Austrália Ocidental eleva padrão de armazenamento antes da saída do carvão

Sete horas tornam-se o novo padrão de capacidade

A Austrália Ocidental está migrando para baterias de maior duração enquanto se prepara para retirar a geração a carvão e administrar um déficit crescente de eletricidade. Segundo a Renew Economy, o Operador do Mercado de Energia Australiano (AEMO) concederá créditos integrais de capacidade às baterias capazes de fornecer energia por sete horas, conforme o mais recente WEM ESOO.

Os desenvolvedores ainda poderão construir sistemas mais curtos, mas receberão apenas pela parcela da janela de sete horas que conseguirem atender. O mecanismo cria, assim, um incentivo financeiro direto para ampliar a duração do armazenamento, em vez de projetar instalações voltadas somente a períodos breves de preços elevados no atacado.

A Austrália Ocidental opera um mercado de capacidade no qual a AEMO paga por cada megawatt firme disponível. O modelo difere de sistemas baseados principalmente nos preços atacadistas. A rede isolada do estado não pode recorrer a eletricidade emergencial de estados vizinhos, enquanto as possibilidades limitadas de usinas hidrelétricas reversíveis aumentam a importância das baterias e da geração despachável.

Pagamentos sobem com a expansão do déficit

O valor dos créditos de capacidade para baterias aumentará 35%. A Renew Economy informa que o pagamento subirá de 360.700 dólares por MW ao ano em 2026-27 para 488.500 dólares no ano seguinte. A Autoridade de Regulação Econômica baseou o cálculo no custo estimado de construção e conexão de uma bateria de 200 MW/1.200 MWh e seis horas junto ao corredor de transmissão Clean Energy Link North.

A adesão aos créditos é voluntária, mas as condições comerciais locais tornam essa receita relevante. O preço atacadista à vista é limitado a 1.500 dólares/MW e, segundo a Renew Economy, há poucos compradores potenciais para contratos de longo prazo. Sem pagamentos por capacidade, os desenvolvedores enfrentam maior dificuldade para financiar baterias de grande porte.

O WEM ESOO de 2026 estima que o déficit de eletricidade da Austrália Ocidental poderá atingir 2.161 MW em 2035. As usinas estatais a carvão deverão fechar até 2030. A partir de 2031, serão seguidas pela usina privada a carvão Bluewaters e pela termelétrica de pico a gás Pinjar, da Synergy. Se cerca de 600 MW de capacidade já esperada entrarem em operação no prazo, o risco de escassez será adiado até 2031. Mesmo assim, a AEMO prevê uma possível falta de 1,6 GW em 2035, que deverá ser coberta por projetos ainda não contratados ou em construção.

Carteira de projetos ainda não atende à nova duração

A Austrália Ocidental adotou rapidamente o armazenamento de íons de lítio. As baterias da Neoen e da Synergy em Collie, desenvolvidas para substituir a usina a carvão local, continuam sendo as maiores baterias de íons de lítio em operação no país, segundo a Renew Economy. A Renewmap lista 78 projetos em diferentes estágios, mas apenas 12 têm sete horas ou mais. O grupo inclui um conceito de ar comprimido, enquanto outros 25 projetos não informam a duração.

A AEMO considera que a duração remunerada poderá subir para oito ou 8,5 horas em meados da década de 2030. Zamien Sumich, gerente de desenvolvimento de negócios da VSUN Energy, considera essa trajetória conservadora e avalia que o mercado poderá superar dez horas até o fim da década. A VSUN desenvolve baterias de fluxo de vanádio e disputa um projeto de dez horas apoiado pelo governo em Kalgoorlie.

O aumento da duração não eliminará sozinho o risco de abastecimento. A AEMO alerta que as baterias só respondem rapidamente quando estão suficientemente carregadas. O crescimento do consumo e da demanda de pico poderá deixar grandes sistemas sem energia armazenada no momento necessário. A Austrália Ocidental precisará, portanto, acrescentar geração ao armazenamento e investir simultaneamente em redes e tecnologias capazes de sustentar o fornecimento por períodos mais longos.