Uma nova iniciativa liderada pela Organização Holandesa para Pesquisa Científica Aplicada (TNO) visa aumentar o uso de soluções de armazenamento de energia de longa duração (LDES, na sigla em inglês) para resolver os problemas crônicos de congestionamento da rede elétrica do país.
Denominado RenewaFLEXNL, o projeto de 3 anos inclui 17 parceiros de todo o setor de energia para testar e integrar soluções de armazenamento que possam guardar energia renovável por horas, ou mesmo dias, para melhor equilibrar a oferta e a demanda.
“Os resultados esperados incluem uma estratégia nacional de implantação de sistemas de armazenamento de energia de baixa densidade (LDES), cenários em nível de sistema e orientações regulatórias para subsidiar incentivos, gestão de congestionamento e o reconhecimento de LDES nos mercados e licenciamento — apoiando uma adoção mais rápida de sistemas solares com armazenamento na Holanda e servindo como modelo para outros países da UE”, disse a coordenadora do projeto, Iraxte Gonzalez Aparicio, à pv magazine. “As principais barreiras incluem desafios regulatórios, como a falta de clareza sobre os papéis do armazenamento, a propriedade e o acesso ao mercado; obstáculos econômicos, como despesas de capital (Capex), previsibilidade de receita e contratos; e questões técnicas, incluindo a integração de média tensão (MT) e alta tensão (AT) e a gestão e garantia de energia padronizadas.”
“Para abordar essas questões, fornecemos recomendações jurídicas, modelos de contrato e estratégias de implementação tanto a nível holandês como da UE. E embora o movimento esteja ganhando impulso, a nossa avaliação mostra que são necessárias mais medidas: clarificar o estatuto jurídico do armazenamento, permitir a participação em múltiplos mercados para o armazenamento de longa duração, alinhar as tarifas com o valor da congestão e apoiar projetos pioneiros de vários dias para reduzir o risco das despesas de capital. Os nossos produtos visam apoiar precisamente estas mudanças políticas.”
O projeto RenewaFLEXNL pretende preencher essas lacunas explorando tecnologias que possam fornecer a flexibilidade necessária para um sistema totalmente renovável. O projeto realizará três demonstrações piloto que refletem desafios reais dos sistemas de energia. No Porto de Roterdã, a LDES conectará a energia eólica offshore com a demanda industrial de aquecimento e eletricidade. Em De Kwakel, estufas usarão energia armazenada para reduzir a dependência de cogeração a gás. E em Altena, a geração de energia renovável será combinada com armazenamento para alimentar o carregamento de caminhões elétricos e o fornecimento local de calor.
Uma variedade de tecnologias de armazenamento será testada, desde baterias de fluxo de água salgada e sistemas ferro-ar até soluções híbridas termoelétricas que combinam bombas de calor e armazenamento em água. Além do hardware, o projeto avaliará o desempenho do sistema, a viabilidade econômica e os potenciais marcos regulatórios que poderiam apoiar uma adoção mais ampla do armazenamento de longa duração.
“Usaremos a faixa de 8 a 100 horas para definir o armazenamento de longa duração, pois ela abrange tanto a alternância entre dia e noite quanto as necessidades de vários dias que as baterias de curta duração não conseguem suprir”, explicou Gonzalez Aparicio. “Essa duração é mais eficaz para reduzir o desperdício de energia e aumentar a confiabilidade em sistemas com alta penetração de energia eólica e solar.”
O consórcio testará inicialmente três soluções holandesas de armazenamento de energia de longa duração (LDES): Aquabattery , uma tecnologia de armazenamento que utiliza apenas água salgada como meio de armazenamento e é descrita como uma bateria de fluxo capaz de alterar independentemente a capacidade de potência (kW) e energia (kWh); Ore Energy, uma solução LDES de ferro-ar com duração de 100 horas; e o sistema híbrido de armazenamento de energia térmica e elétrica de longa duração BB1 Project BV, que combina bombas de calor, armazenamento térmico à base de água e baterias de íon-sódio com controle inteligente para armazenar eletricidade renovável como calor e energia por períodos prolongados.
“A seleção dessas tecnologias baseou-se no fato de utilizarem materiais seguros e abundantes, adequados para períodos de operação de 8 a 100 horas, e em seu potencial de integração com sistemas fotovoltaicos, eólicos e compradores de energia, bem como em sua viabilidade financeira e mecanismos de garantia”, disse Gonzalez Aparicio. “Para necessidades de vários dias, as baterias ferro-ar são promissoras em termos de custo e duração, enquanto as baterias de fluxo oferecem materiais escaláveis e não críticos, além de longa vida útil; o armazenamento térmico combinado com aquecimento elétrico pode ser altamente rentável em qualquer situação em que a demanda por calor seja alta.”
“Também estamos desenvolvendo um modelo de sistema de gerenciamento de energia (EMS) aberto com módulos para controle de armazenamento de energia local (LDES), operações híbridas e um modelo de congestionamento da rede; ele utiliza previsões de geração renovável e perfis de demanda para otimizar quando o armazenamento absorve o excedente de energia fotovoltaica e eólica e quando despacha para cargas locais ou para a rede ”, acrescentou ela. “ O EMS incorpora sinais de mercado e restrições de distribuidores/operadores de sistemas de transmissão (DSO/TSO), otimizando conjuntamente a operação atrás do medidor e na frente do medidor para evitar congestionamentos, ao mesmo tempo que maximiza a agregação de valor. Também desenvolvemos métodos de garantia para assegurar um comportamento seguro e previsível em conjunto com os sistemas de gerenciamento predial (BMS) e conversores .”
O consórcio reúne empresas de serviços públicos, operadoras de rede, desenvolvedores de tecnologia, parceiros acadêmicos e usuários da indústria, incluindo Vattenfall, Stedin, TU/e, Aquabattery, Ore Energy, BB1 Project e Energy Storage NL.
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