Tysk kraftsysteminnovasjon anbud for å låse opp hele potensialet for fornybar energi og samlokalisert energilagring

Tysk kraftsysteminnovasjon anbud for å låse opp hele potensialet for fornybar energi og samlokalisert energilagring

Tysklands innovasjonsanbud er ved et veiskille. Mens solauksjoner blomstrer i Tyskland, har deres restriktive design ført til lavere volum av samlokaliserte sol- og lagringsprosjekter, noe som begrenser deres økonomiske fordel.

For å sikre den langsiktige suksessen til innovasjonsanbudene og skape et kostnadseffektivt energisystem for skattebetalere, må utviklerne av samlokaliserte energilagringsprosjekter se sterkere forretningssaker og ROI. Å la lagringssystemer belaste strøm fra nettet og tjene ekstra inntekter fra engros markedsdeltakelse vil forbedre prosjektøkonomien og har potensial til å redusere de stadig økende kostnadene for fornybar begrensning i Tyskland. Best-in-Class lagringsteknologi og Intelligent Asset Performance Software kan da gjøre det mulig for aktivaeiere å maksimere sin markedsbaserte avkastning.

Siden 2020 har Tysklands føderale nettverksbyrå, Bundesnetzagentur (Bnetza), holdt toårig kapasitetsauksjoner rettet mot bygging av ytterligere hybrid kraftproduksjon, inkludert solcelleparker og vindparker koblet til batteribaserte energilagringssystemer. Byrået har identifisert behovet for å kombinere svingende fornybar energiproduksjon med lagringsteknologi for å integrere grønn energi mer effektivt og for å forbedre styringsnettstyringen. Gjennom innovasjonsanbud planlegger den å tildele kontrakter for opptil 4 GWH til utviklere av distribuerte energilagringssystemer innen 2028.

Auksjonsmekanismen er iboende mangelfull, da den ikke tillater energilagring å også delta i alle tilgjengelige energi- og tilleggsmarkeder. Dette gjør forretningssaken avhengig av innmatingspremien i stedet for å la eiere maksimere inntektene. Dette ble utsatt av auksjonsrunder i desember 2022 og mai 2023 som tildelte mindre enn 100 MW samlokaliserte eiendeler fra en potensiell 800 MW som ble auksjonert. Etter hvert som innmatingspremiene økte, så den siste auksjonen i september imidlertid en større interesse, og tildelte hele 400 MW-volumet. Økningen av maksimal formuesstørrelse fra 20 MW til 100 MW kan også ha bidratt til den fornyede interessen for innovasjonsanbudet. Større installasjoner med bedre stordriftsfordel var i stand til å delta og ble tildelt både i mai og september -auksjonene i 2023.

Innen bransjen ble overføringen fra en fast innmatingspremie til en flytende markedspremie før den første mislykkede anbudsrunden i desember 2022 ble hurtig diskutert. Mindre viktig enn strukturen i premien var den nye absolutte hetten som ble opprettet av regulatoren Bnetza. Både ny struktur og hetten ble implementert i en tid da inflasjonspresset, i stor grad som følge av krigen i Ukraina, begynte å ta sin toll på energibransjen, med fornybar energiutviklere som står overfor enestående høye kostnader for materialer. Etter hvert som inflasjonsnivået utløste rente øker, økte også kapitalkostnadene for fornybare prosjekter. Derfor fikk den andre hovedvariabelen i prosjektfinansiering store endringer som måtte redegjøres for i anbudsdesignet.

Når han innså behovet for intervensjon, kunngjorde Bnetza i mars 2023 en økning på 25% i den maksimale feed-in-Tariffen for hybrid PV-drevet batterisystemer til 9,18 CT\/KWH. Auksjonen i mai 2023 ga flere bud, men var fremdeles utilstrekkelig for at flere prosjekter skulle gå videre. Forskning utført av Center for Solar Energy and Hydrogen Research Baden-Württemberg (ZSW) viste at gjennomsnittlige kostnader for et hybridkraftproduksjonsanlegg som ble tatt i drift i 2025 var 10,40 CT\/KWH, godt over den tilpassede tariffen.