Source: https://langpeter.webnode.at/strompool/
Timestamp: 2018-02-19 21:54:42
Document Index: 318025119

Matched Legal Cases: ['§ 7', '§7', '§23', '§ 68', '§8', '§ 8', '§7']

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Für den Fall einer großen Lastschwankung, z.B. einem Kraftwerk-Ausfall oder eine andere unvorhersehbare Einspeise- oder Verbraucheränderungen im europäischen Übertragungs- und Verbundnetz (ENTSO-E Netz), springen die einzelnen Regelzonenführer mit ihrer Primärregelung ein, welche beinahe unverzögert verfügbar ist. Die Höhe der Leistung, mit der sich die einzelnen Regelzonenführer beteiligen, erfolgt nach einer freiwilligen Einigung und wird durch eine gemeinsam beschlossene Formel auf Basis der jeweiligen Erzeugungsmengen berechnet und festgelegt. Durch diese Regelung wird somit ein quasistationärer Frequenzzustand gesichert.
Handelt es sich um ein kurzes Leistungsdefizit bzw. einen kurzen Leistungsüberschuss, reicht die Primärregelung aus, um das System zu stabilisieren. Die Primärregelung wird seit der Novelle 2006 in der Legaldefinition des § 7 Z 58 definiert als „eine automatisch wirksam werdende Wiederherstellung des Gleichgewichtes zwischen Erzeugung und Verbrauch … bis höchstens 30 Sekunden nach Störungseintritt“. Im Fall einer sich länger auswirkenden Beeinflussung, wird nach definierter Zeit (max. nach 30 sec), bzw. bereits parallel zur Primärregelung, die Sekundärregelung aktiviert, damit die Primärregelung entlastet und wieder frei ist, um die zuvor beschriebene Funktion zu erbringen. Im Unterschied zur Primärregelung, welche nationenübergreifend für stabile Frequenz sorgt, sorgt die Sekundärregelung innerhalb der Regelzonengrenzen für den Ausgleich von Leistungsdefizit bzw. -überschuss. Die Wiederherstellung der Frequenz kann im Bereich von mehreren Minuten liegen (TOR Teil A).
Dauert die Leistungsabweichung länger an (> 15 min), wird die Sekundärregelung durch die Tertiärregelung abgelöst, bzw. kann sie wiederum bereits parallel zur Sekundärregelung zum Einsatz kommen. Die Tertiärregelung wird entweder automatisch oder manuell aktiviert und soll so zum Einsatz gelangen, dass sie spätestens 15 Minuten nach Beginn der Gesamtregelzonenabweichung ihren Beitrag leistet. Die Wiederherstellung des Sekundärregelbandes kann bis zu 15 Minuten dauern, während die Tertiärregelung nach dieser Zeit noch nicht beendet sein muss. Die verfügbare Minutenreserve muss mindestens so groß sein, wie der größte im Zuständigkeitsbereich eingesetzte Kraftwerksblock.
Die Wirkungsbereiche der einzelnen Regelmechanismen können sich überlappen, die Ursache für die Ablöse der einzelnen Leistungs-Frequenz-Regelungs-Stufen, lässt sich wirtschaftlich erklären, da nur wenige Kraftwerke in der Lage sind die Zeitkonstanten der Primärregelung zu erfüllen. Mehr aber auch noch immer nicht viele Kraftwerke schaffen die Anforderungen der Sekundärregelung (im Fall von Erzeugung: Speicherkraftwerke, Gasturbinen und andere schnelle KW). Der Aufgabe der Tertiärregelung können bereits sehr viele Kraftwerke nachkommen.
Auf den Übertragungsnetznetreiber entfällt die Verantwortung bzw. Aufgabe des Regelzonenführers, der für das stabile Funktionieren des elektrischen Energiesystems zu sorgen hat. Dieser Aufgabe kommt er durch die Leistungs-Frequenz-Regelung (§7 Z 60) nach, welche sich wie folgt zusammensetzt (§23 Abs 2 Z1 verweist auf die Regeln der ENTSO-E, welche auch in der TOR Teil A dargestellt sind):
In der Ausführung der Leistungs-Frequenz-Regelung fallen Kosten in Form von Regelenergie sowie Kosten in Form von Bereithaltung der Regelleistung an. Die Beschaffung dieser beiden Komponenten liegt in der Verantwortung des RZF und des BKO. Unabhängig davon ob die Beschaffung marktbasiert, monopolistisch oder in einer Zwischenform davon erfolgt, geben der RZF und der BKO die Kosten weiter.
Die für die Primärregelung anfallenden Kosten werden gemäß § 68 Abs 1 ELWOG 2010 vom RZF an Erzeuger, mit einer Engpassleistung von mehr als 5 MW, verrechnet. Die Zuteilung der Kosten erfolgt im Verhältnis ihrer Jahreserzeugungsmaßnahem.
Im Fall der Sekundärregelung fallen sowohl Kosten für die Bereitstellung von Regelleistung, als auch Kosten für die Lieferung von Regelenergie an. Die Kosten der Vorhaltung von Sekundärregelleistung werden durch das Systemdienstleistungsentgelt (SDLE) abgedeckt, welches direkt den Erzeugern verrechnet wird (§8 SNT-V 2006). Begründet wird diese Zuordnung damit, dass die anderen Tarifkomponenten des Systemnutzungstarifs (SNT) ohnedies von den Entnehmern getragen werden würde, weshalb eine teilweise Belastung der Erzeuger als Ausgleich gerechtfertigt sei. § 8 Absatz 2 SNT-V 06 schränkt den Kreis der verpflichteten Erzeuger mit der Einführung eines, nicht unmittelbar technisch begründeten, Schwellwertes von 1 (alt) bzw. 5 MW (neu - Novelle 2009) ein. Die durch die Sekundärregelung anfallenden Energiekosten (Regelenergie) werden den Bilanzgruppenverantwortlichen übertragen.
Die bei der Tertiärregelung aufgewendete Energiemenge wird den Bilanzgruppenverantwortlichen verrechnet. Die Bereithaltung wird durch einen sog. „Marketmaker“ (wöchentliche Ausschreibung der Leistungsvorhaltung) gesichert.
Sowohl die Regelenergie, als auch die Ausgleichsenergie dienen physikalisch gesehen demselben Zweck, nämlich der Herstellung des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch. Die Abweichung der Prognose in einer Bilanzgruppe, z.B. durch Ausfall, verursacht Ausgleichsenergie (§7 Z3). Der Saldo der Ausgleichsenergie über alle Bilanzgruppen in der Regelzone ergibt den Regelenergiebedarf, für welchen der Regelzonenführer zu sorgen hat. Die Summe der Ausgleichsenergie kann um ein Vielfaches höher sein als die Regelenergie, da sich in der saldierten Betrachtung die Bilanzgruppen mitunter selbst ausgleichen.
Auf Basis der erfassten Mengen und der ermittelten Kosten für die Aufbringung der Regelenergie, wird den einzelnen Bilanzgruppen die verbrauchte Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt. Die Art und Weise der Weiterverrechnung dieser Kosten an die Lieferanten bzw. an die Kunden bleibt den Marktteilnehmern überlassen.