Herversending 2.0 en grootskaalse batteryberging: Vloek of Segen vir die kragnetwerk? Die ambivalente rol van reuse-batterybergingstelsels

Herversending 2.0 in eenvoudige terme verduidelik: Wat aanlegoperateurs en bergingsbeleggers moet weet

Duitsland se elektrisiteitsnetwerk staar 'n historiese strestoets in die gesig: Terwyl windturbines in die noorde teen volle kapasiteit loop, is daar dikwels 'n gebrek aan transmissielyne om die energie na die industriële sentrums van die suide te vervoer. Om 'n ineenstorting van die voorsiening te voorkom, tree netwerkoperateurs amper 24 uur per dag in opwekking in – 'n proses wat bekend staan ​​as herversending, wat verbruikers jaarliks ​​miljarde kos.

Die energie-oorgang het hierdie stelsel egter fundamenteel verander. Waar voorheen 'n paar groot kragsentrales sentraal beperk is, moet vandag tienduisende gedesentraliseerde aanlegte, sonparke en toenemend hoëprestasie-grootskaalse batterybergingstelsels gekoördineer word. Sedert die bekendstelling van Redispatch 2.0 in Oktober 2021, is verspreidingsnetwerkoperateurs en kleiner aanlegte-operateurs ook verplig om die fisiese stabiliteit van die netwerk te verseker.

Die rol van die ontluikende grootskaalse batterybergingstelsels is veral interessant: hulle word gesien as 'n baken van hoop vir die energie-oorgang, maar – indien verkeerd gebruik – kan hulle eintlik plaaslike knelpunte vererger. Die probleem lê dikwels nie by die tegnologie self nie, maar by 'n gebrek aan streeksprysseine. Die volgende V&A-gids ondersoek in detail hoe moderne opeenhopingsbestuur werk, waarom koste ontplof, watter rol batteryberging hierin speel, en waarom die bespreking oor elektrisiteitspryssones van kritieke belang is vir die toekomstige sekuriteit van ons energievoorsiening.

Wat word met herversending bedoel en waarom is hierdie term so sentraal tot die Duitse elektrisiteitsnetwerk?

Herversending verwys na ingrypings in die opwekkingsuitset van kragsentrales om transmissielyne teen oorbelasting te beskerm. Indien 'n bottelnek by 'n spesifieke punt in die netwerk dreig, word kragsentrales aan die nabye kant van die bottelnek opdrag gegee om hul invoer te verminder, terwyl aanlegte aan die verste kant van die bottelnek hul invoer moet verhoog. Dit skep 'n lasvloei wat die bottelnek teenwerk. Die term word gereeld in energiebeleidsdebatte gebruik, maar selde in sy volle omvang verduidelik. Tog is dit sentraal tot die begrip van moderne netwerke, aangesien dit die meganisme beskryf waardeur netwerkoperateurs die fisiese stabiliteit van die elektrisiteitsnetwerk intyds verseker. Sonder herversending sal netwerkbottelnekke lei tot onbeheerde oorbelastings, wat in die ergste geval watervalonderbrekings kan veroorsaak. Die beginsel is aanvanklik eenvoudig: As te veel elektrisiteit op een punt in die netwerk ingevoer word, moet opwekking daar verminder en vergoed word op 'n ander punt. Die praktiese implementering van hierdie beginsel het egter oor die jare aansienlik verander, veral as gevolg van die massiewe uitbreiding van hernubare energieë en die gepaardgaande desentralisasie van elektrisiteitsopwekking.

Wat is die wetlike grondslae van herversending en waar lê die historiese wortels daarvan?

Die oorsprong van herversending strek terug na die Duitse Energiebedryfwet (EnWG) van 2005. Artikel 13 van die EnWG, wat op 13 Julie 2005 in werking getree het, verplig transmissiestelseloperateurs om stelselsekuriteit te verseker. Dit bepaal spesifiek dat transmissiestelseloperateurs gemagtig en verplig is om bedreigings of ontwrigtings aan die elektrisiteitsvoorsieningstelsel uit te skakel deur middel van netwerkverwante, markverwante en addisionele reserwemaatreëls. In wat destyds 'n hoogs gesentraliseerde kragstasiestelsel was, het dit beteken dat individuele groot kragstasies in die geval van dreigende netwerkoorlading opdrag kon kry om hul invoer aan te pas. Dit het hoofsaaklik konvensionele aanlegte in die 220 kV- en 380 kV-transmissienetwerk geraak. Die aantal geaffekteerde aanlegte was hanteerbaar, kommunikasiekanale was kort en die koördineringspoging was relatief laag. Die stelsel het gefunksioneer in 'n omgewing waar 'n paar groot kragstasies die meerderheid van die elektrisiteitsopwekking hanteer het en lasvloei hoogs voorspelbaar was. Hierdie basiese beginsel van gesentraliseerde beheer het die basis gevorm waarop alle daaropvolgende uitbreidings en hervormings gebou is.

Hoe het die uitbreiding van hernubare energie die elektrisiteitstelsel verander?

Met die uitbreiding van hernubare energie vanaf 2010 het die stelselstruktuur fundamenteel verander. Tienduisende gedesentraliseerde kragopwekkers het geleidelik 'n paar gesentraliseerde kragsentrales vervang. Op mediumtermyn sal ongeveer 90 persent van die opwekkingsfasiliteite aan die verspreidingsnetwerke gekoppel wees, terwyl groot kragsentrales steeds in belangrikheid sal afneem. Hierdie transformasie het gelei tot nuwe transmissieroetes, veral van noord na suid, aangesien 'n groot deel van windenergie in Noord-Duitsland opgewek word, terwyl die hoofverbruiksgebiede in die suide en weste is. Die transmissiekapasiteite was, en is in baie gevalle steeds, onvoldoende gedimensioneer om al die opgewekte elektrisiteit na die verbruiksentrums te vervoer. Terselfdertyd, naas tradisionele herversending, het invoerbestuur onder die Wet op Hernubare Energiebronne vir hernubare energie-aanlegte voortbestaan. Hierdie parallelle struktuur, waarin konvensionele kragsentrales via herversending en hernubare energie-aanlegte via invoerbestuur gereguleer is, het gelei tot toenemende kompleksiteit en stygende koste vir opeenhopingsbestuursmaatreëls. Wind- en sonkragsentrales genereer energie afhangende van die weer en tyd van die dag, wat die voorspelbaarheid van lasvloei aansienlik bemoeilik en die behoefte aan beheermaatreëls verhoog.

Wat was die probleem met die ou stelsel van herversending en invoerbestuur?

Die ou stelsel is gekenmerk deur 'n strukturele verdeling wat toenemend ondoeltreffend geword het. Aan die een kant was daar die klassieke herversending volgens Artikel 13 van die Duitse Energiewet (EnWG), wat uitsluitlik op die transmissienetwerk toegepas is en konvensionele opwekkingsaanlegte met meer as 10 megawatt geïnstalleerde nominale kapasiteit geraak het. Die transmissiestelseloperateurs kon hierdie aanlegte reguleer om netwerkopeenhoping te vermy. Aan die ander kant was daar invoerbestuur volgens die Wet op Hernubare Energiebronne (EEG) en die Wet op Gekombineerde Hitte- en Kragverhitting (KWKG), wat die regulering van hernubare energieaanlegte en WKK-aanlegte afsonderlik vir netwerkopeenhopingsbestuur aangespreek het. Met invoerbestuur is aanlegte ingekort op grond van werklike waardes, d.w.s. in akute situasies. Proaktiewe, voorspellingsgebaseerde beplanning het ontbreek. Inkorting het ad hoc plaasgevind, wat gelei het tot hoër koste en 'n ondoeltreffende gebruik van beskikbare hulpbronne. Die koste vir algehele netwerkopeenhopingsbestuur het tussen 2019 en 2023 aansienlik toegeneem, van €1,3 miljard tot €3,2 miljard. In 2023 het ongeveer 19 terawatt-uur elektrisiteit verlore gegaan weens netwerkbottelnekke, wat ooreenstem met ongeveer vier persent van Duitsland se totale elektrisiteitsopwekking. Windplase op see en aan land is veral geraak.

Wat presies is met die Wet op die Versnelling van die Netwerkuitbreiding 2019 besluit?

Die politieke reaksie op die groeiende probleme het in 2019 gekom met die wysiging van die Wet op die Versnelling van die Netwerkuitbreiding, wat op 17 Mei 2019 in werking getree het. Die doel was om herversending en invoerbestuur saam te voeg in 'n geïntegreerde opeenhopingsbestuurstelsel. Die vorige invoerbestuursregulasies kragtens die Wet op Hernubare Energiebronne (EEG) en die Wet op Gekombineerde Hitte en Krag (KWKG) is herroep en vervang deur 'n verenigde herversendingsregime, bekend as Herversending 2.0, gebaseer op Artikels 13, 13a en 14 van die Energiebedryfwet (EnWG). Dit was bedoel om 'n eenvormige, voorkomende opeenhopingsbestuurstelsel vir elektrisiteitsvoorsiening dwarsdeur Duitsland te vestig. Hernubare energie- en gekombineerde hitte- en kragstasies (CHP) is nie meer afsonderlik behandel nie, maar is gereguleer volgens dieselfde wetlike raamwerk as konvensionele kragstasies. Die implementeringstermyn is vasgestel vir 1 Oktober 2021, met aanvanklike data-indieningsverpligtinge wat reeds in Julie 2021 begin het.

Sedert wanneer is Redispatch 2.0 in werking en wat is fundamenteel nuut daaraan?

Sedert 1 Oktober 2021 is Redispatch 2.0 verpligtend vir alle markdeelnemers. Die nuwe aspek was nie die moontlikheid van intervensie self nie, maar die omvattende stelselintegrasie daarvan. Alle beheerbare aanlegte met 'n kapasiteit van 100 kilowatt of meer, insluitend konvensionele kragsentrales, hernubare energie-aanlegte en energiebergingsfasiliteite, is sedertdien ingesluit in opeenhopingsbestuur. Dit is 'n fundamentele verskil van die ou stelsel, waar slegs groot konvensionele kragsentrales van meer as 10 megawatt direk deur herdispatch geraak is. In die nuwe proses bepaal die netwerkoperateur die netwerktoestand vir 'n beplanningshorison van ongeveer 36 uur vooruit en optimaliseer dit soos nodig. Dit vereis lading- en invoervoorspellings. Indien opeenhoping geïdentifiseer word, moet die netwerkoperateur dit oplos met behulp van koste-effektiewe maatreëls. Nog 'n belangrike innovasie is dat hierdie maatreëls gebalanseerd moet wees in terme van beide energie en energieverbruik, wat verseker dat aanlegoperateurs geen finansiële nadele ly as gevolg van beheerintervensies nie. Verder is die hantering nie meer uitsluitlik die verantwoordelikheid van die transmissiestelseloperateurs nie, maar ook van alle verspreidingstelseloperateurs, wat dus 'n sleutelpilaar van opeenhopingsbestuur geword het.

Hoe werk die Redispatch 2.0-proses in detail?

Die Redispatch 2.0-proses is gebaseer op 'n beplanningsgebaseerde benadering wat fundamenteel verskil van die vorige reaktiewe benadering. Netwerkoperateurs skep opeenhopingsvoorspellings gebaseer op omvattende data van alle netwerkdeelnemers, veral van kragsentrales wat die netwerk voed en groot verbruikers. Aanlegoperateurs dien óf beplande óf voorspelde data in, afhangende van die gekose balanseringsmodel. In die voorspellingsmodel moet inligting oor markverwante aanpassings en onbeskikbaarheid aan die netwerkoperateur verskaf word sodat die operateur opwekkingsvoorspellings kan skep. In die beplande waardemodel is die aanlegoperateur verantwoordelik vir die indien van beide voorspelde en beplande data.

Gebaseer op hierdie data en intydse inligting, kan die netwerkoperateur potensiële netwerkbottelnekke vroegtydig identifiseer en geteikende, proaktiewe aksie neem. Alternatiewe skedules word bereken vir voorsienbare oorbelastings, en afwykings van die markskedule word gebalanseer. Artikel 13a van die Duitse Energiebedryfwet (EnWG) reguleer die balansering en finansiële vergoeding aan die aanlegoperateur. Die balanseringsgroepbestuurder, in die meeste gevalle die direkte bemarker, ontvang energievergoeding van die netwerkoperateur vir die ontbrekende hoeveelheid in hul balanseringsgroep. In die nuwe proses word die hoeveelheid energie wat per kwartier ingevoer en ingekort word, aan 'n balanseringsgroep toegeken. Hierdie stelsel vereis bedryfswye samewerking tussen transmissiestelseloperateurs, verspreidingstelseloperateurs, aanlegoperateurs, balanseringsgroepbestuurders en sogenaamde ontplooiingsbestuurders, aan wie aanlegoperateurs 'n groot gedeelte van hul verantwoordelikhede kan delegeer.

Wat is die huidige koste van netwerkopeenhopingsbestuur en hoe het dit ontwikkel?

Die koste van netwerkopeenhopingsbestuur het die afgelope paar jaar aansienlik gewissel. In 2022 het die totale koste 'n piek van ongeveer €4,2 miljard bereik, gedryf deur die energiekrisis en uiters hoë brandstof- en groothandelpryse. In 2023 het die voorlopige totale koste gedaal tot net minder as €3,1 miljard, ten spyte van 'n toename in die volume maatreëls wat geïmplementeer is tot 34 297 gigawatt-uur. Hierdie daling was te wyte aan die verlaging van energiepryse, aangesien groothandel-elektrisiteitspryse van net meer as €230 tot ongeveer €92 per megawatt-uur gedaal het. Voorlopige ontplooiingskoste vir herversendingsmaatreëls met behulp van konvensionele kragsentrales het ongeveer €1,8 miljard in 2023 beloop, terwyl die koste van die vermindering van hernubare energie-uitset verdriedubbel het tot ongeveer €600 miljoen.

In 2024 het die volume maatreëls met ongeveer 12 persent afgeneem tot 30 304 gigawatt-uur, en die voorlopige totale koste het verder gedaal tot ongeveer € 2,78 miljard. Die vierde kwartaal van 2024 het egter 'n kommerwekkende toename getoon: 10 424 gigawatt-uur moes gebruik word om die netwerk te stabiliseer, 'n styging van 19 persent in vergelyking met dieselfde kwartaal van die vorige jaar. Desember 2024 was veral noemenswaardig, met koste van € 370 miljoen wat in daardie maand alleen aangegaan is, 'n nuwe rekordhoogtepunt sedert die energiekrisis. Ongeveer 47 persent van die ingekorte hernubare energie-aanlegte was in 2024 aan die verspreidingsnetwerk gekoppel, met die oorsaak in 74 persent van die gevalle in die transmissienetwerk. Terselfdertyd is daar 'n toenemende verskuiwing van knelpunte na die verspreidingsnetwerk: die aandeel daarvan in herversendingsvolumes het gestyg van 20 persent in 2023 tot 26 persent in 2024. Hierdie koste word deurgegee aan elektrisiteitspryse via netwerkkoste en raak dus alle verbruikers.

Waarom is Redispatch 2.0 veral relevant vir grootskaalse batterybergingstelsels?

'n Grootskaalse batterystoorstelsel met 'n kapasiteit van baie megawatt is tegnies in staat om beduidende hoeveelhede energie oor tyd te verskuif. Die werklike invoer daarvan is egter onderhewig aan die netwerkargitektuur. Dit is in staat tot herversending, vereis voorspelling en is geïntegreer in opeenhopingsbestuur. Kapasiteit alleen waarborg nie invoer nie: waar stelselstabiliteit vereis word, moet bemarking 'n agtergrond kry. Veral met groot geïnstalleerde kapasiteit is integrasie in netwerkbeplanning, voorspellingsmodelle en opeenhopingsbestuur van kardinale belang. Groot batterye kan knelpunte verlig deur selektief te laai of te ontlaai. Die kritieke punt is egter dat hulle self ook deel van die knelpuntscenario kan word as verskeie stelsels probeer om gelyktydig krag in te voer.

Die mark vir grootskaalse batterybergingstelsels in Duitsland groei vinnig. Geïnstalleerde kapasiteit het teen 2025 meer as 2 gigawatt nominale krag bereik, en 1,46 gigawatt nuwe kapasiteit sou na verwagting in 2025 alleen aanlyn kom. 'n Sewevoudige toename in kapasiteit in vergelyking met 2024 word teen 2027 geprojekteer, en verskeie voorspellings voorspel dat die totale kapasiteit teen 2030 15 gigawatt kan bereik. Netwerkoperateurs se versoeke vir batterybergingverbindings oorskry nou bestaande kapasiteite met byna honderdvoudig. Met sulke groeikoerse word die vraag na die integrasie van hierdie stelsels in opeenhopingsbestuur toenemend dringend.

Ons EU- en Duitse kundigheid in sake-ontwikkeling, verkope en bemarking - Beeld: Xpert.Digital

Bedryfsfokusareas: B2B, digitalisering (van KI tot XR), meganiese ingenieurswese, logistiek, hernubare energie en nywerheid

Meer inligting hier:

• Kundige Besigheidsentrum

'n Tematiese spilpunt wat insigte en kundigheid bied:

• Kennisplatform wat globale en streeksekonomieë, innovasie en bedryfspesifieke tendense dek
• 'n Versameling van ontledings, insigte en agtergrondinligting uit ons belangrikste fokusgebiede
• 'n Plek vir kundigheid en inligting oor huidige ontwikkelinge in besigheid en tegnologie
• 'n Spoorpunt vir maatskappye wat inligting soek oor markte, digitalisering en bedryfsinnovasies

Is groot batterye oor die algemeen goed of sleg vir die kragnetwerk?

Hierdie vraag kan nie in die algemeen beantwoord word nie, aangesien dit afhang van die ligging, bedryfsmodus en die spesifieke netwerksituasie. 'n Studie deur Neon Neue Energieökonomik, in opdrag van die stoorontwikkelaar Eco Stor, het die werkverrigting van twee groot batterye in Sleeswyk-Holstein en Beiere vir elke kwartier van die jaar ondersoek. Die resultate toon dat netwerkoperateurs herversendingskoste van 3 tot 6 euro per jaar bespaar vir elke kilowatt batterykapasiteit. Groot batterye moet dus geensins as inherent lastig vir die netwerk beskou word nie, selfs al word dit soms in die energiebeleidsdebat voorgestel.

Hierdie netwerkverligting vind tans egter bloot toevallig plaas, aangesien Duitsland slegs een elektrisiteitspryssone het en dus geen streekspryse nie. Batterye werk volgens die eenvormige pryssein op die groothandel- en balanserende energiemarkte. Netwerkbottelnekke is vir hulle onsigbaar. Gedetailleerde analise toon dat 'n groot battery die netwerk met ongeveer gelyke frekwensie verlig en belas, elk in ongeveer 20 persent van die kwartier. In die oorblywende 60 persent van die tyd is die battery óf onaktief óf is die netwerk vry van opeenhoping. Fraunhofer ISE wys ook daarop dat groot batterybergingstelsels, wat hoofsaaklik volgens markmeganismes bedryf word, plaaslike kragpieke kan versterk deur ongunstige laai- en ontlaaigedrag, waardeur transformator- en lynlaste vererger word.

Wat beteken netwerkvriendelike werking vir groot batterybergingstelsels?

Netwerkondersteunende bedryf verwys na die geteikende gebruik van 'n stoorstelsel om die netwerk te stabiliseer, knelpunte te voorkom of vir spanningsfluktuasies te vergoed. Dit verskil van suiwer markondersteunende bedryf, waar elektrisiteit hoofsaaklik teen lae pryse aangekoop en teen hoër pryse verkoop word – 'n klassieke geval van prysarbitrage. 'n Grootskaalse batterystoorstelsel word as netwerkondersteunend beskou as die plasing daarvan binne die netwerk en die bedryfsmodus daarvan die netwerklas verminder, wat byvoorbeeld kan lei tot 'n vermindering in die behoefte aan netwerkuitbreiding.

In die praktyk kan beide benaderings gekombineer word: 'n Bergingstelsel kan ekonomies aan die mark deelneem terwyl dit terselfdertyd die netwerk bedien. Studies toon dat netwerkondersteunende bergingstelsels selektief elektrisiteit absorbeer wanneer hoë invoer dreigend is en dit later terugvoer. Dit verminder die behoefte aan ingrypings en verhoog die sekuriteit van voorsiening. Vir batterybergingstelsels om netwerkondersteunend te wees, moet hulle geïnstalleer word waar die netwerk onder besondere druk verkeer. Intelligente beheer is ook van kardinale belang, aangesien dit verseker dat die bergingstelsel op die regte oomblik reageer en energie doeltreffend verskaf. Hoe groter en meer buigsaam 'n bergingstelsel ontwerp is, byvoorbeeld met 'n minimum ontladingstyd van vier uur, hoe groter is die bydrae daarvan tot netwerkverligting.

Waarom is daar tans geen effektiewe aansporings vir netwerkvriendelike gedrag van groot batterye nie?

Die probleem lê in die ontwerp van die Duitse elektrisiteitsmark. Duitsland het tans 'n enkele elektrisiteitspryssone met eenvormige dagvooruitpryse. Dit beteken dat die elektrisiteitsprys op die beurs oral in Duitsland dieselfde is, ongeag of daar probleme met netwerkopeenhoping in 'n spesifieke streek is. Batterybergingstelsels en alle ander markdeelnemers maak staat op hierdie eenvormige pryssein in die groothandel- en balanserende energiemarkte. Netwerkopeenhoping is eenvoudig onsigbaar vir hulle omdat daar geen pryssein is wat streeksbottelnekke weerspieël nie.

In hierdie stelsel is daar geen finansiële aansporing om op 'n netwerkvriendelike wyse op te tree nie. 'n Bergingsfasiliteit in Sleeswyk-Holstein wat tydens sterk winde laai, doen dit nie omdat daar 'n netwerkbottelnek daar is nie, maar omdat die landwye elektrisiteitsprys tans laag is. Dat hierdie gedrag gelyktydig netwerkvriendelik is, is pure toeval. Die studie deur Neon New Energy Economics het drie regulatoriese benaderings ondersoek om netwerkvriendelike gedrag te versterk. 'n Dinamiese herversendingspryssein, wat die netwerksituasie elke 15 minute weerspieël, het die beste presteer. So 'n pryssein skep beide die grootste toegevoegde waarde vir die netwerk en die minste verlies aan markwaarde.

Watter rol speel die bespreking oor elektrisiteitspryssones vir groot batteryberging en herversending?

Die debat rondom die verdeling van Duitsland se elektrisiteitspryssone het die afgelope paar jaar aansienlike momentum gekry en is direk gekoppel aan die kwessies van herversending en grootskaalse batteryberging. As deel van sy Biedsone-oorsig het die EU-kommissie 'n hersiening van die Europese biedsones versoek en 'n verdeling van Duitsland in twee tot vier sones voorgestel. 'n Studie deur Agora Energiewende en die Fraunhofer IEE kom tot die gevolgtrekking dat 'n stelsel van plaaslike pryse herversendingskoste aansienlik kan verminder en die sekuriteit van voorsiening kan versterk. Reeds in 2023 kon plaaslike prysseine die elektrisiteitskoste vir besighede en huishoudings met gemiddeld meer as €6 per megawattuur landwyd verminder het.

'n Kort verslag deur Neon Neue Energieökonomik, in opdrag van die energieverskaffer Enercity, skat die gevolglike knelpunthuur in Duitsland op ongeveer €2 miljard per jaar indien die elektrisiteitsnetwerk in vier tot vyf pryssones verdeel sou word. 'n Studie deur die Tegniese Universiteit van München toon egter dat die prysverskille tussen 'n paar groot elektrisiteitspryssones klein is en slegs geringe besparings in herversendingskoste tot gevolg het. In teenstelling hiermee lei noduspesifieke noduspryse tot 'n beduidende vermindering in herversending en algehele koste. Streeksprysseine sou van enorme belang wees vir grootskaalse batterybergingstelsels, aangesien dit vir die eerste keer 'n ekonomiese aansporing vir netwerkvriendelike gedrag sou skep. Die nuwe Duitse regering het egter in sy koalisie-ooreenkoms ingestem om die verenigde elektrisiteitspryssone vir eers te handhaaf.

Hoe word aanlegoperateurs finansieel vergoed tydens 'n herversendingsoperasie?

Indien die netwerkoperateur die opwekking aanpas, reguleer Artikel 13a van die Duitse Energiewet (EnWG) die balansering en finansiële vergoeding aan die aanlegoperateur. Die balanseringsgroepbestuurder van die betrokke invoer- of afvoerpunt het 'n eis teen die transmissiestelseloperateur wat die versoek vir opwekkingsaanpassing uitgereik het vir balanseringsvergoeding vir die maatreël. Verder moet die aanpassing van aktiewe of reaktiewe kragopwekking finansieel voldoende vergoed word. Voldoende finansiële vergoeding sluit die nodige uitgawes vir die werklike opwekkingsaanpassings, die pro rata verbruik van die aanleg se waarde en die bewese verlore inkomste in.

In Junie 2024 het die Federale Netwerkagentskap 'n uitspraak uitgereik oor die bepaling van die toepaslike finansiële vergoeding vir herversendingsmaatreëls ingevolge Artikel 13a, Paragraaf 2. Die onderliggende beginsel is dat die operateur van 'n hernubare of konvensionele kragsentrale geen ekonomiese nadele as gevolg van beheeringrypings moet ly nie. Hulle word in dieselfde posisie geplaas asof die ingryping nie plaasgevind het nie. Byvoorbeeld, as 'n windplaas in die noorde afgeskakel word omdat die transmissielyn na die suide oorlaai is, moet die operateur steeds vergoed word. Terselfdertyd moet 'n ander kragsentrale in die suide meer elektrisiteit produseer om aan die vraag te voldoen, wat ook koste meebring.

Watter rol speel verspreidingsnetwerkoperateurs in die Redispatch 2.0-proses?

Tot 30 September 2021 was herversending die uitsluitlike verantwoordelikheid van die vier transmissiestelseloperateurs in Duitsland. Met Herversending 2.0 het dit fundamenteel verander. Die verspreidingstelseloperateurs het 'n sleutelpilaar van opeenhopingsbestuur in die Duitse elektrisiteitsnetwerk geword. Hulle moet proaktief netwerkbottelnekke identifiseer en dan toepaslike maatreëls bepaal, koördineer en implementeer terwyl netwerk- en voorsieningsveiligheid verseker word. Dit vereis dat hulle hul netwerke modelleer met betrekking tot verwagte laste en voorspelde netwerktoestande. Om knelpunte uit te skakel, moet die verspreidingstelseloperateurs alle hernubare energie-aanlegte, gekombineerde hitte- en kragverhittingsaanlegte (CHP) en stoorfasiliteite met 'n kapasiteit van 100 kilowatt of meer insluit.

Dit verteenwoordig 'n beduidende uitbreiding van hul bestaande verantwoordelikhede en vereis nuwe markrolle en prosesse om intyds en gebaseer op voorspellings op potensiële knelpunte te reageer. Die toenemende knelpunte in die verspreidingsnetwerk beklemtoon die belangrikheid van hierdie ontwikkeling. Die verspreidingsnetwerk se aandeel van herversendingsvolumes vir hernubare energie-aanlegte het gestyg van 20 persent in 2023 tot 26 persent in 2024, 'n tendens wat waarskynlik sal voortduur met die verdere uitbreiding van gedesentraliseerde opwekking.

Hoe presies kan grootskaalse batterybergingstelsels bydra tot die vermindering van netwerkopeenhoping?

Batterybergingstelsels kan presies ingryp wanneer netwerkbottelnekke voorkom. Wanneer te veel elektrisiteit opgewek word, absorbeer hulle energie en stel dit later vry wanneer die vraag toeneem. Grootskaalse bergingstelsels reageer binne millisekondes, wat hulle ideaal maak om betroubaar te kompenseer vir spanningskommelings, frekwensie-onstabiliteite of plaaslike laspieke. Hulle bied balanserende krag en kan kragonderbrekings voorkom. Elke vermyde herversendingsmaatreël bespaar koste en verhoed dat elektrisiteit uit hernubare bronne vermors word.

In 'n praktiese scenario kan 'n grootskaalse batterybergingstelsel in Noord-Duitsland selektief gelaai word tydens sterk winde, waardeur die piek in invoer verminder word wat andersins tot netwerkoorlading sou lei. Fraunhofer ISE analiseer of grootskaalse batterybergingstelsels op 'n netwerkondersteunende wyse vir spesifieke liggings bedryf kan word deur opwekkings- en lastydreekse vanaf die betrokke substasie te ondersoek, die gevolglike kragvloei te modelleer en netwerkondersteunende bedryfstrategieë te simuleer. Verder ondersoek die analise of herversendingsmaatreëls in die verlede op die spesifieke ligging geïmplementeer is. Dit bied ook nuwe geleenthede vir munisipaliteite, netwerkoperateurs en projekontwikkelaars, aangesien batterybergingstelsels plaaslike toegevoegde waarde skep, netwerkspanning verminder en plaaslike voorsieningsveiligheid versterk.

Waarom kan groot batterystoorstelsels self 'n probleem vir netwerkstabiliteit word?

Die elektrisiteitstelsel het getransformeer van 'n gesentraliseerde kragsentrale-beheerstelsel na 'n datagedrewe koördinering van gedesentraliseerde hulpbronne. In hierdie nuwe stelsel is dit nie net die kraglewering wat saak maak nie, maar ook die integrasie in die stelselargitektuur. 'n Grootskaalse batterybergingstelsel met enorme kapasiteit kan problematies raak as dit uitsluitlik op grond van markseine werk sonder om die plaaslike netwerksituasie in ag te neem. As verskeie bergingstelsels in 'n streek gelyktydig krag in die netwerk wil invoer omdat elektrisiteitspryse tans hoog is, kan dit die einste knelpunte wat vermy moet word, veroorsaak of vererger.

Grootskaalse batterybergingstelsels, wat hoofsaaklik volgens markmeganismes bedryf word, kan plaaslike kragpieke versterk deur ongunstige laai- en ontlaaipatrone, wat die las op transformators en transmissielyne verhoog. Die vinnig groeiende aantal grootskaalse batterybergingstelsels vererger hierdie probleem moontlik. Met netwerkverbindingsversoeke wat nou 200 gigawatt oorskry, is dit duidelik dat die koördinering van hierdie stelsels een van die belangrikste uitdagings van die komende jare verteenwoordig. Die deurslaggewende punt is dat kapasiteit alleen nie invoer waarborg nie. Waar stelselstabiliteit noodsaaklik is, moet bemarking 'n agtergrond inneem. 'n Bergingstelsel wat inkomste in die mark wil genereer, moet aanvaar dat sy invoeropsies beperk word deur die fisiese grense van die netwerk en die besluite van die netwerkoperateurs.

Hoe lyk die toekoms van knelpuntbestuur, en wat beteken Redispatch 3.0?

Terwyl Redispatch 2.0 hoofsaaklik opwekkingsfasiliteite in opeenhopingsbestuur integreer, is 'n verdere ontwikkeling in die rigting van Redispatch 3.0 daarop gemik om stoorfasiliteite, elektroliseerders en beheerbare ladings selfs nouer te integreer. Die doelwit is selfs fyner koördinering van opwekking en verbruik via digitale platforms en intydse data. Die bespreking rondom elektrisiteitspryssones en plaaslike prysseine sal 'n deurslaggewende rol hierin speel. Indien regulatoriese aansporings vir netwerkvriendelike gedrag suksesvol geskep kan word, kan grootskaalse batterystoorstelsels 'n aansienlik groter rol in opeenhopingsvermyding speel as wat hulle vandag doen. Die studie deur Neon New Energy Economics kom tot die gevolgtrekking dat 'n dinamiese herdispatch-pryssein die grootste toegevoegde waarde vir die netwerk sal skep, terwyl verliese in markwaarde gelyktydig geminimaliseer word.

Tegnologiese vooruitgang ondersteun hierdie tendens: Die koste van litiumioonbatterye het met ongeveer 84 persent in die afgelope tien jaar gedaal, en die neiging is na groter stelsels met langer bergingsduur. Terwyl die gemiddelde batteryprojek in 2022 steeds 'n een-uur-stelsel was, oorheers twee-uur-stelsels nou, en vier- en ses-uur-stelsels word ook toenemend gebruik. Teen 2030 kan die bergingskapasiteit van grootskaalse batterybergingstelsels in Duitsland tot 57 gigawatt-uur toeneem met 'n totale uitset van 15 gigawatt. Op die lang termyn, teen 2050, is 'n kapasiteit van 60 gigawatt, of 271 gigawatt-uur, selfs moontlik. Met hierdie kapasiteite kan grootskaalse batteryberging 'n sleutelinstrument vir opeenhopingsbestuur word, mits die regulatoriese raamwerk die regte aansporings skep.

Wat beteken dit alles vir die energie-oorgang as geheel?

Die Duitse elektrisiteitstelsel ondergaan 'n fundamentele transformasie. Die energie-oorgang het die voorheen sentraal beheerde stelsel omskep in 'n hoogs komplekse netwerk van gedesentraliseerde produsente, wat nuwe koördineringsmeganismes vereis. Herversending 2.0 is 'n sleutelkomponent van hierdie nuwe koördinering, wat alle relevante belanghebbendes in 'n verenigde opeenhopingsbestuurstelsel integreer. Grootskaalse batterybergingstelsels is beide deel van die oplossing en 'n potensiële bron van nuwe uitdagings. Hulle kan opeenhoping verlig, balanserende krag verskaf, hernubare energieë integreer en die behoefte aan netwerkuitbreiding verminder. Terselfdertyd vereis hulle noukeurige integrasie in die stelselargitektuur om te verhoed dat hulle self opeenhopingsdrywers word.

Die belangrikste hefbome vir die toekoms lê in die verdere ontwikkeling van elektrisiteitsmarkontwerp in die rigting van prysseine wat knelpunte in die netwerk openbaar, in versnelde netwerkuitbreiding, in die digitalisering van netwerkbeheer, en in regulatoriese raamwerke wat netwerkvriendelike gedrag beloon. Die energiestelsel van die toekoms sal nie meer deur 'n paar groot kragsentrales beheer word nie, maar deur die datagedrewe koördinering van honderdduisende gedesentraliseerde hulpbronne, van windturbines en sonpanele tot batteryberging, elektroliseerders en beheerbare laste. Redispatch 2.0 het die grondslag gelê vir hierdie koördinering. Die komende jare sal wys of die regulatoriese raamwerke tred kan hou met die dinamika van tegnologiese verandering.

☑️ Ons besigheidstaal is Engels of Duits

☑️ NUUT: Korrespondensie in jou moedertaal!

Konrad Wolfenstein

Ek en my span is bly om as jou persoonlike adviseur vir jou beskikbaar te wees.

Jy kan my kontak deur die kontakvorm hier in te vul of my eenvoudig +49 89 89 674 804 ( München) . My e-posadres is: [email protected]

Ek sien uit na ons gesamentlike projek.

☑️ KMO-ondersteuning in strategie, konsultasie, beplanning en implementering

☑️ Skepping of herbelyning van die digitale strategie en digitalisering

☑️ Uitbreiding en optimalisering van internasionale verkoopsprosesse

☑️ Globale en digitale B2B-handelsplatforms

☑️ Pionier Besigheidsontwikkeling / Bemarking / PR / Handelskoue