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Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung

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dena Plattform Systemdienstleistung. Mai 2016

5 Aktuelle

5 Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf. erstellen. Gemäß § 12 Abs. 2 EnWG haben auch die Übertragungsnetzbetreiber anderen Netzbetreibern, mit deren Netzen die Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen. Der Daten- und Informationsaustausch zwischen Betreibern von Erzeugungsanlagen bzw. Einsatzverantwortlichen, Verteilnetzbetreibern, Übertragungsnetzbetreibern, Lieferanten sowie gewerblichen und industriellen Letztverbrauchern gemäß § 12 Abs. 4 EnWG wird als Energieinformationsnetz bezeichnet. Die vorgesehenen Verpflichtungen zur Informationsübermittlung sind nicht nur auf diejenigen Informationen beschränkt, die zur Erstellung einer Leistungsbilanz durch die ÜNB erforderlich sind, sondern zielen vielmehr auf eine umfassende Zulieferung von aktuellen und erwarteten Einspeise-, Verbrauchs- und Zustandsdaten ab, um auf dieser Basis einen optimierten und sicheren Netz- und Systembetrieb bei hohen Anteilen von EE zu ermöglichen. Das EnWG ermächtigt die Bundesnetzagentur, Festlegungen zur Konkretisierung der gesetzlichen Vorgaben zu erlassen. Nach § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG kann die Regulierungsbehörde Festlegungen gemäß § 29 Abs. 1 EnWG zur Konkretisierung des Kreises der nach § 12 Abs. 4 Satz 1 EnWG Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu Details der Datenweitergabe und zum Format, in dem die Daten dem betreffenden Netzbetreiber bereitgestellt werden, treffen. Die Übertragungsnetzbetreiber, die Betreiber von Erzeugungsanlagen sowie Vertreter der VNB erarbeiten gemeinsam in verschiedenen Projektgruppen unter Federführung des BDEW die Prozesse und technischen Details für den Aufbau des Energieinformationsnetzes für die Bundesnetzagentur. Das Energieinformationsnetz wird ein wesentliches Instrument für den Austausch von ÜNB, VNB und Anlagenbetreibern werden. Daher sollten auch Informationen erfasst werden, die für die Koordinationsprozesse zur Regelleistungserbringung nutzbar sind. 5.1.5 Netzampel. Mit der BDEW-Roadmap „Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland“ skizziert der BDEW das sogenannte Ampelkonzept. 27 Grundidee des Ampelkonzepts ist es, die Netzauslastung in Netzen transparent zu machen, sodass Marktakteure Netzbetreibern gezielt Flexibilität wie zum Beispiel den Zugriff auf Speicher anbieten können, um Netzengpässe zu bewirtschaften. Das Netzampelkonzept wird vom BDEW im Austausch mit der Bundesnetzagentur aktuell weiterentwickelt und in Diskussionspapieren, zum Beispiel „Smart Grids Ampelkonzept – Ausgestaltung der gelben Phase“, vertieft. 28 Das Netzampelkonzept dreht sich im Kern daher unter anderem um die Frage, wie eine effiziente Bewirtschaftung von Netzengpässen erfolgen kann. Die in der vorliegenden Analyse untersuchte Frage, wie die Erbringung von Systemdienstleistungen aus dem Verteilnetz für überlagerte Netzebenen koordiniert werden kann, ist damit eng verbunden. 27 BDEW (2015b) 28 BDEW (2015a) 26

5 Aktuelle Weiterentwicklungen und weiterer Untersuchungsbedarf. 5.2 Anforderungen an Lösungsansätze und weiterer Untersuchungsbedarf. Umgang mit und Vermeidung von Konfliktsituationen. Die vorliegende Problemanalyse zeigt, dass unter bestimmten Umständen Konfliktsituationen bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz auftreten können. Grundsätzlich gibt es zwei Möglichkeiten, damit zu verfahren: Vermeidung des Problems durch präventive Maßnahmen und Umgang mit dem Problem, wenn es im aktuellen Betrieb oder durch einen Störfall auftritt. Für den Umgang mit Ineffizienzen sollten klare Regeln definiert werden, die verschiedene Maßnahmen, die in Konflikt miteinander geraten können, nach ihrer Wichtigkeit priorisieren. Als praktizierte Verfahrensweise der VNB zum Umgang mit Zielkonflikten dient heute die Regelung „U und I vor f“, die besagt, dass lokale Probleme Vorrang haben, um Sach- und Personenschäden zu vermeiden. Eine Differenzierung zwischen technischen Einheiten, die Regelleistung vorhalten, und solchen, die dies nicht tun, ist nach heutiger Informationslage für den VNB nicht möglich. Für damit gegebenenfalls einhergehende Probleme bei der möglichst effizienten Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz müssen zukünftig Lösungen gefunden werden. Koordinationsprozesse zur Prävention von Konflikten sind dann sinnvoll, wenn der Mehrwert größer als der Aufwand ist. Um dies quantitativ beurteilen zu können, sollten energiewirtschaftliche Untersuchungen erfolgen, welche die Relevanz der beschriebenen Symptome bewerten und Maßgaben entwickeln, ab wann der Mehrwert den organisatorischen Mehraufwand rechtfertigt. Abhängigkeit des Lösungsansatzes vom Zeithorizont. Um Zielkonflikte zwischen Regelleistungserbringung und NSM zu vermeiden, müssen notwendige Informationen mit ausreichendem zeitlichem Vorlauf verfügbar sein. Nach der der Ausschreibung der Regelleistung sind die potenziellen Anbieter bekannt, nicht jedoch, welche Anlagen aus ihrem Regelleistungspool diese einsetzen werden. Sollte der Ausschreibungszeitraum von Regelleistungsprodukten im Zuge der Weiterentwicklung des Regelenergiemarktes geändert werden, so sind Möglichkeiten zur Gestaltung von Koordinationsprozessen zu prüfen. Bezüglich des Zeitpunkts, ab dem der Netzbetreiber erkennt, dass Wirkleistungsanpassungen notwendig werden, lassen sich drei Fälle unterscheiden: • Eine Stilllegung von Anlagen und Leitungen aufgrund von Bau- und Instandsetzungsmaßnahmen ist langfristig vorher bekannt. • Mittelfristig, das heißt ein paar Tage vor Erbringungszeitpunkt, können NSM-Maßnahmen auf Basis von Wind- und Photovoltaik-Prognosen geplant werden. Solche Maßnahmen sind gerade in Netzen mit hohem EE-Anteil heute schon sehr häufig. So kann es in solchen Netzen täglich zu mehreren Eingriffen kommen. • Kurzfristig (untertägig) kann es zu Veränderungen der Wind- und Photovoltaik-Prognose kommen, die gegebenenfalls eine Anpassung der NSM-Maßnahmen erfordern, um Schutzabschaltungen zu vermeiden. Es ist zu prüfen, inwiefern für die unterschiedlichen Zeithorizonte, in denen die Notwendigkeit von NSM-Maßnahmen bekannt wird, unterschiedliche Lösungsstrategien zur Vermeidung von Ineffizienzen bei der Regelleistungsbereitstellung erforderlich sind. Bei lang- und mittelfristig dena-Plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 27

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