Vil innføringen av et kapasitetsmarked bidra til å underbygge utplasseringen av energilagringssystemer som er nødvendige for Australias overgang til fornybar energi? Dette ser ut til å være synspunktet til noen australske utviklere av energilagringsprosjekter som ser etter de nye inntektsstrømmene som trengs for å gjøre energilagring levedyktig ettersom det tidligere lukrative markedet for frekvenskontrolltilleggstjenester (FCAS) når metning.
Innføringen av kapasitetsmarkeder vil betale regulerbare kraftproduksjonsanlegg mot å sikre at kapasiteten deres er tilgjengelig i tilfelle utilstrekkelig produksjon, og de er utformet for å sikre at det er nok regulerbar kapasitet på markedet.
Den australske energisikkerhetskommisjonen vurderer aktivt å innføre en kapasitetsmekanisme som en del av den foreslåtte omstruktureringen av Australias nasjonale strømmarked etter 2025, men det er bekymring for at en slik markedsutforming bare vil holde kullkraftverk i drift i kraftsystemet lenger. Derfor en kapasitetsmekanisme som kun fokuserer på ny kapasitet og nye nullutslippsteknologier som batterilagringssystemer og pumpet vannkraftproduksjon.
Daniel Nugent, leder for porteføljeutvikling i Energy Australia, sa at det australske energimarkedet trengte å tilby ytterligere insentiver og inntektsstrømmer for å legge til rette for lanseringen av nye energilagringsprosjekter.
«Økonomien bak batterilagringssystemer er fortsatt i stor grad avhengig av inntektsstrømmer fra frekvensstyrte tilleggstjenester (FCAS), et marked med relativt liten kapasitet som lett kan bli revet med av konkurranse», sa Nugent på den australske energilagrings- og batterikonferansen forrige uke.
Derfor må vi studere hvordan vi kan bruke batterilagringssystemer basert på energilagringskapasitet og installert kapasitet. Uten frekvenskontrolltjenester (FCAS) vil det derfor oppstå et økonomisk gap, som kan kreve alternative regulatoriske ordninger eller en form for kapasitetsmarked for å støtte ny utvikling. Det økonomiske gapet for langsiktig energilagring blir enda større. Vi ser at myndighetsprosesser vil spille en viktig rolle i å bygge bro over dette gapet.
Energy Australia foreslår et batterilagringssystem på 350 MW/1400 MWh i Latrobe Valley for å kompensere for tapt kapasitet på grunn av nedleggelsen av kullkraftverket i Yallourn i 2028.
Energy Australia har også kontrakter med Ballarat og Gannawarra, og en avtale med Kidston pumpekraftverk.
Nugent bemerket at myndighetene i New South Wales støtter energilagringsprosjekter gjennom Long Term Energy Services Agreement (LTESA), en ordning som kan kopieres i andre regioner for å tillate utvikling av nye prosjekter.
«Guvernørens energilagringsavtale i New South Wales er helt klart en mekanisme som skal bidra til å støtte en ny utforming av markedsstrukturen», sa han. «Delstaten diskuterer ulike reformforslag som også kan redusere inntektsforskjeller, inkludert å frita nettavgifter, samt å verdsette nye viktige tjenester, som for eksempel avlastning av overbelastning i nettet, for å legge til mulige inntektsstrømmer for energilagring. Så det vil også være viktig å legge til mer inntekter i forretningsplanen.»
Tidligere australsk statsminister Malcolm Turnbull drev utvidelsen av Snowy 2.0-programmet i løpet av sin periode, og han er for tiden styremedlem i International Hydropower Association. Han sa at kapasitetsavgifter kan bli pålagt for å støtte ny langsiktig energilagringsutvikling.
Turnbull sa på konferansen: «Vi kommer til å trenge lagringssystemer som varer lenger. Så hvordan betaler man for det? Det åpenbare svaret er å betale for kapasitet. Finn ut hvor mye lagringskapasitet man trenger i ulike scenarioer og betal for det. Det er tydelig at energimarkedet i Australias nasjonale elektrisitetsmarked (NEM) ikke kan gjøre det.»
Publiseringstid: 11. mai 2022
