Potenziale und Hindernisse für einen kostenoptimalen Flexibilitätseinsatz EINSATZMÖGLICHKEITEN AGGREGIERTER FLEXIBILITÄTEN FÜR DAS ÜBERTRAGUNGSNETZ

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1 Potenziale und Hindernisse für einen kostenoptimalen Flexibilitätseinsatz EINSATZMÖGLICHKEITEN AGGREGIERTER FLEXIBILITÄTEN FÜR DAS ÜBERTRAGUNGSNETZ TOBIAS EGELER, TRANSNET BW Berlin, 02. März 2017

2 AGENDA 01 Aktuelle Herausforderungen 02 Flexibilitätsbedarf heute und in Zukunft 03 Deckung des Flexibilitätsbedarfs aus Verteilnetzen 04 Praxisbeispiel: Flughafen Stuttgart 05 Praxisbeispiel: Verallia AG/ Entelios AG 06 Flexibilität vs. Netzausbau 07 Fazit

3 Aktuelle Herausforderungen ZUM EINSTIEG EIN PAAR ZAHLEN 16 TWh Energiemenge aus Redispatchmaßnahmen der dt. ÜNB (Summe aller Hoch- und Runterfahrmaßnahmen im In- und Ausland) 478 Mio. EUR für das Jahr 2015 geschätzte DE-weite Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber durch Einspeisemanagement 1,1 Mrd. EUR deutschlandweite Gesamtkosten der Übertragungsnetzbetreiber für Systemsicherheitsmaßnahmen im Jahr 2015 Quelle: Bundesnetzagentur (2016): Monitoringbericht 2016 Seite 3

4 Aktuelle Herausforderungen DUNKELFLAUTE IM JANUAR 2017 BEISPIEL: EINSÄTZE INLÄNDISCHER RESERVEKRAFTWERKE GWh Quelle: netztransparenz.de Erbrachte Arbeit (Wirkleistung erhöhen) Einsatztage Jan 17 Tage / Januar 2017: Hohe Last durch Kältewelle bei niedriger Wind- und PV- Einspeisung durch mehrtägige Dunkelflaute / Übertragungsnetzbetreiber sichern Systemstabilität durch umfangreiche Redispatch-Maßnahmen und den Einsatz von Reservekraftwerken / Zusätzlicher Abruf von Netzreserve aus Italien und Österreich Seite 4

5 Flexibilitätsbedarf heute und in Zukunft ENTWICKLUNG REDISPATCHBEDARF / Bedarfs- und Langfristanalysen der Übertragungsnetzbetreiber zeigen einen weiterhin hohen Redispatch- Bedarf / Einführung eines NTC an der Grenze DE/AT würde Anstieg des Redispatch-Bedarfs bremsen BEDARF AN POSITIVER REDISPATCHLEISTUNG GW BA 2013 BA 2014 BA 2016 (ohne NTC DE/AT) BA 2016 (mit NTC DE/AT) Prognose (ohne NTC DE/AT) LA GW NTC DE/AT LA ,5 GW NTC DE/AT Quelle: Systemanalysen der Übertragungsnetzbetreiber Seite 5

6 Flexibilitätsbedarf heute und in Zukunft ENTWICKLUNG REGELLEISTUNGSBEDARF MW BEDARF SEKUNDÄRREGELLEISTUNG (POS/NEG) Jan. 11 Jan. 12 Jan. 13 Jan. 14 Jan. 15 Jan. 16 Jan MW BEDARF PRIMÄRREGELLEISTUNG Jan. 11 Jan. 12 Jan. 13 Jan. 14 Jan. 15 Jan. 16 Jan. 17 Quelle: regelleistung.net Mittlerer Bedarf (negativ) Mittlerer Bedarf (positiv) Faktoren für zukünftige Bedarfsentwicklung (u.a.) wachsender Anteil fluktuierender EE steigender abs. Prognosefehler steigende Gradienten Europäische Kooperation Anreize zur Bilanzkreistreue verbesserte Prognosemodelle dena-studie Systemdiensleistungen 2030: Bedarf SRL (positiv): + 40 % 1 Bedarf SRL (negativ): + 10 % 1 bis zum Jahr Referenz 2011 flexiblere Märkte (insb. 15-min-Produkte) Seite 6

7 Flexibilitätsbedarf heute und in Zukunft BEDEUTUNG VON FLEXIBILITÄT AUS SYSTEMSICHT / Effiziente Deckung des Regelleistungsbedarfs auch bei Abnahme konventioneller Stromerzeugung in Großkraftwerken / Behebung von Netzengpässen im Verteil- und Übertragungsnetz / u.a. / Weiterentwicklung der Präqualifikationsverfahren (TransnetBW engagiert sich: PQ-Datenbank, Typen-PQ, Pool-PQ, ) / Kopplung der Regelleistungsmärkte (TransnetBW engagiert sich: Netzregelverbund, grenzüberschreitende PRL-Beschaffung, ) / Lastmanagement (TransnetBW engagiert sich: AbLaV-Novellierung, Dena DSM-Projekte) Seite 7

8 Deckung des Flexibilitätsbedarfs aus Verteilnetzen QUELLEN VON SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN Systemdienstleistungen (SDL) Regelleistung (PRL, SRL, MRL, jeweils pos. und neg.) Spannungshaltung / Blindleistung SDL-Quellen EE-Anlagen, dezentrale Anlagen über Regelleistungs-Pools, verbleibende konv. Kraftwerke, Speicher, Lastmanagement europäisches Ausland (Kopplung der Regelleistungsmärkte) Anlagen mit ÜNB-Anschluss (verbleibende konv. Kraftwerke, EE-Anlagen, Speicher) Anlagen im VNB-Netz (allerdings nur bedingt geeignet) Netzbetriebsmittel Versorgungswiederaufbau Speicher (ÜNB-Anschluss), verbleibende konv. Kraftwerke, technisches Potenzial auch durch EE-Anlagen gegeben Kurzschlussleistung im Fehlerfall Rotierende Masse, Spontanreserve Einspeisemanagement, Redispatch 1 verbleibende konv. Kraftwerke, technisches Potenzial auch durch Leistungselektronik z.b. in EE-Anlagen gegeben Netzbetriebsmittel Erzeuger und Verbraucher (v.a. Synchronmaschinen großer Kraftwerksanlagen) europäisches Ausland Nachbildung rotierender Masse über Leistungselektronik (z.b. Konverter, EE-Anlagen) Lastmanagement (u.a. frequenzabhängige Abschaltung) EE-Anlagen, verbleibende konv. Kraftwerke, Speicher, Lastmanagement europäisches Ausland (vertragsbasiert) Seite 8 1 keine eigentliche Systemdienstleistung, sondern Eingriff des ÜNB in die marktbedingte Fahrweise von Anlagen

9 Praxisbeispiel: Flughafen Stuttgart FLEXIBILITÄTSBEREITSTELLUNG FLUGHAFEN STUTTGART Teilnahme des Flughafens Stuttgart am Dena Pilotprojekt Demand Side Management BW: / erstes Unternehmen im Projekt, das Regelleistung vermarkte 3,2 MW (MRL/SRL) / erste Präqualifikation und Vermarktung mehrerer Anlagen als eine Technische Einheit in einem übergeordneten virtuellen Kraftwerk (EnBW) für MRL und SRL Gruppen-PQ / keine direkte Ansteuerung der Anlagen von außen Ziele: eigen entwickelte Logik bestimmt welche Anlagen die (Soll-) Leistung liefert voll automatisiert / Ausweitung des Konzepts der Gruppen-PQ / Einbeziehung weiterer Technologien (Energieerzeuger und Energieverbraucher) Quelle: Flughafen Stuttgart GmbH Seite 9

10 Praxisbeispiel: Verallia AG / Entelios AG DEMAND RESPONSE IN DER ENERGIEINTENSIVEN INDUSTRIE / Beispiel: Glasherstellung (Verallia Deutschland AG) PROZESS DER GLASSCHMELZE UND - FORMUNG / Bereitstellung von positiver SRL (bis 2,5 MW) durch Demand Response der elektrischen Zusatzheizung der Schmelzwannen / Präqualifiziert und vermarktet seit 2016 / gasbefeuerte Alternativbeheizung stellt Wärmeversorgung sicher / Bereitstellung der Aggregationsplattform und Vermarktung der Regelleistung durch die Entelios AG Quellen: Verallia Deutschland AG, Entelios AG Seite 10

11 Flexibilität vs. Netzausbau BASISZENARIO: VNB RUFT FLEXIBILITÄT AB ÜNB 380/220 kv VNB 1 Märkte RL-Markt VNB kv VNB 2 Spotmarkt 20 kv VNB 5 VNB 4 Terminmarkt 0,4 kv Seite 11 Abruf von Flexibilitäten, ggf. abgestimmt mit Märkten Quelle: BDEW-Ampelkonzept

12 Flexibilität vs. Netzausbau REGIONALES VS. SYSTEMISCHES OPTIMUM ÜNB 380/220 kv VNB 1 20 kv 110 kv VNB 3 VNB 2 VNB 5 VNB 4 Abruf von Flexibilitäten Auf Flexibilität kann vorrangig durch VNB 2 zugegriffen werden VNB 2 optimiert Flexibilitätsnutzung und Netzausbau mit Sicht auf sein Netzgebiet 0,4 kv Seite 12

13 Flexibilität vs. Netzausbau NUTZUNGSKONFLIKT ÜNB VS. VNB ÜNB 380/220 kv VNB 1 ÜNB greift direkt auf Flexibilität von VNB 2 zu 110 kv VNB 3 20 kv VNB 2 Abruf von Flexibilitäten für eigenes Netz möglicher Nutzungskonflikt: Flexibilität ist nur einmal nutzbar VNB 5 VNB 4 0,4 kv Seite 13

14 Flexibilität vs. Netzausbau FLEXIBILITÄTSBEDARF IST NICHT GEDECKT ÜNB 380/220 kv VNB 1 Seite kv 0,4 kv VNB 3 VNB kv VNB 2 VNB 4 Netz von VNB 2 nicht ausreichend dimensioniert Flexibilitätsbedarf ist nicht gedeckt Gefährdung der Systemstabilität Wie wird sichergestellt, dass auch die systemischen Anforderungen? berücksichtigt werden?

15 Flexibilität vs. Netzausbau ZIEL: SYSTEMISCHES GESAMTOPTIMUM ÜNB 380/220 kv Ziel: Systemisches Gesamtoptimum statt vieler regionaler Optima: 20 kv 0,4 kv VNB 1 VNB 3 VNB kv VNB 4 VNB 2! a) Netzausbau muss regional so dimensioniert sein, dass SDL überregional anbietbar sind bzw. systemisch eingesetzt werden können. b) SDL-Märkte sollten aus Effizienzgründen nach Möglichkeit national/ supranational statt regional gebildet werden. Seite 15

16 FAZIT / Deckung des Flexibilitätsbedarfs für Systemsicherheit (Regelleistung, Netzengpass-management) künftig verstärkt durch Anlagen, die im Verteilnetz angeschlossen sind. / Systematik erforderlich, welcher Netzbetreiber (ÜNB für das System, VNB für Engpässe und Spannungshaltung) mit welchem Vorrang welche Produkte abruft. / Grundgedanke: regionale Probleme müssen gelöst werden, dadurch können Verfügbarkeiten für das System gewährleistet werden. / Kurzzyklischer Informationsaustausch zwischen ÜNB und VNBs und Aggregatoren/Anlagenbetreibern ist zu etablieren. / Bei Konflikten zwischen Netz- und Marktdienlichkeit muss der Fokus auf der Systemsicherheit liegen / Im Sinne einer Ampellogik (grün: Markt agiert frei, gelb: ÜNB und VNB müssen SDL netzdienlich einsetzen, rot: Marktmechanismen sind ausgesetzt). / Bei Dimensionierung der Flexibilitätspotenziale ist bzgl. erforderlichem Netzausbau und Marktgestaltung das Gesamtsystem zu betrachten / Systemisches Optimum statt vieler nur regionalen Optima relevant für Netzkapazitäten u. Marktzuschnitte ( große Märkte effizienter als viele kleine ) Seite 16

17 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT! Ich freue mich auf Ihre Fragen!