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12 große Batterie-Energiespeicherprojekte in Australien erreichen 3050 MW/7000 MWh

Australien verfügt derzeit über fast 4 Mrd. AUD (2,72 Mrd. USD) an Batterieenergiespeicherprojekten, die für eine finanzielle Unterstützung durch die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) in Frage kommen.

Die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) startete Anfang dieses Jahres eine neue Finanzierungsrunde für ihr groß angelegtes Batterie-Energiespeichersystem und stellte 100 Millionen AUD zur Finanzierung von Energiespeicherprojekten mit 70 MW oder mehr bereit, die fortschrittliche netzgekoppelte Wechselrichtertechnologie verwenden werden.

Die Agentur sagte vor einigen Tagen, dass von den 54 Projekten, die Interessenbekundungen (EOI) erhalten haben, 12 Projekte mit einer Gesamtgröße von 3.050 MW/7.000 MWh und einem Gesamtwert von 3,7 Milliarden AUD in die engere Wahl gekommen sind. Die erfolgreichen Bieter beantragten eine Finanzierung von insgesamt 297 Millionen US-Dollar. Sie haben bis zum 20. Juli Zeit, ihre vollständigen Bewerbungen einzureichen, und die Ergebnisse werden voraussichtlich bis Ende des Jahres bekannt gegeben.

2022/08/31

Ein Solarpark- und Batteriespeicherprojekt in Gannawarra, Victoria, mit Finanzierung durch die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) im Jahr 2018. Bis heute hat die Agentur sieben große Batteriespeicherprojekte unterstützt.

Wie Branchenmedien kurz nach Beginn der Runde berichteten, betrug die maximale Finanzierung für jedes Projekt 35 Millionen AUD, und die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) sagte damals, dass sie erwarte, mindestens drei Projekte zu unterstützen.

Dies ist nicht das erste Mal, dass die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) Batteriespeicherprojekte finanziert.

Ein Beispiel ist das Projekt Commercial Energy Storage Integrated Renewable Energy (ESCRI) in Südaustralien, das ein fortschrittliches inverses Energiespeichersystem (BESS) auf einem 30-MW/8-MWh-Batterie-Energiespeichersystem (BESS) verwendet, das von Hitachi ABB Power Grids (jetzt Hitachi Energie). Transformator.

Das 2018 in Betrieb genommene Projekt bietet synchronisierte Trägheitsdienste für abgelegene Gebiete am anderen Ende der Übertragungsleitung und gewährleistet so die Stabilität des Netzbetriebs, wo die Erzeugung erneuerbarer Energie (hauptsächlich Solar- und Großwindanlagen auf dem Dach) den lokalen Anteil an der Stromerzeugung ausmacht ist schnell gewachsen. Synchronisierte Trägheit ist eine wichtige Anwendung, die traditionell von thermischen Kraftwerken für Energiesysteme bereitgestellt wird.

Laut Medienberichten der Branche zu Beginn dieses Jahres wird ein 50-MW/50-MWh-Batteriespeichersystem in der Region Broken Hill in NSW den gleichen Service bieten. Der Batteriespeichersystemintegrator Fluence unterzeichnete eine Vereinbarung mit dem Energieversorger AGL zur Lieferung des Energiespeichersystems für das Projekt, wobei die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) 14,84 Millionen AUD der erwarteten Gesamtkosten von 41 Millionen AUD bereitstellte.

Australiens zwei größte bestehende Batterie-Energiespeichersysteme werden mit netzgekoppelter Wechselrichtertechnologie nachgerüstet, die bis Ende dieses Jahres implementiert werden soll, sagte die Australian Renewable Energy Agency (ARENA).

Chris Faris, amtierender Geschäftsführer der Australian Renewable Energy Agency (ARENA), sagte: „Fortschrittliche Wechselrichter, die zur Stabilisierung des Netzbetriebs beitragen, sind das fehlende Puzzleteil, um den Übergang zu 100 Prozent Erneuerbare-Energien-Durchdringung in naher Zukunft zu unterstützen.“

Im weiteren Sinne verwies die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) auf den kürzlich veröffentlichten Integrated System Plan (ISP) des Australian Energy Market Operator (AEMO), der die dringenden Auswirkungen des Australian National Electricity Market (NEM) hervorhebt müssen eine große Anzahl von Energiespeichersystemen einsetzen, um die Stabilität des Netzbetriebs aufrechtzuerhalten, da die Erzeugung erneuerbarer Energien einen großen Anteil an der gesamten Stromerzeugung ausmacht.

Batteriespeicherprojekte, die mit der neuen Finanzierungsrunde konkurrieren sollen, müssen mit dem australischen National Electricity Market (NEM) oder dem Stromgroßhandelsmarkt Westaustraliens verbunden sein.

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