Das lastflussbasierte Modell zur Berechnung von Übertragungskapazitäten in der CEE-Region

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1 Das lastflussbasierte Modell zur Berechnung von Übertragungskapazitäten in der CEE-Region Beschreibung des Modells zur Berechnung der Übertragungskapazitäten für die koordinierte Allokation von Übertragungsrechten Zur Genehmigung durch die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur nach Art. 5 Abs. 2 der VO (EG) 1228/2003 von der: mit Sitz in: Vattenfall Europe Transmission GmbH Berlin, Eichenstrasse 3A 30. September

2 0. Inhalt 1. Einführung 1.1 Verwendete Abkürzungen 1.2 Prinzip der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung im Vergleich zum bisherigen bilateralen NTC-Verfahren 2. Vorteile der lastflussbasierten Kapazitätsberechung 2.1 Qualitative Beschreibung der Vorteile 2.2 Quantitative Darstellung der Vorteile 2.3 Zusammenfassung der Vorteile der lastflussbasierten Allokation 3. Datensätze für die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung 3.1 Erzeugung der Datensätze für die Jahres-, Monats- u. Tagesauktion 4. Berechung des PTDF (power transfer distribution factor) 4.1 Bildung eines allgemeinen Netzmodells durch CAO 4.2 Berechnung der Werte für die PTDF 5. Berechnung der AMF (available maximum flow) 5.1 Definition der AMF 5.2 Bestimmung der Parameter für die AMF 5.3 Die PTDF- und AMF-Werte als Grundlage für den Allokationsprozess 6. Bestimmung der Sicherheitsmargen 6.1 Definition der Sicherheitsmargen 6.2 Ermittlung der FRM (flow reliability margin) 6.3 Ermittlung der BFRM (base flow reliability margin) 7. Zusammenfassung 1. Einführung Im Ergebnis des 11. Florenzforums im September 2004 kooperieren die 8 TSOs APG (Österreich), CEPS (Tschechien), ELES (Slowenien), MAVIR (Ungarn), PSE Operator (Polen), SEPS (Slowakei), TPS (Deutschland) und VE-T (Deutschland) im Mini-Forum Zentral-Ost-Europa (CEE). Das Ziel der Kooperation ist die Einführung einer koordinierten lastflussbasierten expliziten Allokation ( Flow Based Allocation, FBA) als transparentes, diskriminierungsfreies und marktbasiertes Verfahren gemäß EU VO 1228/2003 für die gesamte Region CEE. Die Abwicklung der FBA soll ab März 2010 durch das gemeinsame Auktionsbüro Central Allocation Office (CAO) GmbH in Freising erfolgen, welches zu diesem Zweck im Juli 2008 von den acht TSOs gegründet wurde. 2

3 Das in diesem Zusammenhang neu entwickelte Modell zur Berechnung der Übertragungskapazität wird damit auch an den Grenzen Deutschland Tschechische Republik und Deutsch Polen zum Einsatz kommen. Nachfolgend wird dieses Modell detailliert beschrieben. 1.1 Verwendete Abkürzungen Es werden die folgenden Begriffe verwendet: Auktionsalgorithmus Prozess, der festlegt, welche Gebote eine Reservierung von physikalischen Übertragungsrechten erhalten. Auktionspreis Preis, der je Quelle Senke Paar berechnet wird und von den Auktionsteilnehmern pro MWh zugesagter physikalischer Übertragungsrechte zu zahlen ist. Auktionsprozess Von den CEE ÜNBs verwendeter Engpassmanagement- Mechanismus zur Vergabe der verfügbaren Übertragungskapazitäten. Available Maximum Flow (AMF) verbleibender Teil des NMF, nach Berücksichtigung der bereits vergebenen Kapazitäten aus den vorhergehenden Auktionsprozessen auf den engpassbehafteten Netzelementen. Already Nominated Flow (ANF) Anteil der bereits bei vorhergegangen Auktionen vergebenen Kapazität Base Case Exchange (BCE) Basisaustausch zwischen den Marktgebieten der CEE Base Flow (BFL) - Grundlastfluss auf einem kritischen, d.h. potenziell engpassbehafteten, Netzbetriebsmittel ggf. unter Einfluss einer N-1-Ausfallsituation im umgebenden Netz CEE ÜNBs Übertragungsnetzbetreiber der Region CEE, die am koordinierten Auktionsprozess teilnehmen. Dies sind APG, CEPS, ELES, MAVIR, PSE Operator (PSE-O), SEPS, TPS und VE-T. Central Allocation Office GmbH ( CAO ) Gesellschaft nach deutschem Recht, ist verantwortlich für die Vergabe physikalischer Übertragungsrechte an die Auktionsteilnehmer und führt den koordinierten lastflussbasierten Auktionsprozess in der Region CEE im Namen der CEE ÜNBs durch. cb Critical Branch (kritischer Zweig) co Critical Outage (kritischer Ausfall) D-1 bezieht sich auf einen (1) Kalendertag vor der Lieferung/Übertragung mit der Nutzung des vergebenen PTRs. 3

4 D-2 bezieht sich auf zwei (2) Kalendertage vor der Lieferung/Übertragung mit der Nutzung des vergebenen PTRs. D-2CF Zweitägige Kapazitätsvorhersage DACF Zweitägige Kapazitätsvorhersage Engpass Eine Situation, in der Netzelemente keine ausreichende Übertragungskapazität besitzen, um alle aus dem grenzüberschreitenden Stromhandel resultierenden Lastflüsse aufzunehmen. eportal Internet Auktionsplattform des CAO, die seit dem 20. August 2009 unter verfügbar ist. Die Auktionsprozesse und weitere Dienstleistungen des CAO werden über das eportal ausgeführt. Erzeugungs-Einsatz-Schlüssel eine Reihe von Faktoren die den Einsatz der Erzeugung in definierten Knoten proportional zur bestehenden Erzeugung ausdrücken. Exportlimit Maximales Gesamtvolumen für Stromexporte aus einer RZ. Dieses Limit geht als zusätzliche Nebenbedingung in den Auktionsalgorithmus mit ein. Das Exportlimit einer RZ wird durch den verantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber festgesetzt. Gebot Nachfrage eines Auktionsteilnehmers nach physikalischen Übertragungsrechten zu einem bestimmten Preis für ein bestimmtes Quelle Senke Paar über das eportal während des Auktionsprozesses. Interkonnektor Verbindungsleitung zwischen zwei Regelzonen, welche zwei nationale Übertragungsnetze unterschiedlicher Marktgebiete miteinander verbindet. Net Maximum Flow (NMF) Maximaler Lastfluss auf einem engpassbehafteten Netzelement, der durch den Stromhandel in der Region CEE entstehen darf, unter Berücksichtigung der technischen Grenzen, Sicherheitsstandards, natürlicher Lastflüsse und Sicherheitsmargen (für jede Übertragungsrichtung einzeln berechnet). NTC Netto Übertragungskapazität Physikalisches Übertragungsrecht (PTR) Recht zur Nutzung elektrischer Übertragungskapazitäten der Region CEE für den Stromaustausch von Quellen-RZ zu Senken-RZ. Power Transfer Distribution Factors ( PTDF ) Eine Reihe von Lastflussfaktoren, die den Einfluss einer Übertragung von Quellen-RZ zu Senken-RZ im Verhältnis zum Lastfluss einer engpassbehafteten Verbindungsleitung darstellen. PTDF Matrix Eine Matrix mit PTDFs, die den Einfluss aller bilateraler kommerziellen Austausche aller möglichen Quelle Senke-Paare der CEE-Region auf alle engpassbehafteten Netzelemente angibt. 4

5 Quellen RZ Regelzone, die als Quellgebiet für einen grenzüberschreitenden Stromaustausch nominiert wird. Quelle Senke Paare Kombinationen aus Quellen-RZ und Senken-RZ. Regelzone (RZ) Ein zusammenhängender und bilanztechnisch abgrenzbarer Teil des Verbundnetzes, der durch einen einzelnen Übertragungsnetzbetreiber unter Leistungs-Frequenzregelung betrieben wird. Region CEE 7 Europäische Länder, die gem. EU Verordnung 1228/2003 eine koordinierte Engpassmanagement-Methode für Übertragungskapazitäten einführen. Dies sind Deutschland, Österreich, Polen, Slowakei, Slowenien, die Tschechische Republik und Ungarn. Senken RZ - Regelzone, die als Senkengebiet für einen grenzüberschreitenden Stromaustausch nominiert wird. Total Maximum Flow ( TMF ) maximaler Stromfluss auf einem Netzelement, der durch die technischen Grenzen eines Elements bestimmt wird Prinzip der lastflussbasierten Kapazitätsberechung im Vergleich zum bisherigen bilateralen NTC-Verfahren Die gegenwärtig angewandte Methode zur Berechnung von Übertragungskapazitäten auf den Interkonnektoren zwischen VE-T und CEPS sowie VE-T und PSE Operator, ist ein bilateraler NTC-Ansatz. Dieser Berechnungsprozess wurde der Bundesnetzagentur mit dem Schreiben vom 21. Februar 2006 dargelegt. VE-T PSE Operator TPS Bid N T C ČEPS SEPS APG MAVIR ELES Bild 1: Auktion auf Basis von bilateral zwischen den TSOs ermittelten Übertragungskapazitäten ( net transfer capacity, NTC) 5

6 Der bisherigen NTC-basierten Auktion (z.b. 5 TSO Auktion in Prag) liegen bilateral von den TSOs ermittelte Übertragungskapazitäten (NTC) zwischen zwei Marktgebieten zu Grunde, wie es in Bild 1 exemplarisch dargestellt ist. Berücksichtigt wird ein Auslegungsszenario aus der Perspektive der beteiligten TSOs mit dem Fokus auf der Wahrung der Systemsicherheit jeweils in der eigenen Regelzone. Letztlich ist jeweils ein Netzelement für die Festlegung der Kapazität maßgeblich. Die Vergabe dieser Übertragungskapazitäten folgt nach der Bestimmung des NTC direkt in Richtung der geplanten Handelsaktivitäten (Gebote), d.h. das Gebot wird auf die Übertragungskapazität an der Regelzonengrenze angerechnet. Das zu Grunde liegende Auslegungsszenario berücksichtigt hierbei sehr wohl, dass aus dem Handelsgeschäft physikalische Lastflüsse resultieren, die über andere Regelzonen(grenzen) hinweg von der Quelle zur Senke verlaufen. Es wird aber nicht mehr berücksichtigt, ob die Summierung der Gebote in der Region dazu führen könnte, dass das bei der NTC-Bestimmung maßgebliche Netzelement nicht begrenzend wirkt. Diese Art der Festlegung ist eine statische Betrachtung. Die sich aus der Summe aller Handelgeschäfte zwischen allen Marktgebieten potentiell ergebenden physikalischen Lastflüsse im Netz lassen sich aber berechnen. Daraus leitet sich das Grundprinzip der FBA ab, wie es in Bild 2 dargestellt ist. Bei Kenntnis des Gesamtnetzes und aller potentiellen Handelgeschäfte werden die den Kirchhoffschen Gesetzen folgenden physikalischen Lastflüsse im Netz simuliert. VE-T PSE Operator Bid TPS ČEPS Bid APG ELES Ph. Flow SEPS MAVIR Bild 2: Lastflussbasierte Allokation mit Berücksichtigung der Lastflüsse im Netz Bei der FBA werden dann ausgehend vom geplanten kommerziellen Lastfluss (Handelsaktivität) die verfügbaren Kapazitäten für den grenzüberschreitenden Stromhandel auf der Basis der sich im Netz real einstellenden Lastflüsse ermittelt und vergeben ( allocated ). Die FBA ermöglicht somit die Vergabe von Übertragungskapazitäten unter Berücksichtigung der über Gebote beschriebenen aktuellen Marktsituation. Es ist zudem eine direkte Vergabe von Übertragungskapazitäten zwischen nicht benachbarten TSOs möglich. 6

7 Zur Ermittlung der Übertragungskapazität werden auf individuellen Netzelementen maximal mögliche Lastflüsse berücksichtigt, wie sie sich aus technischer Sicht für jedes Netzelement ergeben. Netzelemente können dabei regelzoneninterne oder regelzonenüberschreitende Leitungen sowie Transformatoren sein. Der ÜNB übermittelt CAO regelmäßig eine Aufstellung aller potentiell kritischen Netzelemente und zugehörige Ausfallszenarien. CAO berechnet zentral für die gesamte Region die Abhängigkeit zwischen den Handelsgeschäften und den zu erwartenden Lastflüssen, unter Berücksichtigung der (n-1) Sicherheit. Anlehnend an die Gestaltung der Handelsprodukte auf dem Strommarkt werden die Übertragungskapazitäten in beiden Auktionsverfahren auf jährlicher, monatlicher und vortäglicher Basis vergeben. 2. Vorteile der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung 2.1 Qualitative Beschreibung der Vorteile Die EU Verordnung 1228/2003 verlangt von den ÜNB der definierten Regionen die Ausarbeitung einer fortschrittlichen Methode des Engpassmanagements an den Grenzübergabestellen für internationale Stromtransporte. Die ÜNB in CEE haben sich darauf verständigt, koordinierte, lastflussbasierte explizite Kapazitätsauktionen anstelle der bisher vorherrschenden NTC-basierten bilateralen Vergaben durchzuführen. Diese Entscheidung wurde getroffen, da die lastflussbasierte Berechnungsmethodik eine Reihe von Vorteilen gegenüber dem bisherigen Verfahren bietet, welche nachfolgend erläutert werden. Die NTC-basierte Berechnungsmethode orientiert sich an einer theoretischen Lastflusssituation aus bilateraler Sicht. Es wird in der bisherigen Methodik ein statisches worst case -Szenario der Berechnung von Kapazitäten zu Grunde gelegt, wobei der ÜNB selbst Annahmen über die zu erwartende Marktsituation treffen muss. Die neue lastflussbasierte Methode wird hingegen aus den Handelgeschäften der gesamten Region immer wieder neu die physikalische Netzsituation errechnen und ermöglicht daher den Verzicht auf Marktbetrachtungen durch den ÜNB. Mit der neuen Methode wird zudem eine regionale Belastungsanalyse unter Überlagerung aller Engpasseinflüsse in einer Region anstelle der lokalen TSO-Sicht bei der Kapazitätsbestimmung eingenommen. Die Kapazitätsbestimmung selbst wird durch die Berücksichtigung der Handelsgeschäfte und der daraus resultierenden elementscharfen Lastflüsse die Realität transparenter und genauer abbilden als das schnittstellenbezogene NTC-Verfahren. Das bietet die Möglichkeit die technische Infrastruktur unter Einhaltung der Systemsicherheit optimaler auszunutzen. Des Weiteren ermöglicht der lastflussbasierte Allokationsalgorithmus die Netzelemente zu identifizieren, die potentiell am häufigsten zu Engpasssituationen führen. Eine solche Schlussfolgerung war bisher nur indirekt möglich, da hohe Preise in einer NTC-basierten Auktion zwar generell einen starken Engpass zwischen zwei benachbarten Marktgebieten signalisierten, es aber nur innerhalb einer Regelzone 7

8 und nur für das statische Modell möglich war, die tatsächlich limitierend wirkenden Netzelemente zu identifizieren. Ebenfalls große Vorteile bringt die lastflussbasierte Methode im Hinblick auf die Durchführung des internationalen Stromhandels. Es ist zukünftig möglich, mit nur einer einzigen Transaktion (Gebotsabgabe an das CAO) die notwendige Übertragungskapazität für jedes beliebige grenzüberschreitende Stromhandelsgeschäft in der Region CEE zu erwerben. So kann ein Händler Strom in Polen kaufen und in Slowenien verkaufen und muss dazu lediglich an einer einzigen Auktion teilnehmen. Bisher wären hierzu wenigstens zwei Transaktionen (Gebotsabgabe im e-trace System der 5 TSO Auktion und Gebotsabgabe für die Auktionen zwischen Österreich und Slowenien) notwendig gewesen. Das verringert Transaktionskosten und steigert die Effizienz des Stromhandels. Auch die Tatsache, dass nun nur noch ein einziges Auktionsverfahren nach harmonisierten Auktionsregeln Anwendung findet, erleichtert den Handel in der Region und verringert weiterhin die Prozesskosten aller Beteiligten. Zuletzt zielt der zugrundeliegende Allokationsmechanismus darauf ab, die Gesamtwohlfahrt (Social Welfare) in der Region CEE zu maximieren. Bisher war das aufgrund der bilateralen Einzelbetrachtungen nur eingeschränkt möglich. Die Koordination der Kapazitätsvergabe an einer zentralen Stelle, sowie die Betrachtung der resultierenden physikalischen Lastflüsse pro Netzelement und nicht pro Grenze überwinden dieses Manko. Ferner bietet ausschließlich die lastflussbasierte Kapazitätsvergabe alle Voraussetzungen zur Einhaltung der in den EU-Leitlinien zum Engpassmanagement geforderten Zusammenarbeit durch die beteiligten ÜNBs (insbesondere gemeinsames Netzmodell, einheitliche Berechnungsvorschriften, einheitliche Transparenzanforderungen). Die hier geschilderten Vorteile sind offensichtlich und durch begleitende Studien belegt. Allerdings betreten die beteiligten ÜNBs mit der Einführung des lastflussbasierten Verfahrens Neuland. 2.2 Quantitative Darstellung der Vorteile Durch einen externen Berater 1.) wurde anhand von Modellrechnungen ein Vergleich von NTC- und lastflussbasierter Auktion auf der Grundlage einheitlicher Systemsicherheitskriterien durchgeführt. Dabei wurden die Ergebnisse der gesamten Wohlfahrt (Total Welfare), die gesamten Erlöse (Total Revenues) und die gesamte vergebene Kapazität (Total Allocated Capacity) vergleichend dargestellt und analysiert. Bei der Begutachtung der FBA konnte zunächst nur auf Gebotsdaten der heutigen bilateralen Auktionen zurück gegriffen werden (Bild 3: Variante FB), so dass der Einfluss von Geboten zwischen nicht benachbarten Marktgebieten (Bild 3: Variante FB nn) über geeignete Hypothesen zu Marktstrategien gesondert zu berücksichtigen war. 1.) Consentec: Comparison between flow based and ATC based auction of cross-border transmission rights in Central East Europe, CEE Implementation Group Meeting, Vienna, 16. September

9 Die wesentlichen Kenngrößen sind auszugsweise in Bild 3 dargestellt. 120% 100% 100% 100% 100% 100% 109% 109% 103% 104% 90% 96% 80% 76% 76% Total Welfare 60% Total Revenues 40% 20% Total Allocated Capacity Allocated capacity in valuable directions 0% NTC ATC FB FB nn Bild 3: Quantitativer Vergleich von NTC- und lastflussbasierter (FB) Auktion Wie erwartet zeigt sich im Falle der Flow-based Allocation eine Erhöhung der wirtschaftlichen Kenngröße Total Welfare gegenüber dem NTC-Verfahren. Die geringere Kapazitätsvergabe bei der FBA resultiert unter anderem aus der Tatsache, dass im Modell nicht alle Gebotsmöglichkeiten durch die Händler gleichzeitig ausgenutzt wurden. Zur Darstellung des realen Potentials der lastflussbasierten Allokation ist in Bild 4 ein NTC-/FBA Vergleich mit Angabe der maximal vergebaren Kapazität ( allocable Kapazität) dargestellt. Unter Einbezug von bisher seitens der Händler nicht genutzten Gebotsmöglichkeiten kann eine wesentlich höhere Kapazitätsvergabe ermittelt werden, als in Bild 3 ersichtlich. 9

10 Bild 4: Darstellung der höheren Kapazitätsvergabe bei FBA mit Nutzung der maximal vergebaren Kapazität 2.3 Zusammenfassung der Vorteile der lastflussbasierten Allokation Zusammenfassend ergeben sich für die Stakeholder aus der neuen Allokation folgende Vorteile: Möglichkeit zur Abgabe von Quelle-Senke-Gebote mit direkter Nutzung von Transitländern Daraus folgend wesentlich vereinfachte Abwicklung von Transaktionen über Transitländer (inklusive Fahrplanmanagement) Steigerung der möglichen Kapazitätsvergabe für die Händler (siehe Bild 4) Erhöhung der Social Welfare bei der Allokation, die allen Stakeholdern zu Gute kommt Berücksichtigung der realen Marktlage bei der Kapazitätsvergabe Erhöhung der Netz- bzw. Versorgungssicherheit Vollständige Umsetzung der Vorgaben der EU-Leistlinien zum, Engpassmanagement Abschließend ist hinzuzufügen, dass das Optimierungskriterium der lastflussbasierten Allokation die Maximierung des gesamten volkswirtschaftlichen Nutzens in der CEE-Region ist. Hervorzuheben ist, dass volkswirtschaftliche Gewinne der gesamten CEE-Region zu Gute kommen und ein Beweis für eine hohe Markteffizienz sind. Eine Maximierung der Kapazitätsvergabe war dagegen nicht das primäre Ziel der Einführung einer lastflussbasierten Auktion. Hingegen stand die Gewährleistung der Versorgungssicherheit (SoS) im Vordergrund der Entwicklung der neuen Allokationsmethode. 10

11 3. Datensätze für die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung 3.1 Erzeugung der Datensätze für die Jahres-, Monats- und Tagesauktion Gemäß Congestion Management (CM) Guidelines, die bei der Entwicklung des Konzeptes zur FBA berücksichtigt wurden, wird für die FBA ein gemeinsames Übertragungsnetzmodell, das auf effiziente Weise mit voneinander abhängigen physikalischen Ringflüssen umgeht, verwendet. Im Folgenden ist das Vorgehen zur Behandlung der Datensätze für die verschiedenen Zeithorizonte der Auktion im Einzelnen skizziert Datensatz für die Jahresauktion: Für die Erstellung des Jahresmodells wird ein UCTE-Referenzdatensatz verwendet (Winter-Höchstlast-Fall). Zusätzlich implementiert VE-T verschiedene Einflussgrößen aus der Jahresabschaltplanung und eine realistische Erzeugungs- und Lastprognose, wobei Abschaltungen von großen Erzeugungseinheiten und die Vorhersage der maximal zu erwartenden Windstromeinspeisung berücksichtigt werden Datensatz für die Monatsauktion: Für die Erstellung des Monatsmodells wird ein regional einheitlicher gemeinsamer DACF-Datensatz verwendet. Des Weiteren werden technische, topologische und Einspeiseparameter des avisierten Zeitraums aktualisiert. Danach werden verschiedene Szenarien zugrunde gelegt (z. B. Starklast-Schwachwind- und Schwachlast-Starkwind-Situationen) und die jeweiligen Modelle implementiert Datensatz für die Tagesauktion: Für die Tagesauktion werden die D-2CF-Datensätzen der einzelnen ÜNB von CAO zu einem gemeinsamen Datenmodell zusammengesetzt. Nach fest vorgegebenen Regeln (UCTE) bereitet VE-T in D-2 stundenscharfe Modelle des Übertragungsnetzes vor, wobei Netztopologie, Abschaltplanung sowie Einspeise und Lastganglinien (inklusive Vorhersage der Windstromeinspeisung) berücksichtigt werden. 4. Berechung der PTDFs (power transfer distribution factors) 4.1 Bildung eines allgemeinen Netzmodells durch CAO Wie bereits in Kapital erwähnt, erstellt CAO für die Tagesauktionen ausgehend von den D-2CF-Netzmodellen der ÜNBs der CEE Region und den Netz-Modellen der Nicht-CEE-ÜNBs ein zusammengeführtes, allgemeines Netzmodell als Grundlage zur weiteren Bearbeitung. 11

12 Die angrenzenden Nicht-CEE-Regionen werden seitens CAO durch aktuelle DACF- Datensätze abgebildet. Auch die bereits in den vorausgegangenen Jahres- und Monatsauktionen vergebenen physikalischen Übertragungsrechte werden berücksichtigt. Für die Jahresauktion verwenden die ÜNBs europaweite UCTE-Referenzdatensätze bzw. für die Monatsauktion regional einheitliche Datensätze in welche jeder ÜNB eigenverantwortlich die erforderlichen Szenarien implementiert (siehe Kapitel 3.1). Die Szenarien orientieren sich im Wesentlichen an den geplanten Schaltzuständen innerhalb und außerhalb der jeweiligen Regelzone. Wichtig für die Konsistenz des Verfahrens ist die Betrachtung der Risiken der einzelnen Szenarien. Die Risiken werden in den Sicherheitsmargen quantitativ abgebildet. Die Sicherheitsmargen, die in Abschnitt 6 näher behandelt werden, berücksichtigen beispielsweise den Einfluss der Lastflüsse bezüglich der Nicht-CEE- Region. Dementsprechend sind Szenarien und Prozesse zur Datenzusammenführung bei CAO derart abgestimmt, das dieser Effekt nicht doppelt betrachtet wird. 4.2 Berechnung der Werte für die PTDF Die prozentuale Lastflussänderung auf einer so genannten kritischen Leitung bezogen auf die Änderung des Leistungsaustausches zwischen zwei Marktgebieten wird in Form eines PTDF (power transfer distribution factor) gemäß Bild 5 abgebildet. A B A1 B1 15 M W A2 30 MW 50 MW 100 MW B2 C1 C2 20 MW C3 C 100 Anteil MW von A C 100 MW auf dieser kritischen Betrachtung Leitung: der für den Austausch 50 MW / 100 relevanten MW = kritischen Leitungen : Leitung Fluss Leitung PTDF A C A2 C1 A1 C2 A1 B2 B2 C3 50 MW 30 MW 15 MW 20 MW 0,5 0,3 0,15 0,2 Bild 5: Darstellung des Lastflusseinflusses je kritischer Leitung mittels PTDF Bei der Bestimmung des PTDF wird in einem Marktgebiet die Erzeugung im Netzmodell erhöht und in einem benachbarten Marktgebiet die Erzeugung um den gleichen Betrag abgesenkt. Die resultierenden Lastflussänderungen auf den einzelnen Leitungen werden ermittelt. Aus diesen Werten geteilt durch den Wert der 12

13 Leistungsverschiebung ergibt sich der PTDF gemäß Formel (1). Ein Bespiel für das Vorgehen ist in Bild 6 aufgezeigt. Bild 6: Lastflussberechnung zur Ermittlung des PTDF F A B cb, co PTDFcb, co = (1) P Mit: PTDF, - PTDF von Quelle A nach Quelle B auf dem Zweig cb/co F cb, co A B cb co - Änderung des Lastflusses auf cb/co P - Änderung der Erzeugung zur Bestimmung des PTDF Werden diese PTDFs für alle Paare von Marktgebieten und alle kritischen Leitungen ermittelt und dargestellt, so spricht man von einer PTDF-Matrix. In Bild 7 ist beispielhaft dargestellt, wie die maximale Auslastung einer Leitung (von A2 nach C1) mit einer technischen Maximalbelastung von TMF A2-C1 = 1000 MW unter Anwendung der vorher ermittelten PTDF den Lastfluss von RZ A nach RZ C auf insgesamt MW begrenzt. In diesem Fall wird ein kritischer Zweig zum tatsächlichen Engpass. Die Lastflüsse durch die RZ B werden dabei ebenfalls berücksichtigt. Eine Sicherheitsmarge ist in diesem Fall noch nicht berücksichtigt. 13

14 A A1 B B1 0, 15 A2 0,3 0,5 C1 0,2 C2 C3 C 1.Gebot 1000 MW Betrachtung der Leitung A2_C1: TMF A2_C1 = 1000 MW Maximaler Austausch A C? Austausch PTDF : MW 0,5 B2 2.Gebot 1.Gebot 500 MW 1000 MW : MW 0,5 2.Gebot 1.Gebot 5003.Gebot MW MW MW : MW 0,5 A2_C1 begrenzt den Austausch von A C auf MW Es entsteht ein Engpass! Bild 7: Behandlung von Engpässen bei der FBA und Anwendung von PTDF Die Basis für die PTDF-Ermittlung bei CAO ist eine Lastflussberechnung nach dem Newton-Raphson-Verfahren. Dabei wird jede kritische Leitung unter dem Einfluss kritischer Ausfälle (critical outage s) untersucht. Hierdurch wird die Einhaltung der (n-1)-netzsicherheit geprüft. Die kritischen Ausfälle werden durch die TSOs auf der Grundlage ihrer nationalen Netzsicherheitskriterien festgelegt. 5. Berechnung der AMF (available maximum flow) 5.1 Definition der AMF Der available maximum flow (AMF) wird für jede Kombination aus einem kritischen Zweig und einem kritischen Ausfall ermittelt. Der AMF legt die auf einem kritischen Zweig in jeder Übertragungsrichtung verfügbare Kapazität fest. Auf der Grundlage der AMF-Werte und der PTDF- Faktoren der relevanten kritischen Leitungen erfolgt die Vergabe der Übertragungsrechte in der jeweiligen Allokationsrunde. AMF entspricht dem Net Maximum Flow (NMF) bereinigt um Lastflussanteile, die auf der Grundlage der Inanspruchnahme von in vorherigen Auktionsrunden vergebenen Übertragungsrechten ermittelt werden. Aufgrund der Richtungsabhängigkeit des NMF (siehe unten) folgt, dass der AMF nicht symmetrisch ist. Es entstehen daher zwei betragsmäßig unterschiedliche AMF Werte, die jeweils den maximalen Fluss in eine der beiden möglichen Flussrichtungen beschreiben: AMF cb co = NMFcb, co ANFcb, co AAFcb, co. (2) AMF cb co = NMFcb, co ANFcb, co AAFcb, co. (3) 14

15 Mit: AMF. - maximal verfügbarer Lastfluss auf cb/co + cb co NMF, - maximal verfügbarer netto Lastfluss auf cb/co (siehe 5.2.1) + cb co ANF cb, co - Leistungsfluss auf cb/co mit Berücksichtigung der in vorherigen Allokationen erworbenen und genutzten Übertragungsrechten (siehe 5.2.4) + AAF, - Leistungsfluss auf cb/co mit Berücksichtigung der in vorherigen cb co Allokationen bereits vergebenen Übertragungsrechten (siehe 5.2.5) Die Indizes + und - bezeichnen die Richtungen des Lastflusses. Die Berechnungsgrößen der AMF sind im Abschnitt 5.2 dargestellt. 5.2 Bestimmung der Parameter für die AMF Net Maximum Flow (NMF) Der Net Maximum Flow stellt die unter Abzug von lastflussbezogenen Sicherheiten maximale zusätzliche Belastbarkeit einer kritischen Leitung ausgehend von einem Grundfall dar. Sie ergibt sich aus dem TMF vermindert um den BFL und um die Sicherheitsmargen BFRM und FRM. Der NMF muss für beide Flussrichtungen getrennt ermittelt werden: NMF = TMF FRM BFRM BFL (4) + + cb,co cb cb cb,co cb,co NMF = TMF + FRM BFRM BFL (5) - - cb,co cb cb cb,co cb,co Mit: TMF cb - maximal möglicher Lastfluss auf dem kritischen Zweig (siehe 5.2.2) FRM - Sicherheitsmarge Flow reliability margin (siehe Kapitel 6.2) cb BFRM, - Sicherheitsmarge Base flow reliability margin (siehe Kapitel 6.3) cb co + cb co BFL, - Basisfluss auf einer Leitung im Netzmodell (siehe Kapitel 5.2.3) Auf die Bestimmung der Sicherheitsmargen FRM und BFRM wird im Abschnitt 6 eingegangen Total Maximum Flow Der TMF ist der maximale technisch mögliche Leistungsfluss auf einem kritischen Zweig der TMF kann pro Richtung grundsätzlich unterschiedliche Werte annehmen die Blindleistungsübertragung wird unter der Annahme einer vollen Auslastung des betrachteten Elements auf der Grundlage eines Leistungsfaktor von cos ϕ = 0,95 angenommen (siehe Bild 8). 15

16 Bild 8: Festlegung der Blindleistung Somit ergibt sich der Total Maximum Flow für beide Flussrichtungen aus folgender Gleichung: cb = 3 min max, cb TMF U I cosϕ (6) Mit: U min - minimale Betriebsspannung auf dem kritischen Zweig I max, - maximaler Stromfluss auf dem kritischen Zweig cb Der Base Flow Der Baseflow ist der sich im Netzmodell einstellende Lastfluss auf einer Leitung unter Einbeziehung eines kritischen Ausfalls. Der BFL ergibt sich aus dem theoretischen Grundfluss ohne grenzübergreifende Austausche vermindert um den Anteil der grenzüberschreitenden Austausche im Grundfall: BFL, cb, co = Fcb, co, base _ case BCE PTDFcb co (7) Mit: BFL cb, co - Lastfluss auf einer Leitung unter Einbezug des kritischen Ausfalls F cb co, base _ case BCE, - Physikalischer Lastfluss auf der Leitung für die betrachtete Ausschalttopologie - Basisaustausch zwischen den Marktgebieten PTDF cb, co - PTDF-Wert für die Kombination cb/co Zur Bestimmung des Base Flow ist folgendes zu ergänzen: Bei der Tagesauktion werden die CEE-Austausche auf Null gesetzt und durch die vor der Tagesauktion erfolgten verbindlichen Reservierungen aus den Langfristauktionen ersetzt. Für die Jahresauktion werden alle CEE-Austausche auf Null gesetzt. Bei der Monatsauktion werden ebenfalls alle CEE-Austausche auf Null gesetzt aber die maximale Ausschöpfung der Kapazitäten aus der Jahresauktion für die CEE-Grenzen angesetzt. 16

17 5.2.4 Already Nominated Flow Der Already Nominated Flow ist der Leistungsfluss auf einer Leitung, der sich aus den sich einstellenden Flüssen auf Basis von in vorherigen Allokationen erworbenen und genutzten Übertragungsrechten einstellt. Er berechnet sich anhand der schon vergebenen Übertragungsrechte, den sogenannten Already Nominated Transmission Rights (ANTR) multipliziert mit den relevanten PTDF-Faktoren: uuuuuur uuuuuur ANF = PTDF ANTR cb, co cb, co (8) Mit: ANF cb. co - Lastfluss auf einer Leitung unter Berücksichtigung der ANTR Kapazitätsnominierungen vorheriger Auktionen - Kapazitäten bereits nominierter Transaktionen Already Allocated Flow Der Already Allocated Flow ist der Leistungsfluss auf einer Leitung, der sich im Zusammenhang mit vorausgegangenen Allokationen bereits vergebenen Übertragungsrechten auf einer kritischen Leitung maximal ergeben kann. Er berechnet sich aus der Überlagerung der Gesamtvolumina der Übertragungsrechte, den sogenannten Already Allocated Transmission Rights (AATR), multipliziert mit den jeweiligen PTDF-Faktoren: AAF, + + cb, co = AATR PTDFcb co (9) AAF, cb, co = AATR PTDFcb co (10) Mit: AAF, - Lastfluss auf einer Leitung unter Berücksichtigung AATR + cb co vergebenen Übertragungsrechten vorausgegangener Allokationen - Vergebene Übertragungsrechte vorausgegangener Allokationen 5.3 Die PTDF und AMF-Werte als Grundlage für den Allokationsprozess Die ermittelten PTDF und AMF Werte werden in einer PTDF/AMF-Matrix dargestellt und bilden die Grundlage für die eigentliche Allokation der Übertragungskapazitäten. Bild 9 zeigt vereinfacht eine PTDF/AMF-Matrix für zwei Regelzonen und zwei Leitungen. 17

18 kritische kritischer TMF AMF- AMF+ PTDF PTDF Leitung Ausfall A-->B B-->A Leitung ,2374-0,2374 Leitung 1 Leitung ,3895-0,3895 Leitung ,0246 0,0246 Leitung 2 Leitung ,0112 0,0112 Bild 9: Tabellarisches Beispiel einer PTDF/AMF-Matrix (für zwei Regelzonen und zwei Leitungen) Die PTDF/AMF-Matrix ist die Basis für die eigentliche Allokation. Dabei werden die Gebote der einzelnen Quelle-Senke-Kombinationen mit Berücksichtigung des PTDF solange aufsummiert, bis mindestens ein AMF der betrachteten Leitungen (= Eintreten eines Engpasses) erreicht ist. Der wirtschaftliche Wert des Engpasses der sich aus dem Optimierungsprozess des Clearingvorganges der eingegangen Gebote der Händler ergibt, ist der Schattenpreis für diese Leitung. (Hinweis: Würde die maximal mögliche Kapazität am Engpass der Leitung um ein MW angehoben, würde der Preis für die Übertragung dieser zusätzlichen Leistung von einem MW genau dem Schattenpreis entsprechen). Die Produktsumme der Schattenpreise und PTDFs aller Leitungen mit vorliegendem Engpass bezogen auf eine Quelle-Senke-Kombination ergibt den Market Clearing Price (MCP) für die Quelle-Senke-Transaktion. Der MCP ist durch die Händler für die erworbene Quelle-Senke-Kombination zu zahlen. Die Händler geben ihre Gebote zuvor für die gewünschten Quelle-Senke-Paare (Marktgebiete) und nicht für technische Profile an Ländergrenzen (wie bei der NTC-Auktion) ab. Dabei können auch Gebote für die Übertragung zwischen nicht benachbarten Marktgebieten abgegeben werden. 6. Bestimmung der Sicherheitsmargen 6.1 Definition der Sicherheitsmargen Mit dem Übergang von der NTC-basierten auf die lastflussbasierte Kapazitätsvergabe betreten die Übertragungsnetzbetreiber Neuland. Wie auch im Falle der NTC-basierten Kapazitätsvergabe müssen Prognosefehler und Betriebsrisiken in Form von Sicherheitsabschlägen bei der Ermittlung der verfügbaren Übertragungskapazität berücksichtigt werden. Infolge des Übergangs auf die Netzelement-bezogene Kapazitätsbestimmung und die Berücksichtigung des N-1-Kriteriums in einem Schritt liegen mit Start des Allokationsverfahrens noch keine verwertbaren praktischen Erfahrungen vor. Daher wurde die Ermittlung von Sicherheitsmargen sogenannte Reliability Margins - zunächst auf der Grundlage theoretischer Überlegungen und vorliegender Testdaten vollzogen. Nachfolgend ist das Verfahren genannt, das VE-T zum Start der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe anwenden wird. VE-T behält sich vor anhand der gewonnenen Betriebserfahrung im Zuge der Wahrnehmung der Systemverantwortung über die Beibehaltung des Verfahrens oder von Verfahrensmerkmalen zu befinden. 18

19 Unterschieden werden die sogenannte Flow Reliability Margin (FRM) und die Base Flow Reliability Margin (BFRM). Beide Größen werden jeweils getrennt voneinander bezogen auf ein bestimmtes, potentiell engpassbildendes Netzelement (Critical Branch) und jeden zugeordneten N-1-Fall (Critical Outage) gebildet. 6.2 Ermittlung der FRM (flow reliability margin) Mit der FRM werden Lastflussrisiken für das kritische Netzelement bezüglich der für die Kapazitätsermittlung zu Grunde gelegten Prämissen für die Erzeugung und die Netzlast, des Prognosefehlers der Winderzeugung und des Linearisierungsfehlers des Netzmodells in ihrer zeitlichen Überlagerung abgedeckt. Hierzu wird pro Referenzzeitpunkt der realisierte Lastfluss auf einem Netzelement mit dem Lastfluss des zur Tagesauktion der jeweiligen Stunde verwendeten Prognosedatensatzes verglichen und der Differenzwert gebildet. Zuvor werden in den Prognosedatensatz die realisierten Stromaustausche der Marktgebiete eingefügt. Die Größe FRM wird ausgehend von der resultierenden Verteilung obiger Differenzwerte gebildet und für alle Allokationszeiträume unterstellt. Bis auf Weiteres erfolgt eine 95%-ige Risikoabdeckung. Es wird vorläufig unterstellt, dass die Verteilung der Differenzwerte für den N-0- und den N-1-Fall identisch sind. 6.3 Ermittlung der BFRM (base flow reliability margin) Die BFRM berücksichtigt Lastflussrisiken infolge von Vorgängen, die sich aus bilateralen Stromaustauschen zwischen Marktgebieten bzw. Regelzonen der CEE- Perimeter-Regionen sowie aller Nicht-CEE-Regionen und dem innerdeutschen EEG- Ausgleichsmechanismus (hier Windeinspeisung) in ihrer zeitlichen Überlagerung ergeben. Bei der Bestimmung der Tageskapazitäten wird anhand eines einheitlichen Referenzkalenders das letzt verfügbare Marktergebnis in Form von Regelzonen überschreitenden Stromaustauschen für den zu prognostizierenden Betriebstag D unterstellt (z.b. ausgehend von D-1). Das Risiko bestimmt sich daher anhand der Abweichungen zwischen dem unterstellten Prognosewert und dem korrespondierenden realisierten Stromaustausch für eine Stunde. Anhand durchschnittlicher Lastflussverteilungsfaktoren werden diese Differenzen in ihrer Überlagerung als Lastflusseinfluss auf das kritische Netzelement für relevante N-1-Fälle abgebildet. Die Größe BFRM wird ausgehend von der resultierenden Verteilung dieser Lastflusseinflüsse gebildet. Bis auf Weiteres erfolgt eine 95%ige Risikoabdeckung. Zur Bestimmung der BFRM für die Monats- und Jahresallokation werden im Gegensatz zur Tagesallokation für einen längeren Zeitraum von einem Jahr anhand durchschnittlicher Lastflussverteilungsfaktoren die in der Vergangenheit realisierten absoluten Stromaustausche und Windeinspeisungen obiger externer Marktgebiete in ihrer Überlagerung als Lastflusseinfluss auf das kritische Netzelement abgebildet. Die Größe BFRM wird ausgehend von der resultierenden Verteilung der Lastflusseinflüsse gebildet. Bis auf Weiteres erfolgt eine 95%ige Risikoabdeckung. 19

20 7. Zusammenfassung Die neue Methode der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe stellt eine effiziente Vergabe der Übertragungskapazitäten auf engpassbehafteten Netzelementen sicher und verbessert gleichzeitig die Transparenz im Spannungsfeld zwischen Systemsicherheit und maximaler Zurverfügungstellung von Übertragungskapazitäten. Zudem erfüllt die koordinierte lastflussbasierte explizite Allokation die Forderung der EU VO 1228/2003, ein einheitliches, transparentes, diskriminierungsfreies und marktbasiertes Verfahren unter enger Kooperation der TSOs für die gesamte Region CEE zu etablieren. 20