Der Strommarkt und das Stromnetz - Österreichische Erfahrungen DI Mag (FH) Gerhard Christiner 24. Juni 2013
Die Austrian Power Grid AG (APG) Übertragungsnetzbetreiber in Österreich Teil des vermaschten europäischen Übertragungsnetzes Rd. 450 MitarbeiterInnen APG ist verantwortlich für: Den sicheren Netz- und Systembetrieb Die Integration Österreichs in den europäischen Strombinnenmarkt Die Prognose und Integration der Erneuerbaren Energien Rd. 6.800 km Systemlänge auf 380/220/110-kV- Ebenen 61 Umspannwerke und Schaltanlagen AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 2
Wir brauchen ein ganzheitliches Systemdenken Handlungsfelder Europäische Ziele Ausbau Erneuerbarer Energien EU Emission Trading System Netzausbau/ Netzbetrieb Marktdesign AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 3
Herausforderungen für APG zentrale Lage in Europa Netztechnische und betriebliche Integration erneuerbarer Energieerzeugung Räumliches und zeitliches Auseinanderdriften von Erzeugung und Verbrauch AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 4
Merit Order-Effekt führt zur Diskussion Energy Only Market vs. Kapazitätsmarkt Quelle: Verbund, 2013 Gesicherte Erzeugungskapazitäten gehen aus dem Markt stehen auch als kurzfristige Reserve nicht mehr zur Verfügung?! AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 5
Aktuelle systemtechnische Herausforderungen 24:00 Erzeugungs-Muster / Windenergie 12:00 00:00 1.1. 1.6. 31.12. 24:00 12:00 Erzeugungs-Muster / Fotovoltaik Nachfrage-Muster / Stromverbrauch 24:00 12:00 00:00 1.1. 1.6. 31.12. 00:00 1.1. 1.6. 31.12. Legende Bezugs- bzw. Einspeiseleistung in % des auftretenden Maximums 80...100% 60...80% 40...60% 20...40% 0...20% AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 6
Systemgleichgewicht ist Basis für Versorgungssicherheit Produktion Verbrauch Zuwenig Produktion: Bremsen der Generatoren (<50Hz) Gleichgewicht (50 Hz) Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch ist Basis für Versorgungssicherheit! Bei Ungleichgewichten müssen Regelmechanismen das Systemgleichgewicht wieder herstellen! Ausreichende Netzkapazitäten zwischen Kraftwerken und Verbrauchern! AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 7
Volatilität am Beispiel der österreichischen Windkrafterzeugung Dynamik und extreme Rampen können auftreten Max. Änderung von 600 MW innerhalb 30 Minuten @ 1.100 MW installierter Leistung Bei 4 GW installierter Windkraft zukünftig Gradienten bis zu 2,4 GW / 30 min. möglich Neue Anforderungen an Regel(markt)mechanismen sind nötig!! Windenergieeinspeisung Österreich AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 8
Volatilität am Beispiel der deutschen Fotovoltaikerzeugung Extreme Abweichung bei PV-Prognose in D für 3.4.2013 Erwartete PV-Einspeisung: rd. 19.500 MW, tatsächlich rd. 9.000 MW (!) weniger Regler Dayahead / Intraday Prognose EPEX Dayahead price Phelix / Intraday price tatsächl. Einspeisung Solareinspeisung DE Prognose / tatsächlich Teure Notmaßnahmen und längere Frequenzabweichen sind die Folge! AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 9
Wirkung und Einsatz von Regelenergie z.b. Kraftwerksausfall oder Fehlprognose Sekundärregelung Primärregelung Tertiärregelung Kraftwerksausfall AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 10
Entwicklung des Regelenergiemarktes Vollliberalisiertes Marktsegment in AT seit 2012 über APG Marktbasierte, diskriminierungsfreie und transparente Beschaffung auf Basis Ausschreibungen Erhöhte Transparenz durch entsprechende Veröffentlichungspflichten Primärregelung Ausschreibung über APG seit 1.1.2010 Ausschließliche Berücksichtigung der Reserveleistung (keine Arbeitskomponente) rd. +/- 66 MW Sekundärregelung Marktbasierte Beschaffung durch APG seit 1.1.2012 Leistungs- und Arbeitspreise Anpassungen von Arbeitspreisen am Tagesmarkt möglich. +/- 200 MW Sekundärregelung Tertiärregelung (Minutenreserve) Ausschreibung seit 1.10.2001 (NEU: seit 1.1.2012 erfolgt Ausschreibung durch APG) Leistungs- und Arbeitspreis für Marketmaker Nur Arbeitspreis für Tagesmarkt + 280 MW Ausfallreserve / - 125 MW Akt. 5 Anbieter Akt. 5 Anbieter Akt. 10 Anbieter AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 11
APG entwickelt Europäische Kooperationen DE Sekundärregelung* 2013 CZ SK HU Primärregelung 2013 CH Tertiärregelung 2014 Sekundärregelung* 2013 AT IT Sekundärregelung * 2013 SI *Imbalance Netting AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 12
Kritische Konsequenzen für den Netzbetrieb z.b. Beispiel des 25.3.2013 Rahmenbedingungen und Prognosen am 24.3. für Montag, 25.03.2013 Wind 12:00 Fotovoltaik Quelle: http://www.transparency.eex.com >17 GW Quelle: http://www.transparency.eex.com ~14 GW 00,00 Quelle: www.eex.com/de/marktdaten/handelsdaten/strom Wochenende Niedrigeres Niveau Regelzone APG: Thermische Kraftwerke gehen vom Netz Rekordwerte für den Fahrplanimport aus DE (ca. 7200MW) AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 13
Echtzeit-Betrieb am Montag, 25.03.2013 Lastflusssituation in Europa 10:30 FR BE NL CH IT DE AT CZ SL CR SK PL HU Summe Export D: 11 GW Importierende Länder (gerundet) Schweiz 2.800 MW Ungarn 2.000 MW Frankreich 2.000 MW Italien nur 1.200 MW (PV-Mittagsspitze) Engpässe in Nordeuropa Innerhalb D, PL und CZ (n-1)-verletzungen Aktivierung der Alarmampeln im RAAS (Regional Alarm and Awareness System) Regelzone APG: hohe Auslastungen an den Leitungen Richtung CZ Die Folge sind weiträumige (europäische) Lastflüsse!
Gesetzte Gegenmaßnahmen zur Stabilisierung des Netzes 12:00 + 17:00 Aktivierung des Virtuellen Phasenschiebers Von APG gesetzte Redispatch-Maßnahmen nach Anforderung von Tennet-D und 50HzT zur Entschärfung der Situation in Nordeuropa: 10:45 14:00 Not-Redispatch-Anforderung von Tennet-D (400 MW) NL 1000 MW 12:00 17:00 vpst -Anforderung von 50HzT (600 MW) DE PL 17:00 20:00 vpst -Anforderung von 50HzT (300 MW) CZ Übertragungsnetz ist für diese Form von Einspeisestruktur und Marktdynamik noch nicht ausgebaut! CH AT SL SK HU APG +1000 MW AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 15
Netzoptimierung und Netzumbau sind Gebot der Stunde Handlungsoptionen zur Ermöglichung der Energiewende Optimierung der Betriebsführung Netzverstärkung und Netzoptimierung Netzausbau Prognosetools (TSC) Austausch Onlinedaten & Monitoring Koordinierter Redispatch Potenzial weitgehend ausgeschöpft Thermal Rating Hochtemperaturseile Upgrade 220kV auf 380kV Nutzung bestehender Trassen technische Innovationen (?) Begrenzte Potenziale vorhanden, Umsetzbarkeit muss vereinfacht werden Leitungsneubau Neue Trassen DE: HGÜ bzw. Overlaynetz Großes Potenzial für weitere Integration von RES AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 16
Erneuerbare erfordern leistungsstarke Netze Donauschiene 2020 Windkraft rd. 6.000 h Vollaststunden/ rd. 2.200 h Jahr rd. 2.200 MW Leistung rd. 4.000 MW Rd. 13,2 TWH Jahreserzeugung rd. 8,8 TWH Die Einspeiseleistung ist die bestimmende Größe für den Netzausbau AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 17
Chancen für Österreich Herausforderungen für die APG AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 18
Ohne Netzausbau kommt es zu massiven Einschränkungen von neuen Kraftwerken Ohne Einschränkungen aufgrund bisheriger Netzverstärkungen Einschränkungen bis zum 380-kV-Ausbau Isar- St. Peter und Salzburg-Tauern Zusätzlich Verstärkung/Optimierung des Bestandnetzes erforderlich Zusätzlich Umsetzung regionaler Masterpläne sowie weiterer noch nicht absehbarer überregionaler Netzausbauten erforderlich ÖkostromG-Ziel Leistung der Netzzugangsanträge [MW] 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 1.000 2.000 3.000 4.000 Wind 5.000 6.000 Ohne ein leistungsfähiges Übertragungsnetz ist der RES bzw. Speicher Ausbau nicht möglich Speicher 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rd. 2,6 Mrd. Netzinvestitionsbedarf bis 2023 Netzentwicklungsplan: Rechte: NEP wird durch ECA per Bescheid genehmigt Alle (angemessenen) Kosten der NEP-Projekte sind im Tarif anzuerkennen Pflichten: Projekte der ersten 3 Jahre sind verpflichtend umzusetzen ECA überwacht die Durchführung Planungsüberlegungen Vorprojekt Umsetzung In Betrieb/Abgeschlossen 12-1 NEP 12 NEP 13 Umspannwerksprojekte AUSTRIAN POWER GRID AG 25.06.2013 20 Leitungsbauprojekte
Smart Grids www.desertec.com Super Grids Photovoltaik Umwelt und CO2 Offshore Wind E-Mobilität Speicher und Regelenergie Für die energiepolitische Ziele und Herausforderungen der Energiewende ist ein adäquates Stromnetz unabdingbar! AUSTRIAN POWER GRID AG
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