Apesar dos riscos de degradação em temperaturas mais frias, o armazenamento permite maior disponibilidade durante os períodos de pico de procura no inverno.
Mesmo com menos capacidade de energia eléctrica disponível durante o tempo frio no Texas, os sistemas de armazenamento de baterias estão a reduzir o risco de cortes de energia neste Inverno, informou o Conselho de Fiabilidade Eléctrica do Texas (ERCOT) na sua reunião do conselho de administração de Dezembro.
No seu mais recente relatório de adequação de recursos, a ERCOT modelou a disponibilidade da bateria em dezembro de 2024, quando as reservas operacionais eram baixas, e também durante as tempestades de inverno Cora, Enzo e Kingston em 2025.
O que se descobriu foi que uma emergência energética é menos provável em Janeiro de 2026 do que em Dezembro de 2025 porque mais projectos de armazenamento serão ligados à rede. Os sistemas de baterias permitem maior disponibilidade no início da manhã, quando é mais difícil atender à demanda de eletricidade, informou o ERCOT.
Assim como as turbinas a gás, os sistemas de bateria apresentam problemas operacionais em climas frios. Se não forem tratadas quando as temperaturas caem, as baterias tornam-se menos eficazes à medida que o frio do inverno retarda as reações químicas internas e reduz a sua capacidade de descarregar eletricidade.
O ERCOT modela as suas projeções de risco de inverno tendo em conta o menor estado de carga das baterias, mas ainda assim descobriu que o grande fluxo de novas instalações de armazenamento de energia protege a rede contra emergências de inverno.
Desde a tempestade de inverno Uri, em fevereiro de 2021, o ERCOT e outros reguladores implementaram uma série de reformas, incluindo requisitos para as centrais elétricas se adaptarem ao inverno. Requisitos semelhantes para a proteção contra intempéries no inverno também existem agora para sistemas de baterias.
Tal como todos os outros recursos energéticos, os sistemas de armazenamento estão sujeitos a inspeções ERCOT pelo menos uma vez a cada três anos. O operador da rede concluiu a sua quarta inspecção da época de Inverno em Abril, avaliando mais de 3.300 centrais eléctricas e instalações de transmissão desde que o programa começou em resposta à tempestade de inverno Uri.
Alguns dos componentes críticos nos locais de armazenamento de energia que o ERCOT identifica como em risco de falhar em emergências climáticas extremas incluem sistemas de gestão térmica, inversores, tecnologia de supressão de incêndios exposta ao frio e equipamentos de aquecimento e ar condicionado. Se algum desses sistemas falhar, poderá causar um desarme, reduzir a capacidade ou impedir a partida das baterias.
Os operadores são obrigados a mostrar registros de preparação ou como implementaram e mantiveram medidas de emergência climática. Eles também devem realizar orientações durante as quais mostram aos inspetores como implementaram proteções físicas nas baterias, incluindo impermeabilização, proteção contra vento e proteção contra congelamento. Esses esforços de proteção contra intempéries podem ajudar a mitigar totalmente a degradação ou o tempo de inatividade da bateria.
Manter as baterias dentro de faixas de temperatura que minimizem a deterioração leva a menos perda ou disponibilidade de capacidade, disse Adam Nygaard, vice-presidente de desenvolvimento de negócios da FlexGen, uma integradora de armazenamento de energia. Nygaard disse que o software FlexGen rastreia o desempenho ideal dos sistemas de armazenamento criando um gêmeo digital em cada local de armazenamento. Ele permite que a empresa compare os resultados reais com o que foi previsto. “Quando vemos variações, podemos agir”, disse Nygaard.
Durante o Winter Storm Uri, os usuários do FlexGen tiveram um tempo de atividade de 99,3%, disse ele.
Ao contrário de outras redes em todo o país, a ERCOT não paga às empresas apenas por estarem preparadas para fornecer energia quando necessário. Em vez disso, a ERCOT paga aos operadores apenas quando a energia é realmente utilizada.
O clima frio torna mais difícil para os desenvolvedores maximizarem a descarga de eletricidade durante os períodos de pico do inverno e significa que eles podem perder esses pagamentos pelo fornecimento de energia em emergências, disse John Murray, principal analista de energias renováveis da S&P Global Energy. Isso poderia impactar significativamente suas receitas.
Freqüentemente, os eventos de inverno no Texas duram vários dias, disse Murray. Não há garantia de que as baterias do ERCOT possam recarregar rapidamente durante as tempestades de inverno, pois o baixo desempenho solar e o gelo podem levar à desativação dos projetos eólicos.
“Os picos de preços no inverno em ERCOT são mais curtos, mais caóticos e muitas vezes ligados a interrupções repentinas de geradores”, disse Murray.
A volatilidade dos recursos eólicos no inverno, aliada à maior probabilidade de interrupções térmicas, são as partes difíceis do inverno no ERCOT, disse Nygaard.
E dado que ERCOT está isolado do resto da rede dos EUA, muitas vezes não há importação de energia durante as emergências climáticas de inverno para recarregar as baterias do Texas. Além disso, é mais difícil prever durante estes meses que tipos adicionais de apoio energético poderão ser necessários, de acordo com Murray, o que complica a modelação de receitas e apresenta riscos de negócio para os promotores.
Mesmo assim, os desenvolvedores ainda estão correndo para conectar projetos de baterias ao ERCOT. Dos 1.999 pedidos de interligação de nova geração, totalizando 432 gigawatts, quase 41 por cento provêm de projetos de armazenamento de energia.
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