Die Dissertationsschrift adressiert den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland für das Jahr 2030 und beantwortet damit die Frage nach den Einflüssen einer stärkeren Marktintegration der erneuerbaren Energien und die Wirkung dezentraler Speichersysteme auf den Netzausbau, welche in dieser Weise noch nicht analysiert wurden. Zusätzlich werden diesen Szenarien auch die Wirkung von zusätzlichen Einspeisekapazitäten aus erneuerbaren Energien bzw. einer reduzierten Last betrachtet. Schließlich werden die Effekte eines potenziellen Ausstieges aus der Stromerzeugung auf Braunkohlebasis in Gesamtdeutschland bzw. nur Teilen davon thematisiert. Bisherige Untersuchungen fokussierten u.a. die Wirkung von erneuerbaren Energien im Kontext des Ausbaus von europäischen Transportkapazitäten. Diese Analyse bewertet die Auswirkungen auf den Umfang des Netzausbaus mit Auflösung auf einzelnen Trassen, die Integration der erneuerbaren Energien mit hoher regionaler Auflösung und die Systemkosten als Indikator der volkswirtschaftlichen Bewertung. Der in der Arbeit entwickelte Ansatz zur mathematischen Lösung des Optimierungsproblems basiert auf der Weiterentwicklung des Benders-Dekompositionsansatzes. Im Ergebnis zeigt sich, dass eine stärkere Flexibilisierung der Einspeisung den Netzausbaubedarf senken kann. Auch dezentrale Speicher tragen dazu bei, wobei diese Option mit hohen Investitionen einhergeht. Der Zuwachs an Erzeugung aus erneuerbaren Energien führt zu mehr Netzausbau, während eine Reduktion der elektrischen Last diesen Anstieg abmildern kann. Bei der abschließenden Analyse der Wirkung des Braunkohleausstiegs wird der deutlich erhöhte Bedarf an weiteren Übertragungskapazitäten in Deutschland aufgedeckt, während ein auf Ostdeutschland begrenzter Ausstieg eine geringe Reduzierung ermöglicht.:1 Einleitung 1.1 Analyse der Ausgangslage 1.2 Zielstellung und Lösungsweg 1.3 Zusammenfassung 2 Grundlagen zum deutschen Elektroenergiesystem 2.1 Derzeitige Entwicklungen im deutschen Elektroenergiesystem und Strommarkt 2.2 Derzeitiges Marktdesign und der Einfluss der erneuerbaren Energien auf die Preisbildung 2.3 Einfluss der erneuerbaren Energien auf die Residuallast 2.4 Rolle der Übertragungsnetzbetreiber 2.5 Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen 2.6 Grundlagen zur Abregelung von erneuerbaren Energien 2.7 Planungsverfahren des Netzausbaus 3 Überblick und Klassifizierung von Analysen auf der Basis von Übertragungsnetzmodellen 3.1 Grundlagen zu Modellen in der Energiewirtschaft 3.2 Wirkung von Flexibilitätsmaßnahmen auf den Netzausbau 3.3 Wirkung von Veränderungen des regulatorischen Rahmens auf den Netzausbau 3.4 Ausprägungen des europäischen und deutschen Übertragungsnetzes in Zukunft 3.5 Methodische Ansätze zum Ermitteln bzw. Bewerten des Netzausbaus 3.6 Zusammenfassung zentraler Aspekte der Analyse und Modellierung des Netzausbaus in der Literatur 4 Formulierung des Übertragungsnetzausbaus im Stromnetzmodell ELMOD 4.1 Anforderungen an das Übertragungsnetzmodell 4.2 Vereinfachte Lastflussmodellierung 4.3 Ausgangsmodell für die Ermittlung des optimalen Übertragungsnetzes 4.4 Anwendung des NOVA-Prinzips im Stromnetzmodell ELMOD 4.5 Investitionen in das Übertragungsnetz 4.6 Modellierung der dezentralen Speicher 4.7 Zusammenfassung der Modellformulierung 5 Dekompositionsmethoden zum effizienten Lösen des Netzausbauproblems 5.1 Mathematische Analyse des Netzausbauproblems 5.2 Verfahren zur Lösung von Optimierungsproblemen 5.3 Anwendung der Benders-Dekomposition für die Berechnung des Netzausbaues 5.4 Anwendung des Karush-Kuhn-Tucker-Systems 6 Definition der Szenarien für die modellgestützte Untersuchung des Übertragungsnetzausbaus 6.1 Grundlagen zur Szenarientechnik 6.2 Begründung für die Nutzung eines deterministischen Optimierungsmodells 6.3 Bestimmung der Prämissen und Deskriptoren 6.4 Szenarienzusammenstellung 6.5 Referenzszenario als wahrscheinlichste Entwicklung des Energiesystems 6.6 Integrationsregime für fluktuierende erneuerbare Energien 6.7 Szenarien zur Reduktion des Netzausbaus durch dezentrale Energiespeicher 6.8 Wirkung eines weiteren EE-Ausbaus und Lastreduzierungen auf den Netzausbau 6.9 Einfluss eines Braunkohleausstiegs auf den Netzausbau 6.10 Aufbereitung übergreifender Eingangsdaten für die Modellierung 6.11 Methodik der Kalibrierung 6.12 Ergebnisse der Kalibrierung 6.13 Zusammenfassung und Überblick 7 Ergebnisse der modellgestützten Analyse 7.1 Ergebnisse des Referenzszenarios 7.2 Analyse verschiedener Integrationsmechanischmen von erneuerbaren Energien auf den Netzausbau 7.3 Auswirkungen von dezentralen Speichersysteme auf den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland 7.4 Analyse ausgewählter Komponenten der energiepolitischen Ziele 7.5 Auswirkungen verschiedener Braunkohleausstiegsszenarien in Deutschland auf den Ausbau des Übertragungsnetzes 7.6 Übergreifende Analyse der einflussstärksten Gestaltungsoptionen 8 Sensitivitätsanalyse zu ausgewählten szenarioübergreifenden Parametern 8.1 Definition der Sensitivitäten 8.2 Effekte auf die Jahreserzeugungen 8.3 Effekt der Sensitivitäten auf die Treibhausgasemissionen 8.4 Effekt der Sensitivitäten auf die Integration von erneuerbaren Energien 8.5 Effekt der Sensitivitäten auf den Netzausbau 8.6 Effekt der Sensitivitäten auf die Systemkosten 8.7 Fazit zur Sensitivitierung ausgewählter Eingangsgrößen 9 Zusammenfassungen und Ausblick 9.1 Zusammenfassung der Modellentwicklung und Lösung des Optimierungsmodells 9.2 Zusammenfassung der Modellergebnisse 9.3 Beantwortung der aufgestellten Forschungsfragen als Fazit 9.4 Ausblick auf weiterführende Analysen 10 Literaturverzeichnis A Anhang A.1 Einführung in die Benders-Dekomposition A.2 Nichtlineare, kontinuierliche Optimierung A.3 Grundlagen der Karush-Kuhn-Tucker-Theorie A.4 Anhang zur Analyse der Wirkung von dezentralen Speichern auf den Ausbau des Übertragungsnetzes A.5 Anhang zur Analyse der Wirkung der Komponenten der abgeleiteten energiepolitischen Ziele auf den Ausbau des Übertragungsnetzes

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

This dissertation focuses on selected aspects of network congestion arising in liberalized electricity markets and their management methods with a special weight placed on the integration of increased renewable generation in Europe and Germany. In a first step, the theoretical concepts of congestion management are introduced complemented by a review of current management regimes in selected countries. In the second step, the European approach of managing congestion on international as well as national transmission links is analyzed and the benefits of an integrated congestion management regime are quantified. It is concluded that benefits can be achieved by a closer cooperation of national transmission system operators (TSOs). Thirdly, the German congestion management regime is investigated and the impact of higher renewable generation up to 2020 on congestion management cost is determined. It is shown that a homogeneous and jointly development of generation and transmission infrastructure is a prerequisite for the application of congestion alleviation methods and once they diverge congestion management cost tend to increase substantially. Lastly, the impact of intermittent and uncertain wind generation on electricity markets is analyzed. A stochastic electricity market model is described, which replicates the daily subsequent clearing of reserve, dayahead, and intraday market typical for European countries, and numerical results are presented.

This dissertation focuses on selected aspects of network congestion arising in liberalized electricity markets and their management methods with a special weight placed on the integration of increased renewable generation in Europe and Germany. In a first step, the theoretical concepts of congestion management are introduced complemented by a review of current management regimes in selected countries. In the second step, the European approach of managing congestion on international as well as national transmission links is analyzed and the benefits of an integrated congestion management regime are quantified. It is concluded that benefits can be achieved by a closer cooperation of national transmission system operators (TSOs). Thirdly, the German congestion management regime is investigated and the impact of higher renewable generation up to 2020 on congestion management cost is determined. It is shown that a homogeneous and jointly development of generation and transmission infrastructure is a prerequisite for the application of congestion alleviation methods and once they diverge congestion management cost tend to increase substantially. Lastly, the impact of intermittent and uncertain wind generation on electricity markets is analyzed. A stochastic electricity market model is described, which replicates the daily subsequent clearing of reserve, dayahead, and intraday market typical for European countries, and numerical results are presented.

This dissertation focuses on selected aspects of network congestion arising in liberalized electricity markets and their management methods with a special weight placed on the integration of increased renewable generation in Europe and Germany. In a first step, the theoretical concepts of congestion management are introduced complemented by a review of current management regimes in selected countries. In the second step, the European approach of managing congestion on international as well as national transmission links is analyzed and the benefits of an integrated congestion management regime are quantified. It is concluded that benefits can be achieved by a closer cooperation of national transmission system operators (TSOs). Thirdly, the German congestion management regime is investigated and the impact of higher renewable generation up to 2020 on congestion management cost is determined. It is shown that a homogeneous and jointly development of generation and transmission infrastructure is a prerequisite for the application of congestion alleviation methods and once they diverge congestion management cost tend to increase substantially. Lastly, the impact of intermittent and uncertain wind generation on electricity markets is analyzed. A stochastic electricity market model is described, which replicates the daily subsequent clearing of reserve, dayahead, and intraday market typical for European countries, and numerical results are presented.

This dissertation focuses on selected aspects of network congestion arising in liberalized electricity markets and their management methods with a special weight placed on the integration of increased renewable generation in Europe and Germany. In a first step, the theoretical concepts of congestion management are introduced complemented by a review of current management regimes in selected countries. In the second step, the European approach of managing congestion on international as well as national transmission links is analyzed and the benefits of an integrated congestion management regime are quantified. It is concluded that benefits can be achieved by a closer cooperation of national transmission system operators (TSOs). Thirdly, the German congestion management regime is investigated and the impact of higher renewable generation up to 2020 on congestion management cost is determined. It is shown that a homogeneous and jointly development of generation and transmission infrastructure is a prerequisite for the application of congestion alleviation methods and once they diverge congestion management cost tend to increase substantially. Lastly, the impact of intermittent and uncertain wind generation on electricity markets is analyzed. A stochastic electricity market model is described, which replicates the daily subsequent clearing of reserve, dayahead, and intraday market typical for European countries, and numerical results are presented.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.:1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 2 Gegenstand und Ziel der Analyse 3 Rahmenbedingungen der Bestimmung der Netznutzungsentgelte 4 Kostenmodell des Übertragungsnetzes 5 Kostenmodell der Verteilungsnetze 6 Auswirkungen des demographischen Wandels auf Stromverbrauch und Netzentgelte 7 Abschätzung der Netznutzungsentgelte und ihrer Zusammensetzung 8 Skizze eines Netzkostenstrukturausgleichs 9 Quellen 10 Anhang

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.:1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 2 Gegenstand und Ziel der Analyse 3 Rahmenbedingungen der Bestimmung der Netznutzungsentgelte 4 Kostenmodell des Übertragungsnetzes 5 Kostenmodell der Verteilungsnetze 6 Auswirkungen des demographischen Wandels auf Stromverbrauch und Netzentgelte 7 Abschätzung der Netznutzungsentgelte und ihrer Zusammensetzung 8 Skizze eines Netzkostenstrukturausgleichs 9 Quellen 10 Anhang