Versorgungssicherheit Das Netz von morgen

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1 Fachdialog: Welche Speicher und Netze braucht erneuerbare Energie? Versorgungssicherheit Das Netz von morgen Dipl.-Ing. Klaus Kaschnitz Wien, 24. November 2015

2 APG: Übertragungsnetzbetreiber und Regelzonenführer n-1 Sicherheit konstante 50 Hz

3 Bezug Rückspeisung in das APG- Netz Die Herausforderung der Energiewende aus Netzbetriebs-Sicht Erzeugung und Verbrauch driften geografisch und zeitlich auseinander (Bsp: Lastdeckung in Burgenland Okt 2013) 600 MW 300 MW Wind- Einspeisung Bezug aus APG-Netz 300 MW

4 Möglichkeiten der Verbrauchersteuerung (DSM) Paradigmenwechsel Vision vs Realität NEU (Vision): Verbrauch richtet sich nach Erzeugung Bereich der Systemstabilität AKTUELLE Entwicklung, vor allem durch Ausbau Windkraft und Photovoltaik ALT: Erzeugung richtet sich nach Verbrauch Möglichkeiten des Kraftwerks- Einsatzmanagements 4

5 Lösungsansätze gegen zeitliches Auseinanderdriften von Erzeugung und Verbrauch Aktive Verbrauchssteuerung Abschaltung von Erneuerbaren und Backup-Kraftwerken (z.b. Gas) für Zeit ohne Sonne und Wind Ausbau von Speicherkapazitäten Nutzung von Durchmischungseffekten 5

6 Volatilität der Windkrafterzeugung am Beispiel Österreich Bandbreite der durchschnittlichen Windkraft-Erzeugung in Österreich max = 93 % min = 0,0 % max Ø = 87 % min Ø = 0,3 % durchschnittliche Erzeugungsbandbreiten Erzeugungsfaktor [%] max Ø = 59 % min Ø = 3 % max Ø = 39 % min Ø = 9 % max Ø = 24 % min Ø = 22 % /4 Stunde T ag Woche Monat Jahr 6

7 Hohe Volatilität der Windkraft in AT (Beispiel ) IST Prognose Day ahead Prognose Intraday

8 Maßnahmen zur Reduktion der Ausgleichsenergiekosten Intraday-Vermarktung von absehbaren Windprognoseabweichungen Schaffung eines Stabilisierungsanreizes ( größter smart meter der Republik ) Erweiterung des Regelenergiemarktes: Neben Weiterentwicklung grenzüberschreitender Regelkonzepte Erschließen neuer Anbieter (Pool-Anbieter)

9 Handel vs Physik Handelsweg (Fahrpläne) Stromweg 62,39 62,39 39,45 41,31 39,45 41,31 42,00 31,80 31,55 42,00 31,80 31,55 34,08 34,08 39,15 37,10 31,80 41,50 39,15 37,10 31,80 41,50 46,88 42,10 46,88 42,10 45,25 Leitungsüberlastungen 9

10 Stromaustausch AT-DE Gestern und Heute Gestern (2005): Heute (2012): Austausch gekennzeichnet von EE-Strom Austausch gekennzeichnet von Verbrauchsverhalten Wind + PV in DE in MW Austausch DE-AT in MW Austausch DE-AT in MW

11 Pumpspeicher als Batterie der Erneuerbaren Bsp: 18 Stunden Lade-/Entladezyklus im Zeitraum :00 bis :00 Freitag, nachm/abend: Lastspitze bei wenig Windkraft führt zu Entladung der Speicher Samstag, nachts/früh: Geringe Last bei hoher Windkraft führt zu Ladung der Speicher

12 Maßnahmen des Engpassmanagements Netztechnische Sonderschaltungen Regelung von PST und Trafos Stornierung von Abschaltungen für Revisionen Keine Freigabe von Grenzkapazitäten bei Tagesauktionen Eingriff in den Kraftwerkseinsatz (Redispatch)

13 Permanente Netzvorschaurechnung Internationale Koordination für operative Netzbetriebsplanung rund um die Uhr unabdingbar um rechtzeitig Notmaßnahmen einleiten zu können!

14 Kritische Netzsituation in AT am PL DE CZ CZ Maßnahmen: Netzreserve voll ausgeschöpft (Mellach, Timelkam) Keine weiteren KW im Osten kurzfristig verfügbar! Voller Abruf der im Osten verfügbaren Tertiär-Regelreserve (175 MW) Gegensteuerung durch Sekundärregelung im Westen Zusätzlich Not-MRA mit ELES

15 Kritische Netzsituation im Norden Europas am Redispatch-Profile: PL DE CZ CZ Pos. Redispatch in Höhe von MW wurde von APG geliefert Regelblock Bilanz:

16 Kosten [MEUR] bis Redispatch: Kosten für Eingriffe in den Kraftwerksbetrieb 140 Kosten regionaler Partner APG-Anteil?

17 Entwicklung des Redispatch-Potenzials Gestern Heute Morgen Risiko! APG APG APG Jederzeit ausreichend EPM- Potential vorhanden Kurzfristig verfügbar weil alle Kraftwerke im Markt Tlw. geplante Stilllegung bzw. vorübergehende Einmottung von Kraftwerken wegen fehlender Marktperspektiven Notwendigkeit einer Netzreserve, bereits im Sommer 2014 eingesetzt Weitere Stilllegung von Kraftwerken wegen fehlender Marktperspektiven Keine Möglichkeit für kurzfristiges Reaktivieren

18 Generation in GWh Entwicklung der Einspeisemengen Gas/Kohle in AT Gas Gas Cole Kohle Massive Reduktion der Einsatzstunden von Gaskraftwerken Einmottungen und geplante Schließungen sind die Folge Datenquelle: E-Control DI Harald Köhler

19 TOP-10-Projekte des APG Masterplan 2030 Cluster A B C Salzburgleitung & Deutschlandleitung, 380-kV-Ring, RES- Integration und Marktkopplung Netzintegration RES (v.a. Windkraft) im Netzraum Ost D E F B 9 F A E D C Inner-österreichische 220-kV-Leitungen, (General-)Erneuerungen West Österreich, Netzintegration RES und Pumpspeicher, AUSTRIAN Marktintegration POWER GRID AG 380-kV-Ringschluss Österreich Süd, RES- Integration und Marktkopplung Italien 19

20 Conclusio Netzausbau (Umspannwerke und Leitungen) muss beschleunigt werden Bis dahin international abgestimmtes Engpassmanagement intensivieren Absicherung der notwendigen konventionellen Kraftwerkskapazitäten (Netzreserve) dabei neue Herausforderung Marktdesign muss überdacht werden Erschließung aller Erzeugungs-/ Verbrauchs-Flexibilitäten

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Wagramer Straße 19, IZD-Tower 1220 Wien Tel.: +43 (0) Vision aus 1930 Quelle: ew, Jg. 109 (2010), Heft 22 21

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