O marasmo sombrio e os meses de inverno

A construção da transição energética alemã é fantasiada sobre areias movediças. Em vez de factos reais, há grandes palavras e o culto religioso do hidrogénio.

Na Áustria-Hungria imperial, dizia-se "discutir a barba do imperador". Qualquer discussão sobre a escuridão é igualmente inútil se simplesmente ignorarmos a situação nos meses de inverno.

O conto de fadas do sol de verão e do vento de inverno

Em tempos, os adeptos das energias renováveis pensavam que mais energia solar no verão e mais energia eólica no inverno eram a solução. No entanto, isso exigiria o dobro dos kW de turbinas eólicas e fotovoltaicas. Em vez de 2, a carteira atual é de apenas 0,72 kW de energia eólica por kW de energia fotovoltaica. Para novas construções, é apenas 0,25 kW eólico por kW fotovoltaico. Qual seria o rendimento de 150 GW de energia fotovoltaica e 300 GW de energia eólica na Alemanha? Em primeiro lugar, há que questionar a exequibilidade e a viabilidade política. Em seguida, devem ser calculadas as consequências da expansão para locais mais pobres e o efeito de sombra do vento. Isto significa que o Power to X terá de ser utilizado em grande escala, a fim de utilizar a energia solar excedentária no verão e no inverno.

Exemplo Koblenz

A norte de 50° Norte, será utilizado para simular a transição energética. Parte-se do princípio de que a Alemanha terá uma procura líquida de eletricidade de 900 TWh. Isto inclui tudo o que se refere à mobilidade eléctrica e às bombas de calor, mas muito menos a indústria. Se o mesmo equipamento técnico no Norte de África produz eletricidade a um terço do custo, é simplesmente irrealista assumir uma indústria de aço verde para exportação na Alemanha. Para a simulação, 1 hectare de área residencial com otimização energética é considerado em cada caso. Esta tem 1,35 MW de energia fotovoltaica. Esta é depois complementada proporcionalmente com nenhuma, 68 kW, 135 kW ou 270 kW de energia eólica. Este padrão é utilizado com tanta frequência que se atingem 900 TWh/a. Este é então o multiplicador. A simulação regista a diferença entre o nível mais baixo e mais alto de enchimento do depósito de armazenamento para cada ano. A diferença mais elevada é então adoptada com uma margem de segurança de 25%. Para o metano/metanol, assumiu-se um preço de compra de 10 cêntimos/kWh de poder calorífico. Ao clicar no preço mais baixo de uma das simulações, fiquei surpreendido ao verificar que tinha sido comprada uma quantidade considerável.

Cenário	Sem vento	5% de vento	10% de vento	20% de vento
Fotovoltaico kW	1.352	1.352	1.352	1.352
Energia eólica kW	0	68	135	270
Ligação à rede kW	80	80	135	270
Baterias kWh	3.000	3.000	3.000	3.000
Potência em kW	80	80	80	100
Armazenamento químico MWh	218	215	210	281
Poder calorífico de importação MWh/a	23	29	3	51
Carga contínua kW	60	70	80	100
Investimento k€	724	805	919	1.172
cêntimos / kWh	10,08	9,66	9,21	10,03
Multiplicador 900 TWh	1.712.329	1.467.410	1.284.247	1.027.397
E-assentamentos km²	17.123	14.674	12.842	10.274
Energia fotovoltaica GW	2.315	1.984	1.736	1.389
Energia eólica GW	0	100	173	277
Baterias GWh	5.137	4.403	3.853	3.082
Energia para GW	137	117	103	103
Armazenamento de produtos químicos TWh	374	316	270	286
Poder calorífico de importação TWh/a	40	42	4	53
Investimento Alemanha G€	1.239	1.182	1.180	1.214

A grelha de simulação

A carga foi aumentada na simulação em passos de 10 kW, a capacidade da bateria em passos de MW. Com uma rede mais pequena, os resultados seriam mais precisos, mas certamente não estariam prontos para o envio do boletim informativo no domingo. Se recenseássemos a Áustria numa grelha de 10 km, o ponto mais alto poderia nem sequer ter 3000 m de altitude, porque todos os picos montanhosos elevados situados algures entre os pontos da grelha seriam ignorados. Com uma grelha de 1 km, o ponto mais alto seria provavelmente de 3500 metros. Não se trata de saber se não teria sido 0,02 cêntimos/kWh mais barato com uma bateria de 3,2 MWh e 86 kW de potência em vez de metanol com 92 kW de carga, mas sim de determinar ordens de grandeza e identificar fenómenos. Por exemplo, a surpresa de a compra de metanol ter baixado o preço da eletricidade num dos cenários.

Localizações mais pobres e efeito de slipstream

A expansão da energia eólica já é bastante extrema no rácio de 20% de energia eólica em relação à energia fotovoltaica. Foi calculada uma redução de 10% no rendimento devido a localizações mais pobres e ao efeito de esteira. Se a redução do rendimento for mais elevada, este poderá tornar-se o cenário mais dispendioso.

Hidrogénio sem sentido

A Alemanha dispõe de 25 km³ de armazenagem subterrânea. As taxas de retirada são reduzidas para menos de 20% do nível de enchimento. Aprendemos isso este ano, durante a crise de armazenamento de gás em fevereiro de 2026. 20 km³ de gás natural utilizável são cerca de 200 TWh. No entanto, a necessidade de armazenamento em todos os cenários é significativamente mais elevada. 300 TWh em hidrogénio corresponderiam a 96 km³ para os 80% que podem ser facilmente extraídos. No total, 120 km³. Em vez de 25 km³ de armazenamento subterrâneo devido a uma maior necessidade de armazenamento e porque o hidrogénio requer 3,2 vezes mais volume, 120 km³? Isso poderia facilmente custar 400 mil milhões de euros, só porque o hidrogénio não é um elemento para alguns tolos, mas um símbolo religioso. Com o metanol, os reservatórios para 300 TWh custam menos de 18 mil milhões de euros. Esta é já uma diferença de custos muito significativa. Ainda mais barato, parte da eletricidade excedentária é transformada em metano e armazenada nas instalações de armazenamento subterrâneas existentes, o resto é transformado em metanol e os reservatórios para 100 TWh devem custar menos de 6 mil milhões de euros. Toda esta conversa sobre novas centrais eléctricas a gás "prontas para o hidrogénio" é um disparate sem qualquer relação com a realidade.

As centrais eléctricas alimentadas a gás devem estar preparadas para o hidrogénio. É um disparate, porque a capacidade de armazenamento necessária para o hidrogénio é demasiado cara.
As centrais eléctricas alimentadas a gás têm de ser concebidas para mudanças rápidas de carga. Um disparate, porque baterias suficientes tornam supérfluas as mudanças rápidas de carga.
As centrais eléctricas alimentadas a gás funcionam apenas algumas centenas de horas por ano, pelo que a sua conceção para uma elevada eficiência através da utilização do calor dos gases de escape não é económica. É um disparate, pois normalmente são executados uniformemente ao longo de 4 meses de inverno.

Os cenários situam-se todos na ordem dos 10 cêntimos/kWh. Só com o sistema de armazenamento de hidrogénio, o valor subiria para 15 cêntimos/kWh.

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Quem somos nós? Os nossos acionistas." Peço a todos os antigos e, espero, em breve, a numerosos novos acionistas, contribuições deste tipo.

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