Niewielki udział OZE i BESS w brytyjskim rynku mocy
W ostatniej brytyjskiej aukcji na rynku mocy najwięcej kontraktów zdobyli operatorzy istniejących elektrowni gazowych, jądrowych i węglowych. Udział odnawialnych źródeł energii oraz bateryjnych magazynów energii, które coraz lepiej zaczynają radzić sobie na brytyjskim rynku energetycznym, jest stosunkowo niewielki.
Brytyjski rynek mocy był pierwszym, na którego wdrożenie zgodziła się Komisja Europejska. Pierwszą aukcję na moc Brytyjczycy przeprowadzili już w grudniu 2014 r. Termin dostawy zakontraktowanych w tamtej aukcji mocy rozpocznie się w październiku br.
Brytyjczycy przeprowadzili w tym tygodniu kolejną aukcję na moc – tym razem mającą być do dyspozycji krajowego operatora systemu energetycznego National Grid w latach 2020/21.
W brytyjskich aukcjach na moc mogą startować nie tylko operatorzy konwencjonalnych elektrowni, podmioty oferujące usługi zarządzania popytem (DSR), operatorzy magazynów energii czy odnawialnych źródeł energii – jednak tylko niekorzystający z innych form publicznego wsparcia – zielonych certyfikatów, taryf gwarantowanych czy kontraktów różnicowych.
Rynkiem mocy nie mogą zostać objęte również instalacje posiadające długoterminowe kontrakty na dostawę rezerwy operacyjnej w ramach usługi tzw. Short-Term Operating Reserve (STOR).
Brytyjczycy nie dopuścili do swoich aukcji również zagranicznych elektrowni.
Jakie technologie w praktyce okazują się beneficjentami brytyjskiego rynku mocy?
Do przeprowadzonej w tym tygodniu brytyjskiej aukcji – oznaczonej jako T-4, czyli prowadzonej co do zasady 4 lata przed rokiem dostawy – zgłosili się operatorzy deklarujący udostępnienie w ramach rynku mocy potencjału rzędu 74,24 GW. Wsparcie w postaci tzw. Capacity Market Units (CMU) przyznano na 50,4 GW, czyli niemal 68 proc. zaoferowanego potencjału.
W nagrodzonym potencjale 43,3 GW to istniejące elektrownie, 2,4 GW to potencjał udostępniany poprzez istniejące interkonektory, 2,15 GW to planowane interkonektory, 762 MW to planowane elektrownie, a około 1,12 GW to potencjał, który zostanie udostępniony poprzez redukcję popytu na żądanie (Demand Side Response, DSR).
W podziale na technologie wytwarzania najwięcej, bo ok. 29,6 GW przypada na gaz, 7,92 GW na atom, a 2,56 GW na elektrownie węglowe.
Potencjał wynikający z interkonektorów sięga 4,55 GW, na magazynowanie energii przypada 2,67 GW, a 1,2 GW na redukcję popytu na żądanie (DSR).
W przypadku odnawialnych źródeł energii 654 MW przypada na elektrownie wodne, 61 MW na biomasę, a 23 MW na biopaliwa – to daje razem 1,47 proc. potencjału nagrodzonego kontraktami w ostatniej aukcji T-4.
W przypadku technologii magazynowania 153 MW to bateryjne magazyny energii (Battery Energy Storage Systems, BESS), 3 MW to technologia skompresowanego powietrza, natomiast aż 2,52 GW przypada na elektrownie szczytowo-pompowe.
Komentując wyniki tej aukcji, „The Guardian” zwraca uwagę na fakt, że – wbrew oczekiwaniom brytyjskiego rządu – nie skutkowała ona przyznaniem, z wyjątkiem dwóch mniejszych inwestycji, kontraktów dla inwestorów planujących budowę nowych elektrowni gazowych – zgłoszone przez nich ceny okazały się zbyt wysokie.
Kilka dni wcześniej National Grid podał wstępne wyniki innej aukcji – oznaczonej jako T-1, która ma zabezpieczyć rezerwowe moce w brytyjskim systemie energetycznym w latach 2018-19.
W tej aukcji wsparcie przyznano dla potencjału rzędu 5,78 GW, w tym 4,36 GW przypadło na elektrownie gazowe. Bateryjne magazyny energii zagospodarowały 97,5 MW, a jedyne OZE – biopaliwa i biomasa – w sumie ok. 113 MW.
W przypadku wcześniejszej aukcji T-4 z datą dostawy na ten sam okres (2018-19) przyznano kontrakty na 47,53 GW – z czego 20,6 GW na instalacje CCGT, 9,23 GW na węgiel i biomasę, 7,87 GW na elektrownie jądrowe, 2,69 GW na instalacje zaliczone do magazynowania energii, a tylko 170,5 MW na DSR.
red. gramwzielone.pl
