo de calor.

As centrais de biogás flexíveis também podem contribuir para um fornecimento de energia fiável. Em vez de produzir electricidade com uma produção constante durante todo o ano, o biogás pode ser armazenado e utilizado selectivamente durante períodos de elevada procura residual. O potencial de sustentabilidade é limitado e as questões relativas ao uso da terra, às perdas de metano e a outros usos concorrentes da terra continuam a ser relevantes. No entanto, as centrais existentes podem dar um contributo valioso se a sua operação estiver consistentemente alinhada com a procura do sistema.

Os recursos descentralizados exigem agregadores, comunicação padronizada e medição fiável. Milhares de pequenas centrais podem formar colectivamente uma central virtual, desde que a sua disponibilidade seja verificada e os seus sistemas de controlo sejam seguros. Um mercado de capacidade cuja pré-qualificação só possa ser gerida por grandes concessionárias seria formalmente neutro em termos de tecnologia, mas na prática centralizado. As regulamentações devem oferecer às centrais mais pequenas e aos portfólios integrados oportunidades realistas de participação.

O mercado europeu da electricidade faz parte do mecanismo de cobertura

A Alemanha está integrada no mercado europeu de electricidade. As linhas de transmissão transfronteiriças permitem a troca de energia com países cujos climas, procuras e estruturas de geração diferem. A energia hidroeléctrica escandinava, as instalações de armazenamento nos Alpes, a energia nuclear francesa, os excedentes de energia renovável de outras regiões e os consumidores flexíveis no estrangeiro podem ajudar a mitigar a escassez de oferta na Alemanha.

As importações reduzem geralmente a necessidade de reservas puramente nacionais. Nem todos os países experimentam simultaneamente os seus picos de procura ou mínima geração. Uma área de mercado maior equilibra as diferenças regionais e utiliza as centrais eléctricas e as instalações de armazenamento de energia de forma mais eficiente. Uma estratégia nacional de auto-suficiência tenderia, portanto, a exigir mais capacidade e custos mais elevados.

Ao mesmo tempo, as importações não podem ser consideradas garantidas sem limites. Condições meteorológicas frias e sem vento podem afetar vários países em simultâneo. Os países vizinhos estão também a electrificar as suas redes, a desactivar centrais eléctricas convencionais ou a enfrentar estrangulamentos nas suas próprias redes eléctricas. Por conseguinte, a contribuição fiável das importações deve ser avaliada utilizando modelos de probabilidade europeus, e não com base em valores de pico históricos individuais.

Abrir o mecanismo de capacidade a recursos estrangeiros adequados é economicamente lógico, mas desafiante. A Alemanha deve garantir que as capacidades contratadas são efetivamente fornecidas durante períodos de escassez simultânea e que existe capacidade de transmissão transfronteiriça suficiente disponível. Os mecanismos nacionais podem tornar-se mutuamente dispendiosos se cada país tentar, por si próprio, cobrir o pior cenário possível. Normas de fiabilidade comuns e um planeamento europeu coordenado poderiam reduzir a procura global.

Mercado de energia pura ou mercado de capacidade

No mercado de energia pura, os fornecedores recebem receitas pela eletricidade que vendem e pelos serviços prestados ao sistema. A escassez manifesta-se em preços elevados. Estes preços recompensam as centrais elétricas, as instalações de armazenamento, os importadores e os consumidores que reduzem a sua procura. O modelo é fundamentalmente neutro em relação à tecnologia, uma vez que o sinal de preço, e não uma autoridade, determina qual a resposta economicamente viável.

A sua fragilidade reside no chamado problema do "dinheiro desaparecido". Intervenções políticas, tetos de preços e escassez ocasional podem levar os investidores a não esperarem retornos suficientes. Mesmo que sejam permitidos preços extremos, financiar uma central eléctrica de longa vida útil com base em algumas poucas horas de funcionamento incertas é dispendioso. Os bancos e os investidores de capital exigem elevados prémios de risco.

Um mercado de capacidade remunera também a disponibilidade prometida. Isto estabiliza as receitas, reduz os riscos de investimento e pode limitar as flutuações extremas do mercado à vista. Ao mesmo tempo, uma decisão crucial recai sobre o regulador: deve determinar quanta capacidade deve ser adquirida. Se for oferecida demasiada capacidade, os consumidores pagarão durante anos por capacidade desnecessária, e os sinais de preço para armazenamento e deslocação de carga serão enfraquecidos. Se for adquirida pouca capacidade, o problema da segurança do abastecimento persiste.

A solução economicamente mais viável não é, portanto, um plano central rígido, mas sim um mecanismo competitivo com análises da procura atualizadas regularmente. Uma curva da procura com uma inclinação suave pode impedir que pequenas variações no volume provoquem picos de preços extremos. Diferentes durações de contrato podem satisfazer as necessidades de financiamento de novas instalações sem comprometer desnecessariamente a capacidade existente. As centrais elétricas existentes, as novas construções, as instalações de armazenamento, os consumidores flexíveis e os recursos estrangeiros adequados devem competir com base em padrões de fiabilidade comparáveis.

O mercado da energia pura continua a ser importante mesmo com pagamentos por capacidade. Continua a determinar qual a central que será utilizada em determinada hora. O sinal de preço deve manter-se suficientemente forte para evidenciar escassez de curto prazo e recompensar a flexibilidade. Um mercado de capacidade deve complementar o mercado da electricidade, mas não substituí-lo.

A verdadeira abertura tecnológica exige padrões diferentes

Uma licitação pode parecer neutra no papel, mas na prática ser adaptada a uma tecnologia específica. Uma obrigação de fornecimento longo e ininterrupto favorece as centrais termoelétricas a combustíveis fósseis. Um tempo de resposta extremamente curto favorece as baterias. As elevadas metas mínimas de produção excluem as centrais de pequeno porte. Contratos longos exclusivos para novas construções podem prejudicar a flexibilidade da procura, mesmo que isso possa ser mais vantajoso.

O objectivo, portanto, não deve ser a igualdade esquemática, mas sim a comparabilidade que abrange todas as tecnologias. As baterias requerem deduções realistas com base na duração da descarga e no estado de carga. Os consumidores flexíveis necessitam de valores de referência verificáveis ​​para que uma alegada redução de carga possa ser efetivamente mensurada. As centrais elétricas devem demonstrar segurança no fornecimento de combustível e disponibilidade técnica. As capacidades estrangeiras exigem regras que tenham em conta tanto a escassez como a disponibilidade na rede.

Os conceitos híbridos podem ser particularmente valiosos. Uma bateria localizada junto a uma central termoelétrica a gás reage instantaneamente quando a turbina entra em funcionamento, reduzindo a ineficiência em regimes de carga parcial. As centrais de energia renovável com armazenamento podem oferecer um perfil de injeção de energia mais estável. Um complexo industrial pode combinar a geração no local, o armazenamento em baterias, o armazenamento térmico e os processos flexíveis. As regras de mercado devem permitir tais carteiras como recursos integrados.

Ao mesmo tempo, a pré-qualificação deve limitar a especulação. Os projetos devem demonstrar disponibilidade de terreno, progressos na obtenção de licenças, financiamento e ligações viáveis ​​à rede elétrica. As garantias, os marcos e o aumento progressivo das coimas podem impedir que projetos imaturos ganhem concursos apenas para fracassarem posteriormente. No entanto, os requisitos não devem ser tão complexos ao ponto de apenas as grandes corporações conseguirem atendê-los.

A localização determina o valor do sistema

Um megawatt adicional não tem o mesmo valor em todo o lado. O norte da Alemanha costuma produzir grandes quantidades de energia eólica, enquanto uma parcela significativa do consumo industrial se localiza no oeste e no sul. A expansão da rede eléctrica visa compensar estas diferenças, mas leva tempo e enfrenta problemas de licenciamento e aceitação pública. Uma central eléctrica ou instalação de armazenamento de energia localizada atrás de um estrangulamento de rede inadequado dificilmente melhorará o fornecimento local.

Portanto, os concursos de capacidade exigem uma componente espacial. As opções possíveis incluem volumes de aquisição regionais, bónus de localização, ligações prioritárias à rede ou requisitos baseados em análises transparentes da rede. No entanto, quotas regionais demasiado amplas podem criar poder de mercado local e aumentar os custos. A alocação por localização deve ser suficientemente precisa para resolver os pontos de estrangulamento, mas suficientemente ampla para manter a concorrência.

Esta questão é particularmente urgente para os sistemas de armazenamento de baterias. Muitos projetos estão a solicitar ligação aos mesmos nós de rede mais atrativos. Os operadores de rede necessitam de critérios para priorizar projetos maduros e que satisfaçam as necessidades do sistema. Acordos de ligação flexíveis podem permitir que os sistemas de armazenamento se liguem mais cedo, caso concordem em não carregar ou injetar energia na rede em determinadas situações.

A infraestrutura de combustíveis também precisa de ser planeada espacialmente. As centrais elétricas com capacidade para hidrogénio requerem um acesso viável a futuros gasodutos, instalações de armazenamento ou rotas de abastecimento alternativas. As centrais de cogeração (CHP) necessitam de dissipadores de calor utilizáveis ​​a longo prazo. As centrais com capacidade de arranque a frio necessitam de um fornecimento de energia local particularmente robusto. Uma decisão de localização baseada unicamente no preço do terreno e na ligação eléctrica seria demasiado simplista.

A proteção climática é determinada pelo horário de funcionamento

A capacidade instalada das centrais termoelétricas a gás não é uma medida direta das emissões. Fatores cruciais são a quantidade de eletricidade gerada, a eficiência, o combustível utilizado, as emissões de metano a montante e o calendário da transição para fontes de energia neutras em carbono. Uma grande central que opera com pouca frequência pode ser compatível com um sistema elétrico neutro em carbono. Uma central mais pequena, com muitas horas de funcionamento, seria mais problemática.

As baterias ajudam a reduzir o tempo de funcionamento das centrais termoelétricas a combustíveis fósseis. Transferem energia renovável, reduzem o desperdício e suprem picos de procura de curta duração. A expansão da rede eléctrica, a flexibilidade da procura e o comércio de energia na Europa têm um efeito semelhante. Quanto melhor estes elementos funcionarem, mais as centrais eléctricas a gás natural se tornarão uma rede de segurança raramente utilizada para os produtores regulares de energia.

O preço do CO₂ deverá sustentar esta lógica operacional. Os pagamentos por capacidade podem cobrir os custos fixos, mas não devem anular os custos variáveis ​​das emissões. Se uma central termoeléctrica a gás subsidiada pudesse oferecer electricidade artificialmente a um preço mais baixo no mercado do que as instalações de armazenamento ou os consumidores flexíveis, o mecanismo criaria incentivos perversos tanto do ponto de vista da política climática como do ponto de vista económico.

Por conseguinte, as horas reais de funcionamento devem ser avaliadas publicamente. Se as novas centrais termoelétricas a gás operarem com muito mais frequência do que o planeado, isso indica deficiências na expansão das energias renováveis, nas redes, no armazenamento ou na flexibilidade. O mercado de capacidade não deve tornar-se um substituto para estes investimentos. Deve proteger contra o risco residual, e não mascarar a transformação gradual do resto do sistema.

A fatura da eletricidade mostra apenas parte dos custos

O financiamento através de uma taxa adicional aumentará as faturas de eletricidade. No entanto, seria incompleto focar-se apenas no aumento visível. Os consumidores já pagam pela energia, redes, equilíbrio energético, redistribuição, reservas, impostos e taxas. A insuficiência na segurança do fornecimento também acarreta custos: preços extremos, interrupções na produção, medidas de emergência e aquisições dispendiosas a curto prazo.

Um mercado de capacidade pode aumentar um item de custo, ao mesmo tempo que reduz outros simultaneamente. As receitas previsíveis reduzem os custos de financiamento. Capacidade suficiente pode limitar os preços de escassez extrema. Ao mesmo tempo, surgem riscos decorrentes de compras excessivas e de compromissos contratuais a longo prazo. Portanto, os custos globais do sistema são cruciais, e não o valor isolado de uma taxa.

O padrão de segurança economicamente ideal não reside nem na reserva zero nem na proteção absoluta contra todos os acontecimentos teóricos. A fiabilidade adicional é sensata desde que o seu custo seja inferior aos danos esperados decorrentes da prevenção de interrupções de energia. Esta relação custo-benefício deve ser transparente, uma vez que diferentes consumidores incorrem em custos de danos muito diferentes. Uma breve interrupção de energia pode ser inconveniente para uma habitação, mas extremamente dispendiosa para um centro de dados ou um processo industrial contínuo.

A distribuição dos custos também é relevante. Uma taxa fixa por quilowatt-hora onera os consumidores de elevada intensidade energética de forma diferente de uma tarifa baseada na procura de ponta ou no consumo durante as horas críticas. Um modelo mais focado na relação de causa e efeito poderia recompensar a flexibilidade, mas seria mais complexo. A simplicidade, o equilíbrio social, a competitividade internacional e o impacto sistémico devem ser ponderados entre si.

A confiança exige transparência. Os volumes de concurso, as propostas, as adjudicações, a duração dos contratos, a disponibilidade e os custos anuais devem ser publicados de forma compreensível. Igualmente importante é a questão de saber se a capacidade necessária diminui com o aumento da flexibilidade. Um mecanismo que simplesmente alargue e alargue os contratos existentes assumiria rapidamente o carácter de uma estrutura de subsídio permanente.

O atraso é agora o cenário mais dispendioso

A Alemanha enfrenta uma crise de tempo devido aos longos prazos de entrega das centrais elétricas, redes elétricas, oleodutos e gasodutos. A nova capacidade não pode ser encomendada apenas quando se torna evidente uma lacuna na oferta. Os sistemas de armazenamento de baterias podem ser construídos mais rapidamente, mas também requerem terrenos, ligações à rede elétrica, financiamento e cadeias de abastecimento. A flexibilidade no consumo requer contadores inteligentes, normas, contratos e aceitação pública.

A incerteza regulatória leva os investidores a adotarem uma postura de cautela, aguardando os desenvolvimentos. Sem regras claras de capacidade, um promotor de centrais termoelétricas a gás não sabe se um investimento puramente baseado no mercado é rentável. Um investidor em armazenamento de energia enfrenta dificuldades em avaliar o seu projeto quando as tarifas de rede, as condições de ligação e as regras do mercado de capacidade não são claras. As empresas industriais não conseguem rentabilizar a flexibilidade enquanto faltarem produtos e remuneração.

Clareza não significa consagrar todas as regras como regulamentos imutáveis ​​durante décadas. Significa um caminho credível, fórmulas de ajustamento transparentes e prazos vinculativos. Os investidores lidam melhor com atualizações previsíveis do que com mudanças abruptas nas políticas. Por conseguinte, o mercado de capacidade, a reforma da ligação à rede, a implementação de contadores inteligentes e as regulamentações do hidrogénio devem ser tratados como um pacote coeso.

A aceleração não deve eliminar a concorrência. Os procedimentos de emergência e os contratos individuais diretos podem parecer atrativos a curto prazo, mas podem tornar-se dispendiosos e favorecer os fornecedores já estabelecidos. Licenças normalizadas, procedimentos paralelos, avaliações antecipadas da rede, documentos de leilão claros e marcos vinculativos do projeto são medidas mais sensatas.

Um sistema elétrico resiliente é construído por camadas

A estratégia economicamente robusta é constituída por várias camadas sucessivas. A primeira camada é a expansão das energias renováveis. Grandes quantidades de energia eólica e solar de baixo custo reduzem as importações de combustíveis, as emissões e o tempo de funcionamento das centrais termoelétricas. Sem geração renovável suficiente, a procura de gás e, posteriormente, de hidrogénio aumentará desnecessariamente.

O segundo nível abrange as redes e ligações europeias. Uma maior área de equilíbrio permite um melhor aproveitamento das diferenças regionais e reduz o desperdício de energia. O terceiro nível é a procura controlada digitalmente. Os veículos elétricos, as bombas de calor, as cargas industriais e os processos computacionais adequados devem ser capazes de reagir automaticamente aos preços e às condições da rede.

O quarto nível compreende o armazenamento a curto prazo. As baterias lidam com a mudança diária de carga, o controlo de frequência, a redução de picos de procura e uma parte crescente da energia de equilíbrio. A sua localização e modos de operação devem estar orientados para os benefícios do sistema. O quinto nível abrange as escassez de longo prazo. Isto inclui o armazenamento por bombagem, a bioenergia flexível, o armazenamento térmico, o hidrogénio, outros combustíveis neutros em carbono e, durante a fase de transição, o gás natural.

O sexto nível é a governação institucional. As necessidades de capacidade devem ser calculadas regularmente, utilizando pressupostos realistas sobre o clima, as importações, as interrupções e a procura. Os concursos devem ser inclusivos em termos de tecnologia, geograficamente diferenciados e abertos à união de recursos mais reduzidos. As sanções garantem a disponibilidade, enquanto os requisitos de emissões e de adaptação protegem as metas climáticas.

Este modelo em camadas evita ambos os extremos. As baterias, por si só, não conseguem suprir de forma completa e económica períodos prolongados de baixa produção eólica e solar com as estruturas de custos atuais. As centrais termoelétricas a gás, por si só, resultariam em elevados custos de combustível, dependência de importações e emissões desnecessárias. O sistema mais rentável surge da interacção de ambas as tecnologias com as redes eléctricas, da flexibilidade da procura, do comércio europeu e do armazenamento a longo prazo.

Não é a tecnologia, mas sim a coordenação que decide

A Alemanha não tem de escolher entre uma economia de baterias e um parque de centrais termoelétricas. Ela precisa de determinar quais as tarefas que cada recurso desempenha, onde gera o maior benefício, como a sua produção é compensada e com que rapidez as horas de funcionamento dos combustíveis fósseis diminuem. As baterias devem prevalecer para o trabalho de flexibilidade frequente, rápida e automatizável. As centrais termoelétricas despacháveis ​​devem cobrir o risco residual raro, de longa duração e economicamente particularmente perigoso.

O novo mecanismo de capacidade pode impulsionar os investimentos necessários. No entanto, o seu sucesso não depende do montante máximo de financiamento aprovado. Fatores cruciais são a ampla concorrência, os cálculos quantitativos rigorosos, as sanções eficazes e a disponibilidade para adaptar o mecanismo ao aumento da flexibilidade de armazenamento e da procura. Caso contrário, corre-se o risco de um sistema paralelo dispendioso que socializa os riscos de investimento e, simultaneamente, enfraquece os sinais de preço para a inovação.

O indicador climático mais importante não será o número de gigawatts instalados de centrais termoelétricas a gás. O que importa é a quantidade de gás fóssil que estas centrais queimam, a fiabilidade do fornecimento de energia em alturas críticas e se irão realmente migrar para combustíveis neutros em carbono. Para as baterias, o que conta não é o número de pedidos de ligação, mas sim a capacidade de energia e potência instalada, disponível e efetivamente ligada à rede.

Uma transição energética fiável não acontecerá simplesmente declarando uma tecnologia como vencedora. Acontecerá quando cada tecnologia assumir a tarefa para a qual é mais adequada, tanto técnica como economicamente, e quando competirem por benefícios sistémicos mensuráveis. A verdadeira escolha da Alemanha, portanto, não é: baterias ou centrais termoelétricas a gás. É: coordenação inteligente ou fragmentação permanentemente dispendiosa.

As vozes especializadas por detrás do debate

O Professor Doutor Matthias Huber dirige o Instituto de Novos Sistemas de Energia da Universidade de Ciências Aplicadas de Ingolstadt. O seu trabalho centra-se em sistemas energéticos intersectoriais, redes inteligentes, conceitos de fornecimento regional, mercados energéticos e métodos de optimização para a integração de energias renováveis.

Marco Wünsch é licenciado em engenharia industrial e gestão e trabalha na Prognos, em Berlim. Foca-se no futuro do fornecimento de energia, na modelação da geração de eletricidade e calor, no consumo de energia e no papel da cogeração (CHP) na Alemanha e na Europa.

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