Redispatch 2.0 és nagyméretű akkumulátoros tárolás: Átok vagy Segen az elektromos hálózat számára? Az óriási akkumulátoros tárolórendszerek ambivalens szerepe

Redispatch 2.0 egyszerűen elmagyarázva: Amit az erőmű-üzemeltetőknek és a tárolási befektetőknek tudniuk kell

Németország villamosenergia-hálózata történelmi stresszteszttel néz szembe: Míg északon a szélturbinák teljes kapacitással működnek, gyakran hiányoznak a távvezetékek, amelyek az energiát a déli ipari központokba szállítanák. Az ellátás összeomlásának megakadályozása érdekében a hálózatüzemeltetők szinte a nap 24 órájában beavatkoznak a termelésbe – ezt a folyamatot rediszpécserzésnek nevezik, és évente milliárdokba kerül a fogyasztóknak.

Az energetikai átállás azonban alapvetően megváltoztatta ezt a rendszert. Míg korábban néhány nagy erőművet központilag szabályoztak, ma több tízezer decentralizált erőművet, napelemparkot és egyre inkább nagy teljesítményű, nagyméretű akkumulátoros tárolórendszert kell összehangolni. A Redispatch 2.0 2021. októberi bevezetése óta az elosztóhálózat-üzemeltetők és a kisebb erőművek üzemeltetői is kötelesek biztosítani a hálózat fizikai stabilitását.

A fellendülőben lévő nagyméretű akkumulátoros energiatároló rendszerek szerepe különösen érdekes: az energiaátállás reménysugaraként tekintenek rájuk, de – ha helytelenül használják őket – valójában súlyosbíthatják a helyi szűk keresztmetszeteket. A probléma gyakran nem magában a technológiában rejlik, hanem a regionális árjelzések hiányában. A következő kérdések és válaszok útmutató részletesen megvizsgálja, hogyan működik a modern szűk keresztmetszet-kezelés, miért emelkednek robbanásszerűen a költségek, milyen szerepet játszik ebben az akkumulátoros energiatárolás, és miért kulcsfontosságú a villamosenergia-árzónákról szóló vita az energiaellátásunk jövőbeli biztonsága szempontjából.

Mit jelent az újraelosztás, és miért olyan központi szerepet játszik ez a kifejezés a német villamosenergia-hálózatban?

Az újraelosztás az erőművek termelési teljesítményébe történő beavatkozásokat jelenti a távvezetékek túlterhelés elleni védelme érdekében. Ha a hálózat egy adott pontján szűk keresztmetszet fenyeget, a szűk keresztmetszethez közelebbi oldalon lévő erőművek utasítást kapnak a betáplálás csökkentésére, míg a szűk keresztmetszet túlsó oldalán lévő erőműveknek növelniük kell a betáplálásukat. Ez egy olyan terhelésáramlást hoz létre, amely ellensúlyozza a szűk keresztmetszetet. A kifejezést gyakran használják az energiapolitikai vitákban, de ritkán magyarázzák el teljes terjedelmében. Mégis központi szerepet játszik a modern hálózatok megértésében, mivel leírja azt a mechanizmust, amellyel a hálózat üzemeltetői valós időben biztosítják az elektromos hálózat fizikai stabilitását. Újraelosztás nélkül a hálózati szűk keresztmetszetek ellenőrizetlen túlterhelésekhez vezetnének, ami a legrosszabb esetben kaszkádszerű kieséseket okozhatna. Az elv kezdetben egyszerű: ha egy ponton túl sok villamos energiát táplálnak a hálózatba, akkor az ottani termelést csökkenteni kell, és egy másik ponton kompenzálni kell. Ennek az elvnek a gyakorlati megvalósítása azonban az évek során jelentősen megváltozott, különösen a megújuló energiák hatalmas térnyerése és az ezzel járó villamosenergia-termelés decentralizációja miatt.

Melyek a redisztrátori eljárás jogi alapjai, és hol találhatók történelmi gyökerei?

Az újraelosztás gyökerei a 2005-ös német energiatörvényig (EnWG) nyúlnak vissza. Az EnWG 13. szakasza, amely 2005. július 13-án lépett hatályba, kötelezi az átviteli rendszer üzemeltetőit a rendszer biztonságának garantálására. Konkrétan kimondja, hogy az átviteli rendszer üzemeltetői jogosultak és kötelesek a villamosenergia-ellátó rendszert fenyegető veszélyeket vagy zavarokat hálózattal, piaccal és kiegészítő tartalékintézkedésekkel kiküszöbölni. Az akkoriban erősen centralizált erőművi rendszerben ez azt jelentette, hogy a hálózati túlterhelés veszélye esetén az egyes nagy erőműveket utasítani lehetett a betáplálás módosítására. Ez elsősorban a 220 kV-os és 380 kV-os átviteli hálózat hagyományos erőműveit érintette. Az érintett erőművek száma kezelhető volt, a kommunikációs csatornák rövidek, és a koordinációs erőfeszítés viszonylag alacsony. A rendszer olyan környezetben működött, ahol néhány nagy erőmű végezte a villamosenergia-termelés nagy részét, és a terhelésáramlások nagymértékben kiszámíthatók voltak. A centralizált irányítás ezen alapelve képezte az alapot, amelyre minden későbbi bővítés és reform épült.

Hogyan változtatta meg a megújuló energiaforrások térnyerése a villamosenergia-rendszert?

A megújuló energiák 2010-től kezdődő térnyerésével alapvetően megváltozott a rendszerstruktúra. Több tízezer decentralizált generátor fokozatosan felváltott néhány centralizált erőművet. Középtávon a termelőlétesítmények mintegy 90 százaléka az elosztóhálózatokhoz fog csatlakozni, miközben a nagy erőművek jelentősége továbbra is csökkenni fog. Ez az átalakulás új átviteli útvonalakhoz vezetett, különösen északról délre, mivel a szélenergia nagy részét Észak-Németországban termelik, míg a fő fogyasztási területek délen és nyugaton találhatók. Az átviteli kapacitások akkoriban, és sok esetben még mindig nem elegendőek ahhoz, hogy a teljes megtermelt villamos energiát a fogyasztási központokba szállítsák. Ugyanakkor a hagyományos újraelosztás mellett a megújuló energiaforrásokról szóló törvény szerinti betáplálási menedzsment továbbra is fennállt a megújuló energiaforrásokat termelő erőművek esetében. Ez a párhuzamos struktúra, amelyben a hagyományos erőműveket újraelosztással, a megújuló energiaforrásokat pedig betáplálási menedzsmenttel szabályozták, a torlódáskezelési intézkedések növekvő bonyolultságához és költségeinek emelkedéséhez vezetett. A szél- és naperőművek az időjárástól és a napszaktól függően termelnek energiát, ami jelentősen bonyolítja a terhelésáramlások kiszámíthatóságát, és növeli az ellenőrzési intézkedések szükségességét.

Mi volt a probléma a régi újraelosztási és betáplálási rendszerrel?

A régi rendszert egy egyre kevésbé hatékony strukturális felosztás jellemezte. Egyrészt létezett a klasszikus újraelosztás a német energiaipari törvény (EnWG) 13. szakasza szerint, amely kizárólag az átviteli hálózatra vonatkozott, és a 10 megawattnál nagyobb névleges beépített kapacitású hagyományos erőműveket érintette. Az átviteli rendszer üzemeltetői szabályozhatták ezeket az erőműveket a hálózati torlódások elkerülése érdekében. Másrészt létezett a betáplálási menedzsment a megújuló energiaforrásokról szóló törvény (EEG) és a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelő törvény (KWKG) szerint, amely a megújuló energiaforrásokat termelő erőművek és a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelő erőművek külön szabályozásával foglalkozott a hálózati torlódások kezelése érdekében. A betáplálási menedzsment során az erőműveket a tényleges értékek alapján, azaz akut helyzetekben korlátozták. Hiányzott a proaktív, előrejelzésen alapuló tervezés. A korlátozás eseti jellegű volt, ami magasabb költségekhez és a rendelkezésre álló erőforrások nem hatékony felhasználásához vezetett. A hálózati torlódások kezelésének teljes költségei jelentősen, 1,3 milliárd euróról 3,2 milliárd euróra nőttek 2019 és 2023 között. 2023-ban körülbelül 19 terawattóra villamosenergia-veszteség történt a hálózati szűk keresztmetszetek miatt, ami Németország teljes villamosenergia-termelésének körülbelül négy százalékának felel meg. A tengeri és szárazföldi szélerőműveket különösen érintette a probléma.

Pontosan miről döntöttek a 2019-es hálózatbővítési gyorsítási törvényben?

A növekvő problémákra adott politikai válasz 2019-ben érkezett a hálózatbővítési gyorsítási törvény módosításával, amely 2019. május 17-én lépett hatályba. A cél az újraelosztás és a betáplálás kezelésének integrált szűk keresztmetszet-kezelési rendszerbe való egyesítése volt. A megújuló energiaforrásokról szóló törvény (EEG) és a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésről szóló törvény (KWKG) korábbi betáplálási szabályozásait hatályon kívül helyezték, és egy egységes újraelosztási rendszer, az úgynevezett Redispatch 2.0 lépett a helyükre, amely az Energiaipari törvény (EnWG) 13., 13a. és 14. §-án alapul. Ennek célja egy egységes, megelőző szűk keresztmetszet-kezelési rendszer létrehozása volt az egész Németországban. A megújuló energiát és a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelést (CHP) termelő erőműveket már nem kezelték külön, hanem ugyanazon jogi keretrendszer szerint szabályozták őket, mint a hagyományos erőműveket. A végrehajtási határidőt 2021. október 1-jére tűzték ki, a kezdeti adatszolgáltatási kötelezettségek pedig már 2021 júliusában kezdődtek.

Mióta van érvényben a Redispatch 2.0, és mi az alapvető újdonság benne?

2021. október 1. óta a Redispatch 2.0 kötelező minden piaci szereplő számára. Az új szempont nem maga a beavatkozás lehetősége volt, hanem annak átfogó rendszerintegrációja. Azóta minden szabályozható, 100 kilowatt vagy annál nagyobb kapacitású erőmű, beleértve a hagyományos erőműveket, a megújuló energiaforrásokat hasznosító erőműveket és az energiatároló létesítményeket, bekerült a szűk keresztmetszet-kezelésbe. Ez alapvető különbség a régi rendszerhez képest, ahol csak a 10 megawatt feletti nagy hagyományos erőműveket érintette közvetlenül az újraelosztás. Az új folyamatban a hálózatüzemeltető körülbelül 36 órás tervezési horizontra előre meghatározza a hálózat állapotát, és szükség szerint optimalizálja azt. Ehhez terhelési és betáplálási előrejelzések szükségesek. Ha szűk keresztmetszetet azonosítanak, a hálózatüzemeltetőnek költséghatékony intézkedésekkel kell megoldania azt. Egy másik fontos újítás, hogy ezeknek az intézkedéseknek mind az energia, mind az energiafogyasztás szempontjából kiegyensúlyozottnak kell lenniük, biztosítva, hogy az erőművek üzemeltetői ne szenvedjenek anyagi hátrányt a szabályozási beavatkozások következtében. Továbbá a kezelés már nem kizárólag az átviteli rendszerüzemeltetők, hanem az összes elosztórendszer-üzemeltető felelőssége is, akik így a szűk keresztmetszet-kezelés kulcsfontosságú pillérévé váltak.

Hogyan működik részletesen a Redispatch 2.0 folyamat?

A Redispatch 2.0 folyamat egy tervezésen alapuló megközelítésen alapul, amely alapvetően eltér a korábbi reaktív megközelítéstől. A hálózatüzemeltetők a torlódási előrejelzéseket az összes hálózati résztvevő, különösen a hálózatba betápláló erőművek és a nagyobb fogyasztók átfogó adatai alapján készítik. Az erőműüzemeltetők a választott kiegyensúlyozási modelltől függően vagy tervezett, vagy előrejelzett adatokat nyújtanak be. Az előrejelzési modellben a piaccal kapcsolatos kiigazításokról és a rendelkezésre állásról szóló információkat meg kell adni a hálózatüzemeltetőnek, hogy az üzemeltető termelési előrejelzéseket készíthessen. A tervezett értékmodellben az erőműüzemeltető felelős mind az előrejelzett, mind a tervezett adatok benyújtásáért.

Ezen adatok és valós idejű információk alapján a hálózatüzemeltető már korán azonosíthatja a potenciális hálózati szűk keresztmetszeteket, és célzott, proaktív intézkedéseket hozhat. Az előre látható túlterhelésekre alternatív menetrendeket számítanak ki, és a piaci menetrendtől való eltéréseket kiegyenlítik. A német energiatörvény (EnWG) 13a. szakasza szabályozza az erőmű üzemeltetőjének járó kiegyenlítést és pénzügyi kompenzációt. A mérlegkör-vezető, a legtöbb esetben a közvetlen értékesítő, energiakompenzációt kap a hálózatüzemeltetőtől a mérlegkörében hiányzó mennyiségért. Az új folyamatban a negyedóránként betáplált és korlátozott energiamennyiséget egy mérlegkörhöz rendelik. Ez a rendszer iparági szintű együttműködést igényel az átviteli rendszerüzemeltetők, az elosztórendszer-üzemeltetők, az erőmű-üzemeltetők, a mérlegkör-vezetők és az úgynevezett telepítési vezetők között, akikre az erőmű-üzemeltetők felelősségük nagy részét átruházhatják.

Milyenek a hálózati torlódások kezelésének jelenlegi költségei, és hogyan alakultak?

A hálózati szűk keresztmetszetek kezelésének költségei az elmúlt években jelentősen ingadoztak. 2022-ben a teljes költség elérték a csúcsot, körülbelül 4,2 milliárd euróval, amit az energiaválság, valamint a rendkívül magas üzemanyag- és nagykereskedelmi árak okoztak. 2023-ban az előzetes teljes költség alig 3,1 milliárd euróra esett vissza, annak ellenére, hogy a végrehajtott intézkedések volumene 34 297 gigawattórára nőtt. Ez a csökkenés az energiaárak csökkenése miatt következett be, mivel a nagykereskedelmi villamosenergia-árak megawattóránként valamivel több mint 230 euróról körülbelül 92 euróra csökkentek. A hagyományos erőműveket használó teher-újraelosztási intézkedések előzetes telepítési költségei 2023-ban körülbelül 1,8 milliárd eurót tettek ki, míg a megújuló energiatermelés csökkentésének költségei megháromszorozódtak, körülbelül 600 millió euróra.

2024-ben az intézkedések volumene körülbelül 12 százalékkal, 30 304 gigawattórára csökkent, az előzetes összköltség pedig tovább csökkent, mintegy 2,78 milliárd euróra. A 2024-es év negyedik negyedéve azonban aggasztó növekedést mutatott: 10 424 gigawattórát kellett felhasználni a hálózat stabilizálásához, ami 19 százalékos növekedést jelent az előző év azonos negyedévéhez képest. 2024 decembere különösen figyelemre méltó volt, csak ebben a hónapban 370 millió eurós költségek merültek fel, ami új rekord az energiaválság óta. A korlátozottan működő megújuló energiatermelő erőművek mintegy 47 százaléka csatlakozott az elosztóhálózathoz 2024-ben, az esetek 74 százalékában az átviteli hálózatban keresendő a probléma. Ugyanakkor a szűk keresztmetszetek egyre inkább az elosztóhálózat felé tolódnak el: a teher-újraelosztási volumenekben való részesedése 20 százalékról (2023) 26 százalékra (2024) emelkedett. Ezeket a költségeket a hálózati díjakon keresztül hárítják át az áramárakra, és így minden fogyasztót érintenek.

Miért különösen releváns a Redispatch 2.0 a nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek esetében?

Egy nagyméretű, több megawattos kapacitású akkumulátoros tárolórendszer technikailag képes jelentős mennyiségű energia időbeli áthelyezésére. A tényleges betáplálás azonban a hálózati architektúrától függ. Képes az újraelosztásra, előrejelzést igényel, és integrálva van a szűk keresztmetszet-kezelésbe. A kapacitás önmagában nem garantálja a betáplálást: ahol a rendszer stabilitása szükséges, a marketingnek háttérbe kell szorulnia. Különösen a nagy beépített kapacitás esetén kulcsfontosságú a hálózati tervezésbe, az előrejelzési modellekbe és a szűk keresztmetszet-kezelésbe való integráció. A nagy akkumulátorok szelektív töltés vagy kisütés révén enyhíthetik a szűk keresztmetszeteket. A kritikus pont azonban az, hogy maguk is a szűk keresztmetszet részévé válhatnak, ha több rendszer próbál egyszerre energiát betáplálni.

A nagyméretű akkumulátoros energiatároló rendszerek piaca Németországban gyorsan növekszik. A telepített kapacitás 2025-re meghaladta a 2 gigawatt névleges teljesítményt, és csak 2025-ben várhatóan 1,46 gigawatt új kapacitás kerül üzembe. 2027-re a kapacitás hétszeresére nő 2024-hez képest, és különböző előrejelzések szerint a teljes kapacitás 2030-ra elérheti a 15 gigawattot. A hálózatüzemeltetők akkumulátoros energiatároló-csatlakozások iránti igényei ma már csaknem százszorosan meghaladják a meglévő kapacitásokat. Ilyen növekedési ütem mellett egyre sürgetőbbé válik ezen rendszerek torlódáskezelésbe való integrálásának kérdése.

EU-s és német szakértelmünk az üzletfejlesztés, az értékesítés és a marketing területén - Kép: Xpert.Digital

Iparági fókuszterületek: B2B, digitalizáció (AI-tól XR-ig), gépészet, logisztika, megújuló energiák és ipar

További információ itt:

• Szakértői Üzleti Központ

Tematikus központ, amely betekintést és szakértelmet kínál:

• Tudásplatform, amely a globális és regionális gazdaságokat, az innovációt és az iparágspecifikus trendeket fedi le
• Elemzések, betekintések és háttérinformációk gyűjteménye a legfontosabb fókuszterületeinkről
• Szakértelem és információk helye az üzleti és technológiai fejleményekről
• Egy központ a piacokkal, a digitalizációval és az iparági innovációkkal kapcsolatos információkat kereső vállalatok számára

A nagy akkumulátorok általában véve jók vagy rosszak az elektromos hálózatnak?

Ez a kérdés nem válaszolható meg általánosságban, mivel függ a helyszíntől, az üzemmódtól és az adott hálózati helyzettől. A Neon Neue Energieökonomik által az Eco Stor energiatároló-fejlesztő megbízásából készült tanulmány két nagyméretű akkumulátor teljesítményét vizsgálta Schleswig-Holsteinben és Bajorországban az év minden negyedórájában. Az eredmények azt mutatják, hogy a hálózatüzemeltetők évente 3-6 euró újraelosztási költséget takarítanak meg minden kilowatt akkumulátorkapacitás után. A nagyméretű akkumulátorokat ezért semmiképpen sem szabad eredendően megterhelőnek tekinteni a hálózat számára, még akkor sem, ha ezt néha felvetik az energiapolitikai vitákban.

Ez a hálózatterhelés-csökkentés azonban jelenleg pusztán a véletlen műve, mivel Németországban csak egyetlen áramárzóna van, és ezért nincsenek regionális árak. Az akkumulátorok a nagykereskedelmi és kiegyenlítő energiapiacokon érvényes egységes árjelzés szerint működnek. A hálózati szűk keresztmetszetek láthatatlanok számukra. A részletes elemzés azt mutatja, hogy egy nagy akkumulátor nagyjából azonos gyakorisággal tehermentesíti és terheli a hálózatot, mindegyiket a negyedórák körülbelül 20 százalékában. A fennmaradó 60 százalékban vagy az akkumulátor áll, vagy a hálózat mentes a torlódástól. A Fraunhofer ISE arra is rámutat, hogy a nagy akkumulátoros tárolórendszerek, amelyeket elsősorban piaci mechanizmusok szerint üzemeltetnek, a kedvezőtlen töltési és kisütési viselkedés révén felerősíthetik a helyi teljesítménycsúcsokat, ezáltal súlyosbítva a transzformátorok és a vezetékek terhelését.

Mit jelent a hálózatbarát működés a nagy akkumulátoros tárolórendszerek esetében?

A hálózatot támogató működés egy tárolórendszer célzott használatát jelenti a hálózat stabilizálására, a szűk keresztmetszetek megelőzésére vagy a feszültségingadozások kompenzálására. Ez különbözik a tisztán piacot támogató működéstől, ahol az áramot elsősorban alacsony áron vásárolják és magasabb áron értékesítik – az árarbitrázs klasszikus esete. Egy nagyméretű akkumulátoros tárolórendszert hálózatot támogatónak tekintünk, ha a hálózaton belüli elhelyezése és üzemmódja csökkenti a hálózat terhelését, ami például a hálózatbővítés szükségességének csökkenéséhez vezethet.

A gyakorlatban mindkét megközelítés kombinálható: Egy tárolórendszer gazdaságosan részt vehet a piacon, miközben egyidejűleg a hálózatot is kiszolgálja. Tanulmányok kimutatták, hogy a hálózatot támogató tárolórendszerek szelektíven elnyelik az áramot, amikor a magas betáplálási igény küszöbön áll, és később visszatáplálják. Ez csökkenti a beavatkozások szükségességét és növeli az ellátás biztonságát. Ahhoz, hogy az akkumulátoros tárolórendszerek hálózatot támogatóak legyenek, azokat oda kell telepíteni, ahol a hálózat különösen nagy terhelés alatt van. Az intelligens vezérlés is kulcsfontosságú, mivel biztosítja, hogy a tárolórendszer a megfelelő pillanatban reagáljon, és hatékonyan szolgáltasson energiát. Minél nagyobb és rugalmasabb egy tárolórendszert terveznek, például legalább négy órás kisütési idővel, annál nagyobb mértékben járul hozzá a hálózat tehermentesítéséhez.

Miért nincsenek jelenleg hatékony ösztönzők a nagy akkumulátorok hálózatbarát viselkedésére?

A probléma a német villamosenergia-piac felépítésében rejlik. Németországban jelenleg egyetlen áramárzóna van, egységes napi árakkal. Ez azt jelenti, hogy a tőzsdén az áramár mindenhol ugyanaz Németországban, függetlenül attól, hogy egy adott régióban vannak-e hálózati szűk keresztmetszetek. Az akkumulátoros energiatároló rendszerek és az összes többi piaci szereplő erre az egységes árjelzésre támaszkodik a nagykereskedelmi és a kiegyenlítő energiapiacokon. A hálózati szűk keresztmetszetek egyszerűen láthatatlanok számukra, mert nincs olyan árjelzés, amely tükrözné a regionális szűk keresztmetszeteket.

Ebben a rendszerben nincs pénzügyi ösztönző a hálózatbarát viselkedésre. Egy Schleswig-Holsteinben található tároló, amely erős szél idején is töltődik, nem azért teszi ezt, mert ott hálózati szűk keresztmetszet van, hanem azért, mert az országos áramár jelenleg alacsony. Az, hogy ez a viselkedés egyidejűleg hálózatbarát is, puszta véletlen. A Neon New Energy Economics tanulmánya három szabályozási megközelítést vizsgált a hálózatbarát viselkedés megerősítése érdekében. A legjobban egy dinamikus újraelosztási árjelzés teljesített, amely 15 percenként tükrözi a hálózati helyzetet. Egy ilyen árjelzés teremti meg a legnagyobb hozzáadott értéket a hálózat számára, és a legkisebb piaci értékveszteséget.

Milyen szerepet játszik a nagy akkumulátoros tárolásra és a teher-újraelosztásra vonatkozó villamosenergia-árzónákról szóló vita?

A németországi villamosenergia-árzónák felosztását övező vita az elmúlt években jelentős lendületet vett, és közvetlenül kapcsolódik a teher-újraelosztás és a nagyméretű akkumulátoros tárolás kérdéseihez. Az ajánlattételi övezetek felülvizsgálatának részeként az Európai Bizottság az európai ajánlattételi övezetek felülvizsgálatát szorgalmazta, és Németország két-négy zónára való felosztását javasolta. Az Agora Energiewende és a Fraunhofer IEE tanulmánya arra a következtetésre jutott, hogy a helyi árképzési rendszer jelentősen csökkenthetné a teher-újraelosztás költségeit és erősíthetné az ellátásbiztonságot. Már 2023-ra a helyi árjelzések országos szinten átlagosan több mint 6 euróval csökkenthették volna a vállalkozások és a háztartások villamosenergia-költségeit megawattóránként.

Az Enercity energiaszolgáltató megbízásából a Neon Neue Energieökonomik által készített rövid jelentés szerint a németországi szűk keresztmetszetek okozta járadékok évi 2 milliárd euróra rúgnának, ha az elektromos hálózatot négy-öt árzónára osztanák. A Müncheni Műszaki Egyetem tanulmánya azonban azt mutatja, hogy néhány nagy villamosenergia-árzóna közötti árkülönbségek kicsik, és csak kisebb megtakarítást eredményeznek a teher-újraelosztási költségekben. Ezzel szemben a csomópont-specifikus csomóponti árképzés a teher-újraelosztás és az összköltségek jelentős csökkenéséhez vezet. A regionális árjelzések óriási jelentőséggel bírnának a nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek esetében, mivel első alkalommal teremtenének gazdasági ösztönzőt a hálózatbarát viselkedésre. Az új német kormány azonban koalíciós megállapodásában beleegyezett az egységes villamosenergia-árzóna fenntartásába egyelőre.

Hogyan kapják meg az erőmű üzemeltetőinek anyagi kompenzációját az újraelosztási művelet során?

Amennyiben a hálózat üzemeltetője módosítja a termelést, a német energiatörvény (EnWG) 13a. szakasza szabályozza az erőmű üzemeltetőjének járó kiegyenlítést és pénzügyi kompenzációt. Az érintett betáplálási vagy vételi pont mérlegkör-vezetője követeléssel élhet a termeléskiigazítási kérelmet kiadó átviteli rendszer üzemeltetőjével szemben az intézkedésért járó kiegyenlítési kompenzációért. Továbbá a hatásos vagy reaktív teljesítménytermelés kiigazítását megfelelően pénzügyileg kompenzálni kell. A megfelelő pénzügyi kompenzáció magában foglalja a tényleges termeléskiigazításhoz szükséges költségeket, az erőmű értékének arányos fogyasztását és a bizonyítottan elmaradt bevételt.

2024 júniusában a Szövetségi Hálózati Ügynökség határozatot adott ki a 13a. § 2. bekezdése szerinti újraelosztási intézkedésekért járó megfelelő pénzügyi kompenzáció meghatározásáról. Az alapelv az, hogy a megújuló vagy hagyományos erőmű üzemeltetője ne szenvedjen gazdasági hátrányt a szabályozási beavatkozások következtében. Ugyanabba a helyzetbe kerül, mintha a beavatkozás nem történt volna meg. Például, ha egy északi szélerőművet a déli átviteli vezeték túlterhelése miatt leállítanak, az üzemeltetőt továbbra is kártalanítani kell. Ugyanakkor egy másik déli erőműnek több villamos energiát kell termelnie a kereslet kielégítése érdekében, ami szintén költségekkel jár.

Milyen szerepet játszanak az elosztóhálózat-üzemeltetők a Redispatch 2.0 folyamatban?

2021. szeptember 30-ig a teherelosztás kizárólag a négy németországi átviteli rendszerüzemeltető feladata volt. A Redispatch 2.0-val ez alapvetően megváltozott. Az elosztórendszer-üzemeltetők a német villamosenergia-hálózat szűk keresztmetszet-kezelésének kulcsfontosságú pillérévé váltak. Proaktívan kell azonosítaniuk a hálózati szűk keresztmetszeteket, majd meg kell határozniuk, koordinálniuk és végre kell hajtaniuk a megfelelő intézkedéseket, miközben biztosítják a hálózat és az ellátás biztonságát. Ez megköveteli tőlük, hogy hálózataikat a várható terhelések és az előrejelzett hálózati állapotok figyelembevételével modellezzék. A szűk keresztmetszetek kiküszöbölése érdekében az elosztórendszer-üzemeltetőknek minden megújuló energiaforrást termelő erőművet, kapcsolt hő- és villamosenergia-termelő (CHP) erőművet és 100 kilowatt vagy annál nagyobb kapacitású tárolólétesítményt be kell vonniuk.

Ez a meglévő felelősségi körök jelentős bővülését jelenti, és új piaci szerepeket és folyamatokat igényel a potenciális szűk keresztmetszetekre való valós idejű és előrejelzéseken alapuló reagáláshoz. Az elosztóhálózatban egyre növekvő szűk keresztmetszetek kiemelik e fejlemény fontosságát. Az elosztóhálózat részesedése a megújuló energiatermelő erőművek újraelosztási volumenéből 20 százalékról (2023) 26 százalékra (2024) emelkedett, ez a tendencia valószínűleg a decentralizált energiatermelés további bővülésével folytatódni fog.

Hogyan járulhatnak hozzá a nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek a hálózati torlódások csökkentéséhez?

Az akkumulátoros energiatároló rendszerek pontosan beavatkozhatnak, amikor hálózati szűk keresztmetszetek keletkeznek. Amikor túl sok áram keletkezik, energiát vesznek fel, majd később, a kereslet növekedésével felszabadítják. A nagyméretű energiatároló rendszerek ezredmásodpercek alatt reagálnak, így ideálisak a feszültségingadozások, frekvenciaingadozások vagy helyi terhelési csúcsok megbízható kompenzálására. Kiegyenlítő energiát biztosítanak, és megakadályozhatják az áramkimaradásokat. Minden elkerült újraelosztási intézkedés költségeket takarít meg, és megakadályozza, hogy a megújuló forrásokból származó villamos energia kárba vesszen.

Gyakorlati forgatókönyv szerint egy nagyméretű akkumulátoros energiatároló rendszer Észak-Németországban szelektíven tölthető erős szél idején, ezáltal mérsékelve a betáplálási csúcsot, amely egyébként a hálózat túlterheléséhez vezetne. A Fraunhofer ISE azt elemzi, hogy a nagyméretű akkumulátoros energiatároló rendszerek hálózattámogató módon üzemeltethetők-e adott helyszíneken az adott alállomás termelési és terhelési idősorainak vizsgálatával, a keletkező teljesítményáramlások modellezésével és a hálózatot támogató üzemeltetési stratégiák szimulálásával. Az elemzés továbbá azt is vizsgálja, hogy a múltban végrehajtottak-e újraelosztási intézkedéseket az adott helyszínen. Ez új lehetőségeket is kínál az önkormányzatok, a hálózatüzemeltetők és a projektfejlesztők számára, mivel az akkumulátoros energiatároló rendszerek helyi hozzáadott értéket teremtenek, csökkentik a hálózati terhelést és erősítik a helyi ellátásbiztonságot.

Miért jelenthetnek problémát a nagy akkumulátoros tárolórendszerek maguk a hálózat stabilitása szempontjából?

Az elektromos rendszer a központosított erőművi vezérlőrendszerből a decentralizált erőforrások adatvezérelt koordinációjává alakult át. Ebben az új rendszerben nem csak a teljesítmény számít, hanem a rendszerarchitektúrába való integráció is. Egy hatalmas kapacitású, nagyméretű akkumulátoros tárolórendszer problémássá válhat, ha kizárólag piaci jelek alapján működik, a helyi hálózati helyzet figyelembevétele nélkül. Ha egy régióban több tárolórendszer is egyszerre akar energiát betáplálni a hálózatba, mert a villamosenergia-árak jelenleg magasak, az éppen azokat a szűk keresztmetszeteket okozhatja vagy súlyosbíthatja, amelyeket el kellene kerülni.

A nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek, amelyeket elsősorban piaci mechanizmusok szerint üzemeltetnek, a kedvezőtlen töltési és kisütési minták révén felerősíthetik a lokális teljesítménycsúcsokat, ezáltal növelve a transzformátorok és a távvezetékek terhelését. A nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek gyorsan növekvő száma potenciálisan súlyosbítja ezt a problémát. Mivel a hálózati csatlakozási igények már meghaladják a 200 gigawattot, egyértelmű, hogy ezeknek a rendszereknek az összehangolása az elkövetkező évek egyik legfontosabb kihívását jelenti. A lényeg az, hogy a kapacitás önmagában nem garantálja a betáplálást. Ahol a rendszer stabilitása elengedhetetlen, a marketingnek háttérbe kell szorulnia. Egy olyan tárolórendszernek, amely bevételt akar generálni a piacon, el kell fogadnia, hogy a betáplálási lehetőségeit a hálózat fizikai határai és a hálózatüzemeltetők döntései korlátozzák.

Hogyan néz ki a szűk keresztmetszetek kezelésének jövője, és mit jelent a Redispatch 3.0?

Míg a Redispatch 2.0 elsősorban a termelő létesítményeket integrálja a szűk keresztmetszetek kezelésébe, a Redispatch 3.0 felé történő továbbfejlesztés célja a tárolólétesítmények, elektrolizátorok és szabályozható terhelések még szorosabb integrálása. A cél a termelés és a fogyasztás még finomabb koordinációja digitális platformok és valós idejű adatok segítségével. Ebben kulcsszerepet játszik majd az áramár-zónákról és a helyi árjelzésekről szóló vita. Ha sikeresen létrejönnek a hálózatbarát viselkedést ösztönző szabályozási ösztönzők, a nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek lényegesen nagyobb szerepet játszhatnak a szűk keresztmetszetek elkerülésében, mint ma. A Neon New Energy Economics tanulmánya arra a következtetésre jut, hogy a dinamikus újraelosztási árjelzés teremtené a legnagyobb hozzáadott értéket a hálózat számára, miközben minimalizálná a piaci értékveszteséget.

A technológiai fejlesztések alátámasztják ezt a trendet: a lítium-ion akkumulátorok ára az elmúlt tíz évben körülbelül 84 százalékkal csökkent, és a trend a nagyobb, hosszabb tárolási idejű rendszerek felé mutat. Míg 2022-ben az átlagos akkumulátorprojekt még egyórás rendszer volt, ma már a kétórás rendszerek dominálnak, és egyre inkább a négy- és hatórás rendszereket is használják. 2030-ra a nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek tárolókapacitása Németországban 57 gigawattórára nőhet, összesen 15 gigawatt teljesítménnyel. Hosszú távon, 2050-re akár 60 gigawatt, azaz 271 gigawattóra kapacitás is lehetséges. Ezekkel a kapacitásokkal a nagyméretű akkumulátoros tárolás kulcsfontosságú eszközzé válhat a torlódások kezelésében, feltéve, hogy a szabályozási keretrendszer megteremti a megfelelő ösztönzőket.

Mit jelent mindez az energiaátmenet egészére nézve?

A német villamosenergia-rendszer alapvető átalakuláson megy keresztül. Az energetikai átállás a korábban központilag irányított rendszert decentralizált termelők rendkívül összetett hálózatává alakította át, ami új koordinációs mechanizmusokat igényel. A Redispatch 2.0 ennek az új koordinációnak a kulcsfontosságú eleme, amely az összes érdekelt felet integrálja egy egységes szűk keresztmetszet-kezelő rendszerbe. A nagyméretű akkumulátoros tárolórendszerek egyszerre a megoldás részét képezik és új kihívások potenciális forrásai. Enyhíthetik a szűk keresztmetszeteket, kiegyenlítő energiát biztosíthatnak, integrálhatják a megújuló energiákat, és csökkenthetik a hálózatbővítés szükségességét. Ugyanakkor gondos integrációt igényelnek a rendszerarchitektúrába, hogy elkerüljék, hogy maguk is szűk keresztmetszetekké váljanak.

A jövő kulcsfontosságú mozgatórugói a villamosenergia-piac további fejlesztésében, a hálózati szűk keresztmetszeteket feltáró árjelzések irányába, a hálózat bővítésének felgyorsításában, a hálózatvezérlés digitalizálásában, valamint a hálózatbarát viselkedést jutalmazó szabályozási keretekben rejlenek. A jövő energiarendszerét már nem néhány nagy erőmű fogja irányítani, hanem több százezer decentralizált erőforrás adatvezérelt koordinációja, a szélturbináktól és napelemektől kezdve az akkumulátoros tároláson át az elektrolizátorokig és a szabályozható terhelésekig. A Redispatch 2.0 lefektette ennek a koordinációnak az alapjait. Az elkövetkező évek megmutatják, hogy a szabályozási keretek lépést tudnak-e tartani a technológiai változások dinamikájával.

☑️ Üzleti nyelvünk az angol vagy a német

☑️ ÚJ: Levelezés az anyanyelveden!

Konrad Wolfenstein

Én és a csapatom örömmel állunk rendelkezésére személyes tanácsadóként.

Kapcsolatba léphet velem a kapcsolatfelvételi űrlap kitöltésével itt , vagy egyszerűen hívjon a +49 89 89 674 804 ( München) . Az e-mail címem: [email protected]

Alig várom a közös projektünket.

☑️ KKV-támogatás a stratégiában, tanácsadásban, tervezésben és megvalósításban

☑️ Digitális stratégia létrehozása vagy átalakítása és digitalizáció

☑️ Nemzetközi értékesítési folyamatok bővítése és optimalizálása

☑️ Globális és digitális B2B kereskedési platformok

☑️ Pioneer Üzletfejlesztés / Marketing / PR / Vásárok