Ein neuer Bericht des Lawrence Berkeley National Laboratory des US-Energieministeriums (DoE) zeigt einen starken Ausbau von Solar-Plus-Speicher-Anlagen auf dem US-Kraftwerksmarkt.
Bild: Commercial Solar Guy
von pv magazine USA
Daten des Energiemarkt- und Politikteams (EMP) des Lawrence Berkeley National Laboratory zufolge sind in den Vereinigten Staaten derzeit 469 Hybridkraftwerke in Betrieb.
Etwa 61 % der Hybridanlagen, also 288 Anlagen, sind Solar-Plus-Speicher-Projekte. Diese Anlagen stellen den Großteil der Energiespeicherkapazität dar, wobei bundesweit 7.8 GW und 24.2 GWh Energie eingesetzt werden. Im Jahr 2023 waren 66 der 80 neuen Hybridprojekte PV-Plus-Speicher-Systeme.
Die Veröffentlichung „Hybridkraftwerke: Status der in Betrieb befindlichen und geplanten Anlagen, Ausgabe 2024“ basiert auf Daten der Energy Information Administration (EIA) des US-Energieministeriums sowie auf Jahresberichten zu den Verbindungswarteschlangen des Landes.
Der Ausbau von Solar- und Speicheranlagen gewann 2020 an Dynamik, zunächst getrieben von kleineren Projekten in Massachusetts. Dieser Trend wurde durch Kalifornien, Texas und Florida verstärkt, wo die Einführung größerer Anlagen die Gesamtkapazität deutlich erhöht hat. Insbesondere befinden sich 89 der 288 Solar- und Speicheranlagen des Landes in Massachusetts, jede mit einer Kapazität von weniger als 7 MW. Diese Installationen werden durch das SMART-Programm des Staates gefördert, das Energiespeicherung mit vorteilhaften Gleichstrom-zu-Wechselstrom-Verhältnissen und Batterieintegration fördert.
Kalifornien ist der Bundesstaat mit der zweithöchsten Anzahl an Solar- und Speicheranlagen (insgesamt 72). Anders als in Massachusetts haben fast die Hälfte dieser Anlagen an der Westküste eine Solarkapazität von über 100 MW. Arizona und Kalifornien sind führend bei der Anzahl neuer Hybridanlagen aus Solar und Speicher: 15 bzw. 16 neue Anlagen gingen ans Netz.
Die Nutzung von Anlagen entwickelt sich, sowohl insgesamt als auch manchmal individuell. Es gibt einen nationalen Wandel von der primären Nutzung der Energiespeicherung zur Frequenzregulierung hin zu einer zunehmenden Nutzung für Arbitragezwecke, begleitet von einer zunehmenden Drosselung von Solaranlagen. Dies ist insbesondere bei Solarkraftwerken von Bedeutung, wo die Speicherung dabei hilft, Energie zu speichern, die sonst gedrosselt werden könnte, und das Erzeugungsprofil der Solaranlagen stabilisiert.
Der EMP-Bericht enthält Fallstudien einzelner Kraftwerke, darunter Blythe Solar II und Meyersdale Windpower, mit detaillierten Leistungsdaten in den folgenden Grafiken. Blythe Solar II, ein 131 MW (AC) Solarkraftwerk mit 115 MW/528 MWh Speicherkapazität, hat 2021 seine Solarinfrastruktur von 2016 um Speicher erweitert. Das Kraftwerk schaltet seine Batterien weniger als einmal pro Tag ein und passt dies an die Spitzensonnenstunden und die abendliche Nachfrage nach Energiearbitrage an, die den Großhandelspreisen von CAISO und der Solarverschiebung entspricht. Die EIA nennt jedoch die Frequenzregulierung als Hauptfunktion des Kraftwerks, während Arbitrage zweitrangig ist.
Meyersdale Windpower, ein 30-MW-Windkraftwerk mit einer 18-MW/12.1-MWh-Batterie, die 2015 hinzugefügt wurde, arbeitet anders als Blythe. Seine Batterie wird durchschnittlich sechsmal pro Tag und unter bestimmten Bedingungen bis zu zwölfmal geladen. Die EIA identifiziert die Frequenzregulierung als primäre und einzige Funktion der Batterie von Meyersdale, was mit ihrer häufigen Zyklisierung einhergeht.
Zukünftig ist die Kapazität sauber und mit Speicher gekoppelt.
In Kalifornien hat sich der Markt für Solarstromversorgungsanlagen effektiv in einen Markt für Solarstrom und Speicher verwandelt, wobei fast alle neuen Projekte Hybridsysteme umfassen. Auch der private Photovoltaiksektor holt auf: 60 % der Photovoltaikanlagen sind bereits mit Speichersystemen ausgestattet.
Der Bericht besagt, dass sich die nationalen Warteschlangen für die Stromnetze in Richtung des kalifornischen Hybridkraftwerksmodells bewegen. Derzeit sind 47 Prozent der zukünftigen Kapazität als Hybridkraftwerke geplant, 92 Prozent davon sind Solar- und Speicheranlagen. Von den insgesamt 2.5 TW in der Warteschlange sind 2 TW Solar- und Speicherkonfigurationen, entweder eigenständig oder hybrid, was darauf hindeutet, dass diese Technologien in der Zukunft dominieren werden.
Die zukünftigen Preistrends bei der Energiespeicherung, die bereits deutlich zurückgegangen sind und voraussichtlich anhalten werden, sind der Grund für diese Warteschlangeneinreichungen für die Zusammenschaltung. Im Jahr 2024 werden die Investitionen in Solarenergie voraussichtlich 500 Milliarden US-Dollar übersteigen, was das Wachstum von Solar- und Speicheranlagen durch niedrigere Hardwarekosten und eine verbesserte Effizienz der Solarmodule sicherstellt.
Kurzfristig ist es jedoch zu einem leichten Preisanstieg für Solar-Plus-Speicher-Anlagen gekommen.
Das EMP-Team analysierte Preisdaten aus 105 Solar-Plus-Speicher-Stromabnahmeverträgen, die 13 GW Solar und 7.8 GW/30.9 GWh Energiespeicherung repräsentieren. Die Preise für Hybridsysteme sind seit 2020 gestiegen, teilweise aufgrund höherer Batteriespeicherkapazitäten, die durch die Kosten für zusätzliche Stunden der Lithiumspeicherung bedingt sind. Obwohl Schwankungen im Batterieverbrauch die Analyse erschweren, hat wahrscheinlich auch die Inflation in der Lieferkette zu den Preiserhöhungen beigetragen.
Trotz dieser steigenden Kosten zeigt die wachsende Zahl neuer Energiespeicherprojekte, dass der Markt weiterhin stark ist und die Kapazität weiter ausgebaut wird.
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Quelle aus pv Magazin
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