To nie tylko prognozy — wzrost wielkoskalowych magazynów energii (large-scale batteries) w 2024 jest bezprecedensowy. Jak pokazuje poniższy wykres, przewiduje się, że europejskie moce magazynowania wzrosną z 17,2 GWh do 22,4 GWh. Znaczna część tego wzrostu przypada na magazyny bezpośrednio współpracujące z siecią (utility-scale), które wzrosną z 3,6 GWh do 11 GWh—co oznacza trzykrotny przyrost. Mówiąc wprost, 200% wzrostu to wynik robiący wrażenie.
Taki wzrost widać we wszystkich projektach, które ostatnio wchodzą w fazę komercjalizacji. Przykładowo możemy wymienić: Aghada, Bollingstedt czy Ville-sur-Haine.
Oczywiście, często spotykanym zarzutem jest to, że baterie mogą obecnie przechować tylko energię wystarczającą na kilka minut zużycia całej sieci, co jest prawdą. Jedyną prawdziwie wielkoskalową formą magazynowania (zdolną przesuwać zapotrzebowanie na energię o całe tygodnie) są elektrownie szczytowo-pompowe, których rezerwy energii liczone są w TWh.
Niemniej jednak wiele aspektów funkcjonowania sieci — w tym wszystkie rezerwy mocy (takie jak FCR, aFRR i mFRR w Europie) czy rynki śróddzienne (intraday) — zależy od krótkoterminowych wahań. W tych procesach nie trzeba magazynować energii przez kilka dni; wystarczają nawet zasoby liczone w godzinach, by wywrzeć znaczący wpływ na bilansowanie sieci.
Jak w przypadku fotowoltaiki: tanieje…
Duże baterie mają co najmniej dwie wspólne cechy z fotowoltaiką: tanieją i są modułowe. Spadek kosztów jest imponujący, co widać na poniższym wykresie (oś Y w skali logarytmicznej).
Podobnie jak w przypadku fotowoltaiki, w której Chiny w dużej mierze dominują cały łańcuch dostaw, ceny są dodatkowo obniżane. BESS z kosztem poniżej 100 USD/kWh oznaczałby, że bateria dwugodzinna kosztowałaby jedynie 200 tys. USD/MW.
Oczywiście w Europie nie osiągnięto (jeszcze) takiego poziomu kosztów. Z kalkulatora na stronie Tesli wynika, że 20 Megapacków kosztuje 18,8 mln USD za 77 MWh, czyli 244 USD/kWh. Co więcej, w przypadku tej konkretnej inwestycji, według ich strony internetowej, przy koszcie 250 mln EUR za 800 MWh, wychodzi 312 EUR/kWh. Nadal daleko nam do poziomu <100 USD/kWh w większości projektów, ale już 300 EUR/kWh oznacza 600 EUR/kW dla baterii dwugodzinnej, co jest znacząco niższe od kosztów jakiejkolwiek elektrowni szczytowej opalanej gazem.
Mając na uwadze perspektywę dalszego spadku kosztów baterii, bardzo prawdopodobne jest, że będzie ich instalowanych coraz więcej, w tym w celu zastąpienia najbardziej kosztownych elektrowni szczytowych.
…i modułowe
Oprócz coraz niższych cen, baterie są wyjątkowo modułowe, podobnie jak panele fotowoltaiczne, a w nieco mniejszym stopniu turbiny wiatrowe. Wielkoskalowe baterie do złudzenia przypominają układankę z klocków Lego poustawianych obok siebie na płaskim terenie. Jak pisze Bent Flyvbjerg w książce How Big Things Get Done:
„Modularność zapewnia szybsze, tańsze i lepsze rezultaty, dlatego jest cenna dla wszystkich typów i rozmiarów projektów. Istotą modularności jest powtarzalność. Połóż jednego klocka Lego. Dopnij kolejny. I kolejny. Powtarzaj. Klik, klik, klik. Powtarzalność umożliwia eksperymentowanie. Jeśli coś się sprawdza, pozostaje w planie. Jeśli nie – ‘fail fast’ i dostosowanie planu. Powtarzalność oznacza coraz większe doświadczenie (pozytywna krzywa uczenia się). Jeśli można wyprodukować moduły i dostarczyć je na plac budowy, to budynek nie jest konstruowany, tylko składany, jak Lego. Modularność radykalnie zmniejsza ryzyko.”
Ta modułowość sprawia, że realizacja projektu przebiega stosunkowo szybko, z pewnością znacznie szybciej niż w przypadku większości tradycyjnych dużych projektów energetycznych, takich jak linie przesyłowe czy elektrownie cieplne.
Przyspieszenie projektów wielkoskalowych
Spadające koszty i modułowość sprawiają, że nie powinno dziwić przyspieszenie we wprowadzaniu projektów bateryjnych. Ponadto obserwujemy trzy równoczesne zjawiska:
- Wzrost liczby projektów i zaangażowanych podmiotów.
- Rosnąca moc zainstalowana — obecne projekty sięgają już 30 MW w Holandii czy 50 MW w Belgii, a planowane mają przekraczać nawet 200 MW.
- Wydłużanie czasu pracy — dotychczas większość projektów miała około godziny pojemności, natomiast nowe zakładają 2 do 4 godzin, a nawet do 8 godzin. Ten trend jest szczególnie widoczny w Niemczech, co pokazuje poniższy wykres:
Główne źródła przychodów: usługi pomocnicze i arbitraż energetyczny
Oczywiście te projekty nie powstają bez powodu. Istnieje wiele strumieni przychodów, które mogą generować wielkoskalowe baterie:
„Istnieją cztery główne źródła przychodów dla BESS:
– Rynek pierwotnej rezerwy częstotliwości (FCR)
– Rynki rezerw wtórnych (np. aFRR)
– Rynek arbitrażu
– Rynek mocy (capacity market)”
Większość strumieni przychodów dla wielkoskalowych baterii można podzielić na dwie główne kategorie:
- Usługi pomocnicze (balancing), obejmujące m.in. FCR, aFRR, a nawet wolniejsze rezerwy mFRR. W niektórych krajach, takich jak Holandia i Belgia, tzw. pasywne bilansowanie (inaczej reactive balancing), polegające na reagowaniu na cenę niezbilansowania, również można uznać za usługę pomocniczą, ponieważ pomaga operatorom w utrzymaniu równowagi.
- Arbitraż energetyczny, obejmujący transakcje na rynkach śróddziennych (intraday) i dnia następnego (day-ahead), gdzie baterie magazynują energię, gdy jest tania, a sprzedają, gdy ceny są wysokie. Ponadto, współlokowanie baterii z odnawialnymi źródłami energii lub dużymi odbiorcami prądu również można traktować jako formę arbitrażu — energia jest magazynowana na późniejsze wykorzystanie lub sprzedaż w bardziej opłacalnym momencie, a dodatkowo można ograniczać opłaty sieciowe (np. poprzez obniżenie maksymalnych poborów mocy).
Co więcej, rynki usług pomocniczych są ściśle powiązane z rynkami energii, zwłaszcza z ciągłym rynkiem śróddziennym. Zależność ta jest najbardziej widoczna, gdy w perspektywie pojawia się istotna cena niezbilansowania — wtedy gracze rynkowi mogą agresywniej dokonywać zakupów na rynku śróddziennym, aby pokryć potencjalne braki.
Kolejne źródło przychodów: rynek mocy
Dodatkowo istnieje jeszcze jedno potencjalne źródło przychodów: rynek mocy (capacity market), zwany inaczej mechanizmem płatności za moc, który w różnych krajach przybiera różne nazwy. W jego ramach aktywa otrzymują wynagrodzenie za samą gotowość do świadczenia usług. W Belgii rynek mocy nosi nazwę „Capacity Remuneration Mechanism” (CRM). Dzięki niemu około 1,1 GW baterii w Belgii uzyska stabilny strumień przychodów, uzupełniający wpływy z usług pomocniczych i arbitrażu energii.
Różne kraje wprowadzają taki rynek mocy, aby wspierać rozwój magazynów energii w skali przemysłowej, albo rozważają takie rozwiązania — jak chociażby Niemcy.
Systemy magazynowania energii dla sektora komercyjnego i przemysłowego (C&I)
Wielkoskalowe baterie znajdują zastosowanie nie tylko w usługach pomocniczych czy arbitrażu energetycznym – rosnące znaczenie mają również w sektorach komercyjnych i przemysłowych (C&I). Firmy coraz częściej decydują się na instalację systemów magazynowania energii, aby obniżyć koszty energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania, poprawić bezpieczeństwo dostaw oraz wspierać cele związane ze zrównoważonym rozwojem.
Dzięki magazynom energii przedsiębiorstwa mogą uniknąć wysokich opłat za moc (tzw. peak shaving), a także lepiej zarządzać nagłymi wzrostami zapotrzebowania na prąd. Co więcej, w niektórych krajach podmioty z sektora C&I mogą uczestniczyć w rynkach usług pomocniczych, sprzedając nadwyżki magazynowanej energii operatorom systemów przesyłowych. Wszystko to sprawia, że komercyjne i przemysłowe magazyny energii stanowią atrakcyjną opcję dla firm stawiających na elastyczne zarządzanie energią i ograniczanie kosztów operacyjnych.
Czy niektóre segmenty rynku ulegną nasyceniu?
Co ciekawe, da się zauważyć pewien schemat: baterie w pierwszej kolejności wchodzą na te rynki, gdzie współczynnik mocy do energii (power-to-energy ratio) jest najwyższy i gdzie można uzyskać największe przychody w przeliczeniu na zainstalowaną MWh. Gdy te segmenty się nasycają, baterie przenoszą się na kolejne pod względem tego wskaźnika. W Europie najpierw „zapychany” jest FCR (co już ma miejsce w niektórych krajach), a następnie aFRR, wraz z najbardziej dochodowymi krótkimi okazjami na rynku śróddziennym i/lub z pasywnym bilansowaniem. Poniżej możemy zaobserwować podobny trend w Wielkiej Brytanii.
Generalnie głębia rynku jest większa tam, gdzie marże są niższe. Na przykład na rynku dnia następnego obraca się znacznie większym wolumenem energii niż na rynku śróddziennym, ale marże są tam mniejsze. Z tego powodu baterie najpierw „zjadają” wysokie marże na rynkach o większym zwrocie, a dopiero potem przechodzą na kolejne rynki.
Trudno oszacować poziom nasycenia każdego z rynków z osobna, ponieważ wpływa na to wiele czynników. Ponadto, ponieważ wielkoskalowe baterie mogą uczestniczyć we wszystkich obszarach czasowych, prawdopodobnie będą zamykać wszelkie okazje arbitrażowe między rynkami, co może prowadzić do ujednolicenia poziomu przychodów. Obecnie bateria działająca na wybranych rynkach może generować bardzo różne zyski (zob. przykład na wykresie). Jednak wraz z rosnącą liczbą instalacji aktywnych na różnych platformach, różnice te prawdopodobnie się zmniejszą.
Czy czeka nas fundamentalna zmiana w sposobie utrzymywania równowagi w systemie?
Na zakończenie warto rozważyć wpływ, jaki może mieć szybki wzrost mocy wielkoskalowych magazynów energii. Prawdopodobnie to one w najbliższych latach staną się głównym dostawcą wszystkich rezerw mocy.
Rezerwy mocy zostały zaprojektowane z myślą o różnych horyzontach czasowych i prędkościach aktywacji. Tradycyjnie wolniejsze jednostki zapewniały wolniejsze rezerwy. Jednak w przypadku wielkoskalowych baterii szybkość zmiany mocy (ramp rate) jest znacznie wyższa niż w jakichkolwiek innych aktywach — baterie potrafią w ciągu kilku sekund przejść od maksymalnego poboru do maksymalnej generacji.
Ta zdolność do niemal natychmiastowej zmiany poziomu wyjściowej mocy może sprawić, że różnice między szybkimi a wolnymi rezerwami staną się mniej potrzebne, jeśli to właśnie baterie będą dominować w świadczeniu usług pomocniczych. Lion Hirth idzie jeszcze dalej, sugerując (tłumaczenie z niemieckiego):
„Obecnie rynek energii działa w cyklach 15-minutowych. To o wiele za wolne dla baterii, bo potrafią się przełączać praktycznie w okamgnieniu. W krótkim okresie potrzebujemy więc reguł opartych na tempie zmian, a w dłuższej perspektywie — skrócenia jednostki rynku do 1 minuty.”
Logika jest prosta: nasza obecna struktura rynku (15-minutowe interwały) oraz organizacja rezerw mocy powstawały w czasach, gdy ta technologia jeszcze nie istniała. Przy jej gwałtownym rozwoju może się okazać konieczne całkowicie nowe podejście do utrzymywania równowagi w sieci.
Podsumowanie w pigułce
- Spadające koszty i modułowość (oraz związane z tym ułatwienia w realizacji) napędzają rynek wielkoskalowych baterii.
- Wzrost jest imponujący: pojemność magazynów energii ma się w Europie potroić w 2024 roku w porównaniu z 2023, a ten trend prawdopodobnie się utrzyma.
- Główne źródła przychodów to usługi pomocnicze (bilansowanie) i arbitraż energetyczny, a płatności za moc stanowią trzeci ważny filar.
- Trudno określić, kiedy dokładnie poszczególne rynki staną się nasycone, ale w dłuższej perspektywie marże dla baterii mogą ulegać wyrównaniu w różnych segmentach.
- Baterie wielkoskalowe najprawdopodobniej wywrą tak duży wpływ, że konieczne będzie przeprojektowanie działania rynku i sieci elektroenergetycznej. Ich wdrażanie przebiega jednak szybciej niż zmiany regulacyjne, więc będziemy obserwować dynamiczny rozwój tej sytuacji.
Wypełnij formularz albo skontaktuj się a nasz ekspert umówi z Tobą bezpłatne konsultacje
ECLIS sp. z o.o.
Wodna 25
30-556 Kraków
NIP 6793243604
Dodaj komentarz