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?
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 4
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 6
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 7
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 8
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 9
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 11
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
Individuelle Verträge
Individuelle Verträge
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel"
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 16
Primärregelung
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 17
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.)
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 18
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 19
+431 24724
www.e-control.at
Kontakt
DI Stefan Vögel
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 20
0
21
Backup
Die Beschaffung von Regelenergie erfolgt grundsätzlich in drei Produktkategorien
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 23
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)
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 25
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
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 26
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)
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel"
Sekundärregelung - Arbeitspreis: Abrufmenge abhängig von (relativer) Höhe
Hinweis: Abruf 200 MW x 7 Tage x 24 Stunden = 33,6 GWh
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 28
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?
10.11.2015 Workshop "Energiemärkte im Wandel" 29
• 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