Redispatch 2.0 i wielkoskalowe magazyny energii: przekleństwo czy Segen dla sieci energetycznej? Niejednoznaczna rola gigantycznych systemów magazynowania energii

Redispatch 2.0 wyjaśniony w prostych słowach: co operatorzy elektrowni i inwestorzy w magazyny muszą wiedzieć

Niemiecka sieć energetyczna stoi w obliczu historycznego testu wytrzymałości: podczas gdy turbiny wiatrowe na północy pracują z pełną mocą, często brakuje linii przesyłowych, które mogłyby przesyłać energię do ośrodków przemysłowych na południu. Aby zapobiec załamaniu się dostaw, operatorzy sieci interweniują w generację niemal bez przerwy – proces znany jako redispatch, który kosztuje konsumentów miliardy dolarów rocznie.

Jednak transformacja energetyczna fundamentalnie zmieniła ten system. Podczas gdy wcześniej kilka dużych elektrowni było centralnie dławionych, dziś dziesiątki tysięcy zdecentralizowanych elektrowni, parków słonecznych, a coraz częściej także wysokowydajnych, wielkoskalowych systemów magazynowania energii, muszą być skoordynowane. Od wprowadzenia Redispatch 2.0 w październiku 2021 r. operatorzy sieci dystrybucyjnych i operatorzy mniejszych elektrowni są również zobowiązani do zapewnienia fizycznej stabilności sieci.

Rola dynamicznie rozwijających się wielkoskalowych systemów magazynowania energii w akumulatorach jest szczególnie interesująca: są one postrzegane jako promyk nadziei dla transformacji energetycznej, ale – jeśli są niewłaściwie wykorzystywane – mogą w rzeczywistości pogłębiać lokalne wąskie gardła. Problem często leży nie w samej technologii, ale w braku regionalnych sygnałów cenowych. Poniższy przewodnik z pytaniami i odpowiedziami szczegółowo analizuje, jak działa nowoczesne zarządzanie ograniczeniami, dlaczego koszty rosną, jaką rolę odgrywają w tym magazyny energii w akumulatorach i dlaczego dyskusja na temat stref cenowych energii elektrycznej ma kluczowe znaczenie dla przyszłego bezpieczeństwa naszych dostaw energii.

Co oznacza termin redispatch i dlaczego jest on tak istotny w kontekście niemieckiej sieci elektroenergetycznej?

Redispatch odnosi się do interwencji w produkcję energii elektrycznej przez elektrownie w celu ochrony linii przesyłowych przed przeciążeniem. Jeśli w określonym punkcie sieci wystąpi wąskie gardło, elektrownie znajdujące się po jego stronie otrzymują polecenie zmniejszenia ilości energii dostarczanej do sieci, podczas gdy elektrownie po przeciwnej stronie muszą ją zwiększyć. Tworzy to przepływ obciążenia, który przeciwdziała powstawaniu wąskiego gardła. Termin ten jest często używany w debatach na temat polityki energetycznej, ale rzadko wyjaśniany w pełnym zakresie. Jest on jednak kluczowy dla zrozumienia współczesnych sieci, ponieważ opisuje mechanizm, za pomocą którego operatorzy sieci zapewniają fizyczną stabilność sieci elektroenergetycznej w czasie rzeczywistym. Bez redispatch wąskie gardła w sieci prowadziłyby do niekontrolowanych przeciążeń, które w najgorszym przypadku mogłyby spowodować kaskadowe przerwy w dostawach energii. Zasada jest początkowo prosta: jeśli w jednym punkcie do sieci zostanie wprowadzonych zbyt dużo energii elektrycznej, produkcja w tym miejscu musi zostać zmniejszona i skompensowana w innym punkcie. Jednak praktyczne wdrożenie tej zasady znacznie się zmieniło na przestrzeni lat, szczególnie ze względu na masowy rozwój odnawialnych źródeł energii i związaną z tym decentralizację wytwarzania energii elektrycznej.

Jakie są podstawy prawne redispatchu i gdzie leżą jego korzenie historyczne?

Początki redispatchu sięgają niemieckiej ustawy o przemyśle energetycznym (EnWG) z 2005 r. Paragraf 13 EnWG, który wszedł w życie 13 lipca 2005 r., nakłada na operatorów systemów przesyłowych obowiązek zapewnienia bezpieczeństwa systemu. W szczególności stanowi on, że operatorzy systemów przesyłowych są upoważnieni i zobowiązani do eliminowania zagrożeń lub zakłóceń w systemie dostaw energii elektrycznej poprzez działania związane z siecią, rynkiem i dodatkowymi rezerwami. W ówczesnym, wysoce scentralizowanym systemie elektrowni oznaczało to, że w przypadku zbliżającego się przeciążenia sieci, poszczególne duże elektrownie mogły otrzymać polecenie dostosowania ilości energii dostarczanej do sieci. Dotyczyło to przede wszystkim konwencjonalnych elektrowni w sieciach przesyłowych 220 kV i 380 kV. Liczba elektrowni, których to dotyczyło, była łatwa do opanowania, kanały komunikacyjne krótkie, a nakłady na koordynację stosunkowo niewielkie. System funkcjonował w środowisku, w którym kilka dużych elektrowni obsługiwało większość wytwarzania energii elektrycznej, a przepływy obciążenia były wysoce przewidywalne. Ta podstawowa zasada scentralizowanego sterowania stanowiła podstawę, na której opierały się wszystkie późniejsze rozbudowy i reformy.

Jak rozwój odnawialnych źródeł energii zmienił system energetyczny?

Wraz z rozwojem odnawialnych źródeł energii od 2010 roku, struktura systemu uległa zasadniczej zmianie. Dziesiątki tysięcy zdecentralizowanych generatorów stopniowo zastępowało kilka scentralizowanych elektrowni. W perspektywie średnioterminowej około 90% obiektów wytwórczych będzie podłączonych do sieci dystrybucyjnych, podczas gdy duże elektrownie będą nadal tracić na znaczeniu. Ta transformacja doprowadziła do powstania nowych tras przesyłowych, szczególnie z północy na południe, ponieważ znaczna część energii wiatrowej jest wytwarzana w północnych Niemczech, podczas gdy główne obszary zużycia znajdują się na południu i zachodzie. Zdolności przesyłowe były, i w wielu przypadkach nadal są, niewystarczające do przesyłu całej wytworzonej energii elektrycznej do centrów odbioru. Jednocześnie, obok tradycyjnego systemu redispatch, nadal istniał system zarządzania zasilaniem w ramach ustawy o odnawialnych źródłach energii dla elektrowni odnawialnych. Ta równoległa struktura, w której elektrownie konwencjonalne były regulowane poprzez redispatch, a elektrownie odnawialne poprzez system zarządzania zasilaniem, doprowadziła do rosnącej złożoności i wzrostu kosztów środków zarządzania ograniczeniami. Elektrownie wiatrowe i słoneczne wytwarzają energię w zależności od pogody i pory dnia, co znacznie utrudnia przewidywanie przepływów mocy i zwiększa potrzebę stosowania środków kontroli.

Jaki był problem ze starym systemem redispatch i zarządzania energią gwarantowaną?

Stary system charakteryzował się podziałem strukturalnym, który stawał się coraz bardziej nieefektywny. Z jednej strony istniał klasyczny system redispatch zgodnie z § 13 niemieckiej ustawy o przemyśle energetycznym (EnWG), który miał zastosowanie wyłącznie do sieci przesyłowej i dotyczył konwencjonalnych elektrowni o zainstalowanej mocy nominalnej powyżej 10 megawatów. Operatorzy systemów przesyłowych mogli regulować te elektrownie, aby uniknąć przeciążenia sieci. Z drugiej strony istniał system zarządzania zasilaniem zgodnie z ustawą o odnawialnych źródłach energii (EEG) i ustawą o skojarzonym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej (KWKG), który regulował elektrownie odnawialne i elektrociepłownie oddzielnie w celu zarządzania przeciążeniem sieci. W systemie zarządzania zasilaniem elektrownie były ograniczane na podstawie rzeczywistych wartości, tj. w sytuacjach kryzysowych. Brakowało proaktywnego planowania opartego na prognozach. Ograniczenia były dokonywane ad hoc, co prowadziło do wyższych kosztów i nieefektywnego wykorzystania dostępnych zasobów. Koszty ogólnego zarządzania przeciążeniem sieci znacznie wzrosły między 2019 a 2023 rokiem, z 1,3 mld euro do 3,2 mld euro. W 2023 roku z powodu zatorów w sieci utracono około 19 terawatogodzin energii elektrycznej, co stanowi około czterech procent całkowitej produkcji energii elektrycznej w Niemczech. Szczególnie ucierpiały farmy wiatrowe na morzu i lądzie.

Co dokładnie zostało ustalone w ramach ustawy o przyspieszeniu rozbudowy sieci z 2019 r.?

Polityczną odpowiedzią na narastające problemy była nowelizacja ustawy o przyspieszeniu rozbudowy sieci (Grid Expansion Acceleration Act), która weszła w życie 17 maja 2019 r. Jej celem było połączenie redispatch i zarządzania systemem feed-in w zintegrowany system zarządzania ograniczeniami. Poprzednie przepisy dotyczące zarządzania systemem feed-in, wynikające z ustawy o odnawialnych źródłach energii (EEG) i ustawy o skojarzonym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej (KWKG), zostały uchylone i zastąpione ujednoliconym systemem redispatch, znanym jako Redispatch 2.0, opartym na §§ 13, 13a i 14 ustawy o energetyce (EnWG). Celem było ustanowienie jednolitego, zapobiegawczego systemu zarządzania ograniczeniami w dostawach energii elektrycznej w całych Niemczech. Elektrownie odnawialne i elektrociepłownie nie były już traktowane oddzielnie, lecz podlegały tym samym ramom prawnym, co elektrownie konwencjonalne. Termin wdrożenia wyznaczono na 1 października 2021 r., a początkowy obowiązek przekazywania danych rozpoczął się już w lipcu 2021 r.

Od kiedy obowiązuje Redispatch 2.0 i co jest w nim zasadniczo nowego?

Od 1 października 2021 r. Redispatch 2.0 jest obowiązkowy dla wszystkich uczestników rynku. Nowością nie była sama możliwość interwencji, ale jej kompleksowa integracja systemowa. Wszystkie elektrownie sterowalne o mocy 100 kilowatów lub większej, w tym elektrownie konwencjonalne, elektrownie odnawialne i magazyny energii, zostały od tego czasu objęte zarządzaniem ograniczeniami. Stanowi to zasadniczą różnicę w stosunku do starego systemu, w którym redispatch dotyczył bezpośrednio tylko dużych elektrowni konwencjonalnych o mocy powyżej 10 megawatów. W nowym procesie operator sieci określa stan sieci na okres planowania z około 36-godzinnym wyprzedzeniem i optymalizuje go w razie potrzeby. Wymaga to prognoz obciążenia i zasilania. W przypadku zidentyfikowania ograniczeń, operator sieci musi je rozwiązać, stosując opłacalne środki. Kolejną kluczową innowacją jest to, że środki te muszą być zrównoważone zarówno pod względem energii, jak i jej zużycia, aby operatorzy elektrowni nie ponieśli żadnych strat finansowych w wyniku interwencji regulacyjnych. Co więcej, za obsługę tych ograniczeń nie odpowiadają już wyłącznie operatorzy systemów przesyłowych, ale wszyscy operatorzy systemów dystrybucyjnych, którzy stali się w ten sposób kluczowym filarem zarządzania ograniczeniami.

Jak dokładnie wygląda proces Redispatch 2.0?

Proces Redispatch 2.0 opiera się na podejściu opartym na planowaniu, które zasadniczo różni się od poprzedniego podejścia reaktywnego. Operatorzy sieci tworzą prognozy przeciążeń w oparciu o kompleksowe dane pochodzące od wszystkich uczestników sieci, w szczególności z elektrowni zasilających sieć oraz głównych odbiorców. Operatorzy elektrowni przekazują dane planowane lub prognozowane, w zależności od wybranego modelu bilansowania. W modelu prognozowania informacje o korektach rynkowych i niedostępności muszą być przekazywane operatorowi sieci, aby operator mógł tworzyć prognozy wytwarzania. W modelu wartości planowanej operator elektrowni jest odpowiedzialny za przekazywanie zarówno danych prognozowanych, jak i planowanych.

Na podstawie tych danych i informacji w czasie rzeczywistym operator sieci może wcześnie identyfikować potencjalne wąskie gardła w sieci i podejmować ukierunkowane, proaktywne działania. Alternatywne harmonogramy są obliczane dla przewidywanych przeciążeń, a odchylenia od harmonogramu rynkowego są równoważone. § 13a niemieckiej ustawy o przemyśle energetycznym (EnWG) reguluje kwestie bilansowania i rekompensaty finansowej dla operatora elektrowni. Zarządca grupy bilansującej, w większości przypadków bezpośredni sprzedawca, otrzymuje od operatora sieci rekompensatę energetyczną za brakującą ilość energii w swojej grupie bilansującej. W nowym procesie ilość energii dostarczanej i ograniczanej w ciągu kwadransa jest przydzielana do grupy bilansującej. System ten wymaga branżowej współpracy między operatorami systemów przesyłowych, operatorami systemów dystrybucyjnych, operatorami elektrowni, kierownikami grup bilansujących i tzw. kierownikami ds. wdrożenia, którym operatorzy elektrowni mogą delegować znaczną część swoich obowiązków.

Jakie są obecne koszty zarządzania przeciążeniem sieci i jak się one kształtują?

Koszty zarządzania przeciążeniem sieci w ostatnich latach ulegały znacznym wahaniom. W 2022 r. całkowite koszty osiągnęły szczyt na poziomie około 4,2 mld euro, napędzane kryzysem energetycznym oraz ekstremalnie wysokimi cenami paliw i cenami hurtowymi. W 2023 r. wstępne całkowite koszty spadły do ​​niecałych 3,1 mld euro, pomimo wzrostu wolumenu wdrożonych środków do 34 297 gigawatogodzin. Spadek ten wynikał z obniżenia cen energii, ponieważ hurtowe ceny energii elektrycznej spadły z nieco ponad 230 euro do około 92 euro za megawatogodzinę. Wstępne koszty wdrożenia środków redispatch z wykorzystaniem konwencjonalnych elektrowni wyniosły około 1,8 mld euro w 2023 r., podczas gdy koszty redukcji produkcji energii odnawialnej wzrosły trzykrotnie do około 600 mln euro.

W 2024 roku wolumen działań zmniejszył się o około 12 procent do 30 304 gigawatogodzin, a wstępne koszty całkowite spadły jeszcze bardziej, do około 2,78 miliarda euro. Jednak czwarty kwartał 2024 roku przyniósł niepokojący wzrost: do stabilizacji sieci trzeba było wykorzystać 10 424 gigawatogodzin, co stanowi wzrost o 19 procent w porównaniu z analogicznym kwartałem roku poprzedniego. Grudzień 2024 roku był szczególnie godny uwagi, z kosztami w wysokości 370 milionów euro poniesionymi w samym tym miesiącu, co stanowi nowy rekord od czasu kryzysu energetycznego. Około 47 procent elektrowni OZE, których działalność została ograniczona, było podłączonych do sieci dystrybucyjnej w 2024 roku, a przyczyna leżała w sieci przesyłowej w 74 procentach przypadków. Jednocześnie obserwuje się coraz większe przesunięcie wąskich gardeł w stronę sieci dystrybucyjnej: jej udział w wolumenach redispatch wzrósł z 20 proc. w 2023 r. do 26 proc. w 2024 r. Koszty te są przenoszone na ceny energii elektrycznej za pośrednictwem opłat sieciowych i w ten sposób dotykają wszystkich odbiorców.

Dlaczego Redispatch 2.0 jest szczególnie istotny w przypadku systemów magazynowania energii w akumulatorach na dużą skalę?

Wielkoskalowy system magazynowania energii o pojemności wielu megawatów jest technicznie zdolny do przesyłu znacznych ilości energii w czasie. Jednak jego faktyczne zasilanie zależy od architektury sieci. System jest zdolny do redispatchingu, wymaga prognozowania i jest zintegrowany z zarządzaniem przeciążeniem. Sama pojemność nie gwarantuje zasilania: tam, gdzie wymagana jest stabilność systemu, marketing musi zejść na dalszy plan. Szczególnie w przypadku dużej mocy zainstalowanej, integracja z planowaniem sieci, modelami prognozowania i zarządzaniem przeciążeniem ma kluczowe znaczenie. Duże akumulatory mogą łagodzić wąskie gardła poprzez selektywne ładowanie lub rozładowywanie. Kluczowe jest jednak to, że same mogą stać się częścią scenariusza wąskiego gardła, jeśli kilka systemów będzie próbowało jednocześnie zasilać sieć.

Rynek wielkoskalowych systemów magazynowania energii w Niemczech dynamicznie rośnie. Do 2025 roku zainstalowana moc osiągnęła ponad 2 gigawaty mocy nominalnej, a w samym 2025 roku spodziewano się oddania do użytku 1,46 gigawata nowej mocy. Do 2027 roku przewiduje się siedmiokrotny wzrost mocy w porównaniu z 2024 rokiem, a różne prognozy przewidują, że do 2030 roku całkowita moc może osiągnąć 15 gigawatów. Zapotrzebowanie operatorów sieci na przyłączenie magazynów energii przekracza obecnie istniejące moce prawie stukrotnie. Przy takim tempie wzrostu, kwestia integracji tych systemów z zarządzaniem ograniczeniami staje się coraz pilniejsza.

Nasze doświadczenie w zakresie rozwoju biznesu, sprzedaży i marketingu w UE i Niemczech – Zdjęcie: Xpert.Digital

Obszary zainteresowań branży: B2B, digitalizacja (od AI do XR), inżynieria mechaniczna, logistyka, odnawialne źródła energii i przemysł

Więcej informacji tutaj:

• Centrum Biznesu Ekspertów

Centrum tematyczne oferujące spostrzeżenia i wiedzę specjalistyczną:

• Platforma wiedzy obejmująca gospodarki globalne i regionalne, innowacje i trendy branżowe
• Zbiór analiz, spostrzeżeń i informacji ogólnych na temat obszarów, na których się koncentrujemy
• Miejsce, w którym można zdobyć wiedzę i informacje na temat bieżących wydarzeń w biznesie i technologii
• Centrum dla firm poszukujących informacji na temat rynków, cyfryzacji i innowacji branżowych

Czy duże baterie są ogólnie dobre czy złe dla sieci energetycznej?

Na to pytanie nie można odpowiedzieć ogólnikowo, ponieważ zależy to od lokalizacji, trybu pracy i konkretnej sytuacji sieciowej. W badaniu przeprowadzonym przez Neon Neue Energieökonomik, zleconym przez dewelopera systemów magazynowania energii Eco Stor, przeanalizowano wydajność dwóch dużych baterii w Szlezwiku-Holsztynie i Bawarii w każdym kwadransie roku. Wyniki pokazują, że operatorzy sieci oszczędzają na kosztach redispatch od 3 do 6 euro rocznie na każdy kilowat pojemności baterii. Dlatego dużych baterii w żadnym wypadku nie należy uważać za z natury uciążliwe dla sieci, nawet jeśli jest to czasami sugerowane w debacie na temat polityki energetycznej.

Jednak to odciążenie sieci jest obecnie czysto przypadkowe, ponieważ Niemcy mają tylko jedną strefę cen energii elektrycznej, a zatem nie ma cen regionalnych. Baterie działają zgodnie z jednolitym sygnałem cenowym na hurtowym i bilansującym rynku energii. Wąskie gardła sieciowe są dla nich niewidoczne. Szczegółowa analiza pokazuje, że duża bateria odciąża i obciąża sieć z mniej więcej równą częstotliwością, w każdym przypadku przez około 20% kwadransów. Przez pozostałe 60% czasu bateria jest albo bezczynna, albo sieć jest wolna od przeciążeń. Instytut Fraunhofera ISE wskazuje również, że duże systemy magazynowania energii, działające głównie w oparciu o mechanizmy rynkowe, mogą wzmacniać lokalne szczyty mocy poprzez niekorzystne procesy ładowania i rozładowywania, zwiększając w ten sposób obciążenie transformatorów i linii.

Co oznacza przyjazna dla sieci praca w przypadku dużych systemów magazynowania energii?

Praca wspierająca sieć energetyczną odnosi się do celowego wykorzystania systemu magazynowania energii w celu stabilizacji sieci, zapobiegania powstawaniu wąskich gardeł lub kompensacji wahań napięcia. Różni się to od pracy czysto rynkowej, gdzie energia elektryczna jest kupowana głównie po niskich cenach i sprzedawana po wyższych – klasyczny przypadek arbitrażu cenowego. Wielkoskalowy system magazynowania energii jest uważany za wspierający sieć energetyczną, jeśli jego umiejscowienie w sieci i tryb pracy zmniejszają obciążenie sieci, co może na przykład prowadzić do zmniejszenia potrzeby rozbudowy sieci.

W praktyce oba podejścia można połączyć: system magazynowania energii może ekonomicznie uczestniczyć w rynku, jednocześnie obsługując sieć. Badania pokazują, że systemy magazynowania energii wspomagające sieć selektywnie absorbują energię elektryczną w momencie zbliżającego się wysokiego zapotrzebowania na energię i oddają ją z powrotem później. Zmniejsza to potrzebę interwencji i zwiększa bezpieczeństwo dostaw. Aby systemy magazynowania energii w bateriach mogły wspierać sieć, powinny być instalowane wszędzie tam, gdzie sieć jest szczególnie obciążona. Kluczowe jest również inteligentne sterowanie, które zapewnia, że ​​system magazynowania energii reaguje we właściwym momencie i efektywnie dostarcza energię. Im większy i bardziej elastyczny jest system magazynowania energii, na przykład z minimalnym czasem rozładowania wynoszącym cztery godziny, tym większy jest jego wkład w odciążenie sieci.

Dlaczego obecnie nie ma skutecznych zachęt ze strony dużych baterii do zachowań przyjaznych sieciom elektroenergetycznym?

Problem tkwi w konstrukcji niemieckiego rynku energii elektrycznej. Niemcy mają obecnie jednolitą strefę cenową energii elektrycznej z jednolitymi cenami dnia następnego. Oznacza to, że cena energii elektrycznej na giełdzie jest taka sama w całych Niemczech, niezależnie od tego, czy w danym regionie występują problemy z przeciążeniem sieci. Systemy magazynowania energii i wszyscy inni uczestnicy rynku polegają na tym jednolitym sygnale cenowym na rynkach hurtowych i bilansujących. Przeciążenie sieci jest dla nich po prostu niewidoczne, ponieważ nie ma sygnału cenowego, który odzwierciedlałby regionalne wąskie gardła.

W tym systemie nie ma zachęt finansowych do działania w sposób przyjazny dla sieci. Magazyn energii w Szlezwiku-Holsztynie, który pobiera opłaty podczas silnych wiatrów, robi to nie dlatego, że występuje tam wąskie gardło sieci, ale dlatego, że ogólnokrajowa cena energii elektrycznej jest obecnie niska. To, że takie zachowanie jest jednocześnie przyjazne dla sieci, to czysty przypadek. W badaniu przeprowadzonym przez Neon New Energy Economics przeanalizowano trzy podejścia regulacyjne mające na celu wzmocnienie zachowań przyjaznych dla sieci. Najlepiej sprawdził się dynamiczny sygnał cenowy redispatch, który odzwierciedla sytuację w sieci co 15 minut. Taki sygnał cenowy generuje zarówno największą wartość dodaną dla sieci, jak i najmniejszą utratę wartości rynkowej.

Jaką rolę odgrywa dyskusja na temat stref cenowych energii elektrycznej dla dużych magazynów energii i redispozycji?

Debata wokół podziału niemieckiej strefy cenowej energii elektrycznej nabrała w ostatnich latach znacznego rozpędu i jest bezpośrednio związana z kwestiami redispatch i magazynowania energii w akumulatorach na dużą skalę. W ramach przeglądu stref rynkowych Komisja Europejska wezwała do przeglądu europejskich stref rynkowych, proponując podział Niemiec na dwie do czterech stref. Badanie przeprowadzone przez Agora Energiewende i Fraunhofer IEE wykazało, że system lokalnych cen mógłby znacznie obniżyć koszty redispatch i wzmocnić bezpieczeństwo dostaw. Już w 2023 roku lokalne sygnały cenowe mogłyby obniżyć koszty energii elektrycznej dla przedsiębiorstw i gospodarstw domowych średnio o ponad 6 euro za megawatogodzinę w całym kraju.

Krótki raport Neon Neue Energieökonomik, zlecony przez dostawcę energii Enercity, szacuje, że wynikające z tego czynsze za wąskie gardła w Niemczech wyniosą około 2 miliardy euro rocznie, gdyby sieć elektroenergetyczna została podzielona na cztery do pięciu stref cenowych. Jednak badanie przeprowadzone przez Politechnikę Monachijską pokazuje, że różnice cen między kilkoma dużymi strefami cenowymi energii elektrycznej są niewielkie i skutkują jedynie niewielkimi oszczędnościami w kosztach redispatch. Z kolei ustalanie cen dla poszczególnych węzłów prowadzi do znacznej redukcji kosztów redispatch i kosztów ogólnych. Regionalne sygnały cenowe miałyby ogromne znaczenie dla wielkoskalowych systemów magazynowania energii w bateriach, ponieważ po raz pierwszy stworzyłyby ekonomiczną zachętę do zachowań przyjaznych dla sieci. Nowy rząd niemiecki zgodził się jednak w umowie koalicyjnej na tymczasowe utrzymanie jednolitej strefy cenowej energii elektrycznej.

W jaki sposób operatorzy zakładów otrzymują rekompensatę finansową podczas operacji redispatch?

Jeśli operator sieci dokonuje korekty generacji, kwestie wyrównania i rekompensaty finansowej dla operatora elektrowni reguluje § 13a niemieckiej ustawy o gospodarce energetycznej (EnWG). Zarządzający grupą bilansową danego punktu zasilania lub odbioru ma prawo do odszkodowania wyrównawczego od operatora systemu przesyłowego, który złożył wniosek o korektę generacji, z tytułu tego środka. Ponadto korekta generacji czynnej lub biernej musi zostać odpowiednio zrekompensowana finansowo. Odpowiednia rekompensata finansowa obejmuje niezbędne wydatki związane z korektą generacji, proporcjonalne zużycie energii w stosunku do wartości elektrowni oraz udokumentowane utracone przychody.

W czerwcu 2024 r. Federalna Agencja Sieciowa wydała orzeczenie w sprawie ustalenia odpowiedniej rekompensaty finansowej za działania redispatch zgodnie z § 13a ust. 2. Podstawową zasadą jest, że operator elektrowni odnawialnej lub konwencjonalnej nie powinien ponosić strat ekonomicznych w wyniku interwencji regulacyjnych. Jest on w takiej samej sytuacji, jakby interwencja nie miała miejsca. Na przykład, jeśli farma wiatrowa na północy zostanie wyłączona z powodu przeciążenia linii przesyłowej na południu, operator nadal musi otrzymać rekompensatę. Jednocześnie inna elektrownia na południu musi produkować więcej energii elektrycznej, aby zaspokoić zapotrzebowanie, co również generuje koszty.

Jaką rolę odgrywają operatorzy sieci dystrybucyjnych w procesie Redispatch 2.0?

Do 30 września 2021 r. redispatch był wyłączną odpowiedzialnością czterech operatorów systemów przesyłowych w Niemczech. Dzięki Redispatch 2.0 sytuacja ta uległa zasadniczej zmianie. Operatorzy systemów dystrybucyjnych stali się kluczowym filarem zarządzania ograniczeniami w niemieckiej sieci elektroenergetycznej. Muszą oni proaktywnie identyfikować wąskie gardła w sieci, a następnie określać, koordynować i wdrażać odpowiednie środki, zapewniając jednocześnie bezpieczeństwo sieci i dostaw. Wymaga to od nich modelowania sieci z uwzględnieniem przewidywanych obciążeń i prognozowanych stanów sieci. Aby wyeliminować wąskie gardła, operatorzy systemów dystrybucyjnych muszą uwzględnić wszystkie elektrownie wykorzystujące odnawialne źródła energii, elektrociepłownie (CHP) oraz magazyny energii o mocy 100 kilowatów lub większej.

Stanowi to znaczące rozszerzenie ich dotychczasowych obowiązków i wymaga nowych ról rynkowych oraz procesów, aby reagować na potencjalne wąskie gardła w czasie rzeczywistym i w oparciu o prognozy. Rosnące wąskie gardła w sieci dystrybucyjnej podkreślają wagę tego rozwoju. Udział sieci dystrybucyjnej w wolumenach redispatch dla elektrowni odnawialnych źródeł energii wzrósł z 20% w 2023 r. do 26% w 2024 r., a trend ten prawdopodobnie utrzyma się wraz z dalszą ekspansją zdecentralizowanego wytwarzania.

W jaki sposób systemy magazynowania energii na dużą skalę mogą przyczynić się do zmniejszenia przeciążenia sieci elektroenergetycznej?

Systemy magazynowania energii mogą precyzyjnie reagować w przypadku wystąpienia wąskich gardeł w sieci. Gdy wytwarzana jest zbyt duża ilość energii elektrycznej, pochłaniają ją i uwalniają później, gdy zapotrzebowanie wzrośnie. Wielkoskalowe systemy magazynowania energii reagują w ciągu milisekund, co czyni je idealnymi do niezawodnej kompensacji wahań napięcia, niestabilności częstotliwości lub lokalnych szczytów obciążenia. Zapewniają one bilansowanie mocy i mogą zapobiegać przerwom w dostawie prądu. Każde zaniechanie działań redispatchowych pozwala zaoszczędzić koszty i zapobiega marnotrawieniu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

W praktyce, wielkoskalowy system magazynowania energii w północnych Niemczech może być selektywnie ładowany podczas silnych wiatrów, łagodząc w ten sposób szczytowe zapotrzebowanie na energię, które w przeciwnym razie prowadziłoby do przeciążenia sieci. Instytut Fraunhofer ISE analizuje, czy wielkoskalowy system magazynowania energii może być eksploatowany w sposób wspierający sieć w określonych lokalizacjach, badając szeregi czasowe generacji i obciążenia z odpowiedniej stacji elektroenergetycznej, modelując wynikające z tego przepływy mocy i symulując strategie operacyjne wspierające sieć. Ponadto, analiza bada, czy w danej lokalizacji w przeszłości wdrożono środki redispatch. Stwarza to również nowe możliwości dla gmin, operatorów sieci i deweloperów projektów, ponieważ systemy magazynowania energii generują lokalną wartość dodaną, zmniejszają obciążenie sieci i wzmacniają lokalne bezpieczeństwo dostaw.

Dlaczego duże systemy magazynowania energii w akumulatorach same w sobie mogą stanowić zagrożenie dla stabilności sieci?

System elektroenergetyczny przekształcił się ze scentralizowanego systemu sterowania elektrownią w oparty na danych system koordynacji zdecentralizowanych zasobów. W tym nowym systemie liczy się nie tylko moc wyjściowa, ale także integracja z architekturą systemu. Wielkoskalowy system magazynowania energii o ogromnej pojemności może stać się problematyczny, jeśli działa wyłącznie w oparciu o sygnały rynkowe, bez uwzględnienia lokalnej sytuacji sieciowej. Jeśli kilka systemów magazynowania energii w regionie chce jednocześnie zasilać sieć, ponieważ ceny energii elektrycznej są obecnie wysokie, może to spowodować lub zaostrzyć wąskie gardła, których powinno się unikać.

Wielkoskalowe systemy magazynowania energii, działające głównie w oparciu o mechanizmy rynkowe, mogą wzmacniać lokalne szczyty mocy poprzez niekorzystne wzorce ładowania i rozładowywania, zwiększając tym samym obciążenie transformatorów i linii przesyłowych. Szybko rosnąca liczba wielkoskalowych systemów magazynowania energii potencjalnie zaostrza ten problem. Ponieważ zapotrzebowanie na przyłączenie do sieci przekracza obecnie 200 gigawatów, jasne jest, że koordynacja tych systemów stanowi jedno z kluczowych wyzwań nadchodzących lat. Kluczowe jest to, że sama pojemność nie gwarantuje dostępu do sieci. Tam, gdzie stabilność systemu jest kluczowa, marketing musi zejść na dalszy plan. System magazynowania energii, który chce generować przychody na rynku, musi zaakceptować fakt, że jego możliwości dostępu do sieci są ograniczone fizycznymi granicami sieci i decyzjami operatorów sieci.

Jak wygląda przyszłość zarządzania wąskimi gardłami i co oznacza Redispatch 3.0?

Podczas gdy Redispatch 2.0 integruje przede wszystkim instalacje wytwórcze z zarządzaniem ograniczeniami, dalszy rozwój Redispatch 3.0 ma na celu jeszcze ściślejszą integrację instalacji magazynowych, elektrolizerów i sterowalnych odbiorników. Celem jest jeszcze lepsza koordynacja wytwarzania i zużycia energii za pośrednictwem platform cyfrowych i danych w czasie rzeczywistym. Dyskusja na temat stref cenowych energii elektrycznej i lokalnych sygnałów cenowych odegra w tym kluczową rolę. Jeśli uda się skutecznie stworzyć zachęty regulacyjne dla zachowań przyjaznych dla sieci, wielkoskalowe systemy magazynowania energii mogłyby odegrać znacznie większą rolę w unikaniu ograniczeń niż obecnie. Badanie przeprowadzone przez Neon New Energy Economics wykazało, że dynamiczny sygnał cenowy redispatch przyniósłby największą wartość dodaną dla sieci, jednocześnie minimalizując straty wartości rynkowej.

Postęp technologiczny wspiera ten trend: koszt akumulatorów litowo-jonowych spadł o około 84 procent w ciągu ostatnich dziesięciu lat, a trend zmierza w kierunku większych systemów o dłuższym czasie magazynowania. Podczas gdy przeciętny projekt akumulatorów w 2022 roku nadal obejmował system jednogodzinny, obecnie dominują systemy dwugodzinne, a coraz częściej wykorzystywane są również systemy cztero- i sześciogodzinne. Do 2030 roku pojemność magazynowa wielkoskalowych systemów magazynowania energii w Niemczech może wzrosnąć do 57 gigawatogodzin, przy łącznej mocy wyjściowej 15 gigawatów. W dłuższej perspektywie, do 2050 roku, możliwa jest nawet pojemność 60 gigawatów, czyli 271 gigawatogodzin. Dzięki tym pojemnościom, wielkoskalowe magazyny energii mogłyby stać się kluczowym instrumentem zarządzania ograniczeniami, pod warunkiem, że ramy regulacyjne stworzą odpowiednie zachęty.

Co to wszystko oznacza dla całej transformacji energetycznej?

Niemiecki system elektroenergetyczny przechodzi fundamentalną transformację. Transformacja energetyczna przekształciła dotychczas centralnie sterowany system w wysoce złożoną sieć zdecentralizowanych producentów, co wymaga nowych mechanizmów koordynacji. Redispatch 2.0 jest kluczowym elementem tej nowej koordynacji, integrując wszystkich istotnych interesariuszy w jednolity system zarządzania ograniczeniami. Wielkoskalowe systemy magazynowania energii są zarówno częścią rozwiązania, jak i potencjalnym źródłem nowych wyzwań. Mogą one łagodzić ograniczenia, zapewniać bilansowanie mocy, integrować energię odnawialną i zmniejszać potrzebę rozbudowy sieci. Jednocześnie wymagają starannej integracji z architekturą systemu, aby same nie stały się motorem napędowym ograniczeń.

Kluczowe dźwignie przyszłości leżą w dalszym rozwoju rynku energii elektrycznej w kierunku sygnałów cenowych, które ujawniają wąskie gardła sieci, w przyspieszonej rozbudowie sieci, w digitalizacji sterowania siecią oraz w ramach regulacyjnych, które nagradzają zachowania przyjazne dla sieci. System energetyczny przyszłości nie będzie już kontrolowany przez kilka dużych elektrowni, lecz poprzez opartą na danych koordynację setek tysięcy zdecentralizowanych zasobów, od turbin wiatrowych i paneli słonecznych, po magazyny energii, elektrolizery i sterowalne obciążenia. Redispatch 2.0 położył podwaliny pod tę koordynację. Nadchodzące lata pokażą, czy ramy regulacyjne nadążą za dynamiką zmian technologicznych.

☑️ Naszym językiem biznesowym jest angielski lub niemiecki

☑️ NOWOŚĆ: Korespondencja w Twoim ojczystym języku!

Konrad Wolfenstein

Ja i mój zespół chętnie będziemy do Państwa dyspozycji jako osobisty doradca.

Możesz się ze mną skontaktować, wypełniając formularz kontaktowy tutaj lub po prostu dzwoniąc pod numer +49 7348 4088 965. Mój adres e-mail to: [email protected]

Nie mogę się doczekać naszego wspólnego projektu.

☑️ Wsparcie dla MŚP w zakresie strategii, doradztwa, planowania i wdrażania

☑️ Tworzenie lub reorganizacja strategii cyfrowej i digitalizacji

☑️ Rozszerzenie i optymalizacja procesów sprzedaży międzynarodowej

☑️ Globalne i cyfrowe platformy handlowe B2B

☑️ Rozwój biznesu pionierskiego / Marketing / PR / Targi