A transição energética vai exigir a utilização crescente de sistemas de armazenamento de energia, numa lógica multi-nível e multi-tecnologia, de forma a poder armazenar excessos de produção de eletricidade de origem renovável relativamente à procura, que tenderão a ocorrer em períodos noturnos de inverno, associados à produção de origem eólica, e nos períodos entre as 11 e as 16h, associados à presença da produção solar fotovoltaica, em particular no verão.

Claro que a melhor forma de dar utilização a estes excessos de produção será promover o deslocamento de consumos, como o carregamento das baterias de veículos elétricos, a climatização de edifícios, o aquecimento de águas sanitárias e até consumos de alguns processos industriais. Contudo, tal não será suficiente para eliminar os excessos de produção de origem renovável. Haverá então que instalar sistemas de armazenamento de vários tipos. Os sistemas eletroquímicos, a que correspondem as baterias de acumuladores (explorando mais do que uma tecnologia), ficarão ligados sobre as redes de distribuição desde a BT à AT. Estes sistemas poderão também aparecer ligados sobre as redes de MAT associados à prestação de serviços rápidos de regulação de frequência (Fast Frequency Response – FFR, Frequency Containment Reserve – FCR e automatic Frequency Restauration Reserve aFRR). Contudo, para o armazenamento diário, semanal ou até sazonal, será necessário recorrer às centrais hidroelétricas reversíveis e inclusivamente à produção de hidrogénio, para armazenamento sazonal. O armazenamento indireto de eletricidade através do hidrogénio, padece, contudo, de um baixo rendimento global, a que acrescem custos de Capex elevados, o que irá provocar um atraso grande na implementação desta solução.

O grande armazenamento de eletricidade será, pois, realizado pelas centrais hidroelétricas reversíveis. Contudo, a sua remuneração com base num princípio da arbitragem, tirando partido da diferença de preços do mercado entre os períodos de menor consumo e os períodos de maior consumo, deixará de ser interessante por dois tipos de razões:

1) face à utilização crescente desta solução, a diferença de preços entre estes períodos tenderá a esbater-se deixando de ser economicamente interessante;

2) os mercados marginalistas tenderão a reduzir-se face à crescente utilização de tecnologias de geração que apresentam custos marginais nulos. Outros tipos de mercados terão então de ser pensados para remunerar estes tipos de geração, como os mercados de capacidade.

Os próximos 10 anos serão assim um período fértil para novas soluções que suportem a transição energética, podendo-se considerar dois grandes períodos:

1) Enquanto ainda estiverem ativas as centrais de ciclo combinado, mesmo num cenário de progressiva redução da sua utilização

2) E um outro período em que estas centrais de ciclo combinado apenas estão operacionais para garantir a segurança de abastecimento, não sendo praticamente utilizadas e onde as fontes de energia renovável com os sistemas de armazenamento dominarão o mercado.

Todos estes desafios e problemas necessitam de uma reflexão cuidada e alargada que necessitamos de conduzir nos próximos anos, considerando os impactos técnicos e regulatórios que esta mudança implica. O Sistema Científico e Tecnológico já está a trabalhar estes temas e haverá resultados interessantes brevemente.