Kommer införandet av en kapacitetsmarknad att bidra till att understödja utbyggnaden av energilagringssystem som behövs för Australiens övergång till förnybar energi? Detta verkar vara uppfattningen hos vissa australiska energilagringsprojektutvecklare som letar efter de nya intäktsströmmar som behövs för att göra energilagring lönsam i takt med att den tidigare lukrativa marknaden för frekvensstyrningsstödtjänster (FCAS) når mättnad.
Införandet av kapacitetsmarknader kommer att betala reglerbara produktionsanläggningar i utbyte mot att säkerställa att deras kapacitet är tillgänglig vid otillräcklig produktion, och de är utformade för att säkerställa att det finns tillräckligt med reglerbar kapacitet på marknaden.
Den australiska energisäkerhetskommissionen överväger aktivt införandet av en kapacitetsmekanism som en del av sitt föreslagna omformande av Australiens nationella elmarknad efter 2025, men det finns oro för att en sådan marknadsdesign bara kommer att hålla koleldade kraftverk i drift i kraftsystemet längre. Därför en kapacitetsmekanism som endast fokuserar på ny kapacitet och nya utsläppsfria tekniker såsom batterilagringssystem och pumpad vattenkraftproduktion.
Energy Australias chef för portföljutveckling, Daniel Nugent, sa att den australiska energimarknaden behövde tillhandahålla ytterligare incitament och intäktsströmmar för att underlätta lanseringen av nya energilagringsprojekt.
”Ekonomin i batterilagringssystem är fortfarande starkt beroende av intäktsströmmar från frekvensstyrda stödtjänster (FCAS), en marknad med relativt liten kapacitet som lätt kan svepas bort av konkurrens”, sa Nugent vid den australiska energilagrings- och batterikonferensen förra veckan.
Därför behöver vi studera hur man använder batterilagringssystem baserat på energilagringskapacitet och installerad kapacitet. Utan frekvensstyrningstjänster (FCAS) kommer det således att uppstå ett ekonomiskt gap, vilket kan kräva alternativa regleringsarrangemang eller någon form av kapacitetsmarknad för att stödja ny utveckling. Det ekonomiska gapet för långvarig energilagring blir ännu större. Vi ser att statliga processer kommer att spela en viktig roll för att överbrygga detta gap.
Energy Australia föreslår ett batterilagringssystem på 350 MW/1400 MWh i Latrobe Valley för att kompensera för förlorad kapacitet på grund av stängningen av kolkraftverket i Yallourn år 2028.
Energy Australia har också kontrakt med Ballarat och Gannawarra, och ett avtal med pumpkraftverket Kidston.
Nugent noterade att regeringen i New South Wales stöder energilagringsprojekt genom Long Term Energy Services Agreement (LTESA), ett arrangemang som skulle kunna replikeras i andra regioner för att möjliggöra utveckling av nya projekt.
”New South Wales guvernörs energilagringsavtal är helt klart en mekanism för att stödja en omformning av marknadsstrukturen”, sa han. ”Delstaten diskuterar olika reformförslag som också skulle kunna minska inkomstskillnaderna, inklusive att avstå från nätavgifter, samt genom att värdera nya viktiga tjänster, såsom avlastning av nätöverbelastning, för att lägga till möjliga intäktsströmmar för energilagring. Så att lägga till mer intäkter till affärsplanen kommer också att vara avgörande.”
Australiens tidigare premiärminister Malcolm Turnbull drev utbyggnaden av Snowy 2.0-programmet under sin tid som president och är för närvarande styrelseledamot i International Hydropower Association. Kapacitetsavgifter kan krävas för att stödja ny långsiktig energilagring, sa han.
Turnbull sade vid konferensen: ”Vi kommer att behöva lagringssystem som håller längre. Så hur betalar man för det? Det uppenbara svaret är att betala för kapacitet. Ta reda på hur mycket lagringskapacitet man behöver i olika scenarier och betala för det. Det är uppenbart att energimarknaden på Australiens nationella elmarknad (NEM) inte kan göra det.”
Publiceringstid: 11 maj 2022
