Capacitate Baterii MWh: Dimensionare și Optimizare BESS România

Ghid complet despre dimensionarea capacității energetice a bateriilor BESS: înțelegeți diferența MW vs MWh, raportul optim pentru piața românească și cum Battery.Network optimizează configurația 15 MW / 30 MWh pentru maximizarea profitabilității.

MW vs MWh: Putere vs Energie Explicată

Înțelegerea diferenței dintre putere (MW) și energie (MWh) este fundamentală pentru dimensionarea corectă a unui sistem BESS:

Putere (MW - Megawatt)

Puterea măsoară rata la care energia este transferată. Este echivalentul "vitezei" în metafora automobil:

• Definiție: 1 MW = 1.000.000 Watts = capacitatea de a transfera 1 MWh de energie în 1 oră
• Determinată de: Dimensiunea invertorului (PCS - Power Conversion System)
• Exemplu BESS: Un sistem de 15 MW poate încărca/descărca energie la o rată de 15 Megawatti
• Relevant pentru: Servicii de echilibrare (AFRR, FCR) care necesită răspuns rapid
• Cost: ~300.000-400.000 EUR per MW (invertoare + transformator + conexiune rețea)

Energie (MWh - Megawatt-oră)

Energia măsoară cantitatea totală de energie stocată. Este echivalentul "rezervorului de combustibil":

• Definiție: 1 MWh = Energia consumată/produsă de 1 MW de putere timp de 1 oră
• Determinată de: Dimensiunea bateriilor (număr containere × capacitate per container)
• Exemplu BESS: Un sistem de 30 MWh poate stoca 30 Megawatti-oră de energie
• Relevant pentru: Arbitraj energetic și durata de descărcare
• Cost: ~250.000-300.000 EUR per MWh (baterii LFP + BMS + container + HVAC)

Exemplu practic: Automobile vs BESS

Raportul MW/MWh: Cheia Dimensionării BESS

Raportul MW/MWh (sau inversul său, durata de descărcare în ore) definește profilul aplicației pentru un sistem BESS:

Configurații tipice și aplicații

Exemplu numeric: 15 MW cu diferite capacități

Pentru a ilustra impactul raportului MW/MWh, să comparăm 4 configurații cu aceeași putere de 15 MW:

1. Configurație 15 MW / 15 MWh (1:1)

• Durata descărcare: 1 oră la putere maximă
• Cost baterii: 15 MWh × 250.000 EUR = 3.75M EUR
• Cost invertoare: 15 MW × 350.000 EUR = 5.25M EUR
• Total CAPEX: ~12M EUR (cu EPC, grid connection, land)
• Aplicații: Ideală pentru AFRR + FCR (participare 24/7, activări scurte)
• Profit potențial: 3-4M EUR/an (mostly din capacity payments AFRR/FCR)
• TIR estimat: 25-30%

2. Configurație 15 MW / 30 MWh (1:2) - Battery.Network standard

• Durata descărcare: 2 ore la putere maximă
• Cost baterii: 30 MWh × 250.000 EUR = 7.5M EUR
• Cost invertoare: 15 MW × 350.000 EUR = 5.25M EUR
• Total CAPEX: ~16.5M EUR
• Aplicații: AFRR (10 MW) + Arbitraj agresiv (5-15 MW flexibil)
• Profit potențial: 5-7M EUR/an (mix AFRR + arbitraj)
• TIR estimat: 28-32% (optimal pentru piața RO)

3. Configurație 15 MW / 60 MWh (1:4)

• Durata descărcare: 4 ore la putere maximă
• Cost baterii: 60 MWh × 250.000 EUR = 15M EUR
• Cost invertoare: 15 MW × 350.000 EUR = 5.25M EUR
• Total CAPEX: ~25M EUR
• Aplicații: Arbitraj zilnic complet (noapte → vârf seară), renewable shifting
• Profit potențial: 6-8M EUR/an (mostly arbitraj)
• TIR estimat: 22-26% (bun, dar capacitate baterii underutilizată în RO)

4. Configurație 15 MW / 7.5 MWh (1:0.5)

• Durata descărcare: 30 minute la putere maximă
• Cost baterii: 7.5 MWh × 250.000 EUR = 1.875M EUR
• Cost invertoare: 15 MW × 350.000 EUR = 5.25M EUR
• Total CAPEX: ~10M EUR
• Aplicații: Doar FCR/FFR (răspuns rapid, activări scurte și frecvente)
• Profit potențial: 2-3M EUR/an (FCR capacity + activari)
• TIR estimat: 20-24% (limitat de venituri din FCR singur)

Analiza comparativă

Durata de Descărcare și Optimizarea Aplicațiilor

Durata de descărcare determină cât timp poate opera sistemul BESS la putere maximă înainte de epuizarea bateriilor:

Formula

Durata descărcare (ore) = Capacitate baterii (MWh) / Putere descărcare (MW)

Exemplu Battery.Network: 30 MWh / 15 MW = 2 ore la putere maximă

Factori care afectează durata reală

1. SOC operational range: Bateriile nu sunt ciclate 0-100%
   • Operational range: 10-90% SOC (protecție durată viață)
   • Capacitate utilizabilă: 80% × 30 MWh = 24 MWh
   • Durata efectivă: 24 MWh / 15 MW = 1.6 ore (96 minute)
2. Eficiență round-trip:
   • Pierderi conversie DC/AC: 2-3%
   • Pierderi transformer: 1%
   • Pierderi electrochimice: 1-2%
   • Total eficiență: 92-94%
   • Energie livrată real: 24 MWh × 0.93 = 22.3 MWh
   • Durata corectată: 22.3 MWh / 15 MW = 1.49 ore (~90 minute)
3. Degradare baterii în timp:
   • An 1: 30 MWh × 80% range × 93% eff = 22.3 MWh livrabil
   • An 5: 28.5 MWh × 80% × 93% = 21.2 MWh livrabil (-5% degradare)
   • An 10: 26.1 MWh × 80% × 93% = 19.4 MWh livrabil (-13% degradare)

Optimizarea pentru piețele românești

AFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve)

Cerințe AFRR în România:

• Timp activare: 30 secunde până la putere completă
• Durată minimă: Capacitate de a furniza putere nominală minim 15 minute
• Activări tipice: 2-6 ore cumulat per zi (fracționate în multiple activări de 5-30 minute)
• Direcție: Bidirectional (încărcare + descărcare)

Pentru AFRR, un raport 1:1 sau 1:2 este suficient:

• 15 MW / 15 MWh: 1 oră descărcare completă (suficient pentru majority activări AFRR)
• 15 MW / 30 MWh: 2 ore (overhead pentru activări prelungite + arbitraj complementar)

Arbitraj energetic DAM (Day-Ahead Market)

Profil tipic de arbitraj în România:

• Încărcare: Orele 02:00-06:00 (4 ore, preț 20-40 EUR/MWh)
• Descărcare: Orele 18:00-22:00 (4 ore, preț 100-180 EUR/MWh)
• Spread mediu: 60-120 EUR/MWh

Pentru arbitraj zilnic complet, ar fi ideal raportul 1:4 (4 ore descărcare la putere maximă). Însă în practică:

• Vârful seară în România durează 3-4 ore (18:00-22:00)
• Prețurile peak sunt concentrate în 2-3 ore (19:00-22:00)
• Un sistem 1:2 poate captura 70-80% din oportunitatea de arbitraj
• Cost marginal baterii pentru 1:4 vs 1:2 nu este justificat de venituri extra

Combinarea AFRR + Arbitraj

Strategia optimă Battery.Network (15 MW / 30 MWh):

Rezultat: Sistem utilizează optimal 30 MWh capacitate, capturând venituri atât din AFRR (capacity payments 18-20 ore/zi) cât și din arbitraj (peak evening 4 ore)

C-Rate: Măsura Performanței Bateriilor

C-Rate reprezintă rata de încărcare/descărcare exprimată ca multiplu al capacității bateriei:

Definiție și formule

C-Rate = Putere (MW) / Capacitate baterii (MWh)

Exemplu Battery.Network:

• 15 MW / 30 MWh = 0.5C
• Interpretare: Bateriile sunt descărcate/încărcate la o rată care ar epuiza/completa capacitatea în 1/0.5 = 2 ore

Exemple C-Rate pentru diverse configurații

Impactul C-Rate asupra duratei de viață

Bateriile LFP sunt mai rezistente la C-rate ridicat decât NMC, dar există totuși impact:

• 0.2-0.5C (optim):
  • Degradare minimă: 0.5-1% per an
  • Cicluri viață: 8.000-10.000+
  • Ideal pentru BESS staționare cu arbitraj 2-4 ore
• 0.5-1C (standard):
  • Degradare moderată: 1-1.5% per an
  • Cicluri viață: 6.000-8.000
  • Potrivit pentru AFRR + arbitraj scurt
• 1-2C (stress):
  • Degradare accelerată: 1.5-2.5% per an
  • Cicluri viață: 4.000-6.000
  • Doar pentru aplicații high-power (FCR, FFR)
• >2C (extreme):
  • Degradare severă: >3% per an
  • Cicluri viață: <4.000
  • Nu recomandat pentru LFP în BESS staționar

Optimizare Capacitate pentru Servicii AFRR

Pentru participarea pe piața AFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve), capacitatea bateriilor trebuie dimensionată pentru:

Cerințe tehnice AFRR România

1. Disponibilitate continuă:
   • Sistemul trebuie să fie disponibil 24/7 pentru capacitatea ofertată
   • Indisponibilitate >2% anual = penalizări
2. Capacitate sustenabilă 15 minute:
   • Grid Code cere furnizare putere nominală minim 15 minute continuu
   • Pentru 15 MW AFRR → minim 15 MW × 0.25h = 3.75 MWh capacitate teoretică
   • Real cu SOC management: ~7.5 MWh minim (pentru a permite manevre SOC)
3. Bidirectionalitate:
   • AFRR poate solicita atât descărcare (surplus cerere) cât și încărcare (surplus producție)
   • Sistem trebuie menținut la SOC care permite ambele direcții
   • SOC optim AFRR: 40-60% (permite ±20% mișcare bidirectional)

Dimensionare capacitate pentru AFRR exclusiv

Dacă un sistem participă doar pe AFRR (fără arbitraj), capacitatea minimă este:

• Putere AFRR ofertată: 15 MW
• Durata minimă cerută: 15 minute
• Capacitate teoretică: 15 MW × 0.25h = 3.75 MWh
• Factor SOC management: ×2 (pentru a opera la SOC mediu 50%)
• Capacitate minimă instalată: 7.5 MWh
• Recomandare prudentă: 10-15 MWh (buffer pentru activări multiple consecutive)

Configurație AFRR-only optimă: 15 MW / 15 MWh (raport 1:1)

Realitate operațională AFRR în România

Analiză activări AFRR 2024 (date Transelectrica):

• Activări medii zilnice: 6-12 evenimente
• Durată medie activare: 8-15 minute
• Durata cumulată zilnică: 2-4 ore total (fracționat)
• Direcție: 60% descărcare (up-regulation), 40% încărcare (down-regulation)
• Intensitate: Rarely 100% putere, mostly 30-70% din capacitate ofertată

Pentru 15 MW AFRR ofertată:

• Energie activată zilnic: 10 MW medie × 3 ore = 30 MWh typical
• Netto energie (bidirectional): ~15-20 MWh descărcate, ~10-15 MWh încărcate
• Swing SOC necesar: ±30-40% din capacitate instalată

Concluzie: Pentru AFRR agresiv (maximizare activări), capacitatea 30 MWh oferă confort operational și permite captarea tuturor activărilor fără a ajunge la limitele SOC.

Optimizare Capacitate pentru Arbitraj Energetic

Pentru arbitraj energetic, dimensionarea capacității depinde de structura prețurilor pe piețele DAM și IDM în România:

Analiza profilului de preț DAM România 2024

Date OPCOM piață Day-Ahead:

• Preț minim mediu (noapte): 25-35 EUR/MWh (orele 02:00-06:00)
• Preț maxim mediu (vârf seară): 120-180 EUR/MWh (orele 19:00-21:00)
• Durata vârf: 3-4 ore (18:00-22:00 cu prețuri >100 EUR/MWh)
• Spread mediu: 90 EUR/MWh (diferență vârf-minim)
• Zile cu spread >80 EUR/MWh: ~200 zile/an (55%)

Simulare profit arbitraj pentru diverse capacități

Sistem 15 MW cu diferite capacități MWh:

Scenario 1: 15 MW / 15 MWh (1 oră)

• Încărcare: 15 MWh × 30 EUR/MWh = 450 EUR
• Descărcare: 13.95 MWh (93% eff) × 140 EUR/MWh = 1.953 EUR
• Profit/ciclu: 1.953 - 450 = 1.503 EUR
• Cicluri/an: 200 zile arbitraj
• Profit anual arbitraj: 300.600 EUR

Scenario 2: 15 MW / 30 MWh (2 ore)

• Încărcare: 30 MWh × 30 EUR/MWh = 900 EUR
• Descărcare: 27.9 MWh (93% eff) × 140 EUR/MWh = 3.906 EUR
• Profit/ciclu: 3.906 - 900 = 3.006 EUR
• Cicluri/an: 200 zile
• Profit anual arbitraj: 601.200 EUR
• Profit incremental vs 1:1: +300.600 EUR/an
• Cost incremental baterii: 15 MWh × 250.000 = 3.75M EUR
• Payback incremental: 3.75M / 300.6k = 12.5 ani

Scenario 3: 15 MW / 60 MWh (4 ore)

• Încărcare: 60 MWh × 30 EUR/MWh = 1.800 EUR
• Descărcare: 55.8 MWh (93% eff) × 140 EUR/MWh = 7.812 EUR
• Profit/ciclu: 7.812 - 1.800 = 6.012 EUR
• PROBLEMA: Vârful seară durează doar 3-4 ore în România
• Realitate: Nu poți vinde 60 MWh la preț peak (doar ~45 MWh)
• Profit real/ciclu: ~5.000 EUR (nu 6.012)
• Profit anual: 1M EUR
• Profit incremental vs 1:2: +400k EUR/an
• Cost incremental vs 1:2: 30 MWh × 250k = 7.5M EUR
• Payback incremental: 7.5M / 400k = 18.75 ani (nu viabil)

Concluzie dimensionare pentru arbitraj

Pentru piața românească, raportul 1:2 (2 ore descărcare) este optimal:

• Capturează 80-90% din oportunitatea de arbitraj zilnic
• Cost marginal justificat față de 1:1
• Peste 1:2, randamentul investiției scade dramatic (payback >15 ani pentru capacitate extra)
• Flexibilitate pentru a combina cu AFRR (venituri complementare)

Metodologie de Dimensionare MW/MWh pentru BESS

Proces structurat pentru a determina configurația optimă:

Pasul 1: Definirea obiectivelor de business

• Participare AFRR 24/7 (venituri stabile din capacity)?
• Arbitraj agresiv DAM/IDM (venituri variabile dar ridicate)?
• Mix optimizat (diversificare risc)?
• Servicii pentru client specific (behind-the-meter)?

Pasul 2: Analiza pieței țintă

Pentru România (2025):

• Prețuri AFRR capacitate: 80-150 EUR/MW/zi
• Activări AFRR: 100-200 EUR/MWh (energie activată)
• Spread DAM: 60-120 EUR/MWh (minim-vârf)
• Volatilitate IDM: Spread-uri până la 200-300 EUR/MWh (evenimente)
• Durata vârf seară: 3-4 ore (18:00-22:00)

Pasul 3: Optimizare matematică

Model de optimizare simplificat:

Max: NPV = Σ (Venituri - Costuri operare - Degradare) / (1+WACC)^t

Subject to:

• Putere ≤ Capacitate PCS (MW)
• Energie ≤ Capacitate baterii (MWh)
• SOC între 10-90%
• Cicluri/an ≤ Cicluri viață baterii
• Constrângeri Grid Code (AFRR disponibilitate, etc.)

Pasul 4: Simulare scenarii

Rulare Monte Carlo cu:

• Variația prețurilor DAM/IDM (±30%)
• Variația prețurilor AFRR (±20%)
• Degradare baterii (best/worst case)
• Disponibilitate sistem (98-99.5%)

Pasul 5: Selecție configurație optimă

Winner: 15 MW / 30 MWh (raport 1:2) - NPV maxim și TIR >30%

Analiza Detaliată Costuri: MW vs MWh

Înțelegerea structurii de costuri pentru putere (MW) vs energie (MWh):

Costuri asociate cu PUTERE (MW)

Costuri asociate cu ENERGIE (MWh)

Costuri fixe (independente de MW sau MWh)

• Teren și pregătire: 400.000 EUR
• EMS (software): 200.000 EUR
• Engineering și commissioning: 800.000 EUR
• Contingență (10%): 1.600.000 EUR
• Total fix: 3.000.000 EUR

Total CAPEX 15 MW / 30 MWh

• Putere (MW): 5.700.000 EUR (35%)
• Energie (MWh): 7.500.000 EUR (45%)
• Fix: 3.000.000 EUR (18%)
• TOTAL: 16.200.000 EUR

Implicații pentru dimensionare

Adăugarea capacității MWh este relativ ieftină față de adăugarea MW:

• +1 MW putere: ~380.000 EUR
• +1 MWh energie: ~250.000 EUR
• Raport cost: MW este cu 50% mai scump decât MWh

De aceea, dacă aplicația permite (durata descărcare >1 oră), are sens economic să ai raport 1:2 sau chiar 1:3 (MWh ieftin, MW scump).

Însă în România, piața limitează utilitatea MWh peste raportul 1:2 (vârf seară doar 3-4 ore), deci sweetspot rămâne 1:2.

Strategia Battery.Network: 15 MW / 30 MWh Optimizat

Pentru portofoliul de 45 MW (3 × 15 MW), Battery.Network a selectat configurația 15 MW / 30 MWh pe baza:

Rationale tehnic

1. C-rate optim 0.5C:
   • Maximizează durata de viață baterii (8.000-10.000 cicluri)
   • Degradare minimă <1.2%/an
   • Permite operare 15 ani fără replacement
2. Durata descărcare 2 ore:
   • Suficientă pentru arbitraj pe 80% din zilele profitabile
   • Overhead pentru AFRR activări prelungite
   • Flexibilitate SOC management
3. Performanță AFRR superioară:
   • Capacitate să răspundă la toate activările fără limitări SOC
   • Permite alocare 10 MW AFRR 24/7

Rationale economic

• CAPEX optimizat: 16.5M EUR vs 12M (1:1) sau 25M (1:4)
• Venituri maxime: Mix AFRR + arbitraj generează 7.1M EUR/an (vs 4.8M pentru 1:1)
• TIR maxim: 28-32% (vs 25-28% pentru 1:1 sau 22-26% pentru 1:4)
• Payback optim: 5.2 ani (acceptabil pentru investitori)
• NPV maxim: 26M EUR (10 ani, WACC 8%)

Performanță proiectată 15 MW / 30 MWh (Battery.Network)

Tendințe Piață 2025-2030: Evoluția Raportului MW/MWh

Piața globală de BESS arată tendințe clare pentru viitor:

Trend 1: Creșterea duratei de descărcare

• 2020-2022: Dominant 1:1 (1 oră) pentru aplicații power-intensive (FCR, frequency response)
• 2023-2024: Tranziție spre 1:2 (2 ore) pentru AFRR + arbitraj
• 2025-2027: Proiecție 1:3 sau 1:4 (3-4 ore) pentru integrare regenerabile și arbitraj extins
• 2028-2030: Segmentare: 1:1 pentru grid services, 1:6+ pentru stocare de lungă durată

Trend 2: Scăderea costurilor MWh vs MW

Evoluție costuri (proiecție):

Implicație: MWh devine din ce în ce mai ieftin relativ la MW, favorizând rapoarte >1:2 în viitor

Trend 3: Diversificarea aplicațiilor

• 2025: AFRR + arbitraj (raport 1:2 optim)
• 2027: AFRR + arbitraj + renewable firming (raport 1:3 optim)
• 2030: Sisteme hibride: baterii 1:1 (power) + flow batteries sau H2 (energy >4 ore)

Implicații pentru Battery.Network

Strategia de expansiune:

• 2026 (Fazal 1): 45 MW / 90 MWh (raport 1:2) - Zalău, Seini, Satu Mare
• 2027-2028 (Faza 2): Evaluare raport 1:3 (3 ore) pentru noi situri dacă:
  • Cost baterii scade sub 180k EUR/MWh
  • Piața DAM arată spread-uri susținute >4 ore
  • Prețuri AFRR scad (reducing incentive pentru power-heavy configs)
• 2029-2030 (Faza 3): Potential sisteme hibride LFP (1-2 ore) + flow batteries sau Na-ion (4-8 ore)

Concluzie

Dimensionarea corectă a raportului MW/MWh este cea mai critică decizie tehnică pentru succesul economic al unui proiect BESS:

• Pentru piața românească 2025, raportul optim este 1:2 (exemplu: 15 MW / 30 MWh)
• Acest raport oferă sweet spot între cost CAPEX și potențial de venituri
• C-rate 0.5C asigură degradare minimă și durată de viață maximă (8.000-10.000 cicluri)
• Durata 2 ore acoperă 80%+ din oportunități arbitraj în România
• Permite flexibilitate pentru mix AFRR + arbitraj, maximizând diversificarea veniturilor

Battery.Network a validat această configurație prin modelare financiară extensivă și simulare Monte Carlo, rezultând în TIR proiectat 28-32% și NPV 26M EUR pe 10 ani pentru fiecare sit de 15 MW / 30 MWh.

Articole conexe