Analyse fra Deutsche Bank bearbejdet til dansk
Energirapport: Solcelleanlæg + batterier i vækst – højere netgebyrer sandsynlige
Med udvidelsen af vejrafhængige vedvarende energikilder, og især på grund af den høje dynamiske vækst i solcelleanlæg, stiger antallet af tilfælde, hvor elproduktionen overstiger efterspørgslen, hvilket fører til negative elpriser på engrosmarkedet. Ifølge den tyske Forbundsnetagentur (Bundesnetzagentur) var der i 2023 negative elpriser på dag-til-dag-engrosmarkedet i 301 timer (ud af 8.760). Dette var en markant stigning sammenlignet med 2022, hvor der kun var 69 timer. Den stigende tendens er fortsat i 2024, hvor 300-timersgrænsen for negative elpriser allerede blev overskredet i juli.
Så længe der er utilstrækkelig lagerkapacitet (eller efterspørgslen ikke kan reagere væsentligt på et højere udbud af elektricitet på kort sigt), vil perioder med negative elpriser fortsat stige. Det er derfor ikke overraskende, at salget af batterilagringssystemer er steget markant i de seneste år. Ifølge den tyske solenergiindustri (BSW) installeres 80 % af mindre solcelleanlæg allerede sammen med et batterilagringssystem.
I midten af 2024 var der allerede installeret 1,5 millioner hjemmebatterisystemer med en samlet kapacitet på 13 gigawatt-timer (GWh). Derudover forventer BSW, at kapaciteten af store batterilagringssystemer vil stige kraftigt fra 1,4 GWh i 2023 til 8,6 GWh i 2026. Til sammenligning er den beregnede kapacitet for alle pumpelagringskraftværker i Tyskland lige under 40 GWh.
Batterilagring som en buffer for fluktuerende energiproduktion
Batterilagring bliver stadig vigtigere som buffer for den svingende elproduktion fra vedvarende energikilder. Mens små batterilagringssystemer i private husholdninger primært bidrager til at fordele forbruget af selvproduceret elektricitet mere jævnt over dagen, er store batterilagringssystemer særligt rentable, når de kan oplades ved lave elpriser og aflades ved høje elpriser.
Det er fordelagtigt, at de specifikke omkostninger ved elopbevaring (pr. lagringskapacitet) ifølge industrirapporter er faldet med mere end 80 % over de sidste cirka 15 år. En nylig undersøgelse fra Fraunhofer anslår, at enhedsomkostningerne for elektricitet (LCOE) for jordbaserede solcelleanlæg med batterilagring i Tyskland ligger mellem 6 og lige under 11 cent pr. kilowatt-time (kWh) afhængigt af placeringen. Dette gør dem billigere i forhold til LCOE end nye konventionelle kraftværker.
Regulering fremmer investering i batterier
Fra et regulatorisk perspektiv er der også grunde til øgede investeringer i batterier. For det første fastsætter vedvarende energi-loven (EEG), at markedspræmien (den refunderede forskel mellem børsens elpris og den aftalte EEG-godtgørelse) for større anlæg falder til nul hurtigere. I 2024 og 2025 vil dette være tilfældet, hvis spotmarkedsprisen er negativ i mindst tre på hinanden følgende timer.
Fra 2026 skal dette gælde efter to timer, og fra 2027 allerede efter én time. Dette er et stærkt incitament til at lagre overskydende elektricitet i batterier. De nuværende store forskelle mellem markedspriser og den aftalte EEG-godtgørelse medfører, at EEG-betalinger fra det føderale budget til anlægsoperatører er højere end planlagt.
Det er heller ikke usandsynligt, at netoperatører i fremtiden vil få lov til midlertidigt at afbryde indførslen af elektricitet fra nye (større) solcelleanlæg til nettet, når elproduktionen markant overstiger efterspørgslen. Klaus Müller, præsidenten for Forbundsnetagenturet, udtalte i et interview i sensommeren 2024:
“Der er ingen vej uden om at gøre nye solcelleanlæg styrbare. De skal reagere på markedet, dvs. stoppe med at føde elektricitet ind, når ingen vil betale for det. Derudover skal distributionsnetoperatører kunne styre solcelleanlæg i kritiske netsituationer for at holde nettene stabile.” En sådan regulering vil være et incitament til at investere i elopbevaring.
Udvidelse af lagringskapacitet kan dæmpe systemomkostningerne
Selvom de marginale omkostninger for vejrafhængige vedvarende energikilder er nul, og niveauomkostningerne for elektricitet (LCOE) fra vedvarende energikilder er faldet støt i de seneste år, fører en energiforsyning, der i stigende grad er baseret på vejrafhængige vedvarende energikilder, til stigende systemomkostninger. Disse omkostninger opstår fra behovet for at vedligeholde backup-kraftværker, den faldende kapacitetsudnyttelse af den konventionelle kraftværksflåde, øgede tiltag omkring netoverbelastningsstyring og også fra behovet for at bygge elopbevaring eller power-to-X-teknologier.
Udvidelsen af batterilagring er derfor en del af systemomkostningerne, men det kan føre til lavere systemomkostninger andre steder (f.eks. netstyring). Fra et økonomisk perspektiv er det fordelagtigt, at lagring gør det muligt bedre at tilpasse den volatile elproduktion fra vedvarende energikilder til efterspørgslen. Samlet set vil udvidelsen af lagring sandsynligvis dæmpe stigningen i systemomkostningerne for energiomstillingen.
Det skal dog bemærkes, at lagringskapaciteten ville skulle udvides betydeligt, hvis Tysklands elforsyning udelukkende skulle sikres med elopbevaring under længere perioder med lav vind- og solproduktion (Dunkelflaute). Den tidligere nævnte beregnede kapacitet for alle pumpelagringskraftværker i Tyskland på lige under 40 GWh svarer til mindre end 0,01 % af det samlede elforbrug i 2023.
——————–
I denne rapport viser vi, at tempoet for udvidelsen af vedvarende energi igen i 2024 varierer betydeligt. Mens solcelleanlæg fortsat viser stærkt momentum, er fremskridtene inden for vindenergi markant lavere. Dog er der betydeligt flere tilladelser til nye landvindmøller.
Udvidelsen af solcelleanlæg går i stigende grad hånd i hånd med væksten i batterilagring. Mens dette allerede er normen for små solcelleanlæg, forventes der en særlig høj dynamik for store batterilagringssystemer i de kommende år. Udvidelsen af batterilagring er en del af systemomkostningerne ved energiomstillingen. Dog kan det føre til lavere systemomkostninger andre steder (f.eks. i netstyring).
Desuden viser vi i denne rapport, at stigningen i ladeinfrastruktur til elbiler og salget af varmepumper halter efter de ambitiøse mål fra den afgående regering.
Hvad angår brintøkonomien, er der taget nogle reguleringsmæssige skridt. Dog er der mange usikkerheder for investorer. Det er eksempelvis uklart, hvilke mængder brint der vil være tilgængelige i de kommende år, hvor den vil blive produceret, og hvor høje omkostningerne vil være.
Udviklingen af fremtidige netgebyrer er en stor bekymring for mange industrivirksomheder. Forbundsnetagenturet planlægger at give et incitament til elintensive virksomheder om at tilpasse deres elforbrug tættere til udsvingene i indfødningen af elektricitet fra vedvarende energikilder. Detaljer skal dog stadig afklares. De berørte industrier frygter imidlertid, at de vil blive mindre fritaget for netgebyrer efter en reform og skal betale højere netgebyrer.
Sammenfattende forbliver statens indflydelse på energimarkedet meget stærk. Men efter afslutningen af trafiklyskoalitionsregeringen og de kommende valg vil energipolitiske prioriteter og brugen af instrumenter sandsynligvis ændre sig. Hvis CDU/CSU bliver valgt, vil de sandsynligvis fokusere mere på CO2-prissætning og teknologisk åbenhed i stedet for reguleringslovgivning og teknologispecifikke subsidier.
