O instituto de pesquisa energética Rystad Energy espera que as metas de geração de energia solar e eólica da UE para 2030 sejam superadas.
Depois de experimentar a turbulência nos mercados energéticos europeus em 2022, os governos estão a começar a concentrar-se na satisfação das necessidades energéticas a longo prazo de uma forma sustentável e segura. Espera-se que a produção de energia renovável cresça definitivamente exponencialmente, mas elevadas proporções da produção de energia solar e eólica ainda têm problemas a resolver, tais como a necessidade de lidar com o despacho da rede e o equilíbrio causado por aumentos repentinos na procura sazonal.
Em 2022, afectados pela interrupção do gasoduto russo para a Europa, pela interrupção da energia nuclear francesa e pela baixa produção hidroeléctrica na Europa, os preços da electricidade europeia atingiram um nível ultra-elevado de mais de 700 euros por megawatt-hora. Isto levou governos de todo o mundo a sacrificar o desenvolvimento sustentável e a recorrer novamente ao carvão para a produção de energia, a fim de garantir a segurança energética. Os dados mostram que a produção de energia a carvão na Europa aumentou 5% em 2022 em comparação com o mesmo período do ano passado.
No entanto, a crise energética europeia também oferece uma oportunidade para desenvolver novas normas. Tomemos como exemplo o plano REPowerEU da União Europeia, que aumenta a meta de geração de energia renovável de 40% para 45% da geração total de energia em 2030. Construir mais capacidade de geração de energia renovável ajudará a acelerar a meta de neutralidade de carbono da UE, reduzindo ao mesmo tempo a dependência de combustíveis importados. Até ao final deste ano, a Rystad Energy espera que a UE atinja 211 GW de capacidade instalada de energia solar fotovoltaica e 214 GW de capacidade eólica. A geração de energia eólica e solar representará 31% da geração de energia da UE, e espera-se que a geração total de energia da UE atinja 3.019 terawatts-hora (TWh) em 2023.
Além disso, o custo nivelado da eletricidade (LCOE) para energia solar fotovoltaica e eólica onshore na Europa caiu para cerca de 50 euros por MWh, metade do LCOE do gás natural e da energia a carvão. De uma perspectiva económica, é mais económico construir novas energias solar e eólica do que continuar a utilizar centrais eléctricas a gás natural existentes.
Estima-se que até 2030, a capacidade instalada de geração de energia solar fotovoltaica atingirá 490 GW e a capacidade instalada de energia eólica atingirá 375 GW. Até lá, a produção de energia eólica e solar representará 53% da produção total de energia da UE, ultrapassando a meta de 45% proposta pela REPowerEU.
É claro que a capacidade de produção de energia renovável recém-instalada não só deve substituir parte da produção de energia a partir de combustíveis fósseis, mas também deve ser capaz de satisfazer a nova procura de energia esperada. Espera-se que a procura de electricidade cresça a uma taxa composta de crescimento anual (CAGR) de 2% durante os próximos 30 anos.
Ao mesmo tempo, a capacidade de produção despachável é fundamental para garantir sistemas de energia fiáveis a longo prazo e equilibrar e apoiar a natureza flutuante da produção solar e eólica. Até certo ponto, os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) podem fornecer esta capacidade de equilíbrio, mas o desenvolvimento da tecnologia de armazenamento de energia em baterias precisa ser melhorado para torná-la mais competitiva em termos de preços. Porque o actual custo médio nivelado de armazenamento de energia (LCOS) por MWh é de 135 euros, o que é mais caro do que as centrais eléctricas a gás existentes.
Estima-se que a capacidade instalada do BESS deverá aumentar para 55 GW até 2030 e 418 GW até 2050. No entanto, o armazenamento em baterias destas capacidades ainda não consegue satisfazer todas as exigências esperadas deste processo. Por conseguinte, será também complementado pela produção de gás natural, especialmente durante o período de Inverno na Europa, quando a procura de energia é elevada. Como resultado, estas centrais eléctricas terão de receber subsídios de capacidade para permanecerem operacionais, apesar das baixas taxas de utilização da produção de gás natural, e também terão de continuar a utilizar instalações subterrâneas de armazenamento de gás para satisfazer a procura sazonal.