Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung. dena-plattform Systemdienstleistungen.

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1 Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung. dena-plattform Systemdienstleistungen.

2 Impressum. Herausgeber. Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Energiesysteme und Energiedienstleistungen Chausseestraße 128 a Berlin Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) mischinger@dena.de Internet: Autoren. Hannes Seidl, dena Stefan Mischinger, dena Reemt Heuke, dena Alle Rechte sind vorbehalten. Die Nutzung steht unter dem Zustimmungsvorbehalt der dena. Diese Publikation wurde erstellt im Rahmen der dena-plattform Systemdienstleistungen. Projektpartner der Plattform Systemdienstleistungen sind 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, Bayernwerk AG, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, E.DIS AG, E.ON SE, ENERCON GmbH, Energiequelle GmbH, EWE NETZ GmbH, Main-Donau Netzgesellschaft mbh, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbh, RWE AG, Siemens AG, SMA Solar Technology AG, TenneT TSO GmbH, TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG, TransnetBW GmbH, VDMA Fachverband Power Systems, VGB PowerTech e.v., Westnetz GmbH und Younicos AG. Berlin, Mai

3 Inhalt. 1 Zusammenfassung Ziel und Hintergrund Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz Ursachen für Koordinationsbedarf bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz Etablierte Koordinationsprozesse zwischen ÜNB und VNB mit Bezug zur Regelleistungserbringung Prozessschritte bei der Regelleistungserbringung ANB-Bescheinigung Vorabinformation im Rahmen des Netzsicherheitsmanagements Das Kaskadenprinzip Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung Grenzen und Ineffizienzen der bestehenden Koordinationsverfahren Einmalige Abstimmung zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreiber im Rahmen der ANB-Bescheinigung Konflikte zwischen Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmanagement Einbindung von Regelleistungspools Ausgangsbedingungen für das Entstehen von Konfliktsituationen Symptome für mangelnde Koordination bei der Regelleistungserbringung Hohe Gleichzeitigkeit Inkompatible Steuersignale Gegenläufigkeit der Maßnahmen dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 3

4 4.4 Übersicht relevanter Netzzustände für zusätzlichen Koordinationsbedarf Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf Laufende Entwicklungen mit Wechselwirkungen zu Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung ENTSO-E Network Codes Weiterentwicklung des Regelleistungsmarktes Vereinfachung des Präqualifikationsprozesses mithilfe einer PQ-Plattform Energieinformationsnetz Netzampel Anforderungen an Lösungsansätze und weiterer Untersuchungsbedarf Verzeichnisse Abbildungsverzeichnis Abkürzungen Literaturverzeichnis

5 1 Zusammenfassung. 1 Zusammenfassung. Im Zuge der Energiewende muss auch die Erbringung von Systemdienstleistungen weiterentwickelt und angepasst werden. Die dena-studie Systemdienstleistungen 2030 zeigt, wie die Sicherheit und die Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien (EE) ermöglicht werden können. Der Handlungsbedarf, um Systemdienstleistungen in einem Stromsystem mit hohem EE-Anteil bereitzustellen, ist in der Roadmap Systemdienstleistungen 2030 benannt und zeitlich eingeordnet. 1 Ein wichtiges Handlungsfeld ist die Weiterentwicklung der Koordinationsprozesse zwischen Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Anlagenbetreibern. Unter anderem muss perspektivisch die erforderliche Regelleistung (RL) weitgehend auch aus dezentralen Energieanlagen (DEA) 2 im Verteilnetz bereitgestellt werden können, wenn konventionelle Kraftwerke immer seltener am Netz sind. Dabei ergeben sich neue Anforderungen an das Zusammenwirken zwischen Betreibern von Übertragungsnetzen, Verteilnetzen, Erzeugungs-/Verbrauchsanlagen und Regelleistungspools. Die vorliegende Analyse der dena-plattform Systemdienstleistungen untersucht den notwendigen Koordinationsbedarf zwischen Netz- und Anlagenbetreibern bei einer weitergehenden Erbringung von Regelleistung durch DEA im Verteilnetz. Die vorliegenden Ergebnisse der Problemanalyse zeigen, dass die Regelleistungserbringung im Verteilnetz unter bestimmten Voraussetzungen mit dem Wirkleistungsanpassungen der Verteilnetzbetreiber (VNB) in Konflikt geraten kann. Verbesserungsbedarf existierender Koordinationsprozesse. Bereits heute existieren Verfahren zur Koordination zwischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), VNB und Anlagenbetreiber. Hierzu gehören das Kaskadenprinzip, das Erteilen der Anschlussnetzbetreiberbescheinigung des Anschlussnetzbetreibers (ANB) im Rahmen des Präqualifikationsprozesses für Anlagen, die nicht unmittelbar an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, und die Vorabinformation zum NSM durch den VNB. Bei Vorliegen gewisser Indikatoren stoßen die bestehenden Verfahren zur Koordination aber schon heute an ihre Grenzen. Konflikte bei der Regelleistungserbringung und dem NSM können vor allem in Verteilnetzen auftreten, in denen ein hoher Durchdringungsgrad mit EE, Verzögerungen beim Netzausbau, Netzengpässe aufgrund von Störungen oder Wartungen sowie ein signifikanter Umfang an regelleistungserbringenden technischen Einheiten vorliegen. Aufgrund des weiteren EE-Ausbaus und der Verzögerungen beim Ausbau der Verteilnetze wird sich die Relevanz der hier diskutierten Probleme in Zukunft erhöhen. Die bestehenden Verfahren zur Koordination reichen dann gegebenenfalls nicht mehr aus. 1 Die dena-studie und die Roadmap Systemdienstleistungen 2030 können unter heruntergeladen werden. 2 Als dezentrale Energieanlagen werden im Weiteren sowohl Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien als auch an das Verteilnetz angeschlossene Speicher, BHKWs und flexible Verbraucher bezeichnet. dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 5

6 1 Zusammenfassung. Abb. 1: Übersicht der Wirkungszusammenhänge und Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung Symptome für zusätzlichen Koordinationsbedarf zur Regelleistungserbringung. Drei Symptome deuten auf einen zusätzlichen Koordinationsbedarf zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreibern hin: Hohe Gleichzeitigkeit: Bei der Regelleistungserbringung können Anlagen mit ähnlichen Eigenschaften und ähnlichem Gebotsverhalten im Verteilnetz lokal gebündelt auftreten. So kann der Abruf von Regelleistung durch den ÜNB Engpässe im Verteilnetz verschärfen oder neue Engpässe auftreten lassen. Inkompatible Steuersignale: Eine im Rahmen der Ausschreibung für Regelleistung bezuschlagte Anlage kann Anweisungen vom ÜNB im Rahmen des Regelleistungsabrufs und vom VNB im Rahmen des NSM bekommen. Mögliche Auswirkungen sind, dass die angeforderte Regelleistung dann nicht bereitgestellt wird oder die Anlage nicht für das NSM zur Verfügung steht. Gegenläufigkeit von Maßnahmen: Ein Regelleistungsabruf durch den ÜNB kann durch Maßnahmen des VNB neutralisiert werden, sodass durch die gegenseitige Aufhebung von NSM und Regelleistungsabruf in einer Netzregion wirkungstechnisch keine Regelleistung am Übergabepunkt zum Übertragungsnetz ankommt. Die genannten Symptome können allein, parallel oder sequenziell auftreten. Beispielsweise kann eine hohe Gleichzeitigkeit zu Netzengpässen führen, die wiederum inkompatible Steuersignale oder Gegenläufigkeit der Maßnahmen zur Folge haben können. 6

7 1 Zusammenfassung. Aktuelle Weiterentwicklungen mit Einfluss auf die Koordinationsprozesse zur Regelleistungserbringung. Bei der Entwicklung von Lösungsansätzen für eine effiziente Regelleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz sind die aktuellen Weiterentwicklungen, die diese Thematik betreffen, zu beachten. Hierzu gehört insbesondere die Entwicklung rahmensetzender Prozesse wie des Energieinformationsnetzes und der Netzampel. Des Weiteren sind die Vorgaben der ENTSO-E Network Codes, vor allem der Network Codes Guideline on Transmission System Operation (GLOS), Requirements for Generators (RfG), Electricity Balancing (EB) und Demand Connection Code (DCC), zu beachten. Außerdem sind Einflüsse aus Weiterentwicklungen am Regelenergiemarkt, wie eine mögliche Veränderung der Bedarfsermittlung für Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung, zu berücksichtigen. Weiterer Untersuchungsbedarf. Für die weitere Ausgestaltung werden folgende Untersuchungen und Umsetzungsmaßnahmen empfohlen: Mithilfe von Berechnungen sollte die Relevanz der Problemfelder quantitativ analysiert werden, um zu ermitteln, inwiefern eine Anpassung der Koordinationsprozesse notwendig ist. Dabei sollten Situationen im Verteilnetz mit verzögertem Netzausbau und längerfristig eingependelte Netzsituationen unter Berücksichtigung einer Spitzenkappung differenziert werden. Berücksichtigung des benötigten Informationsaustauschs insbesondere im Zuge der Ausbaustufe 3 (Online-Werte) und 5 (Kraftwerkseinsatzplanungsdaten) des Energieinformationsnetzes. Dabei ist unter anderem zu prüfen, wie notwendige Informationen zum Beispiel über geplante Regelleistungserbringung im Hinblick auf das jeweils laufende Ausschreibungsverfahren für Dritte geheim gehalten werden können. Bei der weiteren Ausgestaltung des Netzampelkonzepts, insbesondere der Definition von Ampelphasen, sollte geprüft werden, inwieweit damit auch Regelungen für den Zugriff auf Regelleistung durch Übertragungsnetzbetreiber getroffen werden sollten. Zum Umgang mit Konflikten zwischen Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmanagement ist die Standortinformation der Anlagen wesentlich. Bei Regelleistungspools ist jedoch nach der Ausschreibung lediglich bekannt, welcher Aggregator den Zuschlag erhalten hat. Welche seiner Anlagen der Aggregator im Falle eines Abrufs einsetzen wird, entscheidet dieser kurzfristig. Es ist daher zu prüfen, wie diese unterschiedlichen Anforderungen von Netzbetrieb und Poolbetrieb in einem konsistenten Lösungsansatz vereint werden können, ohne dass dies zu grundsätzlichen Beschränkungen beim Zugang zum Regelleistungsmarkt führt. dena-plattform Systemdienstleistungen. Die vorliegende Analyse wurde durch die dena-plattform Systemdienstleistungen auf Basis von Expertenbefragungen und -diskussionen erarbeitet. Informationen zu den Aufgaben, Zielen und Tätigkeitsfeldern der Plattform sind unter zusammengefasst. dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 7

8 2 Ziel und Hintergrund. 2 Ziel und Hintergrund. Die Integration steigender EE-Anteile verändert die Anforderungen und die Möglichkeiten zur Erbringung der Systemdienstleistungen wie zum Beispiel der Regelleistungserbringung. Die dena- Studie Systemdienstleistungen 2030 hat gezeigt, dass zukünftig konventionelle Kraftwerke zeitweise durch die EE-Einspeisung vollständig aus dem Strommarkt gedrängt werden können und somit grundsätzlich in diesen Zeiträumen auch keine netzstützenden Funktionen wie die Regelleistungsbereitstellung übernehmen können. 3 Um die notwendige Vorhaltung von Regelleistung dennoch gewährleisten zu können, können und müssen DEA im Verteilnetz mehr Verantwortung für die Systemstabilität übernehmen. Dabei ergeben sich neue Anforderungen an das Zusammenwirken zwischen den Betreibern von Übertragungsnetzen, Verteilnetzen, Erzeugungs- /Verbrauchsanlagen und Regelleistungspools. Ziel der Analyse. Das Ziel der vorliegenden Analyse ist es, die Herausforderungen einer weitergehenden Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz zu untersuchen und den zusätzlichen Koordinationsbedarf zwischen ÜNB, VNB, Anlagenbetreibern und Aggregatoren zu bewerten. Es werden Prozesse untersucht, die im Zuge der Betriebsplanung oder der Betriebsführung wiederholt benötigt werden. Nicht betrachtet werden hingegen Abstimmungsprozesse zur generellen Weiterentwicklung von Rahmenbedingungen (einmalige Projekte zur Optimierung) im Bereich Regelleistung und NSM. Hintergrund. In der dena-studie Systemdienstleistungen 2030 wurde als Handlungsbedarf die Entwicklung geeigneter Koordinationsprozesse für eine Regelleistungserbringung aus DEA im Verteilnetz identifiziert. Generell sind eine zunehmende Koordination in der Betriebsführung zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern sowie eine Ausweitung und Standardisierung des Daten- und Informationsaustauschs zwischen den beteiligten Netzbetreibern erforderlich, da zunehmend DEA an die Stromverteilnetze angeschlossen und diese für die Bereitstellung von Systemdienstleistungsprodukten genutzt werden. Hierzu bedarf es einer Weiterentwicklung des bestehenden Kaskadenprinzips zur Weitergabe von Anforderungen und Informationen zwischen vorund nachgelagerten Netzbetreibern. Eine zeitliche Einordnung der notwendigen Handlungsfelder zur Weiterentwicklung der Koordinationsprozesse fand in der Roadmap Systemdienstleistungen 2030 statt. Welche Handlungsfelder dabei durch die vorliegende Analyse betrachtet werden, ist in Abb. 2 und Abb. 3 gekennzeichnet. 3 Deutsche Energie-Agentur (2014) 8

9 2 Ziel und Hintergrund. Begriffserklärungen. Im vorliegenden Dokument wird zwischen technischer Einheit und Regelleistungsanbieter unterschieden. Als technische Einheit wird ein einzelnes Kraftwerk bzw. eine einzelne Erzeugungsanlage an einem konkreten Netzanschlusspunkt verstanden, die bei Regelleistungsabruf durch eine Änderung der Einspeiseleistung Regelleistung erbringt. Der Regelleistungsanbieter fungiert als Aggregator bzw. Poolbetreiber mehrerer technischer Einheiten, aus denen er die Regelleistungserbringung nach Abruf durch den ÜNB organisiert. Um mit Engpässen umgehen zu können, sind die Netzbetreiber berechtigt, Netzsicherheitsmanagement durchzuführen, das in 13 und 14 EnWG (Energiewirtschaftsgesetz) oder als Einspeisemanagement (ESM) in 14 EEG (Erneuerbare-Energie-Gesetz) definiert ist. Maßnahmen, die die eingespeiste Wirkleistung einer technischen Einheit (und damit unter anderem die Erbringung von Regelleistung) verändern, werden im vorliegenden Dokument mit dem Begriff Wirkleistungsanpassung bezeichnet. Unter Einspeisemanagement wird nur die konkrete auf 14 EEG begründete Wirkleistungsanpassung verstanden. Wirkleistungsanpassungen werden im Rahmen des Netzsicherheitsmanagements von VNB und ÜNB im eigenen Netz oder über die Kaskade im nachgelagerten Netz umgesetzt. dena-plattform Systemdienstleistungen. Die vorliegende Analyse ist Teil der Ergebnisse der dena-plattform Systemdienstleistungen. Diese verfolgt die Aufgabe, die Weiterentwicklung der Erbringung von Systemdienstleistungen bis 2030 aktiv zu gestalten und die Umsetzung der Roadmap Systemdienstleistungen voranzutreiben. Projektpartner der Plattform Systemdienstleistungen sind 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, Bayernwerk AG, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, E.DIS AG, E.ON SE, ENERCON GmbH, Energiequelle GmbH, EWE NETZ GmbH, Main-Donau Netzgesellschaft mbh, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbh, RWE AG, Siemens AG, SMA Solar Technology AG, TenneT TSO GmbH, TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG, TransnetBW GmbH, VDMA Fachverband Power Systems, VGB PowerTech e.v., Westnetz GmbH und Younicos AG. 4 Download der Roadmap Systemdienstleistungen 2030 unter: dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 9

10 2 Ziel und Hintergrund. Abb. 2: Maßnahmen der Teil-Roadmap Betriebsführung Abb. 3: Maßnahmen der Teil-Roadmap Regelleistung 10

11 3 Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. 3 Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. Um Regelleistung aus dem Verteilnetz erbringen zu können, ist eine Koordination zwischen ÜNB, VNB, Anlagenbetreibern und gegebenenfalls Aggregatoren von Regelleistungspools notwendig. Bereits heute existieren grundlegende Prozesse für diese Abstimmung, die in Abschnitt 3.2 beschrieben sind. Zuvor werden in Abschnitt 3.1 die Gründe erläutert, warum Koordinationsbedarf bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz besteht. 3.1 Ursachen für Koordinationsbedarf bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. Regelleistung wird heute nicht mehr nur durch große, an das Übertragungsnetz angeschlossene Kraftwerke, sondern zunehmend auch durch kleinere, dezentrale Erzeuger im Verteilnetz bereitgestellt. Als alternative Anbieter treten heute am Regelleistungsmarkt insbesondere Regelleistungspools, bestehend aus Biogasanlagen und Notstromaggregaten, sowie einzelne Industrieunternehmen mit flexiblen Lasten (einschließlich Power2Heat-Konzepten) auf. Auch haben sich in den letzten Jahren verschiedene neue Marktteilnehmer gebildet, die virtuelle Kraftwerke aus DEA und Stromlasten in Unternehmen unter anderem für eine Regelleistungsvermarktung bündeln. Auch Energieversorgungsunternehmen und Stadtwerke haben verschiedentlich virtuelle Kraftwerke für eine Zusammenführung von DEA unter anderem zur Vermarktung als Regelenergie realisiert oder sind dabei, entsprechende Konzepte zu entwickeln und umzusetzen. Liegt der Anschlusspunkt alternativer technischer Einheiten im Verteilnetz, kann ein Regelleistungsabruf zu Problemen bei der Auslastung der lokalen Netzkapazitäten oder zu widersprüchlichen Signalen an einer Anlage führen. Beispiele hierfür sind in Abschnitt 4.3 genannt. Insbesondere wenn die Verteilnetzebene beispielsweise durch lokale, dezentrale Einspeisung an die Auslastungsgrenze kommt, kann die Regelleistungserbringung eine zusätzliche Belastung für das Verteilnetz sein. Daher sollten sich die für den Regelleistungseinsatz verantwortlichen ÜNB mit den von Anschluss und Durchleitung der Regelenergie betroffenen VNB und Anlagenbetreibern koordinieren, damit alle, die potenziell von einer Einschränkung betroffen sein können, diese Möglichkeit in ihren Planungen und Handlungen berücksichtigen können. Der Koordinationsbedarf für die Regelleistungserbringung im jeweils betrachteten Verteilnetz hängt von der individuellen Ausgangslage ab. Relevanzverstärkend sind ein hoher Durchdringungsgrad mit erneuerbaren Energien, ein dem EE-Ausbau nacheilender Netzausbau, das Vorliegen von Netzengpässen aufgrund von Störungen oder Wartungen sowie ein entsprechender Umfang an regelleistungserbringenden technischen Einheiten im Verteilnetz. dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 11

12 3 Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. 3.2 Etablierte Koordinationsprozesse zwischen ÜNB und VNB mit Bezug zur Regelleistungserbringung. Zum Verständnis der Probleme und Herausforderungen bei der Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz ist es wichtig, bereits etablierte Koordinationsprozesse, die diesen Vorgang betreffen, zu kennen. Hierzu gehören die ANB- Bescheinigung bei der Präqualifikation für die Regelleistungserbringung (vgl. Abschnitt 3.2.2) und die Vorabinformation des ANB im Rahmen des Netzsicherheitsmanagement (vgl. Abschnitt 3.2.3). Da Wechselwirkungen zwischen Wirkleistungsanpassungen und Regelleistungserbringung möglich sind, wird das für das Netzsicherheitsmanagement relevante Kaskadenprinzip ebenfalls erläutert (vgl. Abschnitt 3.2.4). Um den Koordinationsprozess zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreiber besser in den Gesamtprozess der Regelleistungserbringung einzuordnen, wird eine Übersicht der Prozessschritte bei der Regelleistungserbringung vorangestellt (vgl. Abschnitt 3.2.1) Prozessschritte bei der Regelleistungserbringung. Damit eine Anlage Regelleistung erbringen kann, muss sie durch den ÜNB separat für jede Regelleistungsart präqualifiziert werden, womit die technische Fähigkeit zur Erbringung von Regelleistung nachgewiesen wird. Nach erfolgreicher Präqualifikation kann der Anlagenbetreiber an den Ausschreibungen am Regelenergiemarkt teilnehmen. Die Höhe der ausgeschriebenen Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung bestimmt der ÜNB quartalsweise in einer Bedarfsermittlung. 5 Die für das Stromversorgungssystem notwendige Menge an Primärregelleistung ist von der ENTSO-E festgelegt. 6 Im Nachgang zum Erbringungszeitraum erfolgt die Bilanzierung und Abrechnung der vorgehaltenen Regelenergie. 7 Die folgende Abbildung zeigt eine Übersicht zu den Prozessschritten der Regelleistungserbringung und den damit verbundenen verfügbaren Prozessdefinitionen und Standards. Bisher ist nur im Prozessschritt der Präqualifikation eine Abstimmung zwischen ÜNB und VNB vorgesehen, wenn die für Regelleistungserbringung vorgesehene technische Einheit an das Verteilnetz angeschlossen ist. 5 Consentec (2010) 6 ENTSO-E (2009) 7 Consentec (2014) 12

13 Prozessschritte 3 Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. Prozess Regelleistung Allgemein 1. Bedarfsermittlung 2. Präqualifikation Verfügbare Prozessdefinitionen und Standards (Auswahl) ENTSO-E Operations Handbook und Network Codes Load Frequency Control and Reserves sowie Electricity Balancing EnWG, EEG und Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) 6 Grundsätze der Beschaffung von Regelenergie dena-ergebnispapier Marktrollen und Prozesse beim Einsatz von flexiblen Stromlasten im Energiesystem Consentec-Studie Beschreibung von Regelleistungskonzepten und Regelleistungsmarkt Dimensionierung des Regelleistungsbedarfs (Graf-Haubrich-Verfahren; u.a. Consentec-Gutachten im Auftrag der BNetzA) Transmission Code 2007 (Kapitel 5 und Anhang D) Vorgaben und Verträge der ÜNB (regelleistung.net) ANB-Bescheinigung 3. Ausschreibung 4. Abruf BNetzA Festlegungen BK (Primärregelenergie), BK (Sekundärregelenergie), BK (Minutenreserve) 5. Bilanzierung/ Abrechnung Bilanzkreisverträge (veröffentlicht auf regelleistung.net) Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) E F F I Z I E N Z E N T S C H E I D E T. 6 Abb. 4: Aktuelle Prozessdefinitionen ANB-Bescheinigung. Im Rahmen der Präqualifikation ist der Anlagenbetreiber verpflichtet, bei technischen Einheiten, die nicht direkt am Netz des Anschluss-ÜNB angeschlossen sind, zusätzlich alle bei der Regelleistungserbringung betroffenen Netzbetreiber zu benennen. Der Anschlussnetzbetreiber (ANB) der technischen Einheit muss in diesem Fall durch eine ANB-Bescheinigung bestätigen, dass er einer Erbringung von Regelleistung zustimmt. 8 Ist ein weiterer vorgelagerter VNB von der Regelleistungserbringung betroffen (beispielsweise der Betreiber eines Hochspannungsnetzes, wenn die technische Einheit an das Mittelspannungsnetz angeschlossen ist), kann der Anschlussnetzbetreiber die Regelleistungsbereitstellung im Rahmen der mit dem vorgelagerten VNB vereinbarten Netzanschlussleistung zusichern Vorabinformation im Rahmen des Netzsicherheitsmanagements. Die Regelleistungserbringung aus DEA kann durch NSM eingeschränkt werden, beispielsweise wenn der VNB eine Anlage einsenkt, die eigentlich positive Regelleistung bereitstellen sollte. Daher soll im Folgenden erläutert werden, welche Koordination bereits heute im Rahmen des NSM stattfindet. 8 Verband der Netzbetreiber VDN (2007) dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 13

14 3 Bedarf und Prozesse zur Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. Aufgrund einer Einspeisung aus erneuerbaren Energien, die die Last übertrifft, kommt es immer häufiger zu Rückspeisungen aus dem Verteilnetz in das Übertragungsnetz. Die zu übertragenden Leistungen nehmen in einigen Netzregionen zum Beispiel bei Starkwind Werte an, die die technisch zulässigen Betriebsmittelbelastungen erreichen. Nach 9 EEG sind Anlagenbetreiber verpflichtet, Anlagen, deren Leistung 100 kw übersteigt, mit Mess- und Steuertechnik auszustatten, die eine Reduktion der Erzeugungsleistung durch den Netzbetreiber mittels NSM ermöglicht. Die Vorabinformation der Anlagenbetreiber besteht darin, dass der Netzbetreiber die Zeitpunkte und Netzpunkte, an denen er NSM durchführt, online veröffentlicht, sodass die Anlagenbetreiber im Vorfeld prüfen können, ob sie von NSM betroffen sind Das Kaskadenprinzip. Ein grundlegendes Prinzip bei der Koordination zwischen vor- und nachgelagerten Netzbetreibern ist das Kaskadenprinzip. Es wird beispielsweise angewendet, wenn ein Netzbetreiber keine NSM- Maßnahmen im eigenen Netzgebiet durchführt, sondern die Unterstützung der unterlagerten Netze hierfür anfordert. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Verantwortung für die Systemstabilität der Stromnetze in Deutschland. Bei einer Gefährdung oder Störung des Elektrizitätsversorgungssystems ist der Netzbetreiber gemäß 13 Abs. 2 und 14 EnWG berechtigt, Anpassungen im eigenen Netz durchzuführen bzw. in nachgelagerten Netzen zu veranlassen. Der Prozess erfolgt kaskadiert gemäß VDE-FNN-Anwendungsregel 9 über alle Netzebenen und beginnt in dem Netz, in dem die Gefährdung oder Störung vorliegt. Die nachgelagerten Netzbetreiber haben die Anpassungsmaßnahmen schnell und eigenverantwortlich umzusetzen. Zur Abwendung von Systemgefährdungen bei der Durchführung von Anpassungsmaßnahmen sind zu jedem Zeitpunkt Wechselwirkungen zwischen vor- und nachgelagerten Netzen zu berücksichtigen und Abstimmungen vorzunehmen. 9 VDE (2016) 14

15 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Die in Kapitel 3 erläuterten bereits etablierten Verfahren zur Koordination stoßen hinsichtlich einer effizienten Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz zunehmend an ihre Grenzen. Im Weiteren werden diese Ineffizienzen aufgezeigt und erklärt, warum ihre Relevanz in Zukunft zunehmen wird. Um gezielt Lösungen für eine bessere Koordination entwickeln zu können, ist es wichtig, die Symptome für zusätzlichen Koordinationsbedarf zu kennen. Generell lassen sich dabei drei Symptome identifizieren, die in Abschnitt 4.3 beschrieben werden. Bei welchen Netzzuständen es zu zusätzlichem Koordinationsbedarf kommen kann, ist in einer Übersicht in Abschnitt 4.4 dargestellt. 4.1 Grenzen und Ineffizienzen der bestehenden Koordinationsverfahren. Die folgenden Abschnitte erläutern Probleme bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz. Dabei werden folgende Punkte behandelt: Einmalige Abstimmung zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreiber im Rahmen der ANB- Bescheinigung Konflikte zwischen Regelleistungserbringung und Wirkleistungsanpassung Einbindung von Regelleistungspools Einmalige Abstimmung zwischen ÜNB, VNB und Anlagenbetreiber im Rahmen der ANB-Bescheinigung. Die ANB-Bescheinigung wird nur einmalig im Rahmen der Präqualifikation ausgestellt. Es sind damit keine Möglichkeiten vorgesehen, auf unterschiedliche Netzsituationen über das Jahr hinweg zu reagieren, die gegebenenfalls eine zeitweise Einschränkung der Regelleistungsvorhaltung in einzelnen Netzbereichen erforderlich machen würden. Laut einem Beschluss der Bundesnetzagentur ist es Aufgabe der betroffenen Netzbetreiber, geeignete Wege für eine Koordination der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz mit Netzengpasssituationen zu entwickeln. 10 Eine pauschale Ablehnung der Präqualifikation wegen zeitweise eingeschränkter Übertragungskapazitäten ist rechtlich grundsätzlich nicht zulässig. Wenn sich jedoch grundlegende Parameter der technischen Einheit ändern, muss die ANB-Bescheinigung neu erteilt werden. Bei den Recherchen für diese Problemanalyse konnte jedoch kein etablierter Prozess identifiziert werden, um für präqualifizierte technische Einheiten zeitweise die Beteiligung an Regelleistungsausschreibungen einzuschränken. Dazu müssen geeignete Prozesse entwickelt werden. 10 Bundesnetzagentur (2009) dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 15

16 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung Konflikte zwischen Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmanagement. Eine Pflicht zur Vorabinformation im Rahmen des NSM durch den Netzbetreiber besteht nur für diejenigen Einsenkungsmaßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund von Prognosen vorab planen kann. Anlagen können aber auch von kurzfristigen Maßnahmen betroffen sein, die auf Basis der Prognosewerte nicht vorhersehbar waren. So kann es bei geplanten NSM-Maßnahmen zu Konflikten mit der Regelleistungsbereitstellung kommen, beispielsweise wenn die Notwendigkeit der NSM- Maßnahme zwar schon am Vortag bekannt ist, die betroffene Anlage sich jedoch an der Ausschreibung für Sekundärregelleistung beteiligt hat, die wöchentlich stattfindet. 11 Bei Minutenreserveleistung, die täglich ausgeschrieben wird, kommt es zu vergleichbaren Problemen, wenn untertägig eine NSM-Maßnahme angekündigt wird. Für den Abruf der Regelleistung verwendet der ÜNB bisher nur Informationen über Leistungsvorhaltung und den angebotenen Arbeitspreis der technischen Einheit, die die Regelleistung erbringen soll. Informationen bezüglich des Netzanschlusspunkts der technischen Einheit und der dort vorliegenden Netzsituation werden nicht berücksichtigt. Dies kann bei der Regelleistungserbringung dazu führen, dass der ÜNB Regelleistung abruft und gleichzeitig über die Kaskade vom zuständigen VNB das Einsenken der potenziell regelleistungserbringenden technischen Einheit einfordert. Der Einbezug der Standortinformation der technischen Einheit ist insbesondere für Regelleistungspools kein triviales Problem, wie im folgenden Abschnitt erläutert wird Einbindung von Regelleistungspools. Bei der Ausgestaltung von Koordinationsprozessen gilt es, die Bereitstellung von Regelleistung über einen durch Aggregatoren gesteuerten Pool von der Bereitstellung aus einer einzelnen technischen Einheit 12 zu unterscheiden. Regelleistungspools bringen folgende Eigenschaften mit sich, die bei der Ausgestaltung von Koordinationsprozessen zu berücksichtigen sind: Die durch den Aggregator im Regelleistungspool zusammengefassten technischen Einheiten können an Netze verschiedener VNB angeschlossen sein. Der Anbieter der Regelleistung sichert über die ihm bekannten Wahrscheinlichkeiten der Bereitschaft der Einzelanlagen eine ausreichend sichere Verfügbarkeit der insgesamt angebotenen Regelleistung ab. Im Vorfeld ist aber nicht genau bekannt, welche Anlagen im Pool zur Gesamtleistung beitragen werden. Da sich ein Pool über verschiedene Verteilnetze erstrecken kann, kann somit auch die Wirkung eines Abrufs auf das jeweilige Verteilnetz im Vorfeld nicht vollständig bestimmt werden. Hier zeigt sich beispielhaft der generelle Zielkonflikt: Einerseits wird für die Regelleistungserbringung aus kleineren Erzeugungsanlagen Pooling benötigt, damit die Steuerung der für Regelleistung eingesetzten technischen Einheiten für den ÜNB handhabbar bleibt. Andererseits wird mit einer 11 Im Rahmen des Festlegungsverfahrens zur Weiterentwicklung der Ausschreibungsbedingungen und Veröffentlichungspflichten für Sekundärregelung und Minutenreserve durch die BNetzA werden die Ausschreibungszeiträume gegebenenfalls verkürzt. Dies würde das angesprochene Problem vermindern, es lässt sich aber nicht grundsätzlich ausschließen. 12 Als technische Einheit kann zum Beispiel auch ein Wind-/Photovoltaik-Park gelten, der an einem Netzknoten einspeist. 16

17 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. zunehmenden Erbringung von Regelleistung aus DEA im Verteilnetz auch häufiger eine Koordination bezüglich der Netzsituation in den Verteilnetzen erforderlich sein. Hierfür werden wiederum Standortinformationen zu den einzelnen Regelleistung erbringenden Anlagen benötigt. 4.2 Ausgangsbedingungen für das Entstehen von Konfliktsituationen. Wie bereits in Abschnitt 3.2 beschrieben, können die Ausgangsbedingungen für das Entstehen von Konfliktsituationen bei der Regelleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz gegeben sein, wenn in einem Netzgebiet ein hoher EE-Anteil angeschlossen ist, DEA in diesem Netzgebiet in einem signifikanten Umfang für die Regelleistungserbringung präqualifiziert sind und eine hohe Auslastung der vorhandenen Netzkapazitäten vorliegt. Diese Indikatoren werden in Zukunft weiter zunehmen. Der durchschnittliche EE-Anteil am deutschen Stromverbrauch lag 2014 bei rund 28 Prozent. 13 Die im EEG festgeschriebenen Ziele liegen bei 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025 und bei 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr Da bereits heute in Regionen mit hohem EE-Anteil vereinzelt Probleme bei der Koordination von Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmaßnahmen auftreten, kann von einer Verschärfung dieser Problematik bei steigendem EE-Anteil ausgegangen werden. Die Anzahl der Regelleistungsanbieter hat in den letzten Jahren zugenommen. Insgesamt stieg die Zahl der präqualifizierten Anbieter zwischen 2007 und 2015 bei der Primärregelung von 5 auf 19 (inklusive Anbietern aus den Niederlanden und der Schweiz), bei der Sekundärregelung von 5 auf 31 und im Minutenreservemarkt von 20 auf Neu hinzugekommen sind dabei auch Poolanbieter, die an das Verteilnetz angeschlossene Anlagen bündeln und betreiben. Die Ergebnisse der dena-studie Systemdienstleistungen 2030 zeigen unter anderem, dass alternative Erbringer für Regelleistung in Zukunft mehr Verantwortung im Rahmen der Bereitstellung übernehmen können und müssen, da konventionelle Erzeuger zeitweise von Erneuerbaren aus dem Strommarkt verdrängt werden und damit in diesen Zeiten auch nicht für die Regelleistungserbringung zur Verfügung stehen. Außerdem wird der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung künftig steigen. 15 Es ist daher davon auszugehen, dass es in Zukunft verstärkt zu einer Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz kommen wird, also auch dieser Indikator für Koordinationsbedarf an Bedeutung gewinnt. Zurzeit werden vonseiten der Bundesregierung die Weichen für eine Spitzenkappung der Einspeisung aus Erneuerbaren gestellt, um den Netzausbaubedarf zu reduzieren. 16 Dies bedeutet aber auch, dass Engpasssituationen nicht nur ein vorübergehendes Phänomen sind, das durch Netzausbau vollständig beseitigt wird, sondern dass sie in Netzen mit hohem EE-Anteil standardmäßig auftreten können. Da der EE-Anteil in Zukunft weiter steigen wird, kann auch von einer Zunahme der Engpasssituationen ausgegangen werden. Die Entwicklung der Indikatoren für Konfliktsituationen bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz zeigt somit, dass die Häufigkeit solcher Situationen und die Anzahl betroffener 13 vgl. (abgerufen am ) 14 Anbieter Regelleistung, abgerufen am Deutsche Energie-Agentur (2014) 16 BMWi (2014), (2015); E-Bridge u. a. (2014) dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 17

18 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Netzregionen mit hoher Wahrscheinlichkeit zunehmen werden. Im folgenden Abschnitt soll erläutert werden, an welchen Symptomen zu erkennen ist, dass ein Koordinationsbedarf besteht. 4.3 Symptome für mangelnde Koordination bei der Regelleistungserbringung. Aus den Grenzen und Ineffizienzen bestehender Koordinationsverfahren (vgl. Abschnitt 4.1) lassen sich drei Symptome für mangelnde Koordination bei einer Erbringung von Regelleistung aus dem Verteilnetz ableiten: Hohe Gleichzeitigkeit Inkompatible Steuersignale Gegenläufigkeit der Maßnahmen Diese Symptome werden in den folgenden Abschnitten analysiert. Sie bieten eine Orientierung für die Entwicklung von Lösungsansätzen, um eine bessere Koordination zwischen Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Anlagenbetreibern zu erreichen. Die genannten Symptome können allein, parallel oder sequenziell auftreten. Beispielsweise kann hohe Gleichzeitigkeit zu Netzengpässen führen, die wiederum inkompatible Steuersignale oder Gegenläufigkeit der Maßnahmen zur Folge haben können Hohe Gleichzeitigkeit. Wenn im Verteilnetz zunehmend Akteure tätig werden, um Regelleistung anzubieten, steigt die Bedeutung für die Netzführung des Verteilnetzbetreibers, über die bezuschlagte Leistung und später den konkreten Abruf im Netzgebiet informiert zu sein. Beispielsweise können Anlagen mit ähnlichen Eigenschaften in einer Region konzentriert sein und mit vergleichbaren Einzelgeboten oder gebündelt im Rahmen eines Pools auf dem Regelenergiemarkt auftreten. Es kann sich somit eine höhere gleichzeitige Änderung der Einspeisung aus DEA in einem Netzgebiet ergeben, als es ohne Regelleistungsabruf der Fall gewesen wäre. Kommt es zu einer solchen höheren Gleichzeitigkeit (im Vergleich zu den Gleichzeitigkeitswerten, mit denen das Netz ausgelegt wurde), kann dies zu Spannungsbandverletzungen oder Überlastungen führen. Spannungsbandverletzungen können gegebenenfalls durch Schaltmaßnahmen der Betriebsführung vermieden werden. Hier würde eine rechtzeitige Koordination also dazu führen, dass die Regelleistung dennoch wie gewünscht bereitgestellt werden kann, weil die Netzführung auf einen potenziellen Abruf vorbereitet ist. Führt die hohe Gleichzeitigkeit zu Überlastungen, die die Netzkapazität zu dem Zeitpunkt des Abrufs übersteigen können, so kann die Information dazu genutzt werden, das Regelleistungspotenzial der betroffenen Netzregion für diesen Zeitpunkt zu begrenzen. Das Wissen um Regelleistungsbereitstellung und -abruf ist für den VNB insbesondere in Schwerpunktregionen für NSM wichtig, da hier die Netze ohnehin oft an der Belastungsgrenze operieren und eine Regelleistungseinspeisung mit hoher Gleichzeitigkeit zu einer Problemverschärfung führen kann. 18

19 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Neben Konflikten mit dem NSM können sich aber auch Konflikte zum Beispiel bei einem aktiven Blindleistungsmanagement mit Erzeugungsanlagen aus dem Verteilnetz ergeben. Hier wird gegebenenfalls eine untere Wirkleistungsgrenze benötigt, um eine gesicherte Blindleistungsbereitstellung zu gewährleisten. Es besteht die Herausforderung, das richtige Maß zu finden, damit dem VNB alle notwendigen Informationen zur Verfügung stehen, er jedoch auch nicht in einem Übermaß an Informationen die Übersicht verliert. Abb. 5: Veränderte Gleichzeitigkeit im Verteilnetz Inkompatible Steuersignale. Das Verhalten einer DEA im Netz kann von den Netzbetreibern auf verschiedenen Netzebenen beeinflusst werden. Ist eine DEA im Verteilnetz beispielsweise für die Erbringung von Regelleistung präqualifiziert, kann sowohl der ÜNB über eine Regelleistungsanforderung als auch der VNB, an dessen Netz die DEA angeschlossen ist, über Netzsicherheits- oder aktives Blindleistungsmanagement Anforderungen an den Betrieb der Anlage stellen. Die Anforderungen der Netzbetreiber an eine Anlage für einen bestimmten Zeitpunkt können gegenläufig sein. So kann beispielsweise der ÜNB positive Regelleistung anfordern wollen, obwohl lokal eine kritische Netzsituation besteht, die die Abregelung von Erzeugungsleistung durch den VNB im Rahmen des Einspeisemanagements notwendig macht. Es ist aber auch denkbar, dass es zu Problemen bei Wirkleistungsanpassungen in Kombination mit dem Abruf von negativer Regelleistung kommt, obwohl in beiden Fällen Leistung reduziert würde. Ein Beispiel hierfür wäre, dass eine für Regelleistung vorgesehene technische Einheit bereits aufgrund einer NSM-Maßnahme eingesenkt wurde und damit bei Abruf keine negative Regelleistung zur Verfügung stellen könnte. dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 19

20 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Abb. 6: Inkompatible Steuersignale von ÜNB und VNB an dieselbe Anlage Gegenläufigkeit der Maßnahmen. Es können Zustände eintreten, in denen die lokale Netzsituation für den VNB eine andere Steuerungsrichtung bei technischen Einheiten in seinem Netzgebiet erfordert, als dies für die Regelleistung erbringenden technischen Einheiten in dem Netzgebiet entsprechend der Bilanzsituation in der Regelzone gilt. Ein Regelleistungsabruf bei DEA verschärft gegebenenfalls die Netzsituation im Verteilnetz, an das die technische Einheit angeschlossen ist, oder in einem vorgelagerten Verteilnetz. Es gibt derzeit keinen Mechanismus, der sicherstellt, dass es in diesem Zuge nicht zu einer Gegenläufigkeit der Maßnahmen durch den betroffenen VNB kommt, um den durch einen Regelleistungsabruf erzeugten Netzengpass zu beseitigen. In diesem Fall wäre nicht, wie in Abschnitt beschrieben, dieselbe Anlage von inkompatiblen Steuersignalen betroffen, sondern Regelleistungsabruf und Netzsicherheitsmaßnahmen würden unterschiedliche Anlagen betreffen, im Ergebnis würden sich beide Aktionen aber neutralisieren. Ein mögliches Beispiel wäre, dass der ÜNB für seine Regelzone aufgrund eines Kraftwerksausfalls positive Regelenergie benötigt, während ein VNB, der in dieser Regelzone liegt, aufgrund einer kritischen Netzsituation (z. B. Rückspeisung bei Starkwind) kurz davorsteht, die Einspeiseleistung zu verringern. Selbst wenn der ÜNB nun auf technische Einheiten in dem Netzgebiet des VNB zurückgreifen würde, die nicht unmittelbar von Wirkleistungsanpassung des VNB betroffen sind, so bestünde trotzdem die Gefahr, dass durch den Regelleistungsabruf eine Gegenläufigkeit der Maßnahmen durch den VNB ausgelöst würde. Es könnte dazu kommen, dass durch die gegenseitige Aufhebung von Wirkleistungsanpassung und Regelleistungsabruf wirkungstechnisch keine Regelleistung am Übergabepunkt zum Übertragungsnetz ankommt Da Wirkleistungsanpassungen im Verteilnetz heute nicht durch entsprechende Gegenmaßnahmen ausgeglichen werden, führt dies zu entsprechenden Verschiebungen der Gesamtbilanz und gegebenenfalls zu gegenregelnden Regelleistungsabrufen, die im Allgemeinen irgendwo in der Regelzone, im Einzelfall aber auch im Verteilnetz mit dem Netzengpass erfolgen können und dann die Maßnahme des VNB konterkarieren. 20

21 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Abb. 7: Neutralisation des RL-Abrufs durch Gegenläufigkeit der Maßnahmen von VNB und ÜNB 4.4 Übersicht relevanter Netzzustände für zusätzlichen Koordinationsbedarf. Das Auftreten der in Abschnitt bis beschriebenen Symptome für mangelnde Koordination zwischen Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Anlagenbetreibern ist vom jeweiligen Netzzustand abhängig. In bestimmten Situationen sind einige Symptome logisch nicht möglich oder zumindest sehr unwahrscheinlich. So wird das Symptom Gegenläufigkeit der Maßnahmen kaum in einer Situation auftreten, in der die Netzbelastung aufgrund hoher Einspeisung im Verteilnetz hoch ist und der ÜNB gleichzeitig negative Regelleistung abruft. Abb. 8 zeigt eine Übersicht von relevanten Netzzuständen, in denen ein zusätzlicher Koordinationsbedarf bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz bestehen kann. Für die in Abb. 8 zusammengefassten Überlegungen wird angenommen, dass die in Abschnitt 4.2 genannten Indikatoren für gesteigerten Koordinationsbedarf stark ausgeprägt sind. Für Verteilnetze wird also davon ausgegangen, dass sie eine hohe Durchdringung mit DEA aufweisen, von denen ein signifikanter Anteil für die Regelleistungserbringung präqualifiziert ist, und dass es aufgrund begrenzter Kapazität zu Netzengpasssituationen kommen kann. In folgenden Fällen und Netzsituationen können die Symptome für mangelnde Koordination bei der Regelleistungserbringung auftreten: dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 21

22 Mögliches Auftreten der Symptome Ausgangslage im Verteilnetz 4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. Regelleistungsabruf ÜNB positiv negativ negativ positiv Erzeugungssituation hoch hoch gering / moderat gering / moderat Lastsituation gering / moderat gering/ moderat hoch hoch Netzsituation Engpass durch Rückspeisung VNB nutzt NSM- Maßnahmen Engpass durch Rückspeisung VNB nutzt NSM- Maßnahmen Engpass im Lastfall durch Störung / Wartung Engpass im Lastfall durch Störung / Wartung Hohe ja nein ja ja Gleichzeitigkeit 18 Inkompatible Steuersignale ja ja ja ja Gegenläufigkeit der Maßnahmen ja nein ja ja Abb. 8: Übersicht relevanter Netzzustände für zusätzlichen Koordinationsbedarf bei Regelleistungsabrufen Um die in Abb. 8 genannten Konfliktsituationen präventiv zu vermeiden, sollte überprüft werden, ob Regelleistungsangebote in Netzgebieten, die dauerhaft von NSM betroffen sind, zu vermeiden sind. Für Regelleistungsanbieter ergibt sich die Problematik, dass technische Einheiten, die durch den VNB aufgrund von NSM abgeschaltet wurden, nicht mehr für die Regelleistungsvorhaltung zur Verfügung stehen. 18 Die hier durchgeführte Bewertung für hohe Gleichzeitigkeit bezieht sich auf den Fall, dass durch Koordination eine Überlastung der Netzbetriebsmittel vermieden werden soll. Im Falle von Spannungsbandverletzungen durch hohe Gleichzeitigkeit, die durch Schaltmaßnahmen des VNB behoben werden können, ist in allen betrachteten Fällen eine Koordination sinnvoll. 22

23 5 Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf. 5 Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf. Aufgrund der Notwendigkeit einer zunehmenden Bereitstellung von Regelleistung aus dem Verteilnetz und der veränderten Eigenschaften von technischen Einheiten wie beispielsweise Batterien oder EE-Anlagen, im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken befindet sich die Regelleistungsbereitstellung zurzeit in einer Phase der intensiven Weiterentwicklung. Im Folgenden werden aktuelle Weiterentwicklungen dargestellt und welchen Einfluss sie auf die Koordinationsprozesse zur Regelleistungserbringung haben. Die sich aus vorliegender Analyse ergebenden Anforderungen an die Lösungskonzepte sowie der Untersuchungsbedarf, der darüber hinaus besteht, werden in Abschnitt 5.2 skizziert. 5.1 Laufende Entwicklungen mit Wechselwirkungen zu Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung. Weiterentwicklungen, die die Regelleistungserbringung betreffen, finden auf verschiedenen Ebenen statt: Der europäische Rahmen wird zurzeit im Zuge der Entwicklung der ENTSO-E Network Codes festgelegt. Auf nationaler Ebene werden die Weiterentwicklung der Bemessungsverfahren für Regelleistung sowie die Ausgestaltung der Regelleistungsprodukte diskutiert. Die ÜNB entwickeln eine Präqualifikationsplattform zur Vereinfachung des Präqualifikationsprozesses. Mit dem Energieinformationsnetz werden Strukturen geschaffen werden, innerhalb derer gegebenenfalls die für die Koordination benötigten Informationen übermittelt werden können. Die Wechselwirkungen mit der Entwicklung des Netzampelkonzepts, das den Umgang mit Engpässen bei Regelleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz betrifft, sind zu beachten ENTSO-E Network Codes. Derzeit wird auf europäischer Ebene eine Vielzahl an Network Codes erarbeitet, um Regeln der nationalen Stromversorgung innerhalb der EU zu harmonisieren und einen einheitlichen EU- Strombinnenmarkt zu ermöglichen. Die Network Codes werden durch den Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) erarbeitet und mit der Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) abgestimmt. Nach der Überführung der Network Codes in europäisches Recht erfolgt eine weitergehende Konkretisierung, unter anderem im Zuge der Erarbeitung von nationalen Anwendungsregeln. In Deutschland ist für die Erarbeitung nationaler Anwendungsregeln das Forum Netztechnik/Netzbetrieb des Verbands der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE FNN) zuständig. dena-plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 23

24 5 Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf. Der Final Draft des Network Code Load Frequency Control and Reserves (LFCR) formuliert in Artikel 68 Reserve providing units connected to the DSO grid, Absatz 3 bis 5, als übergeordnete Anforderung, dass das Regelleistungspotenzial aus Verteilnetzen unter Ausnutzung bestehender Netzkapazitäten ausgeschöpft werden soll. Er sieht außerdem explizit die Option für den VNB vor, bei triftigen technischen Gründen pauschal oder auch nur zeitweise die Möglichkeit zur Bereitstellung von Regelleistung einzuschränken. Die technischen Voraussetzungen zur Steuerbarkeit von DEA und die Anforderungen, um einen weiterführenden Informationsaustausch zwischen Netzbetreibern und Regelleistungsanbietern zu ermöglichen, werden im Network Code Requirements for Generators (RfG) definiert. 19 Gemäß dem Entwurf des Network Code RfG sollen Stromerzeugungsmodule mit einer Schnittstelle ausgestattet werden, um die Wirkleistungsabgabe in weniger als 5 Sekunden nach einer Anweisung von dem jeweiligen Netzbetreiber zu reduzieren. Der jeweilige Netzbetreiber hat das Recht, die Schnittstelle zu definieren und weitere Ausrüstung anzufordern, um diese Einrichtung aus der Ferne betreibbar zu machen. Des Weiteren legt die Kommunikationsschnittstelle Parameter fest, um den Betrieb der Regelleistungserbringung überwachen zu können. In den europäischen Network Codes (vor allem im Demand Connection Code ) werden unter anderem Anforderungen an die Schnittstelle zwischen ÜNB und VNB definiert. Im Zuge der Konkretisierung in nationalen Regelwerken erarbeitet das VDE FNN aktuell eine VDE- Anwendungsregel gemäß VDE-AR-N 100 mit dem Titel Schnittstellen ÜNB/VNB für einen sicheren Netzbetrieb. Diese soll einheitliche Mindestanforderungen für ein systemstützendes Verhalten an den Schnittstellen zwischen Übertragungs- und Verteilnetz definieren. Hierzu hat das VDE FNN eine Arbeitsgruppe mit dem Titel Schnittstelle ÜNB/VNB ins Leben gerufen, erste Ergebnisse sollen 2016 vorliegen Weiterentwicklung des Regelleistungsmarktes. Neben konventionellen Kraftwerken vermarkten in den letzten Jahren vermehrt alternative Anbieter ihre Leistung am Regelleistungsmarkt. Die Basis hierfür wurde in der Vergangenheit durch Anpassungen der Regelleistungsprodukte sowie insbesondere der Zulassung von Regelleistungspools gelegt. Die Marktregeln und Zugangsbedingungen für die einzelnen Regelleistungsqualitäten werden von der Bundesnetzagentur (BNetzA) nach Konsultation mit den ÜNB und Anbietern festgelegt. Zuletzt wurden die Präqualifikationskriterien von Windenergieanlagen von den ÜNB veröffentlicht. 20 Außerdem hat die BNetzA 2011 die Ausschreibungszeiträume von Primär- und Sekundärregelleistung verkürzt, die Mindestangebotsgröße bei allen drei Regelleistungsprodukten verkleinert und die Möglichkeiten für Blockgebote bei der Minutenreserveleistung verbessert. 21 Den Start eines neuen Festlegungsverfahrens hat das BMWi im Weißbuch Ein Strommarkt für die Energiewende für Ende 2015, Anfang 2016 angekündigt. 22 Seitens des Bundesverbands der Energieund Wasserwirtschaft (BDEW) wurde hierzu das Grobkonzept Analyse und Bewertung von 19 ENTSO-E (2013) 20 50Hertz Transmission GmbH u. a. (2015) 21 Bundesnetzagentur (2011a), (2011b), (2011c) 22 BMWi (2015) 24