Redispatch 2.0 和大规模电池储能：对电网来说是祸是 Segen ？巨型电池储能系统的双重角色——图片来源：Xpert.Digital
大停电威胁解除？网络运营商如何应对从北到南的“电力拥塞”？
Redispatch 2.0 简明解释：工厂运营商和仓储投资者需要了解的内容
德国电网正面临前所未有的压力测试：尽管北部地区的风力发电机组满负荷运转，但往往缺乏足够的输电线路将电力输送到南部工业中心。为了防止电力供应崩溃，电网运营商几乎全天候干预发电——这一过程被称为电力重新调度，每年耗费消费者数十亿欧元。.
然而，能源转型从根本上改变了这一系统。过去，少数大型发电厂的负荷由中央统一控制；而如今，数以万计的分散式电厂、太阳能电站以及日益增多的高性能大型电池储能系统都需要进行协调。自2021年10月推出Redispatch 2.0以来，配电网络运营商和小型电厂运营商也必须确保电网的物理稳定性。.
蓬勃发展的大型电池储能系统扮演着尤为引人关注的角色：它们被视为能源转型的希望之光，但如果使用不当，实际上可能会加剧局部地区的电力瓶颈。问题往往不在于技术本身，而在于缺乏区域价格信号。以下问答指南将详细探讨现代拥堵管理机制的运作方式、成本飙升的原因、电池储能在其中的作用，以及为何关于电力价格区域的讨论对未来能源供应安全至关重要。.
重新调度是什么意思？为什么这个术语对德国电网如此重要？
重新调度是指对发电厂的发电量进行干预，以保护输电线路免受过载影响。如果电网的某个特定点出现瓶颈，瓶颈附近一侧的发电厂会被指示减少其并网发电量，而瓶颈远端一侧的发电厂则必须增加并网发电量。这样就形成了一个可以抵消瓶颈的潮流。这个术语经常出现在能源政策辩论中，但很少被完整地解释其含义。然而，它对于理解现代电网至关重要，因为它描述了电网运营商如何实时确保电网物理稳定性的机制。如果没有重新调度，电网瓶颈会导致不受控制的过载，在最坏的情况下，甚至可能引发连锁停电。其原理最初很简单：如果电网某一点的并网发电量过大，则必须减少该点的发电量，并在另一点进行补偿。然而，多年来，这一原理的实际应用发生了显著变化，尤其是在可再生能源大规模扩张以及随之而来的电力生产分散化之后。.
重新派遣的法律基础是什么？其历史渊源又在哪里？
重新调度机制的根源可以追溯到2005年的德国能源工业法（EnWG）。该法第13条于2005年7月13日生效，规定输电系统运营商有义务确保系统安全。具体而言，该条款授权并有义务通过电网相关措施、市场相关措施以及额外的备用措施来消除对电力供应系统的威胁或中断。在当时高度集中的发电厂系统中，这意味着在电网即将过载的情况下，可以指示单个大型发电厂调整其并网发电量。这主要影响220千伏和380千伏输电网中的常规电厂。受影响的电厂数量可控，沟通渠道畅通，协调工作量相对较小。该系统运行的环境是少数大型发电厂承担大部分发电量，且负荷潮流高度可预测。这种集中控制的基本原则构成了所有后续扩展和改革的基础。.
可再生能源的扩张如何改变了电力系统？
自2010年以来，随着可再生能源的快速发展，电力系统结构发生了根本性的变化。数以万计的分布式发电机逐渐取代了少数集中式发电厂。中期来看，约90%的发电设施将接入配电网，而大型发电厂的重要性将持续下降。这种转型催生了新的输电线路，特别是南北走向的输电线路，因为德国北部地区风能发电量巨大，而主要的电力消费区域则位于南部和西部。输电能力过去和现在都不足以将所有产生的电力输送到消费中心。与此同时，除了传统的电力调度机制外，根据《可再生能源法》，可再生能源发电厂仍然需要进行上网电价管理。这种并行运作的机制——传统发电厂通过电力调度机制进行调节，而可再生能源发电厂则通过上网电价管理机制进行调节——导致拥塞管理措施的复杂性增加，成本也随之上升。风能和太阳能发电厂根据天气和时间发电，这大大增加了负荷潮流预测的复杂性，并增加了控制措施的必要性。.
旧的重新调度和馈入管理系统存在什么问题？
旧系统的特点是结构分割，这种分割日益低效。一方面，根据德国《能源工业法》（EnWG）第13条，存在传统的重新调度机制，该机制仅适用于输电网，影响装机容量超过10兆瓦的传统发电厂。输电系统运营商可以调节这些电厂的运行，以避免电网拥堵。另一方面，根据《可再生能源法》（EEG）和《热电联产法》（KWKG），存在上网电价管理机制，该机制分别针对可再生能源电厂和热电联产电厂，以管理电网拥堵。在上网电价管理机制下，电厂的弃电是基于实际值进行的，即在紧急情况下进行。缺乏主动的、基于预测的规划。弃电是临时性的，导致成本增加，可用资源利用效率低下。2019年至2023年间，电网拥堵管理的总成本显著增加，从13亿欧元增至32亿欧元。 2023年，由于电网瓶颈，德国损失了约19太瓦时的电力，约占德国总发电量的4%。海上和陆上风电场受到的影响尤为严重。.
2019 年电网扩建加速法案究竟决定了什么？
针对日益严重的电网拥堵问题，政府于2019年通过修订《电网扩容加速法》做出回应，该修订案于2019年5月17日生效。其目标是将重新调度和上网电价管理整合到一个综合的拥堵管理系统中。此前依据《可再生能源法》（EEG）和《热电联产法》（KWKG）制定的上网电价管理规定被废除，取而代之的是基于《能源工业法》（EnWG）第13、13a和14条的统一重新调度机制，即“重新调度2.0”。此举旨在为德国全国的电力供应建立一个统一的、预防性的拥堵管理系统。可再生能源和热电联产（CHP）电厂不再被区别对待，而是与传统电厂一样，按照相同的法律框架进行监管。实施期限设定为2021年10月1日，初始数据提交义务最早于2021年7月开始。.
Redispatch 2.0 从何时开始生效？它有哪些根本性的新变化？
自2021年10月1日起，所有市场参与者都必须遵守Redispatch 2.0系统。该系统的新特点并非在于干预本身，而在于其全面的系统集成。所有容量在100千瓦及以上的可控电厂，包括传统电厂、可再生能源电厂和储能设施，均已纳入拥塞管理。这与旧系统有着根本性的区别，旧系统仅直接影响10兆瓦以上的大型传统电厂。在新系统中，电网运营商提前约36小时确定电网状态，并根据需要进行优化。这需要进行负荷和并网预测。如果发现拥塞，电网运营商必须采取经济有效的措施予以解决。另一项关键创新在于，这些措施必须在能源和能源消耗方面保持平衡，从而确保电厂运营商不会因控制干预而遭受任何经济损失。此外，处理工作不再仅仅是输电系统运营商的责任，而是所有配电系统运营商的责任，因此配电系统运营商已成为拥塞管理的关键支柱。.
Redispatch 2.0 流程的具体运作方式是什么？
Redispatch 2.0流程基于一种规划导向的方法，这与之前的被动式方法有着根本的不同。电网运营商基于所有电网参与者（特别是并网发电厂和主要用户）的综合数据创建拥塞预测。电厂运营商根据所选的平衡模型提交计划数据或预测数据。在预测模型中，必须向电网运营商提供有关市场调整和电力供应中断的信息，以便运营商能够创建发电量预测。在计划值模型中，电厂运营商负责提交预测数据和计划数据。.
基于这些数据和实时信息，电网运营商能够及早识别潜在的电网瓶颈，并采取有针对性的主动措施。系统会针对可预见的过载情况计算替代调度方案，并对与市场调度方案的偏差进行平衡。《德国能源工业法》（EnWG）第13a条规定了对电厂运营商的平衡和经济补偿。平衡组管理者（通常为直接营销商）会从电网运营商处获得其平衡组中缺失电量的补偿。在新流程中，每刻钟的输入和削减电量会被分配给相应的平衡组。该系统需要输电系统运营商、配电系统运营商、电厂运营商、平衡组管理者以及所谓的部署经理（电厂运营商可以将大部分职责委托给部署经理）之间的全行业合作。.
目前网络拥塞管理的成本是多少？这些成本是如何发展的？
近年来，电网拥塞管理成本波动较大。2022年，受能源危机和极高的燃料及批发价格影响，总成本达到约42亿欧元的峰值。2023年，尽管实施的措施总量增加至34297吉瓦时，但初步总成本却降至略低于31亿欧元。这一降幅主要归功于能源价格的回落，批发电力价格从略高于每兆瓦时230欧元降至约92欧元。2023年，利用传统电厂进行重新调度措施的初步部署成本约为18亿欧元，而减少可再生能源发电量的成本则增长了两倍，达到约6亿欧元。.
2024年，相关措施总量下降约12%，至30,304吉瓦时，初步总成本进一步降至约27.8亿欧元。然而，2024年第四季度出现了令人担忧的增长：为稳定电网，不得不动用10,424吉瓦时的电力，比上年同期增长19%。2024年12月的情况尤为突出，仅当月就产生了3.7亿欧元的成本，创下能源危机以来的新高。2024年，约47%被削减的可再生能源发电厂并入了配电网，其中74%的削减原因是输电网故障。与此同时，瓶颈正日益转移到配电网络：其在重新调度量中所占的份额从 2023 年的 20% 上升到 2024 年的 26%。这些成本通过网络费用转嫁到电价中，从而影响所有消费者。.
为什么 Redispatch 2.0 对大型电池储能系统尤为重要？
容量达数兆瓦的大型电池储能系统在技术上能够随时间转移大量能量。然而，其实际并网情况取决于电网架构。该系统能够进行重新调度，需要进行预测，并被纳入拥塞管理。仅凭容量并不能保证并网：在需要系统稳定性的情况下，市场营销必须退居其次。尤其是在装机容量较大的情况下，将其纳入电网规划、预测模型和拥塞管理至关重要。大型电池可以通过选择性充电或放电来缓解瓶颈。然而，关键在于，如果多个系统同时尝试并网，它们本身也可能成为瓶颈的一部分。.
德国大型电池储能系统市场正快速增长。到2025年，装机容量已超过2吉瓦（额定功率），仅2025年一年就预计新增1.46吉瓦。预计到2027年，装机容量将比2024年增长七倍，而各种预测表明，到2030年，总装机容量可能达到15吉瓦。目前，电网运营商对电池储能并网的需求几乎是现有容量的百倍。在如此高速的增长下，如何将这些系统整合到拥塞管理体系中变得日益紧迫。.
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大型电池对电网来说是好是坏？
这个问题无法一概而论，因为它取决于具体地点、运行模式和电网状况。储能开发商Eco Stor委托Neon Neue Energieökonomik进行的一项研究，考察了石勒苏益格-荷尔斯泰因州和巴伐利亚州两座大型电池在一年中每一刻钟的性能。结果表明，每千瓦电池容量，电网运营商每年可节省3至6欧元的调度成本。因此，即使在能源政策辩论中有人提出大型电池会给电网带来负担，也绝不应将其视为电网的固有负担。.
然而，目前这种电网缓解纯属偶然，因为德国只有一个电价区，因此不存在区域性电价。电池根据批发和平衡能源市场的统一价格信号运行，电网瓶颈对它们而言是无法察觉的。详细分析表明，大型电池对电网的缓解和加重频率大致相等，大约各占每刻钟的20%。在剩余的60%时间里，要么电池处于空闲状态，要么电网畅通无阻。弗劳恩霍夫太阳能系统研究所（Fraunhofer ISE）还指出，主要根据市场机制运行的大型电池储能系统，可能会因不利的充放电行为而放大局部电力峰值，从而加剧变压器和线路的负荷。.
对于大型电池储能系统而言，电网友好型运行意味着什么？
电网辅助运行是指有针对性地利用储能系统来稳定电网、防止瓶颈或补偿电压波动。这与纯粹的市场辅助运行不同，后者主要是以低价购入电力，然后以高价售出——这是典型的价格套利。如果大型电池储能系统在电网中的部署位置和运行模式能够降低电网负荷，例如减少电网扩容的需求，则该系统被视为电网辅助系统。.
实际上，这两种方法可以结合起来：储能系统既可以经济地参与市场交易，又能同时为电网提供服务。研究表明，电网辅助型储能系统会在电网即将承受高负荷时选择性地吸收电力，并在之后将其输送回电网。这减少了人为干预的必要性，并提高了供电安全性。为了使电池储能系统发挥电网辅助作用，应将其安装在电网负荷特别大的地方。智能控制也至关重要，因为它能确保储能系统在恰当的时机做出反应，并高效地提供能量。例如，设计一个容量更大、灵活性更高的储能系统（其最小放电时间为四小时），那么它对缓解电网负荷的贡献就越大。.
为什么目前没有有效的激励措施来鼓励大型储能电池采取有利于电网的行为？
问题在于德国电力市场的设计。德国目前实行单一电价区，日前电价统一。这意味着，无论特定地区是否存在电网拥堵问题，德国各地的电力交易所电价都相同。电池储能系统和其他所有市场参与者在批发和平衡能源市场中都依赖于这一统一的价格信号。由于没有反映区域瓶颈的价格信号，电网拥堵对他们来说根本无法察觉。.
在这个系统中，企业没有经济动力采取有利于电网运行的行为。例如，石勒苏益格-荷尔斯泰因州的一个储能设施在强风期间充电，并非因为当地电网出现瓶颈，而是因为全国电价目前较低。这种行为恰好也有利于电网运行，纯属巧合。Neon New Energy Economics 的研究考察了三种旨在强化有利于电网运行行为的监管方法。结果表明，每 15 分钟反映一次电网状况的动态调度价格信号效果最佳。这种价格信号既能为电网创造最大附加值，又能将市场价值损失降至最低。.
关于大型电池储能和电力调度的电价分区讨论发挥着怎样的作用？
近年来，围绕德国电力价格区划分的争论愈演愈烈，这与电力调度和大规模储能问题直接相关。作为竞价区审查的一部分，欧盟委员会呼吁对欧洲竞价区进行审查，并提议将德国划分为两到四个区域。Agora Energiewende 和弗劳恩霍夫能源研究所 (Fraunhofer IEE) 的一项研究表明，本地定价体系可以显著降低电力调度成本，并增强供电安全。最早在 2023 年，本地价格信号就能使全国范围内企业和家庭的平均用电成本降低每兆瓦时 6 欧元以上。.
受能源供应商Enercity委托，Neon Neue Energieökonomik撰写的一份简短报告估计，如果将德国电网划分为四到五个价格区，由此产生的瓶颈租金每年将达到约20亿欧元。然而，慕尼黑工业大学的一项研究表明，几个大型电力价格区之间的价格差异很小，仅能略微节省调度成本。相比之下，节点定价可以显著降低调度成本和总体成本。区域价格信号对于大型电池储能系统至关重要，因为它将首次为电网友好行为创造经济激励。然而，德国新政府在其联合执政协议中同意暂时维持统一的电力价格区。.
在重新调度操作期间，电厂操作人员如何获得经济补偿？
如果电网运营商调整发电量，则《德国能源工业法》（EnWG）第13a条规定了对电厂运营商的平衡补偿和财务补偿。受影响的并网点或出网点的平衡组经理有权向发出发电量调整请求的输电系统运营商索取平衡补偿。此外，有功功率或无功功率的调整必须得到充分的财务补偿。充分的财务补偿包括实际发电量调整所需的费用、电厂价值的按比例损耗以及已证实的收入损失。.
2024年6月，联邦网络管理局发布了一项关于根据第13a条第2款确定重新调度措施的适当经济补偿的裁决。其基本原则是，可再生能源或传统能源发电厂的运营商不应因控制干预而遭受任何经济损失。他们应处于与未发生干预时相同的状态。例如，如果北方一座风电场因南方输电线路过载而停运，运营商仍应获得补偿。与此同时，南方另一座发电厂必须生产更多电力以满足需求，这也会产生费用。.
配电网络运营商在 Redispatch 2.0 过程中扮演什么角色？
在2021年9月30日之前，德国的电力调度完全由四家输电系统运营商负责。但随着Redispatch 2.0的推出，情况发生了根本性的变化。配电系统运营商已成为德国电网拥塞管理的关键支柱。他们必须主动识别电网瓶颈，并在确保电网和供电安全的前提下，确定、协调并实施相应的措施。这就要求他们根据预期负荷对电网进行建模，并预测电网状态。为了消除瓶颈，配电系统运营商必须将所有容量在100千瓦及以上的可再生能源电厂、热电联产（CHP）电厂和储能设施纳入调度范围。.
这标志着其现有职责的显著扩展，并需要新的市场角色和流程，以便根据预测实时应对潜在的瓶颈。配电网络日益严重的瓶颈凸显了这一发展的重要性。配电网络在可再生能源电厂重新调度量中所占的份额从2023年的20%上升到2024年的26%，随着分散式发电的进一步扩张，这一趋势可能会持续下去。.
大规模电池储能系统究竟如何帮助缓解电网拥堵？
电池储能系统能够在电网出现瓶颈时精准介入。当发电量过剩时，它们会吸收能量，并在需求增加时释放出来。大型储能系统可在毫秒内做出反应，因此非常适合可靠地补偿电压波动、频率不稳定或局部负荷峰值。它们能够提供平衡电力，并防止停电。每一次避免重新调度都能节省成本，并防止可再生能源电力的浪费。.
在实际应用中，德国北部的大型电池储能系统可以在强风天气下进行选择性充电，从而缓解原本会导致电网过载的峰值并网负荷。弗劳恩霍夫太阳能系统研究所 (Fraunhofer ISE) 通过分析相关变电站的发电和负荷时间序列、模拟由此产生的潮流以及模拟电网支持型运行策略，来研究大型电池储能系统在特定地点是否能够以支持电网运行的方式运行。此外，该分析还考察了过去是否在特定地点实施过重新调度措施。这也为市政当局、电网运营商和项目开发商带来了新的机遇，因为电池储能系统能够创造本地附加值、减轻电网压力并增强本地供电安全。.
为什么大型电池储能系统本身会成为电网稳定性问题？
电力系统已从集中式电厂控制系统转变为数据驱动的分布式资源协调系统。在这个新系统中，重要的不仅是电力输出，还有与系统架构的整合。如果大型电池储能系统仅根据市场信号运行，而不考虑当地电网状况，则可能出现问题。例如，如果某个地区的多个储能系统由于当前电价高企而同时向电网输送电力，则可能导致或加剧原本旨在避免的瓶颈问题。.
大型储能系统主要依靠市场机制运行，其不利的充放电模式可能会放大局部电力峰值，从而增加变压器和输电线路的负荷。大型储能系统数量的快速增长可能会加剧这一问题。目前并网申请已超过200吉瓦，显然，协调这些系统将成为未来几年的关键挑战之一。关键在于，容量本身并不能保证获得并网。在系统稳定性至关重要的情况下，市场营销必须退居其次。希望通过市场盈利的储能系统必须接受这样一个事实：其并网选择受限于电网的物理边界和电网运营商的决策。.
瓶颈管理的未来发展方向是什么？Redispatch 3.0 又意味着什么？
虽然 Redispatch 2.0 主要将发电设施整合到拥塞管理中，但 Redispatch 3.0 的进一步发展目标是将储能设施、电解槽和可控负荷更紧密地整合起来。其目标是通过数字平台和实时数据，更精细地协调发电和用电。围绕电价分区和本地价格信号的讨论将在此过程中发挥关键作用。如果能够成功制定鼓励电网友好行为的监管激励措施，大型电池储能系统在缓解拥塞方面将比现在发挥更大的作用。Neon New Energy Economics 的研究表明，动态的重新调度价格信号将为电网创造最大的附加值，同时最大限度地减少市场价值损失。.
技术进步推动了这一趋势：过去十年间，锂离子电池的成本下降了约84%，而且发展趋势是向更大容量、更长储能时长的方向发展。尽管2022年平均电池储能项目仍为一小时系统，但如今两小时系统已占据主导地位，四小时和六小时系统也正日益普及。到2030年，德国大型电池储能系统的存储容量有望增至57吉瓦时，总输出功率可达15吉瓦。从长远来看，到2050年，容量甚至可能达到60吉瓦，即271吉瓦时。凭借如此庞大的容量，如果监管框架能够提供适当的激励措施，大型电池储能有望成为缓解交通拥堵的关键工具。.
这一切对整个能源转型意味着什么？
德国电力系统正经历着根本性的变革。能源转型已将原先集中控制的系统转变为高度复杂的分布式生产者网络，这需要新的协调机制。Redispatch 2.0 是这种新协调机制的关键组成部分，它将所有相关利益攸关方整合到一个统一的拥塞管理系统中。大规模电池储能系统既是解决方案的一部分，也可能带来新的挑战。它们可以缓解拥塞、提供平衡电力、整合可再生能源并减少电网扩容的需求。但与此同时，它们需要谨慎地集成到系统架构中，以避免自身成为拥塞的根源。.
未来发展的关键在于进一步完善电力市场设计，使其价格信号能够揭示电网瓶颈；加快电网扩张；实现电网控制的数字化；以及建立奖励电网友好行为的监管框架。未来的能源系统将不再由少数大型发电厂控制，而是由数十万个分散式资源（从风力涡轮机和太阳能电池板到电池储能、电解槽和可控负荷）通过数据驱动的协调来实现。Redispatch 2.0 为这种协调奠定了基础。未来几年将检验监管框架能否跟上技术变革的步伐。.
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