Un nuovo rapporto del Lawrence Berkeley National Laboratory del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti (DoE) evidenzia una notevole espansione degli impianti solari con accumulo nel mercato delle centrali elettriche statunitensi.
Immagine: Commercial Solar Guy
Da pv magazine USA
Negli Stati Uniti, i dati del team per le politiche e il mercato energetico (EMP) del Lawrence Berkeley National Laboratory indicano che attualmente sono in funzione 469 centrali elettriche ibride.
Circa il 61% degli impianti ibridi, ovvero 288 strutture, sono progetti solari più accumulo. Questi impianti rappresentano la maggior parte della capacità di accumulo di energia, con 7.8 GW e 24.2 GWh di energia distribuita a livello nazionale. Nel 2023, 66 degli 80 nuovi progetti ibridi erano sistemi fotovoltaici più accumulo.
Il rapporto "Centrali elettriche ibride: stato degli impianti operativi e proposti, edizione 2024" si basa sui dati dell'Energy Information Administration (EIA) del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti, nonché sui rapporti annuali sulle code di interconnessione del Paese.
L'espansione degli impianti solari più accumulo ha preso slancio nel 2020, inizialmente guidata da progetti più piccoli nel Massachusetts. Questa tendenza è stata amplificata da California, Texas e Florida, dove l'introduzione di impianti su larga scala ha notevolmente aumentato la capacità complessiva. In particolare, il Massachusetts ospita 89 dei 288 impianti solari più accumulo della nazione, ciascuno con meno di 7 MW di capacità. Queste installazioni sono incoraggiate dal programma SMART dello stato, che promuove l'accumulo di energia con rapporti CC/CA vantaggiosi e integrazione delle batterie.
La California segue come stato con il secondo numero più alto di impianti solari più accumulo, per un totale di 72. A differenza del Massachusetts, quasi la metà di questi impianti della costa occidentale supera i 100 MW di capacità solare. Arizona e California sono leader nel numero di nuovi impianti ibridi solari più accumulo, con rispettivamente 15 e 16 nuovi impianti in funzione.
L'uso degli impianti si sta evolvendo, sia nel complesso che a volte individualmente. C'è stato un passaggio nazionale dall'uso principale dell'accumulo di energia per la regolazione della frequenza all'uso crescente per l'arbitraggio, accompagnato da una crescente riduzione degli impianti solari. Ciò è particolarmente significativo negli impianti di energia solare in cui l'accumulo aiuta a catturare energia che altrimenti potrebbe essere ridotta e stabilizza il profilo di generazione degli impianti solari.
Il rapporto EMP presenta casi di studio di singole centrali elettriche, tra cui Blythe Solar II e Meyersdale Windpower, con dati dettagliati sulle prestazioni mostrati nei grafici sottostanti. Blythe Solar II, una centrale solare da 131 MW (AC) con 115 MW/528 MWh di accumulo, ha aggiunto l'accumulo nel 2021 alla sua infrastruttura solare del 2016. La centrale cicla le sue batterie meno di una volta al giorno, allineando questo con le ore solari di punta e la domanda serale di arbitraggio energetico che corrisponde ai prezzi all'ingrosso CAISO e allo spostamento solare. Tuttavia, l'EIA elenca la regolazione della frequenza come funzione primaria della centrale, con l'arbitraggio come secondaria.
Meyersdale Windpower, un impianto eolico da 30 MW con una batteria da 18 MW/12.1 MWh aggiunta nel 2015, funziona in modo diverso da Blythe. La sua batteria esegue cicli in media sei volte al giorno e fino a dodici volte in determinate condizioni. L'EIA identifica la regolazione della frequenza come la funzione primaria e unica della batteria di Meyersdale, che si allinea con i suoi cicli frequenti.
In futuro, la capacità sarà pulita e abbinata allo stoccaggio.
In California, il mercato solare su scala di utilità si è effettivamente trasformato in un mercato solare più accumulo, con quasi tutti i nuovi progetti caratterizzati da sistemi ibridi. Anche il settore fotovoltaico residenziale sta recuperando terreno, con un tasso di collegamento all'accumulo del 60%.
Il rapporto afferma che le code di interconnessione nazionali si stanno muovendo verso il modello di centrale elettrica ibrida della California. Attualmente, il 47% della capacità futura è pianificato come centrali ibride, con il 92% costituito da impianti solari più accumulo. Dei 2.5 TW totali in coda, 2 TW sono configurazioni solari e di accumulo, sia autonome che ibride, a indicare un futuro dominato da queste tecnologie.
Le tendenze future dei prezzi dell'accumulo di energia, che hanno visto cali significativi e si prevede che continueranno, stanno guidando queste richieste di code di interconnessione. Nel 2024, si prevede che gli investimenti nell'energia solare supereranno i 500 miliardi di $, garantendo la crescita di impianti solari più accumulo attraverso costi hardware inferiori e una migliore efficienza dei moduli solari.
Tuttavia, nel breve termine, i prezzi degli impianti solari con accumulo hanno registrato un leggero aumento.
Il team EMP ha analizzato i dati sui prezzi di 105 accordi di acquisto di energia solare più accumulo, che rappresentano 13 GW di energia solare e 7.8 GW/30.9 GWh di accumulo di energia. I prezzi per i sistemi ibridi sono aumentati dal 2020, in parte a causa delle maggiori capacità di accumulo delle batterie, spinte dal costo delle ore aggiuntive di accumulo di litio. Sebbene le variazioni nell'utilizzo delle batterie complichino l'analisi, anche l'inflazione della catena di fornitura ha probabilmente contribuito agli aumenti dei prezzi.
Nonostante questi costi crescenti, il crescente numero di nuovi progetti di accumulo di energia dimostra che il mercato rimane forte e la capacità continua ad aumentare.
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Fonte da rivista pv
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