Netzbetreiberforum 20. Mai 2014 Was sind die Auswirkungen der neuen EnV?

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1 Netzbetreiberforum 20. Mai 2014 Was sind die Auswirkungen der neuen EnV? 19. Mai 2014 Folie 1

2 Zuständig für Fragen Andreas Zimmermann Lehre als Elektromechaniker Studium HTL Burgdorf, Energie- und Leittechnik NDS Wirtschaftsingenieur STV, Unternehmensführung Am 1. Mai 2014 mein 25 Jahre Jubiläum in der Energiewirtschaft 18 Jahre AEK Energie AG, Solothurn 7 Jahre Genossenschaft Elektra, Jegenstorf Vorstandsmitglied im BEV / DSV / VSE 19. Mai 2014 Folie 2

3 Zuständig für Antworten René Burkhard Studium ETH Zürich, Werkstoff-Ingenieur Dissertation, Energie- und Umwelttechnik MBA ETH Zürich, Master of Industrial Management Seit über 10 Jahren im Energieanlagenbau und in der Energiewirtschaft AEK Energie AG, Solothurn Swissgrid AG, Frick (seit 2010, Leiter Abteilung «Erneuerbare Energien & Herkunftsnachweise») 19. Mai 2014 Folie 3

4 Genossenschaft Elektra, Jegenstorf 32 Gemeinden (40 Dörfer) Netzbetreiber NE 7 mit 23 eigenen TS Total ca. 250 TS / Einspeisestellen Kunden in BE / SO Stromhändler mit 183 GWh Absatz 23 Mitarbeitende / 1 Lehrling Netzbau extern Solaranlagen als GU mit Fachpartnern 10 eigene PV-Anlagen 1,3 MW 3 eigene PV-Anlagen geplant 0,5 MW Gründer der Energieregion Bern-Solothurn 19. Mai 2014 Folie 4

5 Genossenschaft Elektra, Jegenstorf 10'000 9'000 9' '000 7' Installierte Leistung in kwp 6'000 5'000 4'000 3' Anzahl Anlagen 2' ' installierte Leistung Prognose Zubau Anzahl Installierte Leistung (kumuliert) Anzahl Anlagen (kumuliert) 19. Mai 2014 Folie 5

6 Netzbilanzierung mit dezentralen Erzeugungseinheiten Einspeisung Ausspeisung Nettolastgangsumme Vorgelagertes Dezentrale Netz (Lastgangmessung) Erzeugungseinheiten (Lastgangmessung) Vorgelagertes Netz (Lastgangmessung) Marktkunden (Lastgangmessung) Virtueller Kundenpool (berechnete Werte) Netzverluste (berechnete Werte) Bruttolastgangsumme 19. Mai 2014 Folie 6

7 Netzbilanzierung mit dezentralen Erzeugungseinheiten 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 kw NT HT NT Bruttolastgangsumme Nettolastgangsumme Dezentrale Erzeugungseinheiten 19. Mai 2014 Folie 7

8 Netzbilanzierung mit dezentralen Erzeugungseinheiten Die Abrechnung der Netznutzung ist nicht Verursachergerecht Nicht lastganggemessene Erzeugungseinheiten sind in der Bilanzierung nicht berücksichtigt SDL und KEV wird auf Basis einer Bilanzsumme bezahlt die nicht stimmt Wir haben einen Systemfehler und es wird immer schlimmer 19. Mai 2014 Folie 8

9 Entwicklung im Energiedatenmanagment Cornel Rüede, Leiter Data Management Aarau, 20. Mai 2014

10 Inhalt Datenlieferung täglich statt arbeitstäglich Tägliche Lieferung BG-Aggregate an BGV Einspeisegangprofile Tarifbandprofile ab 2. Etappe Marktöffnung Datenaustausch mit Regelpool-Betreiber Datahub 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment 2

11 Tarifbandprofile ab 2. Etappe Marktöffnung Das Dokument «Handhabung Wechselkunden 2. Etappe Marktöffnung» wurde vernehmlasst und wird noch dieses Jahr dem VSE Vorstand zur Verabschiedung vorgelegt. Da die vollständige Marktöffnung voraussichtlich erst 2018 erfolgt, besteht kein Zeitdruck. Seit letztem Jahr keine grundsätzlichen Änderungen. Auch ohne schweizweite Einführung von SLP sind Kundenwechsel ohne Lastgangzählereinbau möglich. Grundsätzlich aber Lastgangzäher empfohlen! Tarifbandprofile sind eine zusätzliche Möglichkeit (für Übergangszeit) 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment 3

12 Verantwortlichkeit für die Messung Das Themenpapier wurde erstellt und ist z.zt. in Vernehmlassung. Nehmen Sie daran Teil! 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment 4

13 Datenaustausch mit Regelpool-Betreiber Der SDV (Poolbetreiber) beeinflusst Messpunkte in fremden BG s. Die so entstandene Abweichung zum Fahrplan der zuständigen BG muss um diese Energie korrigiert werden. Daher benötigt der SDV die Rollenzuordnung zum Messpunkt. Nur so kann Swissgrid die Abweichungen aufgeschlüsselt auf die Lieferanten resp. BG korrigieren. Neuer Prozess im SDAT-CH Z2 mit entsprechender Zuordnungsliste (Excel) Prozesse sollen künftig eng ins SDAT-CH integriert werden (xml-formate) VNB 1. Zuordnungsmeldung SDV LF/EZ 1. Zuordnungsmeldung 2. Zuordnungsliste 2. Zuordnungslisten je SDV und LF/EZ 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment 5

14 Datahub (1) DSV Tagung 2012: DSV Tagung 2013: 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment

15 Datahub (2) Heute liegen zwei Studien vor, eine von Swissgrid und eine vom Verein Smart Grid Schweiz. Beide sagen deutliche Einsparungen voraus, wenn gewisse Prozesse zentral abgewickelt werden. Besonders, wenn der Datenhub bis zur 2. Etappe Marktöffnung bereit steht. Eine Projektgruppe aus Vertretern von VSE, VSGS und Swissgrid erarbeitet bis Oktober d. J. Vorschläge zur Umsetzung. EDM Betreiber können so, rechtzeitig vor der vollständigen Marktöffnung, entscheiden, ob sie die notwendigen Investitionen noch tätigen wollen/müssen. Mögliche Datahubaufgaben 20. Mai 2014 / Cornel Rüede / Entwicklung im Energiedatenmanagment

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17 Rückblick und aktuelle Themen Bettina von Kupsch, Leiterin Public & International Affairs Aarau, 20. Mai 2014

18 Weiterentwicklung der Swissgrid Strategie: drei Pfeiler Betrieb Wir betreiben das Netz sicher und effizient Netz Wir modernisieren das Netz und bauen es aus Markt Wir gestalten den Marktplatz mit und entwickeln ihn weiter 20. Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 2

19 Umbau Geschäftsleitung mit vier Business Units Pierre-Alain Graf CEO Rainer Mühlberger Strategy & Development Yves Zumwald Grid Operations Jörg Spicker Market Operations Luca Baroni Corporate Services 20. Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 3

20 Veränderte Abläufe im Stakeholder-Management Themenorientierte Plattformen (AG, Foren, WebPortal ) Stakeholder Hotline Netznutzung Abrechnung Bilanzgruppen Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 4

21 Zwei Krisenübungen erfolgreich bestanden Dezember 2013:» Einbindung verschiedener Stakeholder (u.a. Armee)» Evakuation von Laufenburg» Auslagerung der Netzleitstelle («scharfer Netzbetrieb)» Test von verschiedenen Krisenszenarien (end-to-end)» Beobachtung durch Externe (Aufnahme Verbesserungschancen) Februar 2014:» Gemeinsame Übung von Armee und Swissgrid» Grundszenario: Blackout mit Ausfall der öffentlichen und EW-eigenen Kommunikationseinrichtungen» Prüfung, ob und wenn ja wie eine «Notkommunikation» mit Unterstützung der Armee sichergestellt werden kann» Unterstützungsleistungen im Bereich Sprach- & Daten-übertragung 20. Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 5

22 Erfolgreiche Zertifizierung im Umweltmanagement Zertifizierung Umweltmanagementsystem (UMS) nach ISO Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 6

23 Ausblick 2014 Powertage Juni 2014 Messe Zürich Krisenkommunikation mit VNBs: Regionale Anlässe September Netzforum 28. Oktober 2014 Verkehrshaus Luzern SGC II Lausanne Eröffnung Ende Mai 2014 / Bettina von Kupsch / Rückblick und aktuelle Themen 7

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25 Warum benötigt es eine Netzentwicklung? Marc Emery, Senior Spezialist Netzentwicklung Aarau, 20. Mai 2014

26 Agenda 1. Ziel der Netzentwicklung 2. Aktuelle Situation 3. Organisation der Netzentwicklung 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 2

28 Ziel der Netzentwicklung Haupttreiber sind die Eliminierung bestehender Engpässe, die Integration der geplanten PSKW, sowie die Auswirkungen des geplanten KKW-Wegfalls im Rahmen der politischen Energiestrategie. Dies unter Berücksichtigung der Entwicklungen Netzstruktur, Produktion und Verbrauch im Verteilnetz und im Ausland. Nebst der klassischen Netzplanung werden neue Tools, Methoden und Technologien berücksichtigt. In der Planung wurde das n-1-kriterium (Stromkreise) gemäss ENTSO-E (EPS und Policy 3) angewendet. Für den Anschluss von Ballungsräumen wurde das n-1-kriterium auch auf Doppelleitungen und Sammelschienen ausgeweitet, sowie das Verteilnetz mitberücksichtigt. 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 4

29 Erhöhte Netzbelastung durch potentiellen Kraftwerkseinsatz 380 kv 220 kv Neubau oder Ausbau Wasserkraft Gösgen Leibstadt Beznau Linth-Limmern Mühleberg Veytaux+ Nant de Drance Rhodix/ Grande Dixence KWO+ Verzasca+ Lago Bianco Stillgelegte KKW: Beznau Mühleberg 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 5

31 Aktuelle Netzsituation Beheben kritischer Engpässe: Exportsituation Hohe CH-Produktion mit Engpässen im Alpenraum Massnahme Kraftwerkseinschränkung 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 7

32 Aktuelle Netzsituation Beheben kritischer Engpässe: Importsituation Kleine CH-Produktion und hoher Nord-Süd-Transit mit Engpässen im Mittelland Massnahme NTC-Einschränkung 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 8

33 CH-Dach: NTC, Programme, Flüsse, n-1-belastung (NTC-relevante Transformatoren) Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 9

34 CH-Dach: NTC, Programme, Flüsse, n-1-belastung (NTC-relevante Transformatoren) Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 10

35 Aktuelle Netzsituation Engpässe im Schweizer Übertragungsnetz 2012 trotz Anwendung der betrieblichen Massnahmen (KW und NTC) 20. Mai 2014 / Marc Emery / Warum benötigt es eine Netzentwicklung? 11

37 Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber Jörg Dr. Jörg Spicker, Spicker, Leiter Leiter Market Market Operations Aarau, 20. Mai 2014

38 Agenda Veränderungen in Europa erhöhen den Entwicklungsbedarf in der Schweiz Neue Initiativen für die Entwicklung des Schweizer Strommarktes 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

39 Veränderungen in Europa erhöhen den Entwicklungsbedarf in der Schweiz Steigende Volatilität im Netz Zunahme des kurzfristigen Handels Zerfall Strompreise und Spread Schwierige Prognose für EE 22. November 2013 I Dr. Jörg Spicker I Keine Versorgungssicherheit ohne Markt! 20. Mai 2014 Jörg Spicker Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber Stromtransport über weite Distanzen

45 Der zukünftige Markt erfordert ein neues Systemverständnis Integrierter Versorger Netz (TSO/DSO) Produktion DSO System Operator Lieferant Kein Markt Lieferant Handel Marktteilnehmer Pooler für DSM Volatiler Erzeuger Flexibler Erzeuger Händler mit Erzeugung «Reine» Händler Endkunde Endkunde Endkunde (DSM) 22. November 2013 I Dr. Jörg Spicker I Keine Versorgungssicherheit ohne Markt! 20. Mai 2014 Jörg Spicker Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber Marktteilnehmer In einem neuen Markt erhält die Flexibilität einen Preis 9

46 Wo sind Verteilnetzbetreiber von den Marktentwicklungen betroffen? 1 2 Effizienter Stromtransport über die Landesgrenzen Neue Spielregeln für den internationalen Strommarkt 3 Regulatorische Vorstellungen von ACER 20. Mai 2014 Jörg Spicker Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber 10

48 Stromtransport über die Landesgrenzen heute» Zunahme der Transitflüsse in Europa bei gleich bleibender Netzinfrastruktur» Engpässen im europäischen Netz führen zu Preisdifferenzen» Kaum grenzüberschreitender Austausch von Flexibilität 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

49 Stromtransport über die Landesgrenzen morgen: Market Coupling» Gleichzeitige Vergabe grenzüberschreitender Kapazität mit Stromhandel» Börsen koppeln die Märkte und die Preise gleichen sich an» Erhöhung der Liquidität im Markt» Nutzung der Grenzkapazität wird effizienter» Stärkung des Handelsplatz Schweiz 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

50 Market Coupling: 2014 soll ein Grossteil Europas abgedeckt werden Geplante Ankopplungen an CWE-Gebiet: NWE Region, Kopplung mit CWE in Feb 2014 ES + PT koppeln mit CWE Mai 2014 Flow-Based Allokation in CWE, Q ) `Kopplungsbereitschaft` CH-Nordgrenze in 2014 Kopplung Italian Borders Ende M MC in 2014, Flow-Based Ankopplung CEE `15 Ankopplung SEE ab November 2013 I Dr. Jörg Spicker I Keine Versorgungssicherheit ohne Markt! 20. Mai 2014 Jörg Spicker Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber 1) Verzögerung Flow Based auf Q wurde in Dezember bekannt Quelle: Basierend auf Dokumentation Florenzforum November

52 Neue Herausforderungen erfordern neue Prozesse: Einführung des Target Models in Europa» Wichtige Vorgaben zu Netzanschluss, - betrieb und Marktbetrieb» Zentrale Lage der Schweiz erfordert Übernahme dieser Regularien 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

53 Neue Spielregeln für den internationalen Strommarkt: Network Codes Network Codes zum Netzanschluss Requirements for Generators (RfG) Demand Connection Code (DCC) HVDC Connection Code (HVDC) Network Codes zum Netzbetrieb Operational Security (OS) Operational Planning & Scheduling (OPS) Load Frequency Control & Reserves (LFC&R) [Operational Procedures in an Emergency (EP)]* Marktbezogene Network Codes Capacity Allocation & Congestion Management (CACM) Forward Capacity Allocation (FCA) Balancing Network Code (BAL) * Erarbeitung Network Code hat noch nicht begonnen Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

54 Neue Herausforderungen erfordern neue Prozesse: Prozess Network Codes für die Schweiz» Erhebung betroffener Branchendokumente (VSE-Schlüsseldokumente)» Detaillierter Vergleich der zu bestehenden Regelungen» Erarbeitung Prozess zur Anpassung der Branchendokumente mit der Branche» Abklärung des Anpassungsbedarfs auf Ebene Gesetz/Verordnung 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

56 The development of DSR and decentralised generation Is enabled by technologies developments, Represents: a positive development for consumers, potential for energy savings, reduction of costs a big potential for the system Requires: facilitation of consumer involvement, easy possibilities to switch suppliers; strong data privacy and security level, while allowing third party services Regulators to develop with Stakeholders minimum standards; consumer protection: Minimum quality of DSR services for consumers to be defined ; new retail market rules, but no need for full harmonisation open international competition for suppliers; potentially dynamic pricing ; a more active role for DSOs; 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

57 ACER weist VNBs eine begrenzte, aber aktive Rolle zu...» «neutral market facilitator»» Verantwortlich für das Datenmanagement, aber ohne kommerzielle Vorteile» Keine neuen Dienstleistungen auf der Kundenseite? 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

58 ... verordnet aber potenziell einschneidende Massnahmen» Unbundling für wen?» Konsolidierung mit wem?» Systemdienstleistungen in welchem Umfang?» Bessere Zusammenarbeit mit dem ÜNB! 20. Mai 2014 / Jörg Spicker / Europa lohnt sich auch für Verteilnetzbetreiber

59 Wo sehen Sie Chancen? 23 23

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