Redispečing 2.0 и мащабно съхранение на батерии: Проклятие или Segen за електропреносната мрежа? Амбивалентната роля на гигантските системи за съхранение на батерии

Redispatch 2.0, обяснено на прост език: Какво трябва да знаят операторите на инсталации и инвеститорите в съхранение

Германската електропреносна мрежа е изправена пред исторически стрес тест: Докато вятърните турбини на север работят с пълен капацитет, често липсват преносни линии за пренос на енергия до индустриалните центрове на юг. За да предотвратят срив в доставките, операторите на мрежата се намесват в производството почти денонощно – процес, известен като повторно диспечиране, който струва на потребителите милиарди годишно.

Енергийният преход обаче промени фундаментално тази система. Там, където преди няколко големи електроцентрали бяха централизирано регулирани, днес десетки хиляди децентрализирани централи, соларни паркове и все по-често високоефективни системи за съхранение на големи батерии трябва да бъдат координирани. След въвеждането на Redispatch 2.0 през октомври 2021 г., операторите на разпределителни мрежи и операторите на по-малки централи също са задължени да гарантират физическата стабилност на мрежата.

Ролята на разрастващите се системи за съхранение на енергия от батерии е особено интересна: те се разглеждат като лъч надежда за енергийния преход, но – ако се използват неправилно – всъщност могат да изострят местните затруднения. Проблемът често не се крие в самата технология, а в липсата на регионални ценови сигнали. Следващото ръководство с въпроси и отговори разглежда подробно как работи съвременното управление на претоварването, защо разходите се увеличават драстично, каква роля играе съхранението на енергия от батерии в това и защо дискусията за ценовите зони на електроенергията е от решаващо значение за бъдещата сигурност на нашите енергийни доставки.

Какво се разбира под „редиспечиране“ и защо този термин е толкова важен за германската електроенергийна мрежа?

Преразпределението се отнася до интервенции в производството на електроенергия от електроцентрали, за да се предпазят преносните линии от претоварване. Ако в определена точка от мрежата възникне затруднение, електроцентралите от близката страна на претоварването получават инструкции да намалят подаването си, докато централите от далечната страна на претоварването трябва да увеличат подаването си. Това създава поток на натоварване, който противодейства на претоварването. Терминът често се използва в дебатите за енергийната политика, но рядко се обяснява в пълния му обхват. И все пак той е от основно значение за разбирането на съвременните мрежи, тъй като описва механизма, чрез който операторите на мрежите осигуряват физическата стабилност на електрическата мрежа в реално време. Без преразпределение, претоварванията в мрежата биха довели до неконтролирани претоварвания, които в най-лошия случай биха могли да причинят каскадни прекъсвания. Принципът първоначално е прост: Ако в мрежата се подаде твърде много електроенергия в една точка, производството там трябва да бъде намалено и компенсирано в друга точка. Практическото прилагане на този принцип обаче се е променило значително през годините, особено поради масовото разширяване на възобновяемите енергийни източници и свързаната с това децентрализация на производството на електроенергия.

Какви са правните основи на повторното диспечиране и къде се крият неговите исторически корени?

Корените на повторното диспечиране се простират до Германския закон за енергийната индустрия (EnWG) от 2005 г. Член 13 от EnWG, който влезе в сила на 13 юли 2005 г., задължава операторите на преносни системи да гарантират сигурността на системата. По-конкретно, той гласи, че операторите на преносни системи са упълномощени и задължени да отстраняват заплахи или прекъсвания в електроснабдителната система чрез мерки, свързани с мрежата, пазара и допълнителни резерви. В тогавашна силно централизирана система от електроцентрали това означаваше, че в случай на предстоящо претоварване на мрежата, отделни големи електроцентрали можеха да бъдат инструктирани да коригират захранването си. Това засегна предимно конвенционалните централи в преносната мрежа 220 kV и 380 kV. Броят на засегнатите централи беше управляем, комуникационните канали бяха къси, а усилията за координация бяха сравнително ниски. Системата функционираше в среда, в която няколко големи електроцентрали обработваха по-голямата част от производството на електроенергия, а потоците на натоварване бяха силно предвидими. Този основен принцип на централизиран контрол формира основата, върху която бяха изградени всички последващи разширения и реформи.

Как разширяването на възобновяемите енергийни източници промени електроенергийната система?

С разширяването на възобновяемите енергийни източници от 2010 г. нататък, структурата на системата се промени фундаментално. Десетки хиляди децентрализирани генератори постепенно замениха няколко централизирани електроцентрали. В средносрочен план около 90 процента от производствените мощности ще бъдат свързани към разпределителните мрежи, докато големите електроцентрали ще продължат да губят значение. Тази трансформация доведе до нови преносни маршрути, особено от север на юг, тъй като голяма част от вятърната енергия се генерира в Северна Германия, докато основните райони на потребление са на юг и запад. Преносните капацитети бяха и в много случаи все още са недостатъчно оразмерени, за да транспортират цялата произведена електроенергия до центровете на потребление. В същото време, наред с традиционното преразпределение, управлението на подаването съгласно Закона за възобновяемите енергийни източници продължи да съществува за централите за възобновяема енергия. Тази паралелна структура, при която конвенционалните електроцентрали се регулираха чрез преразпределение, а централите за възобновяема енергия - чрез управление на подаването, доведе до нарастваща сложност и нарастващи разходи за мерки за управление на претоварването. Вятърните и слънчевите електроцентрали генерират енергия в зависимост от времето и времето на деня, което значително усложнява предвидимостта на потоците на натоварване и увеличава необходимостта от мерки за контрол.

Какъв беше проблемът със старата система за повторно диспечиране и управление на подаването на електроенергия?

Старата система се характеризираше със структурно разделение, което ставаше все по-неефективно. От една страна, съществуваше класическото повторно диспечиране съгласно раздел 13 от Германския закон за енергийната индустрия (EnWG), което се прилагаше изключително за преносната мрежа и засягаше конвенционалните електроцентрали с инсталирана номинална мощност над 10 мегавата. Операторите на преносната система можеха да регулират тези централи, за да избегнат претоварване на мрежата. От друга страна, съществуваше управление на захранването съгласно Закона за възобновяемите енергийни източници (EEG) и Закона за комбинирано производство на топлина и електроенергия (KWKG), които разглеждаха отделно регулирането на централите за възобновяема енергия и когенерационните централи за управление на претоварването на мрежата. При управлението на захранването централите бяха ограничавани въз основа на действителните стойности, т.е. в остри ситуации. Липсваше проактивно, базирано на прогнози планиране. Ограничаванията се извършваха ad hoc, което водеше до по-високи разходи и неефективно използване на наличните ресурси. Разходите за цялостно управление на претоварването на мрежата се увеличиха значително между 2019 и 2023 г. от 1,3 милиарда евро на 3,2 милиарда евро. През 2023 г. приблизително 19 тераватчаса електроенергия са били загубени поради затруднения в мрежата, което съответства на около четири процента от общото производство на електроенергия в Германия. Офшорните и наземните вятърни паркове са били особено засегнати.

Какво точно беше решено със Закона за ускоряване на разширяването на мрежата от 2019 г.?

Политическият отговор на нарастващите проблеми дойде през 2019 г. с изменението на Закона за ускоряване на разширяването на мрежата, което влезе в сила на 17 май 2019 г. Целта беше да се обединят преразпределението и управлението на захранването в интегрирана система за управление на претоварването. Предишните разпоредби за управление на захранването съгласно Закона за възобновяемите енергийни източници (EEG) и Закона за комбинирано производство на топлина и електроенергия (KWKG) бяха отменени и заменени от унифициран режим за преразпределение, известен като „Преразпределение 2.0“, базиран на членове 13, 13a и 14 от Закона за енергийната индустрия (EnWG). Целта беше да се установи единна, превантивна система за управление на претоварването на електроснабдяването в цяла Германия. Централите за възобновяема енергия и комбинирано производство на топлина и електроенергия (КПТЕ) вече не се третират отделно, а се регулират съгласно същата правна рамка като конвенционалните електроцентрали. Крайният срок за прилагане беше определен за 1 октомври 2021 г., като първоначалните задължения за подаване на данни започват още през юли 2021 г.

Откога е в сила Redispatch 2.0 и какво е принципно новото в него?

От 1 октомври 2021 г. Redispatch 2.0 е задължителен за всички участници на пазара. Новият аспект не беше самата възможност за интервенция, а цялостната му системна интеграция. Всички управляеми централи с капацитет от 100 киловата или повече, включително конвенционални електроцентрали, централи за възобновяема енергия и съоръжения за съхранение на енергия, оттогава са включени в управлението на претоварването. Това е фундаментална разлика от старата система, където само големи конвенционални електроцентрали над 10 мегавата бяха пряко засегнати от redispatch. В новия процес операторът на мрежата определя състоянието на мрежата за хоризонт на планиране от приблизително 36 часа предварително и я оптимизира, ако е необходимо. Това изисква прогнози за натоварване и подаване на енергия. Ако се установи претоварване, операторът на мрежата трябва да го разреши, използвайки рентабилни мерки. Друга ключова иновация е, че тези мерки трябва да бъдат балансирани както по отношение на енергията, така и по отношение на потреблението на енергия, като се гарантира, че операторите на централите няма да понесат финансови загуби в резултат на контролните интервенции. Освен това, управлението вече не е единствено отговорност на операторите на преносните системи, но и на всички оператори на разпределителните системи, които по този начин се превърнаха в ключов стълб на управлението на претоварването.

Как работи подробно процесът Redispatch 2.0?

Процесът на Redispatch 2.0 се основава на подход, базиран на планиране, който се различава коренно от предишния реактивен подход. Операторите на мрежи създават прогнози за претоварване въз основа на изчерпателни данни от всички участници в мрежата, по-специално от електроцентрали, захранващи мрежата, и големи потребители. Операторите на централи подават или планирани, или прогнозни данни, в зависимост от избрания модел на балансиране. В прогнозния модел, информация за пазарно-свързани корекции и недостъпност трябва да бъде предоставена на оператора на мрежата, за да може операторът да създаде прогнози за производство. В модела на планирана стойност, операторът на централата е отговорен за подаването както на прогнозни, така и на планирани данни.

Въз основа на тези данни и информация в реално време, операторът на мрежата може да идентифицира потенциални претоварвания в мрежата рано и да предприеме целенасочени, проактивни действия. Алтернативни графици се изчисляват за предвидими претоварвания, а отклоненията от пазарния график се балансират. Член 13а от Закона за енергийната индустрия на Германия (EnWG) регулира балансирането и финансовото компенсиране на оператора на централата. Мениджърът на балансираща група, в повечето случаи директният търговец, получава енергийна компенсация от оператора на мрежата за липсващото количество в своята балансираща група. В новия процес количеството енергия, подавано и ограничено на четвърт час, се разпределя на балансираща група. Тази система изисква сътрудничество в целия бранш между операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи, операторите на централи, мениджърите на балансиращи групи и т.нар. мениджъри по внедряване, на които операторите на централи могат да делегират голяма част от своите отговорности.

Какви са текущите разходи за управление на претоварването на мрежата и как са се развили те?

Разходите за управление на претоварването на мрежата са се колебали значително през последните години. През 2022 г. общите разходи достигнаха пик от приблизително 4,2 милиарда евро, обусловени от енергийната криза и изключително високите цени на горивата и цените на едро. През 2023 г. предварителните общи разходи спаднаха до малко под 3,1 милиарда евро, въпреки увеличението на обема на внедрените мерки до 34 297 гигаватчаса. Този спад се дължи на облекчаването на цените на енергията, тъй като цените на електроенергията на едро спаднаха от малко над 230 евро до около 92 евро за мегаватчас. Предварителните разходи за внедряване на мерки за преразпределение, използващи конвенционални електроцентрали, възлизат на приблизително 1,8 милиарда евро през 2023 г., докато разходите за намаляване на производството на възобновяема енергия се утроиха до около 600 милиона евро.

През 2024 г. обемът на мерките е намалял с приблизително 12% до 30 304 гигаватчаса, а предварителните общи разходи са спаднали допълнително до около 2,78 милиарда евро. Четвъртото тримесечие на 2024 г. обаче показва тревожно увеличение: 10 424 гигаватчаса е трябвало да бъдат използвани за стабилизиране на мрежата, което е увеличение с 19% в сравнение със същото тримесечие на предходната година. Декември 2024 г. е особено забележителен, като само през този месец са направени разходи от 370 милиона евро, което е нов рекорд от началото на енергийната криза насам. Около 47% от ограничените централи за възобновяема енергия са били свързани към разпределителната мрежа през 2024 г., като причината е била в преносната мрежа в 74% от случаите. Същевременно се наблюдава нарастващо изместване на пречките към разпределителната мрежа: делът ѝ от обемите на повторно диспечиране се е увеличил от 20% през 2023 г. до 26% през 2024 г. Тези разходи се прехвърлят върху цените на електроенергията чрез мрежовите такси и по този начин засягат всички потребители.

Защо Redispatch 2.0 е особено подходящ за мащабни системи за съхранение на батерии?

Мащабна система за съхранение на батерии с капацитет от много мегавати е технически способна да прехвърля значителни количества енергия с течение на времето. Реалното ѝ подаване обаче зависи от архитектурата на мрежата. Тя е способна на преразпределение, изисква прогнозиране и е интегрирана в управлението на претоварването. Само капацитетът не гарантира подаване: където е необходима стабилност на системата, маркетингът трябва да остане на заден план. Особено при голям инсталиран капацитет, интеграцията в планирането на мрежата, моделите за прогнозиране и управлението на претоварването е от решаващо значение. Големите батерии могат да облекчат пречките чрез селективно зареждане или разреждане. Критичният момент обаче е, че самите те също могат да станат част от сценария на пречките, ако няколко системи се опитат да подадат енергия едновременно.

Пазарът на големи системи за съхранение на батерии в Германия се разраства бързо. Инсталираният капацитет достигна над 2 гигавата номинална мощност до 2025 г., а само през 2025 г. се очакваше да влязат в експлоатация 1,46 гигавата нов капацитет. До 2027 г. се прогнозира седемкратно увеличение на капацитета в сравнение с 2024 г., а различни прогнози предвиждат, че общият капацитет може да достигне 15 гигавата до 2030 г. Заявките на операторите на мрежата за свързване на батерии за съхранение вече надвишават съществуващите капацитети почти стократно. С такива темпове на растеж въпросът за интегрирането на тези системи в управлението на претоварването става все по-належащ.

Нашият опит в областта на развитието на бизнеса, продажбите и маркетинга в ЕС и Германия - Изображение: Xpert.Digital

Фокусни области в индустрията: B2B, дигитализация (от AI до XR), машиностроене, логистика, възобновяеми енергийни източници и промишленост

Повече информация тук:

• Експертен бизнес център

Тематичен център, предлагащ анализи и експертиза:

• Платформа за знания, обхващаща глобалните и регионалните икономики, иновациите и специфичните за индустрията тенденции
• Колекция от анализи, прозрения и обща информация от ключовите ни области на фокус
• Място за експертиза и информация за актуалните развития в бизнеса и технологиите
• Център за компании, търсещи информация за пазари, дигитализация и иновации в индустрията

Големите батерии като цяло добри или лоши ли са за електропреносната мрежа?

На този въпрос не може да се отговори общо взето, тъй като зависи от местоположението, режима на работа и конкретната ситуация в мрежата. Проучване на Neon Neue Energieökonomik, поръчано от разработчика на системи за съхранение на енергия Eco Stor, изследва производителността на две големи батерии в Шлезвиг-Холщайн и Бавария за всеки четвърт час от годината. Резултатите показват, че операторите на мрежата спестяват разходи за повторно диспечиране от 3 до 6 евро годишно за всеки киловат капацитет на батерията. Следователно големите батерии в никакъв случай не трябва да се считат за присъщо обременяващи мрежата, дори ако това понякога се предлага в дебата за енергийната политика.

Това облекчение на мрежата обаче в момента се случва чисто случайно, тъй като Германия има само една ценова зона на електроенергията и следователно няма регионални цени. Батериите работят според единния ценови сигнал на пазарите на едро и балансиращата енергия. Затрудненията в мрежата са невидими за тях. Подробен анализ показва, че голяма батерия облекчава и натоварва мрежата с приблизително еднаква честота, всяко през около 20 процента от четвърт часа. В останалите 60 процента от времето или батерията е в покой, или мрежата е без претоварване. Fraunhofer ISE също така посочва, че големите системи за съхранение на батерии, които работят предимно според пазарни механизми, могат да усилят локалните пикове на мощност чрез неблагоприятно поведение на зареждане и разреждане, като по този начин изострят натоварванията на трансформаторите и мрежата.

Какво означава мрежово-съобразната работа за големи системи за съхранение на батерии?

Работата в подкрепа на мрежата се отнася до целенасоченото използване на система за съхранение за стабилизиране на мрежата, предотвратяване на затруднения или компенсиране на колебанията в напрежението. Това се различава от чисто пазарно-поддържащата работа, при която електроенергията се купува предимно на ниски цени и се продава на по-високи цени – класически случай на ценови арбитраж. Мащабна система за съхранение на батерии се счита за поддържаща мрежата, ако нейното разположение в мрежата и нейният режим на работа намаляват натоварването на мрежата, което може например да доведе до намаляване на необходимостта от разширяване на мрежата.

На практика и двата подхода могат да се комбинират: Системата за съхранение може да участва икономически на пазара, като едновременно с това обслужва мрежата. Проучванията показват, че системите за съхранение, поддържащи мрежата, селективно абсорбират електроенергия, когато е предстоящо високо подаване, и я връщат по-късно. Това намалява необходимостта от интервенции и повишава сигурността на доставките. За да бъдат системите за съхранение на батерии, поддържащи мрежата, те трябва да се инсталират навсякъде, където мрежата е подложена на особено натоварване. Интелигентното управление също е от решаващо значение, тъй като гарантира, че системата за съхранение реагира в точния момент и осигурява енергия ефективно. Колкото по-голяма и по-гъвкава е проектирана една система за съхранение, например с минимално време за разреждане от четири часа, толкова по-голям е нейният принос за облекчаване на мрежата.

Защо в момента няма ефективни стимули за мрежово-съобразно поведение от страна на големите батерии?

Проблемът се крие в структурата на германския пазар на електроенергия. В момента Германия има единна ценова зона на електроенергията с унифицирани цени за деня напред. Това означава, че цената на електроенергията на борсата е еднаква навсякъде в Германия, независимо дали има проблеми с претоварването на мрежата в даден регион. Системите за съхранение на батерии и всички останали участници на пазара разчитат на този единен ценови сигнал на пазарите на едро и балансиращата енергия. Претоварването на мрежата е просто невидимо за тях, защото няма ценови сигнал, който да отразява регионалните затруднения.

В тази система няма финансов стимул да се действа по начин, съобразен с мрежата. Съоръжение за съхранение в Шлезвиг-Холщайн, което зарежда по време на силни ветрове, прави това не защото там има пречка в мрежата, а защото цената на електроенергията в национален мащаб в момента е ниска. Фактът, че това поведение е едновременно съобразено с мрежата, е чисто съвпадение. Проучването на Neon New Energy Economics разглежда три регулаторни подхода за засилване на поведението, съобразено с мрежата. Динамичен ценови сигнал за повторно диспечиране, който отразява ситуацията в мрежата на всеки 15 минути, се представя най-добре. Такъв ценови сигнал създава както най-голяма добавена стойност за мрежата, така и най-малка загуба на пазарна стойност.

Каква роля играе дискусията относно ценовите зони на електроенергията за големи батерийни акумулатори и преразпределение?

Дебатът около разделянето на ценовата зона на електроенергията в Германия набра значителен импулс през последните години и е пряко свързан с въпросите за повторното диспечиране и мащабното съхранение на енергия от батерии. Като част от своя преглед на тръжните зони, Европейската комисия призова за преглед на европейските тръжни зони, предлагайки разделяне на Германия на две до четири зони. Проучване на Agora Energiewende и Fraunhofer IEE заключава, че система за местно ценообразуване би могла значително да намали разходите за повторно диспечиране и да засили сигурността на доставките. Още през 2023 г. местните ценови сигнали биха могли да намалят разходите за електроенергия за бизнеса и домакинствата средно с над 6 евро на мегаватчас в цялата страна.

Кратък доклад на Neon Neue Energieökonomik, поръчан от енергийния доставчик Enercity, оценява произтичащите от това разходи за пречки в Германия на около 2 милиарда евро годишно, ако електрическата мрежа бъде разделена на четири до пет ценови зони. Проучване на Техническия университет в Мюнхен обаче показва, че ценовите разлики между няколко големи ценови зони на електроенергията са малки и водят само до незначителни икономии на разходи за повторно диспечиране. За разлика от това, ценообразуването по възли води до значително намаляване на повторното диспечиране и общите разходи. Регионалните ценови сигнали биха били от огромно значение за мащабните системи за съхранение на батерии, тъй като те биха създали за първи път икономически стимул за поведение, съобразено с мрежата. Новото германско правителство обаче се е съгласило в коалиционното си споразумение да запази единната ценова зона на електроенергията засега.

Как се компенсират финансово операторите на инсталации по време на операция по повторно диспечиране?

Ако операторът на мрежата коригира производството, член 13а от Германския закон за енергийната индустрия (EnWG) урежда балансирането и финансовото обезщетение на оператора на централата. Управителят на балансиращата група на засегнатата точка на подаване или отклонение има иск срещу оператора на преносната система, който е издал искането за коригиране на производството, за балансиращо обезщетение за мярката. Освен това, коригирането на производството на активна или реактивна мощност трябва да бъде адекватно компенсирано финансово. Адекватното финансово обезщетение включва необходимите разходи за действителните корекции на производството, пропорционалното потребление на стойността на централата и доказаните загубени приходи.

През юни 2024 г. Федералната агенция за мрежи издаде решение за определяне на подходящото финансово обезщетение за мерки за повторно диспечиране съгласно член 13а, параграф 2. Основният принцип е, че операторът на електроцентрала с възобновяема или конвенционална енергия не трябва да понася никакви икономически неудобства в резултат на контролните интервенции. Той е поставен в същото положение, както ако интервенцията не е била осъществена. Например, ако вятърен парк на север бъде спрян, защото преносната линия на юг е претоварена, операторът все пак трябва да бъде обезщетен. В същото време друга електроцентрала на юг трябва да произвежда повече електроенергия, за да задоволи търсенето, което също води до разходи.

Каква роля играят операторите на разпределителни мрежи в процеса Redispatch 2.0?

До 30 септември 2021 г. повторното диспечиране беше единствената отговорност на четирите оператора на преносни системи в Германия. С Redispatch 2.0 това се промени коренно. Операторите на разпределителни системи се превърнаха в ключов стълб в управлението на претоварването в германската електроенергийна мрежа. Те трябва проактивно да идентифицират пречките в мрежата и след това да определят, координират и прилагат подходящи мерки, като същевременно гарантират сигурността на мрежата и доставките. Това изисква от тях да моделират мрежите си по отношение на очакваните натоварвания и прогнозираните състояния на мрежата. За да се елиминират пречките, операторите на разпределителни системи трябва да включат всички централи за възобновяема енергия, когенерационни централи и съоръжения за съхранение с капацитет от 100 киловата или повече.

Това представлява значително разширяване на съществуващите им отговорности и изисква нови пазарни роли и процеси, за да се реагира на потенциални затруднения в реално време и въз основа на прогнози. Нарастващите затруднения в разпределителната мрежа подчертават важността на това развитие. Делът на разпределителната мрежа в обемите на повторно диспечиране за централи за възобновяема енергия се е увеличил от 20% през 2023 г. до 26% през 2024 г., тенденция, която вероятно ще продължи с по-нататъшното разширяване на децентрализираното производство.

Как точно могат мащабните системи за съхранение на батерии да допринесат за намаляване на претоварването на мрежата?

Системите за съхранение на батерии могат да се намесят точно когато възникнат затруднения в мрежата. Когато се генерира твърде много електроенергия, те абсорбират енергия и я освобождават по-късно, когато търсенето се увеличи. Системите за съхранение на големи количества реагират за милисекунди, което ги прави идеални за надеждно компенсиране на колебания в напрежението, нестабилност на честотата или локални пикове на натоварване. Те осигуряват балансираща мощност и могат да предотвратят прекъсвания на електрозахранването. Всяка избегната мярка за повторно диспечиране спестява разходи и предотвратява разхищението на електроенергия от възобновяеми източници.

В практически сценарий, мащабна система за съхранение на батерии в Северна Германия може да се зарежда селективно по време на силни ветрове, като по този начин се смекчи пикът в захранването, който в противен случай би довел до претоварване на мрежата. Fraunhofer ISE анализира дали мащабните системи за съхранение на батерии могат да се експлоатират по начин, поддържащ мрежата, за конкретни места, като изследва времевите серии на производство и натоварване от съответната подстанция, моделира получените потоци на мощност и симулира оперативни стратегии, поддържащи мрежата. Освен това, анализът изследва дали в миналото на конкретното място са били прилагани мерки за повторно диспечиране. Това също така предоставя нови възможности за общините, операторите на мрежи и разработчиците на проекти, тъй като системите за съхранение на батерии създават местна добавена стойност, намаляват натоварването на мрежата и укрепват местната сигурност на доставките.

Защо големите системи за съхранение на батерии сами по себе си могат да се превърнат в проблем за стабилността на мрежата?

Електроенергийната система се е трансформирала от централизирана система за управление на електроцентрали в система за координация на децентрализирани ресурси, управлявана от данни. В тази нова система не само мощността е от значение, но и интеграцията в системната архитектура. Мащабна система за съхранение на батерии с огромен капацитет може да се превърне в проблем, ако работи единствено въз основа на пазарни сигнали, без да отчита ситуацията в местната мрежа. Ако няколко системи за съхранение в даден регион искат да подават енергия към мрежата едновременно, тъй като цените на електроенергията в момента са високи, това може да причини или да изостри самите пречки, които е необходимо да се избягват.

Мащабните системи за съхранение на батерии, работещи предимно според пазарните механизми, могат да усилят локалните пикове на мощност чрез неблагоприятни модели на зареждане и разреждане, като по този начин увеличат натоварването на трансформаторите и електропроводите. Бързо нарастващият брой големи системи за съхранение на батерии потенциално изостря този проблем. Тъй като заявките за присъединяване към мрежата вече надхвърлят 200 гигавата, е ясно, че координирането на тези системи представлява едно от ключовите предизвикателства през следващите години. Ключовият момент е, че капацитетът сам по себе си не гарантира захранване. Когато стабилността на системата е от съществено значение, маркетингът трябва да остане на заден план. Система за съхранение, която иска да генерира приходи на пазара, трябва да приеме, че възможностите ѝ за захранване са ограничени от физическите граници на мрежата и решенията на операторите на мрежата.

Как изглежда бъдещето на управлението на пречките и какво означава Redispatch 3.0?

Докато Redispatch 2.0 основно интегрира съоръженията за производство в управлението на претоварването, по-нататъшното развитие към Redispatch 3.0 има за цел да интегрира още по-тясно съоръженията за съхранение, електролизери и контролируеми товари. Целта е още по-фина координация на производството и потреблението чрез цифрови платформи и данни в реално време. Дискусията около ценовите зони на електроенергията и местните ценови сигнали ще играе ключова роля в това. Ако регулаторните стимули за мрежово-съобразно поведение могат да бъдат успешно създадени, мащабните системи за съхранение на батерии биха могли да играят значително по-голяма роля в избягването на претоварвания, отколкото днес. Проучването на Neon New Energy Economics заключава, че динамичният ценови сигнал за redispatch би създал най-голяма добавена стойност за мрежата, като същевременно би минимизирал загубите на пазарна стойност.

Технологичният напредък подкрепя тази тенденция: цената на литиево-йонните батерии е спаднала с приблизително 84 процента през последните десет години, като тенденцията е към по-големи системи с по-дълъг период на съхранение. Докато средният проект за батерии през 2022 г. все още беше едночасова система, сега доминират двучасовите системи, а все по-често се използват и четири- и шестчасови системи. До 2030 г. капацитетът за съхранение на големи системи за съхранение на батерии в Германия може да се увеличи до 57 гигаватчаса с обща мощност от 15 гигавата. В дългосрочен план, до 2050 г., е възможен дори капацитет от 60 гигавата, или 271 гигаватчаса. С тези капацитети, мащабното съхранение на батерии може да се превърне в ключов инструмент за управление на претоварването, при условие че регулаторната рамка създаде правилните стимули.

Какво означава всичко това за енергийния преход като цяло?

Германската електроенергийна система претърпява фундаментална трансформация. Енергийният преход трансформира преди това централно контролираната система в силно сложна мрежа от децентрализирани производители, което изисква нови механизми за координация. Redispatch 2.0 е ключов компонент на тази нова координация, интегрирайки всички заинтересовани страни в единна система за управление на претоварването. Мащабните системи за съхранение на батерии са едновременно част от решението и потенциален източник на нови предизвикателства. Те могат да облекчат претоварването, да осигурят балансираща мощност, да интегрират възобновяеми енергийни източници и да намалят необходимостта от разширяване на мрежата. В същото време те изискват внимателно интегриране в системната архитектура, за да се избегне превръщането им в двигатели на претоварване.

Ключовите лостове за бъдещето се крият в по-нататъшното развитие на дизайна на пазара на електроенергия към ценови сигнали, които разкриват пречките в мрежата, в ускореното разширяване на мрежата, в дигитализацията на управлението на мрежата и в регулаторните рамки, които възнаграждават мрежово-съобразното поведение. Енергийната система на бъдещето вече няма да се контролира от няколко големи електроцентрали, а от координацията, основана на данни, на стотици хиляди децентрализирани ресурси, от вятърни турбини и слънчеви панели до акумулаторни батерии, електролизери и контролируеми товари. Redispatch 2.0 положи основите за тази координация. Следващите години ще покажат дали регулаторните рамки могат да се справят с динамиката на технологичните промени.

☑️ Нашият бизнес език е английски или немски

☑️ НОВО: Кореспонденция на родния ви език!

Konrad Wolfenstein

Аз и моят екип с удоволствие ще бъдем на ваше разположение като ваш личен съветник.

Можете да се свържете с мен, като попълните формата за контакт тук [email protected]:или просто ми се обадите на +49 7348 4088 965. Моят имейл адрес е

Очаквам с нетърпение нашия съвместен проект.

☑️ Подкрепа за МСП в стратегията, консултирането, планирането и внедряването

☑️ Създаване или пренасочване на дигиталната стратегия и дигитализация

☑️ Разширяване и оптимизиране на международните процеси на продажби

☑️ Глобални и дигитални B2B търговски платформи

☑️ Pioneer Развитие на бизнеса / Маркетинг / PR / Търговски панаири