A Estratégia Nacional de Armazenamento de Energia (ENAE), que define as metas de Portugal para o armazenamento de eletricidade em baterias e bombagem hídrica até 2040, esteve em consulta pública de 29 de agosto a 30 de setembro. A proposta de Plano de Ação estabelece metas de 6,9 GW de capacidade de armazenamento em 2030 e 9,76 GW em 2040, combinando bombagem hídrica e sistemas de baterias. A definição da estratégia nacional foi apoiada por estudos técnicos desenvolvidos pelo INESC TEC, INESC-ID e IN+, que analisaram o contributo do armazenamento para a integração de energias renováveis, o funcionamento do mercado de eletricidade e a segurança de abastecimento no horizonte 2026-2040.
O projeto, realizado para a Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), teve como objetivo apoiar tecnicamente a definição da estratégia e identificar medidas que reforcem a flexibilidade, a segurança e a resiliência do Sistema Elétrico Nacional. Do lado do INESC TEC, o diretor João Peças Lopes foi responsável pela coordenação dos trabalhos. De acordo com os envolvidos, “os resultados devem ser lidos como análises de cenários e de diferentes opções para o sistema, e não como uma previsão única e exata da evolução futura”.
Metas até 2040
São dois os horizontes temporais fixados pelo Plano de Acão. Para 2030, considera 6,9 GW de capacidade de armazenamento: cerca de 3,9 GW de bombagem hídrica e 3 GW de baterias. Para 2040, a capacidade sobe para 9,76 GW, repartida entre 5,26 GW de bombagem hídrica e 4,5 GW de baterias. Entre 2030 e 2040, estes números traduzem-se num crescimento de cerca de 41% da potência de armazenamento prevista.
As metas são estabelecidas em potência e energia (número de horas à potência nominal). Embora os modelos quantifiquem a energia do armazenamento de energia mobilizada quer em contexto da simulação de mercado como de avaliação da robustez, adequação e segurança de abastecimento, não identificam uma duração única aplicável a todos os projetos.
“Nos cenários analisados, baterias com cerca de quatro horas captam uma parte significativa dos benefícios associados à deslocação diária de energia, não se observando benefícios adicionais evidentes, para a integração de renováveis ou arbitragem, com durações superiores. Soluções de maior duração podem, contudo, ser relevantes para a segurança de abastecimento e para responder a períodos prolongados de menor disponibilidade de produção renovável”, explica Clara Gouveia, administradora do INESC TEC.
O que mostram os estudos técnicos
Os estudos técnicos desenvolvidos por INESC TEC, INESC-ID e IN+ contêm as bases científicas que permitiram lançar o tema à discussão. Para responder a perguntas diferentes, o trabalho combinou análises complementares. O SWHORD e o SWHORD+ – ferramentas computacionais que, por extenso, significam Simulation Solar, Wind, Hydro, Other Renewables and Demand e que servem para analisar e prever o comportamento de redes elétricas com forte incorporação de energias renováveis, veículos elétricos, hidrogénio e armazenamento – avaliaram a robustez do funcionamento do sistema elétrico. O SWHORD, em particular, simula a operação do sistema hora a hora ao longo de um ano, assumindo um cenário em condições limitadas de interligação.
Já o CEVESA – uma ferramenta avançada de modelamento utilizada para estudar o comportamento do mercado elétrico de eletricidade ibérico – analisou o impacto do armazenamento no mercado de eletricidade. Houve ainda uma terceira análise que avaliou a contribuição do armazenamento para a segurança de abastecimento. A utilização de abordagens distintas nestes estudos técnicos que foram conduzidos permitiu observar o mesmo problema a partir das perspetivas da operação do sistema, do mercado e da adequação dos recursos disponíveis.
“No CEVESA, as unidades de produção de Portugal e Espanha são despachadas em conjunto, semana a semana com uma resolução horária, para minimizar o custo total de operação dos dois sistemas interligados. Para a produção hidroelétrica, o modelo parte de um ano histórico de referência e preserva, em cada semana, padrões observados de produção, bombagem, reserva e limites operacionais. Dentro de cada semana, o despacho é otimizado. Embora o modelo não decide explicitamente como transferir água entre semanas, esta opção reduz o risco de obter resultados excessivamente otimistas e evita a necessidade de projetar, para cenários futuros, um conjunto complexo de parâmetros hidráulicos difíceis de estimar com rigor”, explica José Villar, investigador do INESC TEC.
Já a análise de segurança de abastecimento utiliza uma abordagem diferente. “Em vez de simular apenas um ano, testa milhares de anos possíveis de operação, combinando diferentes séries históricas de produção renovável com indisponibilidades aleatórias das centrais. Para as grandes centrais hídricas, a potência e a energia disponíveis são estimadas a partir do volume armazenado, dos caudais afluentes e da época do ano, recorrendo a modelos estatísticos e de aprendizagem automática. Esses recursos, juntamente com baterias e bombagem, são depois distribuídos hora a hora através de uma otimização semanal. Também aqui não existe uma otimização da água entre semanas, mas é preservado o padrão sazonal de utilização das albufeiras, evitando assumir que toda a água armazenada pode ser usada livremente nos momentos mais críticos”, clarifica João Peças Lopes
Estas simplificações são importantes para interpretar os resultados, como explicam os especialistas do INESC TEC envolvidos no estudo. “A opção seguida foi usar ferramentas com objetivos distintos, que por um lado assumem hipóteses mais conservadoras, como no caso do SHWORD, com soluções que exploram a operação conjunta do mercado e do sistema ibérico, comparando resultados complementares. Por isso, as metas da ENAE devem ser entendidas como valores de planeamento suportados por vários cenários e metodologias, e não como um resultado único independente das hipóteses de modelização”, refere Clara Gouveia,
Os resultados mostram que o armazenamento pode ajudar a aproveitar melhor a produção renovável, em particular a solar, reduzindo situações em que existe produção de energia em excesso e permitindo utilizá-la em horas de maior procura ou maior valor. O armazenamento contribui também para reduzir o risco de falta de capacidade de satisfação da procura em períodos de maior exigência.
A flexibilidade do consumo é igualmente uma peça importante. “Deslocar parte do consumo para horas com maior disponibilidade de eletricidade pode reduzir as necessidades de armazenamento e de capacidade de reserva. Por isso, baterias, bombagem hídrica, interligações e resposta da procura devem ser analisadas em conjunto. O contributo efetivo da flexibilidade dependerá, contudo, da adesão dos consumidores e da evolução dos mercados e mecanismos que permitam remunerar esse serviço”, continua a administradora do INESC TEC.
Os estudos mostram também que mais armazenamento não significa automaticamente um benefício proporcionalmente maior. À medida que entram mais baterias no sistema, estas passam a competir pelas mesmas horas de preços baixos para carregar e de preços altos para descarregar, reduzindo a receita obtida por cada unidade adicional. “É este efeito que, em linguagem económica, se designa por ganhos marginais decrescentes ou canibalização das receitas da tecnologia considerada”, clarifica João Peças Lopes.
“Os resultados dependem das hipóteses consideradas para a evolução do consumo, da produção renovável, das interligações, da flexibilidade e do sistema elétrico espanhol, entre outros fatores. Esta dependência deve ser considerada na leitura das metas: os valores propostos resultam de cenários de planeamento e deverão ser acompanhados e atualizados à medida que o sistema ibérico evolui”, continua o diretor do INESC TEC.
Para horizontes mais longos, os estudos apontam para a necessidade de avaliar soluções capazes de armazenar energia durante vários dias ou períodos sazonais. Estas soluções podem complementar as baterias de ciclo diário, transferindo energia de períodos de maior abundância renovável para períodos prolongados de escassez. A bombagem hídrica, outras tecnologias de armazenamento de longa duração, as interligações e a flexibilidade da procura fazem parte desse conjunto de opções.
Nos cenários mais exigentes para 2040, alguma capacidade firme poderá também continuar a ser necessária como reserva, mesmo que seja utilizada apenas em poucas horas do ano. O objetivo é assegurar que existe capacidade disponível quando a produção renovável e o armazenamento não são suficientes para responder à procura.
Em conjunto, estes resultados mostram que o desafio não é apenas instalar mais capacidade de armazenamento, mas combinar tecnologias e recursos com diferentes tempos de resposta e duração, procurando o equilíbrio entre segurança de abastecimento, integração de renováveis e custo para o sistema.
Plano de Ação: valorizar os serviços de sistema
O trabalho técnico contribuiu também para a definição das medidas do Plano de Ação. A ENAE organiza essas medidas em quatro eixos: valorização económica e participação em serviços de sistema; enquadramento regulatório; simplificação da ligação à rede; e inovação tecnológica. Do ponto de vista económico, a sustentabilidade dos projetos poderá combinar receitas do mercado de eletricidade com a remuneração de serviços prestados à rede e, quando aplicável, mecanismos de capacidade.
Uma das medidas relacionadas com este enquadramento é o mecanismo de capacidade que o Governo está a preparar para reforçar a segurança de abastecimento. Este mecanismo destina-se a remunerar a disponibilidade de recursos quando o sistema deles necessita e deverá ser competitivo e aberto a diferentes soluções, incluindo produção, armazenamento e gestão da procura, com o objetivo anunciado de selecionar capacidade ao menor custo para o consumidor. A referência usada para avaliar a adequação do sistema é uma norma de fiabilidade de 1,46 horas por ano, fixada pela DGEG com base numa proposta da ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) e numa metodologia europeia.
No caso da bombagem hídrica, o Plano de Ação prevê estudar alterações que facilitem a modernização de aproveitamentos existentes, a conversão para funcionamento reversível e novos investimentos em bombagem. Prevê igualmente analisar condições contratuais e de concessão que possam influenciar a viabilidade destes projetos, cuja concretização exige horizontes de investimento mais longos do que os das baterias.
Algumas medidas associadas aos mecanismos de capacidade e do reforço do armazenamento hídrico exigem articulação com a Comissão Europeia, nomeadamente quando estiver em causa o enquadramento das regras europeias aplicáveis a auxílios de Estado.
“A inovação é outro dos quatro eixos da estratégia. Para além das tecnologias hoje mais maduras, será importante acompanhar soluções de maior duração, novas químicas de baterias, digitalização e novas formas de prestação de serviços ao sistema, avaliando a sua evolução tecnológica e económica ao longo do tempo”, explica Clara Gouveia.
“A contribuição dos estudos técnicos para a ENAE ilustra o papel da análise científica e da modelização no apoio às políticas públicas: não substituem a decisão, mas permitem quantificar alternativas, explicitar hipóteses e identificar compromissos entre custo, segurança de abastecimento e descarbonização”, conclui a administradora do INESC TEC.
A consulta pública foi também uma oportunidade para testar essas hipóteses e incorporar contributos de empresas, especialistas, associações e cidadãos A versão submetida a consulta propôs, assim, uma trajetória para o reforço do armazenamento em Portugal, mas deixou também claro que a sua implementação deverá ser articulada com outras fontes de flexibilidade e acompanhada à medida que evoluem o consumo, as renováveis, o mercado ibérico e as tecnologias disponíveis.
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