Redispatch 2.0 та великомасштабне акумуляторне зберігання: прокляття чи Segen для енергосистеми? Амбівалентна роль гігантських систем акумуляторного зберігання

Повторна диспетчеризація 2.0, пояснена простими словами: що потрібно знати операторам станцій та інвесторам у зберігання енергії

Німецька електромережа стикається з історичним стресовим випробуванням: хоча вітрові турбіни на півночі працюють на повну потужність, часто бракує ліній електропередач для транспортування енергії до промислових центрів півдня. Щоб запобігти колапсу постачання, оператори мережі майже цілодобово втручаються у виробництво – процес, відомий як редиспетчеризація, який щорічно коштує споживачам мільярди.

Однак, енергетичний перехід докорінно змінив цю систему. Там, де раніше централізовано регулювали потужність кількох великих електростанцій, сьогодні необхідно координувати роботу десятків тисяч децентралізованих електростанцій, сонячних парків і все частіше високопродуктивних великомасштабних систем акумуляторного зберігання енергії. З моменту впровадження Redispatch 2.0 у жовтні 2021 року оператори розподільчих мереж та оператори менших електростанцій також зобов'язані забезпечувати фізичну стабільність мережі.

Роль бурхливо розвиваючихся великомасштабних систем акумуляторного зберігання енергії є особливо цікавою: вони розглядаються як маяк надії для енергетичного переходу, але – якщо їх використовувати неправильно – насправді можуть посилити місцеві вузькі місця. Проблема часто полягає не в самій технології, а у відсутності регіональних цінових сигналів. У наступному посібнику з питань і відповідей детально розглядається, як працює сучасне управління перевантаженнями, чому витрати стрімко зростають, яку роль у цьому відіграють акумуляторні накопичувачі енергії та чому обговорення цінових зон на електроенергію є вирішальним для майбутньої безпеки нашого енергопостачання.

Що мається на увазі під повторною диспетчеризацією та чому цей термін є таким центральним для німецької електромережі?

Редиспетчеризація стосується втручань у вироблення електроенергії електростанціями для захисту ліній електропередачі від перевантаження. Якщо в певній точці мережі виникає загроза вузького місця, електростанції, що знаходяться ближче до вузького місця, отримують інструкцію зменшити подачу електроенергії, тоді як електростанції, що знаходяться далі від вузького місця, повинні збільшити подачу електроенергії. Це створює перетікання навантаження, яке протидіє цьому вузькому місці. Цей термін часто використовується в дебатах щодо енергетичної політики, але рідко пояснюється в повному обсязі. Проте він є центральним для розуміння сучасних мереж, оскільки описує механізм, за допомогою якого оператори мережі забезпечують фізичну стабільність електромережі в режимі реального часу. Без редиспетчеризації вузькі місця в мережі призвели б до неконтрольованих перевантажень, що в гіршому випадку може спричинити каскадні відключення. Принцип спочатку простий: якщо в одну точку в мережу подається забагато електроенергії, виробництво там має бути зменшено та компенсовано в іншій точці. Однак практична реалізація цього принципу значно змінилася з роками, зокрема через масове розширення відновлюваних джерел енергії та пов'язану з цим децентралізацію виробництва електроенергії.

Які правові основи повторної диспетчеризації та де лежить її історичне коріння?

Коріння редиспетчеризації сягає Закону Німеччини про енергетичну промисловість (EnWG) 2005 року. Розділ 13 EnWG, який набрав чинності 13 липня 2005 року, зобов'язує операторів систем передачі забезпечувати безпеку системи. Зокрема, в ньому зазначено, що оператори систем передачі уповноважені та зобов'язані усувати загрози або перебої в системі електропостачання за допомогою заходів, пов'язаних з мережею, ринком та додаткових резервних заходів. У тодішній високоцентралізованій системі електростанцій це означало, що у разі неминучого перевантаження мережі окремим великим електростанціям можна було доручити скоригувати свою подачу електроенергії. Це в першу чергу торкнулося традиційних електростанцій у мережі електропередач 220 кВ та 380 кВ. Кількість постраждалих електростанцій була керованою, канали зв'язку були короткими, а координаційні зусилля – порівняно низькими. Система функціонувала в середовищі, де кілька великих електростанцій обробляли більшу частину виробництва електроенергії, а потоки навантаження були дуже передбачуваними. Цей основний принцип централізованого управління ляг у основу, на якій були побудовані всі наступні розширення та реформи.

Як розширення відновлюваних джерел енергії змінило електроенергетичну систему?

З розширенням відновлюваних джерел енергії з 2010 року структура системи докорінно змінилася. Десятки тисяч децентралізованих генераторів поступово замінили кілька централізованих електростанцій. У середньостроковій перспективі близько 90 відсотків генеруючих потужностей будуть підключені до розподільчих мереж, тоді як великі електростанції продовжуватимуть втрачати своє значення. Ця трансформація призвела до появи нових маршрутів передачі електроенергії, особливо з півночі на південь, оскільки значна частина вітрової енергії виробляється на півночі Німеччини, тоді як основні райони споживання знаходяться на півдні та заході. Потужності передачі були, і в багатьох випадках досі є, недостатньо розраховані на транспортування всієї виробленої електроенергії до центрів споживання. Водночас, поряд з традиційним перерозподілом, для електростанцій відновлюваної енергетики продовжувало існувати управління «зеленими» джерелами енергії відповідно до Закону про відновлювані джерела енергії. Ця паралельна структура, в якій традиційні електростанції регулювалися через перерозподіл, а електростанції відновлюваної енергетики – через управління «зеленими» джерелами енергії, призвела до зростання складності та зростання витрат на заходи з управління перевантаженнями. Вітрові та сонячні електростанції виробляють енергію залежно від погоди та часу доби, що значно ускладнює передбачуваність потоків навантаження та збільшує потребу в заходах контролю.

У чому полягала проблема зі старою системою повторної диспетчеризації та управління поставками електроенергії?

Стара система характеризувалася структурним поділом, який ставав дедалі неефективнішим. З одного боку, існував класичний перерозподіл згідно з розділом 13 Закону Німеччини про енергетичну промисловість (EnWG), який застосовувався виключно до мережі передачі та впливав на традиційні генеруючі установки з встановленою номінальною потужністю понад 10 мегават. Оператори системи передачі могли регулювати ці установки, щоб уникнути перевантаження мережі. З іншого боку, існувало управління «зеленими» потужностями згідно із Законом про відновлювані джерела енергії (EEG) та Законом про когенерацію (KWKG), які окремо розглядали регулювання установок відновлюваної енергії та ТЕЦ для управління перевантаженням мережі. За допомогою управління «зеленими» потужностями потужності установок обмежувалися на основі фактичних значень, тобто в гострих ситуаціях. Бракувало проактивного планування на основі прогнозів. Обмеження відбувалося ситуативно, що призводило до збільшення витрат та неефективного використання доступних ресурсів. Витрати на загальне управління перевантаженням мережі значно зросли між 2019 і 2023 роками з 1,3 млрд євро до 3,2 млрд євро. У 2023 році через вузькі місця в мережі було втрачено приблизно 19 терават-годин електроенергії, що відповідає приблизно чотирьом відсоткам від загального обсягу виробництва електроенергії в Німеччині. Особливо постраждали морські та наземні вітрові електростанції.

Що саме було вирішено Законом про прискорення розширення мережі 2019 року?

Політичною реакцією на зростаючі проблеми стала поправка до Закону про прискорення розширення мережі, яка набула чинності 17 травня 2019 року. Метою було об'єднання управління повторною диспетчеризацією та пільгами в інтегровану систему управління перевантаженнями. Попередні правила управління пільгами, передбачені Законом про відновлювані джерела енергії (EEG) та Законом про когенерацію (KWKG), були скасовані та замінені єдиним режимом повторної диспетчеризації, відомим як «Повторна диспетчеризація 2.0», що базується на розділах 13, 13a та 14 Закону про енергетичну промисловість (EnWG). Це мало на меті створити єдину, превентивну систему управління перевантаженнями для електропостачання по всій Німеччині. Відновлювані джерела енергії та когенераційні установки (ТЕЦ) більше не розглядалися окремо, а регулювалися відповідно до тієї ж правової бази, що й традиційні електростанції. Кінцевий термін впровадження був встановлений на 1 жовтня 2021 року, а початкові зобов'язання щодо подання даних починалися вже з липня 2021 року.

З якого часу діє Redispatch 2.0 і що в ньому принципово нового?

З 1 жовтня 2021 року Redispatch 2.0 є обов'язковим для всіх учасників ринку. Новим аспектом була не сама можливість втручання, а його комплексна системна інтеграція. Усі керовані електростанції потужністю 100 кіловат і більше, включаючи традиційні електростанції, електростанції відновлюваної енергії та накопичувачі енергії, з того часу були включені до управління перевантаженнями. Це принципова відмінність від старої системи, де лише великі традиційні електростанції потужністю понад 10 мегават безпосередньо зазнавали впливу редиспетчеризації. У новому процесі оператор мережі визначає стан мережі на горизонт планування приблизно 36 годин наперед та оптимізує його за потреби. Це вимагає прогнозів навантаження та подачі електроенергії. Якщо виявлено перевантаження, оператор мережі повинен вирішити його за допомогою економічно ефективних заходів. Ще одним ключовим нововведенням є те, що ці заходи повинні бути збалансовані як з точки зору енергії, так і споживання енергії, гарантуючи, що оператори електростанцій не зазнають жодних фінансових збитків в результаті втручань з боку контролю. Крім того, управління цим процесом більше не є виключно відповідальністю операторів системи передачі, а й усіх операторів систем розподілу, які таким чином стали ключовим стовпом управління перевантаженнями.

Як детально працює процес Redispatch 2.0?

Процес Redispatch 2.0 базується на підході, що базується на плануванні, який принципово відрізняється від попереднього реактивного підходу. Оператори мережі створюють прогнози перевантажень на основі комплексних даних від усіх учасників мережі, зокрема від електростанцій, що живлять мережу, та основних споживачів. Оператори станцій подають або планові, або прогнозовані дані, залежно від обраної моделі балансування. У прогнозній моделі інформація про коригування, пов'язані з ринком, та недоступність має бути надана оператору мережі, щоб оператор міг створювати прогнози виробництва. У моделі планового значення оператор станції відповідає за подання як прогнозованих, так і планових даних.

На основі цих даних та інформації в режимі реального часу оператор мережі може завчасно виявляти потенційні вузькі місця в мережі та вживати цілеспрямованих проактивних заходів. Альтернативні графіки розраховуються для передбачуваних перевантажень, а відхилення від ринкового графіка балансуються. Розділ 13a Закону Німеччини про енергетичну промисловість (EnWG) регулює балансування та фінансову компенсацію оператору станції. Менеджер балансуючої групи, у більшості випадків прямий постачальник енергії, отримує компенсацію за енергію від оператора мережі за відсутню кількість у своїй балансуючій групі. У новому процесі кількість енергії, що подається та скорочується за чверть години, розподіляється між балансуючою групою. Ця система вимагає галузевої співпраці між операторами систем передачі, операторами систем розподілу, операторами станцій, менеджерами балансуючих груп та так званими менеджерами з розгортання, яким оператори станцій можуть делегувати значну частину своїх обов'язків.

Які поточні витрати на управління перевантаженням мережі та як вони змінилися?

Витрати на управління перевантаженням мережі значно коливалися в останні роки. У 2022 році загальні витрати досягли піку приблизно в 4,2 мільярда євро, що було зумовлено енергетичною кризою та надзвичайно високими цінами на паливо та оптовими цінами. У 2023 році попередні загальні витрати впали до трохи менше 3,1 мільярда євро, незважаючи на збільшення обсягу впроваджених заходів до 34 297 гігават-годин. Це зниження було зумовлене зниженням цін на енергоносії, оскільки оптові ціни на електроенергію знизилися з трохи більше 230 євро до приблизно 92 євро за мегават-годину. Попередні витрати на розгортання заходів з перерозподілу з використанням традиційних електростанцій склали приблизно 1,8 мільярда євро у 2023 році, тоді як витрати на скорочення виробництва відновлюваної енергії потроїлися до приблизно 600 мільйонів євро.

У 2024 році обсяг заходів зменшився приблизно на 12 відсотків до 30 304 гігават-години, а попередні загальні витрати ще більше впали приблизно до 2,78 мільярда євро. Однак четвертий квартал 2024 року показав тривожне зростання: для стабілізації мережі довелося використати 10 424 гігават-години, що на 19 відсотків більше, ніж у тому ж кварталі попереднього року. Особливо примітним був грудень 2024 року, коли лише в цьому місяці було понесено витрати в розмірі 370 мільйонів євро, що є новим рекордним показником з часів енергетичної кризи. Близько 47 відсотків скорочених електростанцій відновлюваної енергетики були підключені до розподільчої мережі у 2024 році, причому у 74 відсотках випадків причина полягала в мережі передачі. Водночас спостерігається зростаюче зміщення вузьких місць у напрямку розподільчої мережі: її частка в обсягах повторного диспетчеризування зросла з 20 відсотків у 2023 році до 26 відсотків у 2024 році. Ці витрати переносяться на ціни на електроенергію через мережеві тарифи і таким чином впливають на всіх споживачів.

Чому Redispatch 2.0 особливо актуальний для великомасштабних систем акумуляторного зберігання?

Масштабна система акумуляторного зберігання потужністю багато мегават технічно здатна переміщувати значну кількість енергії з часом. Однак її фактичне постачання залежить від архітектури мережі. Вона здатна до повторного диспетчеризації, вимагає прогнозування та інтегрована в управління перевантаженнями. Сама лише потужність не гарантує постачання: там, де потрібна стабільність системи, маркетинг має відійти на другий план. Особливо за великої встановленої потужності, інтеграція в планування мережі, моделі прогнозування та управління перевантаженнями є вирішальною. Великі батареї можуть зменшити вузькі місця шляхом вибіркового заряджання або розряджання. Однак критичним моментом є те, що вони самі також можуть стати частиною сценарію вузьких місць, якщо кілька систем намагаються подавати енергію одночасно.

Ринок великомасштабних систем акумуляторного зберігання енергії в Німеччині стрімко зростає. Встановлена ​​потужність досягла понад 2 гігават номінальної потужності до 2025 року, а лише у 2025 році очікується введення в експлуатацію 1,46 гігават нових потужностей. До 2027 року прогнозується семикратне збільшення потужності порівняно з 2024 роком, а різні прогнози передбачають, що загальна потужність може досягти 15 гігават до 2030 року. Запити операторів мережі на підключення акумуляторних накопичувачів зараз майже в сто разів перевищують існуючі потужності. З такими темпами зростання питання інтеграції цих систем в управління перевантаженнями стає дедалі актуальнішим.

Наш досвід у сфері розвитку бізнесу, продажів та маркетингу в ЄС та Німеччині - Зображення: Xpert.Digital

Галузеві напрямки діяльності: B2B, цифровізація (від штучного інтелекту до XR), машинобудування, логістика, відновлювані джерела енергії та промисловість

Більше інформації тут:

• Експертний бізнес-центр

Тематичний центр, що пропонує аналітичні матеріали та досвід:

• Платформа знань, що охоплює світову та регіональну економіку, інновації та галузеві тенденції
• Збірка аналітичних матеріалів, ідей та довідкової інформації з наших ключових напрямків діяльності
• Місце для експертів та інформації про поточні розробки в бізнесі та технологіях
• Центр для компаній, які шукають інформацію про ринки, цифровізацію та галузеві інновації

Чи великі батареї загалом корисні чи шкідливі для енергомережі?

На це питання неможливо відповісти загалом, оскільки воно залежить від місця розташування, режиму роботи та конкретної ситуації в мережі. У дослідженні, проведеному Neon Neue Energieökonomik на замовлення розробника систем зберігання енергії Eco Stor, було розглянуто продуктивність двох великих батарей у Шлезвіг-Гольштейні та Баварії протягом кожної чверті години року. Результати показують, що оператори мережі заощаджують від 3 до 6 євро на рік на кожному кіловаті ємності батареї. Тому великі батареї ні в якому разі не слід вважати обтяжливими для мережі, навіть якщо це іноді пропонується в дебатах щодо енергетичної політики.

Однак, це розвантаження мережі наразі відбувається чисто випадково, оскільки в Німеччині існує лише одна цінова зона електроенергії, а отже, немає регіональних цін. Акумулятори працюють відповідно до єдиного цінового сигналу на оптовому та балансуючому ринках енергії. Вузькі місця в мережі для них невидимі. Детальний аналіз показує, що великий акумулятор розвантажує та навантажує мережу приблизно з однаковою частотою, приблизно у 20 відсотках чвертей години. В інші 60 відсотків часу акумулятор або не працює, або мережа вільна від перевантажень. Fraunhofer ISE також зазначає, що великі системи акумуляторного зберігання, які в основному працюють відповідно до ринкових механізмів, можуть посилювати локальні піки потужності через несприятливу поведінку заряджання та розряджання, тим самим посилюючи навантаження на трансформатори та лінії.

Що означає безпечна для мережі експлуатація для великих систем акумуляторного зберігання енергії?

Підтримка мережі означає цілеспрямоване використання системи зберігання енергії для стабілізації мережі, запобігання вузьким місцям або компенсації коливань напруги. Це відрізняється від суто ринкової підтримки, коли електроенергія переважно купується за низькими цінами та продається за вищими – класичний випадок цінового арбітражу. Масштабна система акумуляторного зберігання енергії вважається такою, що підтримує мережу, якщо її розміщення в мережі та режим роботи зменшують навантаження мережі, що може, наприклад, призвести до зменшення потреби в розширенні мережі.

На практиці обидва підходи можна поєднати: система зберігання може економічно брати участь на ринку, одночасно обслуговуючи мережу. Дослідження показують, що системи зберігання, що підтримують мережу, вибірково поглинають електроенергію, коли неминуче високе споживання електроенергії, і повертають її пізніше. Це зменшує потребу у втручанні та підвищує безпеку постачання. Щоб системи акумуляторного зберігання електроенергії підтримували мережу, їх слід встановлювати там, де мережа зазнає особливого навантаження. Інтелектуальне керування також має вирішальне значення, оскільки воно гарантує, що система зберігання відреагує в потрібний момент та ефективно постачатиме енергію. Чим більша та гнучкіша система зберігання, наприклад, з мінімальним часом розряду чотири години, тим більший її внесок у розвантаження мережі.

Чому наразі немає ефективних стимулів для дружньої до мережі поведінки з боку великих акумуляторних батарей?

Проблема полягає в структурі німецького ринку електроенергії. Наразі в Німеччині діє єдина цінова зона на електроенергію з рівними цінами на добу наперед. Це означає, що ціна на електроенергію на біржі однакова скрізь у Німеччині, незалежно від того, чи є проблеми з перевантаженням мережі в певному регіоні. Системи акумуляторних накопичувачів енергії та всі інші учасники ринку покладаються на цей єдиний ціновий сигнал на оптових та балансуючих ринках енергії. Перевантаження мережі для них просто невидиме, оскільки немає цінового сигналу, який би відображав регіональні вузькі місця.

У цій системі немає фінансового стимулу діяти відповідно до вимог мережі. Сховище електроенергії у Шлезвіг-Гольштейні, яке заряджається під час сильного вітру, робить це не тому, що там є вузьке місце в мережі, а тому, що ціна на електроенергію по всій країні наразі низька. Те, що така поведінка одночасно є дружньою до мережі, є чистим збігом обставин. У дослідженні Neon New Energy Economics розглянуто три регуляторні підходи для посилення дружньої до мережі поведінки. Динамічний ціновий сигнал повторного диспетчеризації, який відображає ситуацію в мережі кожні 15 хвилин, показав найкращі результати. Такий ціновий сигнал створює як найбільшу додану вартість для мережі, так і найменші втрати ринкової вартості.

Яку роль відіграє обговорення цінових зон на електроенергію для великих акумуляторних накопичувачів та перерозподілу?

Дебати щодо поділу зони цін на електроенергію в Німеччині набули значного імпульсу в останні роки та безпосередньо пов'язані з питаннями повторної диспетчеризації та великомасштабного акумуляторного зберігання енергії. В рамках свого Огляду торгових зон Європейська комісія закликала до перегляду європейських торгових зон, запропонувавши поділ Німеччини на дві-чотири зони. Дослідження, проведене Agora Energiewende та Fraunhofer IEE, робить висновок, що система місцевого ціноутворення може значно знизити витрати на повторну диспетчеризацію та посилити безпеку постачання. Вже у 2023 році місцеві цінові сигнали могли б знизити витрати на електроенергію для підприємств та домогосподарств в середньому на понад 6 євро за мегават-годину по всій країні.

У короткому звіті Neon Neue Energieökonomik, замовленому постачальником енергії Enercity, оцінюється, що отримана орендна плата за вузькі місця в Німеччині становить близько 2 мільярдів євро на рік, якщо електромережу розділити на чотири-п'ять цінових зон. Однак дослідження, проведене Технічним університетом Мюнхена, показує, що різниця в цінах між кількома великими ціновими зонами електроенергії невелика та призводить лише до незначної економії на витратах на повторну диспетчеризацію. Натомість, ціноутворення для окремих вузлів призводить до значного зниження витрат на повторну диспетчеризацію та загальних витрат. Регіональні цінові сигнали матимуть величезне значення для великомасштабних систем акумуляторного зберігання енергії, оскільки вони вперше створять економічний стимул для поведінки, дружньої до мережі. Однак новий уряд Німеччини у своїй коаліційній угоді погодився наразі зберегти єдину цінову зону електроенергії.

Як фінансово компенсуються оператори станцій під час операції з повторного диспетчеризації?

Якщо оператор мережі коригує виробництво, розділ 13a Закону Німеччини про енергетичну промисловість (EnWG) регулює балансування та фінансову компенсацію оператору станції. Керівник балансуючої групи відповідної точки введення або відбору має претензію до оператора системи передачі, який видав запит на коригування виробництва, щодо компенсації балансування для цього заходу. Крім того, коригування виробництва активної або реактивної потужності має бути належним чином фінансово компенсовано. Належна фінансова компенсація включає необхідні витрати на фактичне коригування виробництва, пропорційне споживання вартості станції та доведену втрату доходу.

У червні 2024 року Федеральне мережеве агентство видало постанову про визначення відповідної фінансової компенсації за заходи з повторного диспетчеризації відповідно до розділу 13a, пункту 2. Основний принцип полягає в тому, що оператор електростанції, що працює на відновлюваних або звичайних джерелах енергії, не повинен зазнавати жодних економічних збитків в результаті втручання з боку регуляторів. Він опиняється в такому ж становищі, як якби втручання не відбулося. Наприклад, якщо вітрову електростанцію на півночі зупиняють через перевантаження лінії електропередач на півдні, оператор все одно має отримати компенсацію. Водночас інша електростанція на півдні повинна виробляти більше електроенергії для задоволення попиту, що також тягне за собою витрати.

Яку роль відіграють оператори розподільчих мереж у процесі Redispatch 2.0?

До 30 вересня 2021 року повторна диспетчеризація була виключною відповідальністю чотирьох операторів систем передачі в Німеччині. З появою Redispatch 2.0 це докорінно змінилося. Оператори систем розподілу стали ключовим стовпом управління перевантаженнями в німецькій електромережі. Вони повинні проактивно виявляти вузькі місця в мережі, а потім визначати, координувати та впроваджувати відповідні заходи, забезпечуючи безпеку мережі та постачання. Це вимагає від них моделювання своїх мереж з урахуванням очікуваних навантажень та прогнозованих станів мережі. Щоб усунути вузькі місця, оператори систем розподілу повинні включити всі електростанції відновлюваної енергії, теплоелектростанції (ТЕЦ) та накопичувачі потужністю 100 кіловат або більше.

Це являє собою значне розширення їхніх існуючих обов'язків і вимагає нових ринкових ролей і процесів для реагування на потенційні вузькі місця в режимі реального часу та на основі прогнозів. Зростання кількості вузьких місць у розподільчій мережі підкреслює важливість цього розвитку. Частка розподільчої мережі в обсягах повторного диспетчеризації для станцій відновлюваної енергетики зросла з 20 відсотків у 2023 році до 26 відсотків у 2024 році, і ця тенденція, ймовірно, продовжиться з подальшим розширенням децентралізованої генерації.

Як саме великомасштабні системи акумуляторного зберігання енергії можуть сприяти зменшенню перевантаження мережі?

Системи акумуляторного зберігання можуть втручатися саме тоді, коли виникають вузькі місця в мережі. Коли виробляється занадто багато електроенергії, вони поглинають енергію та вивільняють її пізніше, коли попит зростає. Великомасштабні системи зберігання реагують за мілісекунди, що робить їх ідеальними для надійної компенсації коливань напруги, нестабільності частоти або локальних піків навантаження. Вони забезпечують балансування потужності та можуть запобігти відключенням електроенергії. Кожен уникнутий захід перерозподілу потужностей заощаджує кошти та запобігає марнуванню електроенергії з відновлюваних джерел.

У практичному сценарії великомасштабна система акумуляторного зберігання електроенергії на півночі Німеччини може заряджатися вибірково під час сильного вітру, тим самим пом'якшуючи пікове навантаження, яке в іншому випадку призвело б до перевантаження мережі. Fraunhofer ISE аналізує, чи можуть великомасштабні системи акумуляторного зберігання електроенергії експлуатуватися з підтримкою мережі в конкретних місцях, досліджуючи часові ряди генерації та навантаження з відповідної підстанції, моделюючи результуючі потоки потужності та імітуючи стратегії експлуатації з підтримкою мережі. Крім того, в аналізі досліджується, чи були заходи з перерозподілу потужності впроваджені в конкретному місці в минулому. Це також відкриває нові можливості для муніципалітетів, операторів мережі та розробників проектів, оскільки системи акумуляторного зберігання електроенергії створюють місцеву додану вартість, зменшують навантаження на мережу та зміцнюють місцеву безпеку постачання.

Чому великі системи акумуляторного зберігання енергії самі по собі можуть стати проблемою для стабільності мережі?

Електроенергетична система перетворилася з централізованої системи керування електростанцією на систему координації децентралізованих ресурсів на основі даних. У цій новій системі важлива не лише вихідна потужність, а й інтеграція в архітектуру системи. Масштабна система акумуляторного зберігання енергії з величезною ємністю може стати проблематичною, якщо вона працює виключно на основі ринкових сигналів без урахування ситуації в місцевій мережі. Якщо кілька систем зберігання енергії в регіоні хочуть одночасно подавати електроенергію в мережу через те, що ціни на електроенергію наразі високі, це може спричинити або посилити ті самі вузькі місця, яких слід уникати.

Великомасштабні системи акумуляторного зберігання електроенергії, що переважно працюють відповідно до ринкових механізмів, можуть посилювати локальні піки потужності через несприятливі схеми заряджання та розряджання, тим самим збільшуючи навантаження на трансформатори та лінії електропередачі. Швидко зростаюча кількість великомасштабних систем акумуляторного зберігання електроенергії потенційно загострює цю проблему. Оскільки запити на підключення до мережі зараз перевищують 200 гігават, очевидно, що координація цих систем є одним з ключових викликів найближчих років. Найважливішим моментом є те, що сама по собі потужність не гарантує постачання електроенергії. Там, де стабільність системи є важливою, маркетинг повинен відійти на другий план. Система зберігання електроенергії, яка хоче генерувати дохід на ринку, повинна визнати, що її варіанти постачання електроенергії обмежені фізичними межами мережі та рішеннями операторів мережі.

Як виглядає майбутнє управління вузькими місцями, і що означає Redispatch 3.0?

Хоча Redispatch 2.0 в першу чергу інтегрує генеруючі потужності в управління перевантаженнями, подальший розвиток у напрямку Redispatch 3.0 спрямований на ще тісну інтеграцію сховищ енергії, електролізерів та керованих навантажень. Метою є ще точніша координація виробництва та споживання за допомогою цифрових платформ та даних у режимі реального часу. Дискусія щодо цінових зон електроенергії та місцевих цінових сигналів відіграватиме в цьому вирішальну роль. Якщо вдасться успішно створити регуляторні стимули для поведінки, дружньої до мережі, великомасштабні системи акумуляторного зберігання енергії можуть відігравати значно більшу роль у запобіганні перевантаженням, ніж сьогодні. Дослідження Neon New Energy Economics робить висновок, що динамічний ціновий сигнал редиспетчеризації створить найбільшу додану цінність для мережі, одночасно мінімізуючи втрати ринкової вартості.

Технологічний прогрес підтримує цю тенденцію: вартість літій-іонних акумуляторів знизилася приблизно на 84 відсотки за останні десять років, і тенденція спрямована на більші системи з довшим терміном зберігання. Хоча середній проект акумуляторів у 2022 році все ще був одногодинною системою, зараз домінують двогодинні системи, а також все частіше використовуються чотири- та шестигодинні системи. До 2030 року ємність великомасштабних систем акумуляторного зберігання в Німеччині може зрости до 57 гігават-годин із загальною потужністю 15 гігават. У довгостроковій перспективі, до 2050 року, можлива навіть потужність 60 гігават, або 271 гігават-година. З такою потужністю великомасштабне акумуляторне зберігання може стати ключовим інструментом управління перевантаженнями, за умови, що регуляторна база створить правильні стимули.

Що все це означає для енергетичного переходу в цілому?

Німецька електроенергетична система переживає фундаментальну трансформацію. Енергетичний перехід перетворив раніше централізовано керовану систему на надзвичайно складну мережу децентралізованих виробників, що вимагає нових механізмів координації. Redispatch 2.0 є ключовим компонентом цієї нової координації, що інтегрує всіх відповідних зацікавлених сторін в єдину систему управління перевантаженнями. Великомасштабні системи акумуляторних накопичувачів є як частиною рішення, так і потенційним джерелом нових викликів. Вони можуть зменшити перевантаження, забезпечити балансуючу потужність, інтегрувати відновлювані джерела енергії та зменшити потребу в розширенні мережі. Водночас вони вимагають ретельної інтеграції в архітектуру системи, щоб самі не стати причиною перевантажень.

Ключові важелі розвитку на майбутнє полягають у подальшому розвитку дизайну ринку електроенергії в напрямку цінових сигналів, що виявляють вузькі місця в мережі, у прискореному розширенні мережі, у цифровізації управління мережею та в регуляторних рамках, які винагороджують поведінку, дружню до мережі. Енергетична система майбутнього більше не буде контролюватися кількома великими електростанціями, а координацією на основі даних сотень тисяч децентралізованих ресурсів, від вітрових турбін та сонячних панелей до акумуляторних накопичувачів, електролізерів та керованих навантажень. Redispatch 2.0 заклав основу для цієї координації. Найближчі роки покажуть, чи зможуть регуляторні рамки встигати за динамікою технологічних змін.

☑️ Наша ділова мова – англійська або німецька

☑️ НОВИНКА: Листування вашою рідною мовою!

Konrad Wolfenstein

Я та моя команда раді бути вашим особистим консультантом.

Ви можете зв'язатися зі мною, заповнивши контактну форму тут просто зателефонувавши мені за номером +49 7348 4088 965. Моя адреса електронної пошти [email protected]:, або

Я з нетерпінням чекаю нашого спільного проєкту.

☑️ Підтримка МСП у стратегії, консалтингу, плануванні та впровадженні

☑️ Створення або переорієнтація цифрової стратегії та діджиталізації

☑️ Розширення та оптимізація процесів міжнародних продажів

☑️ Глобальні та цифрові торгові платформи B2B

☑️ Розвиток бізнесу Pioneer / Маркетинг / PR / Виставки