Der Intraday Markt Österreichs Chancen und Risiken

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1 Der Intraday Markt Österreichs Chancen und Risiken

2 Themenblöcke: Die zentrale Lage des Regelblocks Österreich (Energieaustausch mit 6 angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs) Aktueller Stand und Entwicklung der kurzfristigen Austauschprogramme des Regelblocks Österreich. Betriebliche Risiken kurzfristiger Änderungen von Erzeugungs- und Austauschleistungen Sind das gegenwärtige Marktmodell und die Tools und Prozeduren der TSOs diesen Anforderungen gewachsen? AUSTRIAN POWER GRID AG

3 Themenblock: Die zentrale Lage des Regelblocks Österreich (Energieaustausch mit 6 angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs) Aktueller Stand und Entwicklung der kurzfristigen Austauschprogramme des Regelblocks Österreich.. Betriebliche Risiken kurzfristiger Änderungen von Erzeugungs- und Austauschleistungen Sind das gegenwärtige Marktmodell und die Tools und Prozeduren der TSOs diesen Anforderungen gewachsen? AUSTRIAN POWER GRID AG

4 Vorarlberg Energieaustausch mit 6 (7*) angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs *) Seit 16. Oktober 2012 Anbindung des österreichischen Intraday-Marktes über einen Hub der EPEX SPOT SE an den deutsch- französischen Intraday-Markt AUSTRIAN POWER GRID AG 4

5 Presseaussendung: Wien / Paris, 17. Oktober 2012 Der österreichische Übertragungsnetzbetreiber, Austrian Power Grid (APG), und die europäische Strombörse EPEX SPOT SE haben gemeinsam am 16. Oktober 2012 einen Intraday-Markt in Österreich gestartet und ihn mittels einer offenen Schnittstelle, die von APG bereitgestellt wird, mit den deutsch-französischen Intraday-Märkten verbunden. Physische und finanzielle Erfüllung der neuen österreichischen Intraday-Kontrakte werden von der European Commodity Clearing AG (ECC), Europas zentralem Clearinghaus für Energie, bereitgestellt. Eingerichtet auf Druck österreichischer Händler, weil in Deutschland die Gate Closure für den Intrady Börsenhandel (einseitig) verkürzt wurde. Handel bis zum Schluss (ebay Effekt) und anschließende Übermittlung der entsprechenden Regelzonen überschreitenden Fahrpläne für österreichische Händler nicht mehr zeitgerecht möglich. In der vorliegenden Ausbaustufe ist das Anliegen der österreichischen Händler jedoch noch nicht gelöst (Handel nur bis 75 Minuten vor Real Time möglich). Mit einer Verkürzung der Clearingzeit durch ECC um 15 Minuten wäre die Gleichschaltung der Märkte AT-DE wieder herstellbar. Deutsche TSOs haben jedoch angekündigt, eine solche Verkürzung in Deutschland zur weiteren Beschleunigung des innerdeutschen Regelzonen überschreitenden Austausches nützen zu wollen... AUSTRIAN POWER GRID AG

6 Themenblock: Die zentrale Lage des Regelblocks Österreich (Energieaustausch mit 6 angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs) Aktueller Stand und Entwicklung der kurzfristigen Austauschprogramme des Regelblocks Österreich. Betriebliche Risiken kurzfristiger Änderungen von Erzeugungs- und Austauschleistungen Sind das gegenwärtige Marktmodell und die Tools und Prozeduren der TSOs diesen Anforderungen gewachsen? AUSTRIAN POWER GRID AG

7 Konventionen für die Anmeldungen von RZ (RB) überschreitenden Intraday Fahrplänen Umsetzung in 2013 vorgesehen Sonstige Marktregeln Kapitel 3 Intraday Fahrpläne: 20 Minuten nach Antragstellung hat der RZF dem BGV die Information zur Verfügung zu stellen, ob seine beantragten Änderungen durchführbar sind und von den RZF der Ziel- bzw. Herkunftsregelzonen bestätigt wurden. AUSTRIAN POWER GRID AG

8 Anzahl Intraday FPL APG mit angrenzenden RZ AUSTRIAN POWER GRID AG

9 Anzahl Intraday FPL APG mit deutschen RZ Integration der RZ Vorarlberg in die Regelzone APG per AUSTRIAN POWER GRID AG

10 Entwicklung der All Time Highs 2012 bis inkl. Q AUSTRIAN POWER GRID AG

11 All Time Highs (Anzahl in %) 2012 bis inkl. Q AUSTRIAN POWER GRID AG

12 Anzahl der Fahrpläne mit Netznachbarn (in 2012) Anzahl FPL 2012 Day ahead Anzahl FPL 2012 Intraday CEPS MAVIR ELES Swissgrid Terna Summe DE AUSTRIAN POWER GRID AG

13 max (Import) = 1159 MW :00 Uhr max (Export) = 1733 MW :00 Uhr Import :00-24:00 ID/Da res = 12,5% Export MWh AUSTRIAN POWER GRID AG

14 Themenblock: Die zentrale Lage des Regelblocks Österreich (Energieaustausch mit 6 angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs) Aktueller Stand und Entwicklung der kurzfristigen Austauschprogramme des Regelblocks Österreich. Betriebliche Risiken kurzfristiger Änderungen von Erzeugungs- und Austauschleistungen Sind das gegenwärtige Marktmodell und die Tools und Prozeduren der TSOs diesen Anforderungen gewachsen? AUSTRIAN POWER GRID AG

15 Kurzfristige Änderungen von Erzeugung und Austauschleistungen im magischen Dreieck Energiewirtschaftliche Herausforderung: Verwertung volatiler Erzeugung Optimierung des Kraftwerkseinsatzes Reduktion der Regelleistung (TSO) Minimierung der Kosten. Prozess- / IT-technische Herausforderung: Allokation FPL-Anmeldung Matching FPL-Bestätigung (bzw. Defaultwerte). Netztechnische Herausforderung: Netzdatensätze erstellen / mergen Sicherheitsrechnungen durchführen Maßnahmen auswählen / vereinbaren Redispatch umsetzen AUSTRIAN POWER GRID AG

16 Kurzfristige Umlastungen innerhalb der Regelzone: Interne Lastverschiebungen können nahezu in Real time geschehen und führen ggf. zu signifikanten Lastflussänderungen im Netz. Silz Änderungen der Kraftwerksfahrpläne müssen von den Erzeugern umgehend an den TSO gemeldet werden, um im IDCF korrekte Berücksichtigung zu finden! Disziplin verbesserungswürdig! AUSTRIAN POWER GRID AG

17 Risiko: Geparkte ggf. auch ausgeborgte Energie Risiko für Netzsicherheitsrechnung und Netzregelung BG/BK verbringt (holt) vorerst nicht verwertbare (oder fehlende) Energie via Fahrplan nach (aus) Österreich, in der Hoffnung bis zum Realisierungszeitpunkt eine Möglichkeit zur Verwertung (der Deckung) zu finden. Mit einem Intraday Fahrplan wird dann diese Energie rechtzeitig in die (aus der) entsprechende Regelzone transferiert oder ggf. in der RZ APG unverwertet stehen gelassen (bzw. ungedeckt bezogen)! In Österreich werden interne Fahrpläne nur an die APCS (Bilanzgruppenkoordinator) geschickt. APCS schickt (nur einmal täglich) nach 14:30 Uhr den resultierenden internen FPL jeder BG an APG. Geparkte (bzw. ausgeborgte ) Energie ist für APG in Österreich wesentlich schwieriger zu detektieren als das für die TSOs in Deutschland der Fall ist! AUSTRIAN POWER GRID AG

18 Crid Control Cooperations in CE Zweck: Vermeidung der Aktivierung von gegenläufiger Sekundärregelleistung. Folge: ungeplante Lastflüsse! AUSTRIAN POWER GRID AG

19 Internationaler Regelenergieaustausch (Primär-, Sekundär und Tertiärregelleistung) TSO Anbieter Modell (Tertiärregelung) TSO TSO Modell TSO Anbieter Modell als Übergangslösung zu TSO-TSO Modell mit gemeinsamer Merit Order für Sekundär und Tertiärregelenergie. Folge: ungeplante Lastflüsse! AUSTRIAN POWER GRID AG

20 Potenzial des Regelenergieaustausches (Primär-, Sekundär und Tertiärregelleistung) ENTSOE OH Policy 1, B-S4.5. Border-crossing SECONDARY CONTROL RESERVE. SECONDARY CONTROL RESERVE can be exchanged border-crossing if the concerned TSOs have confirmed this exchange and provided that 66 % of the SECONDARY CONTROL RESERVE needed are kept geographically within the CONTROL AREA. In addition afixedshareof50 % of the total needed SECONDARY CONTROL RESERVE plus TERTIARY CONTROL RESERVE must also be kept inside the CONTROL AREA... Regelenergie für RZ APG aus anderen RZ: Primärregelung Bezug 71 MW Sekundärregelung Lieferung 68 MW Bezug 68 MW Sekundär- plus Tertiärregelung Lieferung 163 MW Bezug 240 MW Regelenergie aus RZ APG für z.b. RB DE Primärregelung Lieferung 90 MW Sekundärregelung Lieferung 708 MW Bezug 723 MW Sekundär- plus Tertiärregelung Lieferung 1909 MW Bezug 2143 MW AUSTRIAN POWER GRID AG

21 Themenblock: Die zentrale Lage des Regelblocks Österreich (Energieaustausch mit 6 angrenzenden Märkten und Kuppelleitungen zu 8 angrenzenden TSOs) Aktueller Stand und Entwicklung der kurzfristigen Austauschprogramme des Regelblocks Österreich.. Betriebliche Risiken kurzfristiger Änderungen von Erzeugungs- und Austauschleistungen Sind das gegenwärtige Marktmodell und die Tools und Prozeduren der TSOs diesen Anforderungen gewachsen? AUSTRIAN POWER GRID AG

22 TSO Security Cooperation (TSC) Gemeinsames Tool zur Netzsicherheitsrechnung; DACF Prozess; IDCF Prozess im Februar 2013 gestartet; Multilateraler Redispatch-Vertrag zur Überwindung von Engpässen; Zentrale Serviceeinheit wird zur Zeit in München eingerichtet (CSPE); Vorerst dennoch weitgehend dezentrale Organisation CSPE keine Legal Entitiy Weitere Cooperation Areas in Ausarbeitung: koordinierte Abschaltplanung (über ein Jahr hinaus, mit zentraler Datenbank) gemeinsame Ausbildung und Zertifizierung des operativen Personals gemeinsamer d-2 Prozess zur Bestimmung von Kapazitäten für den Regelzonen überschreitenden Energieaustausch. AUSTRIAN POWER GRID AG

23 Wettbewerb der Netzsicherheitskooperationen TSC und Coreso in Zentraleuropa Coreso Service Center Brüssel TSC CSPE München TSC member TSC plus SSC member Coreso member TSC plus Coreso member TSC observer Sitz und zentrale Serviceeinheit von Coreso in Brüssel Sitz der zentralen TSC Serviceeinheit in München (im Aufbau). Die gegenseitige Durchdringung der beiden Netzsicherheitskooperationen wird noch insofern ergänzt, als die Trennlinien der Marktgebiete insbesondere von CWE, CEE, Italien + Slowenien, Polen + Tschechien + Slowakei + Ungarn entlang vollkommen anderer Ländergrenzen verlaufen. AUSTRIAN POWER GRID AG

24 TSC Business Process Concepts IDCF Intermediate Process Hour 00:30 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 07:30 08:30 09:30 10:30 11:30 12:30 13:30 14:30 15:30 16:30 17:30 18:30 19:30 20:30 21:30 22:30 23:30 00:30 DACF Business Process 01:30 02:30 03:30 04:30 05:30 06:30 h 1 07:30 h 2 h 1 08:30 h 3 h 2 h 1 09:30 h 4 h 3 h 2 h 1 10:30 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 11:30 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 12:30 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 13:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 14:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 15:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 16:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 h 1 17:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 h 2 18:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 h 3 19:30 h 8 h 7 h 6 h 5 h 4 20:30 h 8 h 7 h 6 h 5 21:30 h 8 h 7 h 6 22:30 h 8 h 7 23:30 end end end end end end end end end end h 8 Delivery of IDCF datasets for timestamps h 3 to h 7 is mandatory for all TSOs as from 15 January 2013 Delivery of IDCF datasets for timestamps h 1 to h 2 respectively h 8 until end of the day is voluntary for all TSOs as from 15 January 2013 AUSTRIAN POWER GRID AG

25 TSC Business Process Concepts IDCF Intermediate Process CTDS Operator CTDS User Time Task Time Task from 05:30 to 06:15 Monitoring the data delivery process (CTDS Operator will not contact the CTDS User in case of missing or erroneous data files!) from 05:30 to 06:15 Providing datasets (in case of manual data creation) from 06:15 to 06:30 Starting and observing the business process (LF+CA calculation) in the CTDS System from 06:30 to 06:45 Assessing results of LF+CA from 07:00 to 07:15 On demand: Starting an additional run in the CTDS System on the basis of improved datasets from 06:45 to 07:00 On demand: Performing model improvement as input for an additional run from 07:15 to 07:30 On demand: Assessing the results of the additional run from 07:30 to 07:40 On demand: Telco (as Moderator) from 07:30 to 07:40 On demand: Telco AUSTRIAN POWER GRID AG

26 TSC Business Process Concepts IDCF Intermediate Process Calculation principle Start of calculation / timestamp 00:15 01:15 02:15 03:15 04:15 05:15 06:15 07:15 08:15 09:15 10:15 11:15 12:15 13:15 14:15 15:15 16:15 17:15 18:15 19:15 20:15 21:15 22:15 23:15 00:30 DACF Business Process 01:30 additional 02:30 03:30 calculation 04:30 05:30 06:30 h 1 07:30 h 2 08:30 h 3 h 1 09:30 h 4 h 2 10:30 h 5 h 3 h 1 11:30 h 6 h 4 h 2 12:30 h 7 h 5 h 3 h 1 13:30 h 8 h 6 h 4 h 2 14:30 h 7 h 5 h 3 h 1 15:30 h 8 h 6 h 4 h 2 16:30 h 7 h 5 h 3 h 1 17:30 h 8 h 6 h 4 h 2 18:30 h 7 h 5 h 3 19:30 h 8 h 6 h 4 20:30 h 7 h 5 21:30 h 8 h 6 22:30 h 7 23:30 end end end end end h 8 AUSTRIAN POWER GRID AG

27 TSC Business Process Concepts IDCF Final Process Der IDCF-Prozess - von der Aufbereitung der Daten durch die einzelnen TSOs, über die Erstellung des gemeinsamen Datensatzes, den darauf basierenden Sicherheitsrechnungen, bis zur Auswahl, Abstimmung und Implementierung von Abhilfemaßnahmen bei erkannten Problemen - ist auch bei höchster Automatisierung unter einer Stunde nicht vorstellbar! Dazu müssen - bedingt durch den Regelenergieaustausch - zukünftig zusätzlich entsprechende Szenarien untersucht werden! Die auf Basis der Datenlage von den TSOs eingeleiteten Maßnahmen sind aber durch die zwischenzeitlich erfolgten Aktionen der Marktteilnehmer (insbesondere Intraday-Handel) ggf. bereits überholt! AUSTRIAN POWER GRID AG

28 Seit Beginn des liberalisierten Elektrizitätsmarktes laufen die Methoden zur Gewährleistung der Netzsicherheit der rasanten Entwicklung des Marktes hinterher! Wir verfügen im TSC-Raum heute gerade einmal über einen brauchbaren DACF-Prozess. Nicht berücksichtigt werden dabei (vorerst) die aus Netzreglerverbund und Regelzonen überschreitender Regelenergie resultierenden Lastflüsse. Der IDCF-Prozess steht am Anfang seiner Entwicklung. Selbst wenn mit Unterstützung der in Gründung befindlichen TSC-CSPE (Central Service Providing Entity) alle (heutigen) Zielprozesse vollständig implementiert sind, erfolgen die Sicherheitsberechnungen auf einem durch den Intraday-Handel überholten Datensatz. Die für die notwendigen Redispatch -Maßnahmen erforderlichen Eingriffe der TSOs in die Erzeugung der Kraftwerke sind zu zeitintensiv. (EPM wird von den Erzeugern als eine Art Handelsgeschäft betrachtet). AUSTRIAN POWER GRID AG

29 Das Marktsystem ist krank! Die Kosten der Energiewende explodieren! Der Zertifikatshandel für Emissionsrechte versagt! Trotz hoher Förderungen in die Erneuerbaren steigt der CO 2 -Austoss des Elektrizitätssektors! Die Großhandelspreise verfallen! Die Endkunden haben nichts davon! Die Preissituation im Gas- und Elektrizitätsgroßhandel führen zur Schließung von bestehenden Gaskraftwerken. Neue (für das Gesamtsystem dringend notwendige) Gaskraftwerke rechnen sich nicht und werden nicht gebaut. Für die Zukunft zeichnet sich bereits eine Deckungslücke ab. Kapazitätsmärkte werden diskutiert oder bereits eingeführt (Was bleibt dann noch für den Markt?) Die Netze können nicht schnell genug gebaut werden. Die Redispatch-Maßnahmen verschlingen Millionen. Die Netzsicherheit ist bedenklich oft und über lange Zeiträume nicht gewährleitstet. AUSTRIAN POWER GRID AG

30 Das Marktsystem muss so schnell wie möglich operiert werden! Wie nach jeder schweren Krankheit muss es - um nachhaltig gesund zu bleiben - den Lebensstil gravierend ändern. Sein neues Lebensmotto hat zu lauten: Safety first!! Intraday Handel ist wegen der zunehmenden volatilen Erzeugung von Wind und Solar positiv zu werten, solange den Netzbetreibern ausreichend Zeit für die Sicherheits- Prozesse bleibt! Das bedeutet (Mindestforderung): Fixierung aller Fahrpläne für zumindest 1 Stunde vor Real time (keine weitere Verkürzung) Beginn der RZ-überschreitenden Programme mit der vollen Stunde (nicht ¼-stündlich rollierend) Freie Kraftwerks- und Pumpkapazitäten (ggf. auch Load-Management) sind dem TSO anzubieten. Dieser kann dieses Angebote einfach, schnell und unbürokratisch (unter Bezahlung des geforderten Preises) abrufen und nach Bedarf für Redispatch, Countertrading und Balancing einsetzen. Nur so hat die Netzsicherheit bei intensiven Intraday-Handel und nennenswerten Regelzonen überschreitenden Regelenergieaustausch eine reelle Chance! AUSTRIAN POWER GRID AG