Ökonomische und elektrotechnische Analyse von Netzausbau versus Redispatch: Ganzheitliche Simulation von elektrischem Übertragungsnetz und Elektrizitätsmarkt unter Berücksichtigung stochastischer Einflussgrößen zur Verbesserung der regulatorischen Rahmenbedingungen des Stromsystems

• Antragsteller: Professor Dr. Felix Höffler (†); Professor Dr.-Ing. Christian Rehtanz
• Fachliche Zuordnung: Elektrische Energiesysteme, Power Management, Leistungselektronik, elektrische Maschinen und Antriebe ; Wirtschaftspolitik, Angewandte Volkswirtschaftslehre
• Förderung: Förderung von 2013 bis 2018
• Projektkennung: Deutsche Forschungsgemeinschaft (DFG) - Projektnummer 242995601

Engpässe im Stromübertragungsnetz führen dazu, dass nicht immer das kostengünstigste Kraftwerk eingesetzt werden kann. Das Abweichen vom kostenminimierenden Kraftwerkseinsatz wird als Redispatch bezeichnet. Die Redispatchkosten können durch Netzausbau zur Beseitigung der Engpässe vermieden werden. Für ein optimales Stromsystem müssen Netzausbau- und Redispatchkosten gegeneinander abgewogen werden. Hierzu soll das Projekt einen Beitrag leisten, unter besonderer Berücksichtigungsstochastischer Einflüsse bei Stromein-und -ausspeisung sowie der hierzu notwendigen Ausgestaltung der Marktinstitutionen. Stochastische Einflüsse erschweren die Abwägung zwischen Redispatch und Netzausbau. In der Vergangenheit standen hierbei unvorher-gesehene Ausfälle von Kraftwerken oder Leitungen im Vordergrund. Solche Zufallseinflüsse wurden durch "worst case" Szenarien berücksichtigt und die Netze so dimensioniert, dass auch im schlimmsten Fall ein sicherer Netzbetrieb möglich ist. Der umfangreiche Zubau erneuerbarer Energien (EE) erhöht witterungsbedingt (Wind, Sonneneinstrahlung) die stochastischen Einflüsse massiv. Dabei treten durch die regionale Konzentration bspw. der Windkraft vermehrt extreme Netzbelastungen auf, deren vollständige Bewältigung einen gewaltigen Netzausbau erfordern würde. Vor diesem Hintergrund erscheint es zunehmend notwendig, sich bei der Ermittlung notwendiger Netzausbauten nicht nur am worst case zu orientieren, sondern ein Kostenoptimum unter Zulassung zeitweiser Netzengpässe zu ermitteln. Im ersten Teil des Projekts sollen daher Zufallseinflüsse probabilistisch durch Verteilungsfunktionen abgebildet werden. Dadurch lassen sich Häufigkeit und Umfang von Redispatch-Maßnahmen bewerten, die dann mit Ausbaukosten verglichen werden können.Marktunvollkommenheiten wie Externalitäten zwischen Netzbetreibern (fehlende Kooperationsanreize) oder Effekte der Standortwahl eines Kraftwerks auf den Netzbetrieb verhindern jedoch zumeist, dass sich eine solche kostenminimale Lösung als Marktergebnis einstellt. Darum ist es wichtig zu verstehen, wie Marktregulierung und Marktdesign die Implementierung der kostenminimalen Lösung beeinflussen. Daher wird im zweiten Teil des Projektes analysiert, ob bestehende Institutionen ausreichend Anreize für privatwirtschaftliche Akteure setzen, die gewünschte Lösung zu implemen-tieren und ob bzw. welche Ansätze zu Verbesserungen bestehen. Als innovative Beiträge der engen interdisziplinären Zusammenarbeit von Elektrotechnik und Wirtschaftswissenschaften sind im Rahmen des Projektes zu erwarten:1.Verbesserte Berücksichtigung von Unsicherheit in der Energiesystemanalyse.2.Integrierte Betrachtung von Netz und Erzeugung unter Unsicherheit.3.Überlegungen zur anreizkompatiblen Implementierung im liberalisierten Energiemarkt.

• DFG-Verfahren: Sachbeihilfen