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.

Der europarechtlich vorgeprägte und national stark ausdifferenzierte Bedarfsplanungs- und Genehmigungsablauf für Hoch- und Höchstspannungsleitungsvorhaben ist durch ein umfassendes Beteiligungsregime zu Gunsten der Öffentlichkeit ausgestaltet. Im Rahmen der gegenständlichen Arbeit wurden sowohl die formellen als auch die informellen Beteiligungsmöglichkeiten der Öffentlichkeit analysiert, klassifiziert, kritisch hinterfragt und hinsichtlich der verschiedentlich anwendbaren normativen Vorgaben miteinander verglichen. Hierbei haben unter anderem europarechtlich das Vierte Energiebinnenmarktpaket aus den Jahren 2018 und 2019, national das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus aus dem Jahr 2019 und das Planungssicherstellungsgesetz aus dem Jahr 2020 sowie föderal das Umweltverwaltungsgesetz aus dem Jahr 2014 besondere Berücksichtigung gefunden. Insgesamt konnte die aktuelle Gesetzeslage, Rechtsprechung und Literatur bis Ende Juni 2020 in die vorliegende Untersuchung eingearbeitet werden.:Teil 1: Einführung Teil 2: Grundlagen der Öffentlichkeitsbeteiligung im Netzausbau Teil 3: Öffentlichkeitsbeteiligung im Rahmen der Bedarfsplanung Teil 4: Öffentlichkeitsbeteiligung im Rahmen der Korridor- und Trassenplanung Teil 5: (Temporäre) Wirkungen des PlanSiG auf die Öffentlichkeitsbeteiligung Teil 6: Gesamtbetrachtung zur Verbesserung des Beteiligungsregimes / The planning and approval process for high and extra high voltage power line pro- jects, which is predefined by European law and differentiated by German law, is designed in favour of the public through a comprehensive participation regime. In the context of this work, both the formal and the informal opportunities for public participation were analysed, classified, critically questioned and compared with one another in terms of the various normative requirements. Among other things, the Fourth European Internal Energy Market Package from 2018 and 2019, the national law to accelerate the expansion of power lines from 2019, and the law to ensure proper planning and approval procedures from 2020 as well as the federal law to standardise environmental administration law and to strengthen public participation in the environmental field from 2014 have been given special consideration. Overall, the current legal situation, the case law and the literature until the end of June 2020 have been incorporated into the present study.:Teil 1: Einführung Teil 2: Grundlagen der Öffentlichkeitsbeteiligung im Netzausbau Teil 3: Öffentlichkeitsbeteiligung im Rahmen der Bedarfsplanung Teil 4: Öffentlichkeitsbeteiligung im Rahmen der Korridor- und Trassenplanung Teil 5: (Temporäre) Wirkungen des PlanSiG auf die Öffentlichkeitsbeteiligung Teil 6: Gesamtbetrachtung zur Verbesserung des Beteiligungsregimes

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

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.:Inhaltsverzeichnis III Abbildungsverzeichnis V Tabellenverzeichnis VI Abkürzungsverzeichnis VII Länderkürzel VIII 1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 1 2 Einleitung und Gegenstand der Analyse 5 3 Allgemeine Herausforderungen bei der Entwicklung der Netznutzungsentgelte 7 4 Herangehensweise und Modellbeschreibung 12 5 Ergebnisse unter der heutigen Systematik und verschiedener Anpassungsvarianten 23 6 Sensitivitätsanalyse und Differenzierung ausgewählter Modellaspekte 48 7 Umsetzung der Anpassungsvarianten 54 8 Bewertung der Anpassungsvarianten 60 9 Literaturverzeichnis 64 10 Anhang 67

This dissertation focuses on selected issues in regard to the mathematical modeling of electricity markets. In a first step the interrelations of electric power market modeling are highlighted a crossroad between operations research, applied economics, and engineering. In a second step the development of a large-scale continental European economic engineering model named ELMOD is described and the model is applied to the issue of wind integration. It is concluded that enabling the integration of low-carbon technologies appears feasible for wind energy. In a third step algorithmic work is carried out regarding a game theoretic model. Two approaches in order to solve a discretely-constrained mathematical program with equilibrium constraints using disjunctive constraints are presented. The first one reformulates the problem as a mixed-integer linear program and the second one applies the Benders decomposition technique. Selected numerical results are reported.

Die fortgeschrittene Phase der Energiewende ist, neben einer zunehmenden Notwendigkeit zur Systemintegration, vor allem geprägt durch das Zutage treten grundsätzlicher Richtungsentscheidungen – der Schwerpunkt verschiebt sich also vom ‚Ob‘ zum ‚Wie‘. Heutige Infrastrukturentscheidungen begründen dabei ganz unterschiedliche Energiezukünfte, welche wiederum über sozio-technische Pfadabhängigkeiten auf Dauer gestellt werden. Die Arbeit rückt zunächst die hierfür maßgeblichen Stellschrauben in den Vordergrund und beleuchtet deren wirtschaftliche und technische Grundlagen sowie die Bandbreite konkurrierender politischer Steuerungsoptionen. Auf dieser Datengrundlage wird im Rahmen einer Clusteranalyse die Aktualisierung des politikfeldspezifischen Akteurskoalitionsmodells vorgeschlagen. Im Mittelpunkt steht dabei die strukturbildende Unterscheidung zwischen einer eher zentralen und einer eher dezentralen Energiezukunft. Die so skizzierte ‚Landkarte der Energiewende‘ ist weiterhin eingebettet in eine Untersuchung des Energiediskurses auf Akteurs- und Medienebene sowie durch eine Politikfeldanalyse, in der aktuelle steuerungspolitische Problemstellungen und Handlungsmuster auf Basis technologischer Fallbeispiele beleuchtet werden. Die Arbeit ist ein Ergebnis der Forschung im interdisziplinären Boysen-TU Dresden Graduiertenkolleg „Nachhaltige Energiesysteme – Interdependenz von technischer Gestaltung und gesellschaftlicher Akzeptanz.“