Internationale Optimierung von Regelreserven - Lessons Learned aus dem Echtbetrieb und zukünftige Entwicklungen - IEWT 2021
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Internationale Optimierung von Regelreserven Lessons Learned aus dem Echtbetrieb und zukünftige Entwicklungen Matthias Eder (Vortragender), Christian Spindler, Christina Wirrer, Markus Riegler, Christian Todem IEWT 2021, 08.09.2021 © Austrian Power Grid Österreich braucht Strom.
Arten von Regelreserven
Übersicht
Ziele
• Systemausgleich bei Abweichungen zwischen Angebot
und Nachfrage in Echtzeit
• Stabilisierung der Netzfrequenz (50Hz) der Regelzone
Instrumente eines Übertragungsnetzbetreibers (TSO)
• Primärregelreserve – FCR: Einsatz innerhalb 30s
• Sekundärregelreserve – aFRR: Einsatz innerhalb 5min (AT)
• Tertiärregelreserve – mFRR: Einsatz innerhalb 12,5min
• Ersatzreserven – RR (nicht relevant für AT)
© Austrian Power Grid
Regelreserve-Kooperationen
Gesetzliche Grundlage: Electricity Balancing Guideline
[Verordnung (EU) 2017/2195 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem (kurz: EBGL)]
Gemäß Artikel 19-22 EBGL müssen 4 Europäische Plattformen geschaffen werden:
• Art 19: Europ. Plattform für den Austausch von Regelarbeit aus Ersatzreserven (Replacement Reserves)
→ TERRE - Trans European Replacement Reserves Exchange
• Art 20: Europ. Plattform für den Austausch von Regelarbeit aus Frequenzwiederherstellungsreserven mit
manueller Aktivierung (manual Frequency Restoration Reserves)
→ MARI - Manually Activated Reserves Initiative
• Art 21: Europ. Plattform für den Austausch von Regelarbeit aus Frequenzwiederherstellungsreserven mit
automatischer Aktivierung (automatic Frequency Restoration Reserves)
→ PICASSO - Platform for the Internat. Coord. of Automated Freq. Restoration and Stable System Operation
• Art 22: Europ. Plattform für das Imbalance Netting Verfahren
→ IGCC - International Grid Control Cooperation
© Austrian Power Grid 3Regelreserve-Kooperationen
APG als Vorreiter für internationale Zusammenarbeit
Sekundärregelung Tertiärregelung
aFRR-Kooperation mit DE mFRR-Kooperation mit DE
PICASSO MARI
Observer (MARI)
Imbalance Netting Primärregelreserve
IGCC
Observer
© Austrian Power Grid 4Regelreserve-Kooperationen
Steigerung Liquidität und Wettbewerb
Energieausschreibungen SRR/TRR: Verkürzung der Produktzeitscheiben und Vorlaufzeiten
• von wöchentlichen Ausschreibungen für peak/offpeak-Stunden
• bis Ziel PICASSO/MARI: Ausschreibungen im 15min Takt für 15min Produkte
Start TRR-Kooperation AT-DE
(Aktivierung)
Start SRR-Kooperation AT-DE
Lokale marktbasierte Start SRR-Kooperation AT-DE (Beschaffung)
Beschaffung v. SRR und TRR SRR/TRR: Verkürzung Produkte
Beitritt IGCC (Aktivierung) FCR: Verkürzung Produkte (4h) und
(4h) und tägliche Ausschreibungen
tägliche Ausschreibungen
FCR-Beitritt FCR-Erweiterung DE+NL
FCR-Erweiterung FR FCR: Marginal Pricing
250
Regelreservekosten
200
[MEUR]
150 TRR
100 SRR
PRR
50
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
© Austrian Power Grid 5PICASSO/MARI – Roadmap AT
Vorbereitung auf europ. Zielmodell
Vorbereitende Maßnahmen AT/DE Zielmodell EU (verpfl. ab 07/2022)
Regel-
arbeitsmarkt PICASSO MARI
AT/DE Noch kurzfristigerer Markt: (zusätzlich zu links:)
Kooperationen
TRR und SRR 15min-Produkte Erweiterte Gebotsoptionen
Kurzfristigerer Markt für Gate Closure t-25min Teilbarkeit von Geboten
Flexibilitäten, ohne Gebote mit unterschiedl.
Leistungszuschlag Mindestgebotsgröße 1MW Aktivierungsmöglichkeiten (zeitl.)
Untertägige Gebotsverlinkungen, Möglichkeit
Energieausschreibungen bis Abrechnungsprinzip Marginal von Bezügen zw. Geboten mit
60min vor Lieferperiode Pricing anstatt Pay as Bid Auswirkung auf
Grenzüberschreitender
(Gate Closure t-60min) Verfügbarkeit/Preis
Austausch mit DE:
Gemeinsame → kein Zuschlag in der Optimierungs- und
Leistungsbeschaffung und Leistungsausschreibung Abrechnungstakt 4-sekündlich
mehr nötig („Free Bids“) (aFRR)
Gemeinsame Abrufoptimierung
mit DE (4h-Produkte)
Reduktion und Harmonisierung
Min./Max.-Gebotsgrößen
© Austrian Power Grid 6PICASSO/MARI
Wesentliche Herausforderungen Sicherheit und Zuverlässigkeit
der Datenübermittlung
…zwischen APG und zentralen
Kurzfristigkeit
Optimierungstakt 4-sekündlich
Optimierungssystemen; trotz hoher
Datenmengen
.. 15min-Produkte (Lieferperiode) Ziel: synchroner Informationsstand Projektorganisation
Erweiterte Gebotsoptionen
Kurze Vorlaufzeit (GCT t-25min) zwischen APG-Abrufsystemen, zentralen Standardisierung
Optimierungssystemen und ..
Minimale Optimierungszyklen/ Regelreserveanbietern Harmonisierung
Algorithmuslaufzeiten
Knapp 30
Übertragungsnetzbetreiber mit
Absicherung des Prozesses individuellen
Bedürfnissen/Interessen
Schnelle Datenverarbeitung
Kurzfristige Nichtverfügbarkeit/ Zusatzanforderungen
Nichterreichbarkeit eines Anbieters Stakeholder (Regulatoren,
Berücksichtigung hoher Anzahl an darf Systemsicherheit nicht Marktteilnehmer,…)
komplexen Nebenbedingungen in beeinträchtigen
kurzfristigen Optimierungsschritten
Vorbereitung und Schulung der
Prozesslaufzeiten kritisch für Operatoren, sodass Situationen zu
zentralen Optimierungsalgorithmus jeder Zeit kontrollierbar
Fallbackmechanismen
© Austrian Power Grid 7Komplexität
PICASSO/MARI Nachvollziehbarkeit
Transparenz
Lessons Learned bisher
• Stufenweise Öffnung der
Gebotszonengrenzen für
Regelreservekooperationen
• Ergebnisse aus Optimierungssystemen Einfluss Markt-
Liquidität schwer zu reproduzieren
(Datenmengen; Anzahl der
/Netzsituation der
• Bisher geringer Effekt der Abhängigkeiten im Kooperationsregion
Verschiebung der GCT näher an Optimierungsproblem)
• Ständige Änderung der Gebotsliste
Echtzeit (t-60min)
(zukünftig ¼-Stündlich) und damit
• Geringer Anteil an Free Bids ständige Umverteilung des Bedarfs
→ kurzfristige Gebotsabgabe mit Anforderungsumfang und Technische mit starker Auswirkung auf
erheblichem Aufwand seitens Umsetzung Grenzflüsse
Regelreserveanbieter verbunden
• Preissignale regional statt lokal
• Marktzugang muss v.a. im Hinblick auf • Konzepte stoßen an Grenzen der
15min-Produkte noch bedeutend Machbarkeit. Stark begrenzte
niederschwelliger sein (z.B. zusätzliche Prozesslaufzeiten (Algorithmus;
Schnittstellen) Datenaustausch;…)
• Möglicherweise nicht alle Nebenbedingungen
und Anforderungen aller Marktteilnehmer in
gesamter Kooperationsregion
vereinbar/berücksichtigbar
• Ertüchtigung auch auf Marktteilnehmerseite
zeitlich und inhaltlich herausfordernd
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