Kooperation ARGE Ost und 50Hertz zur Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen

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1 Kooperation ARGE Ost und 50Hertz zur Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen Ein Beispiel für die Integration von dezentralen EEG-Anlagen in die Systemdienstleistungen 5. Fortschrittskongress, Berlin, 13. April

2 2015 deckten die erneuerbaren Energien im Nordosten Deutschlands bereits ca. 49 Prozent des Stromverbrauchs Installierte erneuerbare Leistung in der 50Hertz-Regelzone Anteil der EE am Stromverbrauch in der 50Hertz-Regelzone in MW Photovoltaik Wind Biomasse andere EE 60% ,587 21,964 18,699 15,491 14,350 11,303 26,975* 25,216 50% 40% 30% 20% 24% 26% 25% 28% 36% 38% 42% 49% % Quelle: EEG-Anlagestammdaten; 50Hertz; *vorläufige Daten 0%

3 90 avacon 86 Wemag 80 e.dis 65 MNS 49 TEN 26 enso 2 Hamburg 1 Berlin 49 Regelzone 50Hertz VNB s und ÜNB der Regelzone 50Hertz übernehmen Vorreiterrolle bei Energiewende Anteil EE-Stromerzeugung am Letztverbraucherabsatz in Prozent* Regelzone 50Hertz Bundesschnitt, Stand 2015 (Quelle: BMWi) Ziel der Bundesregierung bis 2025 (Quelle: BMWi) * VNB-Anteile mit Stand

4 Beispiel 50Hertz: Maßnahmen zur Sicherung der Systemsicherheit nehmen zu Maßnahmen zur zur Sicherung der Systemsicherheit von von 50Hertz in in nach 13 (1) und 13 (2) EnWG Mio. Euro * Einsenkung EE ( 13.2 EnWG) xborder Redispatch Redispatch ( 13.1 EnWG) 4

5 Besonders betroffene Verteilnetzbetreiber schließen sich zur ARGE Flächennetzbetreiber zusammen Niedrige Last Hohe Einspeisung Strukturschwache Räume Demografische Entwicklung Die ARGE FNB OST erstellt einen gemeinsamen Netzausbauplan 110 kv 5

6 Die Arbeitsgemeinschaft der Flächennetzbetreiber OST erarbeitet gemeinsam einen Netzausbauplan Hochspannung Netzausbauplan (NAP) Hochspannung Ostdeutschland Netzentwicklungsplan (NEP) 2014 Übertragungsnetzbetreiber WEMAG NETZ HSN/ Avacon e.dis 38 Höchstspannungs-/ Hochspannungs- Umspannwerke 380/110kV Neubau / Erweiterung TEN MITNETZ STROM ENSO NETZ Aufnahme im NEP 6

7 Die Rolle der Verteilnetze ändert sich stark Entwicklung des Gesamtsystems im Rahmen der Energiewende Verlagerung der Erzeugungsleistung ins Verteilnetz Systemdienstleistungen werden im Verteilnetz erbracht werden zunehmende dezentrale Steuerung nötig Prozesse zur Steuerung der Erzeugungsanlagen weiterentwickeln ALT: Zentrale Energieerzeugung NEU: Dezentrale Energieerzeugung 1 Mio. Erzeuger 1 Mio. steuerbare Lasten Quelle: dena-verteilnetzstudie,

8 Die Veränderungen der Energiewende werden im Norden und Osten Deutschlands schon heute sichtbar Örtliches Ungleichgewicht Zeitliches Ungleichgewicht zwischen Bedarf und Erzeugung Mitnetz Rückspeisung in Höhe der eigenen Last Quelle: ARGE VNB Ost 8

9 Der Zusammenarbeit von ÜNB und VNB kommt eine größere Bedeutung zu Zunehmender Steuerungsbedarf durch VNB ÜNB s z. B. Frequenz- /Spannungshaltung Zunehmende Steuerungen der Direktvermarkter und anderer Marktpartner Leistungsfluss Bedarf an Steuerungs- und Kommunikationsinfrastruktur Bedarf an Prozessdaten Koordinationsbedarf steigt VNB 110-kV/MS-Netz Abstimmung Information notwendig Direktvermarktung Bedarf an Informationen zum aktuellen Netzzustand Leistungsfluss Bedarf an Informationen zu geplanten Maßnahmen Dezentrale Anlagen 9

10 Energiewende + Kooperation = sicherer und wirtschaftlicher Systembetrieb Systemverantwortung liegt beim ÜNB Regeln im Verbundbetrieb werden seit den 50er Jahren entwickelt Neue Akteure (DEA) müssen als Erbringer von SDL gewonnen werden VNB ermöglichen den Netzzugang und die wirtschaftliche Nutzung der Potentiale Über Kaskade müssen alle Akteure im Energiesystem eingebunden sein, dazu gehören abgestimmte Regeln Diese Regeln können wir nur gemeinsam entwickeln 10

11 10-Punkte-Programm für Systemdienstleistungen ist Meilenstein der Kooperation von ÜNB und VNBs Kernelemente der Vereinbarung Weiterentwicklung der Systemsicherheit zur Integration Erneuerbarer Einspeisung Bessere Koordination des Netz- und Systembetriebs Wechselseitiger Austausch von Betriebsdaten Durchführung von Pilotprojekten Gemeinsame Anstrengungen für Veränderungen im gesetzlichen und regulatorischen Rahmen

12 Systemdienstleistungen (SDL) und zur Verfügung stehende Funktionen Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserveleistung Zu-/Abschaltbare Lasten Automatische Frequenzentlastung Schwarzstart- und Inselnetz-Fähigkeit Inbetriebnahme mit/ohne Spannungsvorschaltung Netzebenenübergreifende Koordinierung (Konzepte) Frequenzhaltung Versorgungswiederaufbau Blindleistungsregelung Steuerung von Erzeugungsanlagen Schaltung von Kompensationsmitteln Spannungshaltung Betriebsführung Kurzschlussleistung Transformatorstufung und Umschaltungen Einspeisemanagement Redispatch/ Engpassmanagement Betriebsplanung/Ausschaltplanung Reservekraftwerke Datenaustausch (Energieinformationsnetz) Erneuerbare müssen zunehmend Beiträge für Systemdienstleistungen liefern, um der veränderten Bereitstellung und der zunehmenden Systemrelevanz Rechnung zu tragen. 12

13 Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau Betriebsführung 13

14 Frequenzhaltung Zielstellung Die Zusammenarbeit zwischen ÜNB, VNB, Regelleistungsanbieter und Anlagenbetreiber soll dahingehend weiterentwickelt werden, dass auch im Falle von Netzengpässen sicherheitsbedingte Eingriffe in den Betrieb von Anlagen mit Regelleistungsvorhaltung oder erbringung nur durch den Regelleistungsanbieter vorgenommen werden und der Netzbetreiber nur im äußersten Notfall selbst in den Regelleistungsbetrieb eingreift. 14

15 Leistung erhöhen Leistung reduzieren /abschalten Frequenzhaltung Rahmenbedingungen Beispiel: betrieblicher Konflikt ÜNB: Frequenzabfall Risiko betrieblicher Konfliktsituationen zwischen ÜNB (Regelleistung) und VNB (Netzengpass) steigt mit wachsender Dezentralität des Regelleistungsmarktes. Netzbetreiberverantwortung nach 13 EnWG besteht weiter. Heutige Grundstruktur und Freizügigkeit des Regelenergiemarktes bleibt unverändert. Tägliche Ausschreibungen und Präqualifikation von EE wird unterstellt. Marktteilnehmer muss Verantwortung und Risiko für Teilnahme am Regelenergiemarkt und der Lieferung des Produktes weiter tragen können Rollenverteilung und Schnittstellen zwischen ÜNB, 400 Regelleistungsanbieter, VNB und Anlagenbetreiber 200 wurden vorerst als konstant angenommen VNB: Engpass Anlage Präqualifizierte Anlagen bei 50Hertz PRL SRL MRL Neu in 2016: Wind: 60 MW MRL Biogas: 800 MW MRL 300 MW SRL

16 Frequenzhaltung Identifizierte Lösungsansätze Stärkere Einbeziehung der VNB in Prüfverfahren zur Regelleistungserbringung in allen relevanten Zeiträumen (Präqualifikation, Vergabe, Planung, Betrieb, Monitoring) Stärkung der Verantwortung des Regelleistungsanbieters für sein Handeln im Markt auch unter Randbedingungen eingeschränkter Übertragungsfähigkeit in den Netzen. Sicherstellung durch Indikatoren zum Engpass- und Eingriffsrisiko auf Basis geeigneter Prognose- und Informationsverfahren. Engpassbedingte Abschaltungen von Regelleistung, die der Marktteilnehmer zu vertreten hat, sollen über geeignetes Monitoring und Datenaustausch identifiziert und mit geeigneten vertraglichen Maßnahmen entgegengewirkt werden. Flankierend sollen unter Betrachtung technischer, wirtschaftlicher und rechtlicher Fragen automatisierte Weiterentwicklungen des Netzsicherheitsmanagements den Schutz konkreter Regelleistungs-Anlagen bei Engpässen ermöglichen. Zur Zielerreichung sind insbesondere auf Seiten der Netzbetreiber umfangreiche organisatorische Schritte und Investitionen in technische Systeme und Datenaustauschverfahren erforderlich. 16

17 Frequenzhaltung Lösungsansätze Vor Regelleistungsmarkt Vorabinformation des Regelleistungsanbieters über Abschaltrisiko Betriebsplanung nach Regelleistungsmarkt Kurzfristige Information des Regelleistungsanbieters über Abschaltrisiko Operativer Betrieb Handlungsfeld 1 Regelsetzung & Erbringungskontrolle Präqualifikation, Vorhaltungs- und Erbringungskontrolle Unterstützung des ÜNB nach EnWG 14 (1c) Schutz der Regelleistungs- Anlagen im VNB- Netzsicherheitsmanagement Handlungsfeld 2 Mehrkostenerfassung & Pönalisierung Konfliktvermeidung: engpassorientierte Gebotsstellung Konfliktvermeidung: engpassorientierter Regelleistungseinsatz Konfliktvermeidung: engpassorientierte Vorrangregelung Stärkung der Anbieterverantwortung Die Kooperation wird die Details zu o.g. Lösungsansätzen im Rahmen der weiteren Arbeit untersetzen. 17

18 Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau Betriebsführung 18

19 Spannungshaltung Zielstellung Gewährleistung der Netz- und Systemsicherheit Einhaltung der zulässigen Spannungsgrenzen in allen Netzebenen Vermeidung spannungskritischer Zustände Gewährleistung der Spannungsqualität Sicherstellen des notwendigen Wirkleistungstransports Bisher übernehmen im Übertragungsnetz angeschlossene Großkraftwerke wesentliche Teile der Spannungs-Blindleistungs-Regelung, die bis in die Verteilnetze wirken. Im Zuge der Energiewende stehen künftig mehrere Millionen dezentraler Erzeugungsanlagen (DEA), welche überwiegend im Verteilnetz angeschlossen sind, für Beiträge zur Spannungshaltung zur Verfügung. Diese Entwicklung erfordert eine enge Kooperation zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern zur Einhaltung der zulässigen Spannungsgrenzen in allen Netzebenen. 19

20 Spannungshaltung Besondere Herausforderungen der Regelzone Regional stark unterschiedliche Last- und Erzeugungsstruktur Extreme Netzbetriebszustände, z.b. hoch oder sehr gering ausgelastete Netze Geprägt durch volatile Einspeisung von Wirkleistung Notwendigkeit betrieblicher Vorgaben an DEA passend zur Netzsituation Potenziale zur lokalen und überregionalen Spannungshaltung entwickeln sich in den Verteilnetzen In den Übertragungs- und Verteilnetzen vorhandene Potenziale müssen im Hinblick auf das Gesamtsystem zielgerichtet eingesetzt werden. Dabei muss vor Ort gleichzeitig die Einhaltung aller betrieblichen Grenzen gewährleistet werden. Hierbei kommt den VNB eine zentrale Aufgabe zu, da in ihren Netzen die Vielzahl der erneuerbaren Energien installiert ist. 20

21 Spannungshaltung Fokus: Vereinbarung an der Schnittstelle zwischen den Netzebenen Vereinbarte Spannungsbänder an den Netzverknüpfungspunkten bieten Handlungsorientierung für ÜNB und VNB Operativer Betrieb: Durchführung abgestimmter Maßnahmen bei Über- oder Unterschreiten Maßnahmen: Q aggr. P aggr. 380kV 110kV ÜNB Verknüpfungspunkt 1 Verknüpfungspunkt 2 Q aggr. P aggr. 380kV 110kV Blindleistungsregelung Schaltung von Kompensationsmitteln Transformatorstufung Steuerung von Erzeugungsanlagen KWK Sonne Wind VNB SLP Stadtwerke Industrie Bedarfsgerechter Einsatz der Blindleistungspotenziale durch Aktives Blindleistungsmanagement 21

22 Spannungshaltung Erste Ergebnisse der Projektgruppenarbeit/Zusammenfassung Statische Spannungshaltung hat immer einen lokalen Bezug Transport Blindleistung über weite Strecken ist physikalisch nicht möglich Lokale Gegebenheiten sind in Deutschland sehr unterschiedlich Aktives Blindleistungsmanagement in den Verteilnetzen ist ein geeignetes Mittel zur statischen Spannungshaltung. Hierfür werden in den Verteilnetzen die Blindleistungspotenziale ermittelt, erschlossen und genutzt. Innerhalb der Regelzone wurde ein einheitliches Konzept zur statischen Spannungshaltung gefunden und wird derzeit schrittweise umgesetzt. Abgestimmt mit allen VNBs und dem ÜNB der Regelzone Maßgefertigte Lösung innerhalb der Regelzone ermöglicht eine effiziente Umsetzung 22

23 Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau Betriebsführung 23

24 Betriebsführung Leitstellen-Kommunikation Der Daten- und Informationsaustausch zwischen ÜNB und direkt nachgelagertem VNB ist bereits umfangreich und steigt weiter stark an Für einen sicheren und stabilen Betrieb der Netze müssen Daten und Informationen zwischen dem TCC von 50Hertz und den Netzleitstellen der VNB in Echtzeit und mit sehr hoher Verfügbarkeit ausgetauscht werden Ein Vergleich der bestehenden Möglichkeiten hat ergeben, dass eine Leitstellen-Kopplung nach Standard IEC /TASE.2 empfohlen wird. Handlungsbedarf: Wo eine Leitstellenkopplung nach dem Standard TASE.2 zwischen ÜNB und VNB erster Ebene noch nicht vorhanden ist, soll sie aufgebaut werden Die Nutzung für das Energieinformationsnetz und andere Anforderungen soll im Detail ausgearbeitet werden 24

25 Betriebsführung Bereitstellung von Kraftwerks-Einsatzplanungsdaten für VNB BNetzA-Festlegung BK sieht die Lieferung von KW-Fahrplänen nur an ÜNB vor VNB erhalten aus der Festlegung keine KW-Fahrpläne, selbst wenn die betreffende Erzeugungsanlage am Verteilnetz angeschlossen ist VNB benötigen die KW-Fahrpläne Gewährleistung der Netzsicherheit in ihren Netzen für Kurzfristvorschau (day ahead) Beurteilung der erwarteten Netzsituation für das Setzen von Netz- und Markt-Ampeln Handlungsbedarf: BNetzA-Festlegung BK erweitern und ÜNB verpflichten, bei berechtigtem Interesse eines nachgelagerten VNB die Fahrpläne weiter zu geben. Bei künftigen Festlegungen muss der Daten-/Informationsbedarf der VNB berücksichtigt werden. 25

26 Frequenzhaltung Spannungshaltung Versorgungswiederaufbau Betriebsführung 26

27 Versorgungswiederaufbau (VWA) festgelegte Grundsätze/Anforderungen zentrale Koordination des VWA-Prozesses besteht weiterhin beim ÜNB weitere Ausrichtungen der Untersuchungen beziehen sich auf die unterschiedlichen Anforderungen von unterlagerten Netzbetreiber in der Kaskade die zukünftige Einbeziehung der DEA die Vermischung von Last und volatiler dezentraler Erzeugung im VWA Anforderungen: Fernsteuerbarkeit der DEA während Versorgungswiederaufbau Ohne Versorgungsbeitrag: VWA nicht behindern Mit Versorgungsbeitrag: VWA gezielt unterstützen 27

28 Versorgungswiederaufbau (VWA) Schlussfolgerungen Anhand der sich verändernden Erzeugungsstruktur kann es in einem Störungsfall zu lokalen Versorgungsinseln kommen. Diese Netzinseln können in nachgelagerten Netzebenen entstehen und sind bzgl. des einheitlichen Netzwiederaufbaus entkoppelt. Eine Erkennung, Berücksichtigung und erneute Integration dieser Netzinseln durch die VNB den ÜNB stellt eine große Herausforderung dar. Um auf die neuen Herausforderungen reagieren zu können, ist ein verstärkter Informationsaustausch zwischen den beteiligten Partnern sowie entsprechende Konzepte notwendig. Zusammenarbeit mit dem Forschungsprojekt Netz:Kraft ist zielführend. Lösungsansätze müssen erarbeitet und in VWA-Konzepte integriert werden. 28

29 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Harald Bock Leiter des Bereiches Netztechnik E.DIS AG Gunther Scheibner Leiter Systemführung 50Hertz 29