中国储能网讯:2024年3月12 ,西班牙日前市场(联营)上演了一场奇观,这种奇观将在未来几天、几周甚至几年内以这种形式重复出现。联营价格在 10:30 至 16:30 之间跌至 0 欧元/兆瓦时,但在 21:00 时才升至 173 欧元/MWh。平均价格为 42 欧元/MWh。“鸭子曲线”——西班牙语“pato”——清楚地显示了太阳能发电在西班牙的影响,而更昂贵的发电方法的影响可以在高峰消费时间(晚上 9 点左右)看到,此时太阳不再照耀。令人惊讶的是,通常是水力发电厂决定了边际成本价格。3 月 12 日 21:00,燃气发电厂设定了 173 欧元/MWh的边际成本价格。
2024 年春天,西班牙的特殊情况是风很大,阳光明媚,西班牙西北部的水库部分蓄水量达到 100%,因此它们可以(必须)持续发电。此外,由于冬季气候温和,空调系统尚未开启,私人用电仍然很低。这种状况导致西班牙的电价较低,并自愿部分削减核电站的发电量。在满负荷的情况下,西班牙核电站每天发电量约为 170 GW/h,最后一次并网是在 2 月 21 日。
自那时以来,发电量有时远低于满负荷,例如 2 月 24 日,发电量仅为 112 GW/h。核电站的所有者倾向于关闭核电站并提前进行维护工作,而不是以无法覆盖运行成本的价格出售能源。
3 月 20 日,西班牙批发价已降至 26.24 欧元/MWh,而德国批发价为 68.36 欧元/兆瓦时,法国批发价为 63.59 欧元/MWh。不幸的是,由于缺乏输电线路,伊比利亚半岛无法向欧洲出口足够的电力来利用价格差异。因此,如果伊比利亚半岛的价格情况没有改变,西班牙光伏系统运营商现在面临的问题是,如何在未来盈利地运营他们的系统。
第一个解决方案是电池储能系统,它可以实现峰值转移,即在批发价较高的时候向电网输送电力,通常是在日落之前和之后。
幸运的是,从监管角度来看,在西班牙改造电池储能系统没有问题。现有的馈入点可用于所谓的混合电站,尽管这意味着最大馈入容量受到现有电网连接的限制。这意味着,如果最初授予的电网连接容量为 30 MW,那么最多只能输入 30 MW,即使在扩建后安装了 30 MW 的光伏发电和 10 MW 的电池储能。
独立解决方案的规划更加复杂,其中 RDL 7/2023 引入的 60,000 欧元/MW的电网债券可能是立法者的疏忽,根据新闻稿将被取消。
如果电池储能系统从电网充电(购买)的电力随后反馈回电网(出售),则无需支付输电费(peajes),RD Real Decreto 148/2021。
西班牙也在考虑引入容量市场。根据其设计,这可能是额外的收入来源(除了参与日间交易、一次和 二次调频外),对于支持储能的决定可能起到决定性作用。