Ce avantaje vor avea producătorii de energie regenerabilă dacă își asigură capacități de stocare

Capacitatea de stocare în baterii mari a energiei produse din surse regenerabile va crește exponențial în anii următori la nivel mondial. România face și ea ceva pași, dar încă mici.  

„EDP Renewables a pus în funcțiune, în cadrul centralei electrice fotovoltaice de la Băilești, un sistem tip acumulator de sto­care a energiei“, anunța la începutul lunii decembrie 2019 un comunicat de presă venit de la Madrid. În urmă cu un an, aceeași EDP (Energias de Portugal) finaliza montarea unei unități de stocare a energiei în parcul său eolian din Cobadin, Dobrogea.

Acestea sunt primele și, momentan, sin­gurele baterii mari din România: uni­tăți de stocare a energiei electrice de dimensiuni mari – fiecare cu o capacitate de un megawatt (MW) –, amplasate lângă unități de producere a energiei electrice din surse regenerabile.

„Acest proiect re­prezintă un pas înainte în ceea ce privește modernizarea sistemelor de stocare a ene­rgiei. Este o descoperire care revolu­ționează piața energiei, deoarece tran­s­formă sursele de energie regenerabilă, cum sunt cea eoliană și cea solară, în surse de energie disponibile în mod constant, făcându-le mult mai eficiente și mai fiabile“, arăta Duarte Bello, director la EDP Renewables, în comunicatul EDP.

Dar cât e marketing și cât e realitate con­cretă în ceea ce spun cei de la EDP, companie care în decurs de zece ani a in­vestit un miliard de euro în regenerabile în România?

La bani mărunți

În ultimele două ore ale zilei de 30 noiembrie, electricitatea tran­zacționată pe piața spot de la Bucu­rești cu o zi înainte, adică vineri 29 noiembrie, dar cu livrare în acele două ore din seara de sâmbătă, a costat 1 leu/MWh. Adică o zecime de ban kilowattul/oră. Altfel spus, cineva a vândut curent electric gratis. Și nu a fost doar un singur produ­cător, iar prețurile de la noi s-au decuplat dramatic față de cele din piețele din Ungaria, Cehia și Slovacia, cu care piața spot românească funcționează sincronizat.

Există și o explicație. Și e cât se poate de simplă. Vineri, când s-au făcut tranzac­țiile pe piața spot pentru livrarea energiei pentru ziua de sâmbătă, prognoza meteo spunea că vântul urma să bată foarte tare în seara următoare. Deci turbinele eoliene din România ar fi urmat să producă mult. Și s-a vândut în avans energia pentru a doua zi. Cum era atât de multă, prețul a scă­zut până la aproape de zero. Iar prognoza meteo a fost corectă. În acea seară, vântul a fost, de departe, prima sursă de energie electrică a țării: la ora 22.50, de exemplu, turbinele eoliene produceau 2.500 MW putere orară, iar consumul na­țio­nal era de 6.500 MW.

Iar situația din 30 noiembrie nu a fost o premieră. În data de 1 mai 2019, de exemplu, pe fondul unui vânt susținut, prețul energiei electrice a fost de 0,01 lei/MWh în fiecare dintre orele aferente intervalului 9.00-17.00. Adică un kilowatt/oră a cos­tat 0,00001 lei. Adică vânt în buzunare.

E adevărat, în cazul României, astfel de zile încă pot fi numărate pe degete, dar în piețele occidentale există destule momente în care prețul spot al energiei ajunge să fie chiar negativ. Adică tu ești plătit să consumi energie electrică mâine, nu plătești tu pentru ea. Pare o anomalie, dar doar în aparență. Și, din nou, există încă o explicație.

Echilibrul este cheia

Pentru cei care sunt mai puțin familiarizați, într-un sis­tem energetic trebuie să domnească echilibrul. Ceea ce înseamnă că, în orice mo­ment, cantitatea de energie produsă trebuie să fie egală cu cea consumată, pentru ca rețeaua să funcționeze. Dacă a contractat cineva pentru vânzare o anu­mită cantitate de energie, trebuie să o și producă. Dacă nu o produce, va crea un dezechilibru, pe care îl va plăti. De regulă, scump – în cazul României, asta înseamnă prețul mediu al închiderii pieței spot din ziua anterioară, la care se adaugă un plus de 450 de lei/MWh. Ceea ce duce prețul final la 700, 800 și chiar la 1.000 de lei/MWh, date fiind recordurile de tarife de la noi de la sfârșitul verii.

Să presupunem că investitorul într-o uni­tate de producție din surse regenerabile semnează azi că mâine-seară, între orele 21.00 și 22.00, vinde 100 MWh, la prețul de 200 de lei. Dacă nu bate vântul și nu poate livra energia, în final poate ajunge în piața de echilibrare, unde va plăti poate 1.000 de lei pentru energia pe care și-a asumat că o vinde cu 200 de lei, pentru că a presupus că bate vântul și că poate asigura acea cantitate de energie. După cum e valabil și contrariul, așa cum s-a văzut deja. Vântul e foarte puternic, se poate produce mai mult decât s-a contractat spre vânzare, iar excesul de energie trebuie vândut pe bani foarte puțini.

Dar dacă acest surplus poate fi stocat, mă­car parțial, astfel încât să fie scos la vân­zare în momentele în care condițiile meteo sunt mai puțin prielnice și există riscul neonorării contractelor semnate an­terior? În această variantă, regenerabilele devin mai puțin impredictibile și nici nu mai plătesc dezechilibrele aduse re­țe­lei prin simplul lor profil, natural, de pro­duc­ție intermitentă și imprevizibilă.

Stocare, stocare, stocare

Anul viitor, capacitatea de stocare la nivel glo­bal ar urma să ajungă la 25.000 MW, ceea ce înseamnă de două ori și jumătate consumul orar al României în perioadele de vârf. Pentru 2030 se estimează o creștere la 346.000 MW, iar pentru 2040 – la 1.095.000 MW.

Pentru comparație, pute­rea instalată a României este în momentul de față de 20.000 MW (dintre care 3.000 în eolian și 1.400 în fotovoltaic), dar din re­gi­mul de funcționare se vede că ne putem baza pe maximum 10.000-11.000 MW.

Printre nou-veniții care mizează acum pe stocarea de energie regenerabilă se află și italienii de la Enel, cea mai mare com­panie energetică europeană, prezentă și în România.

Dacă în urmă cu patru ani Enel nu avea deloc capacitate de stocare, grupul a ajuns anul acesta la 113 MW. Iar în următorii trei ani, capacitatea baterii­lor operate de italieni va crește de peste patru ori, urmând să ajungă la finalul anului 2022 la 439 MW.

Potrivit unei prezentări făcute de ana­liștii de la Bloomberg New Energy Finance (BNEF) la evenimentul „Energy Transition 2019“, organizat de Asociația Română pen­tru Energie Eoliană, costul bateriilor a scăzut dramatic în ultimii ani. Concret, cu 76%, din 2012 până acum. Dacă solu­țiile de stocare aveau atunci un cost total (LCOE – levelized cost of energy) de 800 de dolari/MWh, acesta a scăzut între timp la sub 200 de dolari/MWh.

Costul final

Poate părea scump, dar prognozele făcute de BNEF indică faptul că utilizarea energiei eoliene și a stocării la capacitate mare vor conduce la un cost al energiei mai mic decât cel al electrici­tății produse pe cărbune. Și asta chiar în China, țară în care, pe fondul cererii crescute de electricitate, încă se construiesc la foc automat centrale pe cărbune, în ciuda trendului global de reducere a emisiilor de dioxid de carbon.

Grupuri cu o putere în­sumată de peste 40.000 MW (adică du­blul întregii capacități instalate licențiate a României) au fost legate la rețeaua din China în doar primele șase luni ale acestui an. Din prezentările celor de la BNEF, LCOE pentru o unitate nouă pe cărbune în China ar fi acum de circa 50 de dolari/MWh, în condițiile în care pentru un MWh „nou“ în eolian acesta este de peste 100 de dolari. Calculele au fost făcute în cazul unei capacități noi de generare de 50 MW în eolian, la care este atașată o capacitate de stocare de patru ore.

Undeva la orizontul anului 2025, costul celor două tehnologii va fi egal, după care cel al eolianului cu bateria atașată va fi constant sub al cărbunelui. Evident, în cazul ultimei tehnologii, costul crește. De altfel, costurile sunt deja mult mai apropiate dacă se ia în calcul o capacitate de stocare mai mică. Pentru aceiași 50 MW noi în eolian, dar cu 25% stocare pentru ace­leași patru ore, LCOE este acum de circa 75 de dolari MWh. În doar doi ani, va fi egal cu al cărbunelui.

Concluzia o trage CEO-ul de la EDP, João Manso Neto, care a fost la București recent, pentru a aniversa zece ani de acti­vitate pe piața locală: „Deși investiția di­rectă în baterii nu aduce un profit imediat, ea este necesară pentru prezența pe termen lung. Și cred că și piața, cumpără­torii de energie, va solicita astfel de so­luții de stocare“.

Bateria mare din centrul orașului

În 2018, guvernatorul din New York, Andrew M. Cuomo, a anunțat ca obiec­tiv implementarea unei capa­cități de 3.000 MW de stocare a energiei până în 2030.

• Start. În prima parte a lunii decem­brie 2019, Enel X și grupul imobiliar Related Companies au anunțat lansarea unui sistem de baterii de 4,8 MW/16,4 MWh, situat în complexul Gateway Center din Brooklyn.
• Gigant. Este cel mai mare sistem de stocare existent acum în New York și va ajuta compania Con Edison, furnizorul de electricitate al zonei, în peri­oa­dele de vârf de consum. Ca o com­parație elocventă, sistemul de stocare ar asigura consumul a 328.000 de becuri de 50 de wați în același timp, timp de o oră.
• Generator. Clădirea Gateway Tower, care a fost ridicată în 2002, devenise ea însăși de mai mult timp un generator de electricitate pentru zonă, grație panourilor fotovoltaice. De când a fost înființată, a livrat peste 100 MWh de energie electrică, pe care rețeaua locală a preluat-o din baterii în orele de vârf.