Os serviços auxiliares representam uma fatia cada vez menor das receitas para o armazenamento de energia em baterias, à medida que os preços de resposta de frequência caíram. Mas será que novos mercados para outros serviços auxiliares podem mudar esse cenário? Por meio de seus projetos piloto, o ESO tem testado novos serviços auxiliares voltados para estabilidade, tensão e gestão de restrições.

Esses serviços resolvem problemas localizados na rede e são contratados em diferentes regiões, conforme a necessidade do sistema. Até agora, o ESO contratou esses serviços por meio de licitações competitivas para entrega com um ano de antecedência ou mais. No entanto, espera-se uma mudança para prazos de contratação mais curtos – com um mercado diário planejado para serviços de estabilidade já em 2026.

Neste artigo, analisamos os requisitos e o potencial de valor de cada um desses serviços.

Estabilidade

Os serviços de estabilidade são projetados para aumentar a inércia e o nível de curto-circuito (SCL) da rede. Isso permite que a frequência do sistema (inércia) e a tensão (SCL) permaneçam estáveis durante distúrbios inesperados.

Historicamente, grandes geradores térmicos sincronizados à rede forneciam esses benefícios devido ao seu projeto, mas com a transição para fontes renováveis, não é mais possível contar com isso. Atualmente, o ESO aciona geradores térmicos no Mecanismo de Balanceamento quando a inércia está abaixo dos níveis operacionais. O projeto piloto de estabilidade visa criar mercados competitivos para a contratação desses serviços.

O ESO já realizou três rodadas de licitações piloto, com os geradores recebendo pagamentos de disponibilidade (£/período de liquidação) por fornecer inércia e nível de curto-circuito. Baterias com inversores grid-forming puderam participar da segunda dessas licitações.

Cinco baterias conquistaram contratos de um ano na segunda rodada, que teve foco em manter os níveis de curto-circuito na Escócia. Os valores dos contratos variaram de £5 mil a £25 mil/MW/ano, embora os operadores precisem considerar essa receita junto ao aumento de custos de um inversor grid-forming.

Após as três rodadas piloto, o ESO avançou para um desenho final do mercado de estabilidade. O mercado de médio prazo, que contrata inércia e nível de curto-circuito com um ano de antecedência, foi lançado em outubro de 2023, e os primeiros resultados são esperados para setembro de 2024. Um leilão diário para esse serviço pode começar já em 2026.

Potência reativa

Com a geração de energia tornando-se mais descentralizada e integrada à rede de distribuição, algumas linhas de transmissão podem operar por longos períodos com baixa utilização. Em certas regiões, isso aumentou a quantidade de potência reativa na rede, que deve ser absorvida para evitar o aumento da tensão.

Atualmente, o ESO gerencia a potência reativa por meio do Serviço Obrigatório de Potência Reativa (ORPS). O código da rede exige que todos os geradores conectados à transmissão forneçam esse serviço. Isso inclui baterias conectadas à transmissão, que são obrigadas a variar a quantidade de potência reativa em sua saída.

Na prática, apenas três baterias prestaram esse serviço até o momento – recebendo em média £1,5 mil/MW/ano.

Além do ORPS, foram realizadas duas licitações piloto de tensão. Essas licitações buscaram contratar potência reativa em regiões específicas, sob contratos de longo prazo. Até agora, apenas uma bateria, Capenhurst, venceu uma licitação. Ela recebe um pagamento de disponibilidade de £2,6 mil/MW/ano ao longo de um contrato de 9 anos.

Os resultados de um terceiro projeto piloto para Londres e Norte da Inglaterra são esperados para outubro de 2024. Antes que o ESO avance para um mecanismo de mercado de longo prazo, é possível que vejamos mais licitações piloto no futuro.

Gestão de restrições

Por fim, o ESO está testando novos serviços auxiliares para a gestão de restrições de transmissão. Isso normalmente ocorre quando a energia eólica gerada na Escócia e no Leste da Inglaterra flui para os centros de demanda no Sudeste.

Atualmente, o ESO precisa antecipar a formação de uma restrição e redispatchar os geradores no Mecanismo de Balanceamento. Isso reduz os fluxos de transmissão antes de falhas, para evitar a sobrecarga das linhas.

O ESO busca aumentar sua capacidade de intertrip como forma de operar limites de transmissão com maior utilização. Isso exige que os geradores desliguem rapidamente em caso de falha, para garantir que um limite não seja sobrecarregado.

Já foram realizadas duas licitações piloto de gestão de restrições, para geradores acima do limite B6 na Escócia e a leste do limite EC5 no Leste da Inglaterra. Quando os geradores podem ser chamados a desligar, recebem uma mensagem de 'preparação'. Os geradores recebem um pagamento por preparação por período de liquidação, além de uma taxa fixa caso sejam efetivamente desligados.

Até agora, apenas uma bateria – Wishaw – conquistou contrato, com uma taxa de preparação de £3,8 mil por período e uma taxa de desligamento de £50 mil. No entanto, ela só foi preparada por 1 minuto no ano contratual de 2023/24, em comparação com quase 4 dias para o parque eólico Whitelee.

Whitelee recebeu receitas de £1,4 mil/MW/ano em pagamentos de disponibilidade nesse ano contratual. No entanto, é improvável que uma bateria obtenha receitas tão altas. Atualmente, as baterias têm limitações para fornecer serviços de intertrip, pois só podem ser preparadas e desligadas quando estão exportando, ao contrário de receber um sinal para importar.

Após as licitações piloto, o ESO está conduzindo dois processos contínuos para os limites B6 e EC5. O processo para o EC5 será concluído no quarto trimestre de 2024, enquanto o do B6 terá início.