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

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

2 VE Transmission / Scheibner 2 Gliederung Teil 1 1. Motivation zur Änderung der AufgabenverteilungFolie Aufgabenzuordnung Folie Funktionswandel hin zu einem TCC Folie Koordiniertes ZusammenwirkenFolie Umgesetzte Struktur ab Folie Front OfficeFolie 10 Teil 2 Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG 7. SachverhaltFolie Ergebnis aus Sicht VE-TFolie 19

3 VE Transmission / Scheibner 3 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.

4 VE Transmission / Scheibner 4 Aufgabenzuordnung - Netzverluste 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. aufgeteilt nach längerfristiger Terminbeschaffung und kurzfristiger Day-ahead-Beschaffung durch Energy Management. Beschaffung

5 VE Transmission / Scheibner 5 Aufgabenzuordnung - Regelenergie Systemführung Verantwortung für die Systemsicherheit entsprechend §§ 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

6 VE Transmission / Scheibner 6 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

7 VE Transmission / Scheibner 7 Funktionswandel hin zu einem TCC HSL TCC Daten- management Auktionierung Netzkapazitäten Windpower- management Koordination ENTSO-E Wide Area Monitoring Auktionierung Kraftwerke Ausschreibung von SDL zukunftsorientiertes Control Center Video- überwachung Regelzonenmanagement/Systemführung Spannungshaltung Frequenzhaltung Stabilitäts- überwachung Steuerung/Überwa- chung virtueller KW Fulfillment of basis protection concept EM Systemführung EM Energy Management

8 VE Transmission / Scheibner 8 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 BO

9 VE Transmission / Scheibner 9 Umgesetzte Struktur ab 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 eingeführt. T-E andere Bereiche Front Office

10 VE Transmission / Scheibner 10 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 aufgrund der stetig steigenden Anforderungen aus kritischen Netzbelastungen.

11 VE Transmission / Scheibner 11 Front Office - Historie und Highlights Sep 08Okt 08 Start EEX (5-Tage) DA (7 Tage) 1. September Nov 08Dez 08Jan 09Feb 09Apr 09Mär 09 Start EEX (7-Tage) 1. Oktober Start ID im 1-Schichtbetrieb 1. Dezember Start ID im 2-Schichtbetrieb 1. Februar Erstes ID-Geschäft an der EEX 27. Februar Start DA-Handel für Dritte 1. März Start ID-Handel für Dritte 16. März Start ID im 3-Schichtbetrieb 1. April Vollst. Trennung von FPM und Front Office gewährleistet 15. Januar

12 VE Transmission / Scheibner Übersicht der von VE-T gehandelten DA-Volumina

13 VE Transmission / Scheibner 13 Front Office - Erklärung an die EEX zum Intraday-Handel

14 VE Transmission / Scheibner 14 Front Office – Werbung für den EEX-Intraday-Handel DATUM Vattenfall Europe Transmission stärkt Intraday-Handel an der EEX Als 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 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 / , (Auszug)

15 VE Transmission / Scheibner 15 Frontoffice - BNetzA-Beschluß BK In dem Verwaltungsverfahren wegen der Festlegung zum Bilanzkreis für Energie nach dem EEG wurde am 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 aus erneuerbaren Energien und dem zu liefernden Band zu beschaffen 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 umzusetzen. … … … Sind auf Kurs!

16 VE Transmission / Scheibner 16 Teil 2 Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG

17 VE Transmission / Scheibner 17 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?

18 VE Transmission / Scheibner 18 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

19 VE Transmission / Scheibner 19 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

20 VE Transmission / Scheibner 20 Danke für Ihre Aufmerksamkeit !


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