Erneuerbare Energien auf dem Regelenergiemarkt

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1 Neue Entwicklungen auf den Energiemärkten Erneuerbare Energien auf dem Regelenergiemarkt Arne Grein Fachgebiet Energiesysteme der TU Berlin Lehrstuhl von Prof. Dr. Georg Erdmann Tel: 030 / arne.grein@mailbox.tu-berlin.de Seite 1

2 Inhalt I II Funktionsweise des Regelenergiemarktes in Deutschland Hintergrund, Begriffe, Voraussetzungen Handel mit Regelenergie Vergabe, Preise und Anreize III Regelenergie und Erneuerbare Energien Regelenergiebedarf durch Windenergie Bilanzkreismanagement durch Virtuelle Kraftwerke IV Fazit und Ausblick V Literatur Seite 2

3 Hintergrund des Regelenergiemarktes Netzfrequenz 50 Hz ± 150 mhz, darüber hinaus umfangreiche Netzstörungen Kraftwerksausfall oder Netzfehler Ungenaue Lastprognose Erzeugungsschwankungen Unerwartete Ausfälle konventioneller, regelbarer Kraftwerke 0-3,8 % Abweichungen von Verbrauchsprofilen Einspeisung erneuerbarer Energien (Wind) Frequenzhaltung im UCTE- (bzw. ÜNB-) Übertragungsnetz und Verteilungsnetz Verantwortlichkeit der ÜNB für Frequenzregelung in den Regelzonen und Bilanzkreisen bis 1h Regelenergievorhaltung (Leistung) und -nutzung (Energiebereitstellung) infolge von Frequenzabweichungen Regelenergieart positiv (inkrementell) negativ (dekrementell) Erzeugerseite z.b. Gasturbine einschalten z.b. Windanlagenpark teilweise herunterfahren Verbraucherseite z.b. Last abschalten (Industrieanlage mit Speicher) z.b. Last einschalten (PWS füllen) Seite 3

4 Frequenz-Leistungs-Regelung Quelle: SWIDER 2006 Dissertation Seite 4

5 Voraussetzungen für Regelreserve Drei Formen der Regelenergiebereitstellung* Primärregelung dezentral und automatisch im Kraftwerk gesteuert Höhe durch UCTE bestimmt Sekundärregelung zentral und automatisch beim ÜNB gesteuert Höhe durch ÜNB bestimmt Minutenreserve zentral und manuell beim ÜNB gesteuert Höhe durch ÜNB bestimmt Reserveleistung mind. 2 % der Nennleist. und ± 5MW 30 s bis 15 min vollständig erbracht Empfindlichkeit des Reglers max. 10 mhz Reserveleistung vollständig bei Sollfrequenz 49,95-50,05 Hz erbringbar * Normen aus dem Transmission Code 2003, aktuelle Neuerungen Reserveleistung mind. ±15 MW (pos/neg getrennt) 5 min bis 4 h vollständig erbracht Änderungsgeschwindigkeit mind. 2% pro min der Nennleistung Reserveleistung mind. ±10 MW (pos/neg getrennt) 15 min bis 4 h vollständig erbracht Änderungsgeschwindigkeit mind. 2% pro min der Nennleistung Volumen: PR (660 MW pos./neg.), SR (3030 MW pos./2300 MW neg.), MR (3370 MW pos./2020 MW neg.) Senkung der Voraussetzungen der Mindestreservevorhaltung zur Verbesserung der Angebotes an Regelenergie. Senkung der Voraussetzungen auch bei der Vergabe. Seite 5

6 Regelenergie und Ausgleichsenergie Regelenergie vom Kraftwerk (Gesamtsaldo) physisch Ausgleichsenergie zwischen den Bilanzkreisen kann sich aufheben, dann keine Regelenergie notwendig EEG-Bilanzkreis: Herausnahme der Erneuerbaren Energien aus den AE-Saldi und Erstellung eines eigenen Bilanzkreis mit Kostenübernahme durch ÜNB Verringerung der Differenz zwischen Last und Prognose / Einkauf verringert den Bedarf von Ausgleichs- und damit an Regelenergie Quelle: KLEIN, D Regelenergieabrechnung, Seite 6

7 Möglichkeiten der Regelenergiebereitstellung auf der Erzeugerseite Einsatzmöglichkeiten verschiedener Kraftwerkstypen Kraftwerkstyp Pos. Primärreserve Neg. Sekundärreserve Pos. Neg. Minutenreserve Pos. Neg. Atom / - / Braunkohle / - / Steinkohle / - / - Gas - - Wasser (LW, PSW) - - / - / - / - / - Wind X X X (?) / - * X (?) / - * Biomasse (KWK) X X / X / X / X / X PV X X X - X - Praktisch realisierbar X Nicht realisierbar - Technich realisierbar, aber nicht angewendet * durch NZV können ÜBN Wind bei Überlast runterfahren Seite 7

8 Preise im Regelenergiemarkt Sekundärreserve: Arbeitspreisspannne , relativer Bedarf 20-40% Minutenreserve: Arbeitsspanne , relativer Bedarf gegen 0% Marktvolumen im Regelenergiemarkt etwa 1 Mrd. : 10% Primärreserve, 60% Sekundärreserve, 40% Minutenreserve Quelle: Daten der ÜNB Seite 8

9 Vergleich von Strompreisen EEG Biomasse EEG Wind pos. SR 8-20h da variable Kosten bei Bereitstellung von Reserveleistung gespart werden, liegt Preis für Regelenergie unter EEX (MR wird am Tag zuvor früher geboten als EEX) kein Anreiz zur Bereitstellung von Reserveleistung durch Erneuerbare Energien Quelle: EEG, EEX, Daten der ÜNB Seite 9

10 Reserveleistungsbedarf und Windenergieeinspeisung in 2008 etwa 22 GW Windenergie vorwiegend im Norden Deutschlands installiert bis 2020 Repowering und Offshore-Anlagen in Höhe von weiteren 25 GW oder mehr in Regionen bereits Lastdeckung vorwiegend durch Wind gute Prognose der Windstärke, aber zeitlicher Verzug um Stunden möglich Unterscheidung in day ahead -Prognose und 4h -Prognose Prognosefehler im PR-Bereich gering (Sturmabschaltung, Netzfehler) Wirkung Prognosefehler im SR-Bereich offen (kein zusätzlicher Bedarf notwendig) Auswirkungen auf Minuten- und Stundenreserve (keine Regelenergie) bedeutsam Standardabweichung Min Max Standardabweichung Min Max Day ahead WEA Prognose 6,77% 6,05% 5,91% -27,50% -24,00% -23,50% 41,50% 39,00% 29,50% 4 h WEA Prognose 4,48% 3,90% 3,89% -16,75% -14,50% -14,00% 28,50% 24,50% 24,25% Quelle: DENA 2005 Netzstudie Seite 10

11 Windprognose und Reserveenergiebereitstellung Reserveleistung für Windenergie in Form von Minuten- und Stundenreserve Stundenreserve ist nicht zur Frequenzstabilisierung, sondern präventiv zur Vorbeugung des Regelenergieeinsatzes Differenz zwischen day ahead und 4h -Prognose durch pos. Stundenreserve (a) Differenz zwischen 4h -Prognose und Einspeisung durch Minutenreserve (b), d.h. bis 4h nach einer Abweichung keine Bereitstellung neg. Stundenreserve, da auch über neg. Minutenreserve schnell abgedeckt Berechnung der zusätzl. Reserveleistung: Wahrscheinlichkeitsfunktion des Prognosefehlers für day ahead und,4h sowie Defizitniveau 0,0025% (13 min) Für die Nichtverfügbarkeit der WEA-Einspeisung zu Höchstlastzeiten müssen langfristige Reservekapazitäten für die Lastdeckung vorgehalten werden Quelle: DENA 2005 Netzstudie Seite 11

12 Windenergie in den deutschen Regelzonen Quelle: Daten der ÜBN Seite 12

13 Zusätzliche Reserveleistung durch Windenergie Jahr Inst. Wind- Vorhaltung pos. Reserveleistung Abruf pos. Reserveleistung leistung mittel max. davon MR davon StR MR + StR % Einsatz ,5 GW 1,2 GW (8%) 1,9 GW (9%) 0,8 GW 0,4-1,1 GW 2,1 TWh 20,5 % ,0 GW 3,2 GW (13%) 7,0 GW (20%) 3,2 GW 0-3,8 GW 5,6 TWh 20,4 % zudem negative Reserveleistung, aber Leistung und Abruf geringer Leistungsbedarf steigt mit Zunahme der installierten Leistung Zusätzliche Reserveleistung durch Spitzenlast wie Gasturbinen (70%) und PSW (30%) Quelle: DENA 2005 Netzstudie Seite 13

14 Bilanzkreismanagement und Regelenergie Verbund verteilter Erzeuger, welches wie konventionelle Kraftwerke Energie und System- Dienstleistungen in gleicher Qualität bereitstellt. Dezentrale Energieerzeugungsanlagen (konventionell und erneuerbar) beeinflussbare Verbraucher Energiespeicher (Wärme und Strom) Energiemanagementsysteme (EMS) intelligente, sichere Kommunikationssysteme = Virtuelles Kraftwerk Ziele: Optimierung von Last- und Erzeugungsprofilen Einhaltung geplanter Fahrpläne für den Bilanzkreis (Reduzierung Ausgleichsenergie) Bereitstellung von Systemdienstleistungen (u.a. Regelenergie) Beispiele: MVV, Steag Saar Energie, weiterhin Liste mit Pilotanlagen in BWK 2006 (Verwendung von KWK Gas und Biomasse, Brennstoffzellen, teilweise Wind und PV) Quelle: VDE 2008 Studie Smart Distribution 2020, BWK 6/2006 Seite 14

15 Simulation des Stromganges in einem Bilanzkreises mit Virtuellem Kraftwerk Hintergrund: durchschn. Lastprofil (Industrie, Gewerbe, Haushalte), Virtuelles Kraftwerk mit Erneuerbaren Energien Ergebnis: Reduzierung Netzeinspeisung, durch Erzeugungs- und Verbrauchsmanagement Fahrplaneinhaltung, Potenzial in Deutschland vorhanden Quelle: VDE 2008 Studie Smart Distribution 2020 Seite 15

16 Fazit I veränderte Rahmenbedingungen für Regelenergiemarkt (mehr Transparenz, Neuregelung der Vergabe, reduzierte technische Voraussetzungen) Zentrale Energieerzeugung und -infrastruktur wichtig für Versorgungssicherheit und Regelenergiebereitstellung getrennter Ausgleich von positiven und negativen Bilanzkreisabweichungen zwischen den Regelzonen Erhöhung des Bedarfes an Regel- und Reserveleistung durch erhöhte Windenergieeinspeisung durch Wahrscheinlichkeit des Prognosefehlers von 1,9 GW auf 7,0 GW max.(in Form von Minutenreserve und Stundenreserve) Einsatz von Minutenreserve bei allen ÜNB heute gegen 0%, daher Entwicklung des Abrufes zukünftig fragwürdig (Einfluss auf Sekundenreserve unsicher, Abruf von Stundenreserve nicht veröffentlichungspflichtig) zusätzliche Reserveleistungsbedarf der Windenergie kann nicht durch Bilanzkreismanagement dezentraler Erzeugung reduziert werden (?) Produkt Stundenreserve kann den Wettbewerb bei der Minutenreserve verringern Seite 16

17 Fazit II Teilnahme der Erneuerbaren Energien am Regelenergiemarkt bei Zusammenschaltung (Pooling) von dezentralen Erzeugungskapazitäten bsw. zu Virtuellen Kraftwerken (VK) bedeutendes Potenzial zur Verringerung des Regelenergiebedarfes bzw. Bereitstellung von Regelenenergieleistung, derzeit nicht quantifizierbar (?) Ausbau von KWK als Initiator für Bildung von Virtuellen Kraftwerken, weitere Voraussetzungen: Ausbau der Kommunikation auf Verteilnetze (Netznutzungsentgelte) sichere Kommunikation innerhalb der Virtuellen Kraftwerke (Forschungsbedarf) Wärmespeicher für wärmegeführte KWK (als Steuermöglichkeit) neben VK auch zukünftig Luftdruckspeicher, Batteriespeicher von Elektroautos oder USV in Verbindung mit intelligenten Energiemanagementsystemen können Abweichungen auffangen und Regelenergiebedarf senken Seite 17

18 Ausblick Planung eines gemeinsamen Ausgleiches von positiven und negativen Bilanzkreisabweichungen zur Reduzierung des Regelenergiebedarfes aktuell zwischen EON, EnBW, Vattenfall Erwartung der Reduktion des Bedarfes an Regelenergie und Einsparungen in Zweistelliger Millionenhöhe neue Anbieter von Regel- und Reserveenergie zu erwarten (hauptsächlich Gas?!) neue Ideen für Bilanzkreismanagement und EEG-Vergütungsstruktur Ausbau der Informations- und Kommunikationsstruktur auf Verteilungsebene sowie Smart Metering zur Unterstützung von Lastmanagement und Pooling (Kosten für Verbraucher z.b. durch erhöhte NNE) Forschung für Speicher, Kommunikationsstandards und Energiemanagementsysteme Seite 18

19 Literatur und Quellen DENA 2005 Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020 VDE 2008 Smart Distribution 2020 Derk Swider Uni Stuttgart 2006 Dissertation: Handel an Regelenergie- und Spotmärkten RAE 2006 Regelenergie nach dem neuen EnWG BWK 5/2008 Energie gut geregelt (S.30-31) BWK 6/2006 Virtuelle Kraftwerke: Theorie oder Realität? (S.52-57) KLEIN, D Regelenergieabrechnung Gesetze: EEG, EnWG Bund der Energieverbraucher ( Internetseiten der EVU Seite 19

20 Volumen für Regelenergie in Regelzonen 2007 in Deutschland insgesamt etwa 7060 MW positive Regelenergieleistung (etwa 9 % der Höchlast) Primärreserveleistung festgelegt durch UCTE-Norm je nach anteiliger Nettostromerzeugung der Regelzone in UCTE mind. 3GW (2 Großkraftwerke) Höhe der Sekundär- und Minutenreserveleistung durch ÜNB bestimmt (zur Wiederherstellung des Primärregelbandes) Defizitwahrscheinlichkeit der Lastdeckung < 0,1% Reserveleistung mind. Kapazität der größten KW in der Regelzone Primärreserve (MW) Sekundärreserve (MW) Minutenreserve (MW) Pos. Neg. Pos. Neg. Pos. Neg. RWE EON EnBW Vattenfall GESAMT Seite 20

21 Handel im Regelenergiemarkt nach EnWG: diskriminierungsfrei, transparent, marktorientiert gemeinsame, internetbasierte Auktion der Regelenergieprodukte durch die ÜNB (regelzonenübergreifend, wenige Anbieter) Nachfrage festgelegt, nicht preisvariabel pay-as-bid Auktion (Aufteilungsschlüssel für LP und AP, nachgefragte Arbeit vorher unbekannt) Primärreserve 1 Monat 0-24 h LP Phasen der Auktion Sekundärreserve 1 Monat 8-20 h, 20-8 h LP und AP Minutenreserve täglich alle 4h (6 Bänder) LP und AP Seite 21

22 Windenergie in den deutschen Regelzonen Quelle: Daten der ÜNB Seite 22