Um novo relatório do Laboratório Nacional Lawrence Berkeley do Departamento de Energia dos EUA (DoE) mostra uma grande expansão de instalações de energia solar e armazenamento no mercado de usinas de energia dos EUA.
Imagem: Commercial Solar Guy
Da revista pv EUA
Nos Estados Unidos, dados da equipe de mercado e política de energia (EMP) do Laboratório Nacional Lawrence Berkeley indicam que atualmente há 469 usinas híbridas em operação no país.
Cerca de 61% das usinas híbridas, ou 288 instalações, são projetos de energia solar mais armazenamento. Essas usinas representam a maioria da capacidade de armazenamento de energia, com 7.8 GW e 24.2 GWh de energia implantadas em todo o país. Em 2023, 66 dos 80 novos projetos híbridos eram sistemas de energia fotovoltaica mais armazenamento.
O relatório “Hybrid Power Plants: Status of Operating and Proposed Plants 2024 Edition” baseia-se em dados da Energy Information Administration (EIA) do DoE dos EUA, bem como em relatórios anuais sobre as filas de interconexão do país.
A expansão de instalações solares mais armazenamento ganhou força em 2020, inicialmente impulsionada por projetos menores em Massachusetts. Essa tendência foi amplificada pela Califórnia, Texas e Flórida, onde a introdução de instalações de maior escala aumentou significativamente a capacidade geral. Notavelmente, Massachusetts hospeda 89 das 288 instalações solares mais armazenamento do país, cada uma com menos de 7 MW de capacidade. Essas instalações são incentivadas pelo programa SMART do estado, que promove o armazenamento de energia com relações CC para CA vantajosas e integração de baterias.
A Califórnia segue como o estado com o segundo maior número de instalações solares mais armazenamento, totalizando 72. Ao contrário de Massachusetts, quase metade dessas instalações da Costa Oeste excede 100 MW de capacidade solar. Arizona e Califórnia estão liderando no número de novas usinas híbridas solares mais armazenamento, com 15 e 16 novas instalações entrando em operação, respectivamente.
O uso de plantas está evoluindo, tanto no geral quanto, às vezes, individualmente. Houve uma mudança nacional de usar principalmente armazenamento de energia para regulação de frequência para usá-lo cada vez mais para arbitragem, acompanhado por uma redução crescente de instalações solares. Isso é particularmente significativo em usinas de energia solar, onde o armazenamento ajuda a capturar energia que poderia ser reduzida e estabiliza o perfil de geração das instalações solares.
O relatório EMP apresenta estudos de caso de usinas de energia individuais, incluindo Blythe Solar II e Meyersdale Windpower, com dados de desempenho detalhados mostrados nos gráficos abaixo. Blythe Solar II, uma usina solar de 131 MW (CA) com 115 MW/528 MWh de armazenamento, adicionou armazenamento em 2021 à sua infraestrutura solar de 2016. A usina faz o ciclo de suas baterias menos de uma vez por dia, alinhando isso com as horas de pico de energia solar e a demanda noturna por arbitragem de energia que corresponda aos preços de atacado da CAISO e à mudança solar. No entanto, a EIA lista a regulação de frequência como a função primária da usina, com a arbitragem como secundária.
Meyersdale Windpower, uma instalação eólica de 30 MW com uma bateria de 18 MW/12.1 MWh adicionada em 2015, opera de forma diferente de Blythe. Sua bateria faz um ciclo em média de seis vezes por dia, e até doze vezes sob certas condições. A EIA identifica a regulação de frequência como a função primária e única da bateria de Meyersdale, que se alinha com seu ciclo frequente.
No futuro, a capacidade será limpa e acoplada ao armazenamento.
Na Califórnia, o mercado de energia solar em escala de utilidade pública se transformou efetivamente em um mercado de energia solar mais armazenamento, com quase todos os novos projetos apresentando sistemas híbridos. O setor residencial de energia fotovoltaica também está se recuperando, com uma taxa de anexação de armazenamento de 60%.
O relatório disse que as filas de interconexão nacionais estão se movendo em direção ao modelo de usina híbrida da Califórnia. Atualmente, 47% da capacidade futura é planejada como usinas híbridas, com 92% sendo instalações solares mais armazenamento. Do total de 2.5 TW na fila, 2 TW são configurações solares e de armazenamento, autônomas ou híbridas, sinalizando um futuro dominado por essas tecnologias.
As tendências futuras de preços de armazenamento de energia, que têm visto declínios significativos e devem continuar, estão impulsionando essas submissões de filas de interconexão. Em 2024, os investimentos em energia solar devem exceder US$ 500 bilhões, garantindo o crescimento de instalações de energia solar mais armazenamento por meio de menores custos de hardware e eficiência aprimorada do módulo solar.
No entanto, no curto prazo, os preços das instalações de energia solar mais armazenamento sofreram um ligeiro aumento.
A equipe do EMP analisou dados de preços de 105 acordos de compra de energia solar mais armazenamento, representando 13 GW de energia solar e 7.8 GW/30.9 GWh de armazenamento de energia. Os preços dos sistemas híbridos aumentaram desde 2020, em parte devido às maiores capacidades de armazenamento de bateria, impulsionadas pelo custo de horas adicionais de armazenamento de lítio. Embora as variações no uso da bateria compliquem a análise, a inflação da cadeia de suprimentos provavelmente também contribuiu para os aumentos de preços.
Apesar desses custos crescentes, o número crescente de novos projetos de armazenamento de energia mostra que o mercado continua forte, com capacidade continuando a se expandir.
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