Energiestrategie 2050 Auswirkungen auf den Betrieb der...

Strategie Stromnetze, Cleantec City Forum, Bern, 21. März 2013

Energiestrategie 2050

Auswirkungen auf den Betrieb der Netze Dr. Christian Schaffner, Leiter Sektion Netze

2

Agenda

• Energiestrategie 2050 – Resultate AG und Massnahmen

• Strategie Stromnetze – Stand der Dinge

• Smart Grid Road Map

3

Agenda




4

• Hauptresultate der Übertragungsnetz-Studie im Auftrag des BFE:

– Gleiche Grössenordnung des Ausbaubedarfs für zentrale (z.B. C&E) und

dezentrale (z.B. D&E) Erzeugungsstruktur

– Übertragungsnetz der Schweiz wird wesentlich auch durch den Handel

zwischen den Nachbarländern belastet

– Ausbaubedarf bis 2050 zusätzlich zum «Strategischen Netz 2020» in einer

Grössenordnung von 300 bis 700 Mio. CHF

• Hauptresultate der Verteilnetz-Studie im Auftrag des BFE:

– Netzmengenerhöhungen vor allem in NE 4 und NE 6 (Trafos)

– «Innovative» Massnahmen können Netzausbaubedarf kosteneffizient

dämpfen -> Smart Grids sind notwendig!

– Steigerung des Niederspannungstarifs deutlich höher als Netzkosten,

aufgrund grossen Anteils der NE7-Kunden (Wälzungsmechanismus)

• Insgesamt rund 18 Mrd. für den Ausbau und Erneuerung im Übertragungsnetz

und den Ausbau im Verteilnetz bis 2050

Resultate aus dem Teilprojekt

Energienetze und Ausbaukosten

5

Beispiel Resultate: Verteilnetzstudie Consentec:

Relative Veränderung der Haushaltstarife (Netzanteil)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

2010 2035 2050

wwb C+E wwb D+E wwb D+E, ONS-Regelung wwb D+E, ESM90

nEP C+E nEP D+E nEP D+E, ONS-Regelung nEP D+E, ESM90

Höhe der Tarifänderung im Vergleich zur Netzkostenentwicklung weniger

stark abhängig von Korrelation zwischen Zubau und altersbedingter

Erneuerung (Consentec, 2012)

6

Stromnetze

Massnahmen Energiestrategie 2050

Umbau Netze Richtung Smart Grids (mit Massnahmenpaket I)

• Vorgaben zur Einführung von Smart Metern

• Technische Mindestanforderungen für intelligente Messsysteme

• Regelung der Kostentragung

Verfahrensbeschleunigung (mit Massnahmenpaket I)

• Einführung von Ordnungsfristen für Sachplan- und

Plangenehmigungsverfahren

• Verkürzung der Rechtsmittelverfahren

(Beschwerdemöglichkeit ans Bundesgericht nur noch bei

Entscheiden von grundsätzlicher Bedeutung)

Strategie Stromnetze (nachgelagert in einem Detailkonzept)

• Ziel: Adäquate Rahmenbedingungen für einen bedarfs- und

zeitgerechten Um- und Ausbau der Stromnetze

7

Energieperspektiven

Exkurs „Fluktuierende Stromerzeugung“

Achtung: Systemgrenze CH

8

Energieperspektiven

Exkurs „Fluktuierende Stromerzeugung“

Achtung: Systemgrenze CH

9

Agenda




10

Strategie Stromnetze – Zielsetzung

• Bedarfs- und zeitgerechte Entwicklung der Stromnetze

Erhöhte Planungssicherheit durch verbindliche Vorgaben zu den

erforderlichen Funktionalitäten der Stromnetze

Beseitigung Unsicherheit der Rahmenbedingungen durch Vorgabe

eines energiewirtschaftlichen Szenariorahmens

Erhöhung Akzeptanz durch transparenten Prozess der

Bedarfsermittlung mit Einbindung aller Stakeholder

Erhöhung Investitionssicherheit durch eine Ex-ante-Bestätigung des

Bedarfs für Leitungsprojekte

Vorab-Bedarfsermittlung entlastet Diskussionen der räumlichen

Koordination und das Bewilligungsverfahren

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Strategie Stromnetze – Leitlinien

1. Inländische Versorgung

2. Internationale Anbindung

3. Electricity Highways (Supergrid)

4. Koordination bei der Bedarfsermittlung

5. Langfristige und überörtliche räumliche Koordination

6. Nationale Bedeutung der Übertragungsnetze

7. Interessenabwägung Projekte Übertragungsnetze

8. Verkabelung auf der Hochspannungsebene (Netzebene 3)

9. Spannungsebenenübergreifende Kompensation

10. Anrechenbare Zusatzkosten von Netzprojekten

11. FE & D im Netzbereich (inkl. Smart Grid)

12. Mitwirkung und Kommunikation

12

Strategie Stromnetze – Übersicht Abläufe

13

Strategie Stromnetze – Zeitplan (1/2)

• Bisherige Schritte

23. Mai 2012:

Bundesratsentscheid zu Stossrichtung Strategie Stromnetze

Juni – August 2012:

Erarbeitung Entwurf Detailkonzept mit Input von BAFU, BAV, SECO, ElCom,

EnDK, BPUK, Swissgrid, VSE und SBB. Das ARE war in die Erarbeitung

involviert.

September – Oktober 2012:

Ämterkonsultation und Mitberichtsverfahren

31. Oktober 2012:

Bundesrat nimmt Entwurf Detailkonzept zur Kenntnis und erteilt UVEK den

Auftrag bis Frühjahr 2013 ein bereinigtes Detailkonzept zu erarbeiten.

November 2012 – Februar 2013:

Schriftliche Konsultation Entwurf Detailkonzept

14

Strategie Stromnetze – Zeitplan (2/2)

• Nächste Schritte

März 2013:

Auswertung Konsultation und Bereinigung Detailkonzept

anschliessend:

Bundesratsentscheid und Erarbeitung Vernehmlassungsvorlage

• Weiterführende Arbeiten (u.a.)

November 2012 – März 2013:

Studie zum energiewirtschaftlichen Szenariorahmen

Dezember 2012 – März 2013:

Studie zu Mehrkostenfaktor Verkabelung

Januar 2013 – Ende 2013/Anfang 2014:

Arbeiten für eine Smart Grid Roadmap

15

Agenda




16

Motivation: Koordination von Smart Grid Aktivitäten -

Die Smart Grid Road Map (SGR-CH) in der Schweiz

A B

C D

E

F

G

A B

C D

E F

G

SGR-CH

Das übergeordnete Ziel der Smart Grids Road Map ist die Bemühungen

und Aktivitäten aller involvierten Akteure hinsichtlich der Implementierung

eines Smart Grids in der Schweiz zu koordinieren.

17

Ziel der SGR-CH und des Smart Grids in der Schweiz

Visionen aller Akteure hinsichtlich der Ausgestaltung eines Schweizer Smart Grids

werden entwickelt und zu einer kohärenten Zielsystemdefinition konsolidiert.

Die SGR-CH ist ein konsensbasierter, inhaltlicher Leitfaden für die Entwicklung

und Implementierung von Smart Grid Funktionalitäten. Diese gewährleisten die

Versorgungssicherheit, die Erhöhung der Stromeffizienz und der Kosten-

effizienz im zukünftigen Stromnetz.

Die SGR-CH liefert einen Fahrplan für die benötigten Technologien, sowie die

operativen und politischen Rahmenbedingungen. .

Quelle: ETP Smart Grids

18

Randbedingungen der SGR-CH

• Zielgruppen: EVUs, NB, U-IKT, Umwelt-, Verbraucherverbände, Regulator

• Systemgrenze: Strom unter Beachtung von Schnittstellen zu anderen Energieträgern

• Funktionalitäten: Definition zuk. Netzfunktionalitäten in Abstimmung mit int. Zielen

• Rollen: Neue Rollen sowie Rollenveränderungen sollen antizipiert werden

• Schnittstellen Schnittstellen zwischen den neuen Rollen sollen antizipiert werden

• Kosten, Nutzen: Thematisierung wird angestrebt

• Smart Metering: Konkretisierung Art.15/17a, StromVG – Funktionalitäten + Zeithorizont

19

Backcasting als Vorgehensweise für den

Raodmappingprozess in der Schweiz

• Funktionelle Ausgestaltung des Schweizer Smart Grids in der Zukunft

→ Definition eines Zielzustands anhand der ES2050

→ Ableitung von Schlüsseltechnologien, Betriebsrichtlinien, polit. Rahmenbedingungen

Funktionalität und Ausprägung von «Smart Grids» ist CH-spezifisch

Stromversorgungs-system 2050

Intelligent Versorgungs-

sicher

Kosten-effizient

Strom-

effizient

Stromversorgungs-system 2012

Smart Grid Roadmap

Schlüsseltechnologien

Politische Rahmenbedingungen

Richtlinien / Standards /

Datensicherheit

20

Aufbau der SGR-CH

Schlüsseltechnologien

• …

Richtlinien

Standards

• …

Politische

Rahmenbedingungen

• …

Smart Grid Road Map

Schweiz

Funktionalitäten

21

Vorläufige Funktionalitäten eines Schweizer Smart Grids

• Ca. 25 Funktionalitäten wurden festgehalten und werden vertieft

Dazu zählen u.a.: • Bereitstellung nötiger Informationen und Anschlussmöglichkeiten für derzeitige und

zukünftige, intelligente Betriebsmittel (offene Plattform, Anschlussmöglichkeit neuer

Lasttypen (EV) )

• Bessere Integration der Informationen von Netznutzern in die Planung und den Betrieb

der Netze auf allen Netzebenen

• Erfassung der Versorgungs-/Spannungsqualität auf allen Netzebenen

• Netzzustands- und Fehlererkennung sowie optimale Netzrekonfiguration nach Fehlern

(dynamischer Schutz und Automatisierung)

• Messung und Steuerung von Wirk/Blindleistungseinspeisungen von Quellen und Lasten

zur Steuerung von Lastflüssen, Spannung und Strom

• Verbesserte Überwachung von Netzkomponenten zur Erhöhung der Betriebs- und

Instandhaltungseffizienz (proaktiv, zustandsbasiert, vergangenheitsbasiert)

• Identifikation und Reduktion von technischen Verlusten

• …

22

Antizipierte Schlüsseltechnologien eines

Schweizer Smart Grids

• Ca. 20 Technologien wurden festgehalten und werden vertieft.

Dazu zählen u. a.: • Smart Metering

• Hausautomatisierung

• Demand Response

• Spannungsregelung im Ortsnetz, z.B. Ortsnetzstationen, Spannungsregeler, etc.

• Temperaturabhängige Übertragungskapazität / Hochtemperaturleiterseile

• Hochspannungsgleichstromübertragung – HGÜ

• Flexible AC Transmission Systems - FACTS

• Verteilnetzautomatisierung / Aktivierung der Verteilnetze – SCADA 2.0

• Sensoriken zur Spannungs-/ Strommessung (WAMS, PMUs)

• Steuerbare, blindleistungsfähige Wechselrichter

• Netzleittechnik – Algorithmen zur Störungsanalyse, Überstrommessung, etc.

• Betriebsmittelmanagement in Echtzeit

• Prädiktives Einspeisemanagement auf allen Netzebenen

• …

23

Meilensteine des Zeitplans zur Erarbeitung der SGR-CH

• Februar 2013: Beginn / erste Sitzung

• Februar – Juni 2013: Schlüsseltechnologien SG

• Mai – August 2013: Richtlinien Betrieb / Datensicherheit SG

• Juli – Dezember 2013: Politische Rahmenbedingungen SG

• Juni 2013 – März 2014: Abstimmung der Kapitel der SGR-CH

24

Fazit

• Smart Grids sind für die Zukunft eine Notwendigkeit!

• Smart Meter sind ein wichtiger Baustein der Smart Grids

• Gemeinsames Vorgehen ist zentral

25

Dieser Weg ist gangbar und realisierbar!

Wir sind offen und suchen die konstruktive Diskussion

Folie 1

Cleantec City, Fachtagung 10, 21. März 2013 in Bern

BFE-Forschung – Potenzial der

Infrastrukturanlagen zur Lastverschiebung

1. Vorstellung von InfraWatt und EnergieSchweiz

2. Forschungsprogramm

3. Zwischenergebnisse

4. Schlussfolgerungen

Ernst A. Müller

Geschäftsführer InfraWatt, Leiter EnergieSchweiz für Infrastrukturanlagen

PP E A Müller Cleantec City 21 3 2013_Bern.pptx

Folie 2

Beitrag zur Steigerung Sonne-/Windstrom (zeitlich nicht planbar)

und zur Erhöhung der Versorgungssicherheit

Lastausverschiebung

Quelle: ABB, Schema Smart Grid

Folie 3

1. VORSTELLUNG

- INFRAWATT

- ENERGIESCHWEIZ FÜR INFRASTRUKTURANLAGEN

Folie 4

Verein InfraWatt

Kompetenzzentrum Energie: Abwasser/Abfall/Abwärme/Trinkwasser

Mandat: EnergieSchweiz für Infrastrukturanlagen

Folie 5

Vorstand InfraWatt

Präsident: F. Lombardi (Ständeratspräsident)

Vertreter der Fachverbände:

Kläranlagen Peter Wiederkehr (Präs. E-Kom. VSA)

Wasserversorgungen Dr. Anton Kilchmann (Direktor SVGW)

Abfallbehandlung Peter Steiner (Präs. E-Kom. VBSA)

Fernwärme Walter Böhlen (Präsident VFS)

Vertreter Kanton Franz Adam (Kt. ZH, AWEL)

Vertreter Wirtschaft Reto Baumann (Häny AG)

Vertreter EVU/Contracting Martin Dietler (EBM)

Vertreter Betreiber Bernhard Gyger (WVRB Bern)

Folie 6

Verein InfraWatt

Ziel des Vereins: Energienutzung im Bereich Abwasser, Abfall, Abwärme, Trinkwasser

Auslösung und Umsetzung von konkreten Projekten im In- und Ausland

Verbesserung Rahmenbedingungen (Ständeratspräsident F. Lombardi)

Dienstleistungen / Projekte: Anlaufstelle zu all diesen Energiefragen, Web, Newsletter, Fachbeiträge

Kostenlose, neutrale Beratungen im Auftrag EnergieSchweiz:

- für Betreiber, Gemeinden, EVU, etc.

- Vorgehen zur Energieoptimierung, Förderung, Pumpencheck WV, etc.

ab 1.1.2013: neue Fördergelder aus CO2-Kompensation über InfraWatt

Mitglied werden: ARA, KVA, WV, EVU, Gemeinden, Kantone, Planer/Hersteller willkommen

Info und Anmeldung: www.infrawatt.ch

Folie 7

Vermittlung neue Fördermittel (seit 1.1.2013)

CO2-Kompensation

Welche Projekte werden gefördert:

Abwasserwärmenutzung, Abwärme aus KVA oder Industrie oder

Gewerbe, Wärmepumpen, Holzheizungen, Biogas, etc.

Bedingungen:

Substitution von Erdöl oder Erdgas

Gesuch vor Beginn der Umsetzung

Projekt ist additional: nicht wirtschaftlich

bzw. wird ohne Fördergelder nicht realisiert

Auszahlung jährlich:

pro Tonne reduzierte CO2

InfraWatt als Vermittler:

Haben Sie Projekte? Wir helfen weiter!

Kontakt mit InfraWatt: [email protected]

Folie 8

Grösste Stromverbraucher in Gemeinden

Wasser-

versorgung

23%

Freizeit, Kultur,

Kirche

3%

Verwaltung

4%

Strassen-

beleuchtung

13%

Schulen

11%

Heime

9%

Verkehr

7%

Kläranlage

14%

Abfallbehandlung

16%

Elektrizitätsverbrauch für

öffentliche Zwecke

(eigene Hochrechnung)

Folie 9

Enormer Wert der Infrastrukturanlagen

Wiederbe-

schaffungswert

Erhaltungs

-bedarf

Mrd. Fr. Mrd. Fr./a

Infrastrukturanlagen (InfraWatt): 230 4.7

- Trinkwasser 110 2.3

- Siedlungsentwässerung 108 2.1

- Abfallentsorgung 12 0.3

zum Vergleich:

Stromversorgung 140 – 168 2.4 – 3.4

Gemeindestrasse 67 1.4

Quellen: Kommunale Infrastruktur, SNF (2011) NFP 54 Fokusstudie Bauwerk Schweiz, BAFU (2009) Wiederbeschaffungswert

der Umweltinfrastruktur

Folie 10

2. FORSCHUNGSPROGRAMM

Folie 11

Übersicht

Ausgangslage mit steigender Sonne-/Windenergie - Stromproduktion weniger planbar

Ausbau Netze, Speicherung und Lastverschiebung als Massnahmen

Beitrag der ARA, KVA, WV zur Lastverschiebung noch nicht bekannt

Ziel des Forschungsprogramm Untersuchung Kapazitäten zur Lastverschiebung an Fallbeispielen

technische Machbarkeit, grobe Kosten, Akzeptanz bei Betreibern

Hochrechnung Potenziale auf Schweiz

Zusatzauftrag: saisonale Beiträge

Auftraggeber BFE: Dr. Michael Moser als Programmleiter

Auftragnehmer InfraWatt: Ernst A. Müller als Projektleiter

Folie 12

Methode

Fallbeispiele Auswahl: Typ/Grösse Anlage, Datengrundlagen, motivierte Betreiber

3 Kläranlagen, 3 Wasserversorgungen, 2 Kehrichtverbrennungsanlagen KVA

Erstellung Machbarkeitsstudien Experten aus den Branchen mit Energiefachwissen

Ermittlung technisch mögliche Massnahmen und Lastverschiebung

Kostenschätzung

Akzeptanz zur Umsetzung

Hochrechnung Potenzial Lastverschiebung

kurzfristig (2012) und langfristig (2050)

positive und negative Regelleistung

Zusatzauftrag: saisonale Beiträge ARA und KVA

Folie 13

Autoren

InfraWatt / Büro eam:

Ernst A. Müller, Eliane Graf

Ryser Ingenieure AG:

Beat Kobel, Andreas Hurni, René Wenger

Rytec AG:

Urban Frei, Curdin Christen

Hunziker Betatech AG:

Ruedi Moser, Cristina Fritzsche, Olivier Mathys

Planair SA:

Martin Kernen, Joëlle Fahrni

Folie 14

Fallbeispiele

Kläranlagen ARA Morgental (Roland Boller)

ARA Birs (Gerhard Koch)

ARA Thunersee (Bruno Bangerter)

Wasserversorgungen WV Pieterlen (Hans Jörg Scholl-Sperisen, Thomas Ischer)

Energie Wasser Luzern (Kurt Rüegg, Claudio Ganassi)

WV Winterthur (Markus Sägesser, Urs Buchs)

Kehrichtverbrennungsanlagen KVA Thun (Heiner Straubhaar, Urs Zimmermann)

KHKW Hagenholz Zürich (Christoph Zemp)

Folie 15

Ausgangslage

Anzahl Anlagen Schweiz Anz.

Strom- verbrauch GWh/a

Strom- produktion GWh/a

Installierte Leistung Verbrauch MW

Installierte Leistung Produktion MW

ARA 850 490 114 100 - 150 30

WV 3000 370 107 100 - 150 20

KVA 30 470 1900 10 - 20 360

TOTAL 3880 1330 2121 210 - 370 410

Folie 16

Ausgangslage

Strom- verbrauch total GWh/a

grösster Stromver- braucher

zweitgrösster Stromver- braucher

drittgrösster Stromver- braucher

restliche Stromver- braucher

ARA 490 (100%) 67% Biologie

20% Hebewerke

6% Faulung

7% Diverse

WV 370 (100%) 90% Pumpen

3% Aufbereitung

7% Diverse

KVA 470 (100%) 42% Verbrennung

28% Energieum- wandlung

14% Schredder

16% diverse

TOTAL 1330 (100%) 65% 18% 7% 10%

Folie 17

3. ZWISCHENERGEBNISSE AUS FORSCHUNG

(STAND NOV. 2012, PROV.)

Folie 18

Massnahmen

Leistung im Netz Abhilfe mögliche Massnahmen

Defizit im Netz Positive

Regelleistung

Produktion maximieren

Bezug minimieren:

Verbraucher abschalten

Überschuss im Netz Negative

Regelleistung

Produktion minimieren

Bezug maximieren:

Verbraucher zuschalten

Folie 19

Gesamtresultate Lastverschiebung

Positive Regelleistung während 15 Minuten (bei Mangel im Netz)

2012 2050

ARA (an Regentagen nur Hälfte) 55 MW 100 MW

WV 68 MW 68 MW

KVA 42 MW 55 MW

TOTAL (ohne Notstromanlagen) 165 MW 223 MW

Negative Regelleistung während 15 Minuten (bei Überschuss im Netz)

2012 2050

ARA 30 MW 50 MW

WV 68 MW 68 MW

KVA 148 MW 187 MW

TOTAL 245 MW 305 MW

Folie 20

Ergebnis Potenziale (abhängig verfügbare Zeitdauer)

Folie 21

Ergebnis Potenziale (nach grössten Anlagen)

Folie 22

Sommer und Winter (noch ohne saisonale Massnahmen)

Positive Regelleistung total während 15 Minuten (bei Mangel im Netz)

2012 2050

Sommer 148 MW 200 MW

Winter 181 MW 241 MW

Negative Regelleistung total während 15 Minuten (bei Überschuss im Netz)

2012 2050

Sommer 252 MW 315 MW

Winter 234 MW 290 MW

Folie 23

Tag und Nacht

Positive Regelleistung total bei 15 Minuten (bei Mangel im Netz)

2012 2050

Tag 171 MW 231 MW

Nacht 159 MW 210 MW

Negative Regelleistung total bei 15 Minuten (bei Überschuss im Netz)

2012 2050

Tag 240 MW 298 MW

Nacht 246 MW 306 MW

Folie 24

4. SCHLUSSFOLGERUNGEN

Folie 25

Zwischenbilanz und Ausblick

Zwischenresultate: Potenzial 165 MW positive und 245 MW negative Regelleistung (15 Min.)

Potenzial für 2 Stunden noch ca. 90%, für 4 Stunden ca. Hälfte davon

Zukunft: Potenzial steigt um ca. einen Drittel bis 2050 an

Umsetzung Bedürfnisse Betreiber der Anlagen berücksichtigen

von 3830 Anlagen verfügen bereits 100 über 2/3 des Gesamtpotenzials

Kosten noch genauer ermitteln, Vergütung verfolgen

Potenzial beträchtlich, entspricht etwa halbem GuD

Aussichten Beitrag zur Verbreitung Sonne-/Windstrom und zur Einsparung Netzkosten

Vergütung für Umsetzung entscheidend – Lösungen heute/Zukunft suchen

Pilotversuch mit Poolbildung an konkreten Objekten

BFE-Forschungsbericht mit saisonaler Schwankung auf Sommer 2013

www.infrawatt.ch

Folie 26

Ernst A. Müller

Geschäftsführer InfraWatt, Leiter EnergieSchweiz für Infrastrukturanlagen

Pflanzschulstrasse 2, 8400 Winterthur

Tel. 0041 52 238 34 34, Fax 0041 52 238 34 36

[email protected], www.infrawatt.ch

Danke für Ihre Aufmerksamkeit!

mailto:[email protected]

http://www.infrawatt.ch/

1

Verschiebung der Stromproduktion

bei KVA vom Sommer in den Winter

Urban Frei, Geschäftsführer, Rytec AG

Abfalltechnologie und Energiekonzepte

Cleantec City, Bern, 21. März 2013

21. März 2013 Cleantec city, U. Frei, Rytec AG

Zu meiner Person: Urban Frei

• Dipl. Umweltnaturwissenschafter ETH Zürich: 1997

Umweltphysik, System Boden, DA Physik / Umwelt

• Prozessdenker bis 2006

Systemberater Accenture bis 2001

Multistakeholderprozess Public-private-Partnerships

• Geschäftsführer Rytec AG seit 2006

Mitarbeitende: 6 Rytec AG Schweiz, 25 Rytec GmbH Deutschland

• Mitglied der Fachbegleitgruppe InfraWatt

Themengebiete KVA / Fernwärme

• Seit 2009: 20% Familienarbeit (inzwischen 2 Kinder)

21. März 2013 Cleantec city, U. Frei, Rytec AG 2

Urban Frei

Geschäftsführer

Rytec AG

Themen heute

1. KVA in der Schweiz - Energieerzeugung und Energiebedarf

2. Kann Energie aus Abfall gespeichert werden und wie?

3. Welche Potentiale haben die KVA zur saisonalen Verschiebung?

1. Was müsste passieren, damit solches Potential angezapft werden kann?

3

... ist heute schon

beträchtlich!

... möglich, aber

nicht einfach!

... klein aber u.U.

sehr nützlich

... v.a. Rahmen-

bedingungen


Die Kehrichtverbrennungsanlage

4

Logistik Kraftwerk Umweltschutz


Energieerzeugung aus KVA

• Selbstgängige Verbrennung des Abfalls (brennt wie Braunkohle)

• Überschussenergie kann genutzt werden

• Kraftwerkstechnik

– Dampfproduktion (Industrie, Gewerbe, Prozessdampfnetze)

– Fernwärmeabgabe (Stadtnetze, Liegenschaften)

– Stromproduktion (meist 40bar/400C luft-kondensierend)

• Summe der Stromabgabe 2011:

> 1.4 TWh = 1‘400‘000‘000 kWh = 2.2% des Verbrauchs CH

5


Prioritäten der thermischen Abfallverwertung

1. Gesicherte Entsorgung des Siedlungsabfalls im Einzugsgebiet

Stabile Betriebsweise trotz inhomogenem Brennstoff, Einhaltung LRV

Möglichst hohe Betriebsstundenzahl trotz aggressivem Rauchgas

2. Konkurrenzfähige Preise für Vollauslastung

Vollauslastung = grosser Teiler für Fixkosten (Kapital & Personal > 90%)

Gute Kostenstruktur im Betrieb

Zusatzeinnahmen wenn immer möglich

3. Zuverlässige Lieferung von Wärme

Abhängige Wärmekunden, hohe Kosten bei Ausfällen Winterbetrieb!

4. Marktgerechte Stromproduktion

Fahrplan, Systemdienstleistungen (Tertiärregelenergie)


Die Herausforderung

7


Defizit Defizit Überschuss

Kann Energie aus Abfall gespeichert werden?

8

• Als Strom?

– Wenn ja, dann generelle Lösung für

saisonalen Ausgleich

• Als Wärme?

– Sehr grosse Wärmespeicher

– Konversion in Strom schwierig

• Als Abfall?

– Lagerbarkeit: Geruch, Wasseraustritt

– Platzbedarf: geringe Dichte,

– Brandgefahr…


Exkurs: Abfall lagerbar machen

9

„Rollendes Lager“ „Abgepackt“

~12t/Container ~800kg/Ballen


Variationsmöglichkeiten Ofenbetrieb auf KVA

• Reservelinie: kommt nur saisonal zum Einsatz

Ist nicht kurzfristig verfügbar (einige Tage Anlaufzeit)

Konservierung, evtl. Warmhaltung zur Vermeidung von Stillstandsschäden

Hohe spezifische Kosten für den Abfall

Betreiberfrage: Wer zahlt mir das?

• Fahren von Über- / Unterlast-Fahrplänen auf allen Ofenlinien

Starke Beanspruchung der Anlage in Überlast,

120% möglich, je nach Dimensionierungsreserven

Schwierige Fahrweise der gesamten Anlage bei Unterlast,

min. 60%, je nach Anlagetyp

Betreiberfrage: Warum sollte ich das riskieren?


Hohe Fixkosten einer saisonal betriebenen Linie

11

5 Monate

= 3600h

Stromerlös heute

Überschlagsrechnung reine „sunk cost“ (ohne Kesselkonservierung etc.):

Kehrichtlinie für 50‘000 Jahrestonnen wird saisonal während x Stunden betrieben, Abfall 100 CHF/t

Gestehungskosten

Rp/kWh

Gesamtdurchsatz

t Abfall/Jahr


Wirklich über

Stromeinnahmen

finanzierbar?

«Modulierender Betrieb» in KVA - optimiert


Stromnachfrage

Abfall-

aufkommen Brennstoffmenge

Lagergrösse 150’000 t

= 5% der Gesamtmenge

= Zug mit 80 km Länge

Effekt auf die Stromproduktion – optimiert

• Absolut betrachtet beachtlich:

Im Winter +100’000 MWh, im Sommer -100’000 MWh

• Relativ gesehen: marginal


«Modulierender Betrieb» in KVA - forciert


Abfall-

aufkommen

Brennstoff-

menge

Lagergrösse 450’000 t

= 15% der Gesamtmenge

= Zug mit 240km Länge

120%

60%

Forciert = KVA-Betrieb zwischen

Vollgas und Handbremse

(Überlast und Minimallast)

Effekt auf die Stromproduktion – forciert

• Absolut betrachtet beachtlich:

Im Winter +300’000 MWh, im Sommer -300’000 MWh

• Relativ gesehen: sichtbar, doch Beitrag bleibt marginal


Saisonales Defizit in der Schweiz:

Produktion vs. Verbrauch

11/23

\\adb.intra.admin.ch\Userhome$\BFE-01\U80710486\config\Desktop\Grafiken der Elektrizitätsstatistik 2011.doc

16

11/23

\\adb.intra.admin.ch\Userhome$\BFE-01\U80710486\config\Desktop\Grafiken der Elektrizitätsstatistik 2011.doc

Inkl. 30 KVA

Untersuchungsfrage:

Können KVA einen Beitrag

zum saisonalen

Ausgleich leisten?


WKK-Erzeugung

(Potenzial)

WKK Strom – deckt Winterspitzen ab

06.12.2012/WKK Allianz

Thomas Peyer 17

Leistung

GW

Jan. Dez. Juni

0

Netto Stromimport

ohne WKK 3

Netto Stromimport

mit WKK

Vorschlag der WKK-Allianz (swisspower, KI u.a.)

Fazit

• Saisonaler Betrieb von KVA ist

– Möglich (wird auch teilweise schon ansatzweise gemacht)

– Sehr teuer, wenn freiwillig auf Abfall verzichtet werden muss

– Eine logische Folge, sobald Abfall knapp wird

• Förderliche Rahmenbedingungen

– Differenzierte Strom(einspeise)tarife Sommer / Winter

– Koordinierte Lagerbewirtschaftung der 30 Anlagen in der Schweiz

– Dezentrale Lager, evtl. «schnelle Mengen» in Bahncontainern


Offen gebliebene Fragen

• Wie hoch sind die echten Kosten des Intervallbetriebs?

– Fixkostenteiler im Stillstand, Ofenkonservierung

– Evtl. günstigere Revisionen (weniger Zeitdruck)

– Kosten der Lagerung (inkl. verpacken, lagern, auspacken)

• Woher kommen die gut lagerbaren Abfallarten?

– Eher Industrie- & Gewerbeabfälle, zerkleinertes Sperrgut

– Trocken gesammelter Abfall

• Wo könnten solche Mengen gelagert werden?

• Welche Rahmenbedingungen setzen die richtigen Anreize?


Urban Frei, Rytec AG Alte Bahnhofstrasse 5, 3110 Münsingen,

www.rytec.ch, 031 724 33 33

[email protected]

Herzlichen Dank für

Ihre Aufmerksamkeit


Konkrete Massnahmen bei Wasserversorgungen und Abwasserreinigungsanlagen

Fachtagung 10, 21. März 2013

Ruedi Moser, Geschäftsbereichsleiter Hunziker Betatech AG

Inhaltsverzeichnis

1. Abwasserreinigungsanlagen

2. Wasserversorgungen

3. Selbstverständnis der Anlagenbetreiber

4. Ausblick, Fazit

Die Resultate stammen aus dem Forschungsprojekt «Potential der Schweizer Infrastrukturanlagen zur Lastverschiebung» des Bundesamt für Energie BFE, 2013

Fachtagung 10, Donnerstag, 21. März 2013


1. Abwasserreinigungsanlagen (ARA)

Untersuchung des Potentials zur Lastver-schiebung in 3 ARA 2012


Prozesse in einer kommunalen ARA


Stromnetz SDL Anforderung an ARA

Strommangel im

Netz

Positive Regel-

leistung

Bezug minimieren:

Einzelne Aggregate / Prozesse für eine bestimmte Zeit

ausschalten (15 Min. bis 2 h)

Strommangel im

Netz

Positive Regel-

leistung

Produktion maximieren:

WKK-Anlagen (BHKW, Gasturbinen) für bestimmte Zeit

auf voller Leistung betreiben (30 Min. bis 4 h)

Stromüberschuss

im Netz

Negative Regel-

leistung

Produktion minimieren:

Ausschalten der WKK-Anlagen (BHKW, Gasturbinen) für

bestimmte Zeit (30 Min. bis 12 h); Speicherung Klärgas

im Gasometer

Stromüberschuss

im Netz

Negative Regel-

leistung

Bezug maximieren:

Diese SDL macht betriebstechnisch in einer ARA keinen

Sinn. Z.B. ergibt sich bei einer erhöhten Belüftung in den

Biologiebecken kein Zusatznutzen.

Möglichkeiten und Grenzen in der ARA


15min 30min 1h 2h >2h 15min 30min 1h 2h >2h

HEBUNG Hebewerke

MECHANISCH Sandfang Gebläse

Biologie Gebläse

Biologie Rührwerk

Biologie RLS Pumpen

Faulung Rührwek

SCHLAMM- Faulung Pumpen

BEHANDLUNG Faulung Wärmetauscher

Entwässerung mit Dekanter

BIOLOGISCH

Tiefe Belastung (Nacht) Hohe Belastung (Tag)AUSSCHALTZEITEN AGGREGATE

Positive Regelleistung / Minimierung des Bezuges bei Trockenwetter


Fallbeispiel ARA Morgental

• Steinach SG • 46’000 EW • C/N-Abbau • Schlammfaulung • WKK mit 4

Mikrogasturbinen


ARA Morgental: Negative Regelleistung / Minimierung der Stromproduktion

Gasometer vernünftig gross, bietet dem ARA-Betrieb Freiheitsgrade für WKK-Betrieb (wärmegeführter Betrieb; KEV-Anlage).


MORGENTAL

Belastung klein (Nacht , Wochenende) Belastung gross (Tag, Mit tag)

Ausschaltzeit : 1) 15min 30min 1h 2h >2h 1) 15min 30min 1h 2h >2h

Biologie (Gebläse) 24 12 12 12 24 24 94 47 71 94 94 94

Hebewerke (Einlauf, Auslauf) 30 0 30 15 30 30 30 30 15 30 30 30

Biologie (Rührwerk, RLS-Pumpen 2-Stufen) 12 0 0 5 5 12 12 0 5 5 12 12

Sandfang Gebläse 4 0 0 4 4 4 4 0 4 4 4 4

Faulung (2)) 26 0 0 0 0 26 26 0 0 0 0 26

Total eingesparte Leistung: 95 83 53 60 33 0 166 89 71 33 26 0

1) Benötigte Leistung wenn alle Prozesse und Aggregate eingeschaltet sind

2) Pumpen, Rührer, Wärmepumpe

Leistung [kW] die nach gew isser Ausschaltzeit eingeschaltet w erden muss

ARA Morgental: Positive Regelleistung / Minimierung des Bezuges


Basis: Morgental Nacht Tag

15min 2h 15min 2h

Total zurückgehaltene Leistung [MW] 23 9 24 7

Basis: Birs Nacht Tag

15min 2h 15min 2h


Basis: Thunersee Nacht Tag

15min 2h 15min 2h


Positive Regelleistung / Minimierung des Bezugs CH-Potential 2012 in ARA aufgrund der 3 Fallbeispiele

CH-Potential in ARA 2012



Faktoren für Potentialabschätzung 2050 in ARA

• Mittleres Szenario für Bevölkerungswachstum (9 Mio. Einwohner)

• Entfernung von Mikroverunreinigungen

• Technologiesprung: Effizienzsteigerung

• Co-Substrate in Schlammfaulung

• Selbstverständnis der ARA-Betreiber

[MW] 2012 2050

Bezug minimieren (2h aus) 4 - 8 MW 10 - 30 MW

Produktion maximieren (4h volle Leistung) 15 - 20 MW 20 - 50 MW

TOTAL 19 - 28 MW 30 - 80 MW

[MW] 2012 2050

Bezug maximieren (2h volle Leistung) 0 MW 0 MW

Produktion minimieren (4h aus) 15 - 20 MW 20 - 50 MW

TOTAL 15 - 20 MW 20 - 50 MW

Positive Regelleistung (bei Mangel im Netz)

Negative Regelleistung (bei Überschuss im Netz)


CH-Potential zur Lastverschiebung in ARA 2012 und 2050

Kosten der Lastverschiebung in ARA

Für die Maximierung bzw. Minimierung der Stromproduktion in einer ARA ist in der Regel zusätzliche Infrastruktur notwendig (BHKW-Grösse, Gasometervolumen).

Die Kosten für die Lastverschiebung von 1 MW können unter folgenden Randbedingungen abgeschätzt werden:

• 1 MW Lastverschiebung erfordert Massnahmen in 3 – 5 modern ausgebaute ARA mit einer Grösse von 30‘000 bis 100‘000 EW.

• Als Basis gilt eine Lastverschiebung von 2h.


Die Kosten für die Lastverschiebung von 1 MW während 2h können aus heutiger Sicht wie folgt prognostiziert werden:


Kosten der Lastverschiebung in ARA

2. Wasserversorgungen (WV)


Untersuchung des Potentials zur Lastverschiebung in 3 WV 2012


Dominanz der Pumpenergie in schweizerischen Wasserversorgungen

Basis: Pieterlen (3'800 Einwohner) Nacht Tag

15min 2h 15min 2h


Basis: ewl Luzern (62'000 Einwohner) Nacht Tag

15min 2h 15min 2h


Basis: Winterthur (155'000 Einwohner) Nacht Tag

15min 2h 15min 2h



Positive Regelleistung / Minimierung des Bezugs

CH-Potential 2012 in WV aufgrund der 3 Fallbeispiele


Faktoren für Potentialabschätzung 2050 in WV

• Mittleres Szenario für Bevölkerungswachstum (9 Mio. Einwohner)

• Abnahme des Wasserverbrauchs pro Einwohner

• Erweiterte Bildung von Wasserversorgungs-verbünden

• Technologiesprung: Effizienzsteigerung

• Klimaveränderung: mehr Grundwasser statt Quellwasser (erhöhter Stromverbrauch)

Positive Regelleistung (bei Mangel im Netz)

2012 2050

Bezug minimieren (2 h aus) 50 – 85 MW 50 - 85 MW

Produktion maximieren 0 MW 0 MW

TOTAL 50 – 85 MW 50 – 85 MW

Negative Regelleistung (bei Überschuss im Netz)

2012 2050

Bezug maximieren (2 h volle Leistung) 50 - 85 MW 50 – 85 MW

Produktion minimieren 0 MW 0 MW

TOTAL 50 – 85 MW 50 – 85 MW


CH-Potential zur Lastverschiebung in WV 2012 und 2050


3. Selbstverständnis der Anlagenbetreiber • Die zuverlässige Abwasserreinigung bzw. Wasserversorgung

steht in jedem Fall im Vordergrund.

• Abschaltungen von Verbrauchern sind in ARA nur bei Trockenwetter denkbar.

• Bei einem allfälligen pooling ist bei ARA das regionale Wetter bedeutsam.

• WKK-Anlagen in ARA laufen wärmegeführt und nicht stromgeführt.

3. Selbstverständnis der Anlagenbetreiber

• Heute sehr grosse Skepsis, da Fernzugriff von aussen auf ARA- und WV-Prozesse Neuland ist.

• Bedenken betreffend Lebensdauer der Aggregate und Zuverlässigkeit der Prozesse.

• Selbstverständnis der ARA-Betreiber und Wasserversorgungen kann sich bis 2050 ändern.

• Stärkste Motivation wird der finanzielle Anreiz sein.


4. Ausblick / Fazit

• Momentan in Bearbeitung ist die Evaluation des Potentials von saisonalen Lastverschiebungen in Abwasserreinigungsanlagen und Wasserversorgungen:

– Dabei steht in ARA ein BHKW-Betrieb im Winter und eine Klärgasaufbereitung mit Einspeisung in das Erdgasnetz im Sommer im Vordergrund.

– Zusätzliches Gasometervolumen und BHKW-Leistung müssen erstellt werden.

– Im Sommer muss die Wärme zur Schlammaufheizung anderweitig beschafft werden (Nutzung von Wärme aus Abwasser, Wärmerückgewinnung aus Gebläseluft).


4. Ausblick / Fazit

• Die Diskussion des Potentials für Lastverschiebungen in ARA und WV hat eben erst begonnen. Die heutige Skepsis der Anlagebetreiber ist bedeutsam und ernst zu nehmen.

• Die Skepsis ist bei der Zu- und Abschaltung von Verfahrensstufen grösser als bei der Energieproduktion.

• Überzeugungsarbeit kann am besten anhand eines Pilotversuchs geleistet werden. Dies dürfte die Aufgabe der nächsten Jahre sein.

• ARA und WV werden sich den Lastverschiebungen nicht grundsätzlich verschliessen, da deren Nutzung naheliegend ist.


Hunziker Betatech AG Weitere Standorte

Pflanzschulstrasse 17 CH: Aadorf, Olten, Zürich

Postfach 83 D: Hilzingen, St. Blasien

8411 Winterthur

www.hunziker-betatech.ch

Entsorgung . Recycling . Energie

Cleantec City, 21. März 2013 1 AVAG Thun / Zi

Cleantec City Erfahrungen der AVAG KVA Thun

mit dem Verkauf von Systemdienstleistungen

Urs Zimmermann Stv. Geschäftsführer Bereichsleiter Elektrotechnik MSRL / Informatik


Agenda


• Kurze Vorstellung der AVAG Organisationsstruktur Leistungsdaten / Energieproduktion

• Warum Regelleistung

Energieproduktion vs. Energieverbrauch

Arten von Regelleistung

• Voraussetzungen für die Lieferung von Regelleistung

Technische Ausrüstung / Einrichtungen Präqualifikation

Vertrag, Absicherung

• Anmelde- und Zugschlagsprozedere Anmeldetermine Wochen- und Tagesausschreibungen

• Abruf und Monitoring

Abruf der Regelleistung Abruf- und Liefermenge im 2012

• Prognose für Anmeldung Arbeitsinstrumente für Angebotserstellung

• Vergütung / Aussicht Vorhaltung und Rückvergütung Regelenergie


AVAG Organisationsstruktur


• 109 Mitarbeitende - 2 Lernende Automatiker - 1 Lernende Kauffrau - 1 Lernender Recyclist (ab 2013)

• 52 Mio. Umsatz

• Gründung 1973

• Aktienkapital 3.4 Mio. Franken - 146 Gemeinden (66.7 %) 320‘000 Einwohner - ARA Thunersee (15.0 %) - Energie Wasser Bern, ewb (15.0 %) - Diverse (3.3 %)

AVAG AG für Abfallverwertung

AVAG KVA AG AVAG Betriebs AG OEAG

KVA Thun Spitzenlastzentrale Fernwärmeversorgung

Deponien Entsorgungszentren Recyclingcenter

Biomassezentrum in Spiez - Vergärungsanlage, BHKW - Kompostierung - Holzkraftwerk, Dampf für NCW



AVAG KVA Thun AVAG SLZ Thun

KVA = KehrichtVerwertungsAnlage Leistungsdaten 46 MW thermisch 400 °C / 40 bar 12 MW elektrisch 30 MW Fernwärme

Produktionsdaten 2012 119‘749 t Kehrichtdurchsatz 81‘066 MWh Strom 13‘490 MWh Strom Eigenbedarf 67‘576 MWh Strom Verkauf 1‘282,5 MWh Regelenergie 58‘411 MWh Fernwärmeverkauf

SLZ = SpitzenLastZentrale (Heizzentrale) 1 Heisswasserkessel 20 MW 1 Heisswasserkessel 20 MW 1 Dampfkessel 3,7 MW 1 Speicheranlage 1 Druckhaltesystem



KVA Thun Energieproduktion 2012

Rev

isio

n de

r KVA

SIEMENS Dampfturbine Generator 12 MW (max.13 MW)

Produktionsverlauf 2012 Strom und Fernwärme


Warum Regelleistung Stromnetz - Regelung Energieproduktion vs. Energieverbrauch


Swissgrid ist seit 2009 verantwortlich für Netzregelung und seit 2013 Eigentümerin vom 220/380 kV HS-Netz. Entspricht der Netzebene 1

Grenzübergreifende Vernetzung seit 1958 Knotenpunkt Laufenburg, Verbundnetz Europa

Swissgrid

KVA Thun



Warum Regelleistung Stromnetz - Regelung Arten von Regelleistung

Arten von Regelleistung - Primärregelleistung ±66 MW Aufschaltung von Steuersignal direkt auf den Turbinenregler im Kraftwerk. Swissgrid kann somit direkt auf die Leistung der Turbine Einfluss nehmen! Leistungsband pos./neg. zwischen 49,8 und 50,2 Hz innerhalb 30 Sekunden ausgeregelt

- Sekundärregelleistung ±400 MW Direktes Signal an Kraftwerk von Swissgrid als MW Anforderung. Die gesamte Regelleistung muss bei Anforderung innerhalb von 5 Minuten pos./neg. ausgeregelt sein. (Mind. 10 MW ±5 MW)

- Tertiärregelleistung +450 MW, -390 MW Die Ausschreibungszeiträume erfolgen für eine Woche (+250 MW / -240 MW) oder täglich (+200 MW / -150 MW) in 6 Tagesblöcken. Die angebotene Tertiärregelenergie, positive- und/oder negative, erfolgt bei Swissgrid in der Höhe von minimal +5 oder -5 MW. Die Regelleistung muss nach Abruf innerhalb von 15 Minuten ausgeregelt sein! Die Tertiärregelenergie kann direkt bei Swissgrid oder als Pool mit einem Bilanzgruppen – Verantwortlichen (BGV) angeboten werden. >>Tertiärregelpoolbetreiber<<

AVAG liefert negative Tertiärregelleistung an den BGV der BKW.

Zu jedem Zeitpunkt muss exakt soviel Energie erzeugt werden wie gerade verbraucht wird. Elektrische Energie lässt sich nur begrenzt speichern.



Voraussetzungen für die Lieferung von Tertiärregelleistung

• Negative Tertiärregelleistung Wird abgerufen wenn über längere Zeit zuviel Energie im Netz vorhanden ist

• Anlage muss für die Lieferung von Regelleistung geeignet sein Technische Ausrüstung, …, angeforderte Regelleistung muss bei Abruf innerhalb von 15 Minuten ausgeregelt sein!

• Hohe Verfügbarkeit der Produktionsanlage Leistung muss jederzeit vorhanden sein!

• Präqualifikation der Anlage Eignungsprüfung und Test der technischen Einrichtungen

• Vertrag mit Abnehmer Tertiärregelpoolbetreiber (BGV) (Ab ≥ 5 MW kann SDL Vertrag auch direkt mit Swissgrid gemacht werden …) AVAG hat Vertrag mit Poolbetreiber BKW • Evtl. Versicherung Absicherung, falls die Regelleistung bei einem Abruf nicht geliefert werden kann (Pönale, …)

• Einrichtungen für die Online Überwachung Signalverkabelung für die Onlineüberwachung und Installation von Messschrank Beispiel: BE Generator in Betrieb, AA Wirkleistung Generator 4 … 20mA ≠ -1 … 18 MW



Abruf, Aktivierung / Deaktivierung neg. Tertiärregelleistung

Voraussetzungen für die Lieferung von Tertiärregelleistung

AVAG KVA AG 2012



Tertiärregelleistung Anmelde- und Zuschlagsprozedere

• Die AVAG beteiligt sich, in der Regel, an den Wochenausschreibungen Anmeldetermin: Spätestens Montagmittag für die darauffolgende Woche Die angebotene Leistung gilt ununterbrochen für die ganze Woche (7 Tage à 24 Stunden) Zusage für Zuschlag und Menge erfolgt bis spätestens Montagabend

• Erhalten wir für die Woche keinen Zuschlag, beteiligen wir uns an den Tagesausschreibungen Anmeldetermine: Montag für Mittwoch / Dienstag für Donnerstag / Mittwoch für Freitag Donnerstag für Samstag, Sonntag und Montag / Freitag für Dienstag Die Tagesanmeldung der Regelleistung erfolgt in 6 Blöcken à 4 Stunden. Für jeden Block kann exakt diejenige Regelleistung angemeldet werden, welche während dieser Zeit zur Verfügung steht (Prognose)

• Die jeweiligen AVAG Angebote werden durch BKW gebündelt und bei Swissgrid eingestellt BKW beteiligt sich an den jeweiligen Auktionen und teilt uns das Ergebnis sofort nach Bekanntgabe per Email mit. Der KVA Schichtleiter erstellt danach einen entsprechenden „Vorhalteplan“



Angebot neg. Tertiärregelleistung Zuschlag von BKW

Tertiärregelleistung Anmelde- und Zuschlagsprozedere



Abruf von Regelleistung Monitoring (PLS KVA Thun)

Tertiärregelleistung Abruf und Monitoring


Cleantec City, 21. März 2013 13

Tertiärregelleistung Abruf Wasser-, Dampfkreislauf / Turbine + Generator

Cleantec City, 21. März 2013

Regelung von Turbine und Generator A Turbine auf Vordruckregelung = Normalbetrieb der KVA B Generator auf Leistungsregelung = Zustand bei Abruf Tertiärregelleistung C Generator auf Frequenzregelung = Zustand KVA im Inselbetrieb



Meldung Einschränkung Verfügbarkeit der Anlage

Tagesausschreibungen Tertiärregelenergie Beispiel: Donnerstag für Samstag bis Montag

Zuschlag Für Block 1+2, Montag 21.01.2013, 0.00 … 08.00 Uhr

Tertiärregelleistung Tagesausschreibungen / Meldungen



Jahr 2012 Total 73 Abrufe / Regelenergie Total 1‘282,5 MWh

Tertiärregelleistung Abrufe und Liefermengen im 2012

4

0

7

16

14

1 0

4 4 3

1

19

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Abrufe Tertiärregelleistung 2012



Eigenschaften für Prognose: Horizont 7 Tage Takt 15 Minutenwerte Einflüsse / Kriterien: Revisionen, Abschaltungen, Ausfälle, Regelenergie Abruf, Kessellast, Eigenbedarf, Sicherheits- zuschlag, Fernwärmebedarf, …

Wetterprognose MeteoSchweiz für die nächsten 7 Tage, … Jahreszeiten, Tageszeit, Aussentemperatur, Wochentage

Tertiärregelleistung Prognose als Unterstützung für Angebot

SLZ Fernwärme

LuKo



Auswertung der Prognose mit dem tatsächlichen Wert (Istwert) / Abrufe von Regelenergie Prognosetool = Girsberger SILOVEDA

Die Wochen- und Tagesangebote von negativer Tertiärregelenergie werden durch das Prognosetool zeitrichtig automatisch generiert und der Schichtleitung der KVA per Email zugestellt

Tertiärregelleistung Prognose und Auswertung



Tertiärregelleistung Vergütung / Aussicht

Vergütung - Für die Vorhaltung bei Zuschlag: Die Zuschläge werden gemäss dem Erlös der Auktionierung mittels vertraglich festgelegtem Kostenteiler zwischen BKW / AVAG, vergütet. - Vergütung bei Abruf: Die Energieminderproduktion, im Umfang der abgerufenen Regelarbeit während der Abrufdauer, wird der AVAG mittels Post Scheduling (gemäss Energieliefervertrag), 1:1 zurückvergütet. (Vertrag, …) Der Markt spielt, Preise sinkend … Aussicht Organisatorisch / Technisch AVAG hat mit der Bereitstellung von Regelleistung dazugelernt und wird auch künftig am SDL Regelenergiemarkt teilnehmen.

„Die Praxis lernt uns die Theorie zu verstehen“



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Energiestrategie 2050 Auswirkungen auf den Betrieb der...

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