10 GW de armazenamento PV + em escala de utilidade pública até 2023

Em 2019, os Estados Unidos tornar-se-ão o maior mercado mundial de armazenamento de energia de baterias conectadas à rede, escreve Camron Barati, da IHS Markit, à medida que os requisitos de capacidade de armazenamento e peaking de energia solar aumentam o suprimento.

Instalação de baterias operada pela EDF em Illinois. Imagem: EDF

Departamento de armazenamento de energia conectada à rede nos Estados Unidos deverão ascender a 712 MW neste ano. Isso representa uma quase duplicação de 376 MW em 2018. Com a força desse desempenho, os Estados Unidos ultrapassarão a Coréia do Sul, que verá o mercado cair abaixo de 600 MW, ou até mesmo significativamente menor.

A crescente atividade de mercado nos Estados Unidos está sendo impulsionada por significativos desenvolvimentos regulatórios e políticos, como a Ordem 841 da Comissão Federal de Regulamentação Energética - que determinou que os operadores de redes regionais estabelecessem regras que permitissem o armazenamento de energia participar dos mercados de energia, capacidade e serviços auxiliares. bem como vários mandatos de políticas estaduais e a diversificação de aplicações de mercado e atividade geográfica.

Armazenamento solar + escala de utilidade

O IHS Markit espera que mais de 2 GW de armazenamento de energia sejam emparelhados com sistemas fotovoltaicos de escala pública de 2019 a 2023 nos Estados Unidos. Os projetos de armazenamento solar-plus serão responsáveis ​​por mais de 40% de todas as adições de capacidade de armazenamento de energia da bateria nos Estados Unidos durante esse período.

A disponibilidade do Crédito Fiscal de Investimento (ITC) até 2023 para sistemas de armazenamento de bateria acoplados a energia solar fotovoltaica estimulou o desenvolvimento no ano passado e será o principal impulsionador da co-localização de energia elétrica em escala de utilidade pública com armazenamento de energia. Prevê-se que a maioria desses sistemas seja implantada em mercados no oeste dos Estados Unidos, incluindo o Havaí, a Califórnia e o Arizona, permitindo uma maior integração do PV em mercados relativamente saturados.

Em termos de capacidade fotovoltaica instalada, prevê-se que 10 GW de instalações solares à escala das concessionárias estejam emparelhadas com armazenamento de energia de 2019 a 2023, representando 16% das instalações fotovoltaicas de grande escala durante o período. A demanda será mais forte nos mercados ocidentais, como o Havaí, Califórnia e Arizona. Enquanto isso, os mercados fora do oeste dos Estados Unidos, que estão igualmente posicionados para um forte crescimento de energia fotovoltaica em escala pública, como Flórida, Virgínia e Geórgia, têm uma necessidade imediata significativamente menor de co-locar o PV com armazenamento de energia.

Custo-benefício e flexibilidade

As sinergias de custos e as eficiências operacionais para o pareamento das duas tecnologias podem fornecer um valor significativo, mas são ofuscadas quando se compara a oportunidade de reduzir os custos de capital do armazenamento de energia em até 30% com o ITC. Com a criação de suporte para um ITC separado que se aplicaria ao armazenamento de energia autônomo, o IHS Markit reconhece que tal política poderia reduzir significativamente a demanda por projetos de co-localização nos Estados Unidos.

Os sistemas acoplados a CC podem ter uma vantagem de custo pequena, mas significativa em relação ao acoplamento CA, dependendo do tamanho e das características do sistema, com os principais benefícios, incluindo a redução do equipamento de conversão de energia e a capacidade de recapturar a energia CC que seria cortada pela inversores. Os sistemas acoplados por CA geralmente são mais adequados para participar de forma flexível de uma ampla variedade de serviços auxiliares, enquanto os dois tipos de sistemas podem alavancar o ITC e se beneficiar dos custos operacionais e de instalação compartilhados.

A maioria dos projetos de armazenamento solar em escala de serviço públicos monitorados pelo IHS Markit estão associados a razões PV para armazenamento maiores que 2: 1 - por exemplo, 100 MW de PV emparelhados com 25 MW de armazenamento de energia - embora um crescente Uma porção de projetos no pipeline de desenvolvimento está sendo projetada com proporções relativamente próximas de 1: 1. A demanda por taxas mais estritas de PV para armazenamento é especialmente crescente em mercados com alta penetração de energia solar, a fim de limitar a entrega de energia durante o meio-dia e atender a demanda de pico à medida que ela muda para períodos posteriores entre 16h e 18h.

Em termos do custo nivelado de energia de 30 anos (LCOE), a IHS Markit estima que a adição de 25 MW / 100 MWh de armazenamento de energia a um sistema fotovoltaico de monitoramento de eixo único de 100 MW (AC) em 2019 poderia aumentar o custo pré-ITC de energia em 35 a 40%, assumindo que o sistema de bateria é substituído após 15 anos. Depois de contabilizar as sinergias de instalação e operação do acoplamento de CC e aplicar o ITC ao custo de armazenamento de energia solar e de energia, um LCOE abaixo de $ 40 / MWh pode ser alcançado.

Até 2023, a IHS Markit prevê que novos recursos de armazenamento solar de escala maior nos Estados Unidos serão capazes de gerar eletricidade a taxas competitivas com novas usinas de gás natural. Essa realidade econômica, aliada ao crescente número de iniciativas em nível estadual para alcançar 100% de penetração renovável, ilustra a oportunidade de longo prazo para as duas tecnologias atenderem aos requisitos de um sistema de energia em transição.

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