De acordo com pt.wedoany.com-Diversas cooperativas rurais de eletricidade nos Estados Unidos estão acelerando a implantação de sistemas de armazenamento de energia em baterias para reduzir os custos de eletricidade no atacado e aumentar a confiabilidade da rede. A Meeker Energy, uma cooperativa de distribuição de propriedade dos membros no centro de Minnesota que atende cerca de 10 mil residências e empresas, está atualmente testando os efeitos da resposta à demanda de baterias atrás do medidor residencial. Sessenta por cento dos membros da cooperativa já participam de programas de gerenciamento de carga, mas o gerente de serviços, Steve Kosbab, afirma que os custos de combustível dos geradores de reserva podem exceder a economia na conta de luz, tornando as baterias domésticas mais viáveis economicamente.
De acordo com dados da Associação Nacional de Cooperativas Rurais de Eletricidade (NRECA), a capacidade total dos projetos de armazenamento em baterias operados por cooperativas rurais no verão passado atingiu 439 MW/1.047 MWh. Embora isso represente apenas uma fração dos 28 GW/57 GWh de armazenamento que a Benchmark Mineral Intelligence afirma que serão conectados à rede dos EUA em 2025, dezenas de projetos em desenvolvimento monitorados pela NRECA devem mais que triplicar a capacidade de armazenamento das cooperativas até 2028. Muitos projetos são implantados diretamente na rede de distribuição ou atrás do medidor dos membros.
A Guadalupe Valley Electric Cooperative expandiu seu projeto piloto de baterias domésticas em parceria com a Base Power no Texas, com planos de crescer de 2 MW para 50 MW. O gerente geral da cooperativa, Darren Schauer, afirma que, na área do Conselho de Confiabilidade Elétrica do Texas (ERCOT), a abordagem distribuída é mais custo-efetiva do que o armazenamento em escala de rede. A Blue Ridge Power Agency está implantando cerca de 25 MW de armazenamento conectado à rede de distribuição em cinco locais na Virgínia para lidar com o crescimento da carga. A Electric Power Board of Chattanooga, no Tennessee, já possui 45 MW/95 MWh de armazenamento à frente do medidor em operação e planeja dobrar essa capacidade nos próximos 12 meses, incluindo um sistema de quatro horas para uma microrrede em uma área montanhosa.
O corte de picos é o principal modelo de receita para o armazenamento das cooperativas. A Electric Power Board of Chattanooga depende do armazenamento para reduzir os picos de demanda, pois, no preço de eletricidade no atacado que compra da Autoridade do Vale do Tennessee (TVA), as taxas mensais de demanda podem representar até um terço do custo total de compra de energia. Utilidades sem fins lucrativos, como a Meeker Energy, não podem obter retornos regulados sobre investimentos de capital, tornando o controle de custos particularmente urgente. A diretora executiva da Clean Grid Alliance, Beth Soholt, afirma que as cooperativas têm forte disposição para inovar quando atende aos interesses dos membros e possuem um incentivo natural para adotar novas tecnologias. O projeto piloto de usina virtual Capacity*Connect da Xcel Energy em Minnesota gerou controvérsia, com organizações sem fins lucrativos preocupadas com a transferência de riscos para os consumidores. O porta-voz da Xcel, Kevin Coss, afirma que a análise de custo-benefício é uma das muitas ferramentas para avaliar projetos e possui limitações.
Para comunidades remotas com restrições de transmissão, as vantagens do armazenamento são ainda mais evidentes. A Homer Electric Association, no Alasca, instalou uma bateria de 46,5 MW/93 MWh para reduzir os custos diários de combustível, que ultrapassam US$ 20 mil devido a interrupções em uma única linha de transmissão de 115 kV, e recebeu um empréstimo de US$ 100 milhões do Departamento de Agricultura dos EUA em 2024 para expansão. A Golden Valley Electric Association também utilizou um empréstimo de US$ 100 milhões para implantar duas baterias resistentes ao frio de 46 MW/92 MWh, visando aumentar a confiabilidade e reduzir os custos de combustível. O projeto de 43 MW/172 MWh de energia solar mais armazenamento aprovado para a Kaua‘i Island Utility Cooperative, no Havaí, pode atender quase 20% da carga, com economia estimada de cerca de US$ 365 milhões em 25 anos, resultando em uma economia de até US$ 21 por mês para residências comuns. A Tideland EMC, na Carolina do Norte, opera uma microrrede com quase 10 anos de existência, combinando um gerador a diesel de 3 MW com uma bateria de 1 MWh e uma pequena matriz solar para alimentar a ilha de Ocracoke, propensa a tempestades. A Valley Electric Association, em Nevada, planeja implantar um conjunto de baterias em lote de 35 MW e uma instalação de energia solar mais armazenamento de 2 MW para lidar com cortes de energia de segurança pública relacionados a incêndios florestais. A Connexus Energy, em Minnesota, construiu suas primeiras baterias de 15 MW/30 MWh em 2018, e sua bateria independente de 2,5 MW/10 MWh instalada em 2025 economizou dinheiro para os membros ao evitar a atualização de transformadores, além de obter fluxos de valor no mercado MISO.
