Será necessário um maior armazenamento e desenvolvimento de transmissão estratégica para garantir a transição mais econômica e de menor risco do sistema de energia da Austrália, disse o Australian Energy Market Operator em seu mais recente estudo. Em 20 anos, a necessidade de armazenamento será em uma escala nunca antes vista no mercado nacional de eletricidade, e a usina hidrelétrica e a armazenagem distribuída devem desempenhar um papel importante na redução dos preços da eletricidade e na construção de um sistema de energia confiável e resiliente.
A previsão de armazenamento retornou números previstos impressionantes para o 2040 Down Under. Imagem: Anesco
Volumes crescentes de energia renovável intermitente na rede e a confiabilidade decrescente dos ativos de geração herdados estão mudando a maneira como o sistema de energia será operado.
O Operador Australiano do Mercado de Energia (AEMO) está liderando o caminho para renováveis fornecendo 60% do mix de energia dentro de 20 anos e destacou a importância de otimizar o investimento em novas capacidades de geração e redes enquanto adota tecnologias como energia solar em telhados, resposta à demanda e eletricidade. veículos .
No primeiro de uma série de artigos sobre insights que precederão a segunda versão de seu Plano de Sistema Integrado (ISP) - com lançamento previsto para meados de 2020, a AEMO forneceu uma análise mais profunda do papel do armazenamento. O estudo presumiu que 4,1 GW de capacidade de armazenamento seriam instalados até 2030 e descobriu que a necessidade associada de armazenamento para ajudar a mudança de energia atingiria um nível sem precedentes uma década depois.
O operador do mercado de energia previu que a necessidade de armazenamento em escala de utilidades atingiria 15 GW no início da década de 2040, com oportunidades para instalações de armazenamento de seis e 12 horas para complementar as soluções de escala mais profundas, como o projeto hidroelétrico de 2 GW bombeado e a bateria de Tasmânia. a nação.
"A análise aprofundada da AEMO confirma o importante papel do armazenamento de energia para construir a resiliência do sistema de energia, melhorar a confiabilidade e reduzir a pressão no custo de atacado", disse a executiva-chefe da AEMO, Audrey Zibelman. “Um exemplo no artigo descreve que o armazenamento de uma semana no Snowy 2.0 em 2030-31 economiza aproximadamente US$ 86 milhões (US$ 59,8 milhões) a mais, em média, em custos de combustível em comparação à capacidade equivalente de armazenamento com apenas seis horas de armazenamento.”
Com o Snowy 2.0 comprometido, espera-se que os incentivos para instalações de armazenamento sazonais adicionais enfraqueçam até que novos fechamentos de geração de carvão significativos ocorram no final dos anos 2020 até meados da década de 2030, descobriu o estudo.
Embora o armazenamento a longo prazo possa proporcionar maiores economias de custo de combustível, os desenvolvimentos superficiais com capacidade de armazenamento de seis a oito horas - como Wivenhoe e Shoalhaven - são os mais valiosos para a troca de energia entre dia e dia, complementando a geração de escala solar e sistemas solares no telhado. O armazenamento distribuído com tempos de descarga mais curtos também desempenhará um papel crítico, fornecendo valor através da consolidação da capacidade para suportar a rede nos horários de pico, acrescentou a AEMO.
“O NEM [mercado nacional de eletricidade] tem que gerenciar a crescente variabilidade tanto da oferta quanto da demanda de mudanças nos padrões climáticos, comportamentos dos consumidores, crescimento da geração renovável variável e confiabilidade decrescente dos geradores existentes”, observou Zibelman.
Novas linhas
O papel do insight Construindo a resiliência do sistema de energia com o armazenamento de energia hidrelétrica bombeada, assumiu um mix diversificado de geração dominado pela crescente integração de renováveis, consistente com o cenário 'neutro' apresentado no documento de estratégia do ISP preparado pela AEMO no ano passado. Até 2042, a geração eólica e solar, incluindo a PV no último piso, deverá representar cerca de 62% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM e gerar mais de 60% da energia consumida. Fontes de geração intermitentes e variáveis seriam complementadas pelo crescente desenvolvimento de soluções de armazenamento com uma variedade de recursos, como mostrado no gráfico abaixo.
“Até 2030, os geradores eólicos e solares, incluindo os sistemas de cobertura no consumidor, deverão representar aproximadamente 50% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM, gerando mais de 40% da energia consumida”, disse Zibelman. "É fundamental avançarmos com a infraestrutura de transmissão necessária para apoiar a integração desses novos recursos para, finalmente, fornecer energia segura, confiável e acessível para os australianos".
No estudo mais recente, a AEMO identificou os investimentos em transmissão intra e inter-regionais necessários para conectar o armazenamento de hidrocarbonetos bombeados com os consumidores. Após o fechamento da Liddell Power Station em 2022, um aumento na capacidade de transferência da rede entre a região de Snowy e Sydney (HumeLink) aumentaria a confiabilidade ao menor custo para os consumidores de New South Wales. Inter-regionalmente, o fortalecimento da capacidade de transferência entre a área de Snowy e noroeste de Victoria e Melbourne (KerangLink), bem como entre a Tasmânia e Victoria (o Link Marinus através do Estreito de Bass) também poderia trazer benefícios, relatou a AEMO.
Outro insight do estudo foi que, com mais de 20% de chance de o gerador de carvão marrom Yallourn fechar mais cedo do que o planejado 2028-29 data do obturador - ou no caso de uma redução de oferta equivalente no edifício Victoria - KerangLink antes do data de encerramento seria a melhor estratégia. “[O] Marinus Link também aumentaria a resiliência do sistema em caso de fechamento antecipado da planta”, acrescentou o estudo da AEMO.
A KerangLink e/ou Marinus Link proporcionariam benefícios adicionais de mercado para os consumidores. A AEMO declarou que os novos interconectores reduziriam os custos de transmissão envolvidos na integração da geração renovável, reduziriam o declínio nos fatores de perda marginal e aumentariam a segurança do sistema de energia.
“Os aumentos de transmissão requerem planejamento significativo, consulta à comunidade e análise econômica de custo-benefício na forma do teste de investimento regulatório para transmissão (RIT-T), para assegurar que os investimentos sejam do melhor interesse de todos os consumidores”, disse o executivo chefe Zibelman. “No entanto, uma recente análise independente realizada pela Aurora Energy Research concluiu uma redução potencial de US$ 3,8 bilhões nas contas de energia se os empreendimentos propostos no ISP da AEMO fossem implementados, predominantemente através de aumentos na competição e eficiência de mercado via investimento adicional em interconexão.”
AEMO está trabalhando com o Conselho de Segurança Energética e outros órgãos de mercado para desenvolver um pacote de mudanças nas Regras Nacionais de Eletricidade para converter o ISP em um plano estratégico nacional acionável. “Um dos principais objetivos é permitir que os projetos identificados no ISP passem por um processo racionalizado de aprovação RIT-T e regulatória, que se baseie na análise detalhada de custo-benefício realizada como parte do ISP”, acrescentou Zibelman.
Nenhum comentário:
Postar um comentário