Preços negativos da eletricidade: risco ou oportunidade para os sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS)? Guia

Os preços desfavoráveis da eletricidade parecem um convite em aberto para que os operadores de baterias carreguem as baterias ao máximo, acumulem dinheiro pelo consumo do excesso de energia e ofereçam essa energia várias horas mais tarde, quando a produção solar diminuir e os preços no mercado grossista recuperarem.

É simples, não é?

Não é bem assim. Nunca autorizaria um investimento num sistema de armazenamento de energia em baterias apenas porque um relatório de mercado indica centenas de horas com preços negativos. Esse número, à primeira vista, não diz absolutamente nada sobre se a bateria consegue aceder a esses preços, se dispõe de capacidade disponível quando estes ocorrem, ou se o spread noturno se mantém após as perdas de ida e volta, a deterioração, os custos de rede, as obrigações fiscais e os custos de negociação.

Precisamos de diversidade, não de espetáculo.

O que significam realmente os custos negativos da energia elétrica

Os preços adversos da energia elétrica ocorrem quando a oferta de energia elétrica excede a procura economicamente vantajosa num determinado local e momento do mercado. Nessa situação, os produtores têm de reduzir a produção, exportar energia elétrica, armazená-la ou pagar aos intervenientes no mercado para que a consumam.

São muitos os problemas que frequentemente se sobrepõem:

• A produção de energia solar ou eólica cresce muito mais rapidamente do que a procura.
• As centrais térmicas, nucleares ou de energias renováveis subsidiadas continuam ligadas à rede.
• O bloqueio da transmissão impede que a energia excedente chegue a uma região adicional.
• A procura é anormalmente baixa durante os fins de semana prolongados, feriados ou períodos de tempo ameno.
• Os sistemas de apoio ecológicos permitem que os produtores continuem a ser rentáveis a preços inferiores a 0 EUR/MWh.
• O sistema não dispõe de capacidade suficiente em termos de flexibilidade, afiliação ou armazenamento.

Estes são os resultados do mercado grossista de energia elétrica. Nem sempre significam que um cliente residencial venha a enfrentar um custo de retalho desfavorável. Um fornecedor pode ainda aplicar taxas de rede, impostos, taxas fixas, preços de cobertura e margens de retalho.

E questões regionais. Um custo médio nacional pode ser positivo, enquanto um nó congestionado é extremamente desfavorável. Por outro lado, um comunicado de imprensa que comemore custos de energia desfavoráveis pode ser desnecessário para um BESS ligado a um transformador com capacidade limitada, ao abrigo de uma tarifa fixa.

Essa diferença elimina muitas situações de serviço fraco.

Por que é que a BESS consegue gerar lucros – mas apenas graças ao spread

Um BESS não gera lucro porque a potência é negativa. Gera lucro a partir da diferença entre o preço de faturação e o valor da descarga, reajustada para ter em conta as perdas físicas e comerciais.

A estimativa padrão é:

Valor bruto da arbitragem = receitas de descarga − custos de carregamento

Quando os custos de cobrança são negativos, esses custos transformam-se em lucros.

Consideremos um exemplo simplificado de um ciclo:

• O BESS custa 1 MWh a − 20 EUR/MWh.
• O resultado é 20 euros por consumir essa energia elétrica.
• Partindo de uma eficácia estimada de 88% em ida e volta, exporta posteriormente 0,88 MWh.
• O preço pedido para esta noite é de 100 EUR/MWh.
• Os resultados financeiros ascendem a 88 euros.
• O valor energético bruto equivale a 108 euros.

Tem um aspeto fantástico.

No entanto, o valor bruto não corresponde a dinheiro sem custos. O operador tem de deduzir os custos de degradação, utilização de apoio, exposição ao desequilíbrio, tarifas de rede, encargos do otimizador, custos de participação no mercado, restrições de garantia, despesas de financiamento, reservas de reforço e potenciais obrigações fiscais.

Um spread bruto de 108 euros poderá continuar a chamar a atenção. Um spread de 25 euros poderá desaparecer completamente.

A minha regra difícil é clara: Nunca se deve prever resultados financeiros com valores negativos sem modelar a probabilidade total de incumprimento associada a esses resultados. Carregar uma bateria totalmente carregada a −50 EUR/MWh não faz sentido quando a próxima janela de descarga eficaz surge só depois de a bateria ter sofrido uma autodescarga, ter sido submetida a restrições ou ter dedicado a sua capacidade a uma solução adicional.

3 Testes reais de mercado realizados em 2023 e 2024

Europa: Mais horas negativas, ainda mais pressão para desenvolver capacidade de armazenamento

A Europa constitui o exemplo mais claro de como o excesso de oferta de energias renováveis se transforma num sinal para o armazenamento.

A capacidade solar instalada na União Europeia mais do que duplicou entre 2019 e 2023, atingindo aproximadamente 263 GW. Durante os primeiros cinco meses de 2024, vários mercados europeus importantes registaram um número sem precedentes de horas em que os preços grossistas foram nulos ou negativos, uma vez que a oferta solar diurna superou a procura.

Consequentemente, a ACER informou que os episódios de preços negativos na UE tinham, na verdade, aumentado cerca de doze vezes mais em 2023, seguido de um novo aumento de cerca de 50% em 2024. O relatório indicou igualmente que o custo médio da energia elétrica no mercado grossista da UE era de cerca de 81 euros/MWh em 2024, mostrando como as médias anuais reduzidas podem coexistir com uma enorme volatilidade horária.

Isso parece ser favorável para a BESS.

No entanto, há uma armadilha: à medida que mais baterias passam a intervir no mesmo intervalo entre o meio-dia e o fim da tarde, aumentam a procura ao meio-dia e a oferta ao fim da tarde. A frota de baterias vai, gradualmente, reduzindo a volatilidade que sustentava o seu argumento de investimento financeiro.

A arbitragem de armazenamento resolve-se por si própria.

Os primeiros trabalhos podem gerar margens excecionais. Posteriormente, as tarefas exigem localizações muito melhores, custos de financiamento reduzidos, uma otimização mais rigorosa, um período mais longo ou lucros adicionais decorrentes da resposta à regularidade, da capacidade de reserva, dos mercados de capacidade, do alívio do congestionamento e dos serviços adquiridos.

Austrália: As taxas desfavoráveis tornaram-se comuns – e as baterias reagiram

O Mercado Nacional de Energia da Austrália permite uma análise mais rigorosa e mais completa, uma vez que os dados estabelecem uma ligação direta entre as tarifas desfavoráveis e os rendimentos das baterias.

Durante o 4.º trimestre de 2024, verificaram-se taxas grossistas desfavoráveis em 23,11 TP3T de intervalos NEM, o que representa um aumento em relação aos 19,91 TP3T registados um ano antes. A Austrália do Sul atingiu uma frequência de preços negativos de 38.0%, enquanto a Victoria chegou a 34.3%. Entre as 10h00 e as 12h00, as taxas da Austrália do Sul foram absolutamente nulas ou desfavoráveis em 84% de períodos; Victoria atingiu 79%.

Os operadores de baterias beneficiaram, de facto. A AEMO estimou que os lucros líquidos trimestrais no mercado de energia das baterias aumentaram 257%, em comparação com o ano anterior, para A$: 48,1 milhões. A faturação durante os períodos em que os preços foram negativos gerou 7,2 milhões de A$, enquanto os lucros provenientes dos serviços auxiliares de controlo de frequência das baterias representaram mais 21,3 milhões de A$.

Essa é a vertente do argumento que se centra nas possibilidades.

A ameaça surge no próprio conjunto de dados. O custo típico do intervalo negativo passou de − A$ 44,4/MWh no 4.º trimestre de 2023 para − A$ 41,3/MWh no 4.º trimestre de 2024. As baterias, a procura versátil e a evolução da economia dos certificados podem atenuar a gravidade dos preços negativos, mesmo que os períodos adversos se tornem mais frequentes.

A regularidade, por si só, induz em erro. A profundidade é importante. A duração é importante. O preço de venda final é o que mais importa.

Califórnia: as receitas da frota aumentaram, mas os lucros por quilowatt diminuíram

O «Golden State» revela o perigo da canibalização de forma mais clara do que praticamente qualquer outro mercado.

Em dezembro de 2024, a capacidade das baterias envolvidas na localização de estabilização da ISO da Califórnia tinha, de facto, atingido aproximadamente 13 000 MW e 47 300 MWh. A frota era composta por baterias autónomas, instalações partilhadas e sistemas híbridos de energia solar com armazenamento.

A receita total do mercado das baterias aumentou cerca de 20%, à medida que a capacidade da frota se expandiu. No entanto, os lucros anuais por quilowatt das baterias em funcionamento ao longo do ano diminuíram de $103/kW-ano em 2022 para 1 TP4T78/kW-ano em 2023 e $53/kW-ano em 2024. Cerca de 82% dos lucros de 2024 provieram de atividades no mercado da energia.

Revê isso mais uma vez.

A frota obteve um ganho muito maior no total; no entanto, cada quilowatt gerou um ganho menor. A capacidade de armazenamento adicional, os custos máximos mais baixos e os spreads mais estreitos diluíram a rentabilidade unitária.

Fora da área central de equilíbrio da CAISO, o resultado foi ainda mais desanimador: as baterias que participavam através do Western Power Inequality Market registaram, aproximadamente, −$8,8 milhões nas negociações em tempo real da rede ao longo de 2024. A análise de mercado da CAISO atribuiu o resultado final, em parte, a inconsistências na faturação e na descarga de energia, que interagiram com preços desfavoráveis ao meio-dia e favoráveis durante a noite.

Portanto, sim, uma bateria pode gerar prejuízo num mercado repleto de preços negativos.

Os perigos graves que muitas versões do BESS subestimam

Cannibalização da arbitragem

Cada bateria nova compete com as baterias já existentes.

Quando milhares de megawatts começam a carregar todos ao mesmo tempo, o preço desfavorável aproxima-se do zero. Quando essas baterias descarregam em simultâneo durante o pico noturno, o preço de pico desce. O diferencial estreita-se em ambos os extremos.

Uma folha de cálculo baseada em custos históricos parte frequentemente do princípio de que a propriedade pode aproveitar os margens de lucro do passado sem as alterar. Essa suposição torna-se arriscada quando o BESS sugerido é de grande dimensão em relação à carga do bairro, às limitações de congestionamento ou à capacidade de armazenamento existente.

Risco de nó e de transmissão

As taxas adversas podem ocorrer no lado errado de uma restrição.

Um BESS pode registar um preço de −30 EUR/MWh num hub próximo, enquanto o seu nó de ligação real é liquidado a 5 EUR/MWh. Durante a descarga, o congestionamento pode inverter-se, deixando o projeto preso atrás de um estrangulamento na transmissão quando as tarifas noutros locais aumentam.

As tabelas de custos nacionais definem as tarefas do mercado. Os dados nodais fornecem os recursos financeiros necessários para as mesmas.

Perigo relacionado com o nível de carga

Uma bateria só gera lucro durante um período negativo, quando tem capacidade para carregar.

Uma previsão inadequada pode fazer com que a posse fique praticamente esgotada antes de as taxas negativas mais baixas se manifestarem. Por outro lado, o operador pode cobrar antecipadamente a 5 EUR/MWh e perder um intervalo posterior a −70 EUR/MWh.

O contrário acontece na descarga. A comercialização prematura pode deixar o BESS vazio durante o verdadeiro pico da noite.

Deterioração e risco para a garantia

Cada ciclo comercial consome uma parte da vida útil financeira da bateria.

Um ciclo de baixo valor pode aumentar as receitas, ao mesmo tempo que reduz o valor da tarefa. O operador deve comparar a margem esperada com um custo de deterioração dinâmico, baseado na profundidade de descarga, na temperatura da célula, na taxa de carga (C-rate), no estado de carga, no envelhecimento programado e na capacidade de produção remanescente ao abrigo da garantia.

Andar ainda mais de bicicleta nem sempre é muito melhor.

Risco de previsão e expedição

As previsões para o dia seguinte são apenas previsões, não garantias. A cobertura de nuvens, os picos de vento, as avarias, as falhas nas interligações, os erros na estimativa da procura e as propostas dos produtores podem alterar as tarifas previstas em questão de minutos.

Um otimizador que trata os custos de consultoria como preços específicos pode adquirir energia no momento errado, descarregar demasiado cedo ou gerar custos de desequilíbrio superiores ao lucro de arbitragem pretendido.

Restrições de planeamento e de cobrança

Nem todos os projetos de energia solar com armazenamento podem carregar abertamente a partir da rede elétrica. Os termos dos contratos, os requisitos relativos a créditos fiscais, os certificados de energia renovável, os acordos de interligação, as políticas de apoio ou as configurações dos contadores podem restringir os recursos de carregamento e os períodos de funcionamento.

Um preço de mercado desfavorável não tem qualquer valor quando o trabalho não permite, por motivos legais ou técnicos, suportá-lo.

Custos adversos da energia elétrica: Risco vs. possibilidade do BESS

Sinal de mercado	Oportunidade para o BESS	Ameaça oculta	Questão relativa ao financiamento
Intervalos constantes de preço negativo	Mais opções de carregamento doméstico a baixo custo	Muitos períodos de pouca profundidade podem ter pouco valor	Qual é o preço de carregamento normal praticado no nó de tarefa?
Preços extremamente desfavoráveis	O valor da bateria poderá ser cobrado na fatura	As descargas profundas podem ser pouco frequentes ou ocorrer quando a bateria está cheia	Com que frequência é que o BESS consegue, literalmente, registá-los?
Tarifas elevadas à noite	Maior diferencial de arbitragem no armazenamento de energia em baterias	O novo espaço de armazenamento pode limitar o crescimento futuro	Qual é a margem que continua a ser observada no contexto da expansão do espaço de armazenamento até 2030?
Restrição da produção de energia renovável	O armazenamento no mesmo local pode registar um resultado excedentário	Os limites de afiliação podem impedir que a bateria carregue ou descarregue totalmente	É permitido efetuar a faturação com base no fator de afiliação?
Melhorar a capacidade dos sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS)	Mais uma prova de que o mercado valoriza a adaptabilidade	A canibalização das receitas acelera	Até que ponto o caso da dívida é sensível a uma diminuição do spread 20%–40%?
Acesso aos serviços auxiliares	Diversifica as receitas para além da arbitragem	As taxas de dissolução tendem a diminuir à medida que o envolvimento da bateria aumenta	As receitas têm um limite máximo ou dependem do vendedor?
Preços dinâmicos ou nodais	Benefícios imediatos, envio específico para cada localização	Um bloqueio pode isolar o nó do centro de negociação	O modelo baseia-se nos preços nodais ou nos preços nacionais?
Ciclismo intenso no dia-a-dia	Mais possibilidades de rendimento bruto	Destruição mais rápida e reforço mais precoce	Cada ciclo excede a sua taxa mínima de degradação?

Como aplicar corretamente as tarifas de energia negativa da versão BESS

Recusaria qualquer tipo de modelo de investimento financeiro baseado em preços mensais normais. Os dados mensais eliminam a volatilidade específica que a bateria deveria rentabilizar.

Utilização de dados ao nível do intervalo.

Em vários mercados, isso refere-se a detalhes de negociação por hora, a cada 30 minutos, a cada 15 minutos ou a cada 5 minutos. A versão deve incluir, no mínimo:

1. Custos de carregamento nodais ou zonais Utilize os custos no local real do troço, e não um índice nacional escolhido apenas porque parece atraente.
2. Perdas de ida e volta Potência de carga, consumo complementar, perdas do inversor, perdas do transformador, necessidades de gestão térmica e potência descarregada, analisadas individualmente.
3. Restrições relacionadas com o estado de carga Incluir o SOC mínimo e ideal, a margem de segurança, as limitações de faturação, as restrições de descarga, as taxas de aceleração e a capacidade inacessível.
4. Preço mínimo de destruição Defina um custo por ciclo ou um sistema de rendimento. Isto evita que o otimizador procure lucros que destruam mais valor da célula do que aquele que gera.
5. Erro de previsão Compare as previsões com visão perfeita com previsões razoáveis para o dia seguinte e intradiárias. A visão perfeita é um ideal académico, não uma projeção fiável.
6. Canibalização de custos Acrescente os projetos previstos no domínio das baterias, o crescimento sustentável, a expansão da rede de transporte, a procura flexível, os eletrolisadores, o carregamento de veículos elétricos e a reforma do mercado.
7. Acumulação de rendimentos Arbitragem de conceção, serviços secundários, acordos de capacidade, acordos de tolling, acordos de congestionamento e receitas decorrentes da gestão das energias renováveis, sem contabilizar duas vezes o mesmo megawatt.
8. Direitos de cobrança e portagens Verifique se o carregamento na rede elétrica implica encargos de rede, obrigações fiscais, efeitos relacionados com certificados ou limitações de afiliação.
9. Aumento e substituição Os ajustes de perda de capacidade incluíram MWh, período de potência, obtenção de capacidade e receitas futuras.
10. Cenários pessimistas Eu analisaria a redução da volatilidade, o adiamento da ligação à rede, a diminuição da programação, o aumento da degradação, a perda da oportunidade de envio, a redução dos custos suplementares e as políticas de tarifação mais restritivas, tudo ao mesmo tempo – e não um de cada vez.

Os projetos fracos otimizam o passado. Os projetos fortes preocupam-se com o futuro.

Conceção ideal de um sistema de armazenamento de energia por bateria (BESS) e estratégia de funcionamento em caso de preços desfavoráveis

Não existe uma duração “ideal” universal da bateria.

Um sistema de uma hora pode registar picos de preço curtos e acentuados e serviços auxiliares rápidos. Um sistema de duas horas oferece muito mais adaptabilidade ao mercado energético. Os sistemas de quatro horas e de duração superior podem gerir blocos de energia renovável de maior dimensão, mas exigem ainda mais capital e podem ter dificuldade em entrar ou sair do mercado de forma economicamente viável diariamente.

A configuração adequada depende da curva de preço-duração da vizinhança.

Rácio potência-energia

Uma bateria de 100 MW/100 MWh é um ativo com autonomia de uma hora. Uma bateria de 100 MW/400 MWh é um ativo com autonomia de quatro horas.

O primeiro consegue mover-se rapidamente, mas consome pouca energia. O segundo consegue suportar períodos mais longos de excesso de oferta sustentável, embora as suas células adicionais necessitem de uma procura futura suficiente para justificar o seu preço.

Composição química do LiFePO₄

Fosfato de lítio e ferro, cuja fórmula química é LiFePO₄ e, tal como a LFP, está intimamente relacionada com o espaço de armazenamento fixo, uma vez que os condutores valorizam a segurança térmica, a capacidade de recarga de longa duração e a ausência de níquel e cobalto no cátodo.

No entanto, a química não compensa uma economia fraca. A qualidade superior das células, a assimilação do conjunto de baterias, o design do sistema de ar condicionado, o software de gestão da bateria, a proteção contra incêndios, os termos da garantia de assistência e a temperatura de funcionamento continuam a ser fatores decisivos.

Despacho Multimercado

A técnica operacional mais eficaz combina:

• Programação para o dia seguinte.
• Reotimização intradiária.
• Expedição em tempo real.
• Dotações para serviços auxiliares.
• Metas dinâmicas de estado de carga.
• Projeções de obstrução dos nódulos.
• Processo de licitação que tem em conta a degradação.

Faturação imediata sempre que os preços descerem abaixo de um nível que não permita qualquer demora na expedição. Um otimizador racional pode recusar uma oportunidade de faturação de −5 EUR/MWh, uma vez que antecipa −60 EUR/MWh duas horas mais tarde. Pode ainda optar por não descarregar a 90 EUR/MWh, dado que preservar a energia para um intervalo de escassez a 250 EUR/MWh apresenta um valor esperado mais elevado.

Na prática, trata-se de um leilão com base no custo de oportunidade.

O que os espaços de armazenamento residenciais e dispersos podem revelar

As taxas adversas no mercado grossista são, sobretudo, um fenómeno à escala do mercado; no entanto, exatamente o mesmo raciocínio influencia cada vez mais as habitações e os espaços industriais sujeitos a tarifas variáveis.

A capacidade continua a ser importante. A potência nominal da bateria pode ser estimada da seguinte forma:

Tensão × ampères-hora ÷ 1 000 = quilowatts-hora

Por exemplo, um Bateria LiFePO₄ para sistema de armazenamento de energia doméstico (ESS), de 51,2 V e 314 Ah, para montagem na parede corresponde a cerca de 16,08 kWh de energia nominal. Um maior Bateria doméstica portátil de 51,2 V e 628 Ah, para colocar no chão representa cerca de 32,15 kWh, enquanto um Bateria ESS doméstica de 51,2 V e 200 Ah para montagem na parede corresponde a uma classe nominal de 10,24 kWh.

Esses valores refletem a capacidade energética, não a capacidade útil garantida nem o lucro de arbitragem. A potência do inversor, as restrições de profundidade de descarga, a estrutura tarifária, os limites de exportação, os sistemas de reserva e o consumo doméstico determinam o grau de flexibilidade a partir do qual o proprietário pode gerar rendimentos.

Configurações integradas, tais como uma Sistema planetário doméstico de 3,5 kW com bateria de armazenamento de 15 kWh ou um Conjunto completo de sistema de armazenamento de energia solar doméstico de 5 kW mostrar a diferença entre um produto de bateria e um sistema energético completo.

E essa diferença é importante. Uma bateria sem medição adequada, automatização tarifária, controlo do inversor e autorização de exportação pode nunca reagir a custos desfavoráveis.

É um perigo ou uma possibilidade? A minha decisão

Os custos desfavoráveis da energia elétrica representam uma oportunidade para os operadores de sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS) que atuam com disciplina e um risco para os promotores que confundem volatilidade com lucro.

A oportunidade é genuína quando:

• As taxas desfavoráveis surgem na fase de negociação do projeto.
• A bateria dispõe habitualmente de margem de carga.
• Os custos noturnos ou decorrentes de carências mantêm-se estáveis.
• As perdas e a destruição ao longo do percurso são geridas.
• É permitido o carregamento ligado à rede.
• O operador pode negociar em vários mercados.
• Os lucros continuam a ser viáveis após a canibalização das reservas.
• O ponto de ligação não fica bloqueado devido a um congestionamento incessante.

O risco é controlado quando:

• O modelo baseia-se em preços a nível nacional, em vez de preços nodais.
• Prevê-se que os spreads históricos se mantenham inalterados durante 15 anos.
• A frequência dos preços negativos é utilizada como alternativa à avaliação dos rendimentos.
• A depreciação é tratada como uma percentagem anual fixa.
• As receitas dos serviços auxiliares são contabilizadas duas vezes.
• A propriedade não dispõe de otimização em tempo real.
• A bateria está a chegar ao fim da sua vida útil.
• As políticas relativas a ligações rodoviárias, portagens ou subsídios limitam a cobrança de taxas.

A minha conclusão não é neutra: A fixação de preços desfavorável é um dos sinais mais evidentes de que um sistema elétrico necessita de versatilidade, mas não constitui prova de que todas as baterias desenvolvidas no âmbito desse sistema venham, com certeza, a gerar lucros.

Os vencedores não se limitarão, certamente, a possuir baterias. Possuirão, sem dúvida, a melhor bateria, no ponto ideal, com o acesso ideal ao mercado e um mecanismo de distribuição que compreenda o preço de oportunidade do futuro.

Questões Frequentes

O que são tarifas de eletricidade negativas?

Os preços desfavoráveis da energia elétrica correspondem a períodos do mercado grossista em que os produtores chegam a pagar aos compradores para que estes adquiram energia, uma vez que a oferta restrita, a produção de energias renováveis, as restrições de transmissão, os incentivos fiscais ou a redução da procura fazem com que haja ainda mais eletricidade disponível do que a que o sistema consegue absorver economicamente naquele local e momento.

Normalmente, ocorrem durante períodos de elevada produção sustentável e de baixa procura. Os clientes retalhistas só obtêm lucros diretos quando a sua tarifa, o seu regime de medição e o seu fornecedor lhes repercutem as variações dos preços grossistas.

De que forma é que os custos elevados da energia elétrica afetam os sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS)?

Os preços negativos da energia elétrica afetam os sistemas de armazenamento de energia por bateria (BESS), reduzindo — ou invertendo — o preço de faturação, alargando os margens de arbitragem potenciais e aumentando o valor da procura flexível, ao mesmo tempo que expõem a bateria a congestionamentos, erros de despacho, deterioração, saturação do mercado e regulamentos de negociação que podem anular os lucros aparentes.

O resultado indica apenas se a bateria consegue aceder ao preço negativo, dispõe de capacidade de carregamento e pode, posteriormente, descarregar a um preço de rede suficientemente superior.

Será que as tarifas de eletricidade negativas representam uma oportunidade para o setor do armazenamento em baterias?

Os custos desfavoráveis da energia elétrica representam uma oportunidade para o armazenamento em baterias, desde que o sistema BESS consiga carregar no nó adequado, mantenha uma margem de carga suficiente, descarregue em momentos em que os preços sejam consistentemente mais elevados e preserve um diferencial suficientemente grande para cobrir perdas de eficiência, deterioração, taxas de rede, comissões de negociação e custos de financiamento.

Passam a constituir um risco quando o excedente de bateria exerce pressão sobre os spreads ou quando restrições do mercado, da rede e dos contratos impedem o operador de obter os preços anunciados.

Um sistema de armazenamento de energia por bateria (BESS) pode ser remunerado pelo carregamento?

Um BESS pode gerar receitas para recarregar quando o seu preço de negociação grossista ou nodal é inferior a zero e o mercado permite a recarga na rede; no entanto, esse pagamento não constitui necessariamente lucro puro, uma vez que as perdas, a medição, as portagens, os problemas relacionados com as propostas, as restrições de recarga e as tarifas de descarga posteriores continuam a influenciar o resultado líquido.

Receber 20 euros por cada megawatt-hora faturado não significa grande coisa quando esse mesmo ciclo gera uma perda de 15 euros e a energia armazenada é posteriormente comercializada num mercado fraco ou desfavorável.

Qual é a melhor estratégia para o sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) em períodos de tarifas desfavoráveis?

A melhor técnica de BESS durante períodos de preços negativos é um plano de distribuição multimercado que integre a organização no dia anterior, a reotimização intradiária, os sinais de tarifa em tempo real, os compromissos relativos a serviços auxiliares, as restrições de estado de carga e os custos de deterioração, em vez de cobrar cegamente sempre que o custo da área cair abaixo de zero de forma isolada.

O otimizador deve comparar o pagamento atual pela recarga com as oportunidades previstas para o futuro, as limitações físicas da bateria, a imprevisibilidade das previsões, o congestionamento e o custo marginal do consumo da autonomia da bateria.

Transforme a volatilidade dos preços num plano de armazenamento rentável

Não comece pelas taxas típicas anuais. Comece pelo nó de trabalho, pelos dados ao nível do intervalo, pelos direitos legais de carregamento, pelas restrições de SOC, pela degradação realista e, no mínimo, por três cenários futuros de implantação de sistemas de armazenamento.

Depois, faz a pergunta embaraçosa: Será que este BESS continua a obter o retorno necessário depois de várias outras baterias terem aproveitado exatamente a mesma oportunidade?