Weimar, 27. August 2009 Gunter Scheibner Bereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH

1. Trennung und koordiniertes Zusammenwirken von Energiegeschäft und Systemführung bei VE Transmission Weimar, 27. August 2009 Gunter ScheibnerBereich Koordination/Netzabrechnung VE Transmission GmbH

2. Gliederung Teil 1 1. Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Folie 03 2. Aufgabenzuordnung Folie 043. Funktionswandel hin zu einem TCC Folie 07 4. Koordiniertes Zusammenwirken Folie 08 5. Umgesetzte Struktur ab 01.07.2007 Folie 09 6. Front Office Folie 10 Teil 2 Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG 7. Sachverhalt Folie 17 8. Ergebnis aus Sicht VE-T Folie 19

3. Motivation zur Änderung der Aufgabenverteilung Trennung der Verantwortung des Netzbetreibers für die Systemsicherheit einerseits von seiner wirtschaftlichen Verantwortung (Leistungs- und Energiebeschaffung, Führen der ÜNB-eigenen-Bilanzkreise) andererseits Dabei einzuhaltende Grundsätze: Aufgaben, welche direkt oder indirekt die Systemsicherheit betreffen (u. A. insbesondere Engpassmanagementmaßnahmen), werden von der Systemführungwahrgenommen. Die Beschaffung und wirtschaftliche Optimierung der Bilanzkreise übernimmt das Energy Management und stellt der Systemführung die entsprechend der Systemführung erforderliche Leistung/Energie bereit.

4. Aufgabenzuordnung - Netzverluste Mengenbestimmung IST - auf Basis State Estimation durch Systemführung zählwertbasierter Vergleichswerte - aus der Bilanzkreis-abrechnung durch Energy Management. Prognosewerte Jahresprofil/RMP - vergangenheitsbasiert durch Energy Management auf Basis von Eingangsgrößen aus der Systemführung(Monatsmengenprognose und estimierte Ist-Menge). Day-ahead-Prognose- vergangenheitsbasiert durch Systemführung auf Basis Topologie, Last, Erzeugung, Wetterprognose. Beschaffung aufgeteilt nach längerfristiger Terminbeschaffung und kurzfristiger Day-ahead-Beschaffung durch Energy Management.

5. Aufgabenzuordnung - Regelenergie Systemführung Verantwortung für die Systemsicherheit entsprechend §§ 12-14 EnWG – Frequenz und Spannungshaltung, Stabilitätssicherung (u.a. (n-1))- Maßnahmen zur Engpaßvermeidung und –beherrschung- Sicherstellung des Betriebes des Übertragungsnetzes unter Normal- und gestörten Bedingungen im nationalen und internationalen Verbund- Sicherstellung des Betriebes ohne Verbindungen zu anderen TSO (Inselbetrieb) Energy Management Beschaffung der erforderlichen Regelleistung- entsprechend der regulatorischen Vorgaben - Entwicklung der Regelenergiemärkte Systemführung und Energy Management Präqualifikation von Regelleistunganbietern- Systemführung: technische Aspekte- Energy Management: wirtschaftliche und vertragliche Aspekte

6. Aufgabenzuordnung – EEG-Ausgleich Systemführung Prognosen der zu erwartenden Windeinspeisung und Hochrechnung- (ggf. auch knotenscharf für die Lastflussprognose) - Einfluß der EEG-Einspeisungen und des EEG-Ausgleiches auf Engpassmanage- ment und Horizontalen Belastungsausgleich und die Systemsicherheit Energy Management Führung des EEG-Bilanzkreises- Beschaffung und Vermarktung langfristig, mittelfristig, day-ahead, intraday - Einsatz von PSW-Leistung und EEG-Ersatzleistung Dimensionierung und Beschaffung der EEG-Ersatzleistung Systemführung und Energy Management Engpassmanagement- Systemführung: Durchführung u. Ableitung von Vorgaben für den EEG-Ausgleich- Energy Management: Berücksicht. der Einschränkungen zur EEG-Vermarktung

7. Funktionswandel hin zu einem TCC zukunftsorientiertes Control Center Systemführung Regelzonenmanagement/Systemführung Steuerung/Überwa-chung virtueller KW Video-überwachung HSL TCC Auktionierung Netzkapazitäten EM Auktionierung Kraftwerke EM Frequenzhaltung EM Ausschreibung von SDL Spannungshaltung Daten-management Wide Area Monitoring KoordinationENTSO-E EM Stabilitäts-überwachung Fulfillment of basis protection concept Windpower-management EM EM Energy Management

8. Koordiniertes Zusammenwirken Energy Management Regelzonenmanagement/Systemführung Beschaffung der erforderlichen Regelleistung Dimensionierung Regelleistung und Netzverluste Beschaffung der Netzverlustenergie FO Frequenzhaltung/Steuerung/ Überwachung virtueller KW RZ-Management/ Systemführung&Energy Management Bewirtschaftung der ÜNB Bilanzkreise Windpowermanagement FO EEG- und KWK-G-Abwicklung Stabilitätsüberwachung/ Spannungshaltung Bilanzkreismanagement Auktionierung Netzkapazität/ Kraftwerke BO Prozeßbewertung und netzwirtschaftliche Abrechnung Datenmanagement/Prozeßbewertung

9. Umgesetzte Struktur ab 01.07.2009 Darauf aufbauend wurde die neue Struktur bei VE Transmission zum 01.07.2007 eingeführt. GT Technik GK Kaufmännisches T-S Systemführung&Sicherheit/SoS T-E Energy Management andere Bereiche andere Bereiche T-SK Regelzonen-kooperation/SoS T-EP Portfolio-management T-EK T-SP Regelzonen-prozesse Koordination/Netzabrechnung T-SO Operative Systemführung T-EXF FRONT OFFICE Front Office

10. Front Office - Klare Trennung der wirtschaftlichen Optimierung von der Systemverantwortung Funktionen des Front Office Effekte durch … • Netzverlustbeschaffung und EEG-Ausgleich mit klarem wirtschaftlichen Fokus. • Berücksichtigung von marktbasiertem Engpassmanagement (§ 13 (1) EnWG). • Day-ahead/Intraday-Beschaffung/ Vermarktung über EEX. • Intraday-Beschaffung/Vermarktung OTC bzw. über Dienstleister. • Marktanalysen. • kurzfristige Ausschreibungen. • verbesserte Marktkenntnis • rein wirtschaftlichen Fokus bei der Führung der Netzbilanzkreise • speziell dafür ausgebildete Mitarbeiter • optimale Nutzung verbleibender Handlungsspielräume bei Netzengpässen • optimale Einbeziehung der Kenntnis über die Systembilanz • Portfolio-Effekte zwischen den unter-schiedlichen TSO-Energie-Produkten => Entlastung der Systemführung von marktbezogenen Aufgaben – wichtig aufgrundder stetig steigenden Anforderungen aus kritischen Netzbelastungen.

11. Front Office - Historie und Highlights 27. Februar 1. September 1. März 1. Dezember Erstes ID-Geschäft an der EEX Start EEX (5-Tage) DA (7 Tage) Start DA-Handel für Dritte Start ID im 1-Schichtbetrieb Sep 08 Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan 09 Feb 09 Mär 09 Apr 09 15. Januar 16. März Vollst. Trennung von FPM und Front Office gewährleistet Start ID-Handel für Dritte 1. Oktober 1. April 1. Februar Start EEX (7-Tage) Start ID im 3-Schichtbetrieb Start ID im 2-Schichtbetrieb

12. 2009 2008 Übersicht der von VE-T gehandelten DA-Volumina

13. Front Office - Erklärung an die EEX zum Intraday-Handel

14. Front Office – Werbung für den EEX-Intraday-Handel (Auszug) DATUM 04.03.2009 Vattenfall Europe Transmission stärkt Intraday-Handel an der EEXAls erster Übertragungsnetzbetreiber wickelt VE Transmission Intraday-Geschäfte an der EEX ab Weitere Grundlage zur effizienten Erfüllung der TSO Aufgaben somit geschaffen VE Transmission ist als erster Transmission System Operator (TSO) nun auch im innertäglichen Börsenhandel der deutschen Strombörse EEX aktiv und wird damit die Liquidität des Marktes maßgeblich erhöhen und den Wettbewerb auf dem Strommarkt stärken. Bereits seit 11.08.2008 ist VE Transmisson an der EEX zugelassen und tätigt tägliche Day-ahead-Geschäfte. Möglich wurde die Ausweitung auf den innertäglichen Handel durch die organisatorische Trennung von Systemführung und Energiemanagement, wodurch die von der Börse geforderte Anonymität der Handelspartner gewährleistet werden kann. Mit den neuen Prozessen ist VE Transmission Vorreiter bei der Umsetzung der vom Gesetzgeber geforderten Aufgaben, insbesondere der Aufnahme, Veredelung und dem Transport des aus erneuerbaren Energien eingespeisten Stroms gemäß EEG. VE Transmission ist der verantwortliche TSO für die Bundesländer Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Sachsen, Thüringen, Berlin und Hamburg und ist nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) zur vollständigen Abnahme des in der Regelzone erzeugten regenerativen Stroms verpflichtet. Aufgrund der hohen Zuwachsraten bei der Windkraft auf dem Gebiet der östlichen Bundesländer übernimmt VE Transmission mit etwa 41 % einen überproportional hohen Anteil des deutschlandweit erzeugten Windstroms von den Anlagenbetreibern. Da die Stromlieferanten ein monatliches Lieferband mit konstanter Leistung erhalten, muss VE Transmission die starken Fluktuationen der Einspeisung ausgleichen, d.h. in windstarken Phasen den überschüssigen Strom verkaufen und in windschwachen Phasen die fehlende Energie zukaufen. Mit der Aufnahme des Intradayhandels an der EEX können die für den Ausgleich erforderlichen Stromhandelsgeschäfte nunmehr auch im Innertagesbereich an der EEX realisiert werden. Mit der zunehmenden Nutzung des standardisierten Marktes der EEX wird VE Transmission zusätzliche Transparenz schaffen und durch die zusätzliche Liquidität den Wettbewerb auf dem Strommarkt fördern. … Ihre Ansprechpartnerin für weitere Informationen ist: Meike Wulfers, Pressesprecherin Telefon +49 (0)30 / 51 50 34 16, E-Mail: meike.wulfers@vattenfall.de

15. Frontoffice - BNetzA-Beschluß BK6-08-226 In dem Verwaltungsverfahren wegen der Festlegung zum Bilanzkreis für Energie nach dem EEG wurde am 12.05.2009 beschlossen: 1. Die im Rahmen der Bewitschaftung des EEG-Bilanzkreises von den Übertragungsnetzbe-treibern durchzu-führende Beschaffung bzw. Veräußerung der Strom mengen zur Herstel-lung des von Letztverbraucher beliefernden Elektrizitätsversorgungsunternehmen abzu-nehmenden Bandes hat über einen börslich organisierten Handelsplatz zu erfolgen. 2. Über den vortäglichen Handel ist für jede Stunde des Folgetages die Differenz zwischen der gemäß Vor-tagesprognose vorhergesagten Einspeiseleistung auserneuerbaren Energien und dem zu liefernden Band zubeschaffen bzw. zu veräußern. Der Ausgleich hat in voller Höhe zu erfolgen. Sämtliche Kauf- bzw.Verkaufsangebote sind preisunabhängig einzustellen. … 3. Die Abweichungen zwischen den sich aus den untertäglichen Prog-nosen ergebenden Einspeiseleistungen und den auf Basis der Vor-tagesprognose bereits beschafften bzw. veräußerten Strommengen sind über den untertäglichen Handel auszugleichen. 6. Die Beschaffung bzw. Veräußerung der Strom-mengen zur Herstellung des Bandes darf auf einen anderen Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen eines Dienstleistungsverhältnisses übertragen werden. … 8. Die Vorgaben sind beginnend mit dem 01.08.2009 umzusetzen. … Sind auf Kurs!

16. Teil 2 Verhältnis § 11 EEG und § 13, Abs. 2 EnWG

17. Sachverhalt EnWG § 13 Abs. 2 Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems EEG 2009 §§ 11 und 12 Einspeisemanagement nach § 11 und die Härtefallregelung nach § 12 aufgenommen. Wie ist das Verhältnisses des § 13 Abs. 2 EnWG zu diesen neuen Vorschriften?

18. Sachverhalt - Detailfragestellungen • Ist nach Erlass des § 11 EEG die Abregelung von WEA nach § 13 Abs. 2 EnWG weiterhin möglich, ohne vorher § 11 EEG angewendet zu haben? • Gibt es einen Unterschied zwischen den Rechtsfolgen des § 12 EEG und eventuellen Schadenersatzansprüchen nach § 13 EnWG, was gilt insoweit für die Wälzbarkeit über die NNE?

19. Ergebnis aus Sicht VE-T 1 Abregelung nach § 13 Abs. 2I weiter möglich? Der Aufruf von Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG durch VE-T, ohne vorher EEG-Einspeisemanagement nach § 11 EEG im Übertragungsnetz durchgeführt zu haben ist weiter möglich, da derzeitmangels Vorliegen seiner Voraussetzungen § 11 EEG von VE-T nicht zur Anwendung kommen kann keine Überlastung durch Strom aus direkt am Übertragungsnetz angeschlossenen EE/KWK/ Grubengas-Anlagen grundsätzlich kein Vorrang des § 11 EEG gegenüber § 13 Abs. 2 EnWG Hinweis: die gesetzlichen Regelungen zum Verhältnis §§ 11 EEG/ 13 EnWG sind auch nach allgemeiner Auffassung in der juristischen Literatur misslungen und unklar

20. Danke für Ihre Aufmerksamkeit !