Переваги використання високопотужних акумуляторів над піковими газотурбінними станціями. Приклад Австралії

share

10 квітня 2021 організація The Clean Energy Council опублікувала звіт, в якому викладено переваги використання високопотужних акумуляторів як маневрових потужностей, висвітлюючи їх вартість, гнучкість та переваги щодо викидів СО2 в атмосферу в порівнянні з піковими газотурбінними установками (ГТУ). У звіті розглядаються приклади ринку електроенергії Австралії, і застосовність висновків для реалій України повинна бути проаналізована окремо; разом з тим ми вважаємо, що висновки звіту добре відображають загальну сучасну світову тенденцію.

Передумовою підготовки даного звіту слугувало те, що оператор австралійського енергетичного ринку у своєму Плані розвитку єдиної системи Австралії 2020 передбачає, що до 2040 року Національний Ринок Електроенергії Австралії (NEM) потребуватиме додатково 26-50 ГВт потужностей відновлюваних джерел енергії (залежно від сценарію) при підтримці від 6 до 19 ГВт додаткових маневрових потужностей. NEM - основний ринок електроенергії Австралії, що обслуговує понад 80% населення.

До того ж з жовтня 2021 року NEM переходить до 5-хвилинного розрахунку за електроенергію. З початку дії NEM (13 грудня 1998 р.) та до 30 червня 2021 р. NEM працював із 5-хвилинною диспетчеризацією та 30-хвилинним розрахунком. Ця реформа скоротить максимальні доходи пікових газотурбінних станцій. Історично склалося так, що пікові ГТУ більше покладалися на cap contracts (фінансовий договір – фіксований обсяг енергії торгується протягом фіксованого періоду за фіксованою ціною, але лише тоді, коли спотова ціна перевищує вказану), але cap-ціни знизились, і не очікується, що вони будуть вищими в майбутньому. Таким чином нижчий прогноз ціни усуває значну частину потенціального прибутку існуючих та перспективних пікових газотурбінних станцій. У поєднанні з підвищеною невизначеністю та нестабільністю цін на вхідне паливо, незрозумілими обсягами поставок та умов перетину кордонів, надбавками за зниження вуглецевого ризику та політичними настроями, обґрунтування нових інвестицій у газ, як для Австралії, так і світу загалом стає дедалі складнішим. На додачу у звіті зазначається, що акумуляторна система має ряд переваг, серед яких допоміжні послуги (відповідь попиту, схема захисту цілісності системи, регулювання напруги) та потенційні переваги від 5-хвилинного розрахунку.

У звіті було порівняно LCOE - нормовану вартість електроенергії (AUD$ / МВт∙год) та LCOC - усереднену вартість потужності (AUD$ / кВт/рік). Значення LCOC представляє річний дохід, необхідний на кВт потужності, щоб технологія була економічно вигідною, або іншими словами LCOC показує ціну (за потужність), необхідну для того, щоб чиста поточна вартість проекту дорівнювала нулю. Розрахунок проведено для нової пікової газотурбінної станції потужністю 250 МВт та щойно побудованих 2- і 4-годинних акумуляторних систем потужністю 250 МВт, розташованих у Новому Південному Уельсі. У результаті LCOC газотурбінної станції вища, ніж для 2- і 4-годинних акумуляторних систем за тих же умов. Акумуляторна система також забезпечує понад 30 % економії LCOE враховуючи переваги капітальних і експлуатаційних витрат (до того, як враховувати вуглецеві та паливні ризики).

Цей аналіз не враховував додаткові можливості генерації доходів від акумуляторних батарей в порівнянні з газотурбінними установками, які ще б збільшили доцільність використання акумуляторних систем. Серед них можна виділити:

  • забезпечення fast frequency response протягом мілісекунд, що призводить до вищої компенсації на енергетичних ринках;
  • доходи від допоміжних послуг з регулювання частоти з дуже низькими експлуатаційними витратами;
  • плата за зарядку протягом коротких періодів з негативними цінами, в той час, як пікові газотурбінні станції змушені платити за генерацію, якщо вони хочуть залишатися в мережі під час короткочасного падіння цін.

Для розрахунку фінансової моделі у звіті було прийнято, що ставка дисконтування становить 7 %, а річна інфляція цін на газ умовно вважається рівною нулю. На додаток до стандартних капітальних витрат, акумуляторні системи обтяжені витратами на підтримку повної ємності з огляду на деградацію елементів батареї з часом. Прийнято, що вартість заряджання акумулятора коштує 0,03 AUD$/кВт∙год, тим самим, умовно передбачається відсутність дефляції, попри прогнозоване зниження ціни зарядки внаслідок збільшення потужностей відновлюваних джерел енергії та збільшення потенціалу для частих негативних цінових подій. Ціна на газ, що використовується в дослідженні 6,5 AUD$/ГДж без інфляції та чутливість становить 7 AUD$/ГДж, 11 AUD$/ГДж і 14 AUD$/ГДж. Слід зауважити, що додаткові надбавки за ризик не включені, такі як вуглецевий ризик, вплив міжнародного та внутрішнього виробництва, зберігання, транспортування та збільшення обмежень на стороні пропозиції. У сукупності ці фактори лежать в основі прогнозу аналітиків щодо майбутніх значно вищих витрат на газ.

Додатково було проведено аналіз зі штучною ціною на газ – 4 AUD$/ГДж. Вона побудована так, щоб бути нижчою за вірогідні прогнози цін на газ і вкрай нереальна. Однак аналіз все ще показує, що навіть за таких нереальних припущень пікові газотурбінні станції лише ледве здатні конкурувати з акумуляторними батареями на основі LCOC і не зможуть конкурувати на основі LCOE.

Даний звіт, виконаний Clean Energy Council, на прикладі Австралії наочно показує перспективу розвитку промислових систем накопичення енергії у світі і їх переваги перед газотурбінними станціями. Вважаємо, що конкурентоспроможність акумуляторних батарей з часом буде лише зростати, оскільки технологія дешевшатиме, середні ціни на електроенергію в світі переважно знижуватимуться зі збільшенням відновлюваних джерел енергії, а ціни на природний газ залишатимуться нестабільними та залежатимуть від світової ринкової економіки.