Економічна доцільність систем зберігання енергії на фотоелектричних станціях з урахуванням коливань ціни на ринку електроенергії

Коливання оптових цін на електроенергію, зокрема зростання частоти появи нульових і негативних цін у країнах Європи, змінюють економіку відновлюваної генерації та підсилюють інвестиційний інтерес до систем зберігання енергії (СЗЕ) у складі фотоелектричних станцій (ФЕС). У роботі автори оцінили економічну доцільність впровадження СЗЕ на базі акумуляторних батарей (Battery Energy Storage System, BESS) у конфігураціях «окремо» (standalone) та «спільно з ФЕС» (co-located) з урахуванням цінової волатильності. Запропоновано методологію моделювання режиму, для чого побудовано синтетичний погодинний ринковий сценарій на 1 рік та профіль фотовольтаічної (PV) генерації (потужність 100 МВт постійного струму (DC), коефіцієнт використання встановленої потужності (сapacity factor) СF ≈ 20 %). Також авторами прийняті правила диспетчеризації BESS (100 МВт/400 МВт∙год; ефективність RTE = 88 %) для арбітражу «заряджання за низьких / негативних цін – розряджання за високих». Параметри витрат узгоджено з діапазонами щорічного звіту Національної лабораторії з відновлюваної енергетики США (National Renewable Energy Laboratory) NREL ATB-2024 та відомим щорічним аналітичним звітом Lazard Levelized Cost of Energy (LCOE+), який публікує американський інвестиційний банк Lazard для перевірки реалістичності припущень. Змодельовані результати свідчать, що система «standalone BESS» отримує суттєву частку доходу саме за рахунок волатильності, а не середнього рівня цін, тоді як гібридна фотоелектрична система (Hybrid PV) + BESS збільшує виторг сонячної енергії завдяки часовому зсуву видавання у години високої ціни. Проведений авторами аналіз чутливості множником волатильності 0,5–2х показав, що за типових умов для ринків із частими негативними цінами у 2024–2025 роках чиста приведена вартість (Net Present Value) NPV та внутрішня норма рентабельності (Internal Rate of Return) IRR для «standalone BESS», а особливо для гібридних систем, покращуються на десятки відсотків.

Fluctuations in wholesale electricity prices, in particular the increasing frequency of zero and negative prices in European countries, are changing the economics of renewable generation and increasing investment interest in energy storage systems (ESS) as part of photovoltaic power plants (PVPP). In this paper, the authors assessed the economic feasibility of implementing battery energy storage systems (BESS) in standalone and co-located configurations with PV stations, taking into account price volatility. A methodology for modeling the regime is proposed, for which a synthetic hourly market scenario for 1 year and a photovoltaic (PV) generation profile (power 100 MW direct current (DC), capacity factor CF ≈ 20 %) are created. The authors also adopted BESS dispatching rules (100 MW/400 MWh; efficiency RTE = 88 %) for arbitrage “charging at low/negative prices – discharging at high prices”. The cost parameters are consistent with the ranges in the annual report of the US National Renewable Energy Laboratory NREL ATB-2024 and the well-known annual analytical report Lazard Levelized Cost of Energy (LCOE+), published by the American investment bank Lazard to verify the realism of the assumptions. The simulated results show that the standalone BESS system receives a significant share of its revenue from volatility rather than average prices, while the hybrid PV + BESS system increases solar energy revenue by shifting output to hours of high prices. The authors’ sensitivity analysis with a volatility multiplier of 0.5–2x showed that under typical conditions for markets with frequent negative prices in 2024–2025, the net present value (NPV) and internal rate of return (IRR) for standalone BESS, and especially for hybrid systems, improve by tens of percent.