Arbeitsgruppe Winter 2016/ 2017

Arbeitsgruppe Winter 2016/ 2017 1. Sitzung Aarau, 3. November 2016

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Agenda 1 Einleitung 2 Umsetzung der Massnahmen aus dem Winter 2015/ 2016 3 Lagebeurteilung mit Blick auf den Winter 2016/ 2017 4 Weiteres Vorgehen 3

1 Einleitung Im Winter 2015/ 2016 hat die Arbeitsgruppe dazu beigetragen, die angespannte Energie- und Netzsituation zu bewältigen. Im Nachgang wurden Massnahmen umgesetzt, um die identifizierten Schwachstellen zu beheben. In der diesjährigen Arbeitsgruppe soll die aktuelle Situation analysiert werden. Basierend auf der gemeinsamen Analyse sollen eventuelle zusätzliche Massnahmen definiert werden. 4

2 Die im März 2016 definierten Mittelfristmassnahmen sind weit vorangeschritten Bedarf aus der Winter-Situation 2015/ 2016 heraus Status per Oktober 2016 Definition der Rollen u.a. von Swissgrid, Verteilnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern Abgeschlossen in AG Verantwortung Versorgungssicherheit Elektrizität. Neues Zuteilungsverfahren bei nicht ausreichender Angebotsmenge in der SDL-Regelleistungsbeschaffung (SDL «Notkonzept») Umsetzung zum 1. Februar 2017. Optimierung SDL-Beschaffung Teilmengen für Winter 2016/ 2017 wurden vorzeitig beschafft. Markt Realisierung des integrierten TSO-Marktes Gespräche in der entsprechenden Arbeitsgruppe sind im Gang. in Arbeit Schnellere Validierung der Abrechnungsdaten der Bilanzgruppen System zur kurzfristigen, vorläufigen Validierung Swissgridintern in Umsetzung. Regelung des manuellen Lastabwurfs Erarbeitung eines Grundsatzpapiers durch VSE. in Arbeit Prüfung eines Transitproduktes Norddach-Italien Verworfen, weil aus Sicht von Swissgrid die Risiken die Vorteile überwiegen. Verworfen Netz Ausnutzung eventueller bislang ungenutzter Potenziale bei Transformatoren Anpassung der Betriebsvorschriften zur Belastung der Transformatoren bis Ende 2016 abgeschlossen. Abschluss absehbar Prüfung der früheren Beschaffung von Transformatoren für das Strategische Netz 2025 Backup-Transformator Beznau voraussichtlich im März 2017 betriebsbereit. Abschluss absehbar 5

2 Mit dem Backup-Transformator Beznau wird das Risiko von Importbeschränkungen reduziert Verstärkungen bei Transformatoren (Auswahl) Standort Projekt Zweck Status Beznau Benken, Mettlen Beschleunigte Beschaffung eines Backup-Transformators 380/220 kv Umbau von Längs- auf Schrägregelung Netzverstärkung im Nachgang des Winters 2015/ 2016 Inbetriebnahme für März 2017 geplant Bessere Steuerung Lastflüsse Abschluss für Anfang 2017 geplant Mühleberg Neuer 380/ 220 kv- Transformator Netzverstärkung im Rahmen des Netzbauprojekts Bassecourt Mühleberg Vorbereitung öffentliche Ausschreibung Laufenburg Ersatz des bestehenden 380/220-kV-Transformators aus dem Jahr 1966 Verbesserung der Importsituation am Norddach sowie der Versorgungssicherheit im Raum BL/ BS/ AG Ausarbeitung Detailplanung Romanel Neuer 380/ 220 kv- Transformator Verbesserung der Importsituation sowie der Versorgungsicherheit im Raum Arc Lémanique Bereits gebaut. Inbetriebnahme nach Fertigstellung der Schaltanlage Châtelard Neuer 380/ 220 kv- Transformator Anbindung des Pumpspeicherkraftwerks Nant de Drance und Anbindung an das 220-kV-Netz Richtung Frankreich Bereits gebaut. Inbetriebnahme für 2017 geplant Chippis Neuer 380/ 220 kv- Transformator Netzverstärkung im Rahmen des Netzbauprojekts Chamoson Chippis Bickigen Beschaffung eingeleitet 6

2 Die Abstimmung der Ausserbetriebnahmen wird dieses Jahr früher abgeschlossen als in den Vorjahren Die Ausserbetriebnahme-Planung für das Jahr 2017 ist entsprechend dem regulären Prozess in Arbeit. Sie wird voraussichtlich Ende 2016 vorliegen. Die Ausserbetriebnahmen für den Winter 2016/ 2017 wurden mit Blick auf die Maximierung der Importkapazität geplant. Massnahmen, welche die Importkapazität vorübergehend reduzieren, wurden nur zugelassen, wenn eine positive Auswirkung für einen späteren Zeitpunkt erwartet wird oder sonst die Verfügbarkeit der jeweiligen Anlage gefährdet würde. Beispiele sind: Backup-Transformator Beznau Umbau der Transformatoren Benken und Mettlen auf Schrägregelung. 7

2 Wichtige Voraussetzungen für eine Maximierung des NTC am Norddach sind gegeben Massnahmen zur NTC-Optimierung am Norddach in Abstimmung mit den Nachbar-TSOs Tägliche D-2 NTC-Bestimmung an den Schweizer Nordgrenzen (AT, DE, FR) Weitere Optimierung der Netz-Anlagen: Betrieb der Netzelemente am optimalen Arbeitspunkt Für Winter 2016/ 2017 dynamischere Auswahl der Grundfall-Szenarien für eine noch präzisere NTC-Bestimmung Entwicklung eines Intraday-Prozesses zur situativen Erhöhung des NTC DE-CH Prüfung der Freigabe zusätzlicher Importkapazitäten im Intraday-Markt am Norddach, sofern sich herausstellt, dass eine vorausgegangene Kürzung nicht mehr angemessen ist. Mögliche Gründe hierfür sind Änderungen der Einspeisung erneuerbarer Energien, aber auch früher wieder in Betrieb genommene Netzelemente (deren Wartungsarbeiten länger geplant waren). 8

2 Den Marktteilnehmern wird nun regelmässig eine 6- Monats-Prognose für den NTC zur Verfügung gestellt Dec Jan Feb Mar Apr Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Referenzwerte* für Monatsprognose Bislang publiziert Jan M-1 M-6 Feb M-1 M-6 Neu publiziert Neu berechnet und publiziert Mar M-1 M-6 Prognose verfügbar unter https://www.swissgrid.ch/swissgrid/de/home/experts/topics/congestion_management/ntc_values.html * Definition Referenzwerte: Maximum: entspricht dem NTC bei voller Verfügbarkeit Minimum: entspricht der Untergrenze der Monatsplanung 9

2 Ein Tool wird die Modellierung der Netto-Importkapazität auf Basis von Lastfluss-Szenarien ermöglichen Swissgrid erstellt ein Tool zur Abschätzung des Zusammenhangs zwischen Lastflüssen und der Netto- Importkapazität Methode ist eine statische Rechnung ohne Berücksichtigung von Ausserbetriebnahmen Vor der Veröffentlichung des Tools werden zunächst die zugrunde liegenden Ergebnisse der statischen Szenarien veröffentlicht Das Tool wird voraussichtlich Ende 2016 veröffentlicht 4GW 6 GW Max Nettoimport 3 GW -8GW 10

2 Beschaffungsmenge und Preiskurven der frühzeitigen SDL-Beschaffung für Q1/2017: SRL Bedarfsabdeckung bezogen auf minimale SDL-Vorhaltemengen (SRL 265 MW, TRL- 100 MW) 11

2 Beschaffungsmenge und Preiskurven der frühzeitigen SDL-Beschaffung für Q1/2017: TRL- Bedarfsabdeckung bezogen auf minimale SDL-Vorhaltemengen (SRL 265 MW, TRL- 100 MW) 12

2 Die Einführung eines marktbasierten Verfahrens für Redispatch ist geplant Fortlaufende Diskussion bzgl. Vergütung für Redispatches, was mit einer Einführung eines gebotsbasierten Modells gelöst werden soll. Zwei Verfahren denkbar, welche in der Arbeitsgruppe Integrierter Markt am 17. November 2016 diskutiert werden: Option 1: Angebote pro Erzeugungseinheit für Tertiärregelung und Redispatch, welche sowohl für nationale und internationale Redispatches und TRE verwendet werden können. Option 2: Nutzung der TRE-Angebote für internationalen Redispatch («Pool-Lösung»), jedoch muss für den nationalen Redispatch eine alternative Methodik gefunden werden. Ziel der Selektion der favorisierten Option bis Ende Jahr durch die Arbeitsgruppe mit Umsetzung in 2017. 13

3 Die Füllstände der Speicherseen liegen aktuell 507 GWh unter dem Median der letzten Jahre Füllstände der Speicherseen (Gesamte Schweiz, GWh) Stand: 31.10.2016 14

3 Die Spot-Preise in Frankreich sind aktuell ähnlich hoch wie in Italien Marktpreise Spot Day-Ahead pro Woche (EUR/ MWh) Stand: 31.10.2016 15

3 Infolge der Preis-Situation gibt es weniger Transit vom Norddach nach Italien als im Vorjahr Importe Norddach (Summe Österreich/Deutschland/Italien) und Exporte Italien (GW) Stand: 31.10.2016 16

3 Bei starker Kälte oder höherem Transit besteht das Risiko einer Überlastung der Transformatoren Einschätzung für das Risiko von Überlastungen bei Transformatoren Gegenwärtig treten Situationen auf, bei denen im N-1-Fall die Transformatoren zu mehr als 110% belastet wären. Verändern sich die Rahmenbedingungen nicht wesentlich, ist die Belastung der Transformatoren beherrschbar. Risiken sind unter anderem eine Kältewelle und eine Steigerung des Transits vom Norddach nach Italien. Zu einem höheren Transit könnte es kommen, wenn z.b. Kernkraftwerke in Frankreich wieder in Betrieb genommen werden und daher das Preisniveau in Frankreich sinkt. Bei einer drohenden Überlastung müssten Massnahmen wie Reduktion des NTC oder Redispatch ergriffen werden. 17

3 Gegenüber dem Winter 2015/ 2016 gibt es sowohl entlastende Faktoren als auch Risiken Vergleich der aktuellen Situation mit dem Winter 2015/ 2016 Entlastende Faktoren 2016/ 2017 Risiken 2016/ 2017 Verfügbarkeit Transformatoren Nichtverfügbarkeit Kernkraftwerke Transformator Laufenburg verfügbar Backup-Transformator Beznau ab März einsatzbereit Beznau 2 in Betrieb Beznau 1 gemäss Planung ab Januar 2017 verfügbar Reserve-Transformator Tierfehd abhängig vom Betrieb KLL Nichtverfügbarkeit Leibstadt Längere Nichtverfügbarkeit Beznau 1 Weitere Nichtverfügbarkeiten Temperatur Mögliche Kältewelle im Winter 2015/ 2016 ausgeblieben Internationale Flüsse Verantwortung Versorgungssicherheit Bewertung Risiko Import-Engpass Aktuell wenig Transit vom Norddach nach Italien Rollen in AG Verantwortung definiert Anreize für Ausgeglichenheit der Bilanzgruppen gesetzt (neuer Bilanzgruppenvertrag) NTC-Prognose verfügbar Szenarien für Netto-Importkapazität in Erarbeitung Stärkerer Transit wegen sinkender Preise in Frankreich (z.b. durch Wiederinbetriebnahme Kernkraftwerke) 18

3 Für die Netto-Importkapazität im Winter 2016/ 2017 sollen Szenarien entwickelt werden Schritte: Annahmen Netz Szenarien Markt Betrachtete Zeitperiode: 1. Dezember 2016 01. Mai 2017 Berechnungsmethode: AC Lastfluss Solver (Newton-Rapshon) N-1 Netzsicherheit für die Schweiz inkl. norditalienische Grenzregion (Frankreich bis Slowenien) als Kriterium für die Bestimmung des maximalen Nettoimportes Output: Szenarien für Netto- Importkapazität CH 1) 1) Zusätzlich für jedes Szenario: - Wo liegt jeweils der Engpass, welcher den maximalen Nettoimport definiert - Nettoposition der Länder - NTC Werte 19

4 Nächste Schritte Dokumentation eventueller neuer Massnahmen aus der Arbeitsgruppe zu Vorbereitung auf den Winter 2016/ 2017 Feedback der Teilnehmer zu den Markt-Annahmen bei der Modellierung der Netto- Importkapazität Rückmeldung von Swissgrid zum Feedback der Teilnehmer Publikation der Prognosewerte für die Netto-Importkapazität durch Swissgrid 20

4 Vorschlag für nächste Sitzungstermine 14. Dezember 2016, 13:30, Bern 17. Januar 2017, 9:00, Bern 16. Februar 2017, 9:00, Bern 21

Weitere Informationen bei Swissgrid Web-Seite zur Winterplanung: www.swissgrid.ch/winter Ansprechpartner: Dr. Jörg Spicker Leiter Market, Mitglied der Geschäftsleitung Tel: +41 58 580 24 20 Email: joerg.spicker@swissgrid.ch 22