Němečtí provozovatelé soustavy jsou zaplavení žádostmi na připojení baterií
Provozovatelé přenosové soustavy Německa v posledních dvou letech hlásí prudký nárůst počtu žádostí o připojení bateriových úložišť. Kromě poskytování podpůrných služeb pro stabilizaci soustavy mohou bateriová úložiště rovněž pomáhat stabilizovat ceny elektřiny na krátkodobých trzích. Ceny elektřiny na denním trhu v Německu letos klesly k nulovým či dokonce záporným hodnotám již ve stovkách případů.
V současné době je trh bateriové akumulace, z pohledu velkých bateriových úložišť, v Německu zatím v plenkách. Podle dat technické univerzity v Cáchách aktuálně dosahuje jejich instalovaný výkon pouhých 1,4 GW, uvedl zpravodajský server Montel. Objem aktuálně evidovaných žádostí o připojení je se 161 GW enormní.
"První žádosti přišly v roce 2022 a prudký nárůst jsme zaznamenali v roce 2024," uvedla Joana Niggemannová, mluvčí provozovatele přenosové soustavy Amprion na jihozápadě země."Od roku 2023 můžeme hovořit o skutečném boomu, který v roce 2024 ještě zesílil," řekla podle serveru Kathrin Eggerová, mluvčí společnosti Transnet, provozovatele přenosové soustavy na jihu země.
V současné době zatím není jasné, kolik z těchto možných bateriových úložišť bude skutečně postaveno a připojeno do německé soustavy. Podle samotných provozovatelů soustav nebude možné připojit úplně všechny, a to z důvodu technologických omezení. Společnost Amprion uvedla, že by teoreticky mohla připojit 70 až 80 % z požadovaných 36 GW v její části soustavy.
"U většiny žádostí je příliš brzy na to, abychom mohli říci, zda budou skutečně realizovány," řekla Eggerová.
I velká bateriová úložiště nicméně nemusí být připojována pouze přímo do přenosových soustav. Další kapacitu pro připojení by mohlo nabídnout zhruba 900 německých distribučních soustav.
Rostoucí podíl OZE tlačí na rozvoj bateriové akumulace
Výrazný nárůst žádostí o připojení velkých bateriových úložišť v poslední době roste spolu s pokračujícím rozvojem obnovitelných zdrojů. Jejich rostoucí podíl v energetickém mixu a vyřazování konvenčních jaderných a fosilních zdrojů v Německu vede k vyšší cenové volatilitě. Právě ta je jednou z podmínek pro zajištění návratnosti projektů bateriových úložišť, která jsou připojena přímo do sítě.
Německo se podobně jako další země Evropy potýká v letošním roce s prudkým nárůstem počtu hodin s nulovou či zápornou cenou elektřiny na denním trhu. Zatímco za celý loňský rok se jednalo o více než 300 takových hodin, v letošním roce jejich počet již narostl na bezmála 500.
Mohlo by vás zajímat:
Rostou jak houby po dešti. Snadná a rychlá instalace s rychlou návratostí investic prakticky kdekoli dělá z bateriových úložišť jasného favorita na akumulaci. Trvrdím to už několik let a teď se to potvrzuje i v Německu. Po Kalifornii a Číně je Německo další zemí, kde to jde rychle.
Článek se nezmiňuje a celkové instalovné kapacitě BSS, která byla v roce 2023 v Německu 12GWh, a ani o celkové instalované kapacitě těch velkých, která je asi 1,8GWh. Koeficient přepočtu mezi GW/GWh je asi 1,2-1,4*{P}Wh. Do konce roku mají v plánu připojit dalších asi 500MW.
Je zřejmé, že kdyby byly ty odhadované 3/4 z celkového počtu současných požadovků na připojení 160 GW výkonu bateriových systémů bez zdržování ihned realizovány, tak by byl problém s negativními cenami v Německu okamžitě vyřešen.
Zřejmě schvalování v Německu je mnohem pomalejší než v USA, tam už jsou s instalacemi baterií v energetice mnohem dále.
Totéž platí pro vlastní výrobu těchto bateriových systémů.
EU nefunguje správně....
Jako obvykle v poslední době chybí ten důležitější údaj a to kapacita. T.j. Jak dlouho by (zatím jen uvažované) baterie byly schopny poskytovat ten výkon 160 GW? Minutu, dvě, hodinu, 4 hodiny? Protože, jak jsem i s Vámi debatoval, tak i za ideálních solárních podmínek je potřeba k Vašim oblíbeným solárům pokrýt cca 14 hodin. A to zatím neuvažujeme tu většinu dnů v roce, které nejsou na produkci elektřiny z OZE (FVE + VtE) ideální.
Kromě toho i krátkodobá akumulace do baterií je nákladná, takže dojde k určité rovnováze a samoregulaci. Jak bude akumulace přibývat, ubývat doby záporných cen a klesat "obrátkovost" akumulace (počet cyklů/rok), to znamená klesat zisk přestanou se další akumulátory vyplácet.
Kromě toho už i tak bohatá země, jako je Německo si už nemůže dovolit nadále provozně podporovat dotacemi OZE (především FVE) za výrobu v době záporných cen.
To by znamenalo, že v době záporných cen nebudou FVE a VtE vyrábět elektřinu a tedy ani způsobovat záporné ceny. A jak budou pomalu stárnout i ty současné, které tu podporu mají, budou doby záporných cen pomalu ubývat. Zůstanou pak už jen menší rozdíly cen mezi běžným plusem a špičkou.
Se zápornými cenami bych si hlavu nedělal. Do hry vstoupí další technologie pro využití energie v podobě tepelné akumulace do tavných solí a následné využití parý přes turbíny a zbytkové teplo na vytápění, slibný uzavřený okruh zkapalněného CO2 a následné zplynění přes speciálně na to určené levnější turbíny, vyroba syntetických paliv, vodíku, čpavku metanolu a spousta jiných variant jak pro někoho budou vycházet ekonomicky. Jsme na samém počátku transformace a nemůžeme očekávat okamžité řešení, všechno chce svůj čas. U nás to platí bohužel dvojnásobně.
Na čím větším projektu inženýr pracuje tím musí být konzervativnější a používt to co reálně exituje, ne to co možná může být. Lidí vašeho typu neschopní posoudit co je je plně funkční technologie a co je jen technický koncept způsobí enormní škody. Vy říkáte že ty "mamuty" budeme stavět dlouho a já sezptám kdy budou fungovat efektivně a ekonomicky vámi popsané technologie?
Bobe, to nevíte že 1) nejdůležitější údaj je jakou maximální okamžitou výrobu v GW mohou bateriová úložiště ukládat?
2) K tomu se obvykle (ekonomicky je to rozumné a výdělečné) uvádí kapacita 2x či 4x větší v GWh
3) ale to též znamená že odběr z úložiště o max výkonu/příkonu 1 GW nemusí být 2 GWh během jedné hodiny, ale třeba 0,5 GW po dobu 4 hodin, resp 0,25 GW po 8 hodin.....
Ano, provozní podpora FVE již v Německu bude zrušena, to už měli udělat dřív, (myslím v 2027 už budou jen dobíhat staré smlouvy), ale samozřejmě, FVE bude v 2030 v Německu cca dvojnásobek, stále porostou...
A vše bude dřív, než se v Dukovanech kopne zase do země.... (jestli se vůbec začne stavět). Ale prodloužení životnosti staré JE by mělo fungovat...
"ale to též znamená že odběr z úložiště o max výkonu/příkonu 1 GW nemusí být 2 GWh během jedné hodiny"
Promiňte, ale to přesně vystihuje vaši odbornou technickou erudici.
Jak byste chtěl ze zdroje o max výkonu 1 GW dostat za hodinu 2GWh energie?
Tedy jedině, že by to byl OZE zdroj, pak je možné všechno, minimálně by si ty 2GWh nechal zaplatit...
ad1) I když to berete z druhé strany (nabíjení), tak zase: jak dlouho budou moci odebírat potenciální akumulátory s výkonem/příkonem X? Bude to minuta, 5 minut, hodina, 4 hodiny? Protože třeba Vaše oblíbené FVE umí vyrábět za dobrých podmínek cca 12 hodin nepřetržitě a přebytky k akumulaci se dají čekat v tom případě cca 8 hodin.
ad 2) 2-4 hodiny jsou pouze spekulace. Měla by být k výkonu vždy uvedena také kapacita. Mimo to už samotné rozmezí 2-4 násobku výkonu je docela zásadní.
ad 3) Samozřejmě. Ale v případě akumulace v celém Německu se bavíme také o spotřebě celého Německa a to nejsou jednotky GW. Po odstavení uhlí a zimního bezvětří si z celkového příkonu můžete odečíst jen minoritní ostatní OZE a plynovky. Vše ostatní až do další výroby v FVE + VtE by měla pokrýt akumulace.
V řádu nižších jednotek dnů ta krátkodobá (akumulátory + PVE), delší období ta dlouhodobá v ráci ročních období.
Další věc je, že bez dlouhodobé akumulace (přes vodík) to stejně nepůjde, zvláště, když by
zvláště, když by to mělo být nízkoemisní.
Především chybí ten nejpodstatnější údaj - náklady na 1 MWh. Včetně dotací...
To zajímá investory. A ti to musí vědět a mít to spočítané, proto zádají o povolení. A zřejmě počítají, že se jim to vyplatí, proto tak velký zájem.
To zajímá investory. A ti to musí vědět a mít to spočítané, proto zádají o povolení. A zřejmě počítají, že se jim to vyplatí, proto tak velký zájem.
Vaněček: Tyhle aku jsou vesměs myšleny krátkodobé, pro PpS a SVR. Tj. záležitost do max. 2 h trvání chodu. Takže problém systémových záporných cen to fakt nevyřeší. Ne při aktuálních cenách instalace kolem 20 mil. za MWh akumulační kapacity. Další otázkou je silně spekulativnivní charakter těchto požadavků, jelikož žádná banka na to nepůjčí. Na trhu s SVR je z principu kanibalizační efekt a hodně se toho poptává krátkodobě.
Za ceny co uvádíte se může nainstalovat nějaká demonstrační, dotovaná bateriová akumulace. Ceny v EU jsou ale mnohem nižší a neustále klesají a budou klesat....
A problém záporných cen to vyřeší, spolu s rostoucí elektromobilitou (ta taky čeká na levné ceny, takové jako jsou v Číně)
To je jedno. Možná už nějací dravci jsou schopni to stavět i za 10-12 mil. Kč/MWh akumulační kapacity. Pořád ale trvá problém v tom, že prostě na to žádná banka peníze nepůjčí a čistě za svoje to je ochoten stavět málokdo. Banka potřebuje vidět byznys plán, podložený nejlépe dlouhodobými kontrakty, a to v této branži z principu moc nelze. Většina z těch 161 GW má spekulativní charakter, ti dotyční prostě netuší, která bije.
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se