Herausforderungen zur optimalen Gestaltung des ... · Möglichkeiten zur Vermarktung zu geben; interessante Möglichkeiten ergeben sich für neue Teilnehmer, z.B. Industrie • Nationale

1

Herausforderungen zur optimalen Gestaltung des österreichischen Regelreservemarktes

DI Stefan Vögel

WU Wien: Workshop „Energiemärkte im Wandel“

10. 11. 2015

Wer stellt Flexibilität zur Verfügung und wer fragt nach – und welche Änderungen?

10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 3

Groß-kraftwerke

Industrie | Erzeugung

Gewerbe

Haushalte

Markt

DSO

TSO

Flexibilitäts-Angebot

Flexibilitäts-Nachfrage

Netzan-schluß

TSO

DSO

DSO

TSO, DSO

Aggr

egat

ion

Erzeu-gung

Ver-brauch

( )

( )

Welche Mechanismen existieren um Flexibilität zu vermarkten?


Implizite Verwendung

Leis-tung

Ener-gie

Markt (Groß-handel/Endkunden)

Regel- reserve

Netz (DSO/TSO)

Primary, Secondary, Tertiary Reserve (FCR,

aFRR, mFRR, RR) bought by TSO

LT/DA/ID Ausgleichsenergie

Explizite Teilnahme

Großhandel

Alter-native Netz-ver-

stärk.

Engpass-management

(tw. inkl. Abriegelung Erneuerbare)

TSO

Notfall-Ver-träge mit

Entnehmern von

TSO / DSO

.

Lieferanten/BGV Optimierung Kosten Einkauf und AE

Kosten

Regelreserve: Entstehung und Zuordnung der Kosten ist Basis Anreize für Marktteilnehmer

PRL

UA

SRL

SRE

ARL

ARE

TRL

TRE

PRL=Primärregelleistung, SRL=Sekundärregelleistung, SRE=Sekundärregelenergie, ARL=Ausfallsreserveleistung, TRL= Tertiärregelleistung, TRE= Tertiärregelenergie, UA=ungewollter Austausch, AE=Ausgleichsenergie, SDL=Systemdienstleistungsentgelt

78%

22%

Preis: Arbeits- gebote

Menge: Saldo Aus-

gleichs- energie

Abruf

Netting

Menge: Leistungs-

ausschreibung

direkt

SDL (jährlich)

AE (monatl.)

(wöchentlich)

(wöchentlich, täglich) (Sekunden/

Viertelstunde) (Sekunden)

(Sekunden, 10 Min)

Preis: Leistungs-

gebote (wöchentlich)

Er-zeuger

> 5 MW

Bilanz-grup-pen

5 10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 5

Die vollständig marktbasierte Beschaffung der Regelreserve erfolgt seit 2012 durch APG


01.01.2001 01.01.2012 01.01.2010

Regelzone(n)

Wöchentl. Ausschreibung seit 1.1.2001 (vor 2012 durch APCS)

Leistung „Marketmaker“ Vergütung Arbeitspreis

(auch Day-Ahead Gebote nur Arbeitspreis möglich)

- 125 TRL, + 280 MW Ausfallsreserve als Teil der SRL gemäß ElWOG

Wöchentl. Ausschreibung seit 1.1.2010

Marktbasierte Beschaffung geregelt in § 67 EIWOG

Ausschließlich Berück-sichtigung der Leistung (keine Vergütung Energie)

+/- 67 MW (2015) als Band

Wöchentl. Ausschreibung seit 1.1.2012

Marktbasierte Beschaffung geregelt in § 69 EIWOG

Leistungs- und Arbeits-preis (auch Day Ahead)

+/- 200 MW Sekundär-regelleistung, pos. u. neg. getrennt

Tertiärregelung (TRL) Sekundärregelung (SRL) Primärregelung (PRL)

Wöchentliche Kosten Regelreserve zw. <1 und >6 Mio EUR – ist Flexibilität zeitweise knapp? Wöchentliche Kosten Regelreserve in EUR Mio.

PRL=Primärregelleistung, SRL=Sekundärregelleistung, ARL=Ausfallsreserveleistung, TRL= Tertiärregelleistung, SRE=Sekundärregelenergie, ARE=Ausfallsreserveenergie (Blockausfall), TRE= Tertiärregelenergie

Woche

6

5

4

3

2

1

0 01/2014 01/2013 01/2012 01/2015 42/2015

PRL

SRE SRL

ARL TRL TRE Ungewollter Austausch


Ergebnis der Teilnehmerbefragung aus E-Control Webinar, 10/2014 (ca. 60 Antworten)

Frage 2: Welche Maßnahmen würden Sie setzen, um die Kosten für die Beschaffung der Regelreserve einzudämmen?

Frage 1: Was sind Ihrer Meinung nach die wichtigsten Gründe für die hohen Preise der Anbieter von Regelreserve und damit die hohen Kosten?

14%

11%

57%

9% 9%

14%

31%

3%

45%

7%

Kürzere Produktzeitscheiben

Internationale Marktintegration

Kürzerer Beschaffungszeitraum Prognosetools für kurzfristige Vermarktung Wind

Andere Maßnahmen

Hohe Opportunitätskosten Wenig Wettbewerb

Andere Gründe Marktbarrieren; inadequate Rahmenbedingungen Hohe Anlagekosten durch flexiblen Betrieb


Maßnahmen beabsichtigen die Steigerung der Liquidität und Eindämmung der Kosten

Nationale Initiativen zur Belebung des

Regelreservemarktes und Optimierung des

Systems

Internationale Initiativen zur

Marktintegration und zur Eindämmung

der Kosten


Möglichkeiten der Bereitstellung von Regelreserve durch Industriebetriebe

• Eigene Erzeugung kann zurückgefahren werden, damit wird Bezug aus Netz erhöht (Brennstoff kann eingespart werden) -> „Speicher“

• Puffer wird gefüllt: z.B. Kälte, Wärme, Druckluft -> „Speicher“

• Verbrauch wird verschoben (Pumpen, Mühlen, etc.) und Lager gefüllt (Rohlinge, Zwischenprodukte etc.) -> „Speicher“

10.11.2015 10

Bezug/Erzeugung Industrie Beispiele Erbringung

Workshop "Energiemärkte im Wandel"

+

-

Mit Er-zeu-gung

Nur Last

+

-

- -

neg. pos.

Lieferung ins Netz Bezug aus dem Netz möglicher Arbeitsbereich + -

Leistung

Zeit

Leistung

Leistung

Zeit

Leistung

Aktuelle Änderungen der Rahmenbe-dingungen unterstützen Teilnahme von Lasten

Überarbeitung der technischen Präqualifikationsbedingungen (Mai 2014), u.a. Schaffung der Möglichkeit von durchgängigem Pooling, Verringerung minimaler Größe einer technischen Einheit, Teilnahme von Verbrauchern etc. TRE: Reduzierung der minimalen Pool-Größe von 10 auf 5 MW (November 2014) SRE / TRE: Ausweitung des mit Anfang 2014 eingeführten NNE Regelreserve von

Netzebenen 1 - 3 auf Netzebenen 4 - 6 (Anfang 2015) – Frühzeitige Information von RZF und VNB erforderlich, Umsetzung auf Antrag RRA, Fristen zur Umsetzung abhängig von Netzebene, für untere erst nach vorliegen der Präqualifikation Informationsaktivitäten für potentielle Regelenergieanbieter sowie Einbindung durch

Konsultationen (z.B. APG Marktforum Regelenergie, E-Control Veranstaltungen) und Unterstützung bei der Beseitigung von Barrieren beim Markteintritt Auflistung von Anbietern, die geeignete Anlagen vermarkten, auch Lieferung Strom u.

Vermarktung Regelreserve bei unterschiedlichen Dienstleistern wird angeboten Marktmonitoring und Bereitstellung von öffentlich zugänglichen Informationen zur

aktuellen Marktsituation und historischen Preisen sowie der präqualifizierten Anbieter Umsetzung Network Codes (Electricity Balancing, Load Frequency Control & Reserves)

und Beteiligung bei Pilotprojekten


NNE Regelreserve: für Lastspitzen aufgrund nachweislicher Aktivierung Regelenergie

12

Implementierung

Bis Ende 2013 • „normales“ Netznutzungsentgelt

(NNE) auch für Regelreserve

Ab 1.1.2014 • Neu: NNE Regelreserve für

abgerufene Regelreserve in selber Höhe wie Pumpspeicher

• Für Netzebenen 1-3

Ab 1.1.2015 • Ausgeweitet auf Netzebenen 1-6 • Marktprozesse und Datenaus-

tausch für effiziente Abwicklung

Schematische Berechnung

90

20

75

120

100

20

60

50

45 30

60

30 30

15

110 80

10

Lastspitze NNE Regelreserve (120-110)

Lastspitze “NNE “normal”

90 75

20

100

60

50

45

80

30

30

15

110 Lasprofil für Be-

rechnung NNE

“normal”

Leistung in MW

Leistung in MW

REgelenergie “normaler” Verbrauch

Gemes-senes

Lastprofil (DSO)

12 10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel"

Datenaustausch Abrechnung NNE Regelreserve – nach Antrag RRA

13

Regel-zonen-führer

Aktivierung je RRA

Res

erve

-ei

nhei

t 1

15min-Energiemengen/ Fahrplan

Leis

tung

poo

linte

rn in

Ech

tzei

t

Regelreserve-anbieter (RRA)

Verteilernetz-betreiber (VNB) 1

2 n

Leistung in Echtzeit

Res

erve

-ei

nhei

t 2

Res

erve

-ei

nhei

t n

TE TE TE

Energie je VNB und Zählpunkt

15min-Energiemengen/Fahrplan

Energie je RRA

Laufender Vergleich Abruf je RRA und

Summe Rück-meldungen VNB

Einmalige Überprüfung Zählpunkt/Präqualifikation,

laufender Plausibilitätscheck Lastgang/Energiemenge RRA

Energie je RRA 15min-Energiemengen/Fahrplan

Akt

ivie

rung

je te

chni

sche

r Ein

heit

(TE

) bz

w. R

eser

veei

nhei

t

10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel"

SNE-VO und Sonstige Marktregeln Kap. 10

(Datenmodell in Umsetzung)

Weitergabe aktivierte Regelenergie bei Pools mit TE in mehreren Bilanzgruppen

14

Regelreserve-anbieter (RRA)

Aufteilung aktivierte Regelenergie auf

weitere BGs je 15min

Anbieter-BG (von RRA bei PQ bekanntzugeben)

Erbringer-BG 1

2 n

Regel-zonen-führer

Aktivierte Regelenergie

je 15min Aktivierte

Regelenergie je 15min je RRA

Lieferant 1

2 n

Nicht dargestellt: • Bilaterale vertragliche

Beziehungen • Restlicher Datenaustausch

gemäß Marktmodell

Keine Änderung – wie bei bestehenden Pools je RRA genau eine BG

Alle BG mit TE des Pools

Individuelle Verträge




Anzahl Marktteilnehmer steigend und neue Anlagen (P2H, Industrie, Wind)

• Neue Anbieter: Aggregatoren, Lieferanten

• Verbraucher in neuen und auch existierenden Pools aufgenommen

• PRL: 1 Anbieter neu, bestehende Leistung erhöht, mehrere Interessenten

• SRL: 2 Anbieter neu, neue Einheiten (P2H etc.) in bestehenden Pool, mehrere Interessenten (tw. eingereicht)

• TRL: 6 Anbieter neu (mit Industrieanlagen, Windparks etc.), mehrere Interessenten (tw. eingereicht)

• Marktsituation ändert sich schnell (z.B. Verlagerung von Leistung zu Arbeit)

Beobachtungen

15 10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel"

Internationale Maßnahmen – Übersichtsbild APG, Pilotprojekte


Primärregelung


Bis ca. Q3 2015

• 783 MW (größter EU-Markt) • Exportmöglichkeit AT: 90 MW

(zusättzlich zu 67 MW in AT)

Zusammenfassung und Ausblick

• Bedarf an Flexibilität wird wachsen, daher zunehmend wichtig allen Ressourcen (auch Verbraucher und im Verteilnernetz) gleiche Möglichkeiten zur Vermarktung zu geben; interessante Möglichkeiten ergeben sich für neue Teilnehmer, z.B. Industrie

• Nationale und internationale Maßnahmen umgesetzt/in Umsetzung um gestiegene Kosten einzudämmen – aber Kosten hängen von allen Beteiligten (auch Regelreserveanbieter und OeMAG) ab. Für eine nachhaltige (Kosten-)Trendwende ist die Mitwirkung aller Marktakteure erforderlich.

• Weitere Anpassungen erforderlich (ggf. kommende europäische Vorgaben, Optimierung Verteilernetzbetreiber-Regelzonenführer, Datenaustausch unabhängige Aggregatoren, Clearing mit Messwerten etc.)


Weiterführende Informationen

• Energie-Control Austria (E-Control) Link: Ausgleichs- und Regelenergie http://www.e-control.at/de/industrie/strom/strommarkt/regel-und-ausgleichsenergie

Working Paper: Der kurzfristige physische Stromhandel in Österreich – Vermarktungsmöglichkeiten, Marktkonzentration und Wirkungsmechanismen http://www.e-control.at/de/publikationen/workingpaper

• Austrian Power Grid (APG) Link: Netzregelung http://www.apg.at/de/markt/netzregelung

• Verband der Europäischen ÜNBs (ENTSO-E) Link: Network-Codes https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code- development/electricity-balancing/Pages/default.aspx


http://www.e-control.at/de/industrie/strom/strommarkt/regel-und-ausgleichsenergie

http://www.apg.at/de/markt/netzregelung

https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/electricity-balancing/Pages/default.aspx

+431 24724

www.e-control.at

Kontakt

DI Stefan Vögel


0

[email protected]

21

Backup

Die Beschaffung von Regelenergie erfolgt grundsätzlich in drei Produktkategorien


Regelenergiearten

Reihenfolge der Aktivierung

Primär-RL Sekundär-RL Tertiär-RL

Typ Aus-schreibung

Mind.-Angebot

Aktivierung Zeitscheiben Vergütung

Primär- regelung

Wöchentlich 2 MW Max. < 30 sek. (Reaktion sofort)

1/Woche Leistungspreis

Sekundär-regelung

Wöchentlich (täglich AP)

5 MW(zukünft. 1 MW Schritte)

Max. < 5 min. (Reaktion sofort)

Peak & Off-Peak / Weekend (12h)

Leistungs- & Arbeitspreis

Tertiär- regelung

Wöchentlich (täglich AP)

5 MW (seit Nov. 2014)

Max. < 10 min. Mo.- Fr. (4h) / Weekend (4h)

Leistungs- & Arbeitspreis

Freisetzung der Sekundärregelung

manuell Stabilisierung des Ungleichgewichts

automatisch in 30sek

Wiederherstellung des Gleichgewichts automatisch

innerhalb 15min

50

200 175 150 125 100 75

25 0

Summe

203

171 157

UA

6 5 3

TRE

8 4 2

TRL

9 11 5

ARL

7 14 14

SRE

119

61 47

SRL

40 62 67

PRL

13 13 20

Regelreserve: Vor allem bei SRE und TRE signifikanter Kostenanstieg bis 2014

Erzeuger >5 MW

Systemdienstleistungs- entgelt Erzeuger >5MW

PRL=Primärregelleistung, SRL=Sekundärregelleistung, SRE=Sekundärregelenergie, ARL=Ausfallsreserveleistung, TRL= Tertiärregelleistung, TRE= Tertiärregelenergie, UA=ungewollter Austausch

2012 2013 2014

Ausgleichsenergie

Regelreservekosten in 2012, 2013 und 2014 in Mio. € und Kostenzuordnung

22% 78%

24 E-Control

Nutzung von Demand Side Flexibility vorteilhaft – und von Rahmen gefordert

• Network Code Electricity Balancing

• Load-Frequency Control and Reserves

• Energieeffizienzrichtlinie 2012/27/EU

• Energy Regulation: A Bridge to 2025 (Acer/CEER)


Vorteile (CEER-Konsultation) Rahmenbedingungen • Schnelle Verfügbarkeit und hohe

Kosteneffizienz (im Vergleich zu zusätzlicher Erzeugungskapazität)

• Beitrag zu Systemstabilität durch zusätzliche Flexibilität

• Reduzierung möglicher zusätzlicher Investitionskosten in Erzeugungskapazitäten

• Wettbewerb steigt durch neue Marktteilnehmer mit neuen Businessmodellen

Beitrag zur Senkung hoher Kosten Regelreserve in AT

Für die Teilnahme am Regelreservemarkt ist eine technische Zulassung der APG erforderlich

Zulassung zur Teilnahme an Ausschreibungen: 1 - Technische Präqualifikation (PQ) − Nachweis für APG durch Erzeuger: Anlagen

erfüllen die jeweiligen technischen Kriterien

2 – Rahmenvertrag − nach erfolgreicher Präqualifikation

Teilnahmevereinbarung durch Rahmenvertrag

Präqualifikation Rahmenvertrag Ausschreibungen 1 2 3

wöchentlich

Teilnahme an wöchentlichen Ausschreibungen gemäß aktueller Produktdefinitionen etc. mit verfügbaren technischen Einheiten (keine Verpflichtung)

1

2

3


Verbraucher sind in AT durchgängig eingeschlossen

Entgelte bis 2014

Netznutzungsentgelt /kW /kWh NNE Pumpspeichertarif /kW /kWh Netzverlustentgelt /kWh Systemdienstleistungsent. /kWh Ökostromförderbeitrag /kW /kWh

27

>5 MW

- +

+ - + - + - + -

Lieferung ins Netz Bezug aus dem Netz + -

Er-zeuger

Pump- speicher

Industrie (mit Erz.)

Industrie (nur Last)


Sekundärregelung - Arbeitspreis: Abrufmenge abhängig von (relativer) Höhe

Hinweis: Abruf 200 MW x 7 Tage x 24 Stunden = 33,6 GWh


0 40 60 80 0 160

1.000

140 120

400

600

800

100

200

20 180 200

Abrufmengen (links) durchschnittlich sich bei Abruf ergebende Arbeitspreise (rechts)

Beispiel: Abruf von 40 MW

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

2012 2013 2014

Sekundärregelreserve: Abruf/Vorhaltung in % Netting SRR

-600

-400

-200

0

200

400

600

-15

-10

-5

0

5

10

15

1/20

126/

2012

11/2

012

16/2

012

21/2

012

26/2

012

31/2

012

36/2

012

41/2

012

46/2

012

51/2

012

4/20

139/

2013

14/2

013

19/2

013

24/2

013

29/2

013

34/2

013

39/2

013

44/2

013

49/2

013

2/20

147/

2014

12/2

014

17/2

014

22/2

014

27/2

014

32/2

014

37/2

014

42/2

014

47/2

014

52/2

014

Euro

/MW

h

GW

h

NettingSREPreis Ø SRE

Euro

/MW

h

0

20

40

60

80

100

120

1/20

126/

2012

11/2

012

16/2

012

21/2

012

26/2

012

31/2

012

36/2

012

41/2

012

46/2

012

51/2

012

4/20

139/

2013

14/2

013

19/2

013

24/2

013

29/2

013

34/2

013

39/2

013

44/2

013

49/2

013

2/20

147/

2014

12/2

014

17/2

014

22/2

014

27/2

014

32/2

014

37/2

014

42/2

014

47/2

014

52/2

014

0

20

40

60

80

100

120Energie Leistung

Wieviel beträgt die durchschnittliche Vergütung pro zugeschlagenem MW und h?


• Leistung: Durchschnittsvergütung je MW alle Produkte bei Zuschlag • Energie: Durchschnittsvergütung je MW bei durchschnittl. Abrufdauer

Pos. SRR EUR/ MW und h

Neg. SRR EUR/ MW und h

30

Documents

Herausforderungen zur optimalen Gestaltung des ... · Möglichkeiten zur Vermarktung zu geben; interessante Möglichkeiten ergeben sich für neue Teilnehmer, z.B. Industrie • Nationale