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

Weimar, 27. August 2009 Gunter ScheibnerBereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH

Trennung und koordiniertes Zusammenwirken von Energiegeschäft und Systemführung bei VE Transmission

27.08.2009 VE Transmission / Scheibner 2

Gliederung

Teil 11. Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Folie 03

2. Aufgabenzuordnung Folie 04

3. 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 Änderung der Aufgabenverteilung

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 Systemführung wahrgenommen.

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

Mengenbestimmung

IST - auf Basis State Estimation durch Systemführung

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

PrognosewerteJahresprofil/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.

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

Beschaffung


Aufgabenzuordnung - Regelenergie

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)

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

Energy Management

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

Systemführung und Energy Management


Aufgabenzuordnung – EEG-Ausgleich

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

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

Energy Management

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

Systemführung und Energy Management

Dimensionierung und Beschaffung der EEG-Ersatzleistung


Funktionswandel hin zu einem TCC

HSL TCC

Daten-management

Daten-management

Auktionierung NetzkapazitätenAuktionierung

Netzkapazitäten

Windpower-managementWindpower-management

KoordinationENTSO-E

KoordinationENTSO-E

Wide Area MonitoringWide Area Monitoring

Auktionierung Kraftwerke

Auktionierung Kraftwerke

Ausschreibung von SDLAusschreibung von SDL

zukunftsorientiertes Control Center

Video-überwachung

Video-überwachung

Regelzonenmanagement/SystemführungRegelzonenmanagement/Systemführung

SpannungshaltungSpannungshaltung

FrequenzhaltungFrequenzhaltung

Stabilitäts-überwachung

Stabilitäts-überwachung

Steuerung/Überwa-chung virtueller KWSteuerung/Überwa-chung virtueller KW

Fulfillment of basis protection

concept

Fulfillment of basis protection

concept

EM

EM

Systemführung

EM

EM

EMEM Energy Management


Koordiniertes Zusammenwirken

Beschaffung der erforderlichen Regelleistung

Beschaffung der Netzverlustenergie

Bewirtschaftung der ÜNB Bilanzkreise

Datenmanagement/Prozeßbewertung

Auktionierung Netzkapazität/ Kraftwerke

Stabilitätsüberwachung/ Spannungshaltung

Dimensionierung Regelleistung und Netzverluste

Frequenzhaltung/Steuerung/ Überwachung virtueller KW

Windpowermanagement

Prozeßbewertung und netzwirtschaftliche Abrechnung

Bilanzkreismanagement

EEG- und KWK-G-Abwicklung

RZ-Management/ Systemführung

&Energy Management

Energy Management Regelzonenmanagement/Systemführung

FO

FO

BO


Umgesetzte Struktur ab 01.07.2009

andere Bereiche

GT Technik

T-S Systemführung&Sicherheit/SoS

T-SK Regelzonen-kooperation/SoS

T-SP Regelzonen-prozesse

T-SO Operative Systemführung

GK Kaufmännisches

Energy Management

T-EP Portfolio-management

T-EK Koordination/Netzabrechnung

T-EXF FRONT OFFICE

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

T-E andere Bereiche

Front Office


Front Office - Klare Trennung der wirtschaftlichen Optimierung von der Systemverantwortung

• 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.

Funktionen des Front Office Effekte durch …

• 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

Sep 08 Okt 08

Start EEX (5-Tage)DA (7 Tage)

1. September

Nov 08 Dez 08 Jan 09 Feb 09 Apr 09Mär 09

Start EEX (7-Tage)

1. Oktober

Start IDim 1-Schichtbetrieb

1. Dezember


1. Februar

Erstes ID-Geschäftan der EEX

27. Februar

Start DA-Handelfür Dritte

1. März

Start ID-Handelfür Dritte

16. März


1. April

Vollst. Trennung von FPM und Front Office gewährleistet

15. Januar


0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

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900,00

1000,00

sep okt nov dez jan feb mrz apr mai jun jul

Handelsvolumen [GWh]

2008 2009

Übersicht der von VE-T gehandelten DA-Volumina


Front Office - Erklärung an die EEX zum Intraday-Handel


Front Office – Werbung für den EEX-Intraday-Handel

DATUM 04.03.2009Vattenfall 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, PressesprecherinTelefon +49 (0)30 / 51 50 34 16, E-Mail: [email protected]

(Auszug)


Frontoffice - BNetzA-Beschluß BK6-08-226In 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!


Teil 2

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


Sachverhalt

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?


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

2. 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?

Sachverhalt - Detailfragestellungen


Ergebnis aus Sicht VE-T 1

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

Abregelung nach § 13 Abs. 2I weiter möglich?

derzeit mangels 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


Danke für Ihre Aufmerksamkeit !

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