Redispatch 2.0 ve büyük ölçekli batarya depolama: Elektrik şebekesi için lanet mi, Segen ? Dev batarya depolama sistemlerinin ikircikli rolü

Redispatch 2.0'ın basit terimlerle açıklaması: Tesis işletmecilerinin ve depolama yatırımcılarının bilmesi gerekenler

Almanya'nın elektrik şebekesi tarihi bir stres testiyle karşı karşıya: Kuzeydeki rüzgar türbinleri tam kapasite çalışırken, enerjiyi güneydeki sanayi merkezlerine taşımak için genellikle yeterli iletim hattı bulunmuyor. Arzın çökmesini önlemek için şebeke operatörleri neredeyse günün her saati üretime müdahale ediyor; bu işlem, tüketicilere yıllık milyarlarca dolara mal olan yeniden dağıtım olarak biliniyor.

Ancak enerji dönüşümü bu sistemi temelden değiştirdi. Eskiden birkaç büyük enerji santrali merkezi olarak kontrol edilirken, bugün on binlerce merkezi olmayan santral, güneş enerjisi parkı ve giderek artan sayıda yüksek performanslı büyük ölçekli batarya depolama sistemi koordine edilmelidir. Ekim 2021'de Redispatch 2.0'ın devreye girmesinden bu yana, dağıtım şebekesi operatörleri ve daha küçük santral operatörleri de şebekenin fiziksel istikrarını sağlamakla yükümlüdür.

Hızla gelişen büyük ölçekli batarya depolama sistemlerinin rolü özellikle ilgi çekicidir: Enerji geçişi için bir umut ışığı olarak görülüyorlar, ancak yanlış kullanıldıklarında yerel darboğazları daha da kötüleştirebilirler. Sorun genellikle teknolojinin kendisinde değil, bölgesel fiyat sinyallerinin eksikliğinde yatmaktadır. Aşağıdaki Soru-Cevap kılavuzu, modern tıkanıklık yönetiminin nasıl çalıştığını, maliyetlerin neden hızla arttığını, batarya depolamanın bu süreçteki rolünü ve elektrik fiyat bölgeleri hakkındaki tartışmanın enerji arzımızın gelecekteki güvenliği için neden çok önemli olduğunu ayrıntılı olarak incelemektedir.

Yeniden dağıtım ne anlama geliyor ve bu terim Alman elektrik şebekesi için neden bu kadar önemli?

Yeniden dağıtım, iletim hatlarını aşırı yüklenmeden korumak için enerji santrallerinin üretim çıktısına yapılan müdahaleleri ifade eder. Şebekenin belirli bir noktasında bir darboğaz tehdidi oluşursa, darboğazın yakın tarafındaki enerji santrallerine beslemelerini azaltmaları, darboğazın uzak tarafındaki santrallere ise beslemelerini artırmaları talimatı verilir. Bu, darboğazı dengeleyen bir yük akışı oluşturur. Bu terim enerji politikası tartışmalarında sıklıkla kullanılır, ancak kapsamı nadiren açıklanır. Yine de, şebeke operatörlerinin elektrik şebekesinin fiziksel istikrarını gerçek zamanlı olarak nasıl sağladığını açıkladığı için modern şebekeleri anlamak için merkezi bir öneme sahiptir. Yeniden dağıtım olmadan, şebeke darboğazları kontrolsüz aşırı yüklenmelere yol açar ve en kötü durumda zincirleme kesintilere neden olabilir. İlke başlangıçta basittir: Bir noktada şebekeye çok fazla elektrik verilirse, oradaki üretim azaltılmalı ve başka bir noktada telafi edilmelidir. Bununla birlikte, bu ilkenin pratik uygulaması, özellikle yenilenebilir enerjilerin büyük ölçüde genişlemesi ve buna bağlı olarak elektrik üretiminin merkezsizleştirilmesi nedeniyle yıllar içinde önemli ölçüde değişmiştir.

Yeniden görevlendirmenin yasal temelleri nelerdir ve tarihsel kökenleri nerede yatmaktadır?

Yeniden dağıtımın kökenleri, 2005 tarihli Alman Enerji Endüstrisi Yasası'na (EnWG) dayanmaktadır. 13 Temmuz 2005'te yürürlüğe giren EnWG'nin 13. maddesi, iletim sistemi operatörlerini sistem güvenliğini sağlamakla yükümlü kılmaktadır. Özellikle, iletim sistemi operatörlerinin şebeke ile ilgili, piyasa ile ilgili ve ek rezerv önlemleri yoluyla elektrik tedarik sistemine yönelik tehditleri veya aksamaları ortadan kaldırmakla yetkili ve yükümlü olduklarını belirtmektedir. O zamanlar oldukça merkezileştirilmiş bir enerji santrali sisteminde, bu, yaklaşan şebeke aşırı yüklenmeleri durumunda, bireysel büyük enerji santrallerine beslemelerini ayarlamaları talimatı verilebileceği anlamına geliyordu. Bu durum öncelikle 220 kV ve 380 kV iletim şebekesindeki konvansiyonel santralleri etkiliyordu. Etkilenen santral sayısı yönetilebilir düzeydeydi, iletişim kanalları kısaydı ve koordinasyon çabası nispeten düşüktü. Sistem, birkaç büyük enerji santralinin elektrik üretiminin çoğunu üstlendiği ve yük akışlarının oldukça tahmin edilebilir olduğu bir ortamda işliyordu. Merkezi kontrolün bu temel prensibi, sonraki tüm genişlemelerin ve reformların temelini oluşturmuştur.

Yenilenebilir enerjilerin yaygınlaşması elektrik sistemini nasıl değiştirdi?

2010 yılından itibaren yenilenebilir enerjilerin yaygınlaşmasıyla sistem yapısı temelden değişti. On binlerce merkezi olmayan jeneratör, birkaç merkezi santralin yerini kademeli olarak aldı. Orta vadede, üretim tesislerinin yaklaşık yüzde 90'ı dağıtım şebekelerine bağlanacakken, büyük santrallerin önemi azalmaya devam edecek. Bu dönüşüm, özellikle kuzeyden güneye doğru yeni iletim yollarına yol açtı; çünkü rüzgar enerjisinin büyük bir kısmı Almanya'nın kuzeyinde üretilirken, ana tüketim alanları güney ve batıda yer almaktadır. İletim kapasiteleri, üretilen tüm elektriği tüketim merkezlerine taşımak için yetersizdi ve birçok durumda hala yetersizdir. Aynı zamanda, geleneksel yeniden dağıtımın yanı sıra, Yenilenebilir Enerji Kaynakları Yasası kapsamındaki besleme yönetimi de yenilenebilir enerji santralleri için varlığını sürdürdü. Geleneksel santrallerin yeniden dağıtım yoluyla, yenilenebilir enerji santrallerinin ise besleme yönetimi yoluyla düzenlendiği bu paralel yapı, tıkanıklık yönetimi önlemleri için artan karmaşıklığa ve maliyet artışına yol açtı. Rüzgar ve güneş enerjisi santralleri, hava koşullarına ve günün saatine bağlı olarak enerji üretir; bu da yük akışlarının tahmin edilebilirliğini önemli ölçüde zorlaştırır ve kontrol önlemlerine olan ihtiyacı artırır.

Eski yeniden dağıtım ve besleme yönetim sistemindeki sorun neydi?

Eski sistem, giderek verimsiz hale gelen yapısal bir bölünmeyle karakterize ediliyordu. Bir yandan, Alman Enerji Endüstrisi Yasası'nın (EnWG) 13. maddesine göre klasik yeniden dağıtım vardı; bu uygulama yalnızca iletim şebekesine uygulanıyor ve 10 megavattan fazla kurulu nominal kapasiteye sahip geleneksel üretim tesislerini etkiliyordu. İletim sistemi operatörleri, şebeke tıkanıklığını önlemek için bu tesisleri düzenleyebiliyordu. Öte yandan, Yenilenebilir Enerji Kaynakları Yasası (EEG) ve Kombine Isı ve Güç Yasası'na (KWKG) göre besleme yönetimi vardı; bu da şebeke tıkanıklığı yönetimi için yenilenebilir enerji santrallerinin ve kojenerasyon santrallerinin ayrı ayrı düzenlenmesini ele alıyordu. Besleme yönetimi ile santraller, gerçek değerlere, yani acil durumlara göre kısıtlanıyordu. Proaktif, tahmine dayalı planlama eksikti. Kısıtlamalar anlık olarak gerçekleşiyor, bu da daha yüksek maliyetlere ve mevcut kaynakların verimsiz kullanımına yol açıyordu. Genel şebeke tıkanıklığı yönetimi maliyetleri 2019 ile 2023 yılları arasında 1,3 milyar avrodan 3,2 milyar avroya önemli ölçüde arttı. 2023 yılında, şebeke darboğazları nedeniyle yaklaşık 19 terawatt-saat elektrik kaybı yaşandı; bu da Almanya'nın toplam elektrik üretiminin yaklaşık yüzde dördüne denk geliyor. Özellikle açık deniz ve karasal rüzgar santralleri bu durumdan etkilendi.

2019 Şebeke Genişletme Hızlandırma Yasası ile tam olarak neye karar verildi?

Artan sorunlara yönelik siyasi yanıt, 17 Mayıs 2019'da yürürlüğe giren Şebeke Genişletme Hızlandırma Yasası'nda yapılan değişiklikle 2019 yılında geldi. Amaç, yeniden dağıtım ve besleme yönetimini entegre bir tıkanıklık yönetim sisteminde birleştirmekti. Yenilenebilir Enerji Kaynakları Yasası (EEG) ve Kombine Isı ve Güç Yasası (KWKG) kapsamındaki önceki besleme yönetimi düzenlemeleri yürürlükten kaldırıldı ve Enerji Endüstrisi Yasası'nın (EnWG) 13, 13a ve 14. maddelerine dayalı olarak Redispatch 2.0 olarak bilinen birleşik bir yeniden dağıtım rejimi ile değiştirildi. Bu, Almanya genelinde elektrik arzı için tek tip, önleyici bir tıkanıklık yönetim sistemi oluşturmayı amaçlıyordu. Yenilenebilir enerji ve kombine ısı ve güç (CHP) santralleri artık ayrı olarak ele alınmıyor, geleneksel enerji santralleriyle aynı yasal çerçeveye göre düzenleniyordu. Uygulama son tarihi 1 Ekim 2021 olarak belirlendi ve ilk veri sunma yükümlülükleri Temmuz 2021 gibi erken bir tarihte başladı.

Redispatch 2.0 ne zamandan beri yürürlükte ve temel olarak yeni olan yönleri neler?

1 Ekim 2021'den itibaren Redispatch 2.0 tüm piyasa katılımcıları için zorunlu hale geldi. Yeni özellik, müdahale imkanının kendisi değil, kapsamlı sistem entegrasyonuydu. Konvansiyonel enerji santralleri, yenilenebilir enerji santralleri ve enerji depolama tesisleri de dahil olmak üzere, 100 kilovat veya daha fazla kapasiteye sahip tüm kontrol edilebilir tesisler, o tarihten itibaren tıkanıklık yönetimine dahil edildi. Bu, yalnızca 10 megavatın üzerindeki büyük konvansiyonel enerji santrallerinin doğrudan Redispatch'ten etkilendiği eski sistemden temel bir farklılıktır. Yeni süreçte, şebeke operatörü yaklaşık 36 saatlik bir planlama ufku için şebeke durumunu belirler ve gerektiği gibi optimize eder. Bu, yük ve besleme tahminlerini gerektirir. Tıkanıklık tespit edilirse, şebeke operatörü bunu maliyet etkin önlemler kullanarak çözmelidir. Bir diğer önemli yenilik ise, bu önlemlerin hem enerji hem de enerji tüketimi açısından dengeli olması ve tesis operatörlerinin kontrol müdahaleleri sonucunda herhangi bir mali dezavantaj yaşamamalarını sağlamasıdır. Dahası, bu durumun yönetimi artık yalnızca iletim sistemi operatörlerinin sorumluluğunda değil, aynı zamanda tüm dağıtım sistemi operatörlerinin de sorumluluğunda olup, böylece tıkanıklık yönetiminin temel direklerinden biri haline gelmişlerdir.

Redispatch 2.0 süreci detaylı olarak nasıl işliyor?

Redispatch 2.0 süreci, önceki reaktif yaklaşımdan temel olarak farklı olan planlamaya dayalı bir yaklaşıma dayanmaktadır. Şebeke operatörleri, özellikle şebekeye enerji sağlayan santrallerden ve büyük tüketicilerden olmak üzere, tüm şebeke katılımcılarından gelen kapsamlı verilere dayanarak tıkanıklık tahminleri oluşturur. Santral operatörleri, seçilen dengeleme modeline bağlı olarak planlanmış veya tahmine dayalı verileri gönderir. Tahmine dayalı modelde, operatörün üretim tahminleri oluşturabilmesi için piyasa ile ilgili ayarlamalar ve kullanılamama durumları hakkında bilgi verilmesi gerekir. Planlanan değer modelinde ise santral operatörü hem tahmine dayalı hem de planlanmış verileri göndermekten sorumludur.

Bu veriler ve gerçek zamanlı bilgiler sayesinde, şebeke operatörü potansiyel şebeke darboğazlarını erken tespit edebilir ve hedefli, proaktif önlemler alabilir. Öngörülebilir aşırı yüklenmeler için alternatif programlar hesaplanır ve piyasa programından sapmalar dengelenir. Alman Enerji Endüstrisi Yasası'nın (EnWG) 13a maddesi, dengeleme ve tesis operatörüne yapılacak mali tazminatı düzenler. Çoğu durumda doğrudan pazarlamacı olan dengeleme grubu yöneticisi, dengeleme grubundaki eksik miktar için şebeke operatöründen enerji tazminatı alır. Yeni süreçte, çeyrek saatte bir verilen ve azaltılan enerji miktarı bir dengeleme grubuna tahsis edilir. Bu sistem, iletim sistemi operatörleri, dağıtım sistemi operatörleri, tesis operatörleri, dengeleme grubu yöneticileri ve tesis operatörlerinin sorumluluklarının büyük bir kısmını devredebilecekleri sözde dağıtım yöneticileri arasında sektör genelinde iş birliği gerektirir.

Ağ tıkanıklığı yönetiminin güncel maliyetleri nelerdir ve bu maliyetler nasıl bir gelişim göstermiştir?

Şebeke tıkanıklığı yönetiminin maliyetleri son yıllarda önemli ölçüde dalgalanmıştır. 2022'de, enerji krizi ve son derece yüksek yakıt ve toptan fiyatları nedeniyle toplam maliyetler yaklaşık 4,2 milyar avroya ulaşarak zirve yapmıştır. 2023'te, uygulanan önlemlerin hacminin 34.297 gigawatt-saate yükselmesine rağmen, öncül toplam maliyetler 3,1 milyar avronun biraz altına düşmüştür. Bu düşüş, toptan elektrik fiyatlarının megawatt-saat başına 230 avronun biraz üzerinde bir seviyeden yaklaşık 92 avroya düşmesiyle enerji fiyatlarındaki gevşemeden kaynaklanmıştır. Geleneksel enerji santralleri kullanılarak yapılan yeniden dağıtım önlemlerinin öncül uygulama maliyetleri 2023'te yaklaşık 1,8 milyar avroya ulaşırken, yenilenebilir enerji üretimini azaltmanın maliyetleri üç katına çıkarak yaklaşık 600 milyon avroya ulaşmıştır.

2024 yılında, alınan önlemlerin hacmi yaklaşık yüzde 12 azalarak 30.304 gigawatt-saate düştü ve ön toplam maliyetler yaklaşık 2,78 milyar avroya geriledi. Ancak, 2024'ün dördüncü çeyreğinde endişe verici bir artış görüldü: Şebekeyi dengelemek için 10.424 gigawatt-saat kullanılması gerekti; bu, bir önceki yılın aynı çeyreğine göre yüzde 19'luk bir artış anlamına geliyor. Aralık 2024 özellikle dikkat çekiciydi; sadece o ayda 370 milyon avroluk maliyet oluştu ve bu, enerji krizinden bu yana yeni bir rekor oldu. 2024 yılında, üretimi durdurulan yenilenebilir enerji santrallerinin yaklaşık yüzde 47'si dağıtım şebekesine bağlıydı ve bunun nedeni vakaların yüzde 74'ünde iletim şebekesindeydi. Aynı zamanda, darboğazların dağıtım ağına doğru kayması giderek artıyor: yeniden dağıtım hacimlerindeki payı 2023'te yüzde 20'den 2024'te yüzde 26'ya yükseldi. Bu maliyetler, şebeke ücretleri yoluyla elektrik fiyatlarına yansıtılıyor ve dolayısıyla tüm tüketicileri etkiliyor.

Redispatch 2.0, büyük ölçekli batarya depolama sistemleri için neden özellikle önemlidir?

Birçok megavat kapasiteli büyük ölçekli bir batarya depolama sistemi, teknik olarak zaman içinde önemli miktarda enerjiyi aktarabilir. Ancak, gerçek şebekeye beslemesi şebeke mimarisine bağlıdır. Yeniden dağıtım yapabilme özelliğine sahiptir, tahmin gerektirir ve tıkanıklık yönetimine entegre edilir. Kapasite tek başına beslemeyi garanti etmez: sistem istikrarının gerekli olduğu durumlarda, pazarlama ikinci plana atılmalıdır. Özellikle büyük kurulu kapasitelerde, şebeke planlamasına, tahmin modellerine ve tıkanıklık yönetimine entegrasyon çok önemlidir. Büyük bataryalar, seçici olarak şarj veya deşarj ederek darboğazları hafifletebilir. Ancak kritik nokta, birkaç sistem aynı anda güç beslemeye çalışırsa, kendilerinin de darboğaz senaryosunun bir parçası haline gelebilmeleridir.

Almanya'da büyük ölçekli batarya depolama sistemleri pazarı hızla büyüyor. Kurulu kapasite 2025 yılına kadar 2 gigawatt'ın üzerinde nominal güce ulaştı ve sadece 2025 yılında 1,46 gigawatt'lık yeni kapasitenin devreye girmesi bekleniyor. 2024 yılına kıyasla kapasitede 2027 yılına kadar yedi kat artış öngörülüyor ve çeşitli tahminler toplam kapasitenin 2030 yılına kadar 15 gigawatt'a ulaşabileceğini gösteriyor. Şebeke operatörlerinin batarya depolama bağlantı talepleri, mevcut kapasiteleri neredeyse yüz kat aşıyor. Bu tür büyüme oranlarıyla, bu sistemlerin tıkanıklık yönetimine entegrasyonu sorunu giderek daha acil hale geliyor.

AB ve Almanya'daki iş geliştirme, satış ve pazarlama uzmanlığımız - Resim: Xpert.Digital

Sektör odak alanları: B2B, dijitalleşme (yapay zekadan XR'ye), makine mühendisliği, lojistik, yenilenebilir enerjiler ve endüstri

Daha fazla bilgi burada:

• Uzman İş Merkezi

Konuyla ilgili bilgi ve uzmanlık sunan bir merkez:

• Küresel ve bölgesel ekonomileri, inovasyonu ve sektöre özgü trendleri kapsayan bilgi platformu
• Odaklandığımız temel alanlardan derlenmiş analizler, içgörüler ve arka plan bilgileri
• İş ve teknoloji alanındaki güncel gelişmeler hakkında uzmanlık ve bilgi edinebileceğiniz bir yer
• Piyasalar, dijitalleşme ve sektörel yenilikler hakkında bilgi arayan şirketler için bir merkez

Büyük bataryalar genel olarak elektrik şebekesi için iyi mi yoksa kötü mü?

Bu soruya genel terimlerle cevap verilemez, çünkü konuma, çalışma moduna ve şebeke durumuna bağlıdır. Depolama geliştiricisi Eco Stor tarafından görevlendirilen Neon Neue Energieökonomik tarafından yapılan bir çalışma, Schleswig-Holstein ve Bavyera'daki iki büyük bataryanın performansını yılın her çeyrek saati için inceledi. Sonuçlar, şebeke operatörlerinin her kilovat batarya kapasitesi için yılda 3 ila 6 euro arasında yeniden dağıtım maliyetinden tasarruf sağladığını göstermektedir. Bu nedenle, enerji politikası tartışmalarında bazen öne sürülse de, büyük bataryaların şebeke için doğası gereği bir yük olarak değerlendirilmemesi gerekir.

Ancak, bu şebeke rahatlaması şu anda tamamen tesadüf eseri gerçekleşiyor, çünkü Almanya'da sadece bir elektrik fiyat bölgesi var ve bu nedenle bölgesel fiyatlar bulunmuyor. Bataryalar, toptan ve dengeleme enerji piyasalarındaki tek tip fiyat sinyaline göre çalışıyor. Şebeke darboğazları onlar için görünmezdir. Detaylı analizler, büyük bir bataryanın şebekeyi yaklaşık olarak eşit sıklıkta, her çeyrek saatin yaklaşık %20'sinde rahatlattığını ve yüklediğini gösteriyor. Zamanın geri kalan %60'ında ise ya batarya boştadır ya da şebeke tıkanıklıktan arındırılmıştır. Fraunhofer ISE ayrıca, öncelikle piyasa mekanizmalarına göre çalışan büyük batarya depolama sistemlerinin, elverişsiz şarj ve deşarj davranışları yoluyla yerel güç zirvelerini artırabileceğini ve böylece transformatör ve hat yüklerini daha da kötüleştirebileceğini belirtiyor.

Şebekeye uyumlu çalışma, büyük batarya depolama sistemleri için ne anlama geliyor?

Şebeke destekleyici işletme, depolama sisteminin şebekeyi dengelemek, darboğazları önlemek veya voltaj dalgalanmalarını telafi etmek amacıyla hedeflenen kullanımını ifade eder. Bu, elektriğin öncelikle düşük fiyatlarla satın alınıp daha yüksek fiyatlarla satıldığı, klasik bir fiyat arbitrajı örneği olan tamamen piyasa destekleyici işletmeden farklıdır. Büyük ölçekli bir batarya depolama sistemi, şebeke içindeki konumu ve çalışma şekli şebeke yükünü azaltıyorsa, örneğin şebeke genişletme ihtiyacında azalmaya yol açıyorsa, şebeke destekleyici olarak kabul edilir.

Pratikte, her iki yaklaşım da birleştirilebilir: Bir depolama sistemi, şebekeye hizmet ederken aynı zamanda piyasaya ekonomik olarak katılabilir. Çalışmalar, şebekeyi destekleyici depolama sistemlerinin, yüksek besleme talebi yaklaştığında seçici olarak elektrik emdiğini ve daha sonra geri beslediğini göstermektedir. Bu, müdahale ihtiyacını azaltır ve arz güvenliğini artırır. Batarya depolama sistemlerinin şebekeyi destekleyici olması için, şebekenin özellikle zorlandığı yerlere kurulmaları gerekir. Akıllı kontrol de çok önemlidir, çünkü depolama sisteminin doğru anda tepki vermesini ve enerjiyi verimli bir şekilde sağlamasını sağlar. Örneğin, minimum dört saatlik deşarj süresiyle tasarlanan bir depolama sistemi ne kadar büyük ve esnek olursa, şebeke rahatlatmasına katkısı da o kadar büyük olur.

Büyük bataryalardan şebeke dostu davranışlar elde edilmesi için şu anda neden etkili teşvikler bulunmuyor?

Sorun, Alman elektrik piyasasının tasarımında yatıyor. Almanya'da şu anda tek bir elektrik fiyat bölgesi ve tek tip günlük fiyatlar mevcut. Bu, belirli bir bölgede şebeke tıkanıklığı sorunları olup olmadığına bakılmaksızın, borsadaki elektrik fiyatının Almanya'nın her yerinde aynı olduğu anlamına geliyor. Batarya depolama sistemleri ve diğer tüm piyasa katılımcıları, toptan ve dengeleme enerji piyasalarındaki bu tek tip fiyat sinyaline güveniyor. Bölgesel darboğazları yansıtan bir fiyat sinyali olmadığı için şebeke tıkanıklığı onlar için görünmez kalıyor.

Bu sistemde, şebeke dostu bir şekilde hareket etmek için hiçbir finansal teşvik bulunmamaktadır. Schleswig-Holstein'deki güçlü rüzgarlar sırasında şarj olan bir depolama tesisi, bunu şebekede bir darboğaz olduğu için değil, ülke genelindeki elektrik fiyatının şu anda düşük olduğu için yapmaktadır. Bu davranışın aynı zamanda şebeke dostu olması tamamen tesadüftür. Neon New Energy Economics tarafından yapılan çalışma, şebeke dostu davranışı güçlendirmek için üç düzenleyici yaklaşımı incelemiştir. Şebeke durumunu her 15 dakikada bir yansıtan dinamik bir yeniden dağıtım fiyat sinyali en iyi performansı göstermiştir. Bu tür bir fiyat sinyali, hem şebeke için en büyük katma değeri yaratır hem de piyasa değerinde en az kayba neden olur.

Büyük batarya depolama ve yeniden dağıtım için elektrik fiyat bölgeleri hakkındaki tartışmanın rolü nedir?

Almanya'nın elektrik fiyat bölgelerinin bölünmesiyle ilgili tartışma son yıllarda önemli bir ivme kazanmış ve doğrudan yeniden dağıtım ve büyük ölçekli batarya depolama konularıyla bağlantılıdır. AB Komisyonu, İhale Bölgesi İncelemesi kapsamında, Avrupa ihale bölgelerinin gözden geçirilmesini ve Almanya'nın iki ila dört bölgeye bölünmesini önermiştir. Agora Energiewende ve Fraunhofer IEE tarafından yapılan bir çalışma, yerel fiyatlandırma sisteminin yeniden dağıtım maliyetlerini önemli ölçüde azaltabileceğini ve arz güvenliğini güçlendirebileceğini ortaya koymaktadır. 2023 gibi erken bir tarihte, yerel fiyat sinyalleri, işletmeler ve haneler için elektrik maliyetlerini ülke genelinde ortalama olarak megawatt saat başına 6 €'dan fazla azaltabilirdi.

Enerji tedarikçisi Enercity tarafından görevlendirilen Neon Neue Energieökonomik'in kısa bir raporu, elektrik şebekesinin dört ila beş fiyat bölgesine bölünmesi durumunda Almanya'da ortaya çıkacak darboğaz kiralarının yılda yaklaşık 2 milyar avro olacağını tahmin ediyor. Bununla birlikte, Münih Teknik Üniversitesi tarafından yapılan bir çalışma, birkaç büyük elektrik fiyat bölgesi arasındaki fiyat farklarının küçük olduğunu ve yeniden dağıtım maliyetlerinde yalnızca küçük tasarruflar sağladığını gösteriyor. Buna karşılık, düğüme özgü fiyatlandırma, yeniden dağıtım ve genel maliyetlerde önemli bir azalmaya yol açıyor. Bölgesel fiyat sinyalleri, büyük ölçekli batarya depolama sistemleri için son derece önemli olacaktır, çünkü ilk kez şebeke dostu davranışlar için ekonomik bir teşvik yaratacaktır. Ancak, yeni Alman hükümeti koalisyon anlaşmasında şimdilik birleşik elektrik fiyat bölgesini korumayı kabul etti.

Tesis yeniden sevkiyat operasyonu sırasında operatörlere mali olarak nasıl ödeme yapılır?

Şebeke işletmecisi üretimi ayarlarsa, Alman Enerji Endüstrisi Yasası'nın (EnWG) 13a maddesi, dengeleme ve tesis işletmecisine yapılacak mali tazminatı düzenler. Etkilenen besleme veya alım noktasının dengeleme grubu yöneticisi, üretim ayarlama talebini yayınlayan iletim sistemi işletmecisine karşı, söz konusu önlem için dengeleme tazminatı talep etme hakkına sahiptir. Ayrıca, aktif veya reaktif güç üretimindeki ayarlama, mali olarak yeterli şekilde tazmin edilmelidir. Yeterli mali tazminat, fiili üretim ayarlamaları için gerekli giderleri, tesisin değerinin orantılı tüketimini ve kanıtlanmış gelir kaybını içerir.

Haziran 2024'te Federal Şebeke Ajansı, 13a. Bölüm, 2. Paragraf uyarınca yeniden dağıtım önlemleri için uygun mali tazminatın belirlenmesine ilişkin bir karar yayınladı. Temel ilke, yenilenebilir veya konvansiyonel bir enerji santralinin işletmecisinin kontrol müdahaleleri sonucunda herhangi bir ekonomik dezavantaj yaşamamasıdır. Müdahale gerçekleşmemiş gibi aynı konumda olmaları gerekir. Örneğin, kuzeydeki bir rüzgar santrali güneye giden iletim hattının aşırı yüklenmesi nedeniyle kapatılırsa, işletmeciye yine de tazminat ödenmelidir. Aynı zamanda, güneydeki başka bir enerji santrali talebi karşılamak için daha fazla elektrik üretmek zorunda kalır ki bu da maliyetlere yol açar.

Dağıtım şebekesi operatörleri Redispatch 2.0 sürecinde hangi rolü oynar?

30 Eylül 2021'e kadar, yeniden dağıtım (redispatch) Almanya'daki dört iletim sistemi operatörünün tek sorumluluğundaydı. Redispatch 2.0 ile bu durum temelden değişti. Dağıtım sistemi operatörleri, Alman elektrik şebekesinde tıkanıklık yönetiminin kilit bir ayağı haline geldi. Şebeke darboğazlarını proaktif olarak belirlemeli ve ardından şebeke ve arz güvenliğini sağlarken uygun önlemleri belirlemeli, koordine etmeli ve uygulamalıdırlar. Bu, beklenen yükler ve tahmin edilen şebeke durumları açısından ağlarını modellemelerini gerektirir. Darboğazları ortadan kaldırmak için, dağıtım sistemi operatörleri, 100 kilovat veya daha fazla kapasiteye sahip tüm yenilenebilir enerji santrallerini, kojenerasyon (CHP) santrallerini ve depolama tesislerini dahil etmelidir.

Bu durum, mevcut sorumluluklarının önemli ölçüde genişlemesini temsil etmekte ve potansiyel darboğazlara gerçek zamanlı olarak ve tahminlere dayalı olarak yanıt vermek için yeni pazar rolleri ve süreçleri gerektirmektedir. Dağıtım ağındaki artan darboğazlar, bu gelişmenin önemini vurgulamaktadır. Yenilenebilir enerji santralleri için yeniden dağıtım hacimlerinin dağıtım ağındaki payı, 2023'te yüzde 20'den 2024'te yüzde 26'ya yükselmiştir ve merkezi olmayan üretimin daha da genişlemesiyle bu eğilimin devam etmesi muhtemeldir.

Büyük ölçekli batarya depolama sistemleri, şebeke tıkanıklığını azaltmaya tam olarak nasıl katkıda bulunabilir?

Akü depolama sistemleri, şebeke darboğazları oluştuğunda tam olarak devreye girebilir. Çok fazla elektrik üretildiğinde enerjiyi emerler ve talep arttığında daha sonra serbest bırakırlar. Büyük ölçekli depolama sistemleri milisaniyeler içinde tepki verir, bu da onları voltaj dalgalanmalarını, frekans dengesizliklerini veya yerel yük zirvelerini güvenilir bir şekilde dengelemek için ideal hale getirir. Dengeleme gücü sağlarlar ve elektrik kesintilerini önleyebilirler. Önlenen her yeniden dağıtım önlemi, maliyet tasarrufu sağlar ve yenilenebilir kaynaklardan elde edilen elektriğin boşa gitmesini önler.

Pratik bir senaryoda, Kuzey Almanya'daki büyük ölçekli bir batarya depolama sistemi, güçlü rüzgarlar sırasında seçici olarak şarj edilebilir ve böylece aksi takdirde şebeke aşırı yüklenmesine yol açacak olan beslemedeki zirveyi azaltabilir. Fraunhofer ISE, ilgili trafo merkezinden gelen üretim ve yük zaman serilerini inceleyerek, ortaya çıkan güç akışlarını modelleyerek ve şebekeyi destekleyici işletme stratejilerini simüle ederek, büyük ölçekli batarya depolama sistemlerinin belirli yerlerde şebekeyi destekleyici bir şekilde çalıştırılıp çalıştırılamayacağını analiz etmektedir. Ayrıca, analiz, geçmişte belirli bir konumda yeniden dağıtım önlemlerinin uygulanıp uygulanmadığını da incelemektedir. Bu durum, batarya depolama sistemlerinin yerel katma değer yaratması, şebeke üzerindeki yükü azaltması ve yerel arz güvenliğini güçlendirmesi nedeniyle belediyeler, şebeke operatörleri ve proje geliştiricileri için yeni fırsatlar sunmaktadır.

Büyük batarya depolama sistemleri neden şebeke istikrarı için sorun teşkil edebilir?

Elektrik sistemi, merkezi bir enerji santrali kontrol sisteminden, merkezi olmayan kaynakların veri odaklı koordinasyonuna dönüşmüştür. Bu yeni sistemde, sadece güç çıkışı değil, sistem mimarisine entegrasyon da önemlidir. Çok büyük kapasiteli büyük ölçekli bir batarya depolama sistemi, yerel şebeke durumunu dikkate almadan yalnızca piyasa sinyallerine göre çalışırsa sorunlu hale gelebilir. Bir bölgedeki birkaç depolama sistemi, elektrik fiyatlarının yüksek olması nedeniyle aynı anda şebekeye güç sağlamak isterse, bu durum, kaçınılması amaçlanan darboğazlara neden olabilir veya bunları daha da kötüleştirebilir.

Piyasa mekanizmalarına göre işletilen büyük ölçekli batarya depolama sistemleri, elverişsiz şarj ve deşarj modelleri yoluyla yerel güç zirvelerini artırabilir ve böylece transformatörler ve iletim hatları üzerindeki yükü artırabilir. Hızla artan büyük ölçekli batarya depolama sistemlerinin sayısı bu sorunu daha da kötüleştirebilir. Şebeke bağlantı taleplerinin 200 gigawatt'ı aşmasıyla, bu sistemlerin koordinasyonunun önümüzdeki yılların en önemli zorluklarından biri olduğu açıktır. Önemli nokta, kapasitenin tek başına şebekeye enerji verilmesini garanti etmemesidir. Sistem istikrarının esas olduğu durumlarda, pazarlama ikinci plana atılmalıdır. Piyasada gelir elde etmek isteyen bir depolama sistemi, şebekeye enerji verme seçeneklerinin şebekenin fiziksel sınırları ve şebeke operatörlerinin kararlarıyla sınırlı olduğunu kabul etmelidir.

Darboğaz yönetiminin geleceği nasıl görünüyor ve Redispatch 3.0 ne anlama geliyor?

Redispatch 2.0 öncelikle üretim tesislerini tıkanıklık yönetimine entegre ederken, Redispatch 3.0'a doğru bir gelişme, depolama tesislerini, elektrolizörleri ve kontrol edilebilir yükleri daha da yakından entegre etmeyi amaçlamaktadır. Amaç, dijital platformlar ve gerçek zamanlı veriler aracılığıyla üretim ve tüketimin daha da hassas bir şekilde koordine edilmesidir. Elektrik fiyat bölgeleri ve yerel fiyat sinyalleriyle ilgili tartışmalar bu konuda çok önemli bir rol oynayacaktır. Şebeke dostu davranışlar için düzenleyici teşvikler başarıyla oluşturulabilirse, büyük ölçekli batarya depolama sistemleri, tıkanıklığın önlenmesinde bugün olduğundan çok daha büyük bir rol oynayabilir. Neon New Energy Economics tarafından yapılan çalışma, dinamik bir yeniden dağıtım fiyat sinyalinin, piyasa değerindeki kayıpları en aza indirirken şebeke için en büyük katma değeri yaratacağını sonucuna varmıştır.

Teknolojik gelişmeler bu eğilimi destekliyor: Lityum iyon pillerin maliyeti son on yılda yaklaşık %84 oranında düştü ve eğilim, daha uzun depolama sürelerine sahip daha büyük sistemlere doğru ilerliyor. 2022'de ortalama pil projesi hala bir saatlik bir sistem iken, artık iki saatlik sistemler hakim durumda ve dört ve altı saatlik sistemler de giderek daha fazla kullanılıyor. 2030 yılına kadar, Almanya'daki büyük ölçekli pil depolama sistemlerinin depolama kapasitesi 57 gigawatt-saate ve toplam çıkış gücü 15 gigawatt'a ulaşabilir. Uzun vadede, 2050 yılına kadar 60 gigawatt veya 271 gigawatt-saat kapasiteye ulaşmak bile mümkün. Bu kapasitelerle, düzenleyici çerçeve doğru teşvikleri yarattığı takdirde, büyük ölçekli pil depolama, tıkanıklık yönetimi için önemli bir araç haline gelebilir.

Bütün bunlar enerji dönüşümü için genel olarak ne anlama geliyor?

Alman elektrik sistemi temel bir dönüşümden geçiyor. Enerji geçişi, eskiden merkezi olarak kontrol edilen sistemi, yeni koordinasyon mekanizmalarını gerektiren, son derece karmaşık bir merkezi olmayan üretici ağına dönüştürdü. Redispatch 2.0, tüm ilgili paydaşları birleşik bir tıkanıklık yönetimi sistemine entegre eden bu yeni koordinasyonun önemli bir bileşenidir. Büyük ölçekli batarya depolama sistemleri hem çözümün bir parçası hem de yeni zorlukların potansiyel bir kaynağıdır. Tıkanıklığı hafifletebilir, dengeleme gücü sağlayabilir, yenilenebilir enerjileri entegre edebilir ve şebeke genişletme ihtiyacını azaltabilirler. Aynı zamanda, kendileri tıkanıklığa neden olmamak için sistem mimarisine dikkatli bir şekilde entegre edilmeleri gerekir.

Geleceğin kilit unsurları, şebeke darboğazlarını ortaya koyan fiyat sinyallerine yönelik elektrik piyasası tasarımının daha da geliştirilmesinde, hızlandırılmış şebeke genişlemesinde, şebeke kontrolünün dijitalleştirilmesinde ve şebeke dostu davranışları ödüllendiren düzenleyici çerçevelerde yatmaktadır. Geleceğin enerji sistemi artık birkaç büyük enerji santrali tarafından değil, rüzgar türbinlerinden ve güneş panellerinden batarya depolamaya, elektrolizörlere ve kontrol edilebilir yüklere kadar yüz binlerce merkezi olmayan kaynağın veri odaklı koordinasyonu tarafından kontrol edilecektir. Redispatch 2.0 bu koordinasyonun temelini atmıştır. Önümüzdeki yıllar, düzenleyici çerçevelerin teknolojik değişimin dinamiklerine ayak uydurup uyduramayacağını gösterecektir.

☑️ İş dilimiz İngilizce veya Almancadır

☑️ YENİ: Anadilinizde yazışma imkanı!

Konrad Wolfenstein

Ben ve ekibim, kişisel danışmanınız olarak size hizmet vermekten mutluluk duyarız.

Benimle iletişime geçmek için buradaki iletişim formunu doldurabilir veya +49 89 89 674 804 ( Münih) telefondan beni arayabilirsiniz . E-posta adresim: [email protected]

Ortak projemizi sabırsızlıkla bekliyorum.

☑️ KOBİ'lere strateji, danışmanlık, planlama ve uygulama konularında destek

☑️ Dijital stratejinin oluşturulması veya yeniden düzenlenmesi ve dijitalleşme

☑️ Uluslararası satış süreçlerinin genişletilmesi ve optimize edilmesi

☑️ Küresel ve Dijital B2B ticaret platformları

☑️ Öncü İş Geliştirme / Pazarlama / Halkla İlişkiler / Ticaret Fuarları