5287964735 Netzdaten 212 Daten und Fakten zum Schweizer Stromübertragungsnetz 6 4 926 795 kwh 432 GWh 25 62 GWh 4 856 91 87 kwh 5 975 641 555 kwh 12 282 GWh
2 Inhaltsangabe Inhaltsangabe 3 Vorwort 4 Engpässe im Schweizer Übertragungsnetz Belastungsindikatoren 7 Belastung im (n-1)-fall 8 Frequenzstatistik 212 9 Frequenzabweichungen 22 212 Netzbetreiber und Bilanzgruppen 1 Anzahl Verteilnetzbetreiber 11 Verteilte Energiemenge und Anzahl Verteilnetzbetreiber Produktion und Verbrauch 12 Gesamtenergieverbrauch 13 Energieerzeugung 14 Endverbrauchte Energie 15 Energieverbrauch und Aussentemperatur 16 Verbrauch und Produktion pro Temperaturzone 17 Produktionsmix pro Temperaturzone 18 Vertikale Netzlast 19 Vertikale Einspeisungen 2 Nettoausspeisung aus dem Übertragungsnetz 21 Import und Export von Strom 22 Transit von Strom 23 Verluste Übertragungsnetz Systemdienstleistungen 24 Regelenergie und verbrauchte Energie 25 Abrufe Regelleistung 26 Entwicklung des allgemeinen Systemdienstleistungstarifs 27 Beschaffungskosten Vorhaltung von Regelleistung 28 Durchschnittspreise Vorhaltung von Regelleistung 29 Durchschnittspreis Wirkverlustbeschaffung
Vorwort 3 Versorgungssicherheit heute und morgen In den letzten zwei Jahren haben sich die Rahmenbedingungen für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit mit elektrischer Energie stark verändert. Europa und auch die Schweiz sind daran, die Vorgaben für die Umsetzung der Energiewende zu konkretisieren und die Weichen für die weitere Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte zu stellen. Die Effizienz der Stromversorgung soll gemäss Politik und Regulierung gesteigert, das Netz auf allen Spannungsebenen intelligenter werden. All dies selbstverständlich unter Beibehaltung der heutigen Versorgungssicherheit und -qualität zu akzeptablen Kosten. Im Rahmen ihres gesetzlichen Auftrages hat Swissgrid diese Vorgaben nicht nur beim Betrieb sondern auch beim Unterhalt, bei der langfristigen Planung und beim Ausbau des Übertragungsnetzes zu berücksichtigen. Zum Wohle der Schweiz in den kommenden Jahren und Jahrzehnten und im engen Austausch mit Europa. Diese Gestaltung geht von klaren Messkriterien aus, anhand welcher wir die heutige Situation objektiv beurteilen. Ohne diese Grundlagen ist es Swissgrid nicht möglich, die heutige Situation und den Handlungsbedarf im Übertragungsnetz objektiv einzuschätzen. Die in diesem Booklet dargestellten Daten und Fakten zum Netzbetrieb gehören zu den Basisinformationen für die Beurteilung der Ist-Situation. Gleichzeitig dienen sie als wichtige Erfahrungswerte für die Konkretisierung von Szenarien und Zukunftsanalysen, um das Netz der Zukunft zu planen, betriebliche Regelwerke zu definieren und die Einbindung der Schweiz in das europäische Stromnetz und den europäischen Strommarkt zu sichern. Machen Sie sich Ihr eigenes Bild, wie die einzelnen Bewertungskriterien sich entwickelt haben, wo Handlungsbedarf besteht, wie Sie persönlich Einfluss nehmen können, um die Versorgungssicherheit auch in Zukunft zu gewährleisten. Wir freuen uns auf den Dialog mit Ihnen und sind überzeugt, mit diesem Booklet dazu beizutragen, Fachbegriffe wie Sollfrequenzen, Energietransite und (n-1)-belastungen greifbarer zu machen und in einen verständlichen Kontext zu stellen. Ihr Andreas John Leiter Systemführung
4 Netzengpässe Engpässe im Schweizer Übertragungsnetz Das Schweizer Übertragungs- bzw. Höchstspannungsnetz ist ein komplexes System mit einer Leitungslänge von insgesamt rund 67 Kilometern, 13 Schaltanlagen und 4 Verbindungen ins Ausland. Die nationale Netzgesellschaft Swissgrid ist für die Erneuerung, Instandhaltung und den Betrieb des Schweizer Übertragungsnetzes verantwortlich. Die Netzleitstelle Swissgrid Control hat das Übertragungsnetz im Jahr 212 trotz Engpässen sicher und ohne Unterbruch betrieben. Damit Swissgrid jederzeit über die Sicherheit, Verfügbarkeit und den Zustand der Betriebsmittel Bescheid weiss, werden laufend Daten über den Zustand des Schweizer Übertragungsnetzes erfasst, verarbeitet und veröffentlicht. Auf diese Weise wird die Versorgungssicherheit messbar und transparent gemacht. Zudem werden wichtige Hinweise geliefert, wo der Betrieb des Netzes optimiert und effizienter gestaltet werden kann. (n-1)-belastung im Schweizer Stromnetz Aufgrund unvorhergesehener Ereignisse wie Ausfällen von Netzelementen (Leitungen oder Transformatoren) können im Übertragungsnetz ungeplante Netzbelastungen auftreten. Der Strom sucht sich z.b. nach Ausfall einer Leitung seinen Weg durch die noch intakten Netzelemente, was zu ungeplanten erhöhten Stromflüssen und möglicherweise zur Überschreitung der Belastung eines Netzelementes führen kann. Mindestens alle fünf Minuten wird durch Swissgrid Control anhand tausender Strom- und Spannungsmessungen die (n-1)-belastung der Netzelemente im gesamten Übertragungsnetz bestimmt. Dabei wird berechnet, welche Belastungswerte sich nach dem simulierten Ausfall eines beliebigen Elements für die verbleibenden Netzelemente einstellen. Aus der Simulation geht hervor, welches Element des gesamten noch intakten Übertragungsnetzes infolge des unterstellten Ausfalls eines anderen Elementes am stärksten belastet wäre. Eine (n-1)-belastung über 1 % bedeutet, dass es nach einem möglichen Ausfall zu einer Überlastung und in der weiteren Folge durch diese anhaltende Überlast zum Verlust eines weiteren Netzelementes kommen könnte. Es besteht die Gefahr, dass sich die Störung kaskadenartig ausbreitet. Deshalb ist das Ziel des Netzbetriebs, die maximale simulierte (n-1)-belastung jederzeit bei maximal 1 % zu halten.
Netzengpässe 5 (n-1)-belastung Die (n-1)-belastung misst die Belastung eines Netzelementes, falls in diesem Augenblick ein anderes Netzelement ausfiele. (n-1) bedeutet, dass von ursprünglich allen verfügbaren Netzelementen (n) nach Ausfall eines beliebigen Netzelementes nur noch (n-1) Elemente zur Verfügung stehen. Die (n-1)-belastung wird in Prozent der dauerhaft zulässigen Strombelastung angegeben, für die das entsprechende Netzelement technisch ausgelegt ist. Netzengpässe Im Schweizer Übertragungsnetz (38/22 kv) sind während des Kalenderjahres 212 wie bereits in den Vorjahren an verschiedenen Stellen zu hohe (n-1)-belastungen errechnet worden. Bei der Leitung mit den höchsten (n-1)-belastungen handelt es sich um die 22 kv-leitung Avegno-Magadino im Kanton Tessin. Dort verteilen sich die hohen (n-1)-belastungen über das gesamte Jahr, wobei der Höchstwert im Juli festzustellen ist. Der Transformator mit den höchsten (n-1)-belastungen ist der 38/22 kv-transformator in Bickigen im Kanton Bern. Diese Belastungen können durch den simulierten Ausfall von verschiedenen Netzelementen verursacht werden. Auf der nachfolgenden Karte sind die Leitungen bzw. Transformatoren ersichtlich, bei denen während des Jahres 212 die höchsten (n-1)-belastungen aufgetreten sind. Die betroffenen Netzelemente sind insbesondere aufgrund fehlender Transportkapazitäten zum Abtransport der Energie aus der Wasserkraft stark belastet. Die Darstellung zeigt, dass das Swissgrid Netz im Jahr 212 grossen Belastungen ausgesetzt war. Laufenburg Birr Gösgen Rüthi Montlingen Bickigen Mettlen Hauterive Pradella Romanel Airolo La Punt Verbois St. Triphon Riddes Chippis Mörel Avegno Magadino Mendrisio 38 kv 22 kv Anzahl Fälle Quelle: Monatsberichte Übertragungsnetz von Swissgrid Control (Januar Dezember 212). 1 3 7
6 Netzengpässe Idealfall als Ausnahme Im Betrieb des Übertragungsnetzes herrschen nur im Ausnahmefall ideale Verhältnisse. Der Betrieb ist vielmehr geprägt durch planmässige Ausserbetriebnahmen von Netzelementen, durch Revisionsstillstände von Kraftwerken und durch Abweichungen zwischen prognostiziertem und tatsächlichem Stromverbrauch. Erschwerend kommen die Netzbelastungen durch ungeplante Ereignisse hinzu, wie z.b. der Ausfall eines Kraftwerkes oder einer Übertragungsleitung. Je nach Ausmass einer zu hohen (n-1)-belastung werden bei Swissgrid Control Massnahmen getroffen, um die (n-1)-sicherheit wiederherzustellen. Je höher die berechnete Überschreitung der 1 %-Limiten, desto drastischer und kurzfristiger sind die gewählten Massnahmen. Dies reicht von topologischen Massnahmen (Verändern der Verschaltung der Leitungen) über Eingriffe in die Kraftwerksproduktion (Redispatch) bis zur Beschränkung des grenzüberschreitenden Transits oder der Abschaltung von Verbrauchern. Die Situation im Schweizer Übertragungsnetz blieb 212 angespannt. Insbesondere in kalten Winternächten und heissen Sommertagen kam es regelmässig zu Netzengpässen. Infolgedessen musste Swissgrid aus Gründen der Netzsicherheit die Topologie des Netzes anpassen sowie die Produktion aus Wasserkraft in den Alpen und den Energieaustausch mit dem Ausland wiederholt einschränken. Auch wenn mehrfach hohe (n-1)-belastungen im Übertragungsnetz aufgetreten sind, so haben die Operatoren von Swissgrid Control auch im Jahr 212 dank ihrer Eingriffe die Situation jederzeit beherrscht. Unsere Herausforderung: Das Netz der Zukunft realisieren Die Netzelemente mit den höchsten (n-1)-belastungen fallen mit den bekannten Kapazitätsengpässen im bestehenden Übertragungsnetz zusammen. Sind im (n-1)-fall immer die gleichen Netzelemente in Überlast, handelt es sich um ein Nadelöhr im Schweizer Übertragungsnetz. Damit Swissgrid eine sichere Stromversorgung weiterhin gewährleisten kann, müssen die Engpässe im Netz rasch beseitigt werden. Swissgrid treibt den notwendigen Netzausbau voran, um das Übertragungsnetz technisch robuster für ungeplante Vorkommnisse zu gestalten und den steigenden Anforderungen von Produzenten und Konsumenten sowie der Politik anzupassen. Bei der Entwicklung des Übertragungsnetzes stützt sich Swissgrid auf die Energiestrategie des Bundes und die europäischen Entwicklungen und Szenarien ab.
Belastungsindikatoren 7 Belastung im (n-1)-fall Die (n-1)-belastungen zeigen, welche Belastungswerte sich nach dem Ausfall eines Netzelementes (Leitung oder Transformator) für die verbleibenden Netzelemente ohne Gegenmassnahmen der Netzleitstelle einstellen würden. Beim Ausfall eines Netzelementes stehen zur Lastübernahme weniger Netzelemente zur Verfügung, sodass die individuelle Belastung der Netzelemente höher wird als vor dem Ausfall. Die Einhaltung des (n-1)-kriteriums in der Netzführung Belastung bedeutet, N-1 Fall dass ein beliebiges einzelnes Netzelement ausfallen kann, ohne dass ein anderes Netzelement dauernd über die zulässigen Grenzen belastet würde. Prozent der Zeit pro Monat 1% 9% 8% (n-1)-belastung <= 1% (n-1)-belastung > 1% (n-1)-belastung > 11% (n-1)-belastung > 12% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Die Ausfallanalyse für Juni 212 zeigt, dass die maximale (n-1)-belastung während 14 % der Zeit zwischen 1 % und 11 % lag. Während 8% der Zeit lag die maximale (n-1)-belastung zwischen 11 % und 12 % bzw. während 2 % der Zeit war die (n-1)-belastung grösser als 12 %. Die maximale (n-1)-belastung war während 76 % der Zeit im Juni 212 kleiner als 1 %. Es kommt seit einigen Jahren regelmässig zu hohen (n-1)-belastungen in der Ausfallanalyse. Zur Wiedererreichung des (n-1)-kriteriums müssen im laufenden Betrieb vorausschauend koordinierte Massnahmen angeordnet, umgesetzt bzw. vorgehalten werden.
8 Belastungsindikatoren Frequenzstatistik 212 Das Gleichgewicht zwischen Produktion und Verbrauch von elektrischer Leistung gewährleistet den sicheren Betrieb des Stromnetzes bei einer konstanten Frequenz von 5 Hertz (Hz). Die Soll-Frequenz im Stromnetz liegt in ganz Europa synchron bei 5 Hz. Die Frequenz schwankt in Abhängigkeit der tatsächlichen Netzbelastung. Ist der Verbrauch elektrischer Leistung geringer als die Produktion, so ist die Frequenz höher. Ist der Verbrauch grösser als die Produktion, so ist die Frequenz tiefer. Die Grafik zeigt, mit welcher Streuung es im Jahr 212 zu Abweichungen vom Soll-Wert gekommen ist. Frequenz (Hz) 5.25 Frequenz (Messung alle 3 Sek.) 5.2 5.15 5.1 5.5 5. 49.95 49.9 49.85 49.8 49.75 1.1.12 So. h 1.2.12 Mi. h 1.3.12 Do. h 1.4.12 So. h 1.5.12 Di. h 1.6.12 Fr. h 1.7.12 So. h 1.8.12 Mi. h 1.9.12 Sa. h 1.1.12 Mo. h 1.11.12 Do. h 1.12.12 Zeit Sa. h Im Normalbetrieb bewegt sich die Frequenz in einem schmalen Band um den Sollwert von 5 Hz. Dabei wird durch entsprechende Aktivierung von Regelreserven, die für Abweichungen von 49.8 Hz. bis 5.2 Hz dimensioniert sind, dieses Gleichgewicht wieder hergestellt. Bei Überschreiten bzw. Unterschreiten dieses Frequenzbandes muss mit weiteren Massnahmen und Konsequenzen gerechnet werden, z.b. Aktivierung von Notreserven, Trennung von Erzeugungseinheiten oder von Lasten.
Belastungsindikatoren 9 Frequenzabweichungen 22 212 Über das vergangene Jahrzehnt betrachtet, hat die Zahl der Frequenzabweichungen zugenommen. Die roten Balken zeigen die monatliche Häufigkeit, die blauen Balken die monatliche Zeitdauer, in der sich die Netzfrequenz ausserhalb einer Abweichung von +/-75 mhz um den Sollwert von 5 Hertz bewegt hat. Die Frequenzabweichungen werden auf europäischer Ebene genau analysiert. Es werden Massnahmen definiert, um die Frequenzabweichungen zu reduzieren, da grössere Abweichungen von der Soll-Frequenz immer auch ein erhöhtes Risiko im Netzbetrieb zur Folge haben. 75 mhz Criterion Summary Short View Year 21 213 Dauer in Sek. 35 3 25 Dauer in Sek. Anzahl 2 15 1 5 Anzahl 16 2 Jan 2 Jan 3 Jan 4 Jan 5 Jan 6 Jan 7 Jan 8 Jan 9 Jan 1 Jan 11 Jan 12
1 Netzbetreiber und Bilanzgruppen Anzahl Verteilnetzbetreiber Strom wird auf der Höchst- und Hochspannungsebene übertragen sowie auf der Mittelund Niederspannungsebene verteilt. Seit der Marktöffnung 29 hat sich die Anzahl der Verteilnetzbetreiber leicht reduziert, unter anderem durch Fusionen von Gemeinden oder Verteilnetzbetreibern. Anzahl der Verteilnetzbetreiber Die Anzahl der Verteilnetzbetreiber ist 212 konstant geblieben. Anzahl 74 72 7 68 66 64 Jan 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Sep 9 Okt 9 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Mrz 1 Apr 1 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 742 692 Bilanzgruppen Eine Bilanzgruppe ist ein Energiekonto, für das ein Bilanzgruppenverantwortlicher zuständig ist. Über dieses Konto kann der Bilanzgruppenverantwortliche Energiegeschäfte im In- und Ausland abwickeln, Energie von Kraftwerken aufnehmen oder an Endverbraucher abgeben. Die Abbildung zeigt den Anteil der Bilanzgruppen, die am Stichtag 1. Januar 213 Endkunden in der Schweiz beliefert haben. Viele in der Schweiz aktive Bilanzgruppen betreiben ausschliesslich Energiehandel im In- und Ausland. Der Anteil von Bilanzgruppen, die Endkunden in der Schweiz beliefern, ist im Vergleich eher klein. Die Bilanzgruppenverantwortlichen mit Endverbrauchern erstellen eine Lastprognose. Solche mit Produktionseinheiten zusätzlich eine Produktionsprognose. Zusammen mit den geplanten Importen und Exporten ergibt sich die Energiebilanz der Bilanzgruppe. Die Bilanzgruppenverantwortlichen sind angehalten, die Energiebilanz immer ausgeglichen zu halten. Die Abweichung zwischen der geplanten Bilanz und der tatsächlich gemessenen wird dem Bilanzgruppenverantwortlichen zu einem aktuell ermittelten Preis in Rechnung gestellt. Anteil der StandardBG mit Endkunden 84 13 Bilanzgruppen ohne Endkundenbelieferung Bilanzgruppen mit Endkundenbelieferung
Netzbetreiber und Bilanzgruppen 11 Verteilte Energiemenge und Anzahl Verteilnetzbetreiber Die Kurve zeigt die Verteilung der konsumierten Energiemengen in den verschiedenen Verteilnetzen der Schweiz. Die Energie, welche in den einzelnen Verteilnetzen von Endverbrauchern konsumiert wird, verteilt sich nicht regelmässig auf die aktiven Netzbetreiber. Die roten Linien verdeutlichen, dass im Jahr 212 ca. 8 Prozent der gesamten endverbrauchten Energie in etwas weniger als 1 Verteilnetzen konsumiert wurde. Verteilte Energie und Anzahl Verteilnetzbetreiber GWh 6 Endverbrauchte Energie 1% 5 8% 4 3 2 6% 4% 1 2% 1 2 3 4 5 6 7 Anzahl Verteilnetzbetreiber % Der Schnittpunkt der roten Linien verdeutlicht, dass in den rund 9 verbraucherstärksten Verteilnetzen der Schweiz rund 8 Prozent der gesamten Energie konsumiert wurde. Auf der X-Achse ist die Anzahl der Verteilnetzbetreiber der Energiemenge nach absteigend sortiert. Auf der Y-Achse befindet sich die Energiemenge, die in der Schweiz konsumiert wurde.
12 Produktion und Verbrauch Gesamtenergieverbrauch Die Abbildung zeigt die Entwicklung des gesamten Verbrauchs an elektrischer Energie pro Monat in der Schweiz für den Zeitraum von 29 bis 212. Dies ist die verbrauchte Menge einschliesslich Pumpen in Pumpspeicherkraftwerken, Eigenbedarf von Kraftwerken und Verlusten im gesamten Stromnetz. Gesamtenergieverbrauch GWh 7 6 5 29 21 211 212 4 3 2 1 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Der Gesamtenergieverbrauch errechnet sich aus der Summe aller gemeldeten Lastgangsummen, welche von den Verteilnetzbetreibern an Swissgrid geliefert werden. Jeder Messpunkt wird entweder direkt mittels eines Lastganges gemessen, oder der Verbrauch wird regional erfasst. Damit ist eine monatliche Auswertung des Gesamtenergieverbrauchs in der Schweiz möglich.
Produktion und Verbrauch 13 Energieerzeugung Die Abbildung stellt die Menge der in der Schweiz erzeugten elektrischen Energie dar. Sie unterscheidet zwischen der Gesamtproduktion (blaue Kurve) und der Energiemenge, die direkt in das Übertragungsnetz eingespeist wird (rote Kurve). Die Differenz ergibt den unmittelbar in das Verteilnetz eingespeisten Strom. Das bestehende Erzeugungsportfolio in der Schweiz basiert auf einer Stromproduktion hauptsächlich in grossen Kraftwerksblöcken. Dieser Strom wird zunächst im Übertragungsnetz transportiert und anschliessend über die verschiedenen Netzebenen zu den Verbrauchern verteilt. GWh 8 Gesamtproduktion Schweiz Gesamteinspeisung in das Übertragungsnetz 7 6 5 4 3 2 1 Jan 9 Apr 9 Jul 9 Okt 9 Jan 1 Apr 1 Jul 1 Okt 1 Jan 11 Apr 11 Jul 11 Okt 11 Jan 12 Apr 12 Jul 12 Okt 12 Dez 12 Grosswasserkraftwerke oder Kernkraftwerke speisen grosse Energiemengen direkt ins Übertragungsnetz ein. Heute wird zunehmend Energie in unteren Netzebenen produziert.
14 Produktion und Verbrauch Endverbrauchte Energie Die Abbildung zeigt die Menge an elektrischer Energie, die von den E ndverbrauchern in der Schweiz im jeweiligen Monat bezogen wurde. Sie enthält damit keine Übertragungsverluste und auch keine Energie, die zu Pumpzwecken benötigt oder von Kraftwerken zu Eigenbedarfszwecken verwendet wird. Endverbrauchte Energie GWh 7 6 5 29 21 211 212 4 3 2 1 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Endverbraucher sind Kunden, welche Elektrizität für den eigenen Verbrauch beziehen. Ausgenommen ist der Elektrizitätsbezug für den Eigenbedarf eines Kraftwerkes sowie für den Antrieb von Pumpen in Pumpspeicherkraftwerken (Art. 4 StromVG). Die endverbrauchte Energie wird zur Abrechnung der allgemeinen Systemdienstleistungskosten sowie auch für die Energiekomponenten der Netznutzung verwendet.
Produktion und Verbrauch 15 Energieverbrauch und Aussentemperatur Die Aussentemperatur hat Einfluss auf den Energieverbrauch. In den Wintermonaten wird bei tiefen Temperaturen in der Schweiz mehr Strom verbraucht als im Sommer. Dies führt dazu, dass die Schweiz im Winter auf Stromimporte angewiesen ist, da sie ihren Bedarf nicht selbst decken kann. GWh 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Verbrauchte Energie Produzierte Energie Durchschnittstemperatur in Laufenburg C 25 2 15 1 5-5 -1 KW 1 KW 2 KW 3 KW 4 KW 5 KW 6 KW 7 KW 8 KW 9 KW 1 KW 11 KW 12 KW 13 KW 14 KW 15 KW 16 KW 17 KW 18 KW 19 KW 2 KW 21 KW 22 KW 23 KW 24 KW 25 KW 26 KW 27 KW 28 KW 29 KW 3 KW 31 KW 32 KW 33 KW 34 KW 35 KW 36 KW 37 KW 38 KW 39 KW 4 KW 41 KW 42 KW 43 KW 44 KW 45 KW 46 KW 47 KW 48 KW 49 KW 5 KW 51 KW 52 Eine starke Kälteperiode wie im Februar 212 erhöht den Energiebedarf speziell im Bereich von Heizungen. Anfallende Niederschläge in Form von Schnee gelangen erst im Sommerhalbjahr zur Produktion. Dadurch kann es vorkommen, dass weniger Energie in der Schweiz produziert wird als zum gleichen Zeitpunkt verbraucht wird. Die Daten der Messstation Laufenburg zeigen, dass sich der Energiebedarf etwa umgekehrt proportional zur Umgebungstemperatur verhält.
16 Produktion und Verbrauch Verbrauch und Produktion pro Temperaturzone Die Schweiz wird meteorologisch durch verschiedene Temperaturzonen in ein geografisches Raster eingeteilt. Anhand der Temperaturzonen werden Unterschiede in Produktion und Verbrauch sowie im Produktionsmix zwischen den Zonen des Mittellandes und den Alpen sichtbar. Die Zuordnung zu einer Temperaturzone wurde basierend auf dem Sitz des jeweiligen Verteilnetzbetreibers gemacht, da die Verteilnetze nicht überall mit geografischen Grenzen zusammenfallen. T1 Mittelland West T2 Nord Reuss T3 Ost Rhein T4 Alpen Lukmanier T5 Süd Tessin T6 Wallis Rhone T7 Engadin Süd T3 T2 T1 T2 T4 T2 T7 T6 T5 Quelle: Meteodat Darstellung: Swissgrid GWh 25 Produktion Verbrauch 2 15 1 5 T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 In den bevölkerungsreichsten Regionen der Schweiz wurden 212 die höchsten Verbräuche gemeldet. In diese Regionen fallen heute auch grosse Produktionen, da sich die grössten Kraftwerksblöcke dort befinden. Im Süden der Schweiz wird mehr Energie produziert als verbraucht.
Produktion und Verbrauch 17 Produktionsmix pro Temperaturzone 1% 1% 1% T1 T2 T3 8% 8% 8% 6% 6% 6% 4 % 4% 4% 2% 2% 2% % % % 1% 1% 1% T4 T5 T6 8% 8% 8% 6% 6% 6% 4% 4% 4% 2% 2% 2% % % % 1% T7 8% 6% 4% 2% Die grossen Energieproduktionen im Norden der Schweiz werden von den Kernkraftwerken erbracht. In der Alpenregion ist die Wasserkraft dominant. Im Vergleich ist Windenergie mehrheitlich im Westen zu finden. Die Produktion aus Photovoltaik ist etwa gleichmässig über die ganze Schweiz verteilt. %
18 Produktion und Verbrauch Vertikale Netzlast Die vertikale Netzlast zeigt, wie hoch die maximale Last am Übertragungsnetz ist. Die Grafik vergleicht die monatlichen Spitzenwerte von 29 bis 212. Die vertikale Netzlast ergibt sich durch den Bezug der direkt angeschlossenen Verbraucher und der unteren Netzebenen beziehungsweise ihrer Verbraucher. Monatliche Maximalwerte der vertikalen Netzlast MW 9 8 7 29 21 211 212 6 5 4 3 2 1 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Die vertikale Netzlast stellt ein Maximum dar, das über alle vertikalen Anschlusspunkte errechnet wird. Dabei wird nur die Energieflussrichtung aus dem Übertragungsnetz betrachtet. Es wird ausgeblendet, dass gleichzeitig auch Energie in das Übertragungsnetz eingespeist werden kann.
Produktion und Verbrauch 19 Vertikale Einspeisungen Die vertikalen Einspeisungen zeigen die Menge an elektrischer Energie, die im Inland zeitgleich ins Übertragungsnetz einfliesst. Darunter fallen beispielsweise die Produktion von Kraftwerken, die direkt am Übertragungsnetz angeschlossen sind oder Energie, die von Verteilnetzen für den überregionalen Transport auf die oberste Netzebene abgegeben wird. Vertikale Einspeisungen GWh 8 7 6 29 21 211 212 5 4 3 2 1 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Die vertikalen Einspeisungen steigen in den Sommermonaten an. Dank des Schmelzwassers speisen die Wasserkraftwerke während dieser Zeit am meisten ins Netz ein.
2 Produktion und Verbrauch Nettoausspeisung aus dem Übertragungsnetz Die Nettoausspeisung ergibt sich aus der Differenz der Energiemenge, die aus dem Übertragungsnetz an untere Netzebenen oder an Endverbraucher abgegeben wird und der Einspeisung in das Übertragungsnetz aus Kraftwerken und unteren Netzebenen. Die Abbildung zeigt für den Zeitraum von 29 bis 212 die jeweiligen monatlichen Nettowerte. Nettoausspeisung Übertragungsnetz GWh 16 14 12 29 21 211 212 1 8 6 4 2 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Die Nettoausspeisung steht in direktem Zusammenhang mit der reduzierten vertikalen Netzlast sowie der erhöhten Produktion in den Sommermonaten. Ist der Verbrauch geringer und wird die Produktion gleichzeitig leicht erhöht, so ergibt sich eine Einspeisung. In der Folge fällt der Wert für die Ausspeisung auf null, so wie im Sommer 212 geschehen.
Produktion und Verbrauch 21 Import und Export von Strom Die Schweiz ist im europäischen Stromverbund stark vernetzt und tauscht laufend Energie mit den angrenzenden Partnern aus. Dieser Energiefluss verändert sich naturgemäss im Tages-, Monats- und Jahresverlauf. In der Summe ergibt sich für das Jahr 212 ein leichter Nettoexport. Die Grafik zeigt die entsprechenden Werte, aufgeschlüsselt für die vier Nachbarländer Deutschland, Österreich, Italien und Frankreich. Import und Export von Strom Betrachteter Zeitraum: Jahr 212 Import: Export: Transit: 3 988 GWh 31 841 GWh 25 7 GWh 2 756 GWh 12 282 GWh 1 833 GWh 11 GWh 7 623 GWh 432 GWh 25 62 GWh 13 997 GWh Italien könnte mit dem eigenen Kraftwerkspark seinen eigenen Energieverbrauch decken. Aufgrund einer ungünstigen Kostenstruktur importiert Italien einen Grossteil seines Verbrauchs kostengünstiger aus nördlicheren Ländern. Neben den weiteren Anrainerstaaten ist der Energiebezug aus der Schweiz mit Abstand am höchsten.
22 Produktion und Verbrauch Transit von Strom Die Schweiz ist aufgrund ihrer zentralen geografischen Lage die Stromdrehscheibe in Europa. 4 Leitungen verbinden sie mit dem Ausland und sichern so einen Spitzenplatz unter den europäischen Übertragungsnetzbetreibern. Als Transit zählt die Energie, die vom Ausland jede Viertelstunde in die Schweiz fliesst und nicht in der gleichen Viertelstunde in der Schweiz verbraucht wird. Transit (Energiemenge) GWh 3 25 29 21 211 212 2 15 1 5 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Die Schweiz ist Bestandteil des europäischen Netzes. Die Transite werden von Swissgrid physikalisch nicht gesteuert. Der Strom nimmt sich den Weg des geringsten Widerstandes.
Produktion und Verbrauch 23 Verluste Übertragungsnetz Das elektrische Übertragungsnetz weist aus physikalischen Gründen immer Verluste auf. Die Verluste entstehen durch Widerstände wie Leitungen oder Transformatoren und werden in Form von Wärme an die Umgebung abgegeben. Einflüsse wie Netzlast, Aussentemperatur oder Schaltzustände im Netz haben Einfluss auf die Höhe der Verluste. Als Übertragungsnetzbetreiberin deckt S wissgrid die Verluste des Übertragunsnetzes, indem sie die entsprechenden Strommengen auf dem Energiemarkt beschafft. Die Höhe der Verluste ist nicht zuletzt von der transportierten Strommenge abhängig. Verluste Übertragungsnetz GWh 12 1 29 21 211 212 8 6 4 2 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Die Netzverluste werden basierend auf den Zählwerten an den Übertragungsnetzgrenzen errechnet. Dies beinhaltet die Grenzen zu unteren Netzebenen sowie die Verbindungen zum Ausland.
24 Systemdienstleistungen Regelenergie und verbrauchte Energie Die Grafik zeigt die Entwicklung der bezogenen und abgegebenen Regelenergie im Verhältnis zu der effektiv in der Schweiz verbrauchten Energie. Die abgerufenen Regelleistungen sind im Vergleich zum Gesamtverbrauch verhältnismässig klein und liegen in einem einstelligen Prozentbereich. Dies zeigt, dass die Bilanzgruppen, die in der Schweiz Endverbraucher beliefern, eine hohe Prognosegenauigkeit erreichen. Durch eine entsprechende Preisgestaltung bei der Ausgleichsenergie werden Anreize geschaffen, das Verhalten der Bilanzgruppenverantwortlichen kontinuierlich zu verbessern. GWh 8 Negative Regelenergie Positive Regelenergie Verbrauchte Energie 7 6 5 4 3 2 1 1 5-5 Ausschnitt: Jan 12 Mai 12-1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jan 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Sep 9 Okt 9 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Mrz 1 Apr 1 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12
Systemdienstleistungen 25 Abrufe Regelleistung Der tatsächliche Stromverbrauch und die Produktion können von der Prognose abweichen, oder es kann unerwartet zum Ausfall eines Kraftwerks oder Verbrauchers kommen. In solchen Fällen wird je nachdem positive oder negative Regelleistung eingesetzt, um die Frequenz stabil bei 5 Hertz zu halten. Die Grafik zeigt die maximale Abweichung im jeweiligen Monat. Sie erreicht in der Sekundärregelung mit Spitzen bis zu 4 Megawatt etwa die Leistung eines grossen Wasserkraftwerks oder Verbrauchers. Leistungsspitzen Sekundärregelung MW 8 6 Leistungsspitzen Sekundärregelung g 4 MW 8 2 6 4-2 2-4 -6-2 -8-4 -6 MW -8 6 4 MW 8 2 6 4-2 2-4 -6-2 -8-4 Jan 9 Jan 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Sep 9 Okt 9 Sep 9 Okt 9 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Mrz 1 Apr 1 Leistungsspitzen Tertiärregelung -6 Jan 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Sep 9 Okt 9 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Mrz 1 Apr 1 Mrz 1 Apr 1 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Sep 11 Okt 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Nov 12 Dez 12-8 Jan 9 Feb 9 Mrz 9 Apr 9 Mai 9 Jun 9 Jul 9 Aug 9 Sep 9 Okt 9 Nov 9 Dez 9 Jan 1 Feb 1 Mrz 1 Apr 1 Mai 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Okt 1 Nov 1 Dez 1 Jan 11 Feb 11 Mrz 11 Apr 11 Mai 11 Jun 11 Jul 11 Aug 11 Sep 11 Okt 11 Nov 11 Dez 11 Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Die Grafik zeigt die maximale Abweichung im jeweiligen Monat; dabei bilden die roten Balken die negative Regelleistung ab, die blauen Balken die positive. Sekundärregelung: Wird nach 3 Sekunden automatisch aktiviert. Dadurch wird die Leistungseinspeisung angeglichen. Tertiärregelung: Steht 15 Minuten nach dem manuellen Abruf zur Verfügung und wird zur Entlastung des Sekundärreglers eingesetzt.
26 Systemdienstleistungen Entwicklung des allgemeinen Systemdienstleistungstarifs Swissgrid kalkuliert für die Verteilnetzbetreiber und die Endverbraucher jedes Jahr die allgemeinen SDL-Tarife, um die Kosten der SDL-Beschaffung zu decken. Mit Systemdienstleistungskosten (SDL-Kosten) sind vor allem die Kosten für die Vorhaltung der Regelleistung und für den Ausgleich zwischen produzierter und verbrauchter Energiemenge gemeint. Diese Regelenergie ist nötig, um die Frequenz stabil bei 5 Hertz zu halten. Durch Optimierungen konnten die Kosten verschiedener SDL-Produkte gesenkt werden. Verringern sich die Kosten, kann der Tarif im nachfolgenden Jahr gesenkt werden. Die Abbildung zeigt die Entwicklung des allgemeinen SDL-Tarifs für Verteilnetzbetreiber und SDL Tarif in Rp./kWh Endverbraucher am Übertragungsnetz (Rp./kWh). Rp./kWh.9.8.7.6.5.4.3.2.1 29 21 211 212 213 Der allgemeine SDL-Tarif wird bei jedem Endverbraucher auf der verbrauchten Energie erhoben und ist auf der Stromrechnung je nach örtlichem Stromversorger als «SDL-Kosten» oder «Swissgrid Systemdienstleistungen» enthalten. Durch diesen Tarif werden unter anderem die Kosten für Regelleistung und einen Teil der Spannungshaltungskosten gedeckt.
Systemdienstleistungen 27 Beschaffungskosten Leistungsvorhaltung Beschaffungskosten Vorhaltung von Regelleistung Kraftwerksbetreiber werden dafür vergütet, dass sie einen Teil ihrer Leistung für S wissgrid reservieren. Sie bieten dazu ihre Kapazitäten in einem Auktionsverfahren an, sodass S wissgrid das günstigste Angebot auswählen kann. Die Abbildung zeigt, wie sich die Beschaffungskosten für die Leistungsvorhaltung seit 29 positiv entwickelt haben. Mio. CHF 6 5 54 4 3 2 272 1 187 164 29 21 211 212 Swissgrid konnte die Beschaffungskosten für die Vorhaltung von Regelleistung durch verschiedene Massnahmen über die letzten Jahre konstant senken. Neue Produkte und andere Beschaffungsvarianten haben den Markt verändert. Dies hat positive Auswirkungen auf die Kosten für die Endverbraucher.
28 Systemdienstleistungen Durchschnittspreise Vorhaltung von Regelleistung Als ein Indikator zur Preisentwicklung über die letzten zwei Jahre für die Produkte der Sekundärregelleistung werden die mengengewichteten Durchschnittspreise der teuersten zugesprochenen 2 MW pro Woche veröffentlicht. Die Sekundärregelleistungsprodukte werden jeweils symmetrisch vergeben. Die gezeigten Preise wurden somit für positive und negative Regelleistungsvorhaltung bezahlt. Die verschiedenen Tertiärregelleistungsprodukte werden täglich und wöchentlich eingekauft. Zur Vergleichbarkeit wurde ein Zusammenzug der einzelnen Produkte als Sekundärregelleistung wöchentlich in CHF/MWH der teuersten 2MW Durchschnittspreis der täglichen und wöchentlichen Produkte errechnet. Positive und negative Tertiärregelleistungsprodukte werden einzeln eingekauft und haben somit unterschiedliche Preise. Zum grafischen Vergleich mit den Sekundärprodukten wurde eine Summe gebildet. CHF/MWh* 12 1 8 6 4 2 Sekundärregelleistung der teuersten 2 MW pro Woche Durchschnittliche negative Tertiärregelleistung Durchschnittliche positive Tertiärregelleistung Summe Tertiärprodukte KW 1 KW 4 KW 7 KW 1 KW 13 KW 16 KW 19 KW 22 KW 25 KW 28 KW 31 KW 34 KW 37 KW 4 KW 43 KW 46 KW 49 KW 52 KW 1 KW 4 KW 7 KW 1 KW 13 KW 16 KW 19 KW 22 KW 25 KW 28 KW 31 KW 34 KW 37 KW 4 KW 46 KW 49 KW 52 *Durchschnittlicher Leistungsvorhaltungspreis pro MW pro Stunde 211 212 Die Preisentwicklung der einzelnen Produkte wird von Faktoren wie der Verfügbarkeit von gespeichertem Wasser in Speicherkraftwerken, den Ausserbetriebnahmen von Kraftwerken zu Revisionszwecken sowie auch den Energiepreisen an der Börse beeinflusst. Die lang anhaltende Kälteperiode im Februar 212 hat die Nachfrage an Energie erhöht, dadurch stiegen die Preise für die Vorhaltungen deutlich an. Durch lang anhaltende Kälte setzte die Schneeschmelze nicht zum gewohnten Zeitpunkt ein. Das fehlende Schmelzwasser führte zu einer Verknappung der Verfügbarkeit von Regelenergie.
Systemdienstleistungen 29 Durchschnittspreis Wirkverlustbeschaffung Jeder Netzbetreiber hat die Aufgabe, die Verluste in seinem Netz zu kompensieren. Swissgrid betreibt für die Wirkverlustbeschaffung eine eigene Bilanzgruppe und kauft die Energiemenge zur Verlustkompensation an der Börse ein. Wirkverluste werden als verschiedene Produkte beschafft, entweder während eines Tages oder als längerfristige Beschaffungen. Daraus resultieren unterschiedliche Preise. Der Preisverlauf wird anhand der Durchschnittspreise visualisiert. Preise Wirkverlustbeschaffung EUR/MWh 8 7 21 211 212 6 5 4 3 2 1 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Durch die Wirkverlustbeschaffung werden die Verluste der Stromübertragung vom Netzbetreiber ausgeglichen. Zum Beispiel produziert Kraftwerk A 1 MW Energie, Verbraucher B konsumiert 99 MW. Bei der Übertragung geht 1 MW verloren. Die Prognose für die Wirkverluste der einzelnen Netzelemente (Leitungen, Transformatoren oder Schalter) fällt unterschiedlich aus, da jedes Netzelement auch ein Verbraucher ist und je nach Belastung verschiedene Verluste hat.
3 Notizen
Notizen 31
Das Übertragungsnetz in Kürze Übertragungsnetz und Netzinvestitionen 67 km Länge des Schweizer Übertragungsnetzes (längstes Infrastrukturprojekt der Schweiz). Dies entspricht der Strecke Zürich Washington D.C. 2/3 über 4 Jahre Alter der bestehenden Leitungen 13 km Notwendiger Ausbau und Erneuerung des Höchstspannungsnetzes CHF 4 6 Mrd. Total Investitionskosten für Ausbau und Erneuerung 15 km Leitungsbau in den letzten zehn Jahren 22 bzw. 38 kv Spannung im Übertragungsnetz 31 GWh Import an Strom 212 31 8 GWh Export von Strom 212 S wissgrid Besitzverhältnisse S wissgrid gehört dem Schweizer Volk, denn die Aktionäre sind im Mehrheitsbesitz der Kantone, Städte und Gemeinden. Aktionäre Axpo Power, Alpiq, Alpiq Suisse, BKW, Axpo Trading, CKW und andere halten 1 Prozent des Swissgrid Aktienkapitals. Mitarbeitende 4 Standorte Stützpunkte Frick, Laufenburg, Vevey Castione, Landquart, Uznach Impressum S wissgrid AG Dammstrasse 3 Postfach 22 CH-57 Frick Werkstrasse 12 CH-58 Laufenburg Avenue Paul-Cérésole 24 CH-18 Vevey Telefon +41 848 14 14 Fax +41 58 58 21 21 info@s wissgrid.ch www.s wissgrid.ch Swissgrid App im App Store! Ab sofort kostenlos zum Download: Die App «Swissgrid AG» präsentiert Betriebsdaten des Schweizer Stromnetzes, Informationen zur Versorgungssicherheit, zum anstehenden Netzausbau, zum Netzbetrieb sowie zu weiteren Energiethemen. BKL2_d126 / Mai 213