Över hela världen håller energiomställningen på att drastiskt omforma vårt energilandskap och inleda en ny era av innovation och hållbarhet. Varje region står inför olika utmaningar från sina olika utgångspunkter, men ett genomgående tema ekar genom den globala dialogen: robusta investeringar i energiinfrastruktur är absolut nödvändiga.
Ansedda informationskanaler som Bloomberg NEF, McKinsey, International Energy Agency och EU-kommissionen betonar den monumentala omfattningen av denna omställning. Att enbart förstärka den fysiska infrastrukturen för att möta kraven på integration av förnybar energi skulle dock visa sig vara både tidskrävande och ekonomiskt betungande för samhällen världen över.
Om vi skulle hantera den nätkapacitet som krävs på traditionellt sätt, det vill säga enbart genom att förstärka den fysiska infrastrukturen, skulle det innebära en betydande investering av tid och ekonomiska resurser, vilket skulle innebära en stor börda för samhällen över hela världen.
Lyckligtvis utvecklas innovativa strategier för att mildra dessa utmaningar. Ofta är en stor del av den tekniska lösningsstrategin Distributed Energy Resources Management, allmänt känt som DERMS.
Men varför verkar det vara så svårt att komma överens om vad en DERMS egentligen är?
Termen har utvecklats genom åren från Demand Response, DRMS, DERMS, ADMS... Var slutar det ena systemet och var börjar det andra?
Intressant nog, men kanske helt naturligt, kan orsaken till denna förvirring ligga i det enkla faktum att olika regioner verkar följa olika vägar och strategier mot en hållbar energiframtid. Under många timmars samtal med nätoperatörer på flera kontinenter har jag gjort följande iakttagelser:
I områden med hög penetration av solceller på hustak, som Kalifornien och Australien, blir behovet av aktiv styrning av produktionen i lågspänningsnätet alltmer akut. I Kalifornien syftar regel 21 till att underlätta smart integrering av DER och föreskriver att växelriktare ska stödja avancerade kommunikations- och styrfunktioner. Genom att stödja standardiserade applikationsprotokoll som 2030.5 kan nätoperatörer styra PV-export direkt för att hantera spänningsöverträdelser.
I USA finns en liknande långvarig tradition av direkt laststyrning genom program för efterfrågeflexibilitet. I det här fallet har nätoperatören möjlighet att integrera kundtillgångar, till exempel vattenpannor eller elbilsladdare, och erbjuda kostnadsminskningar för slutkundernas nätanvändning i utbyte mot möjligheten att minska kundernas belastning under perioder med hög belastning.
På samma sätt har Australien stora utmaningar med överspänning, med en installerad kapacitet för solceller på tak på mer än 34 GW. En solcellspenetration på 30-50% är normalt i många bostadsområden. I Australien har Dynamic Operating Envelopes (DOE), som möjliggör "flexibla exportanslutningar", blivit standard för att hantera överspänningar i elnätet.
För att komma till rätta med överspänningar innebär det australiensiska alternativet att en fast exportgräns införs för kunderna, som kan vara så låg som 1 kW.
Via Dynamic Operating Envelopes (DOE), förkortat DOE, får kunderna en dynamisk exportgräns, som liknar en dynamisk nätkod, vilket gör att de kan sälja överskottsel och stärka den totala kapaciteten för förnybar energi i det australiensiska systemet. Dessa DOE:er representerar last- och spänningsprofiler som prognostiseras av nätoperatörerna 24 timmar i förväg. Även om kompatibla smarta växelriktare kan styras direkt med hjälp av dessa gränser, sprids de främst till aggregatorer som nätbegränsningar inom vilka de måste hantera sina kunder.
I den motsatta änden av spektrumet, i övergången från direkt till indirekt kontroll, möter vi EU-regleringen. Med början i den gröna given och energimarknadsdirektivet 944 under 2019 har EU tydligt uttalat sin ståndpunkt att gynna marknadsbaserade sätt att aktivera konsumentflexibilitet.
TSO:ernas marknader för stödtjänster ger inspiration för att hantera begränsningar på distributionsnivå. Kärnan i förordningen är att tjänster som på ett kostnadseffektivt sätt minskar behovet av att uppgradera nätkapaciteten ska upphandlas med hjälp av marknadsbaserade förfaranden. I praktiken kan dock europeiska elnätsföretag använda tre huvudsakliga verktyg för att aktivera flexibilitet: (1) Lokala kapacitetsmarknader; (2) Bilaterala avtal; (3) och icke-fasta anslutningar. Ett bilateralt avtal bör också upphandlas genom konkurrens, men det innebär ofta ett mer långsiktigt avtal och upphandlas inte nödvändigtvis genom en marknadsplats.
En icke-fast anslutning är ett tillfälligt arrangemang som gör det möjligt för en ny kund att ansluta sig till ett begränsat nät. Den icke-fasta anslutningen gör det möjligt för nätinnehavaren att begränsa produktionen eller minska belastningen vid behov, men kan endast användas tills flaskhalsen för anslutningen har lösts. Liknande koncept finns globalt men under olika benämningar som flexibla sammanlänkningar, flexibla anslutningar eller dynamiska anslutningar.
Ingen regel är dock utan undantag. Intressant nog har Tyskland valt en helt annan strategi än resten av EU sedan 2024 då EnWG §14a-förordningen trädde i kraft. Denna ändring av energiförordningen gör det möjligt för nätoperatörer att minska förbrukningen av lågspänningsbelastningar som EV-laddare, värmepumpar och batterier ner till 4,2 kW i händelse av kritiska nätbegränsningar. I gengäld får kunden en reducerad nätavgift. Det fungerar som ett program för efterfrågeflexibilitet, men i det här fallet är deltagandet obligatoriskt för både konsumenter och nätoperatörer, som måste acceptera alla nya ansökningar omgående.
En gemensam utmaning över hela världen är det växande behovet av samordning mellan DSO:er och TSO:er, samt att definiera tydliga gränser för tjänsteleverantörer att verka inom. Med ökande lokal överbelastning och spänningstjänster som tillhandahålls av resurser som också bjuder in till stödmarknader ökar riskerna för målkonflikter. I EU:s opublicerade nätföreskrifter för efterfrågeflexibilitet anges att nätbegränsningar måste offentliggöras för att tjänsteleverantörerna ska kunna följa dem. Dessa dynamiska begränsningar liknar det australiensiska konceptet Dynamic Operating Envelops (DOE).
Det här är inte en fullständig bild av situationen, och det finns gott om andra lösningar där ute. Men även med bara dessa få exempel är det lätt att se varför det råder förvirring om både problemet och den teknik som behövs för att åtgärda det. Varför vi hamnade i den här situationen har förmodligen flera orsaker, men att förändra ett 100 år gammalt reglerat monopol som eldistribution är en långsam och komplicerad process.
Och mot bakgrund av detta, vad är då den korrekta definitionen av en DERMS?
