Da ESS News
Tradicionalmente, o planejamento de armazenamento tem se baseado em modelos de custo de produção ou em modelos de expansão de capacidade. Os primeiros otimizam a distribuição com base em custos nivelados, enquanto os últimos avaliam as decisões de investimento em um modelo de precificação marginal, geralmente assumindo que a geração térmica define os preços de mercado. Em ambas as abordagens, no entanto, o armazenamento é representado de forma imperfeita, principalmente em termos de sua interação real com os preços de mercado.
Pesquisadores da Universidade de Sevilha propõem uma metodologia alternativa baseada em um modelo de Otimização em Tempo Real (RTO), que utiliza curvas reais de liquidação do mercado de energia do dia seguinte como indicador da elasticidade da demanda. O objetivo é estimar as receitas líquidas esperadas de novas instalações de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e avaliar como os acréscimos incrementais de capacidade afetam os preços no atacado e a rentabilidade do armazenamento. As conclusões são apresentadas no artigo “ Implantação de armazenamento e seu impacto nos preços da eletricidade no atacado”, a ser publicado em junho na revista Energy Reports .
A metodologia é aplicada ao sistema elétrico espanhol utilizando dados do mercado de energia para o dia seguinte, referentes a 2024. Duas estratégias operacionais são examinadas: uma estratégia de tomador de preços, na qual cada instalação maximiza sua própria receita, e uma estratégia de formador de preços, que busca maximizar o lucro agregado de um portfólio de armazenamento. Em ambos os casos, o modelo maximiza o EBITDA, levando em consideração as perdas de eficiência, os custos operacionais variáveis e a degradação das baterias.
Os resultados indicam que o aumento da capacidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) reduz significativamente a diferença entre os preços de pico e de vale diários – a principal fonte de receita para a arbitragem de energia. Para capacidades abaixo de 15 GWh, os ativos de armazenamento são totalmente utilizados e permanecem rentáveis. Entre 15 GWh e 32 GWh, a rentabilidade torna-se cada vez mais dependente da concorrência de mercado e do comportamento estratégico. Acima de 32 GWh, a redução da diferença de preço significa que as receitas deixam de cobrir os custos variáveis, desestimulando novos investimentos na ausência de apoio externo.
Em particular, a expansão da capacidade de armazenamento de energia da Espanha para os 30 GWh planejados reduziria a diferença média diária de preço de € 70,68/MWh para € 32,56/MWh, o que implica que, por cerca de 130 dias por ano, parte da capacidade adicional de armazenamento de energia em baterias (BESS) permaneceria ociosa devido à insuficiência de oportunidades de arbitragem.
O estudo também demonstra como o modelo pode ser integrado em avaliações financeiras para avaliar a viabilidade do projeto e as potenciais necessidades de apoio público. Por exemplo, um investimento adicional de 6 GWh a um custo de € 109.000/MWh geraria um retorno estimado de cerca de 4%, sugerindo que subsídios ou novas reduções de custos podem ser necessários para atrair capital privado.
Por fim, os autores concluem que a rentabilidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) é altamente sensível à eficiência do ciclo e às trajetórias dos custos de capital. O modelo RTO é apresentado como uma ferramenta valiosa para antecipar níveis de implantação economicamente viáveis e para projetar mecanismos de suporte que permitam atingir as metas de armazenamento sem distorcer as operações de mercado.
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