Gefahren und Lösungen für Netze und Netzstabilität aus Sicht von VNB und ÜNB

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1 Die Herausforderungen der Energiewende bei der Integration Erneuerbarer Energien Gefahren und Lösungen für Netze und Netzstabilität aus Sicht von VNB und ÜNB Dr. Frank Berger, 50Hertz, Berlin Dr. Adolf Schweer, MITNETZ STROM, Halle/Sa. 10. CIGRE/CIRED Informationsveranstaltung Netze im Zeichen der Energiewende Köln, 17. Oktober 2012 Inhalt aus Sicht Übertragungsnetzbetreiber und aus Sicht Verteilnetzbetreiber 1. Herausforderungen der Energiewende 2. Diskussionsforen 3. Konzeptansatz an der Schnittstelle VNB/ÜNB 4. Systemdienstleistungen 2

2 Inhalt aus Sicht Übertragungsnetzbetreiber und aus Sicht Verteilnetzbetreiber 1. Herausforderungen der Energiewende 2. Diskussionsforen 3. Konzeptansatz an der Schnittstelle VNB/ÜNB 4. Systemdienstleistungen 3 Wandel in der Erzeugungslandschaft Dezentralisierung der Einspeisung

3 Flexibilisierung der Erzeugung Probleme in der Leistungsbilanz zu erwarten Einsatz des Kraftwerksparks im Szenario AT40 (aktueller Trend mit 40 % Erneuerbarer Energien) im Jahr 2020 in den Monaten Januar und Juli Graue negative Fläche: überschüssige Leistung (zur Speicherung/Abregelung) VDE ETG: Erneuerbare Energien brauchen flexible Kraftwerke. April Entwicklung des europäischen Austauschs Volatilität der Einspeisung Ursache für vielfältige Lastflusssituationen 2003 Anstieg der Anzahl von grundsätzlichen Lastflusssituationen von 4 in 2003 auf 11 in O. Arrivé (RTE); F. Boulet (Coreso); u. a.: Improved TSO coordination in the Central West European region. CIGRE 2012, C

4 Überproportionaler Anteil von 50Hertz an der EEG-Stromeinspeisung Entwicklung Zielstellung 7 Flächenkraftwerk - Verteilnetzbetreiber im Jahr 2012 bereits bis zu rd h (96 von 248 Tagen) Rückspeisung bei einzelnen 380/110-kV-Verknüpfungspunkten Ragow (Brandenburg) Stendal/West (Sachsen Anhalt) Siedenbrünzow (Mecklenburg Vorp.) (5.9.) Im Jahr 2012 bereits rd. 7 Tage Rückspeisung der nachgelagerten Netze im Saldo der gesamten Regelzone 50Hertz. * * geordnete Jahresdauerlinie für 2012 (bis 5.9.) 8

5 EEG Anteil MITNETZ STROM schon 2011 bei 50 % EEG-Anteil am Letztverbraucherabsatz in Prozent* MITNETZ STROM Anlagenanzahl 2011: EEG-Vergütung 2011: Mio. * Zielewerte Energiekonzept der Bundesregierung *tatsächlich messtechnisch ermittelter EEG-Anteil auf Basis gemessener Abnahme und gemessener Erzeugung im Netzgebiet MITNETZ STROM 9 Zentraler Kraftwerkspark und dezentrale Einspeiser kwh + Systemdienstleistungen: Regelfähigkeit, Q-Erbringung, Sk /Rot. Masse, Redispatch, Schwarzstart-Fähigkeit, Inselnetz-Fähigkeit kwh Ausnahme: SDL VO 50,2 Hz NSM/SSM 10

6 Wesentliche Herausforderungen der Energiewende für das elektrische System Produktion EE Netzausbau Systemsicherheit Schrittweise Marktintegration der Erneuerbaren Offshore-Wind-Ausbau Liquiditätspuffer in EEG-Umlage Energieeffizienzmaßnahmen Frage der sozialverträglichen Kostenentwicklung Entwicklung des Nationalen Netzentwicklungsplans Rascher Netzausbau in Übertragungs- und Verteilungsnetzen Beschleunigung, Vereinfachung und Harmonisierung von Genehmigungsverfahren Akzeptanzerhöhung durch Information, Dialog und Kompensation Kurzfristige Stabilisierung des Systems Beitrag aller Akteure zum Erhalt der Systemsicherheit (u. a. Ausbildung von Personal) Verbesserung Echtzeit- Datenaustausch und Steuerung von EEG-Anlagen Speicherausbau (Abschaffung Netzentgeltpflicht) 11 Inhalt aus Sicht Übertragungsnetzbetreiber und aus Sicht Verteilnetzbetreiber 1. Herausforderungen der Energiewende 2. Diskussionsforen 3. Konzeptansatz an der Schnittstelle VNB/ÜNB 4. Systemdienstleistungen 12

7 Diskussionplattformen und foren der Bundesregierung im Energiewendeprozess Monitoring Energie der Zukunft 13 Überlappende Diskussionsplattformen und -foren PG Interaktion der Gesprächsplattform Erneuerbare Energien (BMU) Diskussionsplattform aller Stakeholder zur gesamtheitlichen Integration Erneuerbarer Energien Optionen für den Ausgleich von fluktuierenden Erzeugern Kraftwerksforum Plattform Zukunftsfähige Netze (BMWi) u. a. AG Systemsicherheit Kraftwerksforum (BMWi) Diskussion eines zukunftsfähigen Strommarktdesigns Modell Versorgungssicherheitsmarkt Plattform (BMWi) Zukunftsfähige Netze Plattform (BMU) Erneuerbare Energien ÜNB: Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen (SDL) aus Erneuerbare-Energie-Anlagen (EEA) geeignete Koordination der Vorhaltung, Erbringung und Abrechnung der SDL zwischen ÜNB und Anschluss-NB der EEA nach Oschmann: Auftaktsitzung PG Interaktion

8 Konzeptansatz für real-time Awareness (EAS) bei ENTSO-E Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber auf einem guten Weg Überblick über den Zustand der Regelzonen Darstellung in den Ampelfarben Zusätzlicher Überblick über die Frequenzen Nationale Erweiterung um DSO denkbar bspw. auf Basis (n-1)-befunde Einsatz des Netzsicherheitsmanagements J. ALBRECHT, L. LAMY, C. NORLANDER, etc.: Development and Setup of the first European-wide real-time Awareness System (EAS) for the Transmission System Operators of ENTSO-E. CIGRE 2012, C Inhalt aus Sicht Übertragungsnetzbetreiber und aus Sicht Verteilnetzbetreiber 1. Herausforderungen der Energiewende 2. Diskussionsforen 3. Konzeptansatz an der Schnittstelle VNB/ÜNB 4. Systemdienstleistungen 16

9 Kaskadierung mit den Partnern im Elektrischen System Verbrauch 50Hertz Übertragungsnetz 6 TSO 6 WP 12 KW Transmission System Operator Windpark-Kraftwerke Konvent. Kraftwerke Verteilungsnetze Verbrauch Weiterverteilungsnetze Verbrauch 1) 8 VNB 141 WVNB 2) ca WP konv. Erzeuger ca. 200 WP konv. Erzeuger - Kraft-Wärme-Kopplung - Industrie-Kraftwerke Sonst. Netzbetreiber über Partner 1) Verteilungsnetzbetreiber 2) z.b. Stadtwerke 17 Das Energieinformationsnetz Klare rechtliche Rahmenbedingungen in Deutschland Umsetzung des 12 Abs. 4 EnWG Abstimmung zwischen: Projektgruppe Dateninformationsnetze seitens der ÜNB und Stakeholdern (i.w. VNB und Kraftwerksbetreiber) unter Moderation BNetzA Diskussionsstand: Datenbedarf (Stammdaten, online-betriebsdaten, Zeitreihen) Zielstellungen: Erfassung, Prognose und Beurteilung der Systembilanz (online) und des Engpassmanagements Erstellung bidirektionaler Beschreibung der Datenaustausche zwischen VNB und ÜNB Zielstellung: Einvernehmliche Branchenregelung 18

10 An Schnittstellen bedarf es Berücksichtigung gegenseitiger Interessen ÜNB Gesamtwirkung auf Übergabepunkte ist der eigentliche Einfluss auf angrenzende Netze nicht die Wirkung der Einzelanlage im dahinterliegenden Netz an sich Effiziente Lösungen durch netzgruppenscharfe / netzknotenscharfe Aggregation von Betriebsdaten Wechselwirkungen treten bidirektional auf, daher muss Informations- und Datenaustausch auch bidirektional erfolgen ( 12 Abs. 2 EnWG) Zur Wahrnehmung der Systemverantwortung aller Netzbetreiber sind Daten und Informationen aus allen vor- und nachgelagerten Netzebenen notwendig 19 Inhalt aus Sicht Übertragungsnetzbetreiber und aus Sicht Verteilnetzbetreiber 1. Herausforderungen der Energiewende 2. Diskussionsforen 3. Konzeptansatz an der Schnittstelle VNB/ÜNB 4. Systemdienstleistungen 20

11 Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen aus Erneuerbare-Energie-Anlagen (EEA) Aus ÜNB-Sicht derzeit relevant: Q-Erbringung Schwarzstart- und Inselnetz-Fähigkeit Redispatch 21 Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen aus EEA Anforderungen an EEA und Voraussetzungen Primärregelleistung: Betrieb mit reduzierter Abgabeleistung Alle an Verteilungsnetze angeschlossenen Anlagen in Q-Regelung einbeziehen Sekundärregelleistung: Kontinuierlich Führungssignal folgen (große EEA) oder virtuelles KW (kleine EEA) Voraussetzungen: Anlagen-Clusterung Infoaufnahmesysteme Q-Erbringung Voraussetzungen: Anlagen-Ertüchtigung Aufbau Steuerungssysteme beim VNB und Koordination mit ÜNB Infoaufnahmesysteme Schwarzstart: Eignung für Leistungsregelung In Betrieb ohne U-Vorschaltung Abfangen im Eigenbedarf Inselnetz: Zusätzlich P-Regelleistungserbringung Zusätzlich Q-Regelung Voraussetzung: regional/lokal zugeschnittene Konzepte mit koordinierendem ÜNB Schwarzstart- und Inselnetz-Fähigkeit Redispatch Regional begrenzte Anpassung der Erzeugungsleistung, um Engpässe im Netz zu überbrücken (inklusive energetischer Ausgleich) Voraussetzungen: Anlagen-Clusterung Aktuell absenkbare Leistung online an ÜNB (verfügbare Redispatch-Potenziale) Beachtung: Redispatch = freiwillig vs. Einspeisemanagement = unfreiwillig, wenn 13 (1) ausgeschöpft 22

12 Beispiel Blindleistungsanforderungen ÜNB/VNB Blindleistungsgrenzen aus Sicht des ÜNB 50Hertz Zunehmende Verdrängung konventioneller Großkraftwerke aus dem Markt durch Energiewende Blindleistungsgrenzen 50Hertz Vorschlag ÜNB streben eine ausgeglichene Blindleistungsbilanz mit benachbarten ÜNB an mögliche Folgen für VNB: Verantwortlichkeit für die Deckung des durch die eigenen Betriebsmittel verursachten Blindleistungsbedarfs Evtl. teilweise Beteiligung an Blindleistungsregelung für das HöS-Netz 23 Blindleistungsanforderungen ÜNB/VNB Anforderungen an Dezentrale Erzeugungsanlagen DEA DEA müssen zukünftig immer mehr die Aufgaben konventioneller Großkraftwerke übernehmen verdeutlicht werden soll dies an folgenden drei Szenarien: 1 Höchstlast-Szenario 2 3 Niedriglast-Szenario EEG-Szenario 24

13 Möglichkeiten moderner WEA I/II Variante 1 Blindleistungserzeugung entsprechend SDL-Anforderungen Im Teillastbereich zwischen 20% und 100% der Nennwirkleistung steht ein weiter Q-Stellbereich zur Verfügung Im Teillastbereich von 0% bis < 20 % ist die Blindleistungserzeugung eingeschränkt Bildquelle: Prospekt ENERCON Technologie & Service (Bsp.) untererregt übererregt Q vb / P b inst 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00-0,10-0,20-0,30-0,40-0, Bildquelle: FNN-TAB-Entwurf Mindestanforderung lt. Variante 1 Variante 2 Variante P mom / P b inst in % Technische Regelwerke in Deutschland sehen den Betrieb von EEG-Erzeugungsanlagen als Phasenschieber nicht vor ABER Moderne WEA sind in der Lage, als Phasenschieber zu arbeiten! 25 Möglichkeiten moderner WEA II/II Bildquelle: ETG-Mitgliederinformation Nr.2; S.9; ENERCON Anlagenkonzept; 07/2012 Variante 1 Q-Erzeugung entsprechend SDL- Anforderungen Variante 2 Gesteigerte Q-Erzeugung Variante 3 WEA als Phasenschieber Im Teillastbereich zwischen 20% und Im Teillastbereich von 0% bis 100% P n erweiterter Q- 100% Wirkleistungseinspeisung Stellbereich ist die volle Blindleistungserzeugung (Phasenschieberbetrieb) möglich Im Teillastbereich von 0% bis <20% eingeschränkte Q-Erzeugung 26

14 Konzept Steuerungssystem Blindleistungssteuerung im 110-kV-Netz mittels Q(U)-Referenzspannungsvorgaben Einbindung der U Q0 -Vorgabe ins Leitsystem Q 380kV 110kV vom ÜNB Forderung Q soll Iterative Vorgabe der Referenzspannung U Q0 an die betreffenden Erzeugungsanlagen Ziel: Q ist =Q soll Q ist ± ΔQ = Q soll ± ΔQ Q Forderung Q soll Leitsystem vom VNB Ermittlung von Schrittweite und -richtung (±ΔU Q0 ) für neue U Q0 - Vorgaben U Q0 -Vorgabe (neue Referenzspannungsvorgabe) U Q0 ΔU Q0 ΔU Q0 Schrittweite der Referenzspannungsvorgabe U? Wahl der Schrittweite/Anzahl der Iterationen Zeitintervall der Übermittlung von neuen U Q0 -Werten 27 Fazit: Künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen Heute: ÜNB fordert die Einhaltung der Grid Codes (bspw. TC2007) von allen am elektrischen System angeschlossenen Partnern Künftig: sowohl ÜNB als auch VNB werden künftig die Bereitstellung von Systemdienstleistungen von den Anschlusskunden fordern können Technische Gegebenheiten geben den Ort der Bereitstellung vor - Netztopologie - Mindestanteil in jeder Netzebene Möglichkeit: Markt zur Bereitstellung von SDL Möglichkeit: Vergütung oder Pönalen (EEG-Gesetz) VNB müssen sich anteilig beteiligen Vorreiterrolle 50Hertz und 6 Flächennetze in Ostdeutschland: größte Herausforderung und gemeinsame Lösung der anstehenden Fragen 28

15 Ausblick: Künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen Nachrüstbarkeit von SDL bei dezentralen Einspeisern Technische Möglichkeiten / Anlagentyp (P, Q, Sk, rot. Masse) Möglichkeiten von Neuanlagen? Gesetzlich, ENTSO-E-Codes? Regulierung? Kosten / Marktdesign (zus. EEG-Vergütung, oder Reduzierung der EEG-Vergütung), P+Q? Welche Daten und Steuerung in welcher Zeit erforderlich? Wer greift wie ein? Kommunikations-Netze? Sicherheit der Kommunikations-Netze? Prognosewerkzeuge bei VNB/ÜNB? Anforderungen an die Leitstellensysteme? Datenaustausch zwischen Leitstellensystemen? Beeinflussung der Regelkreise? Schwingungsfähigkeit! Führungsgrößen? Derzeit sind es nur Frequenz, Spannung 50Hertz und VNB werden es gemeinsam angehen, begleitet vom CIGRE- und CIRED-Erfahrungsaustausch 29 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Für Rückfragen stehen gerne zur Verfügung: Dr. Frank Berger Dr. Adolf Schweer frank.berger@50hertz.com 50Hertz Transmission GmbH Leiter Strategische Netzplanung Eichenstraße 3A Berlin adolf.schweer@mitnetz-strom.de MITNETZ STROM GmbH Technischer Geschäftsführer Magdeburger Straße Halle (Saale) 30