Projektkonferenz Demand Side Management Baden-Württemberg DSM – ERFAHRUNGEN UND PERSPEKTIVEN AUS SICHT EINES ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBERS DR. TOBIAS WEISSBACH Stuttgart, 14.12.2015 DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ZUM EINSTIEG EIN PAAR ZAHLEN … Umweltbundesamt1: Deutschlandweites Technisches Potential der Lastabschaltung 6 GW, soziotechnisches Potential 3,5 GW Agora2: Realisierbares Lastmanagement-Potential in Süddeutschland… …bei Verlagerungsdauer 30 Minuten: max. 1250 MW, …bei Verlagerungsdauer 1 Stunde: max. 880 MW Deutschlandweit beträgt die präqualifizierte Leistung auf der Lastseite ca. 2500 MW3 – in TransnetBW Regelzone ca. 150 MW. Anteil der Lastseite an der gesamten deutschlandweit präqualifizierten Regelleistung: <1% Agora2: Bei einer Abrufdauer von 10h (208h) betragen die jährlichen Kosten/MW… … einer Gasturbine 64 TEUR (82 TEUR) … einer abschaltbaren Last gem. AbLaV bei max. Arbeitspreis 34 TEUR (113 TEUR) 1 Seite 2 Umweltbundesamt (2015): Studie „Potentiale zur Lastreduktion in der Industrie“ DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ZUM EINSTIEG EIN PAAR ZAHLEN … Umweltbundesamt1: Deutschlandweites Technisches Potential der Lastabschaltung 6 GW, soziotechnisches Potential 3,5 GW Agora2: Realisierbares Lastmanagement-Potential in Süddeutschland… …bei Verlagerungsdauer 30 Minuten: max. 1250 MW, …bei Verlagerungsdauer 1 Stunde: max. 880 MW Deutschlandweit beträgt die präqualifizierte Leistung auf der Lastseite ca. 2500 MW3 – in TransnetBW Regelzone ca. 150 MW. Anteil der Lastseite an der gesamten deutschlandweit präqualifizierten Regelleistung: <1% Agora2: Bei einer Abrufdauer von 10h (208h) betragen die jährlichen Kosten/MW… … einer Gasturbine 64 TEUR (82 TEUR) … einer abschaltbaren Last gem. AbLaV bei max. Arbeitspreis 34 TEUR (113 TEUR) 1 2 Seite 3 Umweltbundesamt (2015): Studie „Potentiale zur Lastreduktion in der Industrie“ Agora Energiewende (2013): Studie „Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland“ DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ZUM EINSTIEG EIN PAAR ZAHLEN … Umweltbundesamt1: Deutschlandweites Technisches Potential der Lastabschaltung 6 GW, soziotechnisches Potential 3,5 GW Agora2: Realisierbares Lastmanagement-Potential in Süddeutschland… …bei Verlagerungsdauer 30 Minuten: max. 1250 MW, …bei Verlagerungsdauer 1 Stunde: max. 880 MW Deutschlandweit beträgt die präqualifizierte Leistung auf der Lastseite ca. 2500 MW3 – in TransnetBW Regelzone ca. 150 MW. Anteil der Lastseite an der gesamten deutschlandweit präqualifizierten Regelleistung: ca. 1% Agora2: Bei einer Abrufdauer von 10h (208h) betragen die jährlichen Kosten/MW… … einer Gasturbine 64 TEUR (82 TEUR) … einer abschaltbaren Last gem. AbLaV bei max. Arbeitspreis 34 TEUR (113 TEUR) 1 2 Seite 4 Umweltbundesamt (2015): Studie „Potentiale zur Lastreduktion in der Industrie“ Agora Energiewende (2013): Studie „Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland“ 3 als pos. und neg. Regelenergie und abschaltbare Lasten, zu einem Zeitpunkt nutzbare Leistung aufgrund Mehrfachpräqualifikationen deutlich geringer DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ZUM EINSTIEG EIN PAAR ZAHLEN … Umweltbundesamt1: Deutschlandweites Technisches Potential der Lastabschaltung 6 GW, soziotechnisches Potential 3,5 GW Agora2: Realisierbares Lastmanagement-Potential in Süddeutschland… …bei Verlagerungsdauer 30 Minuten: max. 1250 MW, …bei Verlagerungsdauer 1 Stunde: max. 880 MW Deutschlandweit beträgt die präqualifizierte Leistung auf der Lastseite ca. 2500 MW3 – in TransnetBW Regelzone ca. 150 MW. Anteil der Lastseite an der gesamten deutschlandweit präqualifizierten Regelleistung: ca. 1% Agora2: Bei einer Abrufdauer von 10h (208h) betragen die jährlichen Kosten/MW… … einer Gasturbine 64 TEUR (82 TEUR) … einer abschaltbaren Last gem. AbLaV bei max. Arbeitspreis 34 TEUR (113 TEUR) 1 2 Seite 5 Umweltbundesamt (2015): Studie „Potentiale zur Lastreduktion in der Industrie“ Agora Energiewende (2013): Studie „Lastmanagement als Beitrag zur Deckung des Spitzenlastbedarfs in Süddeutschland“ 3 als pos. und neg. Regelenergie und abschaltbare Lasten, zu einem Zeitpunkt nutzbare Leistung aufgrund Mehrfachpräqualifikationen deutlich geringer AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | a. Systembilanz LEISTUNG AUS ERNEUERBAREN STEIGT WEITERHIN AN Installierte Leistung in 1.000-MW im Jahr 2025 in Baden-Württemberg (Quelle: NEP 2015) 25 Wasserkraft 20 Biomasse 15 7,6 Photovoltaik 7,7 Wind onshore 7,6 10 1,7 sonstige Konventionelle KWK < 10 MW 2,9 2,4 Pumpspeicher Öl Erdgas 5 Steinkohle Band der Verbraucherlast 0 Seite 8 A 2025 B1/B2 2025 Szenario C 2025 Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | a. Systembilanz VERMARKTUNG – BEISPIEL PHOTOVOLTAIK 2500 [MW] Vortagesprognose PV Day-Ahead Vermarktung PV 2000 1500 1000 500 24.03.2013, Regelzone TransnetBW 0 Seite 9 Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | a. Systembilanz VERMARKTUNG – BEISPIEL PHOTOVOLTAIK untertägige Leistungsabweichung PV 200 [MW] 100 50 0 -50 -100 -150 -200 5:00 7:00 9:00 11:00 24.03.2013, Regelzone TransnetBW 13:00 Uhrzeit 15:00 / d.h. systematische viertelstündliche Leistungsungleichgewichte von deutschlandweit teils > 1000 MW / Ausgleich notwendig – möglichst über Intraday-Markt, den Rest über Regelenergie Seite 10 2000,00 -500,00 -1000,00 -1500,00 -2000,00 Seite 11 07:00:00 07:06:44 07:13:28 07:20:12 07:26:56 07:33:40 07:40:24 07:47:08 07:53:52 08:00:36 08:07:20 08:14:04 08:20:48 08:27:32 08:34:16 08:41:00 08:47:44 08:54:28 09:01:12 09:07:56 09:14:40 09:21:24 09:28:08 09:34:52 09:41:36 09:48:20 09:55:04 10:01:48 10:08:32 10:15:16 10:22:00 10:28:44 10:35:28 10:42:12 10:48:56 10:55:40 11:02:24 11:09:08 11:15:52 11:22:36 11:29:20 11:36:04 11:42:48 11:49:32 11:56:16 12:03:00 12:09:44 12:16:28 12:23:12 12:29:56 12:36:40 12:43:24 12:50:08 12:56:52 13:03:36 13:10:20 13:17:04 13:23:48 13:30:32 13:37:16 13:44:00 13:50:44 13:57:28 Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | a. Systembilanz BEISPIEL PARTIELLE SONNENFINSTERNIS Regelleistungseinsatz am 20.03.2015 2500,00 SRL-Bedarf MRL ZM 1500,00 1000,00 500,00 0,00 Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | b. Engpassmanagement REDISPATCH-BEDARF DURCH … Seite 12 / … Erzeugungsüberschuss in Nord-Ost-DE: 23,2 GW / … Stilllegung von nuklearer und fossiler Kraftwerksleistung in Süddeutschland / … räumliche Verteilung der Last / … im europäischen Energiehandel gehandelte Mengen / … zunehmende Abwehr von Stromflüssen durch sog. virtuelle Phasenschieber an der deutschen Außengrenze (PL, CZE, BEL) Quelle: Systemanalysen 2015 der Übertragungsnetzbetreiber Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | b. Engpassmanagement ERGEBNISSE DER BEDARFSANALYSEN 2015 Winter 2015/16 Winter 2016/17 Winter 2019/20 Szenario Starklast/ Starkwind Dunkelflaute Starklast/ Starkwind Dunkelflaute Starklast/ Starkwind Dunkelflaute Einsatz von NetzreserveKraftwerken in Deutschland [GW] 2,8 – 3,0* 0 3,4 – 3,5* 0 3,7** 0 Bedarf gesicherte Redispatch-Leistung im südlichen Ausland [GW] 3,9 – 4,8* 0 3,3 – 4,7* 0 2,4** 0 Summe [GW] 6,7 – 7,8* 0 6,7 – 8,2* 0 6,1** 0 Seite 13 * je nach Lokalisierung der Reserven im Ausland ** ohne Engpassdeklaration an der Grenze DE-AT Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ | b. Engpassmanagement REDISPATCH-ANWEISUNGEN IN DER REGELZONE DER TRANSNETBW 1200 1000 800 600 [MW] 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 Seite 14 Winter 2013/14 Winter 2014/15 Redispatch-Anweisungen (maximale Leistung) – meist Leistungserhöhung 01. April 2013 bis 15. Oktober 2015. Eigene Darstellung mit Daten von www.netztransparenz.de Herausforderungen aus der Perspektive „Baden-Württemberg“ Welchen Beitrag kann Demand Side Management heute und morgen leisten, um diesen Herausforderungen zu begegnen? Seite 15 AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz SDL-QUELLEN BEI HOHEN ANTEILEN EE Systemdienstleistung Regelleistung (PRL, SRL, MRL, jeweils pos. und neg.) Spannungshaltung / Blindleistung Versorgungswiederaufbau Kurzschlussleistung im Fehlerfall Rotierende Masse, Spontanreserve Einspeisemanagement, Redispatch1 Quellen • EE-Anlagen, dezentrale Anlagen über Regelleistungs-Pools, verbleibende konv. Kraftwerke, Großspeicher, Lastmanagement • europäisches Ausland (Kopplung der Regelleistungsmärkte) • Anlagen mit ÜNB-Anschluss (verbleibende konv. Kraftwerke, EE-Anlagen, Speicher) • Anlagen im VNB-Netz (allerdings nur bedingt geeignet) • Netzbetriebsmittel • Speicher (ÜNB-Anschluss), verbleibende konv. Kraftwerke, technisches Potential auch durch EE-Anlagen gegeben • verbleibende konv. Kraftwerke, • technisches Potential auch durch Leistungselektronik z.B. in EE-Anlagen gegeben • Netzbetriebsmittel • Erzeuger und Verbraucher (v.a. Synchronmaschinen großer Kraftwerksanlagen) • europäisches Ausland • „Nachbildung“ rotierender Masse über Leistungselektronik (z.B. Konverter, EE-Anlagen) • Lastmanagement (u.a. frequenzabhängige Abschaltung) • EE-Anlagen, verbleibende konv. Kraftwerke, Großspeicher, • europäisches Ausland (vertragsbasiert) Lastmanagement Seite 17 1keine eigentliche Systemdienstleistung, sondern Eingriff des ÜNB in die marktbedingte Fahrweise von Anlagen Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz EINSATZSZENARIEN FÜR DSM Einsatz zum Systembilanzausgleich / Einsatz als Regelleistung (PRL/SRL/MRL): gleiche Rahmenbedingungen und Anforderungen wie an Regelleistungserbringer auf Erzeugerseite / Abschaltbare Lasten gemäß AbLaV: / unmittelbarer Systembilanzausgleich bei sofort abschaltbaren Lasten / frequenzgetriggerte Abschaltung zur Frequenzstützung im Sekundenbereich / Ergänzung des Regelleistungsportfolios (als eine Art „Notreserve“ zur Ablösung von Regelleistung bei vollständiger Aktivierung) Einsatz für Engpassmanagement / Abschaltbare Lasten gemäß AbLaV: / Füllen kurzfristige „Redispatch-Lücken“ für die keine Kraftwerksleistung mehr angefahren werden kann (z.B. bei An- und Abfahrten, kurzfristigen Kraftwerksausfällen) / Deckung von kurzanhaltenden Redispatch-Bedarfsspitzen im Süden AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick Abschaltbare Lasten nach AbLaV VERORDNUNGSRAHMEN / AbLaV ist auf Grundlage des §13 Abs. 4a und 4b EnWG erlassen und ermöglicht ÜNB ein Lastmanagement mit Abschaltleistungen von mindestens 50 MW im Falle einer Gefährdung der Versorgungssicherheit / ursprüngliche Laufzeit: Anfang 2013 bis Ende 2015 / Vertragliche Vereinbarungen zwischen ÜNB und Anbietern von Abschaltleistungen aus abschaltbaren Lasten gelten / … bis zu einer Gesamtleistung von 3000 MW als wirtschaftlich sinnvoll im Sinne von §13 Absatz 4b, Satz 3 EnWG, wenn sie die Vergütungsgrundsätze gemäß AbLaV beachten (monatlicher Leistungspreis 2500 EUR/MW, Arbeitspreis 100 … 400 EUR/MWh) / … als technisch sinnvoll im Sinne von § 13 Absatz 4b Satz 4 EnWG, wenn die abschaltbaren Lasten, die Gegenstand der jeweiligen Vereinbarungen sind, den technischen Anforderungen aus den §§ 5 bis 7 der AbLaV genügen. Seite 20 Abschaltbare Lasten nach AbLaV PRODUKTDEFINITION (1/2) / Zwei gleichwertige Produktkategorien: Sofort abschaltbare Lasten Schnell abschaltbare Lasten innerhalb von 1 s automatisch frequenzgesteuert bei Unterschreiten einer vorgegebenen Netzfrequenz und Seite 21 unverzögert ferngesteuert durch den ÜNB innerhalb von 15 min ferngesteuert durch den ÜNB Abschaltbare Lasten nach AbLaV PRODUKTDEFINITION (2/2) / Je Produktkategorie drei gleichwertige Produktoptionen: Sofort und schnell abschaltbare Lasten Produktoption 1 Abruf mindestens jeweils 15 Minuten, bis zu 4-mal täglich, an mindestens 4 Tagen der Woche, nach vierter Abschaltung mindestens 12 Stunden Pause oder Produktoption 2 Abruf mindestens 4 h am Stück, 1-mal alle 7 Tage, mind. 48 Stunden Pause zwischen den Abschaltungen oder Seite 22 Produktoption 3 Abruf mindestens 8 h am Stück, 1-mal alle 14 Tage, mind. 7 Tage Pause zwischen den Abschaltungen geforderte monatliche Mindesterbringungsdauer: jeweils 16 Stunden Abschaltbare Lasten nach AbLaV WEITERE ECKPUNKTE / Deutschlandweite gemeinsame Ausschreibung über Internet-Plattform / Präqualifikation / Alternative Vermarktung der Abschaltleistung am börslichen Day-Ahead-Markt oder Regelleistungsmarkt ist zulässig / zur Sicherstellung der operativen Handhabbarkeit ist aufgrund der Produktkomplexität eine weitgehende Automatisierung notwendig: / Koordinierter Einsatz über ein zentrales System der ÜNB (Lastmanagementserver, LaMaS) / Kommunikation mit den Anbietern über Internet / Redundanz und hohe Verfügbarkeit / Einheitlicher Anbieter-Client („Abschaltbare Lasten der Industrie“, ALadIn) / Seite 23 Rückblick: konkrete Einsätze erfolgten sowohl für Engpassmanagement als auch zum Systembilanzausgleich, zwischen Februar 2014 und Mitte September 2015 … … 24 Abrufe für Engpassmanagement … 66 Abrufe zur Systembilanzstützung Abschaltbare Lasten nach AbLaV ABRUFKONZEPT Seite 24 AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick Aspekte aus europäischer Perspektive IM HERZEN DES EUROPÄISCHEN VERBUNDNETZES Highlights: / ENTSO-E / / / 41 ÜNB aus 34 Ländern Internationaler Netzregelverbund (NRV bzw. IGCC) / 10 europäische ÜNB / Grenzüberschreitender Ausgleich des Regelenergiebedarfs TSC: TSO Security Cooperation Seite 26 / 14 europäische ÜNB / Systemsicherheit in den Regionen und in Kontinentaleuropa TransnetBW Deutschland Europa Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 27 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 28 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 29 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 30 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 31 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 32 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit Aspekte aus europäischer Perspektive „6 KEY-ISSUES“ DER ENTSO-E (Subjektive) Einschätzung für DE 1 Geeignetes Preissignal 2 3 Einfacher Zugang für den Verbraucher zu Informationen und Produkten/Verträgen 4 Abbau regulatorischer Hürden ohne Aufweichung wichtiger Eckpunkte des Strommarkts, wie z.B. der BK-Verantwortung 5 Seite 33 6 Freie Entscheidung für den Verbraucher über Nutzung und Vermarktung seiner Flexibilität und freie Wahl des Dienstleisters Möglichst marktgetriebene Entwicklung, Förderung nur so viel wie nötig und vollständig transparent Kommunikations- und Steuerungstechnik mit Fokus auf Sicherheit und Zuverlässigkeit AGENDA 01 02 03 04 05 Herausforderungen aus der Perspektive "Baden-Württemberg" Systemdienstleistungen für das Übertragungsnetz Abschaltbare Lasten nach AbLaV Aspekte aus europäischer Perspektive Fazit und Ausblick DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers FAZIT Welchen Beitrag kann Demand Side Management heute und morgen leisten, um diesen Herausforderungen zu begegnen? / Die erschlossenen Demand Side Management Potentiale sind noch zu gering, als das sie heute bereits ein zentrales Werkzeug zur Begegnung der Herausforderungen der ÜNB darstellen können: / Systembilanz: Derzeit sehr geringer Anteil der Lastseite an der gesamten präqualifizierten Leistung (ca. 1%) / Engpassmanagement: Erschlossene und kurzfristig erschließbare Potentiale liegen deutlich unter den Bedarfen der nächsten Jahre / Abschaltbare Lasten gemäß AbLaV können mehrere Einsatzszenarien abdecken und stellen damit eine sinnvolle Ergänzung des Maßnahmenportfolios der ÜNB dar / Europäischer Rahmen ist derzeit für die Weiterentwicklung von Demand Side Management sehr günstig / Bedeutung von Demand Side Management wird mit abnehmendem Flexibilitätsangebot auf der Erzeugungsseite zunehmen Seite 35 DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers AUSBLICK / Eine sinnvolle Weiterentwicklung des Lastmanagements im Rahmen der Systemdienstleistungen für die ÜNB darf nicht losgelöst von der Weiterentwicklung der Regelenergiemärkte erfolgen: / Flexibilisierung der Regelleistungsprodukte / Einführung von kurzfristigen Energy-Only-Produkten? Ggf. zusätzliche Potentiale für Lastmanagement am Regelenergiemarkt? / / Europäische Entwicklungen, die sich teils in Guidelines und Network Codes manifestieren, sind zu beachten und möglichst aktiv zu begleiten: / Hinterfragung bestehender Rollenmodelle und wo nötig deren konsequente Weiterentwicklung / Harmonisierung von Produkten und Geschäftsmodellen Es ist geplant, auf Basis vorliegender Analysen zu Stärken und Schwächen der bisherigen Regelung eine AbLaV-Novelle durchzuführen: / Verlängerung der bestehenden Verordnung bis 30.06.2016, um Kontinuität für die Beschaffung und Nutzung abschaltbarer Lasten zu gewährleisten / Inkrafttreten einer novellierten AbLaV spätestens zum 1. Juli 2016 Seite 36 DSM – Erfahrungen und Perspektiven aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers SINNVOLLE ECKPUNKTE EINER ABLAV-NOVELLIERUNG Die folgenden Eckpunkte* sollten bei der geplanten AbLaV-Novellierung berücksichtigt werden: An verfügbares Potential annähern, ohne Nutzbarkeit zu verlieren: • Mindestgebotsgröße absenken und geforderte Gesamtverfügbarkeit sinnvoll reduzieren Industrielle Planungsprozesse berücksichtigen: • Wöchentlich und/oder täglich ausschreiben Flexibilität gewähren: • kurzfristige Anpassungen der Abrufbarkeit ermöglichen Komplexe Last- und Abschaltprozesse über Produkte handhabbar halten: • Produktkomplexität reduzieren Maximaler Nutzen für Netz- und Systemsicherheit: Seite 37 • Einsatz der Abschaltleistung für Engpassmanagement und Systembilanzstützung * vgl. auch Stellungnahme der TransnetBW zum Weißbuch Strommarktdesign des BMWi VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT Dr.-Ing. Tobias Weißbach PRODUKTE & GRUNDSATZFRAGEN T +49 711 21858-3326 [email protected] TRANSNETBW GMBH PARISER PLATZ OSLOER STRAßE 15 - 17 70173 STUTTGART www.transnetbw.de
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