Redispatch 2.0 și stocarea în baterii la scară largă: Blestemul sau Segen rețelei electrice? Rolul ambivalent al sistemelor gigantice de stocare în baterii

Redispatch 2.0 explicat în termeni simpli: Ce trebuie să știe operatorii de instalații și investitorii în stocare

Rețeaua electrică a Germaniei se confruntă cu un test de stres istoric: în timp ce turbinele eoliene din nord funcționează la capacitate maximă, adesea lipsesc liniile de transport pentru a transporta energia către centrele industriale din sud. Pentru a preveni o prăbușire a aprovizionării, operatorii de rețea intervin în generare aproape non-stop - un proces cunoscut sub numele de redispecerizare, care costă consumatorii miliarde anual.

Totuși, tranziția energetică a schimbat fundamental acest sistem. Dacă anterior câteva centrale electrice mari erau gestionate centralizat, astăzi trebuie coordonate zeci de mii de centrale descentralizate, parcuri solare și, din ce în ce mai mult, sisteme de stocare a energiei prin baterii de înaltă performanță la scară largă. De la introducerea Redispatch 2.0 în octombrie 2021, operatorii rețelelor de distribuție și operatorii de centrale mai mici au fost, de asemenea, obligați să asigure stabilitatea fizică a rețelei.

Rolul sistemelor de stocare în baterii la scară largă, aflate în plină expansiune, este deosebit de interesant: acestea sunt văzute ca o rază de speranță pentru tranziția energetică, dar – dacă sunt utilizate incorect – pot de fapt exacerba blocajele locale. Problema nu constă adesea în tehnologia în sine, ci în lipsa semnalelor regionale de preț. Următorul ghid de întrebări și răspunsuri examinează în detaliu modul în care funcționează gestionarea modernă a congestiei, de ce costurile explodează, ce rol joacă stocarea în baterii în acest sens și de ce discuția despre zonele de preț ale energiei electrice este crucială pentru securitatea viitoare a aprovizionării noastre cu energie.

Ce se înțelege prin redispecerizare și de ce este acest termen atât de central pentru rețeaua electrică germană?

Redispecerizarea se referă la intervenții asupra producției centralelor electrice pentru a proteja liniile de transport de suprasarcină. Dacă un blocaj amenință într-un anumit punct al rețelei, centralele electrice din partea apropiată de blocaj sunt instruite să reducă debitul de alimentare, în timp ce centralele din partea îndepărtată de blocaj trebuie să își mărească debitul de alimentare. Acest lucru creează un flux de sarcină care contracarează blocajul. Termenul este frecvent utilizat în dezbaterile privind politica energetică, dar rareori explicat în întreaga sa arie de aplicare. Cu toate acestea, este esențial pentru înțelegerea rețelelor moderne, deoarece descrie mecanismul prin care operatorii de rețea asigură stabilitatea fizică a rețelei electrice în timp real. Fără redispecerizare, blocajele de rețea ar duce la suprasarcini necontrolate, care, în cel mai rău caz, ar putea provoca întreruperi în cascadă. Principiul este inițial simplu: dacă prea multă energie electrică este introdusă în rețea într-un punct, generarea de acolo trebuie redusă și compensată într-un alt punct. Cu toate acestea, implementarea practică a acestui principiu s-a schimbat considerabil de-a lungul anilor, în special datorită extinderii masive a energiilor regenerabile și a descentralizării asociate a generării de energie electrică.

Care sunt fundamentele juridice ale redispecerizării și unde se află rădăcinile sale istorice?

Rădăcinile redispecerizării datează din Legea germană privind industria energetică (EnWG) din 2005. Articolul 13 din EnWG, care a intrat în vigoare la 13 iulie 2005, obligă operatorii de sisteme de transport să asigure securitatea sistemului. Mai exact, se prevede că operatorii de sisteme de transport sunt autorizați și obligați să elimine amenințările sau perturbările la adresa sistemului de alimentare cu energie electrică prin măsuri legate de rețea, de piață și prin măsuri de rezervă suplimentare. Într-un sistem de centrale electrice extrem de centralizat pe atunci, acest lucru însemna că, în cazul unor supraîncărcări iminente ale rețelei, centralele electrice mari individuale puteau fi instruite să își ajusteze alimentarea. Acest lucru a afectat în principal centralele convenționale din rețeaua de transport de 220 kV și 380 kV. Numărul de centrale afectate era gestionabil, canalele de comunicare erau scurte, iar efortul de coordonare era relativ scăzut. Sistemul funcționa într-un mediu în care câteva centrale electrice mari gestionau majoritatea generării de energie electrică, iar fluxurile de sarcină erau extrem de previzibile. Acest principiu de bază al controlului centralizat a constituit baza pe care au fost construite toate extinderile și reformele ulterioare.

Cum a schimbat extinderea energiilor regenerabile sistemul electric?

Odată cu extinderea energiilor regenerabile începând cu 2010, structura sistemului s-a schimbat fundamental. Zeci de mii de generatoare descentralizate au înlocuit treptat câteva centrale electrice centralizate. Pe termen mediu, aproximativ 90% din instalațiile de generare vor fi conectate la rețelele de distribuție, în timp ce centralele electrice mari vor continua să scadă în importanță. Această transformare a dus la noi rute de transport, în special de la nord la sud, deoarece o mare parte din energia eoliană este generată în nordul Germaniei, în timp ce principalele zone de consum se află în sud și vest. Capacitățile de transport au fost și, în multe cazuri, încă sunt insuficient dimensionate pentru a transporta toată energia electrică generată către centrele de consum. În același timp, pe lângă redispecerizarea tradițională, a continuat să existe managementul alimentării în baza Legii surselor de energie regenerabilă pentru centralele de energie regenerabilă. Această structură paralelă, în care centralele electrice convenționale erau reglementate prin redispecerizare, iar centralele de energie regenerabilă prin managementul alimentării, a dus la o complexitate sporită și la creșterea costurilor pentru măsurile de gestionare a congestiei. Centralele eoliene și solare generează energie în funcție de vreme și de ora din zi, ceea ce complică semnificativ predictibilitatea fluxurilor de sarcină și crește nevoia de măsuri de control.

Care era problema cu vechiul sistem de redispecerizare și gestionare a alimentării?

Vechiul sistem era caracterizat de o diviziune structurală care devenea din ce în ce mai ineficientă. Pe de o parte, exista redispecerizarea clasică conform Secțiunii 13 din Legea Germană privind Industria Energetică (EnWG), care se aplica exclusiv rețelei de transport și afecta centralele de generare convenționale cu o capacitate nominală instalată de peste 10 megawați. Operatorii sistemului de transport puteau reglementa aceste centrale pentru a evita congestia rețelei. Pe de altă parte, exista managementul alimentării cu energie electrică conform Legii privind sursele de energie regenerabilă (EEG) și Legii privind cogenerarea (KWKG), care abordau reglementarea separată a centralelor de energie regenerabilă și a centralelor de cogenerare pentru managementul congestiei rețelei. În cazul managementului alimentării cu energie electrică, instalațiile erau reduse pe baza valorilor reale, adică în situații acute. Lipsa unei planificări proactive, bazate pe prognoză. Restrângerea a avut loc ad-hoc, ceea ce a dus la costuri mai mari și la o utilizare ineficientă a resurselor disponibile. Costurile pentru managementul general al congestiei rețelei au crescut semnificativ între 2019 și 2023, de la 1,3 miliarde de euro la 3,2 miliarde de euro. În 2023, aproximativ 19 terawați-oră de energie electrică s-au pierdut din cauza blocajelor rețelei, ceea ce corespunde la aproximativ patru procente din producția totală de energie electrică a Germaniei. Parcurile eoliene offshore și onshore au fost afectate în mod special.

Ce s-a decis exact prin Legea privind accelerarea extinderii rețelei din 2019?

Răspunsul politic la problemele tot mai mari a venit în 2019, odată cu modificarea Legii privind accelerarea extinderii rețelei, care a intrat în vigoare la 17 mai 2019. Scopul a fost de a uni redispecerizarea și gestionarea alimentării într-un sistem integrat de gestionare a congestiei. Reglementările anterioare privind gestionarea alimentării, în temeiul Legii privind sursele de energie regenerabilă (EEG) și al Legii privind cogenerarea (KWKG), au fost abrogate și înlocuite de un regim unificat de redispecerizare, cunoscut sub numele de Redispatch 2.0, bazat pe secțiunile 13, 13a și 14 din Legea industriei energetice (EnWG). Acesta a avut scopul de a stabili un sistem uniform și preventiv de gestionare a congestiei pentru furnizarea de energie electrică în întreaga Germanie. Centralele de energie regenerabilă și cele de cogenerare (CHP) nu mai erau tratate separat, ci erau reglementate conform aceluiași cadru legal ca și centralele electrice convenționale. Termenul limită de implementare a fost stabilit pentru 1 octombrie 2021, obligațiile inițiale de transmitere a datelor începând încă din iulie 2021.

De când este în vigoare Redispatch 2.0 și ce este fundamental nou la el?

Începând cu 1 octombrie 2021, Redispatch 2.0 este obligatoriu pentru toți participanții la piață. Noul aspect nu a fost posibilitatea intervenției în sine, ci integrarea sa cuprinzătoare în sistem. Toate centralele controlabile cu o capacitate de 100 de kilowați sau mai mult, inclusiv centralele electrice convenționale, centralele de energie regenerabilă și instalațiile de stocare a energiei, au fost incluse de atunci în managementul congestiei. Aceasta este o diferență fundamentală față de vechiul sistem, în care doar centralele electrice convenționale mari, de peste 10 megawați, erau afectate direct de redispecerizare. În noul proces, operatorul de rețea determină starea rețelei pentru un orizont de planificare de aproximativ 36 de ore în avans și o optimizează după cum este necesar. Acest lucru necesită previziuni de sarcină și de alimentare. Dacă se identifică o congestie, operatorul de rețea trebuie să o rezolve folosind măsuri eficiente din punct de vedere al costurilor. O altă inovație cheie este că aceste măsuri trebuie să fie echilibrate atât din punct de vedere energetic, cât și din punct de vedere al consumului de energie, asigurându-se că operatorii de centrale nu suferă dezavantaje financiare ca urmare a intervențiilor de control. În plus, gestionarea nu mai este exclusiv responsabilitatea operatorilor de transport și sistem, ci și a tuturor operatorilor de distribuție, care au devenit astfel un pilon esențial al gestionării congestiei.

Cum funcționează în detaliu procesul Redispatch 2.0?

Procesul Redispatch 2.0 se bazează pe o abordare bazată pe planificare care diferă fundamental de abordarea reactivă anterioară. Operatorii de rețea creează previziuni de congestie pe baza unor date complete de la toți participanții la rețea, în special de la centralele electrice care alimentează rețeaua și de la principalii consumatori. Operatorii de centrale transmit fie date planificate, fie date prognozate, în funcție de modelul de echilibrare ales. În modelul de prognoză, informațiile privind ajustările legate de piață și indisponibilitatea trebuie furnizate operatorului de rețea, astfel încât acesta să poată crea previziuni de generare. În modelul cu valoare planificată, operatorul centralei este responsabil pentru transmiterea atât a datelor prognozate, cât și a celor planificate.

Pe baza acestor date și a informațiilor în timp real, operatorul de rețea poate identifica din timp potențialele blocaje ale rețelei și poate lua măsuri proactive și specifice. Programele alternative sunt calculate pentru supraîncărcări previzibile, iar abaterile de la programul pieței sunt echilibrate. Secțiunea 13a din Legea germană privind industria energetică (EnWG) reglementează echilibrarea și compensația financiară către operatorul centralei. Managerul grupului de echilibrare, în majoritatea cazurilor distribuitorul direct, primește compensație energetică de la operatorul de rețea pentru cantitatea lipsă din grupul său de echilibrare. În noul proces, cantitatea de energie introdusă și redusă pe sfert de oră este alocată unui grup de echilibrare. Acest sistem necesită o cooperare la nivel de industrie între operatorii de sisteme de transport, operatorii de sisteme de distribuție, operatorii de centrale, managerii grupului de echilibrare și așa-numiții manageri de implementare, cărora operatorii de centrale le pot delega o mare parte din responsabilitățile lor.

Care sunt costurile actuale ale gestionării congestiei rețelei și cum au evoluat acestea?

Costurile gestionării congestiei rețelei au fluctuat considerabil în ultimii ani. În 2022, costurile totale au atins un vârf de aproximativ 4,2 miliarde EUR, determinate de criza energetică și de prețurile extrem de ridicate la combustibili și prețurile angro. În 2023, costurile totale preliminare au scăzut la puțin sub 3,1 miliarde EUR, în ciuda unei creșteri a volumului măsurilor implementate la 34.297 gigawați-oră. Această scădere s-a datorat relaxării prețurilor la energie, deoarece prețurile angro la energia electrică au scăzut de la puțin peste 230 EUR la aproximativ 92 EUR pe megawatt-oră. Costurile preliminare de implementare pentru măsurile de redispecerizare utilizând centrale electrice convenționale s-au ridicat la aproximativ 1,8 miliarde EUR în 2023, în timp ce costurile reducerii producției de energie regenerabilă s-au triplat la aproximativ 600 de milioane EUR.

În 2024, volumul măsurilor a scăzut cu aproximativ 12%, la 30.304 gigawați-oră, iar costurile totale preliminare au scăzut în continuare la aproximativ 2,78 miliarde de euro. Cu toate acestea, al patrulea trimestru al anului 2024 a înregistrat o creștere îngrijorătoare: 10.424 gigawați-oră au trebuit să fie utilizați pentru stabilizarea rețelei, o creștere de 19% față de același trimestru al anului precedent. Decembrie 2024 a fost deosebit de remarcabilă, cu costuri de 370 de milioane de euro suportate numai în acea lună, un nou record de la criza energetică. Aproximativ 47% dintre centralele de energie regenerabilă restricționate au fost conectate la rețeaua de distribuție în 2024, cauza fiind rețeaua de transport în 74% din cazuri. În același timp, există o mutare tot mai mare a blocajelor către rețeaua de distribuție: ponderea acesteia în volumele de redispecerizare a crescut de la 20% în 2023 la 26% în 2024. Aceste costuri sunt transferate asupra prețurilor energiei electrice prin intermediul taxelor de rețea și, prin urmare, afectează toți consumatorii.

De ce este Redispatch 2.0 deosebit de relevant pentru sistemele de stocare a bateriilor la scară largă?

Un sistem de stocare a energiei prin baterii la scară largă, cu o capacitate de mulți megawați, este capabil din punct de vedere tehnic să transfere cantități semnificative de energie în timp. Cu toate acestea, alimentarea sa efectivă depinde de arhitectura rețelei. Este capabil de redispecerizare, necesită prognoză și este integrat în managementul congestiei. Capacitatea singură nu garantează alimentarea: acolo unde este necesară stabilitatea sistemului, marketingul trebuie să treacă pe plan secund. Mai ales în cazul unei capacități instalate mari, integrarea în planificarea rețelei, modelele de prognoză și managementul congestiei este crucială. Bateriile mari pot atenua blocajele prin încărcarea sau descărcarea selectivă. Punctul critic, însă, este că ele însele pot deveni parte a scenariului blocajului dacă mai multe sisteme încearcă să alimenteze simultan cu energie.

Piața sistemelor de stocare a energiei în baterii la scară largă din Germania este în creștere rapidă. Capacitatea instalată a atins peste 2 gigawați de putere nominală până în 2025, iar numai în 2025 se aștepta ca 1,46 gigawați de capacitate nouă să intre în funcțiune. Până în 2027 se preconizează o creștere de șapte ori a capacității față de 2024, iar diverse previziuni prevăd că capacitatea totală ar putea ajunge la 15 gigawați până în 2030. Cererile operatorilor de rețea pentru conexiuni de stocare a energiei în baterii depășesc acum capacitățile existente de aproape o sută de ori. Cu astfel de rate de creștere, problema integrării acestor sisteme în gestionarea congestiei devine din ce în ce mai urgentă.

Expertiza noastră în dezvoltarea afacerilor, vânzări și marketing, atât în ​​UE, cât și în Germania - Imagine: Xpert.Digital

Domenii de interes industrial: B2B, digitalizare (de la IA la XR), inginerie mecanică, logistică, energii regenerabile și industrie

Mai multe informații aici:

• Centru de afaceri de experți

Un centru tematic care oferă perspective și expertiză:

• Platformă de cunoștințe care acoperă economiile globale și regionale, inovația și tendințele specifice industriei
• O colecție de analize, perspective și informații generale din principalele noastre domenii de interes
• Un loc pentru expertiză și informații despre evoluțiile actuale din afaceri și tehnologie
• Un hub pentru companiile care caută informații despre piețe, digitalizare și inovații industriale

Bateriile mari sunt, în general, bune sau rele pentru rețeaua electrică?

Această întrebare nu poate primi un răspuns general, deoarece depinde de locație, modul de funcționare și situația specifică a rețelei. Un studiu realizat de Neon Neue Energieökonomik, comandat de dezvoltatorul de stocare Eco Stor, a examinat performanța a două baterii mari din Schleswig-Holstein și Bavaria pentru fiecare sfert de oră din an. Rezultatele arată că operatorii de rețea economisesc costuri de redispecerizare de 3 până la 6 euro pe an pentru fiecare kilowatt de capacitate a bateriei. Prin urmare, bateriile mari nu ar trebui considerate în niciun caz o povară inerentă pentru rețea, chiar dacă acest lucru este uneori sugerat în dezbaterea privind politica energetică.

Totuși, această decongestionare a rețelei se produce în prezent pur și simplu întâmplător, deoarece Germania are o singură zonă de preț a energiei electrice și, prin urmare, nu are prețuri regionale. Bateriile funcționează conform semnalului uniform de preț de pe piețele de energie angro și de echilibrare. Blocajele rețelei sunt invizibile pentru acestea. Analizele detaliate arată că o baterie mare decongestionează și încarcă rețeaua cu o frecvență aproximativ egală, fiecare în aproximativ 20% din sferturile de oră. În restul de 60% din timp, fie bateria este inactivă, fie rețeaua nu este congestionată. Fraunhofer ISE subliniază, de asemenea, că sistemele mari de stocare a bateriilor, care funcționează în principal conform mecanismelor pieței, pot amplifica vârfurile locale de putere printr-un comportament nefavorabil de încărcare și descărcare, exacerbând astfel sarcinile transformatoarelor și ale liniilor.

Ce înseamnă funcționarea prietenoasă cu rețeaua pentru sistemele mari de stocare în baterii?

Funcționarea bazată pe susținerea rețelei se referă la utilizarea țintită a unui sistem de stocare pentru a stabiliza rețeaua, a preveni blocajele sau a compensa fluctuațiile de tensiune. Aceasta diferă de funcționarea pur bazată pe susținerea pieței, unde energia electrică este achiziționată în principal la prețuri mici și vândută la prețuri mai mari - un caz clasic de arbitraj al prețurilor. Un sistem de stocare în baterii la scară largă este considerat a fi bazat pe susținerea rețelei dacă amplasarea sa în rețea și modul său de funcționare reduc sarcina rețelei, ceea ce poate duce, de exemplu, la o reducere a necesității de extindere a rețelei.

În practică, ambele abordări pot fi combinate: un sistem de stocare poate participa economic la piață, deservind în același timp rețeaua electrică. Studiile arată că sistemele de stocare care susțin rețeaua absorb selectiv energia electrică atunci când este iminentă o alimentare cu energie electrică mare și o reintroduc ulterior. Acest lucru reduce nevoia de intervenții și crește securitatea aprovizionării. Pentru ca sistemele de stocare în baterii să susțină rețeaua, acestea ar trebui instalate oriunde rețeaua este supusă unei solicitări deosebite. Controlul inteligent este, de asemenea, crucial, deoarece asigură că sistemul de stocare reacționează la momentul potrivit și furnizează energie eficient. Cu cât un sistem de stocare este proiectat mai mare și mai flexibil, de exemplu, cu un timp minim de descărcare de patru ore, cu atât este mai mare contribuția sa la decongestionarea rețelei.

De ce nu există în prezent stimulente eficiente pentru un comportament prietenos cu rețeaua din partea bateriilor mari?

Problema constă în structura pieței de energie electrică din Germania. Germania are în prezent o zonă unică de preț al energiei electrice, cu prețuri uniforme pentru ziua următoare. Aceasta înseamnă că prețul energiei electrice la bursă este același peste tot în Germania, indiferent dacă există probleme de congestie a rețelei într-o anumită regiune. Sistemele de stocare a energiei în baterii și toți ceilalți participanți la piață se bazează pe acest semnal uniform de preț pe piețele de energie angro și de echilibrare. Congestia rețelei este pur și simplu invizibilă pentru ei, deoarece nu există un semnal de preț care să reflecte blocajele regionale.

În acest sistem, nu există niciun stimulent financiar pentru a acționa într-un mod prietenos cu rețeaua. O instalație de stocare din Schleswig-Holstein care se încarcă în timpul vânturilor puternice o face nu pentru că există un blocaj în rețea, ci pentru că prețul la nivel național al energiei electrice este în prezent scăzut. Faptul că acest comportament este în același timp prietenos cu rețeaua este o pură coincidență. Studiul realizat de Neon New Energy Economics a examinat trei abordări de reglementare pentru a consolida comportamentul prietenos cu rețeaua. Un semnal dinamic de preț pentru redispecerizare, care reflectă situația rețelei la fiecare 15 minute, a avut cele mai bune rezultate. Un astfel de semnal de preț creează atât cea mai mare valoare adăugată pentru rețea, cât și cea mai mică pierdere de valoare de piață.

Ce rol joacă discuția despre zonele de preț al energiei electrice pentru stocarea în baterii mari și redispecerizare?

Dezbaterea privind divizarea zonei de preț a energiei electrice din Germania a căpătat un avânt considerabil în ultimii ani și este direct legată de problemele legate de redispecerizare și stocarea în baterii la scară largă. Ca parte a revizuirii zonei de licitare, Comisia Europeană a solicitat o revizuire a zonelor de licitare europene, propunând o divizare a Germaniei în două până la patru zone. Un studiu realizat de Agora Energiewende și Fraunhofer IEE concluzionează că un sistem de stabilire a prețurilor locale ar putea reduce semnificativ costurile de redispecerizare și ar putea consolida securitatea aprovizionării. Încă din 2023, semnalele de preț locale ar fi putut reduce costurile energiei electrice pentru întreprinderi și gospodării cu o medie de peste 6 EUR pe megawatt-oră la nivel național.

Un scurt raport realizat de Neon Neue Energieökonomik, comandat de furnizorul de energie Enercity, estimează că chiriile rezultate din blocajele energetice în Germania sunt de aproximativ 2 miliarde de euro pe an, dacă rețeaua electrică ar fi împărțită în patru până la cinci zone de preț. Cu toate acestea, un studiu realizat de Universitatea Tehnică din München arată că diferențele de preț dintre câteva zone mari de preț ale energiei electrice sunt mici și duc doar la economii minore la costurile de redispecerizare. În schimb, stabilirea prețurilor nodale specifice fiecărui nod duce la o reducere semnificativă a costurilor de redispecerizare și a costurilor generale. Semnalele regionale de preț ar fi de o importanță enormă pentru sistemele de stocare a energiei electrice la scară largă, deoarece ar crea, pentru prima dată, un stimulent economic pentru un comportament prietenos cu rețeaua. Cu toate acestea, noul guvern german a convenit în acordul său de coaliție să mențină zona unificată de preț a energiei electrice pentru moment.

Cum sunt compensați financiar operatorii centralelor în timpul unei operațiuni de redispecerizare?

Dacă operatorul de rețea ajustează producția, articolul 13a din Legea germană privind industria energetică (EnWG) reglementează echilibrarea și compensația financiară către operatorul centralei. Managerul grupului de echilibrare al punctului de alimentare sau de prelevare afectat are o pretenție împotriva operatorului de sistem de transport care a emis cererea de ajustare a producției pentru compensarea echilibrării pentru măsura respectivă. În plus, ajustarea producției de putere activă sau reactivă trebuie compensată financiar în mod adecvat. Compensația financiară adecvată include cheltuielile necesare pentru ajustările efective ale producției, consumul proporțional cu valoarea centralei și pierderile de venituri dovedite.

În iunie 2024, Agenția Federală pentru Rețele a emis o hotărâre privind stabilirea compensației financiare adecvate pentru măsurile de redispecerizare în temeiul articolului 13a, alineatul 2. Principiul de bază este că operatorul unei centrale electrice regenerabile sau convenționale nu ar trebui să sufere dezavantaje economice ca urmare a intervențiilor de control. Aceștia se află în aceeași situație ca și cum intervenția nu ar fi avut loc. De exemplu, dacă un parc eolian din nord este oprit din cauza supraîncărcării liniei de transport către sud, operatorul trebuie totuși să fie despăgubit. În același timp, o altă centrală electrică din sud trebuie să producă mai multă energie electrică pentru a satisface cererea, ceea ce implică și costuri.

Ce rol joacă operatorii rețelelor de distribuție în procesul Redispatch 2.0?

Până la 30 septembrie 2021, redispecerizarea era responsabilitatea exclusivă a celor patru operatori de sisteme de transport din Germania. Odată cu Redispatch 2.0, acest lucru s-a schimbat fundamental. Operatorii sistemelor de distribuție au devenit un pilon cheie al gestionării congestiei în rețeaua electrică germană. Aceștia trebuie să identifice proactiv blocajele din rețea și apoi să determine, să coordoneze și să implementeze măsuri adecvate, asigurând în același timp securitatea rețelei și a alimentării. Acest lucru le impune să își modeleze rețelele în funcție de sarcinile preconizate și de stările prognozate ale rețelei. Pentru a elimina blocajele, operatorii sistemelor de distribuție trebuie să includă toate centralele de energie regenerabilă, centralele de cogenerare (CHP) și instalațiile de stocare cu o capacitate de 100 de kilowați sau mai mult.

Aceasta reprezintă o extindere semnificativă a responsabilităților lor existente și necesită noi roluri și procese pe piață pentru a răspunde potențialelor blocaje în timp real și pe baza previziunilor. Blocajele tot mai mari din rețeaua de distribuție subliniază importanța acestei dezvoltări. Ponderea rețelei de distribuție în volumele de redispecerizare pentru centralele de energie regenerabilă a crescut de la 20% în 2023 la 26% în 2024, o tendință care este probabil să continue odată cu extinderea în continuare a generării descentralizate.

Cum pot contribui exact sistemele de stocare a bateriilor la scară largă la reducerea congestiei rețelei?

Sistemele de stocare în baterii pot interveni precis atunci când apar blocaje în rețea. Atunci când se generează prea multă energie electrică, acestea absorb energie și o eliberează ulterior, când cererea crește. Sistemele de stocare la scară largă reacționează în milisecunde, ceea ce le face ideale pentru compensarea fiabilă a fluctuațiilor de tensiune, a instabilităților de frecvență sau a vârfurilor de sarcină locale. Acestea oferă energie de echilibrare și pot preveni întreruperile de curent. Fiecare măsură de redispecerizare evitată economisește costuri și previne risipa energiei electrice din surse regenerabile.

Într-un scenariu practic, un sistem de stocare a energiei în baterii la scară largă din nordul Germaniei poate fi încărcat selectiv în timpul vânturilor puternice, atenuând astfel vârful de alimentare care altfel ar duce la supraîncărcare a rețelei. Fraunhofer ISE analizează dacă sistemele de stocare a energiei în baterii la scară largă pot fi operate într-un mod care să susțină rețeaua pentru locații specifice, examinând seriile temporale de generare și încărcare de la substația relevantă, modelând fluxurile de putere rezultate și simulând strategii de operare care să susțină rețeaua. În plus, analiza examinează dacă măsuri de redispecerizare au fost implementate în trecut la locația specifică. Acest lucru prezintă, de asemenea, noi oportunități pentru municipalități, operatori de rețea și dezvoltatori de proiecte, deoarece sistemele de stocare a energiei în baterii creează valoare adăugată locală, reduc solicitarea rețelei și consolidează securitatea locală a aprovizionării.

De ce pot deveni sistemele mari de stocare în baterii o problemă pentru stabilitatea rețelei?

Sistemul electric s-a transformat dintr-un sistem centralizat de control al centralelor electrice într-o coordonare bazată pe date a resurselor descentralizate. În acest nou sistem, nu contează doar puterea de producție, ci și integrarea în arhitectura sistemului. Un sistem de stocare a energiei electrice la scară largă, cu o capacitate enormă, poate deveni problematic dacă funcționează exclusiv pe baza semnalelor pieței, fără a lua în considerare situația rețelei locale. Dacă mai multe sisteme de stocare dintr-o regiune doresc să introducă energie electrică în rețea simultan, deoarece prețurile la electricitate sunt în prezent ridicate, acest lucru poate cauza sau exacerba chiar blocajele care trebuie evitate.

Sistemele de stocare în baterii la scară largă, operate în principal conform mecanismelor pieței, pot amplifica vârfurile locale de putere prin modele nefavorabile de încărcare și descărcare, crescând astfel sarcina transformatoarelor și a liniilor de transmisie. Numărul în creștere rapidă a sistemelor de stocare în baterii la scară largă poate exacerba această problemă. Având în vedere că cererile de conectare la rețea depășesc acum 200 de gigawați, este clar că coordonarea acestor sisteme reprezintă una dintre provocările cheie ale anilor următori. Punctul crucial este că simpla capacitate nu garantează alimentarea cu energie electrică. Acolo unde stabilitatea sistemului este esențială, marketingul trebuie să treacă pe plan secund. Un sistem de stocare care dorește să genereze venituri pe piață trebuie să accepte că opțiunile sale de alimentare cu energie electrică sunt limitate de limitele fizice ale rețelei și de deciziile operatorilor de rețea.

Cum arată viitorul gestionării blocajelor și ce înseamnă Redispatch 3.0?

În timp ce Redispatch 2.0 integrează în principal instalațiile de generare în gestionarea congestiei, o dezvoltare ulterioară către Redispatch 3.0 își propune să integreze și mai îndeaproape instalațiile de stocare, electrolizoarele și sarcinile controlabile. Scopul este o coordonare și mai fină a generării și consumului prin intermediul platformelor digitale și al datelor în timp real. Discuția privind zonele de preț al energiei electrice și semnalele de preț locale va juca un rol crucial în acest sens. Dacă se pot crea cu succes stimulente de reglementare pentru un comportament prietenos cu rețeaua, sistemele de stocare a bateriilor la scară largă ar putea juca un rol semnificativ mai mare în evitarea congestiei decât o fac în prezent. Studiul realizat de Neon New Energy Economics concluzionează că un semnal dinamic de preț al redispecerizării ar crea cea mai mare valoare adăugată pentru rețea, minimizând în același timp pierderile de valoare de piață.

Progresele tehnologice susțin această tendință: Costul bateriilor litiu-ion a scăzut cu aproximativ 84% în ultimii zece ani, iar tendința este spre sisteme mai mari, cu durate de stocare mai lungi. În timp ce proiectul mediu de baterii în 2022 era încă un sistem de o oră, acum domină sistemele de două ore, iar sistemele de patru și șase ore sunt, de asemenea, utilizate din ce în ce mai mult. Până în 2030, capacitatea de stocare a sistemelor de stocare a bateriilor la scară largă din Germania ar putea crește la 57 de gigawați-oră, cu o putere totală de 15 gigawați. Pe termen lung, până în 2050, este chiar posibilă o capacitate de 60 de gigawați, sau 271 de gigawați-oră. Cu aceste capacități, stocarea bateriilor la scară largă ar putea deveni un instrument cheie pentru gestionarea congestiei, cu condiția ca cadrul de reglementare să creeze stimulentele potrivite.

Ce înseamnă toate acestea pentru tranziția energetică în ansamblu?

Sistemul energetic german trece printr-o transformare fundamentală. Tranziția energetică a transformat sistemul anterior controlat centralizat într-o rețea extrem de complexă de producători descentralizați, necesitând noi mecanisme de coordonare. Redispatch 2.0 este o componentă cheie a acestei noi coordonări, integrând toate părțile interesate relevante într-un sistem unificat de gestionare a congestiei. Sistemele de stocare a bateriilor la scară largă fac parte din soluție și o sursă potențială de noi provocări. Acestea pot atenua congestia, pot furniza energie de echilibrare, pot integra energii regenerabile și pot reduce necesitatea extinderii rețelei. În același timp, acestea necesită o integrare atentă în arhitectura sistemului pentru a evita să devină ele însele factori de congestie.

Pârghiile cheie pentru viitor rezidă în dezvoltarea în continuare a designului pieței energiei electrice, în direcția semnalelor de preț care dezvăluie blocajele rețelei, în extinderea accelerată a rețelei, în digitalizarea controlului rețelei și în cadre de reglementare care recompensează comportamentul prietenos cu rețeaua. Sistemul energetic al viitorului nu va mai fi controlat de câteva centrale electrice mari, ci de coordonarea bazată pe date a sute de mii de resurse descentralizate, de la turbine eoliene și panouri solare la stocarea bateriilor, electrolizoare și sarcini controlabile. Redispatch 2.0 a pus bazele acestei coordonări. Anii următori vor arăta dacă cadrele de reglementare pot ține pasul cu dinamica schimbărilor tehnologice.

☑️ Limba noastră de afaceri este engleza sau germana

☑️ NOU: Corespondență în limba ta maternă!

Konrad Wolfenstein

Eu și echipa mea suntem bucuroși să vă fim la dispoziție în calitate de consilier personal.

Mă puteți contacta completând formularul de contact de aici sau pur și simplu sunându-mă la +49 89 89 674 804 ( München) . Adresa mea de e-mail este: [email protected]

Aștept cu nerăbdare proiectul nostru comun.

☑️ Suport pentru IMM-uri în strategie, consultanță, planificare și implementare

☑️ Crearea sau realinierea strategiei digitale și a digitalizării

☑️ Extinderea și optimizarea proceselor de vânzări internaționale

☑️ Platforme de tranzacționare B2B globale și digitale

☑️ Dezvoltare Afaceri Pioneer / Marketing / PR / Târguri Comerciale