Редиспечирање 2.0 и складиштење батерија великих размера: Проклетство или Segen за електроенергетску мрежу? Амбивалентна улога џиновских система за складиштење батерија

Редиспечирање 2.0 објашњено једноставним речима: Шта оператери постројења и инвеститори у складишта треба да знају

Немачка електроенергетска мрежа суочава се са историјским тестом оптерећења: Док ветротурбине на северу раде пуним капацитетом, често недостају далеководи за транспорт енергије до индустријских центара на југу. Да би спречили колапс снабдевања, оператери мреже интервенишу у производњи готово нон-стоп – процес познат као редиспечеринг, који потрошаче кошта милијарде годишње.

Међутим, енергетска транзиција је фундаментално променила овај систем. Тамо где је раније неколико великих електрана било централно регулисано, данас десетине хиљада децентрализованих постројења, соларних паркова и све више високоперформансних система за складиштење енергије великих размера морају бити координисане. Од увођења Redispatch 2.0 у октобру 2021. године, оператери дистрибутивних мрежа и мањи оператери постројења су такође обавезни да обезбеде физичку стабилност мреже.

Улога процвата великих система за складиштење батерија је посебно занимљива: они се виде као светионик наде за енергетску транзицију, али – ако се користе неправилно – заправо могу погоршати локална уска грла. Проблем често није у самој технологији, већ у недостатку регионалних ценовних сигнала. Следећи водич са питањима и одговорима детаљно испитује како функционише модерно управљање загушењима, зашто трошкови експлодирају, какву улогу у томе игра складиштење батерија и зашто је дискусија о зонама цена електричне енергије кључна за будућу безбедност нашег снабдевања енергијом.

Шта се подразумева под редиспечерским распоређивањем и зашто је овај термин толико важан за немачку електроенергетску мрежу?

Редиспечирање се односи на интервенције у производњи електрана како би се заштитили далеководи од преоптерећења. Ако у одређеној тачки мреже прети уско грло, електране на ближој страни уског грла добијају инструкције да смање своју испоруку, док електране на супротној страни уског грла морају повећати своју испоруку. Ово ствара ток оптерећења који се супротставља уском грлу. Термин се често користи у дебатама о енергетској политици, али се ретко објашњава у пуном обиму. Па ипак, он је кључан за разумевање модерних мрежа, јер описује механизам којим оператери мреже обезбеђују физичку стабилност електроенергетске мреже у реалном времену. Без редиспечерирања, уска грла мреже довела би до неконтролисаних преоптерећења, што би у најгорем случају могло изазвати каскадне прекиде. Принцип је у почетку једноставан: Ако се у мрежу у једној тачки унесе превише електричне енергије, производња тамо мора се смањити и компензовати у другој тачки. Међутим, практична примена овог принципа се знатно променила током година, посебно због масовног ширења обновљивих извора енергије и повезане децентрализације производње електричне енергије.

Који су правни основи редиспечерије и где леже њени историјски корени?

Корени редиспечерског управљања сежу до немачког Закона о енергетској индустрији (EnWG) из 2005. године. Члан 13 EnWG-а, који је ступио на снагу 13. јула 2005. године, обавезује оператере преносних система да обезбеде безбедност система. Конкретно, наводи се да су оператери преносних система овлашћени и обавезни да елиминишу претње или поремећаје у систему снабдевања електричном енергијом путем мера везаних за мрежу, тржиште и додатних резервних мера. У тадашњем високо централизованом систему електрана, то је значило да у случају предстојећих преоптерећења мреже, појединачним великим електранама може бити наложено да прилагоде своје снабдевање. Ово је првенствено утицало на конвенционалне електране у преносној мрежи од 220 kV и 380 kV. Број погођених електрана био је управљив, комуникациони канали су били кратки, а напори за координацију релативно мали. Систем је функционисао у окружењу у којем је неколико великих електрана обрађивало већину производње електричне енергије, а токови оптерећења су били веома предвидљиви. Овај основни принцип централизоване контроле чинио је основу на којој су изграђена сва каснија проширења и реформе.

Како је ширење обновљивих извора енергије променило електроенергетски систем?

Са ширењем обновљивих извора енергије од 2010. године па надаље, структура система се фундаментално променила. Десетине хиљада децентрализованих генератора постепено су замениле неколико централизованих електрана. На средњи рок, око 90 процената производних постројења биће повезано на дистрибутивне мреже, док ће велике електране наставити да опадају на значају. Ова трансформација довела је до нових преносних рута, посебно од севера ка југу, будући да се велики део енергије ветра производи у северној Немачкој, док су главна подручја потрошње на југу и западу. Преносни капацитети су били, а у многим случајевима и даље јесу, недовољно димензионисани да транспортују сву произведену електричну енергију до центара потрошње. Истовремено, поред традиционалног редиспечерског управљања, управљање фид-ин-ом према Закону о обновљивим изворима енергије наставило је да постоји за електране на обновљиве изворе енергије. Ова паралелна структура, у којој су конвенционалне електране регулисане путем редиспечерског управљања, а електране на обновљиве изворе енергије путем управљања фид-ин-ом, довела је до све веће сложености и растућих трошкова мера управљања загушењима. Ветроелектране и соларне електране производе енергију у зависности од времена и доба дана, што значајно компликује предвидљивост токова оптерећења и повећава потребу за контролним мерама.

У чему је био проблем са старим системом редиспечерске дистрибуције и управљања фид-ин електричном енергијом?

Стари систем је карактерисала структурна подела која је постајала све неефикаснија. С једне стране, постојао је класични редиспечерски режим према члану 13. немачког Закона о енергетској индустрији (EnWG), који се примењивао искључиво на преносну мрежу и утицао је на конвенционалне производне електране са више од 10 мегавата инсталираног номиналног капацитета. Оператори преносног система могли су да регулишу ове електране како би избегли загушење мреже. С друге стране, постојало је управљање фид-ин електранама према Закону о обновљивим изворима енергије (EEG) и Закону о комбинованој производњи топлоте и електричне енергије (KWKG), који су се одвојено бавили регулацијом електрана на обновљиве изворе енергије и когенерационих електрана ради управљања загушењем мреже. Са управљањем фид-ин електранама, електране су ограничаване на основу стварних вредности, тј. у акутним ситуацијама. Недостајало је проактивно планирање засновано на прогнозама. Ограничавање се дешавало ад хок, што је довело до већих трошкова и неефикасног коришћења расположивих ресурса. Трошкови за укупно управљање загушењем мреже значајно су се повећали између 2019. и 2023. године, са 1,3 милијарде евра на 3,2 милијарде евра. У 2023. години, приближно 19 терават-сати електричне енергије је изгубљено због уских грла у мрежи, што одговара око четири процента укупне производње електричне енергије у Немачкој. Посебно су погођене приобалне и копнене ветроелектране.

Шта је тачно одлучено Законом о убрзању ширења мреже из 2019. године?

Политички одговор на растуће проблеме уследио је 2019. године изменама Закона о убрзању ширења мреже, који је ступио на снагу 17. маја 2019. Циљ је био да се редиспечерска и фид-ин управа споје у интегрисани систем управљања загушењем. Претходни прописи о управљању фид-ин електричном енергијом према Закону о обновљивим изворима енергије (EEG) и Закону о когенерацији (KWKG) су укинути и замењени јединственим режимом редиспечерске електричне енергије, познатим као Редиспечерска електрична енергија 2.0, заснованим на члановима 13, 13а и 14 Закона о енергетској индустрији (EnWG). Ово је имало за циљ успостављање јединственог, превентивног система управљања загушењем за снабдевање електричном енергијом широм Немачке. Постројења за обновљиве изворе енергије и когенерацију (CHP) више нису третирана одвојено, већ су регулисана према истом правном оквиру као и конвенционалне електране. Рок за имплементацију је одређен за 1. октобар 2021. године, а почетне обавезе достављања података почињу већ од јула 2021. године.

Од када је на снази Redispatch 2.0 и шта је у основи ново у вези са њим?

Од 1. октобра 2021. године, Редиспечер 2.0 је обавезан за све учеснике на тржишту. Нови аспект није била сама могућност интервенције, већ његова свеобухватна системска интеграција. Сва постројења која се могу контролисати капацитета 100 киловата или више, укључујући конвенционалне електране, постројења за обновљиве изворе енергије и постројења за складиштење енергије, од тада су укључена у управљање загушењима. Ово је фундаментална разлика у односу на стари систем, где су само велике конвенционалне електране преко 10 мегавата биле директно погођене редиспечерским управљањем. У новом процесу, оператер мреже одређује стање мреже за хоризонт планирања од приближно 36 сати унапред и оптимизује га по потреби. Ово захтева прогнозе оптерећења и снабдевања. Ако се идентификује загушење, оператер мреже мора да га реши коришћењем исплативих мера. Још једна кључна иновација је да ове мере морају бити уравнотежене и у погледу енергије и потрошње енергије, осигуравајући да оператери постројења не трпе никакве финансијске недостатке као резултат контролних интервенција. Штавише, руковање више није искључиво одговорност оператера преносног система, већ и свих оператера дистрибутивних система, који су тако постали кључни стуб управљања загушењима.

Како детаљно функционише процес Redispatch 2.0?

Процес Редиспечирања 2.0 заснован је на приступу заснованом на планирању који се фундаментално разликује од претходног реактивног приступа. Оператори мреже креирају прогнозе загушења на основу свеобухватних података од свих учесника у мрежи, посебно од електрана које напајају мрежу и главних потрошача. Оператори постројења достављају или планиране или прогнозиране податке, у зависности од изабраног модела балансирања. У моделу прогнозе, информације о тржишним прилагођавањима и недоступности морају се доставити оператеру мреже како би оператер могао да креира прогнозе производње. У моделу планиране вредности, оператер постројења је одговоран за достављање и прогнозираних и планираних података.

На основу ових података и информација у реалном времену, оператер мреже може рано идентификовати потенцијална уска грла у мрежи и предузети циљане, проактивне мере. Алтернативни распореди се израчунавају за предвидљива преоптерећења, а одступања од тржишног распореда се уравнотежују. Члан 13а немачког Закона о енергетској индустрији (EnWG) регулише балансирање и финансијску надокнаду оператеру постројења. Менаџер балансирајуће групе, у већини случајева директни трговац, добија енергетску надокнаду од оператера мреже за недостајућу количину у својој балансирајућој групи. У новом процесу, количина енергије која се предаје и смањује по четврт сата додељује се балансирајућој групи. Овај систем захтева сарадњу у целој индустрији између оператера преносног система, оператера дистрибутивног система, оператера постројења, менаџера балансирајуће групе и такозваних менаџера распоређивања, којима оператери постројења могу делегирати велики део својих одговорности.

Који су тренутни трошкови управљања загушењем мреже и како су се развијали?

Трошкови управљања загушењем мреже знатно су варирали последњих година. У 2022. години, укупни трошкови су достигли врхунац од приближно 4,2 милијарде евра, што је узроковано енергетском кризом и изузетно високим ценама горива и велепродајним ценама. У 2023. години, прелиминарни укупни трошкови су пали на нешто мање од 3,1 милијарду евра, упркос повећању обима спроведених мера на 34.297 гигават-сати. Овај пад је последица смањења цена енергије, јер су велепродајне цене електричне енергије пале са нешто више од 230 евра на око 92 евра по мегават-сату. Прелиминарни трошкови примене мера редиспечерирања коришћењем конвенционалних електрана износили су приближно 1,8 милијарди евра у 2023. години, док су се трошкови смањења производње обновљиве енергије утростручили на око 600 милиона евра.

У 2024. години, обим мера је смањен за приближно 12 процената на 30.304 гигават-сата, а прелиминарни укупни трошкови су додатно пали на око 2,78 милијарди евра. Међутим, четврти квартал 2024. године показао је забрињавајуће повећање: 10.424 гигават-сата је морало бити искоришћено за стабилизацију мреже, што је повећање од 19 процената у поређењу са истим кварталом претходне године. Децембар 2024. је био посебно значајан, са трошковима од 370 милиона евра насталим само у том месецу, што је нови рекорд од енергетске кризе. Око 47 процената постројења за обновљиве изворе енергије којима је смањена производња било је повезано на дистрибутивну мрежу у 2024. години, а узрок је био у преносној мрежи у 74 процента случајева. Истовремено, долази до све већег померања уских грла ка дистрибутивној мрежи: њен удео у обиму редиспечерске дистрибуције порастао је са 20 процената у 2023. на 26 процената у 2024. години. Ови трошкови се преносе на цене електричне енергије путем мрежних накнада и тако утичу на све потрошаче.

Зашто је Redispatch 2.0 посебно релевантан за системе за складиштење батерија великих размера?

Систем за складиштење батерија великих размера, капацитета више мегавата, технички је способан да током времена преусмери значајне количине енергије. Међутим, његово стварно снабдевање зависи од архитектуре мреже. Способан је за редиспечеп, захтева прогнозирање и интегрисан је у управљање загушењем. Сам капацитет не гарантује снабдевање: тамо где је потребна стабилност система, маркетинг мора бити у другом плану. Посебно код великих инсталираних капацитета, интеграција у планирање мреже, моделе прогнозирања и управљање загушењем је кључна. Велике батерије могу ублажити уска грла селективним пуњењем или пражњењем. Међутим, критична тачка је да и оне саме могу постати део сценарија уског грла ако неколико система покуша истовремено да снабдева енергијом.

Тржиште великих система за складиштење батерија у Немачкој брзо расте. Инсталирани капацитет је достигао преко 2 гигавата номиналне снаге до 2025. године, а очекивало се да ће 1,46 гигавата нових капацитета бити пуштено у рад само 2025. године. Пројектовано је седмоструко повећање капацитета у односу на 2024. годину до 2027. године, а разне прогнозе предвиђају да би укупни капацитет могао достићи 15 гигавата до 2030. године. Захтеви оператера мреже за прикључке на батеријске системе за складиштење сада премашују постојеће капацитете скоро сто пута. Са таквим стопама раста, питање интеграције ових система у управљање загушењем постаје све хитније.

Наша стручност у развоју пословања, продаји и маркетингу из ЕУ и Немачке - Слика: Xpert.Digital

Фокус индустрије: B2B, дигитализација (од AI до XR), машинство, логистика, обновљиви извори енергије и индустрија

Више информација овде:

• Експертски пословни центар

Тематски центар који нуди увиде и стручност:

• Платформа знања која покрива глобалне и регионалне економије, иновације и трендове специфичне за индустрију
• Збирка анализа, увида и основних информација из наших кључних области фокуса
• Место за стручност и информације о актуелним дешавањима у пословању и технологији
• Чвориште за компаније које траже информације о тржиштима, дигитализацији и иновацијама у индустрији

Да ли су велике батерије генерално добре или лоше за електричну мрежу?

На ово питање се не може одговорити уопштено, јер зависи од локације, начина рада и специфичне ситуације у мрежи. Студија коју је спровела организација Neon Neue Energieökonomik, коју је наручио произвођач складиштења енергије Eco Stor, испитала је перформансе две велике батерије у Шлезвиг-Холштајну и Баварској за сваких четврт сата у години. Резултати показују да оператери мреже штеде трошкове редиспечера од 3 до 6 евра годишње за сваки киловат капацитета батерије. Велике батерије стога никако не треба сматрати инхерентно оптерећујућим за мрежу, чак и ако се то понекад сугерише у дебати о енергетској политици.

Међутим, ово растерећење мреже тренутно се дешава чисто случајно, јер Немачка има само једну зону цена електричне енергије и стога нема регионалне цене. Батерије раде у складу са јединственим ценовним сигналом на велепродајном и балансирајућем тржишту енергије. Уска грла у мрежи су им невидљива. Детаљна анализа показује да велика батерија растерећује и оптерећује мрежу са приближно једнаком учесталошћу, свака у око 20 процената четврт сата. У преосталих 60 процената времена, или је батерија у стању мировања или је мрежа без загушења. Фраунхоферов ИСЕ такође истиче да велики системи за складиштење батерија, који првенствено раде у складу са тржишним механизмима, могу појачати локалне врхове снаге кроз неповољно понашање пуњења и пражњења, чиме се погоршавају оптерећења трансформатора и водова.

Шта значи рад прилагођен мрежи за велике системе за складиштење енергије у батеријама?

Рад који подржава мрежу односи се на циљану употребу система за складиштење енергије за стабилизацију мреже, спречавање уских грла или компензацију флуктуација напона. Ово се разликује од рада који искључиво подржава тржиште, где се електрична енергија првенствено купује по ниским ценама, а продаје по вишим ценама – класичан случај ценовне арбитраже. Систем за складиштење енергије великих размера у батеријама сматра се оним који подржава мрежу ако његово постављање унутар мреже и његов начин рада смањују оптерећење мреже, што може, на пример, довести до смањења потребе за проширењем мреже.

У пракси, оба приступа се могу комбиновати: Систем за складиштење може економски учествовати на тржишту, а истовремено опслуживати мрежу. Студије показују да системи за складиштење који подржавају мрежу селективно апсорбују електричну енергију када је неизбежно високо снабдевање и враћају је касније. Ово смањује потребу за интервенцијама и повећава сигурност снабдевања. Да би системи за складиштење батерија подржавали мрежу, требало би да буду инсталирани где год је мрежа посебно оптерећена. Интелигентно управљање је такође кључно, јер осигурава да систем за складиштење реагује у правом тренутку и ефикасно обезбеђује енергију. Што је систем за складиштење већи и флексибилнији, на пример, са минималним временом пражњења од четири сата, то је већи његов допринос растерећењу мреже.

Зашто тренутно не постоје ефикасни подстицаји за понашање великих батерија које је пријатељско према мрежи?

Проблем лежи у дизајну немачког тржишта електричне енергије. Немачка тренутно има јединствену зону цена електричне енергије са јединственим ценама за дан унапред. То значи да је цена електричне енергије на берзи иста свуда у Немачкој, без обзира на то да ли постоје проблеми са загушењем мреже у одређеном региону. Системи за складиштење батерија и сви остали учесници на тржишту ослањају се на овај јединствени ценовни сигнал на велепродајним и балансирајућим тржиштима енергије. Загушење мреже им је једноставно невидљиво јер не постоји ценовни сигнал који одражава регионална уска грла.

У овом систему не постоји финансијски подстицај за деловање на начин који је погодан за мрежу. Складиште у Шлезвиг-Холштајну које се пуни током јаких ветрова то не чини зато што тамо постоји уско грло мреже, већ зато што је цена електричне енергије на националном нивоу тренутно ниска. Чињеница да је ово понашање истовремено погодно за мрежу је чиста случајност. Студија компаније Neon New Energy Economics испитала је три регулаторна приступа за јачање понашања погодног за мрежу. Динамички сигнал цена за редиспечерску дистрибуцију, који одражава стање у мрежи сваких 15 минута, показао је најбоље резултате. Такав сигнал цена ствара и највећу додату вредност за мрежу и најмањи губитак тржишне вредности.

Какву улогу игра дискусија о зонама цена електричне енергије за складиштење великих батерија и редиспечер?

Дебата око поделе немачке зоне цена електричне енергије добила је значајан замах последњих година и директно је повезана са питањима редиспечерске расподеле и складиштења енергије у великим батеријама. Као део свог прегледа зоне лицитирања, Европска комисија је позвала на преглед европских зона лицитирања, предлажући поделу Немачке на две до четири зоне. Студија коју су спровели Agora Energiewende и Fraunhofer IEE закључује да би систем локалног одређивања цена могао значајно смањити трошкове редиспечерске расподеле и ојачати сигурност снабдевања. Већ 2023. године, локални ценовни сигнали могли су смањити трошкове електричне енергије за предузећа и домаћинства у просеку за преко 6 евра по мегават-сату широм земље.

Кратак извештај организације Neon Neue Energieökonomik, који је наручио добављач енергије Enercity, процењује да резултирајуће ренте због уских грла у Немачкој износе око 2 милијарде евра годишње ако би електроенергетска мрежа била подељена на четири до пет ценовних зона. Међутим, студија Техничког универзитета у Минхену показује да су разлике у ценама између неколико великих ценовних зона електричне енергије мале и да резултирају само мањим уштедама у трошковима редиспечера. Насупрот томе, одређивање цена по чворовима доводи до значајног смањења редиспечера и укупних трошкова. Регионални ценовни сигнали би били од огромног значаја за велике системе за складиштење батерија, јер би, по први пут, створили економски подстицај за понашање које је пријатељско према мрежи. Међутим, нова немачка влада се у свом коалиционом споразуму сложила да за сада задржи јединствену зону цена електричне енергије.

Како се оператери постројења финансијски надокнађују током операције поновне диспечерске доставе?

Ако оператер мреже прилагођава производњу, Члан 13а немачког Закона о енергетској индустрији (EnWG) регулише балансирање и финансијску надокнаду оператеру постројења. Менаџер балансне групе погођеног места укључења или испоруке има потраживање према оператеру преносног система који је издао захтев за прилагођавање производње за надокнаду балансирања за ту меру. Штавише, прилагођавање производње активне или реактивне снаге мора бити адекватно финансијски надокнађено. Адекватна финансијска надокнада укључује неопходне трошкове за стварна прилагођавања производње, сразмерну потрошњу вредности постројења и доказани изгубљени приход.

У јуну 2024. године, Федерална агенција за мреже издала је одлуку о одређивању одговарајуће финансијске надокнаде за мере редиспечерирања у складу са чланом 13а, ставом 2. Основни принцип је да оператер електране на обновљиве или конвенционалне изворе не би требало да трпи никакве економске штете као резултат контролних интервенција. Они су стављени у исти положај као да до интервенције није ни дошло. На пример, ако се ветроелектрана на северу искључи јер је далековод на југу преоптерећен, оператер и даље мора бити надокнађен. Истовремено, друга електрана на југу мора да производи више електричне енергије да би задовољила потражњу, што такође ствара трошкове.

Коју улогу играју оператери дистрибутивне мреже у процесу Редиспечеп 2.0?

До 30. септембра 2021. године, редиспечерска надлежност је била искључива одговорност четири оператера преносног система у Немачкој. Са Редиспечерском надоградњом 2.0, ово се фундаментално променило. Оператори дистрибутивног система постали су кључни стуб управљања загушењима у немачкој електроенергетској мрежи. Они морају проактивно идентификовати уска грла у мрежи, а затим одредити, координирати и спроводити одговарајуће мере, уз истовремено обезбеђивање сигурности мреже и снабдевања. То захтева од њих да моделирају своје мреже у односу на очекивана оптерећења и прогнозирана стања мреже. Да би се елиминисала уска грла, оператери дистрибутивног система морају укључити сва постројења за обновљиве изворе енергије, постројења за комбиновану производњу топлоте и електричне енергије (КОЕГ) и складишта капацитета 100 киловата или више.

Ово представља значајно проширење њихових постојећих одговорности и захтева нове тржишне улоге и процесе како би се реаговало на потенцијална уска грла у реалном времену и на основу прогноза. Растућа уска грла у дистрибутивној мрежи подвлаче важност овог развоја. Удео дистрибутивне мреже у обиму редиспечерске испоруке за постројења за обновљиве изворе енергије порастао је са 20 процената у 2023. на 26 процената у 2024. години, тренд који ће се вероватно наставити са даљим ширењем децентрализоване производње.

Како тачно системи за складиштење енергије великих размера могу допринети смањењу загушења мреже?

Системи за складиштење енергије у батеријама могу прецизно да интервенишу када дође до застоја у мрежи. Када се произведе превише електричне енергије, они апсорбују енергију и ослобађају је касније када се потражња повећа. Велики системи за складиштење енергије реагују у милисекундама, што их чини идеалним за поуздано компензовање флуктуација напона, нестабилности фреквенције или локалних врхова оптерећења. Они обезбеђују балансирање снаге и могу спречити нестанке струје. Свака избегнута мера редиспечерирања штеди трошкове и спречава да се електрична енергија из обновљивих извора расипа.

У практичном сценарију, велики систем за складиштење батерија у северној Немачкој може се селективно пунити током јаких ветрова, чиме се ублажава вршна вредност напајања која би иначе довела до преоптерећења мреже. Фраунхоферов ISE анализира да ли велики системи за складиштење батерија могу да раде на начин који подржава мрежу за одређене локације испитивањем временских серија производње и оптерећења из релевантне трафостанице, моделирањем резултујућих токова снаге и симулацијом оперативних стратегија које подржавају мрежу. Штавише, анализа испитује да ли су мере редиспечера спроведене на одређеној локацији у прошлости. Ово такође представља нове могућности за општине, оператере мреже и програмере пројеката, јер системи за складиштење батерија стварају локалну додату вредност, смањују оптерећење мреже и јачају локалну сигурност снабдевања.

Зашто велики системи за складиштење енергије у батеријама сами по себи могу постати проблем за стабилност мреже?

Електроенергетски систем се трансформисао из централизованог система управљања електранама у координацију децентрализованих ресурса вођену подацима. У овом новом систему, није битна само излазна снага, већ и интеграција у архитектуру система. Велики систем за складиштење батерија са огромним капацитетом може постати проблематичан ако ради искључиво на основу тржишних сигнала, без разматрања локалне ситуације у мрежи. Ако неколико система за складиштење у региону жели истовремено да испоручује енергију у мрежу, јер су цене електричне енергије тренутно високе, то може изазвати или погоршати управо она уска грла која би требало избећи.

Велики системи за складиштење батерија, који првенствено раде у складу са тржишним механизмима, могу појачати локалне вршне вредности снаге кроз неповољне обрасце пуњења и пражњења, чиме се повећава оптерећење трансформатора и далековода. Брзо растући број великих система за складиштење батерија потенцијално погоршава овај проблем. С обзиром на то да захтеви за прикључење на мрежу сада прелазе 200 гигавата, јасно је да координација ових система представља један од кључних изазова у наредним годинама. Кључна ствар је да сам капацитет не гарантује снабдевање електричном енергијом. Тамо где је стабилност система неопходна, маркетинг мора бити у другом плану. Систем складиштења који жели да генерише приход на тржишту мора прихватити да су његове опције снабдевања ограничене физичким границама мреже и одлукама оператера мреже.

Како изгледа будућност управљања уским грлима и шта значи Redispatch 3.0?

Док Редиспеч 2.0 првенствено интегрише производне објекте у управљање загушењима, даљи развој ка Редиспечу 3.0 има за циљ још ближу интеграцију постројења за складиштење, електролизера и контролисаних оптерећења. Циљ је још финија координација производње и потрошње путем дигиталних платформи и података у реалном времену. Дискусија о зонама цена електричне енергије и локалним ценовним сигналима играће кључну улогу у томе. Ако се успешно створе регулаторни подстицаји за понашање пријатељско према мрежи, системи за складиштење батерија великих размера могли би играти знатно већу улогу у избегавању загушења него што то чине данас. Студија компаније Neon New Energy Economics закључује да би динамички ценовни сигнал редиспеча створио највећу додату вредност за мрежу, а истовремено минимизирао губитке тржишне вредности.

Технолошки напредак подржава овај тренд: Цена литијум-јонских батерија пала је за приближно 84 процента у последњих десет година, а тренд је ка већим системима са дужим трајањем складиштења. Док је просечан пројекат батерија 2022. године још увек био систем од једног сата, сада доминирају двочасовни системи, а све више се користе и четворочасовни и шесточасовни системи. До 2030. године, капацитет складиштења великих система за складиштење батерија у Немачкој могао би се повећати на 57 гигават-сати са укупном снагом од 15 гигавата. Дугорочно гледано, до 2050. године, могућ је чак и капацитет од 60 гигавата, односно 271 гигават-сат. Са овим капацитетима, складиштење батерија великих размера могло би постати кључни инструмент за управљање загушењем, под условом да регулаторни оквир створи праве подстицаје.

Шта све ово значи за енергетску транзицију у целини?

Немачки електроенергетски систем пролази кроз фундаменталну трансформацију. Енергетска транзиција је трансформисала раније централно контролисан систем у веома сложену мрежу децентрализованих произвођача, што захтева нове механизме координације. Редиспечер 2.0 је кључна компонента ове нове координације, интегришући све релевантне заинтересоване стране у јединствени систем управљања загушењима. Велики системи за складиштење батерија су и део решења и потенцијални извор нових изазова. Они могу ублажити загушења, обезбедити балансирајућу снагу, интегрисати обновљиве изворе енергије и смањити потребу за проширењем мреже. Истовремено, захтевају пажљиву интеграцију у архитектуру система како би се избегло да сами постану покретачи загушења.

Кључне полуге за будућност леже у даљем развоју дизајна тржишта електричне енергије ка ценовним сигналима који откривају уска грла у мрежи, у убрзаном ширењу мреже, у дигитализацији управљања мрежом и у регулаторним оквирима који награђују понашање које је пријатељско према мрежи. Енергетски систем будућности више неће контролисати неколико великих електрана, већ координација стотина хиљада децентрализованих ресурса, заснована на подацима, од ветротурбина и соларних панела до складиштења батерија, електролизера и контролисаних оптерећења. Редиспеч 2.0 је поставио темеље за ову координацију. Наредне године ће показати да ли регулаторни оквири могу да прате динамику технолошких промена.

☑️ Наш пословни језик је енглески или немачки

☑️ НОВО: Преписка на вашем матерњем језику!

Konrad Wolfenstein

Ја и мој тим смо срећни што вам можемо бити на располагању као ваш лични саветник.

Можете ме контактирати попуњавањем контакт форме овде [email protected]:или ме једноставно позовите на +49 7348 4088 965. Моја имејл адреса је

Радујем се нашем заједничком пројекту.

☑️ Подршка малим и средњим предузећима у стратегији, консултацијама, планирању и имплементацији

☑️ Креирање или реорганизација дигиталне стратегије и дигитализације

☑️ Проширење и оптимизација међународних продајних процеса

☑️ Глобалне и дигиталне B2B платформе за трговање

☑️ Пионирски развој пословања / Маркетинг / Односи с јавношћу / Сајмови