Tysk utleie er mål å maksimere potensial for fornybar energi og lagring

Tysklands innovative budemekanisme er på en skillevei. Selv om Tysklands solbudemarked vokser sterkt, har dens restriktive design ført til få samarbeidsprosjekter mellom fotovoltaisk kraftproduksjon og energilagring, noe som begrenser dets økonomiske fordeler.

For å sikre langsiktig suksess for innovasjonstilbud og skapa eit meir kostnadseffektivt energisystem for brukarane, må utviklarar av felles energilagringsprojekt sjå på ein sterkare forretningsanalyse og avkasting på investeringar. Det vil bety at dei som er berga av energistøyting kan lage frå nettet og generere ekstra inntekter frå engrosmarknaden for elektrisitet. Dette vil forbetra økonomien i prosjektane og kan redusere dei auke kostnadene for å kutta ned på energi frå fornybare kjelder i Tyskland. Industriledende energilagringsteknologi og intelligent programvare for styring av ressursutvikling gjer at eigarar av eiendeler kan maksimera avkastningen på marknadsinvesteringane sine.

Siden 2020 har Tysklands Bundesnetzagentur (BNetzA) holdt halvårlige kapasitetsbud for å bygge ytterligere hybridgenerering, inkludert fotovoltaiske anlegg og vindparker koblet til batteribaserte energilagringssystemer. Myndigheten har identifisert behovet for å kombinere svimmende fornybar energiproduksjon med energilagrings teknologi for å integrere grønn energi mer effektivt og forbedre nettstyringen. Gjennom innovative bud vil de planlegge å gi ut inntil 4GWh i kontrakter til utviklere av distribuerte energilagringssystemer innen 2028.

Mekanismen for utlysning er innherskende feil, ettersom den ikke lar energilagering delta i alle tilgjengelige energi- og bistandstjenester-markeder. Dette gjør at næringsmessig motiver er avhengig av innkjøpsavgifter i stedet for å la eiere maksimere avkastning på investering. Dette vises tydelig ved de desember 2022 og mai 2023 utlysningsseriene, som tildelte mindre enn 100MW synergetiske prosjekter av en potensiell 800MW. Likevel, da innkjøpsavgiften økte, viste den siste utlysningen større interesse i september, hvor det ble tildelt full kapasitet på 400MW. Økningen i maksimal anlæggsstørrelse fra 20MW til 100MW kan også ha bidratt til en fornyet fokus på innovative utlysningmekanismer. Større installasjoner med bedre skala fordeler vil kunne delta og bli godkjent i utlysninger i mai og september 2023.

Innenfor bransjen var beslutningen om å skifte fra en fast innkjøpsavgift til en flytende markedspremie kontroversiell før den første budgivningsrunden feilet i desember 2022. Innkjøpsavgiftsstrukturen er mindre viktig enn den absolutte tak som er satt av regulatoren BNetzA. Begge nye regler kommer på en tid da inflasjonspressene, hovedsakelig grunnet krigen i Ukraina, begynner å få konsekvenser for energisektoren, med utviklere av fornybar energi som står overfor uopprettede høy materialekostnad. Som inflasjonen utløser stigende rentesatser, øker også kapitalkostnadene for fornybare energiprosjekter. Derfor har den andre hovedvariabelen i prosjektfinansieringen endret seg betydelig og må tas med i betraktning ved utforming av tildelinger.

Ved å kjenne igjen behovet for å intervenere, kunngjorde BNetzA i mars 2023 at de ville øke den maksimale innstrømningsavgiften for hybridfotovoltaiske batterisystemer med 25 % til 9,18 euro-øre/KWh. Budgivningen i mai 2023 mottok flere bud, men fortsatt ikke nok til å få godkjent flere prosjekter. Forskning utført av Baden-Württemberg-senteret for sol- og vannstoffs forskning (ZSW) viser at gjennomsnittlig kostnad for et hybridkraftverk som kommer i drift i 2025 vil være 10,40 euro-øre/KWh, noe som er mye høyere enn den justerte strømprisen.

Rollen av innovativ budgivning i Tysklands energioppgang

Den nåværende energikrisen har tatt behovet for smart integrering av fornybar energi på nytt i fokus, og byggingen av grønn strømproduksjon er i full utvikling i Tyskland. Til slutt i oktober 2023 har Tyskland sett en installasjon av nesten 12GW med ny PV-kapasitet, allerede over de årlige målene på 9GW. De årlige målene for 2024 og 2025 er enda høyere, opp til 13GW og 20GW henholdsvis.

Samtidig har den høye andelen sol i systemet ført til rekordlange perioder med negative priser. For eksempel den 28. mai opplevde Tyskland åtte påfølgende timer med negative priser, oppnådde et maksimum på 130 euro/MWh. Som flere fotovoltaiske systemer integreres, vil negative priser bli normen i Europa sine kraftsystemer.

Dette er hvorfor nett-tilkoblet kraftproduksjon + energilagringssystemer kan opprette økende verdi. De kan lagre elektrisitet når fotovoltaisk produksjon er på sitt høyeste og frigjøre den til forbrukere når fornybar elektrisitet er på sitt laveste. Nett-tilkoblede fornybare genererings- og energilagringsystemer reduserer volatilitet i energimarkedet og prisforskjeller, begrenser nett-kongestering og kostbare nedreguleringer av vind og sol, og gjør hele systemet mer bærekraftig og effektivt.

Nødvendigheten av smart budskonkurranse design endringer

Inntektsmulighetene for energilagring finnes der ute. Uheldigvis tillater det nåværende designet av innovasjonstilbudsprosesser ikke energilagring å få tilgang til disse mulighetene.

Den tradisjonelle løsningen er å øke taket for innovasjonskonkurranse enda mer så det fullt ut speiler de stigende kostnadene. Dette vil gi høyere betalingsgarantier til prosjektutviklere og forbedre prosjekets økonomi. Ulempe er at dette kan øke garanterte innkjøpspriser og øke kostnadene for sluttbrukere, nemlig skattebetalere. Likevel, i land der frittstående energilager aktiva vokser raskt, bør man ikke stole på regulatoren for å fastsette passende innkjøpspriser som hovedtilnærmingen.

For tiden kan energilagringssystemer som er inngått under innovative tildelinger kun lagre strøm produsert av nettforbundne fornybare genereringsanlegg og kan ikke lades fra hovednettet. BNetzA har innført denne regelen for å unngå blanding av grønn elektrisitet og fossilellest generert elektrisitet og begrense "grønning" av grå elektrisitet. Regelen ses også som en sikkerhet for å forhindre at energilagringsanlegg skaffet under innovasjonstildelinger deltar i den lønnsomme frekvensreguleringsmarkedet (FCR), der de ville konkurrert med fullt kommersielle genereringsanlegg.

Dessverre undergraver gjeldende politikk det fulle potensialet til energilagringsteknologien og dens evne til å integrere fornybar energi i nettet og gi mye nødvendig fleksibilitet. Som resultat står sol-og-lagringsystemer ubrukt mye av året, for eksempel om natten og under de lavproduksjonsmessige vintermåneder. I stedet ble gass- og kolleddelskraftverk tildelt for å fylle elektrisitetsforsyningssonen. Dette må endres hvis Tyskland fortsatt håper å produsere 80% av sitt totale elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder til 2030 og oppnå nullutslipp i kraftsektoren til 2035.

Effektiv bruk av energilagringssystemer vil også redusere nettverkskostnadene, da nettoperatører i dag betaler eierskapsgjengen betydelige avgifter for kutt i vind- og solenergi når nettverkene er overlastet og ikke kan integrere mer fornybar energi. I 2022 alene kastet Tyskland bort 8 billioner watt-timer fornybar energi, hovedsakelig vindkraft. Dette er en enorm tap av grønn energi. Likevel kan denne energien lades inn og overføres til et energilagringssystem. I samme år var kostnadstapen på grunn av kapasitetsmessig overbelastning i tyske elnett høy som 4,25 milliarder euro.

Å tillate at energilageringsmidler optimaliseres i grossehandelsmarkedet vil ikke bare redusere nettverkskongestjon og nedregulering av vind og sol, men vil også øke effektiviteten i grossehandelsmarkedet og forbedre økonomien for innovative budprosjekter, dermed redusere kostnadene for skatteytere og strømkunder. Fluence er aktivt in involvert (med bransjestakeholderer og foreninger) i å drive disse reguleringendringene.

Maksimer avkastning på netttilkoblede anlegg

I tillegg til utkastdesign og teknologipartnere er ytelsesoptimalisering over livstiden på anlegget den tredje største faktor som påvirker prosjektøkonomien.

Prosjektkompleksiteten for netttilkoblede fornybare energikilder og lagringsanlegg er høyere, noe som krever at eiere og operatører balanserer omhyggelig mellom inntektsmaksimering og kostnadsstyring. Ufordelene asset management-teams møter ofte på er relatert til mengden data som behandles. For mange porteføljer bestående av flere kraftverk med ulike teknologier og OEM-er, kan tradisjonelle manuelle datainnsamlingsmetoder bli en begrensning, noe som tvinger teamene til å søke etter moderne verktøy for aktiva ytelsesstyring (APM).

APM gjør det mulig for eiere av hybrid vedvarende energi- og energilageringsprosjekter å oppdage skjulte ytelsesproblemer, minimerer nedetid og forbedrer driftseffektiviteten og den generelle eiendomsytelsen. Med rask utvikling av APM-teknologien spiller kunstig intelligens (AI) en avgjørende rolle i ytelsesovervåking og fullstendig optimering. Noen av AI-funksjonene som forbedrer APM er relatert til evnen til å raskt analysere store mengder data for å oppdage komplekse mønstre og anomalier som team ikke kan oppdage ved å analysere SCADA-signaler.

For eksempel støtter kunstig intelligens operatører av energilager ved å forutsi når batteritemperaturen vil være høyere enn forventet. Modellen forutser hva den maksimale batteritemperaturen bør være under gitte driftsforhold og varsler når den målte temperaturen overskrider en bestemt eller også minimal grense for denne verdien, eller viser en bekymrende trend. Noe lignende gjelder for forutsigelse av potensielle feil i fornybar genereringsanlegg på forhånd.

avslutningsvis

Tysklands innovasjonstender er en viktig byggestein i landets energiomstilling, da den hjelper med å oppmuntre til effektiv integrering av store mengder av variabel grønn elektronikk i det tyske kraftmarkedet. Oppbygging for å støtte fornybar energi kombinert med energilager vil også forbedre leveransekyret og innføre fleksibilitetsmuligheter i et stadig mer decentralt energisystem.

Imidlertid må reguleringsrammen for budgivning tilpasses bedre til dagens næringsmiljø. Med inflasjonspressinger som skaper risikoer for prosjektsakene, trengs dyppere tiltak for å modernisere mekanismen for innovasjonsbudgivning.

Klokte budesigner tillater energilageringssystemer å lades fra nettet og generere ekstra inntekt gjennom deltagelse i grosshandelsmarkedet, noe som vil forbedre prosjektekonomin og potensielt redusere kostnadene forbundet med Norge sine voksende begrensninger av fornybar energi. Samtidig må prosjekteiere og utviklere også samarbeide med erfarna og pålitelige teknologilevere for å minimere risikoer og maksimere fordeler.