Solar-plus-storage deve dominar a rede elétrica futura dos EUA

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Da pv magazine Global

Nos Estados Unidos, dados da equipe de mercado e política de energia (EMP) do Lawrence Berkeley National Laboratory indicam que há atualmente 469 usinas híbridas em operação nos Estados Unidos. Cerca de 61% delas, ou 288 instalações, são projetos solares com adição de armazenamento (‘solar-plus-storage’). Essas usinas representam a maioria da capacidade de armazenamento de energia no país, com 7,8 GW e 24,2 GWh de energia implantadas. Em 2023, 66 dos 80 novos projetos híbridos eram sistemas solares com armazenamento.

O “Hybrid Power Plants: Status of Operating and Proposed Plants 2024 Edition” baseia-se em dados da Energy Information Administration (EIA) do DoE dos EUA, bem como em relatórios anuais sobre as filas de interconexão do país.

A Califórnia segue como o estado com o segundo maior número de instalações solares mais armazenamento, totalizando 72. Ao contrário de Massachusetts, quase metade dessas instalações da Costa Oeste excede 100 MW de capacidade solar. Arizona e Califórnia estão liderando o número de novas usinas híbridas de energia solar e armazenamento, com 15 e 16 novas instalações entrando em operação, respectivamente.

Houve uma mudança nacional, do uso primário de armazenamento de energia para regulação de frequência para o uso cada vez maior para arbitragem, acompanhado pelo crescente curtailment de instalações solares. Isso é particularmente significativo em usinas de energia solar, onde o armazenamento ajuda a capturar energia que poderia ser reduzida e estabiliza o perfil de geração das instalações solares.

O relatório EMP apresenta estudos de caso de usinas de energia individuais, como a Blythe Solar II, uma usina solar de 131 MW (CA) com 115 MW/528 MWh de armazenamento, que adicionou armazenamento em 2021 à sua infraestrutura solar de 2016. A usina faz o ciclo de suas baterias menos de uma vez por dia, alinhando isso com as horas de pico de energia solar e a demanda noturna por arbitragem de energia que corresponde aos preços de atacado da operadora da rede local e à mudança solar. No entanto, a EIA lista a regulação de frequência como a função primária da planta, com a arbitragem como secundária.

A Meyersdale Windpower, uma instalação eólica de 30 MW com uma bateria de 18 MW/12,1 MWh adicionada em 2015, opera de forma diferente da Blythe. Sua bateria faz um ciclo em média seis vezes por dia, e até doze vezes sob certas condições. A EIA identifica a regulação de frequência como a função primária e única da bateria da Meyersdale, que se alinha com seu ciclo frequente.

Na Califórnia, o mercado solar de geração centralizada se transformou efetivamente em um mercado solar mais armazenamento, com quase todos os novos projetos apresentando sistemas híbridos. O setor fotovoltaico residencial também está se recuperando, com uma taxa de conexão de armazenamento de 60%.

O relatório disse que o pipeline de interconexão nacional estão se movendo em direção ao modelo de usina híbrida da Califórnia. Atualmente, 47% da capacidade futura é planejada como usinas híbridas, com 92% sendo instalações solares mais armazenamento. Do total de 2,5 TW na fila, 2 TW são configurações solares e de armazenamento, autônomas ou híbridas, sinalizando um futuro dominado por essas tecnologias.

As tendências futuras de preços de armazenamento de energia, que tiveram declínios significativos e devem continuar, estão impulsionando essa fila de interconexão. Em 2024, os investimentos em energia solar devem exceder US$ 500 bilhões, garantindo o crescimento de instalações solares mais armazenamento por meio de menores custos de hardware e melhor eficiência do módulo solar.

A equipe do EMP analisou dados de preços de 105 contratos de compra de energia solar mais armazenamento, representando 13 GW de energia solar e 7,8 GW/30,9 GWh de armazenamento de energia. Os preços para sistemas híbridos aumentaram desde 2020, em parte devido às maiores capacidades de armazenamento de bateria, impulsionadas pelo custo de horas adicionais de armazenamento de lítio. Embora as variações no uso da bateria compliquem a análise, a inflação da cadeia de suprimentos provavelmente também contribuiu para os aumentos de preços.

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