Redispečing 2.0 a velkokapacitní bateriové úložiště: Prokletí, nebo Segen pro energetickou síť? Ambivalentní role obřích bateriových úložišť

Redispečing 2.0 vysvětlen jednoduše: Co by měli vědět provozovatelé elektráren a investoři do skladování

Německá elektrická síť čelí historické zátěžové zkoušce: Zatímco větrné turbíny na severu běží na plný výkon, často chybí přenosové vedení pro přepravu energie do průmyslových center na jihu. Aby se zabránilo kolapsu dodávek, provozovatelé sítě zasahují do výroby téměř nepřetržitě – proces známý jako redispečing, který spotřebitele ročně stojí miliardy.

Energetická transformace však tento systém zásadně změnila. Tam, kde dříve bylo centrálně regulováno několik velkých elektráren, dnes musí být koordinovány desítky tisíc decentralizovaných elektráren, solárních parků a stále častěji i vysoce výkonných systémů pro ukládání energie v bateriích velkého rozsahu. Od zavedení systému Redispečing 2.0 v říjnu 2021 jsou provozovatelé distribučních sítí a menší provozovatelé elektráren také povinni zajistit fyzickou stabilitu sítě.

Obzvláště zajímavá je role rozvíjejících se velkokapacitních systémů bateriového ukládání energie: jsou vnímány jako maják naděje pro energetickou transformaci, ale – pokud jsou používány nesprávně – mohou ve skutečnosti zhoršit místní úzká hrdla. Problém často nespočívá v samotné technologii, ale v nedostatku regionálních cenových signálů. Následující průvodce otázkami a odpověďmi podrobně zkoumá, jak funguje moderní řízení přetížení, proč náklady prudce rostou, jakou roli v tom hraje bateriové ukládání energie a proč je diskuse o cenových zónách elektřiny klíčová pro budoucí bezpečnost našich dodávek energie.

Co se rozumí pojmem redispečink a proč je tento termín tak klíčový pro německou elektrickou síť?

Redispečing označuje zásahy do výkonu elektráren s cílem ochránit přenosové vedení před přetížením. Pokud v určitém bodě sítě hrozí úzké hrdlo, elektrárny na bližší straně úzkého hrdla dostanou pokyn ke snížení dodávky energie, zatímco elektrárny na vzdálenější straně úzkého hrdla musí dodávku energie zvýšit. Tím se vytváří tok zatížení, který působí proti úzkému hrdlu. Tento termín se často používá v debatách o energetické politice, ale zřídka se vysvětluje v plném rozsahu. Přesto je klíčový pro pochopení moderních sítí, protože popisuje mechanismus, kterým provozovatelé sítí zajišťují fyzickou stabilitu elektrické sítě v reálném čase. Bez redispečingu by úzká hrdla sítě vedla k nekontrolovanému přetížení, které by v nejhorším případě mohlo způsobit kaskádovité výpadky. Princip je zpočátku jednoduchý: Pokud je do sítě v jednom bodě dodáno příliš mnoho elektřiny, musí být výroba v tomto bodě snížena a kompenzována v jiném bodě. Praktické uplatňování tohoto principu se však v průběhu let značně změnilo, zejména v důsledku masivního rozšíření obnovitelných zdrojů energie a související decentralizace výroby elektřiny.

Jaké jsou právní základy redispečinku a kde leží jeho historické kořeny?

Kořeny redispečinkování sahají až k německému zákonu o energetickém průmyslu (EnWG) z roku 2005. Paragraf 13 EnWG, který vstoupil v platnost 13. července 2005, ukládá provozovatelům přenosových soustav povinnost zajistit bezpečnost soustavy. Konkrétně stanoví, že provozovatelé přenosových soustav jsou oprávněni a povinni eliminovat hrozby nebo narušení dodávek elektřiny prostřednictvím opatření souvisejících se sítí, trhu a dodatečných rezerv. V tehdejším vysoce centralizovaném systému elektráren to znamenalo, že v případě hrozícího přetížení sítě mohly být jednotlivé velké elektrárny instruovány k úpravě dodávky elektřiny. To se primárně dotklo konvenčních elektráren v přenosové síti 220 kV a 380 kV. Počet postižených elektráren byl zvládnutelný, komunikační kanály krátké a koordinační úsilí poměrně nízké. Systém fungoval v prostředí, kde několik velkých elektráren zajišťovalo většinu výroby elektřiny a toky zatížení byly vysoce předvídatelné. Tento základní princip centralizovaného řízení tvořil základ, na kterém byly postaveny všechny následné expanze a reformy.

Jak změnilo rozšíření obnovitelných zdrojů energie elektrickou soustavu?

S rozšířením obnovitelných zdrojů energie od roku 2010 se zásadně změnila struktura systému. Desítky tisíc decentralizovaných generátorů postupně nahradily několik centralizovaných elektráren. Ve střednědobém horizontu bude k distribučním sítím připojeno přibližně 90 procent výrobních zařízení, zatímco velké elektrárny budou i nadále ztrácet na významu. Tato transformace vedla k novým přenosovým trasám, zejména ze severu na jih, protože velká část větrné energie se vyrábí v severním Německu, zatímco hlavní oblasti spotřeby se nacházejí na jihu a západě. Přenosové kapacity byly a v mnoha případech stále jsou nedostatečně dimenzované k přepravě veškeré vyrobené elektřiny do center spotřeby. Zároveň vedle tradičního redispečinkování nadále existovalo pro elektrárny na obnovitelné zdroje řízení výkupních cen podle zákona o obnovitelných zdrojích energie. Tato paralelní struktura, v níž byly konvenční elektrárny regulovány prostřednictvím redispečinkování a elektrárny na obnovitelné zdroje prostřednictvím řízení výkupních cen, vedla k rostoucí složitosti a rostoucím nákladům na opatření pro řízení přetížení. Větrné a solární elektrárny vyrábějí energii v závislosti na počasí a denní době, což výrazně komplikuje předvídatelnost toků zatížení a zvyšuje potřebu regulačních opatření.

Jaký byl problém se starým systémem redispečinku a řízení výkupních cen?

Starý systém se vyznačoval strukturálním rozdělením, které se stávalo stále neefektivním. Na jedné straně existoval klasický redispečing podle § 13 německého zákona o energetickém průmyslu (EnWG), který se vztahoval výhradně na přenosovou síť a ovlivňoval konvenční elektrárny s instalovaným jmenovitým výkonem více než 10 megawattů. Provozovatelé přenosové soustavy mohli tyto elektrárny regulovat, aby se zabránilo přetížení sítě. Na druhé straně existovalo řízení výkupních cen podle zákona o obnovitelných zdrojích energie (EEG) a zákona o kombinované výrobě tepla a elektřiny (KWKG), které se zabývaly regulací elektráren na obnovitelné zdroje energie a kogeneračních jednotek samostatně pro řízení přetížení sítě. V rámci řízení výkupních cen byly elektrárny omezovány na základě skutečných hodnot, tj. v akutních situacích. Chybělo proaktivní plánování založené na prognózách. K omezování docházelo ad hoc, což vedlo k vyšším nákladům a neefektivnímu využívání dostupných zdrojů. Náklady na celkové řízení přetížení sítě se mezi lety 2019 a 2023 výrazně zvýšily z 1,3 miliardy eur na 3,2 miliardy eur. V roce 2023 bylo kvůli úzkým hrdlům sítě ztraceno přibližně 19 terawatthodin elektřiny, což odpovídá asi čtyřem procentům celkové výroby elektřiny v Německu. Obzvláště postiženy byly větrné elektrárny na moři i na pevnině.

Co přesně bylo rozhodnuto v rámci zákona o urychlení rozšiřování sítě z roku 2019?

Politická reakce na rostoucí problémy přišla v roce 2019 s novelou zákona o urychlení rozšiřování sítě, která vstoupila v platnost 17. května 2019. Cílem bylo sloučit redispečink a řízení výkupních cen do integrovaného systému řízení přetížení. Předchozí předpisy o řízení výkupních cen podle zákona o obnovitelných zdrojích energie (EEG) a zákona o kombinované výrobě tepla a elektřiny (KWKG) byly zrušeny a nahrazeny jednotným režimem redispečinkování, známým jako Redispečink 2.0, založeným na § 13, 13a a 14 zákona o energetickém průmyslu (EnWG). Jeho cílem bylo zavést jednotný, preventivní systém řízení přetížení dodávek elektřiny v celém Německu. Zařízení na výrobu obnovitelné energie a kombinovaná výroba tepla a elektřiny (KVET) již nebyla posuzována odděleně, ale byla regulována podle stejného právního rámce jako konvenční elektrárny. Lhůta pro implementaci byla stanovena na 1. října 2021, přičemž první povinnosti předkládání údajů začaly platit již od července 2021.

Od kdy je v platnosti Redispatch 2.0 a co je na něm zásadně nového?

Od 1. října 2021 je Redispečing 2.0 povinný pro všechny účastníky trhu. Novým aspektem nebyla samotná možnost intervence, ale jeho komplexní systémová integrace. Do řízení přetížení jsou od té doby zahrnuty všechny řiditelné elektrárny s kapacitou 100 kilowattů a více, včetně konvenčních elektráren, elektráren na obnovitelné zdroje energie a zařízení na ukládání energie. To je zásadní rozdíl oproti starému systému, kde byly redispečinkem přímo ovlivněny pouze velké konvenční elektrárny nad 10 megawattů. V novém procesu provozovatel sítě určuje stav sítě na plánovací horizont přibližně 36 hodin dopředu a podle potřeby jej optimalizuje. To vyžaduje prognózy zatížení a dodávek. Pokud je zjištěno přetížení, musí jej provozovatel sítě vyřešit pomocí nákladově efektivních opatření. Další klíčovou inovací je, že tato opatření musí být vyvážená jak z hlediska energie, tak z hlediska spotřeby energie, čímž se zajistí, že provozovatelé elektráren neutrpí v důsledku regulačních zásahů žádné finanční nevýhody. Řešení navíc již není výhradně odpovědností provozovatelů přenosových soustav, ale také všech provozovatelů distribučních soustav, kteří se tak stali klíčovým pilířem řízení přetížení.

Jak podrobně funguje proces Redispatch 2.0?

Proces Redispečingu 2.0 je založen na plánovacím přístupu, který se zásadně liší od předchozího reaktivního přístupu. Provozovatelé sítí vytvářejí prognózy přetížení na základě komplexních dat od všech účastníků sítě, zejména od elektráren napájejících síť a od hlavních spotřebitelů. Provozovatelé elektráren předkládají buď plánovaná, nebo prognózovaná data v závislosti na zvoleném modelu vyvažování. V prognózním modelu musí být provozovateli sítě poskytnuty informace o úpravách a nedostupnosti souvisejících s trhem, aby mohl vytvářet prognózy výroby. V plánovaném hodnotovém modelu je provozovatel elektrárny zodpovědný za předkládání prognózovaných i plánovaných dat.

Na základě těchto dat a informací v reálném čase může provozovatel sítě včas identifikovat potenciální úzká hrdla sítě a podniknout cílené a proaktivní kroky. Pro předvídatelné přetížení se vypočítávají alternativní harmonogramy a vyrovnávají se odchylky od tržního harmonogramu. Paragraf 13a německého zákona o energetickém průmyslu (EnWG) upravuje vyrovnávání a finanční kompenzaci provozovateli elektrárny. Manažer vyrovnávací skupiny, ve většině případů přímý prodejce, dostává od provozovatele sítě energetickou kompenzaci za chybějící množství ve své vyrovnávací skupině. V novém procesu se množství dodané a omezované energie za čtvrt hodiny přiděluje vyrovnávací skupině. Tento systém vyžaduje spolupráci v celém odvětví mezi provozovateli přenosových soustav, provozovateli distribučních soustav, provozovateli elektráren, manažery vyrovnávacích skupin a tzv. manažery nasazení, na které mohou provozovatelé elektráren delegovat velkou část svých odpovědností.

Jaké jsou současné náklady na řízení přetížení sítě a jak se vyvíjely?

Náklady na řízení přetížení sítě v posledních letech značně kolísaly. V roce 2022 dosáhly celkové náklady vrcholu přibližně 4,2 miliardy eur, což bylo způsobeno energetickou krizí a extrémně vysokými cenami paliv a velkoobchodních cen. V roce 2023 klesly předběžné celkové náklady na necelých 3,1 miliardy eur, a to i přes nárůst objemu zavedených opatření na 34 297 gigawatthodin. Tento pokles byl způsoben uvolněním cen energií, jelikož velkoobchodní ceny elektřiny klesly z něco málo přes 230 eur na přibližně 92 eur za megawatthodinu. Předběžné náklady na zavedení opatření redispečink využívajících konvenční elektrárny dosáhly v roce 2023 přibližně 1,8 miliardy eur, zatímco náklady na snížení výroby energie z obnovitelných zdrojů se ztrojnásobily na zhruba 600 milionů eur.

V roce 2024 se objem opatření snížil přibližně o 12 procent na 30 304 gigawatthodin a předběžné celkové náklady dále klesly na zhruba 2,78 miliardy eur. Čtvrté čtvrtletí roku 2024 však vykázalo znepokojivý nárůst: ke stabilizaci sítě muselo být použito 10 424 gigawatthodin, což představuje nárůst o 19 procent ve srovnání se stejným čtvrtletím předchozího roku. Obzvláště pozoruhodný byl prosinec 2024, kdy jen v tomto měsíci vznikly náklady ve výši 370 milionů eur, což je nový rekord od energetické krize. V roce 2024 bylo k distribuční síti připojeno přibližně 47 procent omezovaných elektráren obnovitelných zdrojů energie, přičemž v 74 procentech případů spočívala příčina v přenosové síti. Zároveň dochází k rostoucímu přesunu úzkých míst směrem k distribuční síti: její podíl na objemech redispečinku vzrostl z 20 procent v roce 2023 na 26 procent v roce 2024. Tyto náklady se promítají do cen elektřiny prostřednictvím síťových poplatků, a proto ovlivňují všechny spotřebitele.

Proč je Redispatch 2.0 obzvláště relevantní pro rozsáhlé systémy bateriového úložiště?

Velký systém bateriového úložiště s kapacitou mnoha megawattů je technicky schopen v průběhu času přesouvat značné množství energie. Jeho skutečné dodávky však závisí na architektuře sítě. Je schopen redispečinku, vyžaduje předpovídání a je integrován do řízení přetížení. Samotná kapacita nezaručuje dodávky: tam, kde je vyžadována stabilita systému, musí marketing ustoupit druhému planu. Zejména u velké instalované kapacity je klíčová integrace do plánování sítě, prognostických modelů a řízení přetížení. Velké baterie mohou zmírnit úzká hrdla selektivním nabíjením nebo vybíjením. Kritickým bodem však je, že i ony samy se mohou stát součástí scénáře úzkých hrdel, pokud se několik systémů pokusí dodávat energii současně.

Trh s rozsáhlými bateriovými úložišti v Německu rychle roste. Instalovaná kapacita dosáhla do roku 2025 více než 2 gigawatty nominálního výkonu a jen v roce 2025 se očekávalo, že bude do provozu uvedeno 1,46 gigawattů nové kapacity. Do roku 2027 se předpokládá sedminásobný nárůst kapacity oproti roku 2024 a různé prognózy předpovídají, že celková kapacita by mohla do roku 2030 dosáhnout 15 gigawattů. Poptávky provozovatelů sítí na připojení bateriových úložišť nyní téměř stonásobně převyšují stávající kapacity. S takovým tempem růstu je otázka integrace těchto systémů do řízení přetížení stále naléhavější.

Naše odborné znalosti v oblasti rozvoje podnikání, prodeje a marketingu v EU a Německu - Obrázek: Xpert.Digital

Oblasti zájmu v průmyslu: B2B, digitalizace (od AI po XR), strojírenství, logistika, obnovitelné zdroje energie a průmysl

Více informací zde:

• Centrum pro expertní podnikání

Tematické centrum nabízející poznatky a odborné znalosti:

• Znalostní platforma zahrnující globální a regionální ekonomiky, inovace a trendy specifické pro dané odvětví
• Soubor analýz, poznatků a podkladových informací z našich klíčových oblastí zaměření
• Místo pro odborné znalosti a informace o aktuálním vývoji v oblasti podnikání a technologií
• Centrum pro firmy hledající informace o trzích, digitalizaci a inovacích v oboru

Jsou velké baterie obecně dobré, nebo špatné pro elektrickou síť?

Na tuto otázku nelze odpovědět obecně, protože záleží na lokalitě, provozním režimu a konkrétní situaci v síti. Studie společnosti Neon Neue Energieökonomik, kterou si nechala vypracovat společnost Eco Stor, která se zabývá vývojem systémů pro ukládání energie, zkoumala výkon dvou velkých baterií ve Šlesvicku-Holštýnsku a Bavorsku za každou čtvrthodinu roku. Výsledky ukazují, že provozovatelé sítě ušetří náklady na redispečink ve výši 3 až 6 eur ročně na každý kilowatt kapacity baterie. Velké baterie by proto v žádném případě neměly být považovány za inherentně zatěžující pro síť, i když se to v debatách o energetické politice někdy naznačuje.

K tomuto odlehčení sítě však v současnosti dochází čistě náhodně, protože Německo má pouze jednu cenovou zónu elektřiny, a proto žádné regionální ceny. Baterie fungují podle jednotného cenového signálu na velkoobchodním a vyrovnávacím trhu s energií. Úzká hrdla sítě jsou pro ně neviditelná. Podrobná analýza ukazuje, že velká baterie odlehčuje a zatěžuje síť zhruba stejně často, vždy v přibližně 20 procentech čtvrthodin. Ve zbývajících 60 procentech času je baterie buď v klidu, nebo je síť bez přetížení. Fraunhofer ISE také poukazuje na to, že velké bateriové úložné systémy, které jsou primárně provozovány podle tržních mechanismů, mohou zesilovat lokální energetické špičky v důsledku nepříznivého chování při nabíjení a vybíjení, čímž zhoršují zatížení transformátorů a sítě.

Co znamená provoz šetrný k rozvodné síti pro velké bateriové úložné systémy?

Provoz s podporou sítě označuje cílené využití úložného systému ke stabilizaci sítě, prevenci úzkých míst nebo kompenzaci kolísání napětí. To se liší od čistě tržně podpůrného provozu, kde se elektřina primárně nakupuje za nízké ceny a prodává za vyšší ceny – klasický případ cenové arbitráže. Velký bateriový úložný systém je považován za podpůrný pro síť, pokud jeho umístění v síti a jeho provozní režim snižují zatížení sítě, což může například vést ke snížení potřeby rozšiřování sítě.

V praxi lze oba přístupy kombinovat: Systém úložiště se může ekonomicky podílet na trhu a zároveň sloužit rozvodné síti. Studie ukazují, že systémy úložiště podporující rozvodnou síť selektivně absorbují elektřinu, když hrozí vysoká dodávka energie, a později ji dodávají zpět. To snižuje potřebu zásahů a zvyšuje bezpečnost dodávek. Aby systémy bateriového úložiště podporovaly rozvodnou síť, měly by být instalovány všude, kde je rozvodná síť obzvláště zatížena. Důležité je také inteligentní řízení, které zajišťuje, že systém úložiště reaguje ve správný okamžik a efektivně dodává energii. Čím větší a flexibilnější je systém úložiště navržen, například s minimální dobou vybíjení čtyři hodiny, tím větší je jeho přínos k odlehčení sítě.

Proč v současnosti neexistují žádné účinné pobídky pro chování velkých baterií v souladu s rozvodnou sítí?

Problém spočívá v uspořádání německého trhu s elektřinou. Německo má v současnosti jednotnou cenovou zónu elektřiny s jednotnými denními cenami. To znamená, že cena elektřiny na burze je v celém Německu stejná, bez ohledu na to, zda v konkrétním regionu existují problémy s přetížením sítě. Systémy bateriového ukládání energie a všichni ostatní účastníci trhu se na tento jednotný cenový signál spoléhají na velkoobchodních a vyrovnávacích trzích s energií. Přetížení sítě je pro ně jednoduše neviditelné, protože neexistuje žádný cenový signál, který by odrážel regionální úzká hrdla.

V tomto systému neexistuje žádná finanční motivace k jednání v souladu s požadavky sítě. Úložiště energie ve Šlesvicku-Holštýnsku, které dobíjí během silného větru, tak nedělá proto, že by tam bylo úzké hrdlo sítě, ale proto, že je celostátní cena elektřiny v současné době nízká. To, že je toto chování zároveň v souladu s požadavky sítě, je čirá náhoda. Studie společnosti Neon New Energy Economics zkoumala tři regulační přístupy k posílení chování v souladu s požadavky sítě. Nejlépe se osvědčil dynamický cenový signál pro redispečing, který každých 15 minut odráží situaci v síti. Takový cenový signál vytváří jak největší přidanou hodnotu pro síť, tak nejmenší ztrátu tržní hodnoty.

Jakou roli hraje diskuse o cenových zónách elektřiny pro velké bateriové úložiště a redispečink?

Debata o rozdělení německé cenové zóny elektřiny nabrala v posledních letech značný na obrátkách a přímo souvisí s otázkami redispečinku a velkokapacitního ukládání energie v bateriích. V rámci svého přezkumu nabídkových zón vyzvala Evropská komise k přezkumu evropských nabídkových zón a navrhla rozdělení Německa na dvě až čtyři zóny. Studie společností Agora Energiewende a Fraunhofer IEE dospěla k závěru, že systém lokálních cen by mohl výrazně snížit náklady na redispečink a posílit bezpečnost dodávek. Již v roce 2023 mohly lokální cenové signály snížit náklady na elektřinu pro podniky a domácnosti v průměru o více než 6 eur za megawatthodinu v celostátním měřítku.

Krátká zpráva organizace Neon Neue Energieökonomik, kterou si objednal dodavatel energie Enercity, odhaduje výsledné renty z úzkých míst v Německu na přibližně 2 miliardy eur ročně, pokud by byla elektrická síť rozdělena do čtyř až pěti cenových zón. Studie Technické univerzity v Mnichově však ukazuje, že cenové rozdíly mezi několika velkými cenovými zónami elektřiny jsou malé a vedou pouze k nepatrným úsporám v nákladech na redispečink. Naproti tomu uzlové oceňování specifické pro uzly vede k významnému snížení nákladů na redispečink a celkových nákladů. Regionální cenové signály by měly pro rozsáhlé systémy bateriového ukládání energie obrovský význam, protože by poprvé vytvořily ekonomickou pobídku pro chování šetrné k síti. Nová německá vláda se však ve své koaliční dohodě dohodla, že prozatím zachová jednotnou cenovou zónu elektřiny.

Jak jsou provozovatelé elektrárny finančně odměňováni během operace redispečinkování?

Pokud provozovatel rozvodné sítě upraví výrobu, upravuje § 13a německého zákona o energetickém průmyslu (EnWG) vyrovnávání a finanční kompenzaci provozovateli elektrárny. Vedoucí vyrovnávací skupiny dotčeného napájecího nebo odběrného místa má vůči provozovateli přenosové soustavy, který vydal žádost o úpravu výroby, nárok na vyrovnávací kompenzaci za toto opatření. Úprava výroby činného nebo jalového výkonu musí být dále přiměřeně finančně kompenzována. Přiměřená finanční kompenzace zahrnuje nezbytné náklady na skutečné úpravy výroby, poměrnou spotřebu hodnoty elektrárny a prokázanou ušlou tržbu.

V červnu 2024 vydal Federální úřad pro sítě rozhodnutí o stanovení přiměřené finanční kompenzace za opatření v oblasti redispečinkování podle § 13a odst. 2. Základní princip je, že provozovatel elektrárny z obnovitelných nebo konvenčních zdrojů by neměl utrpět žádné ekonomické nevýhody v důsledku regulačních zásahů. Je postaven do stejné situace, jako kdyby k zásahu nedošlo. Například pokud je větrná elektrárna na severu odstavena z důvodu přetížení přenosového vedení na jihu, musí být provozovatel i tak kompenzován. Zároveň musí jiná elektrárna na jihu vyrobit více elektřiny, aby uspokojila poptávku, což také s sebou nese náklady.

Jakou roli hrají provozovatelé distribučních sítí v procesu Redispečing 2.0?

Do 30. září 2021 byl redispečing výhradní odpovědností čtyř provozovatelů přenosových soustav v Německu. S Redispencem 2.0 se to zásadně změnilo. Provozovatelé distribučních soustav se stali klíčovým pilířem řízení přetížení v německé elektrické síti. Musí proaktivně identifikovat úzká hrdla sítě a poté stanovit, koordinovat a implementovat vhodná opatření a zároveň zajistit bezpečnost sítě a dodávek. To od nich vyžaduje modelování sítí s ohledem na očekávané zatížení a předpovídané stavy sítě. Aby se eliminovala úzká hrdla, musí provozovatelé distribučních soustav zahrnout všechny elektrárny na obnovitelné zdroje energie, elektrárny na kombinovanou výrobu tepla a elektřiny (KVET) a skladovací zařízení s kapacitou 100 kilowattů nebo více.

To představuje významné rozšíření jejich stávajících odpovědností a vyžaduje nové tržní role a procesy, které by mohly reagovat na potenciální úzká hrdla v reálném čase a na základě prognóz. Rostoucí úzká hrdla v distribuční síti podtrhují důležitost tohoto vývoje. Podíl distribuční sítě na objemech redispečinkování pro elektrárny na obnovitelné zdroje energie vzrostl z 20 procent v roce 2023 na 26 procent v roce 2024, což je trend, který bude pravděpodobně pokračovat s dalším rozvojem decentralizované výroby.

Jak přesně mohou rozsáhlé systémy bateriového úložiště přispět ke snížení přetížení sítě?

Systémy bateriového ukládání energie mohou zasáhnout přesně tehdy, když dojde k úzkým hrdlům sítě. Když se vyrobí příliš mnoho elektřiny, absorbují energii a uvolní ji později, když se zvýší poptávka. Velkokapacitní systémy ukládání energie reagují během milisekund, což je ideální pro spolehlivou kompenzaci kolísání napětí, nestability frekvence nebo lokálních zátěžových špiček. Poskytují vyrovnávací energii a mohou zabránit výpadkům proudu. Každé zabráněné opatření k redispečinku šetří náklady a zabraňuje plýtvání elektřinou z obnovitelných zdrojů.

V praktickém scénáři lze rozsáhlý systém bateriového úložiště v severním Německu selektivně nabíjet během silného větru, čímž se zmírní špička v dodávce energie, která by jinak vedla k přetížení sítě. Fraunhofer ISE analyzuje, zda lze rozsáhlé systémy bateriového úložiště provozovat s podporou sítě pro konkrétní lokality, a to zkoumáním časových řad výroby a zatížení z příslušné rozvodny, modelováním výsledných toků energie a simulací provozních strategií s podporou sítě. Analýza dále zkoumá, zda byla na konkrétním místě v minulosti implementována opatření redispečinku. To také představuje nové příležitosti pro obce, provozovatele sítě a developery projektů, protože systémy bateriového úložiště vytvářejí místní přidanou hodnotu, snižují zátěž sítě a posilují místní bezpečnost dodávek.

Proč se velké bateriové úložné systémy samy o sobě mohou stát problémem pro stabilitu sítě?

Elektrizační systém se transformoval z centralizovaného systému řízení elektráren na datově řízenou koordinaci decentralizovaných zdrojů. V tomto novém systému není důležitý jen výstupní výkon, ale také integrace do architektury systému. Velký systém bateriového úložiště s obrovskou kapacitou se může stát problematickým, pokud funguje pouze na základě tržních signálů bez zohlednění situace v místní síti. Pokud chce několik systémů úložiště v regionu dodávat energii do sítě současně, protože ceny elektřiny jsou v současnosti vysoké, může to způsobit nebo zhoršit právě ta úzká hrdla, kterým je třeba se vyhnout.

Velkokapacitní bateriové úložné systémy, provozované primárně podle tržních mechanismů, mohou zesilovat lokální energetické špičky v důsledku nepříznivých nabíjecích a vybíjecích vzorců, a tím zvyšovat zatížení transformátorů a přenosových vedení. Rychle rostoucí počet velkých bateriových úložných systémů tento problém potenciálně zhoršuje. Vzhledem k tomu, že požadavky na připojení k síti nyní přesahují 200 gigawattů, je zřejmé, že koordinace těchto systémů představuje jednu z klíčových výzev nadcházejících let. Klíčové je, že samotná kapacita nezaručuje dodávky energie. Tam, kde je zásadní stabilita systému, musí marketing ustoupit druhému planu. Úložný systém, který chce na trhu generovat příjmy, musí akceptovat, že jeho možnosti dodávky energie jsou omezeny fyzickými hranicemi sítě a rozhodnutími provozovatelů sítě.

Jak vypadá budoucnost řízení úzkých míst a co znamená Redispečing 3.0?

Zatímco Redispečing 2.0 primárně integruje výrobní zařízení do řízení přetížení, další vývoj směrem k Redispečingu 3.0 si klade za cíl ještě těsněji integrovat úložná zařízení, elektrolyzéry a regulovatelné zátěže. Cílem je ještě jemnější koordinace výroby a spotřeby prostřednictvím digitálních platforem a dat v reálném čase. Diskuse o cenových zónách elektřiny a místních cenových signálech v tom bude hrát klíčovou roli. Pokud se podaří vytvořit regulační pobídky pro chování šetrné k síti, mohly by rozsáhlé bateriové úložné systémy hrát v předcházení přetížení podstatně větší roli než dnes. Studie společnosti Neon New Energy Economics dochází k závěru, že dynamický cenový signál redispečinku by vytvořil pro síť největší přidanou hodnotu a zároveň minimalizoval ztráty tržní hodnoty.

Technologický pokrok tento trend podporuje: Cena lithium-iontových baterií za posledních deset let klesla přibližně o 84 procent a trend směřuje k větším systémům s delší dobou skladování. Zatímco průměrný projekt baterií v roce 2022 byl stále hodinovým systémem, nyní dominují dvouhodinové systémy a stále častěji se používají i čtyř- a šestihodinové systémy. Do roku 2030 by se kapacita velkých bateriových úložišť v Německu mohla zvýšit na 57 gigawatthodin s celkovým výkonem 15 gigawattů. V dlouhodobém horizontu je do roku 2050 možná dokonce kapacita 60 gigawattů, tedy 271 gigawatthodin. S těmito kapacitami by se velkokapacitní bateriové úložiště mohlo stát klíčovým nástrojem pro řízení přetížení, za předpokladu, že regulační rámec vytvoří správné pobídky.

Co to všechno znamená pro energetickou transformaci jako celek?

Německá elektrizační soustava prochází zásadní transformací. Energetická transformace proměnila dříve centrálně řízený systém ve vysoce komplexní síť decentralizovaných výrobců, což vyžaduje nové koordinační mechanismy. Redispečing 2.0 je klíčovou součástí této nové koordinace a integruje všechny relevantní zúčastněné strany do jednotného systému řízení přetížení. Velkokapacitní bateriové úložné systémy jsou součástí řešení i potenciálním zdrojem nových výzev. Mohou zmírnit přetížení, zajistit vyrovnávací energii, integrovat obnovitelné zdroje energie a snížit potřebu rozšiřování sítě. Zároveň vyžadují pečlivou integraci do architektury systému, aby se samy nestaly hnacími silami přetížení.

Klíčové páky pro budoucnost spočívají v dalším vývoji designu trhu s elektřinou směrem k cenovým signálům, které odhalují úzká hrdla sítě, v urychleném rozšiřování sítě, v digitalizaci řízení sítě a v regulačních rámcích, které odměňují chování šetrné k síti. Energetický systém budoucnosti již nebude řízen několika velkými elektrárnami, ale koordinací stovek tisíc decentralizovaných zdrojů, od větrných turbín a solárních panelů až po bateriové úložiště, elektrolyzéry a řiditelné zátěže, která bude řízena daty. Redispečing 2.0 položil základy pro tuto koordinaci. Nadcházející roky ukážou, zda regulační rámce dokážou držet krok s dynamikou technologických změn.

☑️ Naším obchodním jazykem je angličtina nebo němčina

☑️ NOVINKA: Korespondence ve vašem rodném jazyce!

Konrad Wolfenstein

Já a můj tým jsme rádi, že vám můžeme být k dispozici jako váš osobní poradce.

Můžete mě kontaktovat vyplněním kontaktního formuláře zde nebo jednoduše zavolat na číslo +49 89 89 674 804 ( Mnichov) . Moje e-mailová adresa je: [email protected]

Těším se na náš společný projekt.

☑️ Podpora malých a středních podniků v oblasti strategie, poradenství, plánování a implementace

☑️ Vytvoření nebo restrukturalizace digitální strategie a digitalizace

☑️ Rozšíření a optimalizace mezinárodních prodejních procesů

☑️ Globální a digitální B2B obchodní platformy

☑️ Průkopnický rozvoj podnikání / Marketing / PR / Veletrhy