Duitse aanbesteding is gericht op het maximaliseren van het potentieel voor hernieuwbare energie en opslag op dezelfde locatie

Het innovatieve biedmechanisme van Duitsland staat op een kruispunt. Hoewel de Duitse biedmarkt voor zonne-energie booming is, heeft het restrictieve ontwerp geleid tot een klein aantal samenwerkingsprojecten voor fotovoltaïsche energieopwekking en energieopslag, waardoor de economische voordelen ervan beperkt zijn.

Om het succes van innovatieaanbestedingen op de lange termijn te waarborgen en een kosteneffectiever energiesysteem voor gebruikers te creëren, moeten ontwikkelaars van projecten voor gedeelde energieopslag een sterkere businesscase en rendement op investeringen zien. Door energieopslagsystemen toe te staan om van het net op te laden en extra inkomsten te genereren uit deelname aan de groothandelsmarkt voor elektriciteit, zal de projecteconomie verbeteren en het potentieel hebben om de stijgende kosten van de inperking van hernieuwbare energie in Duitsland te verminderen. Toonaangevende technologie voor energieopslag en intelligente software voor het beheer van activaprestaties stellen eigenaren van activa in staat om het rendement op hun marktinvesteringen te maximaliseren.

Sinds 2020 houdt het Duitse Bundesnetzagentur (BNetzA) tweejaarlijkse capaciteitsaanbestedingen voor de bouw van extra hybride opwekking, waaronder fotovoltaïsche installaties en windparken die zijn aangesloten op op batterijen gebaseerde energieopslagsystemen. Het agentschap heeft de noodzaak vastgesteld om fluctuerende productie van hernieuwbare energie te combineren met energieopslagtechnologie om groene energie efficiënter te integreren en het netbeheer te verbeteren. Door middel van innovatieve aanbestedingen is het van plan om tegen 2028 tot 4 GWh aan contracten te gunnen aan ontwikkelaars van gedistribueerde energieopslagsystemen.

Het aanbestedingsmechanisme is inherent gebrekkig omdat het niet toestaat dat energieopslag deelneemt aan alle beschikbare markten voor energie en ondersteunende diensten. Dit maakt de businesscase afhankelijk van feed-in-tarieven in plaats van eigenaren in staat te stellen het rendement op hun investering te maximaliseren. Dit blijkt uit de aanbestedingsrondes van december 2022 en mei 2023, waarbij minder dan 100 MW aan synergetische projecten van de potentiële 800 MW is gegund. Naarmate de feed-in-tarieven stegen, toonde de meest recente aanbesteding in september echter meer belangstelling en werd de volledige capaciteit van 400 MW gegund. De verhoging van de maximale omvang van de faciliteit van 20 MW naar 100 MW kan ook hebben bijgedragen aan een hernieuwde aandacht voor innovatieve aanbestedingsmechanismen. Grotere installaties met betere schaalvoordelen zullen kunnen deelnemen en worden goedgekeurd bij aanbestedingen in mei en september 2023.

Binnen de sector was de beslissing om over te stappen van een vast feed-in-tarief naar een variabele marktpremie controversieel voordat de eerste biedingsronde in december 2022 mislukte. De feed-in tariefstructuur is minder belangrijk dan het absolute plafond dat is vastgesteld door toezichthouder BNetzA. Beide nieuwe regels komen op een moment dat de inflatoire druk, grotendeels als gevolg van de oorlog in Oekraïne, zijn tol begint te eisen van de energiesector, waarbij ontwikkelaars van hernieuwbare energie te maken hebben met ongekend hoge materiaalkosten. Omdat inflatie leidt tot stijgende rentetarieven, stijgen ook de kapitaalkosten voor projecten op het gebied van hernieuwbare energie. Daarom is de tweede belangrijke variabele van projectfinanciering aanzienlijk veranderd en moet hiermee rekening worden gehouden bij het ontwerp van aanbestedingen.

BNetzA erkende de noodzaak om in te grijpen en kondigde in maart 2023 aan dat het het maximale feed-in-tarief voor hybride fotovoltaïsche batterijsystemen met 25% zou verhogen tot 9,18 eurocent/KWh. De aanbesteding van mei 2023 ontving meer biedingen, maar nog steeds niet genoeg om meer projecten goedgekeurd te krijgen. Uit onderzoek van het Baden-Württemberg Center for Solar and Hydrogen Research (ZSW) blijkt dat de gemiddelde kosten van een hybride elektriciteitscentrale die in 2025 in gebruik wordt genomen, 10,40 eurocent/KWh zullen bedragen, wat veel hoger is dan de aangepaste elektriciteitsprijs.

De rol van innovatieve aanbestedingen in de energietransitie van Duitsland

De huidige energiecrisis heeft de noodzaak van een slimme integratie van hernieuwbare energie weer in beeld gebracht en de bouw van groene stroomopwekking is in Duitsland booming. Tegen eind oktober 2023 is Duitsland getuige geweest van de installatie van bijna 12 GW aan nieuwe PV-capaciteit, waarmee de jaarlijkse doelstelling van 9 GW al wordt overschreden. De jaarlijkse doelstellingen voor 2024 en 2025 zijn nog hoger en bereiken respectievelijk 13GW en 20GW.

Tegelijkertijd heeft het hoge percentage zonne-energie in het systeem geleid tot recordperiodes van negatieve prijzen. Op 28 mei had Duitsland bijvoorbeeld te maken met acht opeenvolgende uren van negatieve prijzen, waarbij een maximum van 130 euro/MWh werd bereikt. Naarmate er meer fotovoltaïsche energie wordt geïntegreerd, zullen negatieve prijzen de norm worden in de Europese energiesystemen.

Dit is de reden waarom op het net aangesloten energieopwekking + energieopslagsystemen incrementele waarde kunnen creëren. Ze kunnen elektriciteit opslaan wanneer de fotovoltaïsche productie het hoogst is en deze vrijgeven aan consumenten wanneer hernieuwbare elektriciteit het laagst is. Op het net aangesloten systemen voor de opwekking van hernieuwbare energie en energieopslag verminderen de volatiliteit van de energiemarkt en prijsverschillen, beperken netcongestie en kostbare inperking van wind- en zonne-energie, en maken het hele systeem duurzamer en efficiënter.

De noodzaak van slim bieden Wijzigingen in het ontwerp

De inkomstenmogelijkheden voor energieopslag zijn er. Helaas staat het huidige ontwerp van innovatieaanbestedingen niet toe dat energieopslag toegang krijgt tot deze mogelijkheden.

De traditionele oplossing is om het plafond voor innovatieaanbestedingen verder te verhogen, zodat het de stijgende kosten volledig weerspiegelt. Dit zal leiden tot hogere betalingsgaranties voor projectontwikkelaars en de projecteconomie verbeteren. Het nadeel is dat dit kan leiden tot hogere feed-in-tarieven en tot hogere kosten voor eindgebruikers, namelijk de belastingbetaler. In landen waar stand-alone energieopslagactiva snel groeien, zou het echter niet de belangrijkste aanpak moeten zijn om te vertrouwen op regelgevers om passende feed-in-tarieven te bepalen.

Momenteel kunnen energieopslagsystemen die in het kader van innovatieve aanbestedingen zijn gecontracteerd, alleen stroom opslaan die is opgewekt door op het net aangesloten activa voor de opwekking van hernieuwbare energie en kunnen ze niet worden opgeladen via het hoofdnet. BNetzA heeft deze regel ingevoerd om het mengen van groene stroom en elektriciteit uit fossiele brandstoffen te voorkomen en de "vergroening" van grijze stroom te beperken. De regel wordt ook gezien als een waarborg om te voorkomen dat energieopslagactiva die in het kader van innovatieaanbestedingen zijn verworven, deelnemen aan de lucratieve markt voor frequentieregulering (FCR), waar deze zou concurreren met volledig commerciële opwekkingsactiva.

Helaas ondermijnt de huidige beleidsvorming het volledige potentieel van de technologie voor energieopslag en het vermogen ervan om hernieuwbare energie in het net te integreren en de broodnodige flexibiliteit te bieden. Als gevolg hiervan staan zonne-energie-plus-opslagsystemen een groot deel van het jaar stil, zoals 's nachts en tijdens de wintermaanden met een lage generatie. In plaats daarvan werden gas- en kolengestookte elektriciteitscentrales in gebruik genomen om het gat in de elektriciteitsvoorziening op te vullen. Dit moet veranderen als Duitsland nog steeds hoopt om tegen 2030 80% van zijn totale elektriciteitsopwekking uit hernieuwbare energiebronnen op te wekken en tegen 2035 een netto-nuluitstoot in de elektriciteitssector te bereiken.

Efficiënt gebruik van energieopslagsystemen zal ook de netwerkkosten verlagen, aangezien netbeheerders momenteel aanzienlijke wind- en zonne-inperkingskosten betalen aan eigenaren van activa wanneer netwerken overbelast zijn en niet in staat zijn om meer hernieuwbare energie te integreren. Alleen al in 2022 heeft Duitsland 8 biljoen wattuur aan hernieuwbare energie opgegeven, voornamelijk windenergie. Dit is een enorm verlies aan groene stroom. Dit vermogen kan echter worden opgeladen en naar het energieopslagsysteem worden verzonden. In hetzelfde jaar bedroeg het kostenverlies als gevolg van de congestie van de Duitse elektriciteitsnetten maar liefst 4,25 miljard euro.

Door het mogelijk te maken om energieopslagactiva op de groothandelsmarkt te optimaliseren, zal niet alleen de congestie van het net en de inperking van wind- en zonne-energie worden verminderd, maar zal ook de efficiëntie van de groothandelsmarkt toenemen en de economie van innovatieve biedingsprojecten verbeteren, waardoor de kosten voor belastingbetalers en elektriciteitsverbruikers worden verlaagd. Fluence is actief betrokken (samen met belanghebbenden en verenigingen uit de sector) bij het aansturen van deze wijzigingen in de regelgeving.

Maximaliseer het rendement op op het net aangesloten activa

Naast het ontwerp van aanbestedingen en technologiepartners is prestatieoptimalisatie gedurende de levensduur van het bedrijfsmiddel de op twee na grootste factor die van invloed is op de projecteconomie.

De complexiteit van het project voor op het net aangesloten hernieuwbare energiebronnen en opslagactiva is hoger, waardoor eigenaren en exploitanten een zorgvuldige afweging moeten maken tussen inkomstenmaximalisatie en kostenbeheersing. Uitdagingen waarmee vermogensbeheerteams worden geconfronteerd, hebben vaak te maken met de hoeveelheid gegevens die wordt verwerkt. Voor veel portfolio's die bestaan uit meerdere energiecentrales met verschillende technologieën en OEM's, kunnen traditionele handmatige methoden voor gegevensverzameling een beperking worden, waardoor teams gedwongen worden op zoek te gaan naar moderne tools voor asset performance management (APM).

APM stelt eigenaren van hybride projecten voor hernieuwbare energie en energieopslag in staat om verborgen potentiële prestatieproblemen aan het licht te brengen, downtime te minimaliseren en de operationele efficiëntie en de algehele prestaties van activa te verbeteren. Met de snelle ontwikkeling van APM-technologie speelt kunstmatige intelligentie (AI) een cruciale rol bij het monitoren van prestaties en volledige optimalisatie. Sommige kenmerken van AI die APM verbeteren, hebben te maken met het vermogen om snel grote hoeveelheden gegevens te analyseren om complexe patronen en anomalieën te ontdekken die teams niet kunnen opvangen door SCADA-signalen te analyseren.

AI ondersteunt bijvoorbeeld exploitanten van energieopslagactiva door te voorspellen wanneer de batterijtemperaturen hoger zullen zijn dan verwacht. Het model voorspelt wat de maximale batterijtemperatuur zou moeten zijn onder bepaalde bedrijfsomstandigheden en geeft een waarschuwing wanneer de gemeten temperatuur een bepaalde of zelfs minimale drempel van deze waarde overschrijdt of een zorgwekkende trend vertoont. Iets soortgelijks geldt voor het vooraf voorspellen van mogelijke uitval van hernieuwbare opwekkingsactiva.

Concluderend

De Duitse innovatieaanbesteding is een belangrijke hoeksteen van de energietransitie van het land, omdat het de efficiënte integratie van grote hoeveelheden fluctuerende groene elektronica op de Duitse elektriciteitsmarkt stimuleert. Bouwen ter ondersteuning van hernieuwbare energie in combinatie met energieopslag zal ook de voorzieningszekerheid verbeteren en flexibiliteitsopties introduceren in een steeds meer gedecentraliseerd energiesysteem.

Het regelgevingskader voor aanbestedingen moet echter beter worden aangepast aan het huidige ondernemingsklimaat. Aangezien de inflatoire druk risico's met zich meebrengt voor de businesscases van projecten, zijn diepere maatregelen nodig om het mechanisme voor innovatieaanbestedingen te herzien.

Slimme biedingsontwerpen maken het mogelijk om energieopslagsystemen op te laden van het net en extra inkomsten te genereren uit deelname aan de groothandelsmarkt, wat de projecteconomie zal verbeteren en mogelijk de kosten van de toenemende inperking van hernieuwbare energie in Duitsland zal verlagen. Tegelijkertijd moeten projecteigenaren en -ontwikkelaars ook samenwerken met ervaren en betrouwbare technologieleveranciers om risico's te minimaliseren en de voordelen te maximaliseren.