Enrique Dans, Medium.
Durante duas horas, no dia 29 de julho, sem ligar uma única turbina ou emitir um grama adicional de dióxido de carbono, a rede da Califórnia recebeu cerca de 535 MW de energia de mais de cem mil baterias domésticas que atuaram como uma central eléctrica virtual (VPP).
A experiência, organizada pela CEC, pela CAISO e pelas três maiores empresas de eletricidade do estado, forneceu energia suficiente para cobrir mais de metade da cidade de São Francisco, precisamente no momento de maior procura, e para demonstrar com total fiabilidade o potencial da agregação distribuída.
Uma análise independente efectuada pelo Brattle Group confirma que 100% dessa energia era produção adicional: se o evento não tivesse sido convocado, essas baterias teriam permanecido em repouso. Além disso, a curva de saída foi estável, sem quedas nem fadiga, e cronometrada ao segundo com o "pico líquido" que tanto preocupa os operadores devido à queda simultânea da energia solar da tarde. Em termos de engenharia de sistemas, o parque doméstico funcionou como um gerador convencional, mas com a flexibilidade instantânea da eletrónica de potência.
O conceito não é novo: adicionar recursos distribuídos. Mas a escala, obviamente, é um marco. O Departamento de Energia dos Estados Unidos estima que a implantação de 80 a 160 GW destas "centrais virtuais" até 2030 poderia evitar despesas com centrais dedicadas a cobrir picos de consumo, reduzindo assim os custos da rede em 10 mil milhões de dólares por ano. Este valor torna-se plausível quando nos lembramos que a queda dos preços das baterias e a proliferação do autoconsumo transformam cada garagem doméstica num ativo gerível. Como explica o Laboratório Nacional de Energias Renováveis do DoE, um VPP é simplesmente um software que coordena baterias, veículos, aquecedores ou ar condicionado.
A eficiência não é apenas uma questão de tecnologia, é também uma questão económica. A Sunrun, líder em energia solar doméstica e armazenamento nos Estados Unidos, compensa os agregados familiares com até 150 dólares por estação e bateria, receitas anteriormente obtidas pela empresa de gás que operava as turbinas de reserva. A empresa privada de serviços públicos PG&E, sediada na Califórnia, também salienta que uma parte substancial dos participantes no VPP provém de comunidades rurais ou vulneráveis, o que demonstra que a transição energética também pode promover um acesso equitativo à eletricidade.
A Austrália do Sul oferece um vislumbre promissor do futuro. Neste país, um programa iniciado em 2018 e atualmente operado pela AGL reúne 7 460 Powerwalls e 25 MW de energia solar em telhados, proporciona tarifas significativamente reduzidas para a habitação social e atingiu 37 MW de capacidade total despachável. Quando o plano foi apresentado, o governo estatal estimou que os participantes poupariam 30% nas suas facturas. Não é por acaso que o projeto nasceu para tornar a eletricidade mais barata na região com os preços grossistas mais voláteis do país.
Tudo aponta para que estes números prevejam uma rápida expansão dos VPP. A Wood Mackenzie prevê que a capacidade residencial nos Estados Unidos quadruplique entre 2022 e 2027, com a Califórnia a conquistar quase metade do mercado. Quanto mais populares forem os veículos eléctricos e os sistemas fotovoltaicos com bateria integrada, maior será o repositório total de quilowatts-hora flexíveis à disposição do operador do sistema.
Tudo indica que a central eléctrica do século XXI já não será necessariamente um bloco de betão junto a um rio, mas sim uma aplicação que vive na nuvem e fala com milhares de dispositivos domésticos. A sua pegada de carbono é nula na margem, a sua capacidade de resposta é instantânea e os seus benefícios são partilhados entre a rede e os consumidores de eletricidade. Face a um contexto político adverso à descarbonização, a melhor estratégia pode ser tornar este adversário irrelevante: transformar cada casa num nó ativo que, como no caso da Califórnia, demonstre que a inteligência distribuída é mais poderosa do que as chaminés.
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