Netztechnik und -führung

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1 Netztechnik und -führung Teil 12 Das zentraleuropäische Verbundnetz Prof. Dr. Alfons Haber Landshut Teil 12 Das zentraleuropäische Verbundnetz Von der UCPTE über die UCTE zu ENTSO-E -CE UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Organisation der ENTSO-E 1 1

2 Von der UCPTE über die UCTE zu ENTSO-E -CE Verbundsysteme in Europa: Die jeweiligen RG sind Synchrongebiete in denen die Netzfrequenz jeweils an allen Orten synchron ist. Jedes Synchrongebiet ist ein eigenständiges Elektrizitätsversorgungssystem. Wir befassen uns detailliert mit dem Synchrongebiet RG Continental Europe UCTE. Das Europäische-Verbundnetz umfasst, mit Stand 2009, 34 Länder mit 41 TSO, versorgt rund 525 Millionen Kunden, mit einem gesamten Stromverbrauch von rund TWh (ca. 16 % des weltweiten Stromverbrauchs) und verfügt über eine installierte, angeschlossene Kraftwerksleistung von 828 GW. [Quelle: ENTSO-E Annual Report 2009, Quelle: 2 Von der UCPTE über die UCTE zu ENTSO-E -CE Umwandlung UCPTE zu ENTSO-E Mit der EU-Binnenmarktrichtlinie zur Liberalisierung der Elektrizitätsversorgung war es erforderlich, den Betrieb der Netze zunächst kostenrechnerisch und später auch organisatorisch von den übrigen Wertschöpfungsstufen der Elektrizitätsversorgung zu trennen. Damit änderte sich auch das Selbstverständnis der UCPTE. Die Mitglieder der UCPTE waren nicht mehr die integrierten EVU, sondern deren Netzbetriebe bzw. die organisatorisch von den integrierten Gesellschaften ausgegliederte Netzgesellschaft. Da zum Aufgabengebiet der Netzbetreiber das Geschäft mit der Erzeugung definitiv nicht gehört, strich die UCPTE im Jahr 1999 kurzerhand das P für Produktion aus ihrem Namen und wurde damit die UCTE. Infolge der Erweiterung des Verbundgebietes um die Netzbetreiber in Zentral- und Osteuropa hat sich die UCTE auch eine neue Struktur gegeben. Die Arbeitsgruppen wurden neu formiert. Nicht mehr jedes Mitglied hatte in jeder Arbeitsgruppe automatisch Sitz und Stimme. Auch wurde die offizielle Arbeitsund Dokumentationssprache der UCTE von früher deutsch und französisch nunmehr auf einheitlich englisch umgestellt. Des weiteren wurden die bisherigen unverbindlichen Empfehlungen für den Verbundbetrieb in eine verbindliches Regelwerk gegossen und zwar in das Operation Handbook. Die Verbindlichkeit dieser Regeln für alle Mitglieder der UCTE wurde durch die Unterzeichnung eines Multilateralen Agreement (MLA) durch alle UCTE-Mitglieder erwirkt. 3 2

3 Von der UCPTE über die UCTE zu ENTSO-E -CE Umwandlung UCPTE zu ENTSO-E Mit der fortschreitenden Kompetenzbündelung der EU hinsichtlich der Regulierung des Netzbetriebes und Gründung der EU-Regulierungs-Organisation ACER sahen sich die Übertragungsnetzbetreiber in Europa genötigt, eine Gegenorganisation aller Übertragungsnetzbetreiber Europas unabhängig von den einzelnen Synchrongebieten zu gründen. Somit wurde am die Organisation ENTSO-E von 41 ÜNB aus 34 europäischen Ländern gegründet. ENTSO-E ist die Abkürzung für European Network of Transmission System Operators for Electricity. Am 01 Juli 2009 wurde die UCTE aufgelöst. Alle operativen Aufgaben wurden zur ENTSO-E transferiert. Die Organisation der UCTE ging in der ENTSO-E auf. Im letzten Jahr ihrer Existenz repräsentierte die UCTE 29 Übertragungsnetzbetreiber in 24 europäischen Ländern Das Synchrongebiet der UCTE wird jetzt durch die Regional-Group CE (Continental Europe) vertreten. Logo der UCPTE, der UCTE bis 2007, der UCTE bis 2009 und der ENTSO-E 4 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Wie schon unter Punkt 1 berichtet, wurden die Empfehlungen der UCPTE für den Verbundbetrieb mit Neuorientierung zur UCTE in ein verbindliches Regelwerk umgewidmet dem Operation Handbook. Die bis zu diesem Zeitpunkt bereits etablierten UCPTE-Empfehlungen bzw. Spielregeln sind nun Policies (Grundsätze) des OH. Das OH ist wie folgt aufgebaut: General Part: Einleitung Glossar Policies: P1 Policy 1: Load-Frequency Control P2 Policy 2: Scheduling and Accounting P3 Policy 3: Operational Security P4 Policy 4: Co-ordinated Operational Planning P5 Policy 5: Emergency Operations P6 Policy 6: Communication Infrastructure P7 Policy 7: Data Exchanges P8 Policy 8: Operational Training 5 3

4 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Das OH ist wie folgt aufgebaut: Anhänge: A1 - Load-Frequency Control and Performance A2 - Scheduling and Accounting A3 - Operational Security A4 - Co-ordinated Operational Planning A5 - Emergency Operations A8 - Terminology Wesentliche Inhalte der Policies: Policy 1:Load-FrequencyControl Policy 1 beinhaltet die Vorgaben für die laufende Wirkleistungsregelung in den einzelnen Regelzonen in den Stufen Primärregelung, Sekundärregelung und Tertiärregelung (Minutenreserveleistung) für das Synchrongebiet CE der ENTSO-E. Diese Vorgaben sind die Grundlage für die Präqualifikations- Anforderungen des TransmissionCode an Anbieter von Regelleistung in Deutschland. Zusätzlich sind die Möglichkeiten für die Organisationsformen der Regelblöcke vorgegeben. 6 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Wesentliche Inhalte der Policies: Policy 2: Scheduling and Accounting Policy 2 befasst sich mit dem Energieaustausch zwischen den Regelzonen und Regelblöcken und zwar mit der Organisation der Energieaustausch-Fahrpläne (Scheduling) und der Abrechnung der Differenzen zwischen dem Soll-Austausch (scheduled Exchange) und dem Ist- Austausch (real Exchange) pro Abrechnungsperiode (Accounting). Die Abrechnung wird unter Punkt Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen näher erläutert. Policy 3: Operational Security Policy 3 befasst sich mit der sicheren und zuverlässigen Systemführung (Netzführung) nach dem (n-1)-prinzip und zwar bei der Betriebsplanung und der laufenden operativen Systemführung. Des weiteren sind kurative und präventive Maßnahmen zur Einhaltung der (n-1)-sicherheit des Netzes vorgegeben. Policy 4: Co-ordinated Operational Planning Policy 4 verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber zur Koordination geplanter Abschaltungen von Netzbetriebsmitteln und von Kraftwerksrevisionen im Jahresraster, sowie zum laufenden Informationsaustausch über mittelfristige und kurzfristige Änderungen der geplanten Außerbetriebnahmen oder über Ausfälle. 7 4

5 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Wesentliche Inhalte der Policies: Policy 5: Emergency Operations Policy 5 verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber zu Vorsorgemaßnahmen gegen großflächige Störungen so z.b. ist die Teilnahme am frequenzabhängigen Lastabwurf beginnend ab einer Frequenz von 49.0 Hertz obligatorisch. Weiterhin ist die Kommunikation im Großstörungsfall geregelt und der Wiederaufbau nach Großstörungen im Falle eines Aufbaus über ein intaktes Nachbarnetz. Policy 6: Communication Infrastructure Policy 6 regelt die von den Übertragungsnetzbetreibern vorzuhaltende Infrastruktur für den erforderlichen operativen Informationsaustausch von Austauschprogrammen, Betriebsstaus, Schaltzuständen direkt angrenzender Netzmaschen usw. Für den laufenden Datenaustausch zwischen den Regelzonen innerhalb des Synchrongebietes betreibt die ENTSO-E RG CE ein geschlossenes Kommunikationssystem den Electronic Highway (EH). Policy 7: Data Exchanges Policy 7 gibt vor, welche Daten zwischen den Regelzonen des Synchrongebietes zwischen welchen Partnern laufend auszutauschen sind. 8 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes Wesentliche Inhalte der Policies: Policy 8: Operational Training In Policy 8 wird vorgegeben, dass das Personal der zentralen Leitwarten der ÜNB regelmäßig diverse Trainingsprogramme absolviert und zwar Training im laufenden Betrieb, Training am Simulator z.b. Training eines Netzwiederaufbaus und Training mit den Kollegen eines weiteren ÜNB (Inter-TSO-Training). Verbindlichkeit des OH: Durch die Unterzeichnung eines Multi-Lateral-Agreement (MLA) haben alle Mitglieder des Synchrongebietes ENTSO-E CE das OH als verbindliches Regelwerk für die Funktion des Verbundbetriebes anerkannt. Falls ein oder mehrere Unterzeichner des MLA die Vorgaben des OH fahrlässig oder vorsätzlich missachten und dadurch weiteren MLA-Unterzeichnern Schäden entstehen, haften die Verursacher für diese Schäden. 9 5

6 UCTE-Regeln des Verbundbetriebes siehe auch Continental Europe Operation Handbook: 10 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Organisationformen der Regelblöcke In Teil 1 wurde die horizontale Gliederung des europäischen Übertragungsnetzes erläutert. Das Netz ist zunächst in Synchrongebiete aufgeteilt. Das Synchrongebiet Continental Europe (früher UCTE) wiederum gliedert sich in sog. Regelblöcke. Das Bild zeigt die Aufteilung des Synchrongebietes ENTSO-E CE in Regelblöcke. Die unterschiedlichen Farben der Regelblöcke geben die Angehörigkeit zum Abrechnungsblock Nord (blau) bzw. Süd (rot) an. 11 6

7 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Organisationformen der Regelblöcke Die Regelblöcke sind wiederum aufgeteilt in Regelzonen. Jede Regelzone wird von einem ÜNB bzw. TSO (= Transmission-System-Operator) verantwortet, der in der Regel auch Eigentümer des Übertragungsnetzes ist. Der Betreiber der Regelzone ist verantwortlich für die Einhaltung der Regeln des OH und meist auch Unterzeichner des MLA. Die Regelblöcke wiederum sind generell für die Einhaltung des Wirkleistungs-Gleichgewichtes innerhalb ihres Regelblockes verantwortlich. Dazu können die Aufgaben der Sekundärregelung zwischen den einzelnen Regelzonen eines Regelblockes unterschiedlich aufgeteilt werden. Dazu gibt Policy 1 des OH folgende 3 Möglichkeiten vor: Zentralistisches Prinzip: Der Regelblock besteht entweder nur aus einer Regelzone oder weitere Regelzonen des Regelblockes beteiligen sich vereinbarungsgemäß nicht an der Sekundärregelung bzw. stellen ihre Sekundärregelleistung dem Zentralregler zur Verfügung. Der zentrale Sekundärregler wirkt auf den gesamten Regelblock. Pluralistisches Prinzip: Regelzonen bilden zusammen einen Regelblock. Eine Regelzone übernimmt die Rolle des sog. Regelblock-Koordinators. Dessen Sekundärregelung wirkt auf den gesamten Regelblock. Die Sekundärregelung der übrigen Regelzonen wirken auf deren Regelzonen. 12 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Organisationformen der Regelblöcke Hierarchisches Prinzip: Mehrere Regelzonen bilden zusammen einen Regelblock. Die Sekundärregelung jeder Regelzone wirkt auf die eigene Regelzone. Eine übergeordnete Sekundärregelung wirkt auf den gesamten Regelblock. Sie greift dabei aber nicht direkt auf Sekundärregelleistung von Kraftwerken zu, sondern verstimmt den Sollwert einzelner Sekundärregler der Regelzonen im Regelblock nach einem vorgegebenen Algorithmus. Dezentrales Prinzip: Mehrere Regelzonen bilden einen Regelblock. Die Sekundärregelung jeder Regelzone wirkt auf die eigene Regelzone. Es gibt keinen Sekundärregler, der auf den Regelblock wirkt. 13 7

8 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Regelzonen-Kooperation in Deutschland Bis zum Jahr 2010 haben die Regelzonen der ÜNB in Deutschland und die Regelzone des Festlandanteils von DK einen Regelblock nach dem Pluralistischem Prinzip gebildet. Regelblock-Koordinator war Amprion. Die Regelzonen von TenneT, EnBW und 50 Hertz haben für ihre Regelzonen bereits einige Jahre früher einer Regelzonen-Kooperation aufgebaut die modular entwickelt wurde. Amprion wurde durch den Kooperationsbeschluss der BNetzA vom aufgegeben, der Regelzonenkooperation der übrigen deutschen Regelzonen beizutreten. Seither ist der Regelblock Deutschland nach dem Dezentralen Prinzip organisiert aber mit integrierter Regelzonen-Kooperation. Bei der Regelzonen-Kooperation bleibt demnach die dezentrale Struktur des Regelblockes prinzipiell bestehen d.h. der Sekundärregler jeder Regelzone wirkt nur auf die eigenen Regelzone. Ein übergeordneter Kooperations-Regler überwacht den Einsatz aller Sekundärregler der Kooperationspartner. Ist nur Modul 1 aktiv, gleicht der Kooperations-Regler gegenläufige Regelleistungseinsätze aus. Beispiel: Regelzone 1 hat 100 MW Unterdeckung und Regelzone 2 hat 50 MW Überdeckung. SRL-Einsatz ohne Regelzonen-Kooperation: Regelzone 1 : 100 MW positive SRL; Regelzone 2: 50 MW negative SRL SRL-Einsatz mit Regelzonen-Kooperation: Regelzone 1: 50 MW positive SRL; Regelzone 2: kein SRL-Einsatz 14 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Regelzonen-Kooperation in Deutschland Der Kooperations-Regler hat das Defizit der Regelzone 1 mit dem Überschuss der Regelzone 2 ausgeglichen. Es muss nur der Saldo der Regelabweichung aller Kooperationspartner mit SRL ausgeglichen werden. Bei Aktivität aller Module der Regelzonen-Kooperation bestimmt der Kooperations-Regler zusätzlich, welches SRL-Angebot in welcher Regelzone für den Ausgleich des verbleibenden Regelsaldos abgerufen und eingesetzt wird. Beispiel: Wie in Teil 10 erläutert, wird die Wirkleistungsbilanz jeder Regelzone gemäß der Gleichung Wirkleistungsbilanz in MW = I st -Saldo P ist Soll-Saldo P soll + k x (f ist f soll ) ermittelt. Die Wirkleistungsbilanzen der 4 deutschen Regelzonen betragen nun: Amprion: -256 MW (Unterdeckung) EnBW: +155 MW (Überdeckung) 50 Hertz: +388 MW (Überdeckung) TenneT: -55 MW (Unterdeckung) Ergebnis der Kooperationsregelung: EnBW 55 MW an TenneT (TenneT ausgeglichen); EnBW 100 MW an Amprion (EnBW ausgeglichen); 50 Hertz 156 MW an Amprion (Amprion ausgeglichen); Sekundärregler 50 Hertz benötigt = 232 MW negative SRL 15 8

9 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Regelzonen-Kooperation in Deutschland Im Kooperations-Regler sind die von den ÜNB beschafften SRL-Angebote nach aufsteigenden Arbeitspreisen ( /MWh) sortiert. z.b. negative SRL: 1. TenneT: Anbieter 1 = 40 MW zu 20 /MWh 2. Amprion: Anbieter 2 = 30 MW zu 12 /MWh 3. TenneT: Anbieter 1 = 60 MW zu 5 /MWh 4. EnBW: Anbieter 3 = 55 MW zu 0 /MWh 5. Amprion: Anbieter 4 = 64 MW zu -5 /MWh Hertz: Anbieter 5= 50 MW zu -8 /MWh usw. Ergebnis SRL-Einsatz: Bedarf= 232 MW Abruf: von Anbieter 1 bei TenneT: = 100 MW von Anbieter 2 bei Amprion: 30 MW von Anbieter 3 bei EnBW: 55 MW von Anbieter 4 bei Amprion: 47 MW 16 Aufteilung des Synchrongebietes in Regelblöcke Regelzonen-Kooperation in Deutschland Ohne Regelzonen-Kooperation wären insgesamt 311 MW positive SRL von Amprion und EnBW sowie 543 MW negative SRL von TenneT und 50 Hertz abgerufen worden. Mit aktivem Modul 1 wären 232 MW negative SRL ausschließlich von Anbietern bei 50 Hertz abgerufen worden. Wegen der dort angebotenen negativen Arbeitspreise müssten die ÜNB an Anbieter zahlen. Mir allen aktiven Modulen werden die 232 MW bei den Anbietern mit den D-weit günstigsten Arbeitspreisen abgerufen. Der Preis für die Ausgleichsenergie in der betrachteten ¼-Stunden - Abrechnungsperiode ergibt sich aus dem gewichteten Mittelwert der abgerufenen Angebote: Gesamte abgerufene Regelenergie: 232 MW x 0,25 h = 58 MWh Angebot 1: 40 MW x 0,25 h x 20 /MWh = 200 Angebot 2: 30 MW x 0,25 h x 12 /MWh = 90 Angebot 3: 60 MW x 0,25 h x 5 /MWh = 75 Angebot 4: 55 MW x 0,25 h x 0 /MWh = 0 Gesamtkosten Regelenergie: = 365 Spezifischer Ausgleichsenergiepreis in D = 365 /58 MWh = 6,2 /MWh wird in diesem Fall von den Anbietern an die ÜNB gezahlt Inzwischen nehmen auch die Regelzonen DK-Festland, NL und CH an der Regelzonen-Kooperation teil, allerdings ist in den Regelzonen außerhalb Deutschlands nur Modul 1 wirksam. 17 9

10 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Abrechnungsregeln Der physikalische Energieaustausch einer Regelzone für eine definierte Abrechnungsperiode (innerhalb D = 15-Minuten-Raster innerhalb ENTSO-E verdichtet auf 60-Minuten-Raster) wird durch die Zählerwerte der Übertragungsleitungen über welche die Regelzone mit den benachbarten Regelzonen verbunden ist (Kuppelleitungen) und die Zählwerte der zu berücksichtigenden Istwert-Aufschaltungen ermittelt. Von dem so ermittelten physikalischen Energieaustausch wird nun der Soll-Austausch dieser Abrechnungsperiode subtrahiert. Der Saldo ist der ungeplante Energieaustausch, der durch den Einfluss der Primärregelung, durch Messwertabweichungen der Kuppelleitungen und durch Trägheit der Sekundärregelleistung bewirkt wird. Der Soll-Austausch der Regelzone wurde in Teil 10 erläutert und ist die Summe alle Regelzonenüberschreitenden Fahrpläne der betreffenden Abrechnungsperiode. Beispiel: Abrechnungsperiode Uhr aufgeteilt auf 4 x 15-Minunten Soll-Austausch: MWh; MWh; MWh; MWh; Stundenwert: 1258 MWh; Ist-Austausch: + 278,4 MWh; + 301,9 MWh; + 314,6 MWh; + 332,7 MWh; Stundenwert: 1227,6 MWh Ungeplanter Energieaustausch: Ist Soll: -51,6 MWh; -10,1 MWh; + 16,6 MWh; +14,7 MWh; Stundenwert des ungeplanten Energieaustausches: -30,4 MWh; Regelzone hat ungeplant bezogen. 18 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Abrechnungsregeln Gemäß Policy 2 des ENTSO-E OH hat die Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches entsprechend dem hierarchischen Aufbau des Abrechnungsschemas zu erfolgen. Der ungeplante Energieaustausch je Abrechnungsperiode jeder Regelzone ist von Regelzonen-salden auf Regelblocksalden und schließlich auf Salden pro Abrechnungszentren der ENTSO-E zu verdichten. Wenn die Salden der beiden ENTSO-E Abrechnungszentren in Summe 0 MWh ergeben, ist das Gesamtergebnis einer Abrechnungsperiode korrekt. Andernfalls muss die gesamte Abrechnung nochmals bis hin zu den Regelzonen überprüft werden. Als Abrechnungsperiode ab Regelblocksaldo gilt die Stunde. Innerhalb der Regelblöcke können die Regelzonen abweichende Abrechnungsperioden vereinbaren. Im Regelblock D gilt die 15-Minunten- Periode. UCTE-South UCTE-North Schema der Abrechnung gemäß OH Quelle:

11 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Abrechnungsregeln Abrechnungszentrum Nord: bei Amprion in der zentralen Schaltleitung Brauweiler; zuständig für die Regelblöcke A, B. BG, CENTREL, D, NL, RO, Abrechnungszentrum Süd: bei Swissgrid in der Zentrale Lauffenburg; zuständig für die Regelblöcke CH, FEB, GR, I, JIEL, SLO Die Abrechnung erfolgt auf 100 kwh genau. Das ist die Auflösungsgenauigkeit der Zähleinrichtungen auf den Kuppelleitungen. 20 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Kompensationsregeln Die Energie, die ungeplant zwischen den einzelnen Regelzonen ausgetauscht wird, muss gemäß OH von den Regelzonen wieder kompensiert werden; d.h. Regelzonen, die Energie ungeplant exportiert haben, erhalten diese Energie von den Regelzonen zurück, die ungeplant importiert haben. Für den Rücktausch der Energie wird der ungeplante Energieaustausch je Regelzone über eine gesamte Woche jeweils von Montag 0.00 Uhr bis Sonntag Uhr saldiert und in der Folgewoche in Form eines geplanten Energieaustausches (Fahrplan) kompensiert. Der Kompensationszeitraum läuft dann vom Donnerstag 0.00 Uhr bis Mittwoch Uhr

12 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Kompensationsregeln Da die Energie innerhalb eines Tages und innerhalb einer Woche unterschiedliche Wertigkeiten hat z.b. ist eine MWh zur Tages- bzw. Wochenhöchstlast anders zu bewerten als eine MWh zu Niedriglastzeiten - wird die Woche in Tarifzeiten unterteilt. Die Saldierung und die Kompensation des ungeplanten Energieaustausches erfolgt damit nur innerhalb der selben Tarifzeiten. Ein Import von Energie in einer Tarifzeit kann nur durch einen Export in der selben Tarifzeit kompensiert werden. Es werden folgende Tarifzeiten gemäß Policy 2 OH unterschieden: Winterhalbjahr vom bis : a) Niedertarif (NT), Hochtarif (HT), Spitzentarif (HHT) b) Tagesprofil an Werktagen = Montag bis Samstag c) Tagesprofil an Sonntagen und ENTSO-E-Feiertagen Sommerhalbjahr vom bis : a) Niedertarif (NT), Hochtarif (HT), Spitzentarif 1 (HHT 1), Spitzentarif 2 (HHT 2) b) Tagesprofil an Werktagen = Montag bis Sonntag c) Tagesprofil an Samstagen d) Tagesprofile an Sonntagen und ENTSOE-E Feiertagen Als ENTSE-E-Feiertage gelten: Neujahr, Ostermontag, Christi Himmelfahrt und der 1. Weihnachtsfeiertag. Die Aufteilung der einzelnen Stunden auf die Tarifzeiten sind der Tabelle auf der Folgeseite zu entnehmen. 22 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Kompensationsregeln Quelle:

13 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Kompensationsregeln Beispiel einer Berechnung der Kompensation in einer Woche des Sommerhalbjahres: In der 18. KW in 2013 ergeben sich für die Regelzone 50 Hertz folgende Salden des ungeplanten Energieaustausches: NT-Zeiten: Export von 135 MWh (= Σ des ungeplanten Austausches aller NT-Perioden) HT-Zeiten: Import von 281 MWh HHT 1-Zeiten: Import von 78 MWh HHT 2-Zeiten: Export von 205 MWh Für die Kompensation von Donnerstag der 19.KW bis Mittwoch der 20.KW ergibt sich folgendes Kompensationsprogramm für die Regelzone 50 Hertz: Aufteilung der Stunden in der Ausgleichswoche: NT-Stunden: Do 19.KW = ENTSO-E-Feiertag und So je 22 = 44 NT-Stunden; Fr, Sa, Mo, Di, Mi je 8 = 40 NT-Stunden Σ NT = 84 Stunden 24 Abrechnung des ungeplanten Energieaustausches zwischen den Regelzonen Kompensationsregeln Beispiel einer Berechnung der Kompensation in einer Woche des Sommerhalbjahres: HT-Stunden: Do und So - ; Fr, Mo, Di, Mi je 12 = 48 HT-Stunden; Sa = 10 HT-Stunden Σ HT = 58 Stunden HHT 1-Stunden: Do, So je 2 = 4 Stunden; Fr, Mo, Di, Mi je 1 = 4 Stunden; Sa = 3 Stunden Σ HHT 1 = 11 Stunden HHT 2-Stunden: Do, So - ; Fr, Sa, Mo, Di, Mi je 3 = 15 Stunden; Σ HHT = 15 Stunden Kompensations-Fahrpläne für Ausgleich von Do 19.KW bis Mi 20 KW: NT-Zeit: 135 MWh/84 h = 1,6 MW Import-Fahrplan HT-Zeit: 281 MWh/58 h = 4,8 MW Export-Fahrplan HHT 1-Zeit: 78 MWH/11 h = 7,1 MW Export-Fahrplan HHT 2-Zeit: 205 MWh/15 h = 13,7 MW Import-Fahrplan 25 13

14 Weiterentwicklung der ENTSO-E Gesamtstruktur der ENTSO-E 26 Weiterentwicklung der ENTSO-E Vom OH der UCTE zum NetworkCode der ENTSO-E Die ENTSO-E wird die von der UCPTE entwickelten Spielregeln die von UCTE als verbindliche Regeln in des OH überführt wurden nun in einen für alle ENTSO-E-Mitglieder verbindlichen NetworkCode überführen. Dieser Prozess ist derzeit am laufen. Die Spezifika der unterschiedlichen Synchrongebiete sind dabei zu berücksichtigen. Der NetworkCode gliedert sich in folgende Kapitel: Requirements for Grid Connection applicable to all Generators (RfG) The Network Code on Requirements for Generators is seen as one of the main drivers for creating harmonized solutions and products necessary for an efficient pan-european (and global) market in generator technology. The purpose of this network code is to bring forward a set of coherent requirements in order to meet these challenges of the future. Demand Connection Code (DCC) The Network Code on Demand Connection will help to accomplish the tasks of facilitating the increase of RES, (Regenerative Energy Sources) ensuring system security and implementing the internal electricity market, also by means of smart grid models, DCC has been initiated to define common functional requirements and will mainly focus on the connection of industrial loads and distribution networks

15 Weiterentwicklung der ENTSO-E Vom OH der UCTE zum NetworkCode der ENTSO-E Forward Capacity Allocation (FCA) ENTSO-E is working to develop pan-european markets in all timescales. These timescales range from markets for securing capacity several years ahead of real time, to day ahead, intra-day and real time balancing markets. Putting in place harmonized cross border markets in all timeframes will lead to a more efficient European market and benefits to customers. Forward markets have an important role in allowing parties to secure capacity and hedge positions ahead of the day-ahead timeframe. The network code on Forward Capacity Allocation will ensure that this can happen in the future pan- European market. Operational Security (OS) The Operational Security Network Code (OS) will provide the basis for the power system to function with a satisfactory level of security and quality of supply, as well as efficient utilization of infrastructure and resources. It will do so by focusing on common operational security principles, pan-european operational security, coordination of system operation, and some important aspects for grid users connected to the transmission grid. 28 Weiterentwicklung der ENTSO-E Vom OH der UCTE zum NetworkCode der ENTSO-E Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) The Network Code on CACM sets out the methods for allocating capacity in day-ahead and intra-day timescales and outlines the way in which capacity will be calculated across the different zones. Putting in place harmonized cross border markets in all timeframes will lead to a more efficient European market and will benefit customers. These rules will provide the basis for the implementation of a single energy market across Europe. Electricity Balancing (EB) Electricity Balancing is one of the key roles of Transmission System Operators where they act to ensure that generation equals demand in real time. This is vital for ensuring security of supply and has an important bearing on costs to customers. The potential for balancing resources to be effectively shared between member states can enhance security of supply and reduce cost, hence there is a strong rationale for developing cross border balancing markets. The network code on Electricity Balancing will ensure that the correct framework will be put in place for this to happen

16 Weiterentwicklung der ENTSO-E Vom OH der UCTE zum NetworkCode der ENTSO-E Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) The Network Code on CACM sets out the methods for allocating capacity in day-ahead and intra-day timescales and outlines the way in which capacity will be calculated across the different zones. Putting in place harmonized cross border markets in all timeframes will lead to a more efficient European market and will benefit customers. These rules will provide the basis for the implementation of a single energy market across Europe. Electricity Balancing (EB) Electricity Balancing is one of the key roles of Transmission System Operators where they act to ensure that generation equals demand in real time. This is vital for ensuring security of supply and has an important bearing on costs to customers. The potential for balancing resources to be effectively shared between member states can enhance security of supply and reduce cost, hence there is a strong rationale for developing cross border balancing markets. The network code on Electricity Balancing will ensure that the correct framework will be put in place for this to happen. 30 Weiterentwicklung der ENTSO-E Vom OH der UCTE zum NetworkCode der ENTSO-E Nach Abschluss der Entwicklung des NetzworkCode und Abstimmung mit allen davon betroffenen Teilnehmern am europäischen Elektrizitätsmarkt wird dieser Teile des UCTE-Handbook (OH) ersetzten und eine Anpassung des deutschen TransmissionCode erfordern. Zugleich muss die BNetzA ggf. weitere Festlegungen bzw. Beschlüsse zur Umsetzung verbindlicher Vorgaben des NetworkCode treffen. Für die deutschen Erzeugungsgesellschaften ist es wichtig, Regelungen für Bestandsanlagen zu treffen, wenn diese die Vorgaben des Requirements for Grid Connection applicable to all Generators (RfG) nur unzureichend oder nicht erfüllen

17 Prof. Dr. Alfons Haber Hochschule Landshut Hochschule für angewandte Wissenschaften Am Lurzenhof 1 D Landshut Tel. +49 (0) Fax +49 (0) alfons.haber@haw-landshut.de 17