Redispatch 2.0 og storskala batterilagring: Forbandelse eller Segen for elnettet? Den ambivalente rolle for gigantiske batterilagringssystemer

Redispatch 2.0 forklaret i enkle vendinger: Hvad anlægsoperatører og lagerinvestorer har brug for at vide

Tysklands elnet står over for en historisk stresstest: Mens vindmøller i nord kører med fuld kapacitet, mangler der ofte transmissionsledninger til at transportere energien til industricentrene i syd. For at forhindre et sammenbrud i forsyningen griber netoperatørerne ind i produktionen næsten døgnet rundt – en proces kendt som redispatch, som koster forbrugerne milliarder årligt.

Energiomstillingen har imidlertid fundamentalt ændret dette system. Hvor et par store kraftværker tidligere blev centralt reguleret, skal titusindvis af decentraliserede anlæg, solcelleparker og i stigende grad højtydende store batterilagringssystemer i dag koordineres. Siden introduktionen af ​​Redispatch 2.0 i oktober 2021 har distributionsnetoperatører og mindre anlægsoperatører også været forpligtet til at sikre nettets fysiske stabilitet.

Rollen af ​​de blomstrende storskala batterilagringssystemer er særligt interessant: de ses som et håbefuldt fyrtårn for energiomstillingen, men – hvis de bruges forkert – kan de faktisk forværre lokale flaskehalse. Problemet ligger ofte ikke i selve teknologien, men i manglen på regionale prissignaler. Følgende Q&A-guide undersøger i detaljer, hvordan moderne håndtering af overbelastning fungerer, hvorfor omkostningerne eksploderer, hvilken rolle batterilagring spiller i dette, og hvorfor diskussionen om elpriszoner er afgørende for den fremtidige sikkerhed i vores energiforsyning.

Hvad menes der med omdirigering, og hvorfor er dette udtryk så centralt i det tyske elnet?

Redispatch refererer til indgreb i kraftværkers produktionskapacitet for at beskytte transmissionsledninger mod overbelastning. Hvis en flaskehals truer på et bestemt punkt i nettet, instrueres kraftværker på den nærmeste side af flaskehalsen i at reducere deres tilførsel, mens værker på den anden side af flaskehalsen skal øge deres tilførsel. Dette skaber et belastningsflow, der modvirker flaskehalsen. Udtrykket bruges ofte i energipolitiske debatter, men forklares sjældent i sin fulde rækkevidde. Alligevel er det centralt for at forstå moderne net, da det beskriver den mekanisme, hvormed netoperatører sikrer elnettets fysiske stabilitet i realtid. Uden redispatch ville flaskehalse i nettet føre til ukontrollerede overbelastninger, hvilket i værste fald kan forårsage kaskadeafbrydelser. Princippet er i starten enkelt: Hvis der tilføres for meget elektricitet til nettet på ét punkt, skal produktionen der reduceres og kompenseres for på et andet punkt. Den praktiske implementering af dette princip har dog ændret sig betydeligt gennem årene, især på grund af den massive udbygning af vedvarende energi og den tilhørende decentralisering af elproduktionen.

Hvad er de juridiske grundlag for omfordeling, og hvor ligger dens historiske rødder?

Rødderne til omdirigering går tilbage til den tyske lov om energibranchen (EnWG) fra 2005. Paragraf 13 i EnWG, som trådte i kraft den 13. juli 2005, forpligter transmissionssystemoperatører til at sikre systemsikkerheden. Konkret fastslår den, at transmissionssystemoperatører er bemyndiget og forpligtet til at eliminere trusler eller afbrydelser i elforsyningssystemet gennem netrelaterede, markedsrelaterede og yderligere reserveforanstaltninger. I det dengang meget centraliserede kraftværkssystem betød dette, at i tilfælde af forestående overbelastning af nettet kunne individuelle store kraftværker instrueres i at justere deres tilførsel. Dette påvirkede primært konventionelle anlæg i 220 kV- og 380 kV-transmissionsnettet. Antallet af berørte anlæg var håndterbart, kommunikationskanalerne var korte, og koordineringsindsatsen var forholdsvis lav. Systemet fungerede i et miljø, hvor et par store kraftværker håndterede størstedelen af ​​elproduktionen, og belastningsstrømmene var meget forudsigelige. Dette grundlæggende princip om centraliseret styring dannede grundlaget for alle efterfølgende udvidelser og reformer.

Hvordan har udbredelsen af ​​vedvarende energi ændret elsystemet?

Med udbredelsen af ​​vedvarende energi fra 2010 og frem ændrede systemstrukturen sig fundamentalt. Titusindvis af decentrale generatorer erstattede gradvist et par centraliserede kraftværker. På mellemlang sigt vil omkring 90 procent af produktionsanlæggene være tilsluttet distributionsnettene, mens store kraftværker fortsat vil miste betydning. Denne transformation førte til nye transmissionsruter, især fra nord til syd, da en stor andel af vindenergien produceres i Nordtyskland, mens de vigtigste forbrugsområder ligger i syd og vest. Transmissionskapaciteterne var, og er i mange tilfælde stadig, utilstrækkeligt dimensioneret til at transportere al den producerede elektricitet til forbrugscentrene. Samtidig eksisterede der, udover traditionel omdirigering, fortsat feed-in-styring i henhold til loven om vedvarende energikilder for vedvarende energianlæg. Denne parallelle struktur, hvor konventionelle kraftværker blev reguleret via omdirigering og vedvarende energianlæg via feed-in-styring, førte til stigende kompleksitet og stigende omkostninger til foranstaltninger til håndtering af belastninger. Vind- og solkraftværker genererer energi afhængigt af vejr og tidspunkt på dagen, hvilket betydeligt komplicerer forudsigeligheden af ​​​​belastningsstrømmene og øger behovet for kontrolforanstaltninger.

Hvad var problemet med det gamle system til omfordeling og tilførselsstyring?

Det gamle system var kendetegnet ved en strukturel opdeling, der blev stadig mere ineffektiv. På den ene side var der den klassiske omdirigering i henhold til § 13 i den tyske lov om energibranchen (EnWG), som udelukkende blev anvendt på transmissionsnettet og berørte konventionelle produktionsanlæg med mere end 10 megawatt installeret nominel kapacitet. Transmissionssystemoperatørerne kunne regulere disse anlæg for at undgå netbelastning. På den anden side var der feed-in-styring i henhold til loven om vedvarende energikilder (EEG) og loven om kraftvarme (KWKG), som behandlede reguleringen af ​​vedvarende energianlæg og kraftvarmeværker separat med henblik på netbelastningsstyring. Med feed-in-styring blev anlæg reduceret baseret på faktiske værdier, dvs. i akutte situationer. Proaktiv, prognosebaseret planlægning manglede. Nedskæringer forekom ad hoc, hvilket førte til højere omkostninger og en ineffektiv udnyttelse af tilgængelige ressourcer. Omkostningerne til den samlede netbelastningsstyring steg betydeligt mellem 2019 og 2023, fra 1,3 milliarder euro til 3,2 milliarder euro. I 2023 gik cirka 19 terawatt-timer elektricitet tabt på grund af flaskehalse i nettet, hvilket svarer til omkring fire procent af Tysklands samlede elproduktion. Hav- og landvindmølleparker var særligt berørt.

Hvad blev præcist besluttet med Grid Expansion Acceleration Act 2019?

Det politiske svar på de voksende problemer kom i 2019 med ændringen af ​​loven om hurtigere eludbygning (Grid Expansion Acceleration Act), som trådte i kraft den 17. maj 2019. Målet var at samle omdirigering og tilførselshåndtering i et integreret system til håndtering af kapacitetsbegrænsninger. De tidligere bestemmelser om tilførselshåndtering i henhold til loven om vedvarende energi (EEG) og loven om kraftvarme (KWKG) blev ophævet og erstattet af et samlet omdirigeringsregime, kendt som omdirigering 2.0, baseret på §§ 13, 13a og 14 i energibrancheloven (EnWG). Dette havde til formål at etablere et ensartet, forebyggende system til håndtering af kapacitetsbegrænsninger for elforsyning i hele Tyskland. Vedvarende energi- og kraftvarmeværker (CHP) blev ikke længere behandlet separat, men blev reguleret i henhold til den samme juridiske ramme som konventionelle kraftværker. Implementeringsfristen blev sat til 1. oktober 2021, med de første dataindsendelsesforpligtelser, der begyndte allerede i juli 2021.

Siden hvornår har Redispatch 2.0 været i kraft, og hvad er fundamentalt nyt ved det?

Siden 1. oktober 2021 har Redispatch 2.0 været obligatorisk for alle markedsdeltagere. Det nye aspekt var ikke selve muligheden for intervention, men dens omfattende systemintegration. Alle regulerbare anlæg med en kapacitet på 100 kilowatt eller mere, inklusive konventionelle kraftværker, vedvarende energianlæg og energilagringsanlæg, er siden blevet inkluderet i håndtering af belastninger. Dette er en fundamental forskel fra det gamle system, hvor kun store konventionelle kraftværker over 10 megawatt var direkte berørt af redispatch. I den nye proces bestemmer netoperatøren nettets tilstand for en planlægningshorisont på cirka 36 timer i forvejen og optimerer den efter behov. Dette kræver belastnings- og tilførselsprognoser. Hvis der identificeres belastning, skal netoperatøren løse den ved hjælp af omkostningseffektive foranstaltninger. En anden vigtig innovation er, at disse foranstaltninger skal være afbalancerede med hensyn til både energi og energiforbrug, hvilket sikrer, at anlægsoperatørerne ikke lider økonomiske ulemper som følge af kontrolinterventioner. Desuden er håndteringen ikke længere udelukkende transmissionssystemoperatørernes ansvar, men også alle distributionssystemoperatører, som dermed er blevet en central søjle i håndtering af belastninger.

Hvordan fungerer Redispatch 2.0-processen i detaljer?

Redispatch 2.0-processen er baseret på en planlægningsbaseret tilgang, der adskiller sig fundamentalt fra den tidligere reaktive tilgang. Netoperatører udarbejder prognoser for belastning baseret på omfattende data fra alle netdeltagere, især fra kraftværker, der forsyner nettet, og store forbrugere. Anlægsoperatører indsender enten planlagte eller prognosedata, afhængigt af den valgte balanceringsmodel. I prognosemodellen skal information om markedsrelaterede justeringer og utilgængelighed gives til netoperatøren, så operatøren kan oprette produktionsprognoser. I den planlagte værdimodel er anlægsoperatøren ansvarlig for at indsende både prognose- og planlagte data.

Baseret på disse data og realtidsinformation kan netoperatøren tidligt identificere potentielle flaskehalse i nettet og træffe målrettede, proaktive foranstaltninger. Alternative tidsplaner beregnes for forudsigelige overbelastninger, og afvigelser fra markedsplanen afbalanceres. § 13a i den tyske lov om energibranchen (EnWG) regulerer balanceringen og den økonomiske kompensation til anlægsoperatøren. Lederen af ​​balanceringsgruppen, i de fleste tilfælde den direkte markedsfører, modtager energikompensation fra netoperatøren for den manglende mængde i deres balanceringsgruppe. I den nye proces allokeres den mængde energi, der tilføres og afkortes pr. kvarter, til en balanceringsgruppe. Dette system kræver branchedækkende samarbejde mellem transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, anlægsoperatører, balanceringsgruppeledere og såkaldte implementeringsledere, som anlægsoperatører kan delegere en stor del af deres ansvar til.

Hvad er de nuværende omkostninger ved håndtering af netværksbelastning, og hvordan har de udviklet sig?

Omkostningerne ved håndtering af belastningen på elnettet har svinget betydeligt i de senere år. I 2022 nåede de samlede omkostninger et højdepunkt på cirka 4,2 milliarder euro, drevet af energikrisen og ekstremt høje brændstof- og engrospriser. I 2023 faldt de foreløbige samlede omkostninger til lige under 3,1 milliarder euro, på trods af en stigning i mængden af ​​implementerede foranstaltninger til 34.297 gigawatt-timer. Dette fald skyldtes faldende energipriser, da engrospriserne på el faldt fra lidt over 230 euro til omkring 92 euro pr. megawatt-time. De foreløbige implementeringsomkostninger for omdirigeringsforanstaltninger ved hjælp af konventionelle kraftværker beløb sig til cirka 1,8 milliarder euro i 2023, mens omkostningerne ved at reducere produktionen af ​​vedvarende energi tredobledes til omkring 600 millioner euro.

I 2024 faldt omfanget af foranstaltninger med cirka 12 procent til 30.304 gigawatt-timer, og de foreløbige samlede omkostninger faldt yderligere til omkring 2,78 milliarder euro. Fjerde kvartal af 2024 viste dog en bekymrende stigning: 10.424 gigawatt-timer måtte bruges til at stabilisere nettet, en stigning på 19 procent sammenlignet med samme kvartal året før. December 2024 var særligt bemærkelsesværdig med omkostninger på 370 millioner euro alene i den måned, en ny rekordhøjde siden energikrisen. Omkring 47 procent af de begrænsede vedvarende energianlæg var tilsluttet distributionsnettet i 2024, hvor årsagen i 74 procent af tilfældene lå i transmissionsnettet. Samtidig er der en voksende forskydning af flaskehalse mod distributionsnettet: dets andel af omfordelingsmængderne steg fra 20 procent i 2023 til 26 procent i 2024. Disse omkostninger væltes over på elpriserne via netafgifter og påvirker dermed alle forbrugere.

Hvorfor er Redispatch 2.0 særligt relevant for store batterilagringssystemer?

Et storstilet batterilagringssystem med en kapacitet på mange megawatt er teknisk set i stand til at flytte betydelige mængder energi over tid. Den faktiske tilførsel er dog underlagt netarkitekturen. Det er i stand til at omfordele, kræver prognoser og er integreret i håndtering af belastninger. Kapacitet alene garanterer ikke tilførsel: Hvor systemstabilitet er påkrævet, skal markedsføring træde i baggrunden. Især med stor installeret kapacitet er integration i netplanlægning, prognosemodeller og håndtering af belastninger afgørende. Store batterier kan afhjælpe flaskehalse ved selektivt at oplade eller aflade. Det kritiske punkt er imidlertid, at de selv også kan blive en del af flaskehalsscenariet, hvis flere systemer forsøger at tilføre strøm samtidigt.

Markedet for store batterilagringssystemer i Tyskland vokser hurtigt. Den installerede kapacitet nåede over 2 gigawatt nominel effekt i 2025, og 1,46 gigawatt ny kapacitet forventedes at komme online alene i 2025. Der forventes en syvdobling af kapaciteten i forhold til 2024 i 2027, og forskellige prognoser forudsiger, at den samlede kapacitet kan nå op på 15 gigawatt i 2030. Netoperatørernes anmodninger om batterilagringsforbindelser overstiger nu den eksisterende kapacitet med næsten hundrede gange. Med sådanne vækstrater bliver spørgsmålet om at integrere disse systemer i håndtering af overbelastning stadig mere presserende.

Vores ekspertise i EU og Tyskland inden for forretningsudvikling, salg og marketing - Billede: Xpert.Digital

Branchefokusområder: B2B, digitalisering (fra AI til XR), maskinteknik, logistik, vedvarende energi og industri

Mere information her:

• Ekspert Business Hub

Et tematisk knudepunkt, der tilbyder indsigt og ekspertise:

• Vidensplatform, der dækker globale og regionale økonomier, innovation og branchespecifikke tendenser
• En samling af analyser, indsigter og baggrundsinformation fra vores vigtigste fokusområder
• Et sted for ekspertise og information om aktuelle udviklinger inden for erhvervsliv og teknologi
• Et knudepunkt for virksomheder, der søger information om markeder, digitalisering og brancheinnovationer

Er store batterier generelt gode eller dårlige for elnettet?

Dette spørgsmål kan ikke besvares generelt, da det afhænger af placering, driftsform og den specifikke netsituation. En undersøgelse foretaget af Neon Neue Energieökonomik, bestilt af lagringsudvikleren Eco Stor, undersøgte ydeevnen af ​​to store batterier i Slesvig-Holsten og Bayern for hvert kvarter af året. Resultaterne viser, at netoperatører sparer omdirigeringsomkostninger på 3 til 6 euro om året for hver kilowatt batterikapacitet. Store batterier bør derfor på ingen måde betragtes som iboende byrdefulde for nettet, selvom dette undertiden antydes i den energipolitiske debat.

Denne netaflastning sker dog i øjeblikket rent tilfældigt, da Tyskland kun har én elpriszone og derfor ingen regionale priser. Batterier fungerer i henhold til det ensartede prissignal på engros- og balanceringsenergimarkederne. Flaskehalse i nettet er usynlige for dem. Detaljeret analyse viser, at et stort batteri aflaster og belaster nettet med nogenlunde samme hyppighed, hver gang i omkring 20 procent af kvarteret. I de resterende 60 procent af tiden er enten batteriet inaktivt, eller nettet er fri for overbelastning. Fraunhofer ISE påpeger også, at store batterilagringssystemer, der primært drives i henhold til markedsmekanismer, kan forstærke lokale effektspidser gennem ugunstig opladnings- og afladningsadfærd og dermed forværre transformer- og netbelastninger.

Hvad betyder netvenlig drift for store batterilagringssystemer?

Netstøttende drift refererer til den målrettede brug af et lagringssystem til at stabilisere nettet, forhindre flaskehalse eller kompensere for spændingsudsving. Dette adskiller sig fra rent markedsstøttende drift, hvor elektricitet primært købes til lave priser og sælges til højere priser – et klassisk tilfælde af prisarbitrage. Et storstilet batterilagringssystem betragtes som netstøttende, hvis dets placering i nettet og dets driftsform reducerer netbelastningen, hvilket for eksempel kan føre til en reduktion i behovet for netudvidelse.

I praksis kan begge tilgange kombineres: Et lagringssystem kan deltage økonomisk i markedet og samtidig betjene nettet. Undersøgelser viser, at netunderstøttede lagringssystemer selektivt absorberer elektricitet, når en høj tilførsel er nært forestående, og tilbageleverer den senere. Dette reducerer behovet for interventioner og øger forsyningssikkerheden. For at batterilagringssystemer kan være netunderstøttede, bør de installeres overalt, hvor nettet er under særlig belastning. Intelligent styring er også afgørende, da det sikrer, at lagringssystemet reagerer i det rigtige øjeblik og leverer energi effektivt. Jo større og mere fleksibelt et lagringssystem er designet, for eksempel med en minimum afladningstid på fire timer, desto større er dets bidrag til nettets aflastning.

Hvorfor er der i øjeblikket ingen effektive incitamenter for netvenlig adfærd fra store batterier?

Problemet ligger i det tyske elmarkeds design. Tyskland har i øjeblikket en enkelt elpriszone med ensartede day-ahead-priser. Det betyder, at elprisen på børsen er den samme overalt i Tyskland, uanset om der er problemer med netbelastning i en bestemt region. Batterilagringssystemer og alle andre markedsdeltagere er afhængige af dette ensartede prissignal på engros- og balanceringsenergimarkederne. Netbelastning er simpelthen usynlig for dem, fordi der ikke er noget prissignal, der afspejler regionale flaskehalse.

I dette system er der intet økonomisk incitament til at handle netvenligt. Et lagringsanlæg i Slesvig-Holsten, der opkræver strøm under kraftig vind, gør det ikke fordi der er en flaskehals i nettet der, men fordi den landsdækkende elpris i øjeblikket er lav. At denne adfærd samtidig er netvenlig, er et rent tilfælde. Undersøgelsen fra Neon New Energy Economics undersøgte tre reguleringstilgange til at styrke netvenlig adfærd. Et dynamisk prissignal for omdirigering, der afspejler netsituationen hvert 15. minut, klarede sig bedst. Et sådant prissignal skaber både den største merværdi for nettet og det mindste tab af markedsværdi.

Hvilken rolle spiller diskussionen om elpriszoner til store batterilagrings- og omdirigeringssystemer?

Debatten omkring opdelingen af ​​Tysklands elpriszone har taget betydelig fart i de senere år og er direkte knyttet til spørgsmålene om omdirigering og storstilet batterilagring. Som en del af sin gennemgang af budzonerne har EU-Kommissionen opfordret til en gennemgang af de europæiske budzoner og foreslået en opdeling af Tyskland i to til fire zoner. En undersøgelse foretaget af Agora Energiewende og Fraunhofer IEE konkluderer, at et system med lokal prisfastsættelse kan reducere omdirigeringsomkostningerne betydeligt og styrke forsyningssikkerheden. Allerede i 2023 kunne lokale prissignaler have reduceret elomkostningerne for virksomheder og husholdninger med i gennemsnit over 6 euro pr. megawatt-time på landsplan.

En kort rapport fra Neon Neue Energieökonomik, bestilt af energileverandøren Enercity, anslår de resulterende flaskehalsomkostninger i Tyskland til omkring 2 milliarder euro om året, hvis elnettet blev opdelt i fire til fem priszoner. En undersøgelse foretaget af Münchens Tekniske Universitet viser imidlertid, at prisforskellene mellem et par store elpriszoner er små og kun resulterer i mindre besparelser i omkostningerne ved viderefordeling. I modsætning hertil fører nodespecifik nodalprissætning til en betydelig reduktion i omkostningerne ved viderefordeling og de samlede omkostninger. Regionale prissignaler ville være af enorm betydning for store batterilagringssystemer, da de for første gang ville skabe et økonomisk incitament til netvenlig adfærd. Den nye tyske regering har dog i sin koalitionsaftale indvilliget i at opretholde den samlede elpriszone for tiden.

Hvordan kompenseres anlægsoperatører økonomisk under en omdirigeringsoperation?

Hvis netoperatøren justerer produktionen, regulerer § 13a i den tyske lov om energibranchen (EnWG) balanceringen og den økonomiske kompensation til anlægsoperatøren. Balanceringsgruppelederen for det berørte tilførsels- eller aftagspunkt har et krav mod den transmissionssystemoperatør, der har udstedt anmodningen om produktionsjustering, om balanceringskompensation for foranstaltningen. Derudover skal justeringen af ​​aktiv eller reaktiv effektproduktion kompenseres tilstrækkeligt økonomisk. Tilstrækkelig økonomisk kompensation omfatter de nødvendige udgifter til de faktiske produktionsjusteringer, det forholdsmæssige forbrug af anlæggets værdi og det dokumenterede tab af indtægter.

I juni 2024 udstedte det føderale netværksagentur (Federal Network Agency) en afgørelse om fastsættelse af den passende økonomiske kompensation for omdirigeringsforanstaltninger i henhold til § 13a, stk. 2. Det underliggende princip er, at operatøren af ​​et vedvarende eller konventionelt kraftværk ikke må lide økonomiske ulemper som følge af kontrolindgreb. De er i samme situation, som hvis indgrebet ikke havde fundet sted. Hvis f.eks. en vindmøllepark i nord lukkes ned, fordi transmissionsledningen mod syd er overbelastet, skal operatøren stadig kompenseres. Samtidig skal et andet kraftværk i syd producere mere elektricitet for at imødekomme efterspørgslen, hvilket også medfører omkostninger.

Hvilken rolle spiller distributionsnetoperatører i Redispatch 2.0-processen?

Indtil den 30. september 2021 var omdirigering udelukkende de fire transmissionssystemoperatører i Tyskland ansvarlige. Med omdirigering 2.0 har dette fundamentalt ændret sig. Distributionsnetoperatørerne er blevet en central søjle i håndteringen af ​​kapacitetsbegrænsninger i det tyske elnet. De skal proaktivt identificere flaskehalse i nettet og derefter bestemme, koordinere og implementere passende foranstaltninger, samtidig med at de sikrer net- og forsyningssikkerhed. Dette kræver, at de modellerer deres net med hensyn til forventede belastninger og prognoser for nettilstande. For at eliminere flaskehalse skal distributionssystemoperatørerne inkludere alle vedvarende energianlæg, kraftvarmeværker (CHP) og lageranlæg med en kapacitet på 100 kilowatt eller mere.

Dette repræsenterer en betydelig udvidelse af deres eksisterende ansvarsområder og kræver nye markedsroller og processer for at kunne reagere på potentielle flaskehalse i realtid og baseret på prognoser. De stigende flaskehalse i distributionsnettet understreger vigtigheden af ​​denne udvikling. Distributionsnettets andel af omdirigeringsmængderne for vedvarende energianlæg steg fra 20 procent i 2023 til 26 procent i 2024, en tendens der sandsynligvis vil fortsætte med den yderligere udvidelse af decentraliseret produktion.

Hvordan kan store batterilagringssystemer præcist bidrage til at reducere overbelastning af elnettet?

Batterilagringssystemer kan gribe præcist ind, når der opstår flaskehalse i nettet. Når der genereres for meget elektricitet, absorberer de energi og frigiver den senere, når efterspørgslen stiger. Store lagringssystemer reagerer på millisekunder, hvilket gør dem ideelle til pålideligt at kompensere for spændingsudsving, frekvensustabilitet eller lokale belastningsspidser. De leverer balanceringskraft og kan forhindre strømafbrydelser. Enhver undgået omdirigeringsforanstaltning sparer omkostninger og forhindrer, at elektricitet fra vedvarende energikilder går til spilde.

I et praktisk scenario kan et storstilet batterilagringssystem i Nordtyskland oplades selektivt under stærk vind, hvorved spidsbelastningen i tilførslen reduceres, som ellers ville føre til overbelastning af nettet. Fraunhofer ISE analyserer, om storskala batterilagringssystemer kan drives på en netunderstøttende måde for specifikke steder ved at undersøge produktions- og belastningstidsserier fra den relevante transformerstation, modellere de resulterende strømstrømme og simulere netunderstøttende driftsstrategier. Desuden undersøger analysen, om der tidligere er implementeret omdirigeringsforanstaltninger på den specifikke placering. Dette giver også nye muligheder for kommuner, netoperatører og projektudviklere, da batterilagringssystemer skaber lokal merværdi, reducerer belastningen af ​​nettet og styrker den lokale forsyningssikkerhed.

Hvorfor kan store batterilagringssystemer i sig selv blive et problem for elnettets stabilitet?

Elsystemet har transformeret sig fra et centraliseret kraftværksstyringssystem til en datadrevet koordinering af decentraliserede ressourcer. I dette nye system er det ikke kun effektproduktionen, der betyder noget, men også integrationen i systemarkitekturen. Et storstilet batterilagringssystem med enorm kapacitet kan blive problematisk, hvis det udelukkende fungerer baseret på markedssignaler uden at tage hensyn til den lokale netsituation. Hvis flere lagringssystemer i en region ønsker at forsyne nettet med strøm samtidigt, fordi elpriserne i øjeblikket er høje, kan dette forårsage eller forværre netop de flaskehalse, der skal undgås.

Store batterilagringssystemer, primært drevet efter markedsmekanismer, kan forstærke lokale effektspidser gennem ugunstige opladnings- og afladningsmønstre og dermed øge belastningen på transformere og transmissionsledninger. Det hurtigt voksende antal store batterilagringssystemer forværrer potentielt dette problem. Med anmodninger om nettilslutning, der nu overstiger 200 gigawatt, er det klart, at koordinering af disse systemer repræsenterer en af ​​de vigtigste udfordringer i de kommende år. Det afgørende punkt er, at kapacitet alene ikke garanterer tilførsel. Hvor systemstabilitet er afgørende, skal markedsføring træde i baggrunden. Et lagringssystem, der ønsker at generere indtægter på markedet, skal acceptere, at dets tilførselsmuligheder er begrænset af nettets fysiske grænser og netoperatørernes beslutninger.

Hvordan ser fremtiden for flaskehalshåndtering ud, og hvad betyder Redispatch 3.0?

Mens Redispatch 2.0 primært integrerer produktionsanlæg i håndtering af belastninger, sigter en videreudvikling hen imod Redispatch 3.0 mod at integrere lageranlæg, elektrolysører og styrbare belastninger endnu tættere. Målet er en endnu finere koordinering af produktion og forbrug via digitale platforme og realtidsdata. Diskussionen omkring elpriszoner og lokale prissignaler vil spille en afgørende rolle i dette. Hvis det lykkes at skabe regulatoriske incitamenter til netvenlig adfærd, kan store batterilagringssystemer spille en betydeligt større rolle i undgåelsen af ​​belastninger, end de gør i dag. Undersøgelsen fra Neon New Energy Economics konkluderer, at et dynamisk redispatch-prissignal ville skabe den største merværdi for nettet, samtidig med at tab i markedsværdi minimeres.

Teknologiske fremskridt understøtter denne tendens: Prisen på lithium-ion-batterier er faldet med cirka 84 procent i de sidste ti år, og tendensen går mod større systemer med længere lagringsvarighed. Mens det gennemsnitlige batteriprojekt i 2022 stadig var et en-times system, dominerer to-timers systemer nu, og fire- og seks-timers systemer anvendes også i stigende grad. I 2030 kan lagringskapaciteten i store batterilagringssystemer i Tyskland stige til 57 gigawatt-timer med en samlet effekt på 15 gigawatt. På lang sigt, i 2050, er en kapacitet på 60 gigawatt eller 271 gigawatt-timer endda mulig. Med disse kapaciteter kan storskala batterilagring blive et centralt instrument til håndtering af overbelastning, forudsat at de lovgivningsmæssige rammer skaber de rette incitamenter.

Hvad betyder alt dette for energiomstillingen som helhed?

Det tyske elsystem gennemgår en fundamental transformation. Energiomstillingen har transformeret det tidligere centralt styrede system til et meget komplekst netværk af decentraliserede producenter, hvilket kræver nye koordineringsmekanismer. Redispatch 2.0 er en nøglekomponent i denne nye koordinering, der integrerer alle relevante interessenter i et samlet system til håndtering af overbelastning. Storskala batterilagringssystemer er både en del af løsningen og en potentiel kilde til nye udfordringer. De kan afhjælpe overbelastning, levere balancerende strøm, integrere vedvarende energi og reducere behovet for netudvidelse. Samtidig kræver de omhyggelig integration i systemarkitekturen for at undgå selv at blive årsag til overbelastning.

De vigtigste løftestænger for fremtiden ligger i den videre udvikling af elmarkedets design i retning af prissignaler, der afslører flaskehalse i nettet, i accelereret netudbygning, i digitalisering af netstyring og i regulatoriske rammer, der belønner netvenlig adfærd. Fremtidens energisystem vil ikke længere blive styret af et par store kraftværker, men af ​​datadrevet koordinering af hundredtusindvis af decentraliserede ressourcer, fra vindmøller og solpaneler til batterilagring, elektrolysører og styrbare belastninger. Redispatch 2.0 har lagt grundlaget for denne koordinering. De kommende år vil vise, om de regulatoriske rammer kan holde trit med dynamikken i den teknologiske forandring.

☑️ Vores forretningssprog er engelsk eller tysk

☑️ NYT: Korrespondance på dit modersmål!

Konrad Wolfenstein

Jeg og mit team er glade for at stå til rådighed for dig som din personlige rådgiver.

Du kan kontakte mig ved at udfylde kontaktformularen her eller blot ringe til mig på +49 89 89 674 804 ( München) . Min e-mailadresse er: [email protected]

Jeg glæder mig til vores fælles projekt.

☑️ SMV-support inden for strategi, rådgivning, planlægning og implementering

☑️ Oprettelse eller omlægning af den digitale strategi og digitalisering

☑️ Udvidelse og optimering af internationale salgsprocesser

☑️ Globale og digitale B2B-handelsplatforme

☑️ Pioner inden for forretningsudvikling / marketing / PR / messer