- Regionale Flexibilitätsmärkte - Ergebnisse der Task Force RegioFlex Dipl.-Wirtsch.-Ing. Alexander von Scheven Leiter VDE/ETG TF RegioFlex Technische Universität Darmstadt Dr.-Ing. Rolf Apel Siemens AG Dr.-Ing. Michael Fiedeldey NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH
Agenda 1. Entwicklungspfad der elektrischen Energieversorgung Durch welche Aspekte ist der Veränderungsprozess geprägt? Welche Herausforderungen sind damit verbunden? 2. Flexibilitätsmärkte als Baustein der zukünftigen Energieversorgung Wie sehen die Rahmenbedingungen aus? Welche Akteure spielen mit? RegioFlex als Option? 3. Fazit und Ausblick Welche Schlüsse sind zu ziehen? Wo besteht weiterhin Handlungsbedarf? 2
Merkmale und Einflussfaktoren des Energieversorgungssystems Technische und wirtschaftliche Merkmale Prozess der Liberalisierung Ausstieg aus der Kernkraft Ausbau der Erneuerbaren Energien Leitungsgebundenheit und geringe Speicherbarkeit von Strom Gleichgewicht zw. Angebot und Nachfrage Investitionskosten und zyklen von Betriebsmitteln Preiselastizität der Stromnachfrage Netzzugang durch Dritte, Kostentransparenz, Trennung zwischen Netz, Vertrieb und Erzeugung, Wettbewerb Netze: Natürliches Monopol Regulierung durch BNetzA Komplexitätssteigerung durch steigende Anzahl an Marktteilnehmern Katalysator: Atom-Katastrophe in Fukushima am 11.03.2011 Dreimonatiges Moratorium am 14.03.2011 Festlegung der Laufzeit für jedes AKW in Deutschland Kompensation von 25,4 GW el und 107,97 TWh (2011) im Jahr 2022 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (2000) Europäische Ziele: 20-20-20-(2020) Nationale Ziele: 35% (2020), 50% (2030), 65% (2040) und 80% (2050) 3
Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland installierte Leistung in GW 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 inst. Leistung Anlagentyp 31.12.2013 in GW PV 35,9 Wind 34,7 Wasser 5,6 Biomasse 8,1 Summe 84,3 12,3 12,3 15,1 18,8 22,3 25,5 29,2 33,0 36,2 40,4 9,2 47,6 10,0 56,8 10,2 66,8 7,3 77,0 Jahre Installierte installierte Leistung in [GW] Zubau inst.. Leistung [GW] in GW Quelle: BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (www.erneuerbare-energien.de) 4
Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) in den Spannungsebenen Übertragungsnetz 4 Unternehmen Netzebene 100% Zubau EE* 0,01% 6,58% 80% 93,41% Verteilnetz ca. 830 Unternehmen 60% 40% 20% 0% 220/380 kv 110 kv 0,4/20 kv * Der Zubau Erneuerbarer Energien 2010 betrug rund 9,3 GW und fast ausschließlich in den niederen Spannungsebenen 5
Das bedeutet für die Verteilnetzebene... Zubau dezentraler erneuerbarer Erzeugungseinheiten erfolgt zu ca. 95% in den Verteilnetzen (Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene). Einbahnstraßen der Verteilnetze sind für eine bidirektionale Belastung nur bedingt geeignet. Aufgrund dezentraler Erzeugung und der daraus resultierenden dynamischen Belastung werden die Anforderungen an eine Netzführung und Stabilitätsvorsorge steigen. Es sind künftig hohe Investitionen in die Netze erforderlich, um diese an die veränderten Aufgaben anzupassen. Die Verteilnetze sind elementarer Bestandteil des gesamten Systemwandels. 6
Die Herausforderungen des Systemwandels VIII I II VII IV VII III Wirtschaftlichkeit (I) Effiziente Markt- und Systemintegration von Erneuerbaren Energien V VI (II) Flexibilisierung von thermischen Kraftwerken (III) Gezielter Ausbau, kontinuierliches Monitoring der Verteilnetze (IV) Gesteuerter Ausbau des Übertragungs- bzw. Aufbau eines Overlay-Netzes IX (V) Erforschung von Speicher- und Hybridnetz-Konzepten (VI) Intelligente Anwendung von Lastmanagement und Durchführung von Energieeffizienz-Maßnahmen (VII) Strukturierter Informationsaustausch zwischen Systemteilnehmern & -elementen (VIII) Gewährleistung von Interoperabilität und Systemsicherheit (IX) Veränderung der Preisbildungs- und Abrechnungsmechanismen 7
Agenda 1. Entwicklungspfad der elektrischen Energieversorgung Durch welche Aspekte ist der Veränderungsprozess geprägt? Welche Herausforderungen sind damit verbunden? 2. Flexibilitätsmärkte als Baustein der zukünftigen Energieversorgung Wie sehen die Rahmenbedingungen aus? Welche Akteure spielen mit? RegioFlex als Option? 3. Fazit und Ausblick Welche Schlüsse sind zu ziehen? Wo besteht weiterhin Handlungsbedarf? 8
Die Netzampel als Indikator Grüne Phase Keine Netzengpässe bei grenzüberschreitendem Handel Keine lokalen Engpässe / kritischen Netzzustände Markt und sicherer Netzbetrieb im Einklang Gelbe Phase Keine Netzengpässe beim grenzüberschreitenden Handel Lokale Netzengpässe und/oder lokale Spannungsstabilität gefährdet Nutzung lokaler Flexibilitätsoptionen durch VNB (marktbasiert) Rote Phase Engpässe an den grenzüberschreitenden Kuppelstellen Lokaler Netzengpass, dem unzureichende Flexibilitätsoptionen gegenüberstehen Übergang in zentrale Netzsteuerung (EnWG 13 II und EnWG 14a) 9
Die Netzampel im Netzaggregationsbereich Netzgebiet eines Verteilnetzbetreiber geprägt durch unterschiedliche Netztopologie Strahlen- und/oder Ringnetze (offen/geschlossen) Grad der Vermaschung (rurale oder urbane Netzstrukturen) Notwendig für RegioFlex Verteilnetzbetreiber teilt sein Netzgebiet in technische Einheiten (Netzaggregationsbereiche) mit eindeutiger Lokalitätszuordnung für Netznutzer Anzahl und Ausdehnung der Netzaggregationsbereiche nach technischer Erfordernis des VNB und Sicherung des Dargebotes an dezentral erzeugter Energie. Verteilnetzbetreiber ist genau über den Zustand des jeweiligen Netzabschnitts informiert Zeitnahe feingranulare Zustandsmeldung Erfassung des Zustands je Netzaggregationsbereich mit Netzampelmodell erforderlich 10
Vorschlag zur Ausgestaltung des RegioFlex-Konzepts (1/3) Konzeptstudie zu einem marktlich/organisatorischen Ansatz Plausibilisierung durch Verwendung von Use Cases Use Case-Beschreibung Anwendung der IEC 65559-2 Nutzung von marktbasierten Mechanismen zur Vermeidung kritischer, lokaler Netzsituationen Physikalische Bedingungen des Netzbetriebs als Basis Regionaler (SDL-)/Flexibilitätsmarkt analog zum Übertragungsnetz Bedarfsanalyse und Ableitung von standardisierten Flexibilitätsprodukten durch den VNB in der gelben Ampelphase Präqualifikationsverfahren (mit Regionalitätskomponente Netzstützende Wirkung der Flexibilitätsoption) Standardisierung und Vergleichbarkeit der Produkte zur Sicherstellung von Liquidität 11
Vorschlag zur Ausgestaltung des RegioFlex-Konzepts (2/3) Abruf und Vergütung über den VNB Vollständige Umlage auf den Netztarif (Flexibilität vs. Netzausbau) Einsatz des RegioFlex in zwei Richtungen Systemzustand eines Netzaggregationsbereichs mit Marktaktivitäten aus der gelben Phase wieder in die grüne Phase führen oder die rote Phase vermeiden RegioFlex als regionaler Marktplatz Prosumer und Aggregatoren können Flexibilitätsoptionen aus ihrem Portfolio anbieten VNB kann lang- bis kurzfristige Prognosen für den Flexibilitätsbedarf einstellen und beschaffen Datensätze am RegioFlex Ort, Zeitpunkt, Dauer und Umfang sowie Art der Flexibilitätsoption 12
Vorschlag zur Ausgestaltung des RegioFlex-Konzepts (3/3) RegioFlex-Konzept im Detail Elektronische Messdatenerfassung für jeden Netzaggregationsbereich Zu definieren: Aufbau, Anzahl, Ausdehnung und Betreiber der RegioFlex- Flex-Handelsplattform Offenes Zeitfenster zwischen den einzelnen Nachrichten der Akteure Definition der handelbaren Produkte Beleuchtung technischer Aspekte 13
Die Akteure des RegioFlex-Konzepts Prosumer AGG/BKV VNB Darstellung der Flexibilitätsoptionen Gesamte Wertschöpfungskette Alle Gruppen (HH, ID, GW) Bündelung der Flexibilitätsoptionen der Vertrags-Prosumer In enger Abstimmung mit BKV oder Personalunion National: ca. 900 VNB Kernaufgabe: Sicherstellung der lokalen Systemstabilität Modernisierung der Netze DAM DAM neue Funktion Bereitstellung von Stammdaten Verbesserung bestehender Marktstruktur SMGW-A MSB: Zuständig für Messstelle zuverlässige und sichere Datenkommunikation Schnittstelle: Prosumer RegioFlex - Handelsplattform Handelsplattform Diskussionsbedarf: Anzahl, Ausdehnung, Abgrenzung und Betreiber Langfristig: ein Marktplatz 14
Die Use Case-Struktur des RegioFlex-Konzepts 15
Agenda 1. Entwicklungspfad der elektrischen Energieversorgung Durch welche Aspekte ist der Veränderungsprozess geprägt? Welche Herausforderungen sind damit verbunden? 2. Flexibilitätsmärkte als Baustein der zukünftigen Energieversorgung Wie sehen die Rahmenbedingungen aus? Welche Akteure spielen mit? RegioFlex als Option? 3. Fazit und Ausblick Welche Schlüsse sind zu ziehen? Wo besteht weiterhin Handlungsbedarf? 16
Fazit und Handlungsbedarf Zunehmende dezentrale Erzeugung erfordert neue Handlungsmöglichkeiten für den Verteilnetzbetreiber (VNB) VNB kann lokale Flexibilitäten von Prosumern für den Netzbetrieb nutzen Nutzung von Flexibilitäten erfordert eine angemessene IKT-Infrastruktur Kenntnis des Netzzustandes für die Nutzung von Flexibilitäten essentiell RegioFlex ist eine sinnvolle Ergänzung zum bestehenden Energiemarkt RegioFlex ermöglicht einen technologieneutralen Wettbewerb der Flexibilitäten Flexibilitäten für den Verteilnetz-Betrieb sind an den lokalen Netzbereich gebunden Kritische Netzsituationen im Verteilnetz-Betrieb sind lokal (Entstehung & Entschärfung) Nutzung von Flexibilitäten durch den VNB erfordert die Anpassung von Regulierung und Marktregeln sowie eine entsprechende Standardisierung Nutzung von Flexibilitäten ist zurzeit gesetzlich nicht vorgesehen 17
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit In Zusammenarbeit mit: Dr. Rolf Apel (Siemens AG), Dipl.-Ing. Volkmar Berg (Stadtwerke München GmbH), Dipl.-Ing. Bernhard Fey (RheinEnergie AG), Dipl.-Wirtsch.-Ing. Kilian Geschermann (RWTH Aachen), Dipl.-Ing. Wolfgang Glaunsinger (VDE ETG), Dr. Martin Stötzer (Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg) und Dipl.-Ing. Siegfried Wanzek (freiberuflicher Energiewirtschaftler) VDE Netzwerk Zukunft Ihr Ansprechpartner : Dipl.-Wirtsch.-Ing. Alexander von Scheven Technische Universität Darmstadt Phone: +49 173 26 20 659 vonscheven.alexander@gmail.com
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Die Bildschirmmaske des RegioFlex-Konzepts (#FO) (#NA) Flexibilitätsanbieter Flexibilitätsnachfrager (#AG / #MS / #NB ) Zeitpunkt (#t) dd:mm:jj hh:mm:ss Dauer (#d) mmm:ss Produkt (#FM) (#RS) Leistung (#P) kw (#AP) /kwh Flexibilitätsoption Netzaggregationsbereich Arbeitspreis Leistungspreis (#LP) /kw Angebote 1 64285 001 DE00013464285 M4AR7QH2I9A2SE3G4KW9 21.11.14 15:00:00 120:00... 4,50 25,00 10,00..................... 23 51063 005 DE00072151063 15.08.14 12:00:00 60:00... 1,20 15,00 5,00..................... 35 85428 011 DE00053485428 Q6AT7PH7I3A2TE3K4GF9 Nachfrage 36 75689 025 DE00033575689 13.03.14 20:00:00 28.09.14 15:00:00 45:00... 1,90 19,80 15,70 60:00... -3,50..................... 20
Der Datenaustausch des Use Cases: Master data PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX Bei Anschluss, Abmeldung oder Änderung: Meldung: #SD Meldung: #SD mit #MS und Anfrage Zuordnungsliste Meldung: #SD mit #MS und #NA Vertrag: #VD von #AS Anfrage: #SD mit #MS von #AS Antwort: #SD mit #MS Antwort: Zuordnungslisten: #SD mit #AG Zuordnungslisten: #SD mit #AG Meldung: Zuteilung von #MS und #NA Antwort: #SD, #AS & #AG an #MS 21
Der Datenaustausch des Use Cases: Day ahead planning PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX Erstellung der Prognose des Netzzustandes (#PD, EE, Last, Topologie) für day-ahead Berechnung kritischer Netzsituationen pro #NA Flexibilitätsgesuch: #flexrequest Verarbeitung: #MD 22
Der Datenaustausch des Use Cases: Flexibility offering PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX Beobachtung Antwort: Aktuelle Daten des Flexibilitätsmarktes #MD Berechnung: #flexdata, #PI Angebot: #AS, #flexdata, #PI Verarbeitung: #MD 23
Der Datenaustausch des Use Cases: Flexibility contracting PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX Aktualisierung der Prognose des Netzzustandes (#PD, EE, Last, Topologie) Bewertung und Auswahl der Angebote #flexdata Beobachtung: Prüfung der Angebote #flexdata Antwort: Relevante Angebote des Flexibilitätsmarktes #MD Kontrahierung: #flexdata Zuschlag: Information über Transaktion (#flexdata) Veröffentlichung der Kontrahierung Vorabinformation über möglichen Abruf: #AS Planung: Umsetzung Zuschlag (#flexdata) Kein Zuschlag: Information über offene Angebote (Löschung) Löschung der offenen Angebote 24
Der Datenaustausch des Use Cases: Using flexibility (1/2) PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX loop Überwachung break Erkennung kritischer Netzzustand loop Aktivierung: #AS Deaktivierung/Aktivierung: #AS Ermittlung und Flexibilitätsauswahl: #flexdata Nachricht der Aktivierung: Meldung: #NA #TL (gelb) #flexdata Auswahl der #AS Überwachung der Flexibilitätsbereitstellung: #flexdata Überwachung Veröffentlichung 25
Der Datenaustausch des Use Cases: Using flexibility (2/2) PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX break Erkennung erneut kritischer Netzzustand Erkennung Rückkehr normaler Netzzustand UC Ultima Ratio UC Ultima Ratio Deaktivierung: #AS Nachricht Ende der Aktivierung: #flexdata Meldung: #NA #TL (grün) Veröffentlichung 26
Der Datenaustausch des Use Cases: Using Ultima Ratio PROSU SMGW-A AGG/BKV VNB DAM REGIOFLEX Monitoring #TL in #NA Meldung: #NA #TL (rot) Veröffentlichung loop [Ultima_Ratio] Zuschaltung/ Abschaltung #AS Meldung: Ultima Ratio #AS Auswertung, Berechnung, Auswahl: #AS Meldung: Ultima Ratio #AS Auswertung, Berechnung, Auswahl: #AS break [Ultima_Ratio] Zuschaltung/ Abschaltung #AS Meldung: Ende Ultima Ratio #AS Meldung: Ende Ultima Ratio #AS Entscheidung:#NA #TL (gelb) Meldung: #NA #TL (gelb) Veröffentlichung 27