Redispatch 2.0 och storskalig batterilagring: Förbannelse eller Segen för elnätet? Den ambivalenta rollen för gigantiska batterilagringssystem

Redispatch 2.0 förklaras enkelt: Vad anläggningsoperatörer och lagringsinvesterare behöver veta

Tysklands elnät står inför ett historiskt stresstest: Medan vindkraftverken i norr går med full kapacitet saknas det ofta överföringsledningar för att transportera energin till industricentrumen i söder. För att förhindra ett kollaps av försörjningen ingriper nätoperatörerna i produktionen nästan dygnet runt – en process som kallas omdirigering, vilket kostar konsumenterna miljarder årligen.

Energiomställningen har dock förändrat detta system i grunden. Där tidigare ett fåtal stora kraftverk stryptes centralt, måste idag tiotusentals decentraliserade anläggningar, solparker och i allt högre grad högpresterande storskaliga batterilagringssystem samordnas. Sedan införandet av Redispatch 2.0 i oktober 2021 har även distributionsnätsoperatörer och mindre kraftverksoperatörer varit skyldiga att säkerställa nätets fysiska stabilitet.

Rollen för de blomstrande storskaliga batterilagringssystemen är särskilt intressant: de ses som en hoppfull ledstjärna för energiomställningen, men – om de används felaktigt – kan de faktiskt förvärra lokala flaskhalsar. Problemet ligger ofta inte i själva tekniken, utan i bristen på regionala prissignaler. Följande frågestund undersöker i detalj hur modern hantering av överbelastning fungerar, varför kostnaderna exploderar, vilken roll batterilagring spelar i detta och varför diskussionen om elpriszoner är avgörande för vår framtida energiförsörjningssäkerhet.

Vad menas med omdirigering och varför är denna term så central i det tyska elnätet?

Omdirigering avser ingrepp i kraftverkens produktionskapacitet för att skydda överföringsledningar från överbelastning. Om en flaskhals hotar vid en viss punkt i nätet instrueras kraftverk på den närmaste sidan av flaskhalsen att minska sin inmatning, medan anläggningar på den bortre sidan av flaskhalsen måste öka sin inmatning. Detta skapar ett lastflöde som motverkar flaskhalsen. Termen används ofta i energipolitiska debatter, men förklaras sällan i sin fulla omfattning. Ändå är den central för att förstå moderna nät, eftersom den beskriver den mekanism genom vilken nätoperatörer säkerställer elnätets fysiska stabilitet i realtid. Utan omdirigering skulle flaskhalsar i nätet leda till okontrollerade överbelastningar, vilket i värsta fall kan orsaka kaskadavbrott. Principen är inledningsvis enkel: Om för mycket el matas in i nätet vid en punkt måste produktionen där minskas och kompenseras vid en annan punkt. Det praktiska genomförandet av denna princip har dock förändrats avsevärt under åren, särskilt på grund av den massiva utbyggnaden av förnybar energi och den därmed sammanhängande decentraliseringen av elproduktionen.

Vilka är de rättsliga grunderna för omdirigering och var ligger dess historiska rötter?

Rötterna till omdirigering går tillbaka till den tyska energiindustrilagen (EnWG) från 2005. Paragraf 13 i EnWG, som trädde i kraft den 13 juli 2005, ålägger överföringssystemoperatörer att säkerställa systemsäkerheten. Mer specifikt anges det att överföringssystemoperatörer är behöriga och skyldiga att eliminera hot eller störningar i elförsörjningssystemet genom nätrelaterade, marknadsrelaterade och ytterligare reservåtgärder. I det som då var ett mycket centraliserat kraftverkssystem innebar detta att enskilda stora kraftverk kunde instrueras att justera sin inmatning vid förestående överbelastning av nätet. Detta drabbade främst konventionella anläggningar i 220 kV- och 380 kV-överföringsnätet. Antalet berörda anläggningar var hanterbart, kommunikationskanalerna var korta och samordningsinsatsen var jämförelsevis låg. Systemet fungerade i en miljö där ett fåtal stora kraftverk hanterade majoriteten av elproduktionen och lastflödena var mycket förutsägbara. Denna grundläggande princip om centraliserad styrning låg till grund för alla efterföljande utbyggnader och reformer.

Hur har utbyggnaden av förnybar energi förändrat elsystemet?

Med utbyggnaden av förnybar energi från och med 2010 förändrades systemstrukturen fundamentalt. Tiotusentals decentraliserade generatorer ersatte gradvis ett fåtal centraliserade kraftverk. På medellång sikt kommer cirka 90 procent av produktionsanläggningarna att vara anslutna till distributionsnäten, medan stora kraftverk kommer att fortsätta att minska i betydelse. Denna omvandling ledde till nya överföringsvägar, särskilt från norr till söder, eftersom en stor andel av vindenergin genereras i norra Tyskland, medan de huvudsakliga förbrukningsområdena finns i söder och väster. Överföringskapaciteten var, och är i många fall fortfarande, otillräckligt dimensionerad för att transportera all producerad el till förbrukningscentralerna. Samtidigt, vid sidan av traditionell omdirigering, fortsatte inmatningshanteringen enligt lagen om förnybara energikällor att existera för förnybara energianläggningar. Denna parallella struktur, där konventionella kraftverk reglerades via omdirigering och förnybara energianläggningar via inmatningshantering, ledde till ökad komplexitet och stigande kostnader för åtgärder för hantering av överbelastning. Vind- och solkraftverk genererar energi beroende på väder och tid på dygnet, vilket avsevärt komplicerar förutsägbarheten av lastflöden och ökar behovet av kontrollåtgärder.

Vad var problemet med det gamla systemet för omdirigering och inmatningshantering?

Det gamla systemet kännetecknades av en strukturell uppdelning som blev alltmer ineffektiv. Å ena sidan fanns den klassiska omdirigeringen enligt paragraf 13 i den tyska energiindustrilagen (EnWG), som tillämpades exklusivt på överföringsnätet och påverkade konventionella kraftverk med mer än 10 megawatt installerad nominell kapacitet. Transmissionssystemoperatörerna kunde reglera dessa anläggningar för att undvika nätöverbelastning. Å andra sidan fanns inmatningshantering enligt lagen om förnybara energikällor (EEG) och kraftvärmelagen (KWKG), som behandlade regleringen av förnybara energianläggningar och kraftvärmeverk separat för hantering av nätöverbelastning. Med inmatningshantering begränsades anläggningar baserat på faktiska värden, dvs. i akuta situationer. Proaktiv, prognosbaserad planering saknades. Begränsningar skedde ad hoc, vilket ledde till högre kostnader och en ineffektiv användning av tillgängliga resurser. Kostnaderna för den övergripande hanteringen av nätöverbelastning ökade avsevärt mellan 2019 och 2023, från 1,3 miljarder euro till 3,2 miljarder euro. År 2023 förlorades cirka 19 terawattimmar el på grund av flaskhalsar i elnätet, vilket motsvarar cirka fyra procent av Tysklands totala elproduktion. Vindkraftparker till havs och på land drabbades särskilt hårt.

Vad exakt beslutades med lagen om accelererad elutbyggnad från 2019?

Det politiska svaret på de växande problemen kom 2019 med ändringen av lagen om accelererad elutbyggnad, som trädde i kraft den 17 maj 2019. Syftet var att slå samman omdirigering och inmatningshantering till ett integrerat system för hantering av elöverbelastning. De tidigare bestämmelserna om inmatningshantering enligt lagen om förnybara energikällor (EEG) och lagen om kraftvärme (KWKG) upphävdes och ersattes av en enhetlig omdirigering, känd som omdirigering 2.0, baserad på avsnitt 13, 13a och 14 i energiindustrilagen (EnWG). Detta var avsett att etablera ett enhetligt, förebyggande system för hantering av elöverbelastning för elförsörjning i hela Tyskland. Förnybara energi- och kraftvärmeanläggningar (CHP) behandlades inte längre separat utan reglerades enligt samma rättsliga ram som konventionella kraftverk. Implementeringsfristen sattes till den 1 oktober 2021, med initiala datainlämningsskyldigheter som började redan i juli 2021.

Sedan när har Redispatch 2.0 varit i kraft och vad är fundamentalt nytt med det?

Sedan den 1 oktober 2021 är Redispatch 2.0 obligatoriskt för alla marknadsaktörer. Det nya var inte själva möjligheten till ingripande, utan dess omfattande systemintegration. Alla kontrollerbara anläggningar med en kapacitet på 100 kilowatt eller mer, inklusive konventionella kraftverk, förnybara energianläggningar och energilagringsanläggningar, har sedan dess inkluderats i hanteringen av överbelastning. Detta är en grundläggande skillnad från det gamla systemet, där endast stora konventionella kraftverk över 10 megawatt påverkades direkt av omdirigering. I den nya processen fastställer nätoperatören nätets tillstånd för en planeringshorisont på cirka 36 timmar i förväg och optimerar den vid behov. Detta kräver belastnings- och inmatningsprognoser. Om överbelastning identifieras måste nätoperatören lösa den med hjälp av kostnadseffektiva åtgärder. En annan viktig innovation är att dessa åtgärder måste vara balanserade vad gäller både energi och energiförbrukning, vilket säkerställer att anläggningsoperatörerna inte drabbas av några ekonomiska nackdelar till följd av kontrollåtgärder. Dessutom är hanteringen inte längre enbart överföringssystemoperatörernas ansvar, utan även alla distributionssystemoperatörers, som därmed har blivit en viktig pelare i hanteringen av överbelastning.

Hur fungerar Redispatch 2.0-processen i detalj?

Redispatch 2.0-processen bygger på en planeringsbaserad metod som skiljer sig fundamentalt från den tidigare reaktiva metoden. Nätoperatörerna skapar överbelastningsprognoser baserade på omfattande data från alla nätdeltagare, särskilt från kraftverk som matar in elnätet och större konsumenter. Anläggningsoperatörerna lämnar in antingen planerade eller prognostiserade data, beroende på vald balanseringsmodell. I prognosmodellen måste information om marknadsrelaterade justeringar och otillgänglighet lämnas till nätoperatören så att operatören kan skapa produktionsprognoser. I den planerade värdemodellen ansvarar anläggningsoperatören för att lämna in både prognostiserade och planerade data.

Baserat på dessa data och realtidsinformation kan nätoperatören tidigt identifiera potentiella flaskhalsar i nätet och vidta riktade, proaktiva åtgärder. Alternativa scheman beräknas för förutsebara överbelastningar, och avvikelser från marknadsschemat balanseras. Paragraf 13a i den tyska energiindustrilagen (EnWG) reglerar balansering och ekonomisk ersättning till anläggningsoperatören. Balansgruppsansvarig, i de flesta fall direktmarknadsföraren, får energiersättning från nätoperatören för den saknade mängden energi i sin balansgrupp. I den nya processen allokeras den mängd energi som matas in och avbryts per kvart till en balansgrupp. Detta system kräver branschövergripande samarbete mellan överföringssystemoperatörer, distributionssystemoperatörer, anläggningsoperatörer, balansgruppsansvariga och så kallade driftsättningschefer, till vilka anläggningsoperatörer kan delegera en stor del av sitt ansvar.

Vilka är de nuvarande kostnaderna för hantering av överbelastning i nätet och hur har de utvecklats?

Kostnaderna för hantering av överbelastning i nätet har fluktuerat avsevärt de senaste åren. År 2022 nådde de totala kostnaderna en topp på cirka 4,2 miljarder euro, drivet av energikrisen och extremt höga bränsle- och grossistpriser. År 2023 sjönk de preliminära totala kostnaderna till strax under 3,1 miljarder euro, trots en ökning av volymen av genomförda åtgärder till 34 297 gigawattimmar. Denna minskning berodde på att energipriserna sjönk, då grossistpriserna på el sjönk från drygt 230 euro till cirka 92 euro per megawattimme. Preliminära driftsättningskostnader för omdirigeringsåtgärder med konventionella kraftverk uppgick till cirka 1,8 miljarder euro år 2023, medan kostnaderna för att minska produktionen av förnybar energi tredubblades till cirka 600 miljoner euro.

År 2024 minskade åtgärdsvolymen med cirka 12 procent till 30 304 gigawattimmar, och de preliminära totalkostnaderna sjönk ytterligare till cirka 2,78 miljarder euro. Fjärde kvartalet 2024 visade dock en oroande ökning: 10 424 gigawattimmar behövde användas för att stabilisera elnätet, en ökning med 19 procent jämfört med samma kvartal föregående år. December 2024 var särskilt anmärkningsvärd, med kostnader på 370 miljoner euro enbart under den månaden, ett nytt rekord sedan energikrisen. Omkring 47 procent av de nedlagda förnybara energianläggningarna var anslutna till distributionsnätet år 2024, med orsaken i överföringsnätet i 74 procent av fallen. Samtidigt sker en växande förskjutning av flaskhalsar mot distributionsnätet: dess andel av omdirigeringsvolymerna ökade från 20 procent år 2023 till 26 procent år 2024. Dessa kostnader förs vidare till elpriserna via nätavgifter och påverkar därmed alla konsumenter.

Varför är Redispatch 2.0 särskilt relevant för storskaliga batterilagringssystem?

Ett storskaligt batterilagringssystem med en kapacitet på många megawatt är tekniskt kapabelt att flytta betydande mängder energi över tid. Dess faktiska inmatning är dock beroende av nätarkitekturen. Det kan omdirigera, kräver prognoser och är integrerat i hanteringen av strömförbrukning. Enbart kapacitet garanterar inte inmatning: där systemstabilitet krävs måste marknadsföring komma i bakgrunden. Speciellt med stor installerad kapacitet är integration i nätplanering, prognosmodeller och hantering av strömförbrukning avgörande. Stora batterier kan minska flaskhalsar genom att selektivt ladda eller urladda. Den kritiska punkten är dock att de själva också kan bli en del av flaskhalsscenariot om flera system försöker mata in ström samtidigt.

Marknaden för storskaliga batterilagringssystem i Tyskland växer snabbt. Den installerade kapaciteten nådde över 2 gigawatt nominell effekt år 2025, och 1,46 gigawatt ny kapacitet förväntades tas i bruk enbart under 2025. En sjufaldig ökning av kapaciteten jämfört med 2024 förväntas år 2027, och olika prognoser förutspår att den totala kapaciteten kan nå 15 gigawatt år 2030. Nätoperatörernas förfrågningar om batterilagringsanslutningar överstiger nu befintlig kapacitet med nästan hundra gånger. Med sådana tillväxttakter blir frågan om att integrera dessa system i hanteringen av överbelastning alltmer brådskande.

Vår expertis inom EU och Tyskland inom affärsutveckling, försäljning och marknadsföring - Bild: Xpert.Digital

Branschfokusområden: B2B, digitalisering (från AI till XR), maskinteknik, logistik, förnybar energi och industri

Mer information här:

• Expertföretagsnav

Ett tematiskt nav som erbjuder insikter och expertis:

• Kunskapsplattform som täcker globala och regionala ekonomier, innovation och branschspecifika trender
• En samling analyser, insikter och bakgrundsinformation från våra viktigaste fokusområden
• En plats för expertis och information om aktuell utveckling inom näringsliv och teknologi
• En knutpunkt för företag som söker information om marknader, digitalisering och branschinnovationer

Är stora batterier generellt bra eller dåliga för elnätet?

Denna fråga kan inte besvaras generellt, eftersom den beror på plats, driftsätt och den specifika nätsituationen. En studie av Neon Neue Energieökonomik, beställd av lagringsutvecklaren Eco Stor, undersökte prestandan hos två stora batterier i Schleswig-Holstein och Bayern för varje kvart på året. Resultaten visar att nätoperatörerna sparar omdirigeringskostnader på 3 till 6 euro per år för varje kilowatt batterikapacitet. Stora batterier bör därför inte på något sätt betraktas som i sig betungande för nätet, även om detta ibland föreslås i den energipolitiska debatten.

Denna nätavlastning sker dock för närvarande av en ren slump, eftersom Tyskland bara har en elpriszon och därför inga regionala priser. Batterier fungerar enligt den enhetliga prissignalen på grossist- och balanseringsenergimarknaderna. Flaskhalsar i nätet är osynliga för dem. Detaljerad analys visar att ett stort batteri avlastar och belastar nätet med ungefär lika stor frekvens, vardera under cirka 20 procent av kvarttimmarna. Under de återstående 60 procenten av tiden är antingen batteriet inaktivt eller så är nätet fritt från överbelastning. Fraunhofer ISE påpekar också att stora batterilagringssystem, som huvudsakligen drivs enligt marknadsmekanismer, kan förstärka lokala effekttoppar genom ogynnsamma laddnings- och urladdningsbeteenden, vilket förvärrar transformator- och nätbelastningar.

Vad innebär nätvänlig drift för stora batterilagringssystem?

Nätstödjande drift avser riktad användning av ett lagringssystem för att stabilisera nätet, förhindra flaskhalsar eller kompensera för spänningsfluktuationer. Detta skiljer sig från rent marknadsstödjande drift, där el huvudsakligen köps till låga priser och säljs till högre priser – ett klassiskt fall av prisarbitrage. Ett storskaligt batterilagringssystem anses vara nätstödjande om dess placering i nätet och dess driftsätt minskar nätbelastningen, vilket till exempel kan leda till en minskning av behovet av nätutbyggnad.

I praktiken kan båda metoderna kombineras: Ett lagringssystem kan delta ekonomiskt på marknaden samtidigt som det betjänar elnätet. Studier visar att nätstödjande lagringssystem selektivt absorberar el när hög inmatning är nära förestående och matar tillbaka den senare. Detta minskar behovet av insatser och ökar leveranssäkerheten. För att batterilagringssystem ska vara nätstödjande bör de installeras där elnätet är under särskilt stor belastning. Intelligent styrning är också avgörande, eftersom den säkerställer att lagringssystemet reagerar i rätt ögonblick och tillhandahåller energi effektivt. Ju större och mer flexibelt ett lagringssystem är utformat, till exempel med en minsta urladdningstid på fyra timmar, desto större blir dess bidrag till nätavlastningen.

Varför finns det för närvarande inga effektiva incitament för nätvänligt beteende från stora batterier?

Problemet ligger i den tyska elmarknadens utformning. Tyskland har för närvarande en enda elpriszon med enhetliga dagen före-priser. Det innebär att elpriset på börsen är detsamma överallt i Tyskland, oavsett om det finns problem med nätöverbelastning i en viss region. Batterilagringssystem och alla andra marknadsaktörer är beroende av denna enhetliga prissignal på grossist- och balansmarknaderna för energi. Nätöverbelastning är helt enkelt osynlig för dem eftersom det inte finns någon prissignal som återspeglar regionala flaskhalsar.

I detta system finns det inget ekonomiskt incitament att agera nätvänligt. En lagringsanläggning i Schleswig-Holstein som laddar vid starka vindar gör det inte för att det finns en flaskhals i nätet där, utan för att det nationella elpriset för närvarande är lågt. Att detta beteende samtidigt är nätvänligt är en ren slump. Studien av Neon New Energy Economics undersökte tre regleringsmetoder för att stärka nätvänligt beteende. En dynamisk omdirigeringsprissignal, som återspeglar nätsituationen var 15:e minut, presterade bäst. En sådan prissignal skapar både det största mervärdet för nätet och den minsta förlusten av marknadsvärde.

Vilken roll spelar diskussionen om elpriszoner för stora batterilagringar och omdirigering?

Debatten kring uppdelningen av Tysklands elpriszon har fått avsevärd fart de senaste åren och är direkt kopplad till frågor om omdirigering och storskalig batterilagring. Som en del av sin granskning av elområdena har EU-kommissionen efterlyst en översyn av de europeiska elområdena och föreslagit en uppdelning av Tyskland i två till fyra zoner. En studie av Agora Energiewende och Fraunhofer IEE drar slutsatsen att ett system med lokal prissättning avsevärt skulle kunna minska omdirigeringskostnaderna och stärka leveranstryggheten. Redan 2023 skulle lokala prissignaler ha kunnat minska elkostnaderna för företag och hushåll med i genomsnitt över 6 euro per megawattimme nationellt.

En kort rapport från Neon Neue Energieökonomik, beställd av energileverantören Enercity, uppskattar de resulterande flaskhalshyrorna i Tyskland till cirka 2 miljarder euro per år om elnätet delades in i fyra till fem priszoner. En studie från Tekniska universitetet i München visar dock att prisskillnaderna mellan ett fåtal stora elpriszoner är små och endast resulterar i mindre besparingar i omdirigeringskostnader. Däremot leder nodspecifik nodprissättning till en betydande minskning av omdirigeringskostnaderna och de totala kostnaderna. Regionala prissignaler skulle vara av enorm betydelse för storskaliga batterilagringssystem, eftersom de för första gången skulle skapa ett ekonomiskt incitament för nätvänligt beteende. Den nya tyska regeringen har dock i sitt koalitionsavtal gått med på att bibehålla den enhetliga elpriszonen för tillfället.

Hur kompenseras anläggningsoperatörer ekonomiskt under en omdirigeringsoperation?

Om nätoperatören justerar produktionen reglerar paragraf 13a i den tyska energiindustrilagen (EnWG) balanseringen och den ekonomiska ersättningen till anläggningsoperatören. Balanseringsgruppsansvarig för den berörda inmatnings- eller uttagspunkten har ett krav mot den överföringssystemoperatör som utfärdat begäran om produktionsjustering på balanseringsersättning för åtgärden. Dessutom måste justeringen av aktiv eller reaktiv kraftproduktion kompenseras tillräckligt ekonomiskt. Tillräcklig ekonomisk ersättning inkluderar de nödvändiga kostnaderna för de faktiska produktionsjusteringarna, den proportionella förbrukningen av anläggningens värde och de bevisade förlorade intäkterna.

I juni 2024 utfärdade den federala nätverksmyndigheten (Federal Network Agency) ett beslut om att fastställa lämplig ekonomisk kompensation för omdirigeringsåtgärder enligt paragraf 13a, punkt 2. Den underliggande principen är att operatören av ett förnybart eller konventionellt kraftverk inte ska drabbas av några ekonomiska nackdelar till följd av kontrollåtgärder. De placeras i samma situation som om ingreppet inte hade ägt rum. Om till exempel en vindkraftspark i norr stängs av på grund av att överföringsledningen i söder är överbelastad, måste operatören fortfarande kompenseras. Samtidigt måste ett annat kraftverk i söder producera mer el för att möta efterfrågan, vilket också medför kostnader.

Vilken roll spelar distributionsnätsoperatörer i Redispatch 2.0-processen?

Fram till den 30 september 2021 var omdirigering ensamt ansvaret för de fyra överföringssystemoperatörerna i Tyskland. Med omdirigering 2.0 har detta fundamentalt förändrats. Distributionsnätoperatörerna har blivit en viktig pelare i hanteringen av överbelastning i det tyska elnätet. De måste proaktivt identifiera flaskhalsar i nätet och sedan fastställa, samordna och implementera lämpliga åtgärder samtidigt som de säkerställer nät- och leveranssäkerhet. Detta kräver att de modellerar sina nät med hänsyn till förväntade belastningar och prognostiserade nättillstånd. För att eliminera flaskhalsar måste distributionssystemoperatörerna inkludera alla förnybara energianläggningar, kraftvärmeanläggningar (CHP) och lagringsanläggningar med en kapacitet på 100 kilowatt eller mer.

Detta representerar en betydande utökning av deras befintliga ansvarsområden och kräver nya marknadsroller och processer för att reagera på potentiella flaskhalsar i realtid och baserat på prognoser. De ökande flaskhalsarna i distributionsnätet understryker vikten av denna utveckling. Distributionsnätets andel av omdirigeringsvolymerna för förnybara energianläggningar ökade från 20 procent år 2023 till 26 procent år 2024, en trend som sannolikt kommer att fortsätta med den ytterligare expansionen av decentraliserad produktion.

Hur exakt kan storskaliga batterilagringssystem bidra till att minska överbelastning i elnätet?

Batterilagringssystem kan ingripa just när flaskhalsar i elnätet uppstår. När för mycket el genereras absorberar de energi och frigör den senare när efterfrågan ökar. Storskaliga lagringssystem reagerar på millisekunder, vilket gör dem idealiska för att tillförlitligt kompensera för spänningsfluktuationer, frekvensinstabilitet eller lokala belastningstoppar. De tillhandahåller balanskraft och kan förhindra strömavbrott. Varje undviken omdirigeringsåtgärd sparar kostnader och förhindrar att el från förnybara källor går till spillo.

I ett praktiskt scenario kan ett storskaligt batterilagringssystem i norra Tyskland laddas selektivt vid starka vindar, vilket minskar den topp i inmatningen som annars skulle leda till överbelastning av nätet. Fraunhofer ISE analyserar om storskaliga batterilagringssystem kan drivas på ett nätstödjande sätt för specifika platser genom att undersöka produktions- och belastningstidsserier från relevant transformatorstation, modellera de resulterande kraftflödena och simulera nätstödjande driftsstrategier. Dessutom undersöker analysen om omdirigeringsåtgärder har implementerats på den specifika platsen tidigare. Detta ger också nya möjligheter för kommuner, nätoperatörer och projektutvecklare, eftersom batterilagringssystem skapar lokalt mervärde, minskar belastningen på nätet och stärker den lokala försörjningstryggheten.

Varför kan stora batterilagringssystem i sig själva bli ett problem för nätstabiliteten?

Elsystemet har omvandlats från ett centraliserat kraftverksstyrningssystem till en datadriven samordning av decentraliserade resurser. I det här nya systemet är det inte bara effekten som spelar roll, utan även integrationen i systemarkitekturen. Ett storskaligt batterilagringssystem med enorm kapacitet kan bli problematiskt om det enbart fungerar baserat på marknadssignaler utan att ta hänsyn till den lokala nätsituationen. Om flera lagringssystem i en region vill mata in kraft i nätet samtidigt på grund av att elpriserna för närvarande är höga, kan detta orsaka eller förvärra just de flaskhalsar som är avsedda att undvikas.

Storskaliga batterilagringssystem, som huvudsakligen drivs enligt marknadsmekanismer, kan förstärka lokala effekttoppar genom ogynnsamma laddnings- och urladdningsmönster, vilket ökar belastningen på transformatorer och kraftledningar. Det snabbt växande antalet storskaliga batterilagringssystem förvärrar potentiellt detta problem. Med ansökningar om nätanslutning som nu överstiger 200 gigawatt är det tydligt att samordningen av dessa system representerar en av de viktigaste utmaningarna under de kommande åren. Den avgörande punkten är att kapacitet ensam inte garanterar inmatning. Där systemstabilitet är avgörande måste marknadsföring komma i bakgrunden. Ett lagringssystem som vill generera intäkter på marknaden måste acceptera att dess inmatningsalternativ begränsas av nätets fysiska gränser och nätoperatörernas beslut.

Hur ser framtiden ut för flaskhalshantering, och vad innebär Redispatch 3.0?

Medan Redispatch 2.0 främst integrerar produktionsanläggningar i hanteringen av trängsel, syftar en vidareutveckling mot Redispatch 3.0 till att ännu närmare integrera lagringsanläggningar, elektrolysörer och kontrollerbara laster. Målet är en ännu finare samordning av produktion och förbrukning via digitala plattformar och realtidsdata. Diskussionen kring elpriszoner och lokala prissignaler kommer att spela en avgörande roll i detta. Om regulatoriska incitament för nätvänligt beteende framgångsrikt kan skapas, skulle storskaliga batterilagringssystem kunna spela en betydligt större roll i att undvika trängsel än de gör idag. Studien från Neon New Energy Economics drar slutsatsen att en dynamisk redispatch-prissignal skulle skapa det största mervärdet för nätet samtidigt som förlusterna i marknadsvärde minimeras.

Tekniska framsteg stöder denna trend: Kostnaden för litiumjonbatterier har minskat med cirka 84 procent under de senaste tio åren, och trenden går mot större system med längre lagringstider. Medan det genomsnittliga batteriprojektet år 2022 fortfarande var ett entimmessystem, dominerar nu tvåtimmarssystem, och fyra- och sextimmarssystem används också alltmer. År 2030 skulle lagringskapaciteten för storskaliga batterilagringssystem i Tyskland kunna öka till 57 gigawattimmar med en total effekt på 15 gigawatt. På lång sikt, år 2050, är ​​en kapacitet på 60 gigawatt, eller 271 gigawattimmar, möjlig. Med denna kapacitet skulle storskalig batterilagring kunna bli ett viktigt instrument för hantering av överbelastning, förutsatt att regelverket skapar rätt incitament.

Vad innebär allt detta för energiomställningen som helhet?

Det tyska elsystemet genomgår en fundamental omvandling. Energiomställningen har förvandlat det tidigare centralt styrda systemet till ett mycket komplext nätverk av decentraliserade producenter, vilket kräver nya samordningsmekanismer. Redispatch 2.0 är en viktig del av denna nya samordning och integrerar alla relevanta intressenter i ett enhetligt system för hantering av trängsel. Storskaliga batterilagringssystem är både en del av lösningen och en potentiell källa till nya utmaningar. De kan lindra trängsel, tillhandahålla balanskraft, integrera förnybara energikällor och minska behovet av nätutbyggnad. Samtidigt kräver de noggrann integration i systemarkitekturen för att undvika att själva bli trängseldrivare.

De viktigaste drivkrafterna för framtiden ligger i vidareutvecklingen av elmarknadens utformning mot prissignaler som avslöjar flaskhalsar i nätet, i accelererad nätutbyggnad, i digitaliseringen av nätkontroll och i regelverk som belönar nätvänligt beteende. Framtidens energisystem kommer inte längre att styras av ett fåtal stora kraftverk, utan av datadriven samordning av hundratusentals decentraliserade resurser, från vindkraftverk och solpaneler till batterilagring, elektrolysörer och styrbara laster. Redispatch 2.0 har lagt grunden för denna samordning. De kommande åren kommer att visa om regelverken kan hålla jämna steg med den tekniska förändringens dynamik.

☑️ Vårt affärsspråk är engelska eller tyska

☑️ NYTT: Korrespondens på ditt modersmål!

Konrad Wolfenstein

Jag och mitt team står gärna till er förfogande som er personliga rådgivare.

Du kan kontakta mig genom att fylla i kontaktformuläret här eller helt enkelt ringa mig på +49 89 89 674 804 ( München) . Min e-postadress är: [email protected]

Jag ser fram emot vårt gemensamma projekt.

☑️ Stöd till små och medelstora företag inom strategi, konsultation, planering och implementering

☑️ Skapande eller omstrukturering av den digitala strategin och digitaliseringen

☑️ Utökning och optimering av internationella säljprocesser

☑️ Globala och digitala B2B-handelsplattformar

☑️ Pionjär inom affärsutveckling / marknadsföring / PR / mässor