Τα υπέρ του συνδυασμού ηλιακών και αιολικών πάρκων με μεγάλα συστήματα αποθήκευσης μπαταριών
Το κύριο εμπόδιο για την κυκλοφορία στην αγορά είναι το ρυθμιστικό σύστημα. Ωστόσο, ορισμένες ευρωπαϊκές χώρες πρωτοστατούν πλέον.
Οι κίνδυνοι για τους χειριστές των μονάδων παραγωγής ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ) μειώνονται με τη διαφοροποίηση των εσόδων, την προστασία από τον κανιβαλισμό των τιμών και τη μετατόπιση της παραγωγής ή της τροφοδοσίας στις βραδινές ώρες.
Η οικονομική απόδοση της αποθήκευσης της μπαταρίας μπορεί να αυξηθεί με εξοικονόμηση κόστους λόγω ενός κοινού σημείου και μιας ταχύτερης σύνδεσης στο δίκτυο.
Τα πλεονεκτήματα για την παροχή ρεύματος προκύπτουν από τα λιγότερα σημεία συμφόρησης στο δίκτυο, την αποφυγή περικοπής των εγκαταστάσεων και την καλύτερη χρήση των σπάνιων πόρων του δικτύου.
Μέχρι στιγμής μόνο μικρό μερίδιο αγοράς για υβριδικά συστήματα
Ωστόσο, η αγορά για έργα συστέγασης από ανανεώσιμες πηγές στην Ευρώπη μόλις αρχίζει.
Εκθέσεις για την Ευρώπη
Σύμφωνα με την Aurora Energy Research, ηλιακά και αιολικά πάρκα με εγκατεστημένη ισχύ σχεδόν 1,2 γιγαβάτ (GW) λειτουργούσαν σε όλη την Ευρώπη το 2023, σε συνδυασμό με αποθήκευση μπαταρίας μεγάλης κλίμακας.
Σύμφωνα με τη SolarPower Europe, από τα 0,8 GW συστημάτων αποθήκευσης μπαταριών μεγάλης κλίμακας με χωρητικότητα 1,1 γιγαβατώρες (GWh) που εγκαταστάθηκαν στη Γερμανία μεταξύ 2021 και 2023, το 11% συνδυάστηκε με μονάδες ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, κυρίως ηλιακά πάρκα.
Στο Ηνωμένο Βασίλειο, το 12% των αιολικών και ηλιακών πάρκων συνδυάστηκαν με αποθήκευση μπαταριών ή συσκευές ηλεκτρόλυσης, σύμφωνα με μια έκθεση του Απριλίου 2024 από την ένωση βιομηχανίας Renewable UK.
Ωστόσο, οι ειδικοί και οι εκπρόσωποι του κλάδου βλέπουν σημαντική αύξηση στη ζήτηση για έργα αποθήκευσης μπαταριών μεγάλης κλίμακας και συστέγαση.
Στη Γερμανία, οι κατασκευαστές έργων έχουν υποβάλει αιτήματα σύνδεσης στο δίκτυο για 161 GW χωρητικότητας αποθήκευσης μπαταριών, που είναι 100 φορές περισσότερο από το 1,6 GW που είναι εγκατεστημένο αυτήν τη στιγμή.
Η SolarPower Europe προβλέπει επίσης ισχυρή ανάπτυξη στην αποθήκευση μπαταριών μεγάλης κλίμακας στην «Προοπτική της Ευρωπαϊκής Αγοράς για την αποθήκευση μπαταριών 2024-2028».
Η συνολική εγκατεστημένη χωρητικότητα αποθήκευσης μπαταριών αναμένεται να ανέλθει στις 78 GWh, διπλάσιο από το ποσοστό του 2023 (35,8 GWh).
Αυξανόμενο ενδιαφέρον για έργα συστέγασης
Σε ένα αισιόδοξο «σενάριο», η εγκατεστημένη χωρητικότητα μπαταριών στην Ευρώπη αναμένεται να αυξηθεί σε 135 GWh έως το 2028.
Οι μεγάλες μπαταρίες, ειδικά η αποθήκευση δικτύου (η λεγόμενη αποθήκευση σε κλίμακα κοινής χρήσης), θα κυριαρχήσουν.
Το μερίδιό τους στη νέα εγκατεστημένη ισχύ αναμένεται να αυξηθεί στο 45% έως το 2028, υπερδιπλασιάζοντας από το 2023 (21%).
Ως αποτέλεσμα το ενδιαφέρον για έργα συνεγκατάστασης αυξάνεται επίσης, σύμφωνα με αναλυτές όπως ο Jannik Carl και η Eva Zimmermann από την Aurora Energy Research.
Ο Valerii Lazarev (Projects Bankability Manager της WElink Energy), βλέπει τις αρνητικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας (σε περιόδους αιχμής), τα σημεία συμφόρησης και το υψηλό κόστος πρόσβασης στο δίκτυο ως σημαντικούς μοχλούς για έργα συστέγασης.
Στην Πορτογαλία το μεγαλύτερο υβριδικό εργοστάσιο της Ευρώπης
Ο διεθνής κατασκευαστής με έδρα την Ιρλανδία, βρίσκεται επί του παρόντος στη διαδικασία επέκτασης ενός ηλιακού πάρκου 219 MW στο Vaquieros (νότια Πορτογαλία) το οποίο τέθηκε σε λειτουργία στα τέλη του 2021, σε διάφορες φάσεις σε μια εγκατάσταση συστέγασης χωρητικότητας άνω της 1 τεραβατώρας, σύμφωνα με τον Lazarev.
Αρχικά, η υπάρχουσα ισχύς των 219 MW φωτοβολταϊκών θα αυξηθεί κατά άλλα 50 MW, ακολουθούμενη από την κατασκευή αιολικού πάρκου 165 MW και στη συνέχεια εγκατάσταση αποθήκευσης μπαταριών 100 MW/400 MWh.
Η κατασκευή έχει προγραμματιστεί να ξεκινήσει το δεύτερο εξάμηνο του 2025 και θα πρέπει να ολοκληρωθεί μέχρι το τέλος του 2027.
Το μεγαλύτερο εργοστάσιο παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη κατασκευάζεται επί του παρόντος από την Endesa (ισπανική εταιρεία παραγωγής ενέργειας), επίσης στην Πορτογαλία (Pego, επαρχία Santarém).
Το σχέδιο είναι να συνδυάσει μια φωτοβολταϊκή μονάδα ισχύος 365 MW, ένα αιολικό πάρκο με 264 MW και μια εγκατάσταση αποθήκευσης μπαταριών 168 MW.
Επιπλέον, θα εγκατασταθεί ένας ηλεκτρολύτης 500 κιλοβάτ (kW) για την παραγωγή πράσινου υδρογόνου χρησιμοποιώντας πλεονάζουσα ενέργεια που το σύστημα αποθήκευσης μπαταριών δεν μπορεί να απορροφήσει.
Σημαντικός παράγοντας η περαιτέρω μείωση του κόστους
Η συνεχιζόμενη μείωση του κόστους, ιδιαίτερα για τα φωτοβολταϊκά και την αποθήκευση μπαταριών, είναι επίσης σημαντικός μοχλός για περισσότερα έργα συστέγασης.
Σύμφωνα με μελέτη του Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) τον Ιούλιο του 2024, το ισοπεδωμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας (LCOE) των ηλιακών πάρκων στη Γερμανία είναι μεταξύ 4,1 και 6,9 λεπτά του ευρώ/kWh. Όταν συνδυάζονται επίγεια φωτοβολταϊκά συστήματα και αποθήκευση μπαταριών, το LCOE είναι 6,0 έως 10,8 σεντ/KWh.
Σε περίπτωση που οι τιμές των μπαταριών πέσουν στα προβλεπόμενα επίπεδα των 180 έως 700 ευρώ/KWh έως το 2045, το ISE αναμένει ακόμη και το κόστος παραγωγής για τα επίγεια συστήματα μπαταριών Φ/Β να είναι μεταξύ 3,1 και 5,0 σεντς.
Συγκριτικά, το κόστος παραγωγής για τους σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής ορυκτών καυσίμων είναι σημαντικά υψηλότερο σήμερα.
Oι σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με καφέ άνθρακα κοστίζουν 15,1 έως 25,7 σεντ, οι αντίστοιχοι με λιθάνθρακα 17,3 έως 29,3 σεντ, οι σταθμοί συνδυασμένου κύκλου 10,9 έως 18,1 σεντ και οι ευέλικτοι σταθμοί ηλεκτροπαραγωγής με φυσικό αέριο 3,6 σεντ έως 15%.
Οι πυρηνικοί σταθμοί είναι μεταξύ 13,6 και 49,0 σεντς/kWh.
Φ/Β με αποθήκευση μειώνουν (50%) το κόστος κατασκευής 
Σύμφωνα με την Aurora Energy Research, οι πραγματικές αυξήσεις στην κερδοφορία (IRR) που μπορούν να επιτευχθούν επί του παρόντος με το συνδυασμό ενός ηλιακού σταθμού ηλεκτροπαραγωγής με ένα σύστημα αποθήκευσης μπαταριών σε βασικές ευρωπαϊκές αγορές κυμαίνονται από ένα έως λίγο περισσότερο από 2%.
Ο συνδυασμός φωτοβολταϊκών έργων με αποθήκευση μπαταριών στο ίδιο σημείο σύνδεσης στο δίκτυο θα μπορούσε να μειώσει το κόστος κατασκευής και λειτουργίας κατά 50%.
Επιπλέον, ένα πιο ευέλικτο ενεργειακό σύστημα με την ενσωμάτωση της αποθήκευσης στο Ηνωμένο Βασίλειο θα εξοικονομούσε 16,7 δισεκατομμύρια λίρες (19,8 δισεκατομμύρια ευρώ) στο κόστος του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας ετησίως έως το 2050, κάτι που θα ωφελούσε επίσης τους πελάτες ηλεκτρικής ενέργειας.
Η πολυπλοκότητα και η ρύθμιση ως εμπόδια
Υπάρχουν διάφοροι λόγοι για τους οποίους τα έργα συνεγκατάστασης συχνά αδυνατούν να εκμεταλλευτούν πλήρως τα πιθανά πλεονεκτήματα κόστους τους στην πράξη και γιατί ο αριθμός των έργων που υλοποιούνται αυξάνεται σταδιακά μόνο.
Στη Γερμανία, για παράδειγμα, η λεγόμενη αρχή της αποκλειστικότητας του νόμου περί ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (EEG) έχει μέχρι στιγμής επιβραδύνει την οικονομική βιωσιμότητα των ηλιακών και αιολικών πάρκων σε συνδυασμό με την αποθήκευση μπαταριών.
Αναφέρει ότι οι επιδοτούμενες μονάδες EEG μπορούν να χρεώνονται μόνο με πράσινη ηλεκτρική ενέργεια και όχι με γκρι ρεύμα (από το δίκτυο) σε όλη τη διάρκεια του έτους, διαφορετικά θα χαθεί η κατάσταση της μονάδας EEG ή η επιδότηση.
Αυτό περιορίζει σοβαρά μια κερδοφόρα, ευέλικτη λειτουργία του συστήματος αποθήκευσης σε συνεγκατάσταση με ηλιακό ή αιολικό πάρκο για τη μετατόπιση της τροφοδοσίας σε ώρες υψηλής τιμής και για την παροχή ενέργειας εξισορρόπησης (κατά τη διάρκεια της οποίας χρεώνεται και η ηλεκτρική ενέργεια του δικτύου).
Ην. Βασίλειο, Ιρλανδία και Ιταλία είναι πιο μπροστά
Σύμφωνα με το ηλιακό πακέτο I, θα πρέπει να είναι δυνατή η αλλαγή του τρόπου λειτουργίας κάθε δύο μήνες από τον Ιούνιο του 2025 και η φόρτιση του συστήματος αποθήκευσης από το δίκτυο και του συστήματος ΑΠΕ παράλληλα από τον Ιούνιο του 2026.
Ωστόσο, ο Zimmermann (αναλυτής της Aurora) φοβάται καθυστερήσεις στην έναρξη ισχύος του κανονισμού στη Γερμανία, επειδή η Ομοσπονδιακή Υπηρεσία Δικτύου, η οποία δεν έχει αποφασίσει ακόμη για το μέτρο.
«Άλλες ευρωπαϊκές χώρες, όπως το Ηνωμένο Βασίλειο, η Ιρλανδία και η Ιταλία, που επιτρέπουν την ευέλικτη λειτουργία των συστημάτων συστέγασης, είναι ήδη πιο μπροστά από αυτή την άποψη», λέει ο Zimmermann.
www.worldenergynews.gr
