Trennung und koordiniertes Zusammenwirken von Energiegeschäft und Systemführung
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Weimar, 27. August 2009 Gunter Scheibner Bereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH - PowerPoint PPT Presentation


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Trennung und koordiniertes Zusammenwirken von Energiegeschäft und Systemführung bei VE Transmission. Weimar, 27. August 2009 Gunter Scheibner Bereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH. Gliederung. Teil 1 1. Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Folie 03

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Slide1 l.jpg

Trennung und koordiniertes Zusammenwirken von Energiegeschäft und Systemführung bei VE Transmission

Weimar, 27. August 2009

Gunter ScheibnerBereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH


Gliederung l.jpg
Gliederung Energiegeschäft und Systemführung

Teil 1

1. Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Folie 03

2. Aufgabenzuordnung Folie 043. Funktionswandel hin zu einem TCC Folie 07

4. Koordiniertes Zusammenwirken Folie 08

5. Umgesetzte Struktur ab 01.07.2007 Folie 09

6. Front Office Folie 10

Teil 2 Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG

7. Sachverhalt Folie 17

8. Ergebnis aus Sicht VE-T Folie 19


Motivation zur nderung der aufgabenverteilung l.jpg
Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Energiegeschäft und Systemführung

Trennung der Verantwortung des Netzbetreibers für die Systemsicherheit einerseits von seiner wirtschaftlichen Verantwortung (Leistungs- und Energiebeschaffung, Führen der ÜNB-eigenen-Bilanzkreise) andererseits

Dabei einzuhaltende Grundsätze:

Aufgaben, welche direkt oder indirekt die Systemsicherheit betreffen (u. A. insbesondere Engpassmanagementmaßnahmen), werden von der Systemführungwahrgenommen.

Die Beschaffung und wirtschaftliche Optimierung der Bilanzkreise übernimmt das Energy Management und stellt der Systemführung die entsprechend der Systemführung erforderliche Leistung/Energie bereit.


Aufgabenzuordnung netzverluste l.jpg
Aufgabenzuordnung - Netzverluste Energiegeschäft und Systemführung

Mengenbestimmung

IST - auf Basis State Estimation durch Systemführung

zählwertbasierter Vergleichswerte - aus der Bilanzkreis-abrechnung durch Energy Management.

Prognosewerte

Jahresprofil/RMP - vergangenheitsbasiert durch Energy Management auf Basis von Eingangsgrößen aus der Systemführung(Monatsmengenprognose und estimierte Ist-Menge).

Day-ahead-Prognose- vergangenheitsbasiert durch Systemführung auf Basis Topologie, Last, Erzeugung, Wetterprognose.

Beschaffung

aufgeteilt nach längerfristiger Terminbeschaffung und kurzfristiger Day-ahead-Beschaffung durch Energy Management.


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Aufgabenzuordnung - Regelenergie Energiegeschäft und Systemführung

Systemführung

Verantwortung für die Systemsicherheit entsprechend §§ 12-14 EnWG – Frequenz und Spannungshaltung, Stabilitätssicherung (u.a. (n-1))- Maßnahmen zur Engpaßvermeidung und –beherrschung- Sicherstellung des Betriebes des Übertragungsnetzes unter Normal- und gestörten Bedingungen im nationalen und internationalen Verbund- Sicherstellung des Betriebes ohne Verbindungen zu anderen TSO (Inselbetrieb)

Energy Management

Beschaffung der erforderlichen Regelleistung- entsprechend der regulatorischen Vorgaben - Entwicklung der Regelenergiemärkte

Systemführung und Energy Management

Präqualifikation von Regelleistunganbietern- Systemführung: technische Aspekte- Energy Management: wirtschaftliche und vertragliche Aspekte


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Aufgabenzuordnung – EEG-Ausgleich Energiegeschäft und Systemführung

Systemführung

Prognosen der zu erwartenden Windeinspeisung und Hochrechnung- (ggf. auch knotenscharf für die Lastflussprognose) - Einfluß der EEG-Einspeisungen und des EEG-Ausgleiches auf Engpassmanage- ment und Horizontalen Belastungsausgleich und die Systemsicherheit

Energy Management

Führung des EEG-Bilanzkreises- Beschaffung und Vermarktung langfristig, mittelfristig, day-ahead, intraday - Einsatz von PSW-Leistung und EEG-Ersatzleistung

Dimensionierung und Beschaffung der EEG-Ersatzleistung

Systemführung und Energy Management

Engpassmanagement- Systemführung: Durchführung u. Ableitung von Vorgaben für den EEG-Ausgleich- Energy Management: Berücksicht. der Einschränkungen zur EEG-Vermarktung


Funktionswandel hin zu einem tcc l.jpg
Funktionswandel hin zu einem TCC Energiegeschäft und Systemführung

zukunftsorientiertes Control Center

Systemführung

Regelzonenmanagement/Systemführung

Steuerung/Überwa-chung virtueller KW

Video-überwachung

HSL

TCC

Auktionierung Netzkapazitäten

EM

Auktionierung Kraftwerke

EM

Frequenzhaltung

EM

Ausschreibung von SDL

Spannungshaltung

Daten-management

Wide Area Monitoring

KoordinationENTSO-E

EM

Stabilitäts-überwachung

Fulfillment of basis protection concept

Windpower-management

EM

EM

Energy Management


Koordiniertes zusammenwirken l.jpg
Koordiniertes Zusammenwirken Energiegeschäft und Systemführung

Energy Management

Regelzonenmanagement/Systemführung

Beschaffung der erforderlichen Regelleistung

Dimensionierung Regelleistung und Netzverluste

Beschaffung der Netzverlustenergie

FO

Frequenzhaltung/Steuerung/ Überwachung virtueller KW

RZ-Management/ Systemführung&Energy Management

Bewirtschaftung der ÜNB Bilanzkreise

Windpowermanagement

FO

EEG- und KWK-G-Abwicklung

Stabilitätsüberwachung/ Spannungshaltung

Bilanzkreismanagement

Auktionierung Netzkapazität/ Kraftwerke

BO

Prozeßbewertung und netzwirtschaftliche Abrechnung

Datenmanagement/Prozeßbewertung


Umgesetzte struktur ab 01 07 2009 l.jpg
Umgesetzte Struktur ab 01.07.2009 Energiegeschäft und Systemführung

Darauf aufbauend wurde die neue Struktur bei VE Transmission zum 01.07.2007 eingeführt.

GT

Technik

GK

Kaufmännisches

T-S

Systemführung&Sicherheit/SoS

T-E

Energy Management

andere Bereiche

andere Bereiche

T-SK

Regelzonen-kooperation/SoS

T-EP

Portfolio-management

T-EK

T-SP

Regelzonen-prozesse

Koordination/Netzabrechnung

T-SO

Operative Systemführung

T-EXF

FRONT OFFICE

Front Office


Slide10 l.jpg

Front Office - Klare Trennung der wirtschaftlichen Energiegeschäft und Systemführung Optimierung von der Systemverantwortung

Funktionen des Front Office

Effekte durch …

  • Netzverlustbeschaffung und EEG-Ausgleich mit klarem wirtschaftlichen Fokus.

  • Berücksichtigung von marktbasiertem Engpassmanagement (§ 13 (1) EnWG).

  • Day-ahead/Intraday-Beschaffung/ Vermarktung über EEX.

  • Intraday-Beschaffung/Vermarktung OTC bzw. über Dienstleister.

  • Marktanalysen.

  • kurzfristige Ausschreibungen.

  • verbesserte Marktkenntnis

  • rein wirtschaftlichen Fokus bei der Führung der Netzbilanzkreise

  • speziell dafür ausgebildete Mitarbeiter

  • optimale Nutzung verbleibender Handlungsspielräume bei Netzengpässen

  • optimale Einbeziehung der Kenntnis über die Systembilanz

  • Portfolio-Effekte zwischen den unter-schiedlichen TSO-Energie-Produkten

=> Entlastung der Systemführung von marktbezogenen Aufgaben – wichtig aufgrundder stetig steigenden Anforderungen aus kritischen Netzbelastungen.


Front office historie und highlights l.jpg
Front Office - Historie und Highlights Energiegeschäft und Systemführung

27. Februar

1. September

1. März

1. Dezember

Erstes ID-Geschäft

an der EEX

Start EEX (5-Tage)

DA (7 Tage)

Start DA-Handel

für Dritte

Start ID

im 1-Schichtbetrieb

Sep 08

Okt 08

Nov 08

Dez 08

Jan 09

Feb 09

Mär 09

Apr 09

15. Januar

16. März

Vollst. Trennung von

FPM und Front Office

gewährleistet

Start ID-Handel

für Dritte

1. Oktober

1. April

1. Februar

Start EEX (7-Tage)

Start ID

im 3-Schichtbetrieb

Start ID

im 2-Schichtbetrieb


Bersicht der von ve t gehandelten da volumina l.jpg

2009 Energiegeschäft und Systemführung

2008

Übersicht der von VE-T gehandelten DA-Volumina


Front office erkl rung an die eex zum intraday handel l.jpg
Front Office - Energiegeschäft und Systemführung Erklärung an die EEX zum Intraday-Handel


Front office werbung f r den eex intraday handel l.jpg
Front Office – Werbung für den EEX-Intraday-Handel Energiegeschäft und Systemführung

(Auszug)

DATUM 04.03.2009

Vattenfall Europe Transmission stärkt Intraday-Handel an der EEXAls erster Übertragungsnetzbetreiber wickelt VE Transmission Intraday-Geschäfte an der EEX ab

Weitere Grundlage zur effizienten Erfüllung der TSO Aufgaben somit geschaffen

VE Transmission ist als erster Transmission System Operator (TSO) nun auch im innertäglichen Börsenhandel der deutschen Strombörse EEX aktiv und wird damit die Liquidität des Marktes maßgeblich erhöhen und den Wettbewerb auf dem Strommarkt stärken. Bereits seit 11.08.2008 ist VE Transmisson an der EEX zugelassen und tätigt tägliche Day-ahead-Geschäfte. Möglich wurde die Ausweitung auf den innertäglichen Handel durch die organisatorische Trennung von Systemführung und Energiemanagement, wodurch die von der Börse geforderte Anonymität der Handelspartner gewährleistet werden kann. Mit den neuen Prozessen ist VE Transmission Vorreiter bei der Umsetzung der vom Gesetzgeber geforderten Aufgaben, insbesondere der Aufnahme, Veredelung und dem Transport des aus erneuerbaren Energien eingespeisten Stroms gemäß EEG.

VE Transmission ist der verantwortliche TSO für die Bundesländer Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Sachsen, Thüringen, Berlin und Hamburg und ist nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) zur vollständigen Abnahme des in der Regelzone erzeugten regenerativen Stroms verpflichtet. Aufgrund der hohen Zuwachsraten bei der Windkraft auf dem Gebiet der östlichen Bundesländer übernimmt VE Transmission mit etwa 41 % einen überproportional hohen Anteil des deutschlandweit erzeugten Windstroms von den Anlagenbetreibern. Da die Stromlieferanten ein monatliches Lieferband mit konstanter Leistung erhalten, muss VE Transmission die starken Fluktuationen der Einspeisung ausgleichen, d.h. in windstarken Phasen den überschüssigen Strom verkaufen und in windschwachen Phasen die fehlende Energie zukaufen.

Mit der Aufnahme des Intradayhandels an der EEX können die für den Ausgleich erforderlichen Stromhandelsgeschäfte nunmehr auch im Innertagesbereich an der EEX realisiert werden. Mit der zunehmenden Nutzung des standardisierten Marktes der EEX wird VE Transmission zusätzliche Transparenz schaffen und durch die zusätzliche Liquidität den Wettbewerb auf dem Strommarkt fördern.

Ihre Ansprechpartnerin für weitere Informationen ist:

Meike Wulfers, Pressesprecherin

Telefon +49 (0)30 / 51 50 34 16, E-Mail: meike.wulfers@vattenfall.de


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Frontoffice - BNetzA-Beschluß BK6-08-226 Energiegeschäft und Systemführung

In dem Verwaltungsverfahren wegen der Festlegung zum Bilanzkreis für Energie nach dem EEG wurde am 12.05.2009 beschlossen:

1. Die im Rahmen der Bewitschaftung des EEG-Bilanzkreises von den Übertragungsnetzbe-treibern durchzu-führende Beschaffung bzw. Veräußerung der Strom mengen zur Herstel-lung des von Letztverbraucher beliefernden Elektrizitätsversorgungsunternehmen abzu-nehmenden Bandes hat über einen börslich organisierten Handelsplatz zu erfolgen.

2. Über den vortäglichen Handel ist für jede Stunde des Folgetages die Differenz zwischen der gemäß Vor-tagesprognose vorhergesagten Einspeiseleistung auserneuerbaren Energien und dem zu liefernden Band zubeschaffen bzw. zu veräußern. Der Ausgleich hat in voller Höhe zu erfolgen. Sämtliche Kauf- bzw.Verkaufsangebote sind preisunabhängig einzustellen.

3. Die Abweichungen zwischen den sich aus den untertäglichen Prog-nosen ergebenden Einspeiseleistungen und den auf Basis der Vor-tagesprognose bereits beschafften bzw. veräußerten Strommengen sind über den untertäglichen Handel auszugleichen.

6. Die Beschaffung bzw. Veräußerung der Strom-mengen zur Herstellung des Bandes darf auf einen anderen Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen eines Dienstleistungsverhältnisses übertragen werden.

8. Die Vorgaben sind beginnend mit dem 01.08.2009 umzusetzen.

Sind auf Kurs!


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Teil 2 Energiegeschäft und Systemführung

Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG


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Sachverhalt Energiegeschäft und Systemführung

EnWG § 13 Abs. 2

Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems

EEG 2009 §§ 11 und 12

Einspeisemanagement nach § 11 und die Härtefallregelung nach § 12 aufgenommen.

Wie ist das Verhältnisses des § 13 Abs. 2 EnWG zu diesen neuen Vorschriften?


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Sachverhalt - Detailfragestellungen Energiegeschäft und Systemführung

  • Ist nach Erlass des § 11 EEG die Abregelung von WEA nach § 13 Abs. 2 EnWG weiterhin möglich, ohne vorher § 11 EEG angewendet zu haben?

  • Gibt es einen Unterschied zwischen den Rechtsfolgen des § 12 EEG und eventuellen Schadenersatzansprüchen nach § 13 EnWG, was gilt insoweit für die Wälzbarkeit über die NNE?


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Ergebnis aus Sicht VE-T 1 Energiegeschäft und Systemführung

Abregelung nach § 13 Abs. 2I weiter möglich?

Der Aufruf von Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG durch VE-T, ohne vorher EEG-Einspeisemanagement nach § 11 EEG im Übertragungsnetz durchgeführt zu haben ist weiter möglich, da

derzeitmangels Vorliegen seiner Voraussetzungen § 11 EEG von VE-T nicht zur Anwendung kommen kann

keine Überlastung durch Strom aus direkt am Übertragungsnetz angeschlossenen EE/KWK/ Grubengas-Anlagen

grundsätzlich kein Vorrang des § 11 EEG gegenüber § 13 Abs. 2 EnWG

Hinweis: die gesetzlichen Regelungen zum Verhältnis §§ 11 EEG/ 13 EnWG sind auch nach allgemeiner Auffassung in der juristischen Literatur misslungen und unklar


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Danke für Ihre Aufmerksamkeit Energiegeschäft und Systemführung !