POTENCJAŁ SYSTEMÓW MAGAZYNOWANIA ENERGII
Wraz ze wzrostem produkcji energii elektrycznej z energii słonecznej i wiatrowej magazynowanie energii staje się coraz ważniejszym elementem układanki, aby zapewnić płynną pracę sieci elektrycznych. Wraz ze spadkiem kosztów baterii pojawiają się nowe modele biznesowe, które zwiększają wartość projektów magazynowania energii zarówno dla operatorów sieci, jak i właścicieli projektów.
Aby utrzymać odnawialne źródła energii na drodze do ambitnych celów do 2030 r. w wielu regionach, potrzebna będzie duża liczba systemów magazynowania energii (ESS), aby zrównoważyć nieciągły charakter tych technologii produkcyjnych. Tak więc operatorzy sieci i regulatorzy energii zaczynają dokładniej planować, w jaki sposób akumulatory mogą wpasować się w szerszy krajobraz energetyczny i otworzyć nowe modele biznesowe i potencjalne strumienie przychodów, zarówno w celu zachęcenia do budowy kolejnych instalacji, jak i maksymalizacji wartości, jaką można uzyskać.
Większość opracowanych do tej pory ATS zasilanych bateryjnie na dużą skalę opiera się na regulacji częstotliwości sieci – usłudze, która generuje główny dochód na czas, aby utrzymać częstotliwość sieci w dopuszczalnych granicach operacyjnych. Przychody banku ze świadczenia usług sieciowych, za które ETS płaci za ich dostępność na potrzeby regulacji częstotliwości. Dzięki temu wczesne projekty na dużą skalę osiągnęły zwroty finansowe.
Chociaż rozwój na dużą skalę systemów energii słonecznej zasilanych bateriami do świadczenia usług sieciowych jest zachęcający, istnieje potrzeba wydłużenia czasu, w którym energia odnawialna jest dostępna, aby pokryć większą część dnia.
Wielka Brytania jest jednym z wiodących europejskich rynków systemów magazynowania baterii. Jako wyspa ze słabszymi połączeniami międzysystemowymi niż większość kontynentalnej Europy, Wielka Brytania odnotowuje większy popyt na usługi kontroli częstotliwości, które oferują baterie niż niektóre sąsiednie kraje i wykazuje oznaki wydobywania z nich większej liczby usług. Był to również jeden z wcześniejszych kroków w deregulacji rynku usług sieciowych, udostępniając go deweloperom i właścicielom projektów SNE.
Penso Power, deweloper energii odnawialnej, niedawno podłączył największą baterię w Europie do brytyjskiej sieci, projekt baterii Minety o mocy 100 MW, zlokalizowany na południu Anglii. Bateria będzie początkowo działać w służbie „dynamicznego powstrzymywania” krajowego operatora systemu przesyłowego w zakresie regulacji częstotliwości, ale spodziewa się, że będzie uczestniczyć również na innych rynkach. Limejump, spółka zależna Shella, pracuje nad oprogramowaniem do optymalizacji baterii, które ma realizować te różne funkcje.
„Baterie mogą konkurować na wielu rynkach w Wielkiej Brytanii, w tym na rynkach pomocniczych, hurtowych rynkach energii elektrycznej i „mechanizmach równoważenia” – wyjaśnia Gennaya Boyle, dyrektor ds. energii odnawialnej i elastyczności w Limejump. „Po pierwsze, bateria Minety została zoptymalizowana pod kątem nowego„ dynamicznego zabezpieczenia ”produktu National Grid. Limejump ustanowił również ETS jako mechanizm równoważący na wypadek ekstremalnej, nieuchronnej zmienności rynku i zakontraktował „rynek mocy”, aby korzystać z gwarantowanych miesięcznych płatności”.
Limejump twierdzi, że dynamiczna aranżacja, w ramach której będzie działać bateria Minety, zapewni zaufanie do zysków właściciela Penso Power. Firma już zachęciła do dalszych inwestycji w sektorze magazynowania energii na dużą skalę w Wielkiej Brytanii i prowadzi już rozmowy z wieloma deweloperami na temat przyszłych projektów.
„Spodziewamy się trendu w kierunku projektów magazynowania energii na dużą skalę po złagodzeniu wymogów dotyczących planowania przechowywania i rosnącym zapotrzebowaniu na baterie w celu wspierania bezpieczeństwa dostaw w miarę zbliżania się do zerowej emisji dwutlenku węgla” – dodaje Boyle. „Inwestorzy prawdopodobnie podzielą się na dwa obozy: tych, którzy chcą najniższej ceny i tych, którzy są gotowi podjąć ryzyko dla większych zysków”.
W optymistycznym scenariuszu swojego najnowszego raportu na temat nadchodzących scenariuszy energetycznych brytyjska National Grid twierdzi, że do 2030 r. będzie potrzebować 18 GW energii słonecznej, co ma zostać zaspokojone z 12 GW energii słonecznej zasilanej bateryjnie, 4 GW z pompowanej energii magazynowanie i 2 GW z wykorzystaniem technologii pojazd-sieć.
„Zasadniczo OEN mają możliwość świadczenia usług sieciowych i magazynowania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, pod warunkiem, że systemy pomiarowe potrafią je rozróżnić” – czytamy w raporcie.
Dalsza kontrola tych ustaleń przez organy regulacyjne ds. energii, takie jak brytyjski BEIS, mogłaby teraz zgromadzić całkiem oddzielne strumienie przychodów z elektrowni słonecznych i słonecznych, co mogłoby stworzyć przestrzeń dla znacznie większej liczby ETS, zarówno osobno, jak i w połączeniu z odnawialnymi źródłami energii, w Wielkiej Brytanii i na całym świecie. Europa. „Regulacja częstotliwości i inne rynki, w których mogą uczestniczyć systemy akumulacji, są dość specyficzne”, mówi Hilton, „ale znacznie głębiej niż niektórzy sądzą, prawdopodobnie doprowadzi to do drugiej fali wzrostu energii odnawialnej w Europie”.