V erbände V ereinbarung Strom - II +

transcript

VV-II+ David Wenger, Frank Peter

Verbändevereinbarungüber

Kriterien zur Bestimmung vonNetznutzungsentgelten für elektrische Energie

und überPrinzipien der Netznutzung

vom 13. Dezember 2001

VerbändeVereinbarung Strom - II+

David Wenger

Frank Peter

Ziel des Vortrags

• Was ist die VV – II+?

• Welche Bedeutung hat sie für den Kunden?

• Wie wird das Netznutzungsentgelt berechnet?

• Was sind Bilanzkreise?

• Was sind Fahrpläne und wie wird mit Fahrplanabweichungen umgegangen

VV – II+

Basis für Vereinbarungen zwischen Netzbetreibern und –nutzern über die Netznutzung auf Vertragsbasis (NTPA) und die entsprechenden Entgelte

Autoren der VV – II+

• Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.• Verband der Industriellen Energie- und

Kraftwirtschaft• Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke• Verband der Netzbetreiber• Arbeitsgemeinschaft regionaler

Energieversorgungsunternehmen• Verband kommunaler Unternehmen

Die Rechtliche Situation

Grid - Code

Distribution - Code

Metering - Code

Verbindliche Rahmenbedingungen

EU-Richtlinie Strom96/92/EC

EnWG (Energiewirtschaftsgesetz)

Andere energiewirtschaftliche Gesetze (KWKG, EEG etc.)

Rechtssprechung

Umsetzung

VV - II+

VV-II+ ist rechtlich

nichtnicht verbindlich

Kraftwerks-betreiber

Übertragungsnetzbetreiber

Stadtwerke

Regionale Verteilergesellschaft

Endkunde

Komplettvertrag

Stadtwerke

Endkunde

Stromhändler

Stadtwerke

Endkunde

Stromhändler

bilaterale Verträge, können individuell gestaltet werden!!!

Für Strombezieher notwendige Verträge

• Anschlussvertrag (einmalig, max. P)

• Netznutzungsvertrag (mit bestimmter Laufzeit)

• Stromliefervertrag

Prinzipien der Preisbildung

• Kalkulatorische Kosten- und Erlösrechnung, getrennt für Netze und Umspannungen

• Handelsrechtlicher Jahresabschluss ggf. bezogen auf die entbündelten Bereiche Übertragung und Verteilung

• Übertragungs- und Verteilungspreise strukturell vergleichbarer Netzbetreiber

Spannungsebenen

Gleichzeitigkeitsgrad: ii

iNetz gPP *maxmax

Entgelt bei dezentraler Einspeisung

• Der Einspeiser erhält ein Entgelt, welches den gesparten Netznutzungsentgelten in den jeweils vorgelagerten Netzebenen entspricht. Bei Einspeisung in Niederspannung handelt es sich also z.B. um die Netznutzungspreise bei Entnahme in Mittelspannung.

• Ab einer Einspeisedauer >2500 h/a kann von einer Entlastung des vorgelagerten Netzes gesprochen werden.

• Um das Risiko bei Ausfällen einer dezentralen Erzeugungsanlage zu minimieren kann der Netzbetreiber Reservekapazität im vorgelagerten Netz bestellen und die dadurch entstehenden Kosten mit dem Leistungsentgelt verrechnen.

Rahmenvertrag (Netzbetreiber – Händler)

regelt:

• welche Kunden der Händler beliefert

• welchem Bilanzkreis diese Kunden angehören

• Anwendung von Lastprofilen

• Erfassung und Weitergabe von Verbrauchsdaten

• Abrechnung von Lieferabweichungen ( Mehr- und Mindermengen, Risikozuschlag)

Bilanzkreisvertrag (ÜNB – BKV)

• Bildung, Abwicklung und Abrechnung des Bilanzkreises

• Sonstige Regelungen

• Vertragskündigung, wenn Händler insolvent ist oder ständig Last nicht deckt

Was sind Bilanzkreise???

• virtuelle Gebilde innerhalb Regelzone

• Innerhalb des BK werden alle Einspeisungen und Entnahmen bilanziert

• Ein Bilanzkreis hat einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV)

Warum ein Bilanzkreis ???

Strommarktliberalisierung:

• Einspeisung und Entnahme nicht zwangsläufig in einem Netzgebiet

• Daher Bilanzierung über Einspeisung und Entnahme im Netzgebiet

• Abweichung wird als Bilanzkreisabweichung bezeichnet

Quelle: DVG-Heidelberg

Der Bilanzkreisverantwortliche

• BKV ist finanziell verantwortlich für Bilanzkreisabweichung

• Geschäftsabwicklung mit dem ÜNB

Rund um den Bilanzkreis

• Bilanzkreise auf Regelzonen beschränkt

• Wechsel von Bilanzkreis mit Frist von einem Monat zum Ablauf des Folgemonats möglich

• Anmeldung beim ÜNB nur für Stromlieferung zwischen zwei Bilanzkreisen, sog. Austauschfahrplänen

Rund um den Bilanzkreis II

• Kraftwerke mit Leistung > 100 MW müssen Einspeisefahrplan abgeben

• Abgabe der Fahrpläne bis spätestens 14:30 Uhr des vorausgehenden Werktages

• Netzengpassbekanntgabe durch den ÜNB

• Kurzfristige Fahrplanänderungen möglich

• 9 Bilanzkreistypen

Bilanzkreistypen

Erzeugung innerhalb der Regelzone

Entnahme innerhalb der Regelzone

Erzeugung außerhalb der Regelzone

Entnahme außerhalb der Regelzone

Das Fahrplanmanagement

• Zwischen dem BKV und dem ÜNB werden die Fahrpläne abgestimmt

• Ablauf in drei Phasen

• Fahrplangenehmigung nach den Kriterien des sicheren Netzbetriebs durch den ÜNB

Informationen des BKV an den ÜNB im Rahmen eines Fahrplans• alle Summen- Austauschfahrpläne mit

anderen Bilanzkreisen innerhalb der jeweiligen Regelzone

• alle Summen- Austauschfahrpläne mit den eigenen Bilanzkreisen in den jeweiligen anderen Regelzonen

• alle Bezugsfahrpläne aus Kraftwerken, die einen offenen Vertrag mit einem anderen BKV haben

Fahrplanänderungen innerhalb der Regelzonen

• Nachträglich bis 16 Uhr des Folgetags• Damit: Ausgleich von Mehr- und Mindermengen• Gültig: innerhalb von Regelzonen ab Inkrafttreten• Folge: Absenkung des Bedarfs an Regelenergie

für die Bilanzkreise• Beschränkung auf 6 Änderungen pro Zeitreihe

Änderungen für Regelzonen –Austauschfahrpläne

• Intra- Tageshandels ab 1.4.2002 durch RWE, ENBW• Damit: Fahrplanänderung bei Überschreitung von

Regelzonen zu 3 Zeitpunkten für aktuellen Tag• Testverfahren ist offen für die Österreich- ÜNB APG,

TIWAG und VKW)• Testverfahren endet am 31.10.2002• dann Entscheidung in welcher Form ab 1.11.2002 alle

ÜNB fortfahren werden

Bilanzkreistypen Bsp.I

Bestimmung der Bilanzabweichung im Bsp. I

Abweichung = Istentnahme (Zählung)

Isteinspeisung (Zählung/Abrechnungswerte)

Bilanzkreistypen Bsp.II

Bestimmung der Bilanzabweichung im Bsp. II

Abweichung = Istentnahme (Zählung)

- Übergabefahrpläne

Der Ausgleich zwischen Entnahme und Einspeisung

• Durch den ÜNB sichergestellt

• ÜNB stellt Regelenergie zur Verfügung

• Im Vorab werden Toleranzbänder vorgesehen

Toleranzbänder

• Bezugsgröße:

P Max = kumulierte zeitgleiche 15- Minuten- Höchstlast eines Monats aller Entnahmestellen eines Bilanzkreises

• Toleranzwert: = 5 % * P Max bei Toleranzband von 5%

Toleranzbänder

• Standardtoleranz: +/- 5% des Bezugswerts• Kosten im Netznutzungsentgelt enthalten• Zusätzlich bei ÜNB ohne auktionierte Regelenergie• Erweiterter Toleranzbereich TB: max. +/- 20% des

Bezugswerts - vorab festzulegen• Toleranzband über 5% zusätzlich

Systemdienstleistungskosten entstehen für den Nutzer

• Erweiterter TB begrenzt: max. +/- 5 MW

Beispiel für Toleranzbänder aus der VV-II+

• Bilanzkreis A mit 5 Entnahmestellen und eine kumulierten zeitgleichen Höchstlast Im Abrechnungsmonat von 28,8 MW

• Bezugswert für Toleranz und Naturalausgleich: 28,8 MW

• Toleranzbänder: Standard 5 % = 1,44 MW

Erweitert 10% = 2, 88 MW

Maximum 17,4% = 5, 0 MW

Vereinbartes Toleranzband: 5 - 17,4 %

Formen der Bilanzabweichung

in n erh a lb d es TB au ß erh a lb d es TB

A b w e ich u n g

... innerhalb des Toleranzbandes

• Naturalausgleich nach 2 Tarifzonen:

max. 6 Volllaststunden im HT

max. 4 Volllaststunden im NT

• Darüber hinaus gehende Kontostände werden entweder als Arbeitspreise berechnet oder vergütet

... außerhalb der Toleranzbandes

• Verrechnung erfolgt mit asymmetrischen, marktgerechten Arbeitspreisen

• Problem bei Kunden ohne ¼-h- Zählung, Abrechnung erfolgt über Lastprofile

• Kosten werden verursachungsorientiert auf die Kundengruppe verteilt

Regelenergie

P rim ä rreg e lle is tu n g S eku n d ä rreg e lle is tu n g M in u ten reserve

R eg e len erg ie

Primärregelung

• im Sekundenbereich automatisch wirkende stabilisierende Wirkleistungsregelung des gesamten zusammengeschalteten, synchron betriebenen Drehstrom-Verbundnetzes.

• entsteht aus dem Aktivbeitrag der Kraftwerke bei Änderung der Netzfrequenz und wird unterstützt durch den Passivbeitrag der von der Netzfrequenz abhängigen Lasten (Selbstregeleffekt).

Sekundärregelung

• gebietsbezogene Beeinflussung durch die Erzeugungseinheiten eines Versorgungssystems

• Sicherstellung des Energieaustausches des Gebietes (Regelzone) mit dem übrigen Verbund

• Sekundärregelung durch eine Leistungs-Frequenz-Regelung technisch umgesetzt

Minutenreserve

• Soll nach Eintritt eines Leistungsausfalls ohne Verzögerung eingesetzt werden können

• muss spätestens nach 15 Minuten die Sekundenreserve ablösen

• Bereitstellung laufenden thermischen Kraftwerken, ferner durch den Einsatz von Speicher-, Pumpspeicher-Kraftwerken sowie Gasturbinen und Abschaltung von Kundenlasten

• Die gesamte unter Sekundärregelung und manuell verfügbare Minutenreserve muss mindestens so groß sein wie die größte Kraftwerksblockleistung, um die Frequenzabweichungen durch Ausfälle schnell genug ausregeln zu können.

VV-II+, der richtige Weg ???VV-II+, der richtige Weg ???

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