Usinas elétricas do futuro precisam ser híbridas e ágeis: BNEF

(Bloomberg) -- As concessionárias europeias de energia elétrica estão aproveitando a importância crescente de fornecer flexibilidade à rede elétrica. Para não serem deixadas para trás, elas precisam não apenas mudar a estratégia operacional, mas também modernizar sua equipe de geração a fim de que ela possa responder rapidamente às condições voláteis do sistema.

Isto significa que as grandes centrais elétricas do futuro -- como a Tilbury, da RWE, e a Drax -- serão híbridas, incorporando baterias e peakers (usinas para atender picos de demanda) de gás. A mudança as tornará mais dinâmicas, tanto em termos operacionais quanto em termos de reinvenção do modelo de negócios em um momento em que as necessidades e os valores do mercado estão mudando.

Essas geradoras convencionais viveram dez anos duros nos mercados atacadistas de eletricidade da Europa Ocidental. E fica claro que a necessidade de geração flexível não está prestes a desaparecer -- pelo contrário, só vai aumentar. As concessionárias estão percebendo que, no sistema atual, vale a pena aumentar ou diminuir rapidamente a própria geração em resposta a mudanças na demanda ou à entrada de energias renováveis na rede. Como resultado, elas estão mudando a estratégia para que suas usinas elétricas possam obter cada vez mais valor fornecendo flexibilidade.

A energia eólica e a solar mudaram as regras do jogo. As grandes geradoras tradicionais de combustíveis fósseis, que historicamente contribuíram com a maior parte dos serviços de equilíbrio, já não conseguem mais fazer isso devido à necessidade de taxas de aceleração mais abruptas, de tempos menores para ativar as usinas a partir de zero e de operação em níveis estáveis mínimos mais baixos. Por exemplo, uma atualização dos serviços de resposta de frequências no Reino Unido mostrou que os requisitos de tempo de resposta variam de dez segundos ou mais a menos de um segundo -- requisito que só as tecnologias mais rápidas, como as baterias, conseguem cumprir.

Para captar o valor da flexibilidade, uma nova geração de usinas está sendo projetada. O Tilbury Energy Centre da RWE incluirá uma turbina a gás de ciclo combinado (CCGT, na sigla em inglês) de 2,5 gigawatts com um peaker de gás de 300 megawatts e uma bateria de 100 megawatts. A Drax Group tem planos semelhantes que visam transformar suas duas unidades a carvão restantes em uma CCGT de 3,6 gigawatts com 200 megawatts de armazenamento de bateria.

Essas novas usinas não só poderão acumular receita diferente, por exemplo, de resposta de frequências e de arbitragem de eletricidade, mas, e mais importante, terão a liberdade de reinventar o modelo de negócios à medida que as necessidades do mercado evoluírem e o valor for deslocado. Então, o mercado de eletricidade no atacado está tendo um ano ruim? Não tem problema, foque no mecanismo de equilíbrio. Se isso parar de funcionar, mude para os serviços auxiliares -- ou por que não usar os três ao mesmo tempo?

Existem também outras vantagens. Colocar todos os ativos no mesmo lugar deve simplificar o planejamento e a obtenção de permissões e reduzir os custos de conexão à rede. Ter um grande ativo de geração, que precisa funcionar com frequência, torna possível carregar as baterias diretamente. Isto evita ter que modificar as licenças de geração existentes para autorizar fluxos de eletricidade bidirecionais -- um processo que não é simples e pode ser uma barreira para a implementação de ativos de armazenamento.

Um grande desafio para esses coringas será evitar não serem muito competitivos em nenhuma aplicação específica. Essas usinas terão que competir em diferentes mercados, onde haverá geradores mais especializados e mais baratos. Mas, por outro lado, ativos menos flexíveis já estão disputando valor em diversos mercados. As novas usinas flexíveis não deveriam ter nenhum problema em competir com eles.