Redispatch 2.0 en grootschalige batterijopslag: vloek of Segen voor het elektriciteitsnet? De ambivalente rol van gigantische batterijopslagsystemen

Redispatch 2.0 in eenvoudige bewoordingen uitgelegd: Wat plantbeheerders en opslagbeleggers moeten weten

Het Duitse elektriciteitsnet staat voor een historische stresstest: terwijl de windturbines in het noorden op volle capaciteit draaien, is er vaak een tekort aan transmissielijnen om de energie naar de industriële centra in het zuiden te transporteren. Om een ​​stroomuitval te voorkomen, grijpen netbeheerders vrijwel continu in op de energieproductie – een proces dat bekend staat als 'redispatch' en dat consumenten jaarlijks miljarden kost.

De energietransitie heeft dit systeem echter fundamenteel veranderd. Waar voorheen een paar grote energiecentrales centraal werden aangestuurd, moeten nu tienduizenden decentrale centrales, zonneparken en, in toenemende mate, hoogwaardige grootschalige batterijopslagsystemen worden gecoördineerd. Sinds de introductie van Redispatch 2.0 in oktober 2021 zijn netbeheerders en exploitanten van kleinere centrales ook verplicht om de fysieke stabiliteit van het net te waarborgen.

De rol van de snelgroeiende grootschalige batterijopslagsystemen is bijzonder interessant: ze worden gezien als een baken van hoop voor de energietransitie, maar kunnen – bij verkeerd gebruik – lokale knelpunten juist verergeren. Het probleem ligt vaak niet bij de technologie zelf, maar bij een gebrek aan regionale prijssignalen. Deze vraag-en-antwoordgids onderzoekt in detail hoe modern congestiebeheer werkt, waarom de kosten explosief stijgen, welke rol batterijopslag hierin speelt en waarom de discussie over elektriciteitstariefzones cruciaal is voor de toekomstige zekerheid van onze energievoorziening.

Wat wordt er bedoeld met 'herverdeling' en waarom is deze term zo belangrijk voor het Duitse elektriciteitsnet?

Redispatch verwijst naar ingrepen in de productie van elektriciteitscentrales om transmissielijnen te beschermen tegen overbelasting. Als er een knelpunt dreigt op een bepaald punt in het net, krijgen elektriciteitscentrales aan de nabije kant van het knelpunt de instructie om hun teruglevering te verminderen, terwijl centrales aan de andere kant van het knelpunt hun teruglevering moeten verhogen. Dit creëert een belastingstroom die het knelpunt tegengaat. De term wordt vaak gebruikt in debatten over energiebeleid, maar zelden volledig uitgelegd. Toch is het essentieel voor het begrip van moderne elektriciteitsnetten, omdat het het mechanisme beschrijft waarmee netbeheerders de fysieke stabiliteit van het elektriciteitsnet in realtime waarborgen. Zonder redispatch zouden knelpunten in het net leiden tot ongecontroleerde overbelasting, wat in het ergste geval zou kunnen leiden tot kettingreacties van stroomuitval. Het principe is in eerste instantie eenvoudig: als er op een bepaald punt te veel elektriciteit aan het net wordt geleverd, moet de productie daar worden verminderd en gecompenseerd op een ander punt. De praktische toepassing van dit principe is echter in de loop der jaren aanzienlijk veranderd, met name door de enorme groei van hernieuwbare energiebronnen en de daarmee gepaard gaande decentralisatie van de elektriciteitsproductie.

Wat zijn de juridische grondslagen van herverzending en waar liggen de historische wortels ervan?

De wortels van herverdeling gaan terug tot de Duitse Energiewet (EnWG) van 2005. Artikel 13 van de EnWG, dat op 13 juli 2005 in werking trad, verplicht netbeheerders om de systeemveiligheid te waarborgen. Concreet stelt het dat netbeheerders bevoegd en verplicht zijn om bedreigingen of verstoringen van het elektriciteitsnet te elimineren door middel van netgerelateerde, marktgerelateerde en aanvullende reservemaatregelen. In wat toen een sterk gecentraliseerd elektriciteitsnet was, betekende dit dat bij dreigende netoverbelasting individuele grote centrales de opdracht konden krijgen om hun teruglevering aan te passen. Dit trof voornamelijk conventionele centrales in het 220 kV- en 380 kV-net. Het aantal getroffen centrales was beheersbaar, de communicatiekanalen waren kort en de coördinatie-inspanning was relatief laag. Het systeem functioneerde in een omgeving waar een paar grote centrales het grootste deel van de elektriciteitsproductie voor hun rekening namen en de vraagstromen zeer voorspelbaar waren. Dit basisprincipe van gecentraliseerde controle vormde de basis voor alle latere uitbreidingen en hervormingen.

Hoe heeft de uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen het elektriciteitssysteem veranderd?

Met de uitbreiding van hernieuwbare energiebronnen vanaf 2010 veranderde de systeemstructuur fundamenteel. Tienduizenden decentrale opwekkingsinstallaties vervingen geleidelijk een paar gecentraliseerde centrales. Op middellange termijn zal ongeveer 90 procent van de opwekkingsinstallaties op het distributienet zijn aangesloten, terwijl het belang van grote centrales verder zal afnemen. Deze transformatie leidde tot nieuwe transportroutes, met name van noord naar zuid, aangezien een groot deel van de windenergie in Noord-Duitsland wordt opgewekt, terwijl de belangrijkste verbruiksgebieden zich in het zuiden en westen bevinden. De transportcapaciteit was, en is in veel gevallen nog steeds, onvoldoende gedimensioneerd om alle opgewekte elektriciteit naar de verbruikscentra te transporteren. Tegelijkertijd bleef, naast de traditionele herverdeling, de terugleveringsregeling onder de Wet Hernieuwbare Energiebronnen bestaan ​​voor installaties voor hernieuwbare energie. Deze parallelle structuur, waarbij conventionele centrales werden gereguleerd via herverdeling en installaties voor hernieuwbare energie via terugleveringsregeling, leidde tot toenemende complexiteit en stijgende kosten voor congestiebeheersingsmaatregelen. Wind- en zonne-energiecentrales wekken energie op afhankelijk van het weer en het tijdstip van de dag, wat de voorspelbaarheid van de energiestromen aanzienlijk bemoeilijkt en de behoefte aan beheersmaatregelen vergroot.

Wat was het probleem met het oude systeem van herverdeling en aanvoerbeheer?

Het oude systeem werd gekenmerkt door een structurele tweedeling die steeds inefficiënter werd. Enerzijds was er de klassieke herverdeling volgens artikel 13 van de Duitse Energiewet (EnWG), die uitsluitend van toepassing was op het transmissienet en conventionele energiecentrales met een nominaal geïnstalleerd vermogen van meer dan 10 megawatt trof. De netbeheerders konden deze centrales reguleren om netcongestie te voorkomen. Anderzijds was er de terugleveringsregeling volgens de Wet op Hernieuwbare Energiebronnen (EEG) en de Wet op Warmtekrachtkoppeling (KWKG), die de regulering van installaties voor hernieuwbare energie en WKK-installaties afzonderlijk regelde voor het beheersen van netcongestie. Bij terugleveringsregeling werden installaties afgeschakeld op basis van de werkelijke waarden, oftewel in acute situaties. Proactieve, op voorspellingen gebaseerde planning ontbrak. Afschakeling vond ad hoc plaats, wat leidde tot hogere kosten en een inefficiënt gebruik van de beschikbare middelen. De kosten voor het algehele beheer van netcongestie stegen aanzienlijk tussen 2019 en 2023, van € 1,3 miljard naar € 3,2 miljard. In 2023 ging er ongeveer 19 terawattuur aan elektriciteit verloren door knelpunten in het elektriciteitsnet, wat overeenkomt met ongeveer vier procent van de totale elektriciteitsproductie van Duitsland. Vooral windparken op zee en op land werden hierdoor getroffen.

Wat werd er precies besloten met de Grid Expansion Acceleration Act 2019?

Het politieke antwoord op de groeiende problemen kwam in 2019 met de wijziging van de Wet op de versnelling van de netuitbreiding, die op 17 mei 2019 in werking trad. Het doel was om herverdeling en terugleveringsbeheer samen te voegen tot een geïntegreerd congestiebeheersingssysteem. De voorgaande terugleveringsregelingen onder de Wet op hernieuwbare energiebronnen (EEG) en de Wet op warmtekrachtkoppeling (KWKG) werden ingetrokken en vervangen door een uniform herverdelingsregime, bekend als Herverdeling 2.0, gebaseerd op de artikelen 13, 13a en 14 van de Wet op de energie-industrie (EnWG). Dit was bedoeld om een ​​uniform, preventief congestiebeheersingssysteem voor de elektriciteitsvoorziening in heel Duitsland te creëren. Hernieuwbare energiecentrales en warmtekrachtkoppelingsinstallaties (WKK) werden niet langer afzonderlijk behandeld, maar gereguleerd volgens hetzelfde wettelijke kader als conventionele energiecentrales. De implementatiedatum werd vastgesteld op 1 oktober 2021, met de eerste gegevensaanleveringsverplichtingen die al in juli 2021 van start gingen.

Sinds wanneer is Redispatch 2.0 van kracht en wat is er fundamenteel nieuw aan?

Sinds 1 oktober 2021 is Redispatch 2.0 verplicht voor alle marktdeelnemers. Het nieuwe aspect was niet de mogelijkheid tot interventie zelf, maar de volledige systeemintegratie. Alle regelbare installaties met een capaciteit van 100 kilowatt of meer, inclusief conventionele energiecentrales, installaties voor hernieuwbare energie en energieopslagfaciliteiten, zijn sindsdien opgenomen in het congestiebeheer. Dit is een fundamenteel verschil met het oude systeem, waar alleen grote conventionele energiecentrales van meer dan 10 megawatt direct werden beïnvloed door redispatch. In het nieuwe proces bepaalt de netbeheerder de nettoestand voor een planningshorizon van ongeveer 36 uur vooruit en optimaliseert deze waar nodig. Dit vereist prognoses van de vraag en de teruglevering. Als congestie wordt vastgesteld, moet de netbeheerder deze oplossen met kosteneffectieve maatregelen. Een andere belangrijke innovatie is dat deze maatregelen in evenwicht moeten zijn wat betreft zowel energie als energieverbruik, zodat exploitanten van installaties geen financieel nadeel ondervinden als gevolg van regelinterventies. Bovendien is de aanpak niet langer uitsluitend de verantwoordelijkheid van de transmissienetbeheerders, maar ook van alle distributienetbeheerders, die daarmee een belangrijke pijler van congestiebeheer zijn geworden.

Hoe werkt het Redispatch 2.0-proces in detail?

Het Redispatch 2.0-proces is gebaseerd op een planningsgerichte aanpak die fundamenteel verschilt van de voorgaande reactieve aanpak. Netbeheerders maken congestieprognoses op basis van uitgebreide gegevens van alle deelnemers aan het net, met name van elektriciteitscentrales die aan het net leveren en grote afnemers. Exploitanten van elektriciteitscentrales leveren ofwel geplande ofwel voorspelde gegevens aan, afhankelijk van het gekozen balanceringsmodel. In het voorspellingsmodel moet informatie over marktgerelateerde aanpassingen en onbeschikbaarheid aan de netbeheerder worden verstrekt, zodat deze productieprognoses kan opstellen. In het geplande waardemodel is de exploitant van de elektriciteitscentrale verantwoordelijk voor het aanleveren van zowel voorspelde als geplande gegevens.

Op basis van deze gegevens en realtime-informatie kan de netbeheerder potentiële knelpunten in het net vroegtijdig identificeren en gericht, proactief ingrijpen. Alternatieve schema's worden berekend voor voorzienbare overbelastingen en afwijkingen van het marktschema worden gecompenseerd. Artikel 13a van de Duitse Energiewet (EnWG) regelt de balancering en de financiële compensatie aan de installatiebeheerder. De balanceringsgroepmanager, in de meeste gevallen de directe afnemer, ontvangt energiecompensatie van de netbeheerder voor de ontbrekende hoeveelheid in zijn balanceringsgroep. In het nieuwe proces wordt de hoeveelheid energie die per kwartier wordt ingevoerd en afgeschakeld, toegewezen aan een balanceringsgroep. Dit systeem vereist samenwerking binnen de hele sector tussen transmissienetbeheerders, distributienetbeheerders, installatiebeheerders, balanceringsgroepmanagers en zogenaamde implementatiemanagers, aan wie installatiebeheerders een groot deel van hun verantwoordelijkheden kunnen delegeren.

Wat zijn de huidige kosten van het beheer van netwerkcongestie en hoe hebben deze zich ontwikkeld?

De kosten voor het beheersen van netcongestie hebben de afgelopen jaren aanzienlijk geschommeld. In 2022 bereikten de totale kosten een piek van ongeveer € 4,2 miljard, als gevolg van de energiecrisis en extreem hoge brandstof- en groothandelsprijzen. In 2023 daalden de voorlopige totale kosten tot iets minder dan € 3,1 miljard, ondanks een toename van het volume aan geïmplementeerde maatregelen tot 34.297 gigawattuur. Deze daling was te danken aan de lagere energieprijzen, aangezien de groothandelsprijs voor elektriciteit daalde van iets meer dan € 230 naar ongeveer € 92 per megawattuur. De voorlopige implementatiekosten voor herverdelingsmaatregelen met behulp van conventionele energiecentrales bedroegen in 2023 ongeveer € 1,8 miljard, terwijl de kosten voor het verminderen van de productie van hernieuwbare energie verdrievoudigden tot ongeveer € 600 miljoen.

In 2024 daalde het volume van de maatregelen met ongeveer 12 procent tot 30.304 gigawattuur, en de voorlopige totale kosten daalden verder tot circa € 2,78 miljard. Het vierde kwartaal van 2024 liet echter een zorgwekkende stijging zien: 10.424 gigawattuur moest worden ingezet om het net te stabiliseren, een stijging van 19 procent ten opzichte van hetzelfde kwartaal van het voorgaande jaar. December 2024 was bijzonder opmerkelijk, met kosten van € 370 miljoen in die maand alleen al, een nieuw record sinds de energiecrisis. Ongeveer 47 procent van de afgeremde installaties voor hernieuwbare energie was in 2024 aangesloten op het distributienet, waarbij de oorzaak in 74 procent van de gevallen in het transmissienet lag. Tegelijkertijd verschuiven de knelpunten steeds meer naar het distributienetwerk: het aandeel van het distributienetwerk in de herverdeling van elektriciteit steeg van 20 procent in 2023 naar 26 procent in 2024. Deze kosten worden doorberekend in de elektriciteitsprijzen via netwerkkosten en treffen zo alle consumenten.

Waarom is Redispatch 2.0 met name relevant voor grootschalige batterijopslagsystemen?

Een grootschalig batterijopslagsysteem met een capaciteit van vele megawatts is technisch gezien in staat om aanzienlijke hoeveelheden energie over een langere periode te verschuiven. De daadwerkelijke teruglevering is echter afhankelijk van de netwerkarchitectuur. Het systeem moet in staat zijn tot herverdeling, vereist prognoses en is geïntegreerd in congestiebeheer. Capaciteit alleen garandeert geen teruglevering: waar systeemstabiliteit vereist is, moet marketing op de achtergrond treden. Vooral bij een grote geïnstalleerde capaciteit is integratie in netwerkplanning, prognosemodellen en congestiebeheer cruciaal. Grote batterijen kunnen knelpunten verlichten door selectief te laden of te ontladen. Het cruciale punt is echter dat ze zelf ook onderdeel kunnen worden van het knelpuntscenario als meerdere systemen tegelijkertijd stroom proberen terug te leveren.

De markt voor grootschalige batterijopslagsystemen in Duitsland groeit snel. De geïnstalleerde capaciteit bereikte in 2025 meer dan 2 gigawatt nominaal vermogen, en er werd verwacht dat er alleen al in 2025 1,46 gigawatt aan nieuwe capaciteit online zou komen. Tegen 2027 wordt een zevenvoudige toename van de capaciteit ten opzichte van 2024 voorspeld, en diverse prognoses voorspellen dat de totale capaciteit in 2030 15 gigawatt zou kunnen bereiken. De vraag van netbeheerders naar batterijopslagaansluitingen overtreft de bestaande capaciteit nu bijna honderd keer. Met zulke groeicijfers wordt de vraag naar de integratie van deze systemen in congestiebeheer steeds urgenter.

Onze expertise in bedrijfsontwikkeling, verkoop en marketing in de EU en Duitsland - Afbeelding: Xpert.Digital

Focusgebieden binnen de industrie: B2B, digitalisering (van AI tot XR), werktuigbouwkunde, logistiek, hernieuwbare energie en industrie

Meer informatie vindt u hier:

• Expert Business Hub

Een thematisch kenniscentrum met inzichten en expertise:

• Kennisplatform over mondiale en regionale economieën, innovatie en trends in specifieke sectoren
• Een verzameling analyses, inzichten en achtergrondinformatie over onze belangrijkste aandachtsgebieden
• Een plek voor expertise en informatie over actuele ontwikkelingen in het bedrijfsleven en de technologie
• Een informatiecentrum voor bedrijven die op zoek zijn naar informatie over markten, digitalisering en innovaties in de sector

Zijn grote batterijen over het algemeen goed of slecht voor het elektriciteitsnet?

Deze vraag kan niet in algemene termen worden beantwoord, aangezien het antwoord afhangt van de locatie, de bedrijfsmodus en de specifieke situatie op het elektriciteitsnet. Een studie van Neon Neue Energieökonomik, in opdracht van opslagontwikkelaar Eco Stor, onderzocht de prestaties van twee grote batterijen in Sleeswijk-Holstein en Beieren gedurende elk kwartier van het jaar. De resultaten tonen aan dat netbeheerders 3 tot 6 euro per jaar besparen op herverdelingskosten voor elke kilowatt aan batterijcapaciteit. Grote batterijen hoeven daarom geenszins als inherent belastend voor het net te worden beschouwd, ook al wordt dit soms gesuggereerd in het energiebeleidsdebat.

Deze ontlasting van het elektriciteitsnet vindt momenteel echter puur toevallig plaats, aangezien Duitsland slechts één elektriciteitstariefzone kent en dus geen regionale prijzen. Batterijen werken volgens het uniforme prijssignaal op de groothandels- en balanceringsmarkten. Netknelpunten zijn voor hen onzichtbaar. Gedetailleerde analyses tonen aan dat een grote batterij het net ongeveer even vaak ontlast als belast, elk in ongeveer 20 procent van de kwartieren. In de resterende 60 procent van de tijd is de batterij ofwel inactief ofwel is er geen sprake van congestie op het net. Fraunhofer ISE wijst er ook op dat grote batterijopslagsystemen, die voornamelijk volgens marktmechanismen werken, lokale stroompieken kunnen versterken door ongunstig laad- en ontlaadgedrag, waardoor de belasting van transformatoren en leidingen toeneemt.

Wat betekent netvriendelijke werking voor grote batterijopslagsystemen?

Netondersteunende werking verwijst naar het doelgerichte gebruik van een opslagsysteem om het elektriciteitsnet te stabiliseren, knelpunten te voorkomen of spanningsschommelingen te compenseren. Dit verschilt van puur marktondersteunende werking, waarbij elektriciteit voornamelijk tegen lage prijzen wordt ingekocht en tegen hogere prijzen wordt verkocht – een klassiek geval van prijsarbitrage. Een grootschalig batterijopslagsysteem wordt als netondersteunend beschouwd als de plaatsing ervan binnen het net en de werkingsmodus de netbelasting verminderen, wat bijvoorbeeld kan leiden tot een verminderde behoefte aan netuitbreiding.

In de praktijk kunnen beide benaderingen worden gecombineerd: een opslagsysteem kan economisch deelnemen aan de markt en tegelijkertijd het net ondersteunen. Studies tonen aan dat netondersteunende opslagsystemen selectief elektriciteit absorberen wanneer een hoge terugleveringsvraag dreigt en deze later terugleveren. Dit vermindert de noodzaak tot ingrijpen en verhoogt de leveringszekerheid. Om netondersteunend te zijn, moeten batterijopslagsystemen worden geïnstalleerd op plaatsen waar het net bijzonder zwaar belast wordt. Intelligente besturing is ook cruciaal, omdat deze ervoor zorgt dat het opslagsysteem op het juiste moment reageert en efficiënt energie levert. Hoe groter en flexibeler een opslagsysteem is ontworpen, bijvoorbeeld met een minimale ontlaadtijd van vier uur, hoe groter de bijdrage aan de ontlasting van het net.

Waarom zijn er momenteel geen effectieve stimulansen voor netvriendelijk gedrag bij grote batterijsystemen?

Het probleem zit hem in de opzet van de Duitse elektriciteitsmarkt. Duitsland hanteert momenteel één elektriciteitsprijszone met uniforme dagprijzen. Dit betekent dat de elektriciteitsprijs op de beurs overal in Duitsland hetzelfde is, ongeacht of er in een bepaalde regio sprake is van netcongestie. Batterijopslagsystemen en alle andere marktdeelnemers vertrouwen op dit uniforme prijssignaal in de groothandels- en balanceringsmarkten. Netcongestie is voor hen simpelweg onzichtbaar, omdat er geen prijssignaal is dat regionale knelpunten weerspiegelt.

In dit systeem is er geen financiële prikkel om netvriendelijk te handelen. Een opslagfaciliteit in Sleeswijk-Holstein die bij harde wind wordt opgeladen, doet dat niet omdat er daar een knelpunt in het net is, maar omdat de landelijke elektriciteitsprijs op dat moment laag is. Dat dit gedrag tegelijkertijd netvriendelijk is, is puur toeval. De studie van Neon New Energy Economics onderzocht drie reguleringsbenaderingen om netvriendelijk gedrag te versterken. Een dynamisch herverdelingssignaal voor de energieprijzen, dat de netsituatie elke 15 minuten weerspiegelt, presteerde het beste. Een dergelijk prijssignaal creëert zowel de grootste toegevoegde waarde voor het net als het minste verlies aan marktwaarde.

Welke rol speelt de discussie over elektriciteitstariefzones voor grootschalige batterijopslag en herverdeling van energie?

Het debat over de indeling van de Duitse elektriciteitstariefzones heeft de afgelopen jaren flink aan momentum gewonnen en is direct verbonden met de kwesties van herverdeling van energie en grootschalige batterijopslag. In het kader van haar evaluatie van de biedingszones heeft de Europese Commissie opgeroepen tot een herziening van de Europese biedingszones en voorgesteld Duitsland in twee tot vier zones te verdelen. Een studie van Agora Energiewende en het Fraunhofer IEE concludeert dat een systeem van lokale prijsstelling de kosten voor herverdeling van energie aanzienlijk zou kunnen verlagen en de leveringszekerheid zou kunnen versterken. Al in 2023 zouden lokale prijssignalen de elektriciteitskosten voor bedrijven en huishoudens landelijk met gemiddeld meer dan € 6 per megawattuur kunnen verlagen.

Een kort rapport van Neon Neue Energieökonomik, in opdracht van energieleverancier Enercity, schat de resulterende knelpunten in Duitsland op ongeveer € 2 miljard per jaar als het elektriciteitsnet in vier tot vijf prijszones zou worden verdeeld. Een studie van de Technische Universiteit van München toont echter aan dat de prijsverschillen tussen een paar grote elektriciteitsprijszones klein zijn en slechts tot geringe besparingen op herverdelingskosten leiden. Daarentegen leidt knooppuntspecifieke prijsstelling tot een aanzienlijke verlaging van de herverdelingskosten en de totale kosten. Regionale prijssignalen zouden van enorm belang zijn voor grootschalige batterijopslagsystemen, omdat ze voor het eerst een economische stimulans zouden creëren voor netvriendelijk gedrag. De nieuwe Duitse regering heeft echter in haar coalitieakkoord besloten om de uniforme elektriciteitsprijszone voorlopig te handhaven.

Hoe worden operators van installaties financieel gecompenseerd tijdens een herverdelingsoperatie?

Als de netbeheerder de opwekking aanpast, regelt artikel 13a van de Duitse Energiewet (EnWG) de balancering en de financiële compensatie aan de exploitant van de energiecentrale. De balanceringsgroepmanager van het betreffende in- of afnamepunt heeft een vordering op de transmissienetbeheerder die het verzoek tot aanpassing van de opwekking heeft ingediend, voor een balanceringscompensatie voor de maatregel. Bovendien moet de aanpassing van de actieve of reactieve energieopwekking adequaat financieel worden gecompenseerd. Adequate financiële compensatie omvat de noodzakelijke kosten voor de daadwerkelijke aanpassingen van de opwekking, de evenredige waardevermindering van de centrale en de aantoonbaar gederfde inkomsten.

In juni 2024 heeft het Bundesnetbeheer een besluit uitgevaardigd over de bepaling van de passende financiële compensatie voor herverdelingsmaatregelen op grond van artikel 13a, lid 2. Het onderliggende principe is dat de exploitant van een hernieuwbare of conventionele energiecentrale geen economisch nadeel mag ondervinden als gevolg van regelinterventies. De exploitant bevindt zich in dezelfde positie alsof de interventie niet had plaatsgevonden. Als bijvoorbeeld een windmolenpark in het noorden wordt stilgelegd omdat de transmissielijn naar het zuiden overbelast is, moet de exploitant nog steeds worden gecompenseerd. Tegelijkertijd moet een andere energiecentrale in het zuiden meer elektriciteit produceren om aan de vraag te voldoen, wat ook kosten met zich meebrengt.

Welke rol spelen netbeheerders in het Redispatch 2.0-proces?

Tot 30 september 2021 was de herverdeling van elektriciteit uitsluitend de verantwoordelijkheid van de vier transmissienetbeheerders in Duitsland. Met Redispatch 2.0 is dit fundamenteel veranderd. De distributienetbeheerders zijn een belangrijke pijler geworden in het beheer van congestie op het Duitse elektriciteitsnet. Zij moeten proactief knelpunten in het net identificeren en vervolgens passende maatregelen bepalen, coördineren en implementeren, terwijl ze tegelijkertijd de net- en leveringszekerheid waarborgen. Dit vereist dat zij hun netwerken modelleren met betrekking tot verwachte belastingen en voorspelde nettoestanden. Om knelpunten te elimineren, moeten de distributienetbeheerders alle installaties voor hernieuwbare energie, warmtekrachtkoppelingsinstallaties (WKK) en opslagfaciliteiten met een capaciteit van 100 kilowatt of meer in hun modellen opnemen.

Dit betekent een aanzienlijke uitbreiding van hun bestaande verantwoordelijkheden en vereist nieuwe marktrollen en -processen om in realtime en op basis van prognoses te kunnen inspelen op potentiële knelpunten. De toenemende knelpunten in het distributienetwerk onderstrepen het belang van deze ontwikkeling. Het aandeel van het distributienetwerk in de herverdeling van energie voor hernieuwbare energiecentrales steeg van 20 procent in 2023 naar 26 procent in 2024, een trend die zich naar verwachting zal voortzetten met de verdere uitbreiding van decentrale energieopwekking.

Op welke manier kunnen grootschalige batterijopslagsystemen precies bijdragen aan het verminderen van de belasting van het elektriciteitsnet?

Batterijopslagsystemen kunnen precies ingrijpen wanneer er knelpunten in het elektriciteitsnet ontstaan. Als er te veel elektriciteit wordt opgewekt, absorberen ze energie en geven die later weer vrij wanneer de vraag toeneemt. Grootschalige opslagsystemen reageren binnen milliseconden, waardoor ze ideaal zijn voor het betrouwbaar compenseren van spanningsschommelingen, frequentie-instabiliteit of lokale piekbelastingen. Ze zorgen voor balancerend vermogen en kunnen stroomuitval voorkomen. Elke vermeden herverdeling van elektriciteit bespaart kosten en voorkomt dat elektriciteit uit hernieuwbare bronnen verloren gaat.

In een praktisch scenario kan een grootschalig batterijopslagsysteem in Noord-Duitsland selectief worden opgeladen tijdens harde wind, waardoor de piek in de teruglevering die anders tot overbelasting van het net zou leiden, wordt afgezwakt. Fraunhofer ISE analyseert of grootschalige batterijopslagsystemen op een netondersteunende manier kunnen worden ingezet op specifieke locaties door de tijdreeksen van opwekking en afname van het betreffende onderstation te onderzoeken, de resulterende energiestromen te modelleren en netondersteunende bedrijfsstrategieën te simuleren. Bovendien onderzoekt de analyse of er in het verleden op de betreffende locatie herverdelingsmaatregelen zijn getroffen. Dit biedt ook nieuwe mogelijkheden voor gemeenten, netbeheerders en projectontwikkelaars, aangezien batterijopslagsystemen lokale toegevoegde waarde creëren, de belasting van het net verminderen en de lokale leveringszekerheid versterken.

Waarom kunnen grote batterijopslagsystemen zelf een probleem vormen voor de stabiliteit van het elektriciteitsnet?

Het elektriciteitssysteem is getransformeerd van een gecentraliseerd besturingssysteem voor energiecentrales naar een datagestuurde coördinatie van gedecentraliseerde resources. In dit nieuwe systeem is niet alleen de energieproductie van belang, maar ook de integratie in de systeemarchitectuur. Een grootschalig batterijopslagsysteem met een enorme capaciteit kan problematisch worden als het uitsluitend op basis van marktsignalen werkt, zonder rekening te houden met de lokale netsituatie. Als meerdere opslagsystemen in een regio tegelijkertijd stroom aan het net willen leveren omdat de elektriciteitsprijzen momenteel hoog zijn, kan dit juist de knelpunten veroorzaken of verergeren die men wil voorkomen.

Grootschalige batterijopslagsystemen, die voornamelijk via marktmechanismen werken, kunnen lokale stroompieken versterken door ongunstige laad- en ontlaadpatronen, waardoor de belasting op transformatoren en transmissielijnen toeneemt. Het snel groeiende aantal grootschalige batterijopslagsystemen kan dit probleem verergeren. Nu de netaanvragen de 200 gigawatt overschrijden, is het duidelijk dat de coördinatie van deze systemen een van de belangrijkste uitdagingen voor de komende jaren vormt. Het cruciale punt is dat capaciteit alleen geen teruglevering garandeert. Waar systeemstabiliteit essentieel is, moet marketing op de achtergrond raken. Een opslagsysteem dat inkomsten wil genereren op de markt, moet accepteren dat de terugleveringsmogelijkheden beperkt worden door de fysieke grenzen van het net en de beslissingen van de netbeheerders.

Hoe ziet de toekomst van bottleneckmanagement eruit, en wat houdt Redispatch 3.0 in?

Hoewel Redispatch 2.0 zich voornamelijk richt op de integratie van energieproductiefaciliteiten in het congestiebeheer, streeft een verdere ontwikkeling naar Redispatch 3.0 naar een nog nauwere integratie van opslagfaciliteiten, elektrolyzers en regelbare belastingen. Het doel is een nog fijnere coördinatie van productie en verbruik via digitale platforms en realtime data. De discussie over elektriciteitsprijszones en lokale prijssignalen zal hierin een cruciale rol spelen. Als er succesvol regelgevende stimulansen voor netvriendelijk gedrag kunnen worden gecreëerd, zouden grootschalige batterijopslagsystemen een aanzienlijk grotere rol kunnen spelen in het voorkomen van congestie dan nu het geval is. De studie van Neon New Energy Economics concludeert dat een dynamisch prijssignaal voor redispatch de grootste toegevoegde waarde voor het net zou creëren, terwijl tegelijkertijd het verlies aan marktwaarde wordt geminimaliseerd.

Technologische vooruitgang ondersteunt deze trend: de kosten van lithium-ionbatterijen zijn de afgelopen tien jaar met ongeveer 84 procent gedaald en de trend gaat richting grotere systemen met langere opslagduur. Waar het gemiddelde batterijproject in 2022 nog een systeem van één uur was, domineren systemen van twee uur nu, en worden systemen van vier en zes uur ook steeds vaker gebruikt. Tegen 2030 zou de opslagcapaciteit van grootschalige batterijopslagsystemen in Duitsland kunnen toenemen tot 57 gigawattuur met een totaal vermogen van 15 gigawattuur. Op de lange termijn, tegen 2050, is een capaciteit van 60 gigawattuur, oftewel 271 gigawattuur, zelfs mogelijk. Met deze capaciteiten zou grootschalige batterijopslag een belangrijk instrument kunnen worden voor congestiebeheer, mits het regelgevingskader de juiste stimulansen creëert.

Wat betekent dit alles voor de energietransitie als geheel?

Het Duitse elektriciteitsnet ondergaat een fundamentele transformatie. De energietransitie heeft het voorheen centraal aangestuurde systeem omgevormd tot een zeer complex netwerk van gedecentraliseerde producenten, wat nieuwe coördinatiemechanismen vereist. Redispatch 2.0 is een belangrijk onderdeel van deze nieuwe coördinatie en integreert alle relevante stakeholders in een uniform systeem voor congestiebeheer. Grootschalige batterijopslagsystemen maken deel uit van de oplossing, maar vormen tegelijkertijd een potentiële bron van nieuwe uitdagingen. Ze kunnen congestie verlichten, balanceringsvermogen leveren, hernieuwbare energiebronnen integreren en de noodzaak tot netuitbreiding verminderen. Tegelijkertijd vereisen ze een zorgvuldige integratie in de systeemarchitectuur om te voorkomen dat ze zelf congestie veroorzaken.

De belangrijkste drijfveren voor de toekomst liggen in de verdere ontwikkeling van het ontwerp van de elektriciteitsmarkt, met name in prijssignalen die knelpunten in het netwerk aan het licht brengen, in een versnelde uitbreiding van het netwerk, in de digitalisering van de netwerkcontrole en in regelgeving die netwerkvriendelijk gedrag beloont. Het energiesysteem van de toekomst zal niet langer worden beheerd door een paar grote centrales, maar door de datagestuurde coördinatie van honderdduizenden decentrale bronnen, van windturbines en zonnepanelen tot batterijopslag, elektrolyzers en regelbare verbruikers. Redispatch 2.0 heeft de basis gelegd voor deze coördinatie. De komende jaren zullen uitwijzen of de regelgeving gelijke tred kan houden met de dynamiek van de technologische veranderingen.

☑️ Onze zakelijke voertaal is Engels of Duits

☑️ NIEUW: Correspondentie in uw moedertaal!

Konrad Wolfenstein

Mijn team en ik staan ​​graag tot uw beschikking als uw persoonlijke adviseur.

U kunt contact met mij opnemen door hier het contactformulier in te vullen of door mij te bellen op +49 89 89 674 804 ( München) . Mijn e-mailadres is: [email protected]

Ik kijk uit naar ons gezamenlijke project.

☑️ Ondersteuning van het MKB op het gebied van strategie, advies, planning en implementatie

☑️ Opstellen of herzien van de digitale strategie en digitalisering

☑️ Uitbreiding en optimalisatie van internationale verkoopprocessen

☑️ Wereldwijde en digitale B2B-handelsplatformen

☑️ Pionier in bedrijfsontwikkeling / marketing / PR / beurzen