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Der Staat New York plant, bis 2030 6 GW an Energiespeichersystemen einzusetzen

Laut einem kürzlich vom New York State Department of Public Service (DPS) veröffentlichten Forschungsbericht ist der Staat New York auf dem richtigen Weg, sein Ziel zu erreichen, bis 2030 6 GW an Energiespeichersystemen bereitzustellen, während die geplante Verbindungswarteschlange des Staates die installierte Menge verdoppeln wird Kapazität von Energiespeicherprojekten. , wird schließlich 12 GW erreichen.

Das New York State Department of Public Service (DPS) hat seinen dritten jährlichen „State of the Energy Storage Market“-Bericht veröffentlicht, in dem die Fortschritte des Staates im Hinblick auf die Erreichung seiner Ziele für den Einsatz von Energiespeichern für 2030, die die Regierung des Staates New York im Januar dieses Jahres angekündigt hat, detailliert beschrieben werden . Das Bereitstellungsziel hat sich von 3 GW auf 6 GW verdoppelt.

2022/04/29

Der Staat New York änderte auch sein mittelfristiges Ziel, bis 2025 1,5 GW Energiespeicher bereitzustellen, als Reaktion auf das neu festgelegte Ziel für 2030. Und bis 2030 will das Land 70 Prozent seines Stroms aus erneuerbaren Quellen beziehen.

Das New York State Department of Public Service (DPS) sagte, dass bis Ende 2021 die installierte Gesamtkapazität der installierten oder beauftragten Energiespeicherprojekte 1.230 MW oder etwa 82 % des Ziels von 1.500 MW betragen habe. Der Einsatz von Energiespeichern im Staat scheint jedoch langsam gewesen zu sein.

Das Ziel für den geplanten Einsatz von Energiespeichersystemen, einschließlich des New Yorker Versorgungsunternehmens und der New York Independent System Operator (NYISO)-Verbindungsflotte, hat sich nun auf 12 GW verdoppelt. Obwohl das New York State Department of Public Service (DPS) hinzufügte, dass nicht alle dieser Energiespeicherprojekte reibungslos geliefert werden. Ein kürzlich im Bundesstaat New York gestartetes Portfolio sind die 280 MW von vier Batteriespeicherprojekten von Nala Renewables auf Long Island, die 2024 ans Netz gehen sollen.

Der Bericht schlüsselt Daten zu Speicherbereitstellungen in der obigen Tabelle auf, wobei die Prozentzahlen am Ende der Tabelle auf den ursprünglichen Zielen basieren. Diese Zahlen beinhalten nicht zwei Pumpspeicherprojekte, die am New York Independent System Operator (NYISO)-Markt teilnehmen und vor dem Energiespeicher-Einbauziel 2025/2030 mit einer Gesamtkapazität von 1,4 GW stehen.

Das New York State Incentive Program bietet finanzielle Anreize für den Bau von Energiespeichersystemen über 5 MW auf Long Island, die an Großhandelsmärkten, kommerziellen Einzelhandelsprojekten unter 5 MW und Energiespeichersystemen für Privathaushalte in Verbindung mit Solarstromanlagen teilnehmen.

Von den 77 kommerziellen Einzelhandelsprojekten, die durch das Anreizprogramm finanziert wurden, wurden 64 verwendet, um den Einsatz erneuerbarer Energien von Zeit zu Zeit mit einem höheren Verteilungsnetzwert unter der Kompensation des verteilten Energiewerts (VDER) zu verschieben. Gemäß dem Dynamic Load Tariff der Long Island Power Authority werden auf Long Island eingesetzte Batteriespeicherprojekte mit der Solarstromerzeugung kombiniert, um das lokale Netz dabei zu unterstützen, die Nachfrage während des Hochsommers zu verringern.

Viele große Energiespeicherprojekte bieten oder werden Großhandelsdienstleistungen auf dem New York Independent System Operator (NYISO)-Markt anbieten. Vierzehn dieser Projekte, darunter 550 MW/1835 MWh, haben Zuschüsse in Höhe von 115 Millionen US-Dollar von der New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) für Energiespeicherprojekte erhalten, die auf nachgelagerte Kapazitäten auf dem Großhandelsmarkt oder Einnahmen aus Nebendienstleistungen abzielen.

Laut dem vom New York State Department of Public Service (DPS) veröffentlichten Bericht betragen die durchschnittlichen Bereitstellungskosten von Energiespeicherprojekten für Nichtwohngebäude 464 $/kWh, während die durchschnittlichen Bereitstellungskosten von Energiespeicherprojekten über 5 MW im Jahr 2020/2021 liegen $370/kWh kWh. Im Vergleich zu 2020/2021 werden die durchschnittlichen Bereitstellungskosten in den Jahren 2022 und 2023 voraussichtlich um 22 % auf 567 $/kWh steigen. Branchenanalysten zufolge sollen die Kosten für den Einsatz großer Energiespeichersysteme bis 2030 jedoch auf 150 bis 200 US-Dollar pro kWh sinken.

Versorgungsunternehmen im Besitz von Investoren im Bundesstaat New York müssen Strom von einigen Energiespeichersystemen beziehen, um bis zum 31. Dezember 2025 betriebsbereit zu sein. Edison Associates muss einen Stromabnahmevertrag für Strom aus dem 300-MW-Energiespeichersystem und zusammen mit anderen Versorgungsunternehmen unterzeichnen eine Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen (RFP) im August 2021. Das New York State Department of Public Service (DPS) hat den Vorschlag des Versorgungsunternehmens, Energiespeichersysteme zu besitzen, abgelehnt und behauptet, dass die Verbesserung der Marktregeln und die Beseitigung von Hindernissen die Notwendigkeit beseitigen würden.


Der Bericht sagte auch, dass der New York Independent System Operator (NYISO) und Interessengruppen Fortschritte bei der Erweiterung der Art und Weise gemacht haben, wie Energiespeichersysteme am Markt teilnehmen können. Die New York Independent System Operator (NYISO) Compliance-Antwort auf die Anordnung 2222 der Federal Energy Regulatory Commission (FERC), in der Systembetreiber (ISOs) aufgefordert werden, die Berechtigung zu erweitern und die Beteiligung von Distributed Energy Resources (DER) zu erhöhen, wartet weiterhin auf die Genehmigung durch die US-amerikanische Federal Energy Regulatory Kommission (FERC).

Der New York Independent System Operator (NYISO) wartet auf Tarifrevisionen der US-amerikanischen Federal Energy Regulatory Commission (FERC), die im Falle einer Genehmigung die Beschränkungen für den Einsatz von Energiespeichern lockern und die Aggregationsmöglichkeiten erheblich erweitern würden. Dazu gehört die Reduzierung der Kosten für alle sauberen Energien, einschließlich Energiespeichersystemen.

Eine von der U.S. Federal Energy Regulatory Commission (FERC) akzeptierte Reform ist das Marktdesign für Co-located Energy Storage Resources (CSR), das im Dezember 2021 umgesetzt wird. Es ermöglicht die Co-Location von Wind- und Solarenergieanlagen mit Energiespeichern Systeme, teilen sich Netzverbindungen und beteiligen sich auf unterschiedliche Weise an Großhandelsmärkten für Ressourcen im Rahmen ihrer jeweiligen Beteiligungsmodelle. Darüber hinaus können neue Energiespeicherprojekte am selben Standort einen einzigen Antrag auf Zusammenschaltung stellen, um Verzögerungen und Kosten zu reduzieren.

Darüber hinaus plant das Komitee die Einführung eines neuen Beteiligungsmodells im Jahr 2022, das es kolokalisierten Energiespeichersystemen und erneuerbaren Energien ermöglichen wird, sich die Verbindung zu teilen, um eine Punktkennung (PTID), ein Gebot und einen Zeitplan zu teilen.

Der Bericht schließt mit der Feststellung, dass die Kombination von Programmen und Maßnahmen, die vom New York State Department of Public Service (DPS) genehmigt wurden, effektiv die Grundlage für einen wettbewerbsorientierten Markt für den Staat schafft, um mehr Energiespeichersysteme einzusetzen.

Der Bericht stellte auch fest, dass "das New York State Department of Public Service (DPS) empfiehlt, dass derzeit keine Korrekturmaßnahmen für die Energiespeicher-Einführungspolitik der Kommission erforderlich sind".

Während die nächste Überprüfung des Energiespeicherprogramms 2023 stattfinden wird, aktualisieren das New York State Department of Public Service (DPS) und die New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) die Roadmap, um die neuen Ziele widerzuspiegeln.

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