Dr. Ralph Pfeiffer Entwicklung europäischer Network Codes zu Anschlussbedingungen von Netzkunden...

Dr. Ralph Pfeiffer

Entwicklung europäischer „Network Codes“ zu Anschlussbedingungen von Netzkunden

16. Kasseler Symposium Energie Systemtechnik „Netzintegration Erneuerbarer Energien“

07.10.2011

Inhalt

1. Struktur & Inhalte des 3. Binnenmarktpakets

2. Netzkodizes oder „Network Codes“

3. Network Code „Connection Requirements for Generators“

4. Zusammenfassung

07 Oktober 2011 |

Struktur des 3. Binnenmarktpakets

Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates über

gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG

Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des europäischen Parlaments und des Rates über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel

und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003

Verordnung (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates

zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden

- 3. Energiebinnenmarktpaket legt neuen gesetzlichen Rahmen für europäischen Gas- sowie den europäischen Elektrizitätssektor fest

- Strombereich enthält die folgenden Rechtsvorschriften:

Strom-RL

Stromhandels-VO

ACER-VO

Umsetzung in nationales Recht

binnen 18 Monaten

Gelten unmittelbar in jedem Mitgliedsstaat

(keine Umsetzung notwendig)

07 Oktober 2011 |

Ziele & Neuerungen der Verordnung Nr. 714/2009

Ziele

Erhöhung der Marktintegration & Einbindung Erneuerbarer Energien

Stärkung des Wettbewerbs

Neuerungen

Artikel 4: Gründung des Verbandes der Übertragungsnetzbetreiber „ENTSO-E“

Artikel 6: Harmonisierte Regelsetzung in Europa durch Erstellung von „Network Codes“

Artikel 8: Aufgaben ENTSO-E: Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplan (TYNDP), Berichte, Network Codes

07 Oktober 2011 |

Inhalt




4. Zusammenfassung

07 Oktober 2011 |

Netzkodizes für folgende Bereiche

Netzsicherheit/-zuverlässigkeit Interoperabilität Verfahren bei Notfällen Netzanschluss Kapazitätsvergabe/Engpassmanagement Netzzugang Dritter Transparenz Austausch von Ausgleichsenergie &

Regeln für Reserveleistung Datenaustausch/Abrechnung Übertragungsentgeltstrukturen Energieeffizienz bei Stromnetzen Regeln für den Handel

Priorität I*

Priorität II*

Priorität III*

Priorität IV*

*aus: ERGEG Konsultationsergebnisse: „Implementing the 3rd package“, ggf. Durchführung in der Interimsphase notwendig ** In vorläufiger Prioritätenliste aus Discussion Paper EU Kommission aufgeführt!!

07 Oktober 2011 |

Kernelemente des Prozesses

Der EU-Gesetzgebungsprozess

Komitologie Die Network Codes werdrn für alle Markteilnehmer Gesetz und verpflichtend

“Wie ist es zu machen”

Netzkodizes Erstellung der Regeln

“Was ist zu machen?”

Rahmenleitlinien Identifizierung der Kernanforderungen an die Network Codes

07 Oktober 2011 |

Inhalt




4. Zusammenfassung

07 Oktober 2011 |

Rahmenleitlinie „Netzanschluss“ und korrespondierende Netzkodizes

Grid connection requirements for generators

Grid connection requirements for

DSOs and end customers

Grid connection requirements for HVDC links

Grid connection procedures

Network Codes

Q2/2012 Q4/2012

Q4/2013 Q4/2014

Mandate 29.07.2011

07 Oktober 2011 |

• Technische Anforderungen an Kraftwerke als Voraussetzung für den Netzanschluss

– für neue Kraftwerke mit Anschluss an das Übertragungs- oder Verteilnetz

– für Bestandskraftwerke, wenn dies vom jeweiligen Übertragungsnetz-betreiber beantragt und durch die nationale Regulierungsbehörde genehmigt wird

• Erfüllung der Anforderungen durch (Abnahme-)Tests und Simulationen

• Freistellung von technischen Anforderungen

– Kriterien

– Genehmigung durch die nationale Regulierungsbehörde nach Prüfung und Bewertung eines Freistellungsantrags durch den Anschlussnetzbetreiber

Geltungsbereich und Regelungsinhalt

07 Oktober 2011 |

Struktur des Netzkodex

Allgemeine Anschlussbedingungen für alle Kraftwerke

Netzkodex „Anschlussbedingungen für Kraftwerke“

Systemweite Anforderungen

Regional spezifische Anforderungen

…Abschnitt

Synchrongeneratoren



…Abschnitt

Power Park Modules



…AbschnittOffshore

07 Oktober 2011 |

Kategorisierung der Kraftwerke

Kategorie Spannungsebene Installierte Leistung

A < 110 kV 400 W

B < 110 kV

Continental Europe: 0.1 MW

Nordic: 1.5 MW

Great Britain: 1 MW

Ireland: 0.1 MW

Baltic: 0.1 MW

C < 110 kV

Continental Europe: 10 MW

Nordic: 10 MW

Great Britain: 10 MW

Ireland: 5 MW

Baltic: 5 MW

D ≥ 110 kV ./.

07 Oktober 2011 |

Beispiele für allgemeine Anschlussbedingungen

07 Oktober 2011 |

Title Requirement type Type A Type B Type C Type DFREQUENCY Frequency stability X X X XLIMITED FREQUENCY SENSITIVE MODE (OVERFREQUENCY) Frequency stability X X X X

RATE OF CHANGE OF FREQUENCY WITHSTAND CAPABILITY Frequency stability X X X X

POWER/VOLTAGE QUALITY General system management X X X XTRANSFORMER NEUTRAL-POINT TREATMENT General system management X X X XHIGH/LOW VOLTAGE DISCONNECTION Voltage stability X X X

REMOTE SWITCH ON/OFF Frequency stability X XCONTROL SCHEMES AND SETTINGS General system management X X X

ELECTRICAL PROTECTION SCHEMES AND SETTINGS General system management X X X

PRIORITY RANKING OF PROTECTION AND CONTROL General system management X X X

SYNCHRONISATION General system management X X XAUTO RECLOSURES Robustness of Generating Units X X XCAPABILITY OF RECONNECTION AFTER AN INCIDENTAL DISCONNECTION DUE TO A NETWORK DISTURBANCE

System restoration X X X

Title Requirement type Type A Type B Type C Type DREACTIVE POWER CAPABILITY (SIMPLE) Voltage stability X X

FAULT RIDE THROUGH CAPABILITY OF POWER PARK MODULES CONNECTED BELOW 110 kV

Robustness of Generating Units X X

POST FAULT ACTIVE POWER RECOVERY

Robustness of Generating Units X X X

REACTIVE CURRENT INJECTION Voltage stability X X X

SYNTHETIC INERTIAL CAPABILITY Frequency stability X XPRIORITY TO ACTIVE OR REACTIVE POWER CONTRIBUTION Voltage stability X X

REACTIVE POWER CAPABILITY AT MAXIMUM ACTIVE POWER Voltage stability X X

REACTIVE POWER CAPABILITY BELOW MAXIMUM ACTIVE POWER

Voltage stability X X

REACTIVE POWER CONTROL MODES Voltage stability X X

FAULT RIDE THROUGH CAPABILITY OF POWER PARK MODULES CONNECTED AT 110 kV OR ABOVE

Robustness of Generating Units X

Beispiele für Anschlussbedingungen Power Park Modules

07 Oktober 2011 |

„Frequently Asked Questions“

• Warum gilt der Netzkodex auch für dezentrale Erzeugung bis 400W?

• Warum ist der Netzkodex so detailliert?

• Warum soll der Netzkodex für bestehende Kraftwerke gelten?

07 Oktober 2011 |

Warum gilt der Netzkodex auch für dezentrale Erzeugung bis 400W?

• Framework Guidelines:The network code(s) developed according to these Framework Guidelines shall define appropriate minimum standards and requirements applicable to all significant grid users.

• Situation in Europa

- dezentrale Erzeugung nimmt sehr schnell zu

- Das Verhalten von 200.000 Anlagen á 5 kW kann den gleichen Einfluss auf die Systemsicherheit haben wie ein 1000-MW-Generator, daher müssen netzverträgliche Regeln (Frequenzverhalten) gefordert werden, um die Integration der neuen Erzeugung zu ermöglichen.

Die europäische Gesetzgebung und die Framework Guidelines fordern die Gewährleistung der Systemsicherheit durch das neue Regelwerk

Das Regelwerk muss zukunftsorientiert ausgerichtet sein und Entwicklungen der Erzeugungsanlagenportfolios berücksichtigen

07 Oktober 2011 |

Warum ist der Kodex so detailliert?

• Netzkodex folgt dem Prinzip der Subsidiarität und Verhältnismäßigkeit

- Anforderungen mit größten, unmittelbaren Auswirkungen aus die Systemsicherheit weisen die höchste Detaillierungsstufe auf: Festlegung von Methoden/Prinzipien und Parametern

- für Anforderungen, die zur Gewährleistung der Systemsicherheit regional spezifisch ausgeprägt werden müssen, werden nur Methoden/Prinzipien festgelegt

• Stakeholder wünschen präzise, detaillierte Regelungen:

- der Netzkodex soll zu einer Harmonisierung der Regeln dienen

- wenn die Regeln hinreichend präzise und detailliert formuliert werden, ist ein einheitliches Verständnis möglich - Fehlinterpretationen werden vermieden

- harmonisierte Regelungen fördern die Standardisierung durch die Hersteller und senken Kosten

- Präzise Regelungen sind nicht mit einer Vorgabe von Technologiekonzepten gleichzusetzen

07 Oktober 2011 |

Warum soll der Netzkodex für bestehende Kraftwerke gelten?

• Framework Guidelines: The applicability of the standards and requirements to pre-existing significant grid users shall be decided on a national basis by the NRA, based on a proposal from the relevant TSO, after a public consultation. The TSO proposal shall be made on the basis of a sound and transparent quantitative cost-benefit analysis that shall demonstrate the socio-economic benefit, in particular of retroactive application of the minimum standards and requirements.

• Position ENTSO-EAnwendung auf Bestandskraftwerke ist eine Kann-Bestimmung, die der verantwortliche TSO bei der Regulierungsbehörde beantragen kann und mit einer Kosten-Nutzen-Analysen begründen muss.

Eine Anwendung auf Bestandskraftwerke ist in begründeten Fällen möglich und wird sich auf einzelne Bestimmungen beschränken.

07 Oktober 2011 |

Inhalt




4. Zusammenfassung

07 Oktober 2011 |

Zusammenfassung

Durch das 3. Binnenmarktpaket wird eine europäische Regelsetzung implementiert.

Die zu regelnden Sachverhalte sind im 3. Binnenmarktpaket benannt und werden in den „Rahmenleitlinien“ konkretisiert.

Die „Netzkodizes“ werden europäisches Gesetz.

Der erste Netzkodex regelt „Grid Connection Requirements for Generators“ und wird voraussichtlich in Q2/2012 der ACER vorgelegt.

Stakeholder können sich an der Entwicklung im Rahmen der Konsultation beteiligen – darüber hinaus sucht ENTSO-E frühzeitig den Dialog.

07 Oktober 2011 |

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