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

• Erstellungsjahr: 2018

Zusammenfassung der Projektergebnisse

Durch die Integration von Erneuerbaren Energienanlagen, dem gleichzeitigen Rückbau der konventionellen Kraftwerke, Lastveränderungen durch z.B. Sektorenkopplung und der Liberalisierung der Energiemärkte ergeben sich große Unsicherheiten im zukünftigen elektrischen Energiesystem und somit auch in der Belastung der elektrischen Energienetze. Dies führt zu neuen Herausforderungen für die Ausgestaltung institutioneller Rahmenbedingungen. Im Rahmen des Projektes wurden unsichere Eingangsgrößen modelliert, probabilistische Methoden zur Lastflussberechnung weiterentwickelt und anschließend Analysen zu Anforderungen an institutionelle Rahmenbedingungen abgeleitet. Im Rahmen des ersten Arbeitspaketes wurde eine umfassende Analyse unsicherer Eingangsgrößen vorgenommen. Hierfür wurden auf der einen Seite Prognosefehler für Windgeschwindigkeiten und solare Bestrahlungsstärken und deren Korrelationszusammenhänge analysiert, auf der anderen Seite wurde ein Modell zur Abbildung der Unsicherheiten thermischer Kraftwerke durch geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten auf Basis eines Neuronalen Netzes abgebildet. Im zweiten Arbeitspaket erfolgte die Weiterentwicklung probabilistischer Methoden zur Berücksichtigung unsicherer Eingangsgrößen in der Lastflussrechnung. Das entwickelte Verfahren stellt ein faltungsbasiertes Verfahren dar und lässt sich den analytischen Methoden zuordnen. Es benötigt eine lineare Abbildung der Knotenleistungen auf die Leitungsströme oder Knotenspannungen. Mithilfe der entwickelten Modelle wurden Anforderungen an institutionelle Rahmenbedingungen untersucht. Die Analysen ergaben, dass bei der Dimensionierung der Regelenergie Netzrestriktionen berücksichtigt werden sollten. Ob dies allerdings in Folge einer Optimierung geschehen sollte, ist nicht eindeutig, da sich hier andere Fragestellungen, z.B. der Anreizkompatibilität einer Optimierung des Netzbetreibers bzw. der Informationsasymmetrie zwischen Regulierer und Netzbetreiber manifestieren. Außerdem zeigte sich, dass der Netzbetreiber keine Möglichkeit hat, Erzeuger zu netzdienlichen Investitionen zu bewegen. Dies führt insbesondere langfristig zu möglichen Versorgungsengpässen. Insgesamt ließ sich feststellen, dass institutionelle Rahmenbedingungen für die Maßnahmen Netzausbau und Redispatch bzw. die lokale Differenzierung der Märkte nicht eindeutig bestimmbar ist. Der Trade-Off hängt sowohl von den Eigenschaften des Marktes bzw. der Marktteilnehmer als auch von den Rahmenbedingungen für die Möglichkeit des Netzausbaus ab.

Projektbezogene Publikationen (Auswahl)

• (2019) Grid Investment and Support Schemes for Renewable Electricity Generation. EJ (The Energy Journal) 40 (2)
  Wagner, Johannes
  
• Analyzing the Impact of Forecasting Errors on Redispatch and Control Reserve Activation in Congested Transmission Networks, IEEE PowerTech 2015, Eindhoven, Netherlands, IEEE, Juni 2015
  M. Kloubert, J. Schwippe, S. C. Müller, C. Rehtanz
  
• Das Potenzial der probabilistischen Lastflussrechnung in der Planung elektrischer Netze, Dissertation TU Dortmund, Juni 2015
  J. Schwippe
  
• Benefits of coordinated control reserve activation and grid management – a probabilistic load flow analysis, IEEE PMAPS, Peking, China, Oktober 2016
  M. Kloubert, J. Schwippe, J. Bertsch, S. Hagspiel, S. Lorenczik, F. Höffler, C. Rehtanz
  
• Essays on market design and regulation in electricity systems, Dissertation, Universität zu Köln, 2016
  J. Bertsch
  
• Essays on the Economics and Regulatory Design of Power Systems, Dissertation, Universität zu Köln, 2016
  S. Hagspiel
  
• Enhancement to the Combination of Point Estimate Method and Gram-Charlier Expansion Method for Probabilistic Load Flow Computations, IEEE PowerTech 2017, Manchester, United Kingdom, Juni 2017
  M. Kloubert, C. Rehtanz
  
• Essays on Market Design and Strategic Behaviour in Energy Markets, Dissertation, Universität zu Köln, 2017
  S. Lorenczik
  
• The relevance of grid expansion under zonal markets, The Energy Journal 2017, Volume 38, Number 5
  J. Bertsch, T. Brown, S. Hagspiel and L. Just
  
• Essays on Renewable Energy in Liberalized Electricity Markets, Dissertation, Dissertation, Köln, Universität zu Köln, 2018. 126 S.
  J. Wagner
  
• Method for Developing Consistent Future Energy Scenarios as Input for Transmission Expansion Planning, IEEE PMAPS 2018, Boise, Idaho, USA, Juni 2018
  M. Kloubert, C. Rehtanz
  
• Probabilistic Load Flow Method for Correlated Multimodally Distributed Input Variables, IEEE PSCC 2018, Dublin, Irland, Juni 2018
  M. Kloubert, C. Rehtanz
  
• Regulation of non-marketed outputs and substitutable inputs, Journal of Regulatory Economics, 2018, 53(2), pp.174-205
  J. Bertsch, and S. Hagspiel
  
• Reliability with Interdependent Suppliers, European Journal of Operational Research, 2018, Volume 268, Issue 1, pp. 161-173
  S. Hagspiel:
  
• Probabilistische Modellierung zur Analyse des Einflusses unsicherer Eingangsgrößen auf das elektrische Übertragungsnetz, Dissertation. Düren : Shaker, 2019. 207 S.
  M. Kloubert