A Methodisches Vorgehen AS 1.3
A.1 Untersuchung des notwendigen Netzausbaus bis 2030
A.1.5 Untersuchte Szenarien
Der Ausbauoptimierung von Erzeugungssystem und Übertragungskapazität aus Arbeitspa-ket 1.3 liegen zwei verschiedene Szenarien zugrunde. Während beide Szenarien auf dem Netzentwicklungsplan 2030 basieren, orientiert sich Szenario 1 an NEP Szenario B und Sze-nario 2 an NEP SzeSze-nario C. Das SzeSze-nario B des NEP 2030 enthält im Ausland den Mittelwert der TYNDP 2016 Visions 2 und 3. Für 2035 wird hier die Vision 3 unterstellt. Das NEP Szenario C enthält lediglich Werte für 2030, im Ausland werden die Werte der Vision 3 des TYNDP 2016 [21] unterstellt.
Abbildung 5.8: Übersicht untersuchte Szenarien [20], [22-26]
Jedes Szenario beinhaltet Ausbaupfade für Erzeugungsleistung auf Basis erneuerbarer Ener-gien (EE) und Wasserkraft. Außerdem wird die Entwicklung der Erzeugungsleistung von Kernenergie- und Braunkohlekraftwerken vorgegeben. Gegenstand der Optimierung ist der Zubau von Erzeugungsleistung der übrigen thermischen Kraftwerkstechnologien sowie der Übertragungsleitung zwischen den Marktgebieten und DSM. Dies geschieht unter Berück-sichtigung vorgegebener Brennstoff- und CO2-Preise auf Basis des World Energy Outlooks 2015 [22] und Investitionskosten auf Basis von Frontier Economics - Strommarkt in Deutsch-land (2014) [23].
Im Folgenden werden die Grundannahmen der Szenariokenngrößen sowie der grundsätzli-chen Modellierung vorgestellt. Die quantitativen Ausbaupfade und Kostenannahmen können den angehängten Excel-Dokumenten im Detail entnommen werden.
A.1.5.1 Erzeugungssystem
Entwicklungspfad Erzeugung aus Erneuerbaren Energien Installierte Leistung
Ausgehend von der installierten Leistung in 2015 wird für Photovoltaik, Windenergie on-shore, Windenergie offshore und Biomasse ein Ausbaupfad der installierten
Erzeugungsleis-Szenarienparametrierung Quelle
EE-Kapazitäten, Kernenergie NEP Szenariorahmen 2017-2030 i.V.m. TYNDP 2016 Brennstoff- und CO2-Kosten World Energy Outlook 2015 (CO2-Preis:27,88 €/tCO2) Investitionskosten, Zinssatz Frontier economics– Strommarkt in Deutschland (2014) KWK-Erzeugung Eurostat 2013, EU energy trends to 2050
Nachfrageentwicklung ENTSO-E 2016
Zuflüsse Skaliert auf hydr. Erzeugung in 2012 nach ENTSO-E Austauschkapazitäten 2015: Median der Day Ahead Forecasts
> 2015: TYNDP-Projekte + endogene Kapazitätserhöhung Szenario B Wind onshore: 58,5 GW Wind offshore: 15 GW
PV: 76,8 GW Wind onshore: 62,1 GW Wind offshore: 15 GW
Installierte EE-Kapazitäten
tung vorgegeben. In Szenario 1 ergeben sich aus dem Szenario NEP2030 B Stützstellen für 2030 und 2035 sowie aus dem Referenzszenario des TYNDP 2016 [24] für 2020. Für 2040-2050 erfolgt eine lineare Extrapolation des Zubaus.
Erzeugungsmodell
Auf Basis des IAEW EE-Modells werden anhand der Kapazitäten aus 2030 und dem unter-stellten Wetterjahr 2012 knotenscharfe, stündliche Einspeisezeitreihen generiert. Diese Zeit-reihen gehen skaliert mit der jeweils installierten Leistung jedes Stützjahrs in aggregierter Form auch mit in die Optimierung des Erzeugungssystems ein.
Entwicklungspfad Wasserkraft Installierte Erzeugungsleistung
Ausgehend von der installierten Leistung in 2015 wird für Laufwasser und Pumpspeicher ein Ausbaupfad der installierten Erzeugungsleistung vorgegeben. In Szenario 1 ergeben sich aus dem Szenario NEP2030 B Stützstellen für 2030 und 2035, sowie aus dem Referenzszenario des TYNDP 2016 [24] für 2020. Für 2040-2050 erfolgt eine lineare Extrapolation des Zubaus.
In Deutschland ergibt sich die Aufteilung der installierten Leistung zwischen Laufwasser und Pumpspeicherkraftwerken aus dem Werten des NEP 2030. Im Ausland erfolgt die Zuordnung anhand der Einteilung des europäischen Wasserkraftmodells des IAEW. Zubau erfolgt hier hauptsächlich in Form von Pumpspeicherkraftwerken.
Parametrierung der Zuflüsse und Laufwassererzeugung
Das Dargebot von Wasser hat großen Einfluss auf die Erzeugung von Laufwasserkraftwerken und von Speicherkraftwerken mit natürlichen Zuflüssen. Um diese an des Wetterjahr 2012 anzupassen werden die Zuflüsse und Einspeisezeitreihe von Laufwasserkraftwerken auf die monatliche Erzeugung des Jahres 2012 skaliert. Dies geschieht auf Basis von durch die ENTSO-E veröffentlichten Werte der monatlichen Erzeugung. Die Energiemengen werden entsprechend der jeweils zugebauten Speicherbeckengrößen technologiescharf skaliert.
Entwicklungspfad thermischer Erzeugung
Die thermische Erzeugung ist größtenteils Gegenstand der Optimierung. Hier wird ein Be-standskraftwerkspark entsprechend dem Stand von 2015 sowie verschiedenen Zubautechno-logien unterschieden.
Installierte Leistung Braunkohle und Kernenergie
Die installierte Leistung von Braunkohle- und Kernenergiekraftwerken ist Aufgrund von geografischen und politischen Gegebenheiten kein Freiheitsgrad der Ausbauplanung. Ähnlich wie bei Erneuerbaren Energien wird hier die Erzeugungsleistung entsprechend der Stützstel-len der zugrundeliegenden Szenarien parametriert und inter- bzw. extrapoliert.
Entwicklung von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Die installierte Leistung beinhaltet auch Erzeugung aus KWK. Für 2015 werden dazu die jährlichen Erzeugungsmengen gemäß Eurostat 2013 als Must-run Erzeugung angenommen [25]. In Deutschland wird diese Energiemenge bis 2020 leicht erhöht, um die KWK-Ziele der Bundesregierung (25% der thermischen Stromerzeugung) zu berücksichtigen. Aufgrund fehlender Daten wird für die übrigen Länder von konstanter Jahreserzeugung aus KWK aus-gegangen.
Übertragungskapazitäten
Die Übertragungskapazitäten zwischen den Marktgebieten sind Teil der Optimierung der Entwicklung des Erzeugungssystems. Dabei wird zwischen Winter und Sommer NTC unter-schieden. Der Ausgangszustand wird anhand der historischen Situation in 2015 parametriert.
Dabei werden jeweils für Winter und Sommer der Year-Ahead Forecast NTC und die stündli-chen Day-Ahead Forecast NTC ausgewertet [26]. Die für 2015 parametrierten Kapazitäten ergeben sich aus dem Maximum zwischen dem Mittelwert der monatlichen Year-Ahead Forecasts und dem Median der stündlichen Day-Ahead Forecasts.
Für die folgenden Jahre erfolgt eine Bewertung der Projekte des TYNDP hinsichtlich ihrer Berücksichtigung in der Studie. Der Einfluss von Projekten, die mit in das Szenario integriert werden sollen, wird ab dem Fertigstellungsdatum auf den NTC aufgeschlagen. Alle übrigen Projekte werden als Freiheitsgrade für eine Erhöhung der Austauschkapazität parametriert.
Entwicklung Primärenergie- Emissionszertifikatspreise
Die Entwicklung der Primärenergiepreise sowie der Emissionszertifikatspreise erfolgt auf Basis des World Energy Outlooks [22] als jährliche Preise. Preisbasis ist hier € 2014. Da hier lediglich Preise bis 2040 angegeben sind, werden die Preise für 2045 und 2045 linear extrapo-liert.
Investitionskosten und kalkulatorischer Zinssatz
Die Investitionskosten für thermische Kraftwerke und DSM sowie der Zinssatz werden ent-sprechend Frontier Economics - Strommarkt in Deutschland (2014) parametriert. Auch alle Investitionskosten haben als Preisbasis € 2014.
A.1.5.2 Übertragungsnetz
Startnetz für das Zieljahr 2030
Basis des untersuchten Netzdatensatzes ist der Bestand des europäischen Übertragungsnetzes des Jahres 2016. Da regionale Verteilungsnetze nicht hinsichtlich des Netzausbaubedarfs bewertet werden sollen, werden lediglich Betriebsmittel mit einer Nennspannung von mindes-tens 150 kV betrachtet.
Im Rahmen der Untersuchungen gilt der in Abbildung 5.9 dargestellte Betrachtungsbereich.
Abbildung 5.9: Betrachtetes Netzgebiet UN= 380 kV
UN= 220 kV UN= 150 kV
Da die Simulation des Netzausbaubedarfs für das Zieljahr 2030 erfolgt und damit eine maß-gebliche Veränderung der Versorgungsaufgabe einhergeht, ist es sinnvoll im Startnetz bereits geplante Netzausbaumaßnahmen zu berücksichtigen.
Das deutsche Übertragungsnetz wird um alle im BBPlG und EnLAG aufgeführten Netzaus-baumaßnahmen ergänzt. Ausgenommen hiervon ist der Ausbau des dritten Interkonnektors zwischen Deutschland und Polen (EnLAG Nr. 12). Aufgrund des aktuellen Projektstandes wird mit einer Inbetriebnahme nicht vor 2030 gerechnet, sodass von einer Berücksichtigung im Startnetz abgesehen wird.
Abbildung 5.10: Berücksichtigte Ausbauvorhaben im deutschen Übertragungsnetz
Abbildung 5.10 zeigt die im Startnetz zusätzlich zum Bestandsnetz des Jahres 2016 ange-nommenen Ausbauvorhaben im deutschen Übertragungsnetz. Des Weiteren ist die daraus
BBPlG (AC) BBPlG (DC) EnLAG
(*) Gemäß ENTSO-E TYNDP 2016 (**) Beeinflusst durch Errichtung
PST Mikułowa/Vierraden
resultierende Erhöhung der NTC zu den Anrainerstaaten dargestellt, welche für einen konsis-tenten Startzustand der Ausbausimulation berücksichtigt werden muss. Dies ist erforderlich, da bei der Kostenbewertung die gesamte endogene und exogene NTC-Erhöhung als Bezugs-größe herangezogen wird.
Abbildung 5.11: NTC-Erhöhung durch Ausbauvorhaben im Startnetz
Im europäischen Ausland werden alle im TYNDP 2016 dargestellten Ausbaumaßnahmen berücksichtigt, welche eine geplante Inbetriebnahme bis einschließlich des Jahres 2018 auf-weisen. Hierbei wird aufgrund des aktuellen Planungsstandes von einer sicheren Umsetzung der betreffenden Projekte ausgegangen, sodass diese ebenfalls in das Startnetz integriert wer-den.
Eine vollständige Auflistung aller im Startnetz berücksichtigten Ausbauvorhaben ist in Abbil-dung 5.12 zu finden.
Nr. Ausbauvorhaben Erhöhung NTC [MW]
1 Kasso (DK)–Hamburg Nord
-Dollern 1000/720
3 Neuenhagen –Bertikow /
Vierraden –Krajnik 0-1500
8 Brunsbüttel–Landesgrenze DK 500
13 Niederrhein/Wesel–
Doetinchem (NL) 1500
29 Anbindung Offshore-WP Kriegers Flak 400
30 Oberzier–Lixhe (BE) 1000
33 SWH –Südnorwegen (NordLink) 1400
Bezeichner Ausbauvorhaben
EnLAG Nr. 1 Kasso (DK) –Hamburg Nord - Dollern
EnLAG Nr. 2 Ganderkesee –Wehrendorf
EnLAG Nr. 3 Neuenhagen –Bertikow /
Vierraden –Krajnik
EnLAG Nr. 5 Diele–Niederrhein
EnLAG Nr. 6 Wahle - Mecklar
EnLAG Nr. 8 Kriftel - Eschborn
EnLAG Nr. 11 Neuenhagen - Wustermark
EnLAG Nr. 13 Niederrhein/Wesel –Doetinchem (NL) EnLAG Nr. 14 Niederrhein –Utfort - Osterath
EnLAG Nr. 15 Osterath - Weißenthurm
EnLAG Nr. 16 Wehrendorf - Gütersloh
EnLAG Nr. 18 Lüstringen–Westerkappeln
EnLAG Nr. 19 Kruckel–Dauersberg
BBPlG Nr. 1 Emden Ost –Osterath
BBPlG Nr. 2 Osterath–Philippsburg (Ultranet) BBPlG Nr. 3 Brunsbüttel–Großgartach (SuedLink) BBPlG Nr. 4 Wilster–Grafenrheinfeld (SuedLink)
BBPlG Nr. 5 Wolmirstedt –Isar
BBPlG Nr. 6 Conneforde–Cloppenburg Ost - Merzen BBPlG Nr. 7 Stade –Sottrum–Landesbergen BBPlG Nr. 8 Brunsbüttel–Landesgrenze DK
BBPlG Nr. 9 Kruckel–Hamm/Uentrop
BBPlG Nr. 10 Wolmirstedt –Helmstedt –Wahle
BBPlG Nr. 11 Bertikow–Pasewalk
BBPlG Nr. 12 Vieselbach–Mecklar
BBPlG Nr. 13 Pulgar - Vieselbach
BBPlG Nr. 14 Röhrsdorf–Weida–Remptendorf BBPlG Nr. 15 Punkt Metternich - Niederstedem BBPlG Nr. 17 Mecklar - Grafenrheinfeld
BBPlG Nr. 18 Redwitz - Schwandorf
Bezeichner Ausbauvorhaben
BBPlG Nr. 19 Urberach - Daxlanden
BBPlG Nr. 20 Grafenrheinfeld - Großgartach
BBPlG Nr. 21 Daxlanden–Eichstetten
BBPlG Nr. 24 Punkt Rommelsbach–Herbertingen BBPlG Nr. 25 Punkt Wullenstetten–Punkt Niederwangen
BBPlG Nr. 29 Anbindung Offshore-WP
Kriegers Flak
BBPlG Nr. 30 Oberzier–Lixhe (BE)
BBPlG Nr. 31 Wilhelmshaven –Conneforde BBPlG Nr. 32 Altheim–Pleinting - Pirach
BBPlG Nr. 33 SWH –Südnorwegen (NordLink)
BBPlG Nr. 34 Emden Ost - Conneforde
BBPlG Nr. 35 Birkenfeld –Mast 115A
BBPlG Nr. 37 Emden Ost –Halbemond
BBPlG Nr. 38 Dollern–Elsfleth West
BBPlG Nr. 39 Güstrow –Wolmirstedt
BBPlG Nr. 40 Neuravensburg–Bundesgrenze AT
BBPlG Nr. 41 Raitersaich - Altheim
BBPlG Nr. 42 Kreis Segeberg - Göhl
BBPlG Nr. 43 Borken –Mecklar
BBPlG Nr. 44 Lauchstädt–Vieselbach
BBPlG Nr. 45 Borken –Twistetal
BBPlG Nr. 46 Redwitz –Punkt Tschirn
BBPlG Nr. 47 Oberachern–Ottenhofen
TYNDP Nr. 57 Genissiat–Verbois
TYNDP Nr. 96 Deliceto–Bisaccia
TYNDP Nr. 141 Ishøj / Bjæverskov–Bentwisch TYNDP Nr. 160 Anbindung Offshore-WP Nordergründe TYNDP Nr. 194 Cluster Ostsee Ost –Lubmin
TYNDP Nr. 302 Vyskov–Cechy Stred
TYNDP Nr. 303 Babylon –Bezdecin
Abbildung 5.12: Übersicht über im Startnetz berücksichtigte Ausbauvorhaben
Für das zugrunde liegende Startnetz ergeben sich die gesamten, thermischen Übertragungska-pazitäten grenzüberschreitender Kuppelleitungen (abgeschätzt für den (n-1)-Fall) je Marktge-biet gemäß Abbildung 5.13. Damit wird für Deutschland eine thermische Übertragungskapa-zität an den Grenzen in Höhe von 97,6 GW angenommen.
In Abbildung 5.14 ist eine Bewertung des Stromverbunds nach dem Kriterium der EU Exper-tengruppe für das Startnetz 2030 dargestellt. Dabei wird die thermische Übertragungskapazi-tät in Verhältnis gesetzt mit der nationalen Spitzenlast bzw. der installierten EE-Leistung. Für das Startnetz 2030 wird das angestrebte Mindestverhältnis von 30 % in allen Markgebieten außer Italien, Spanien und Südost-Europa erreicht bzw. überschritten. Eine entsprechende Auswertung nach modellendogenem Leitungszubau ist der Ergebnisdarstellung in Kapitel 4.4 zu entnehmen.
Bezeichner Ausbauvorhaben
TYNDP Nr. 307 Errichtung Schaltanlage Vernerov
TYNDP Nr. 314 Mirovka–V413
TYNDP Nr. 335 Ostrołęka- Olsztyn Mątki
TYNDP Nr. 444 Zomergem–Zeebrugge
TYNDP Nr. 447 Heisdorf–Berchem
TYNDP Nr. 609 Errichtung PST Zandvliet
TYNDP Nr. 645 Laino–Altomonte
TYNDP Nr. 654 Cluster DolWin2 –Dörpen/West TYNDP Nr. 655 Cluster DolWin3 –Dörpen/West
TYNDP Nr. 752 Offshore WP –Zeebrugge
TYNDP Nr. 889 Errichtung PST Hradec
TYNDP Nr. 992 Errichtung PST Vierraden
TYNDP Nr. 1045 Lixhe–Herderen
TYNDP Nr. 1380 Somplago–Wurmlach
Abbildung 5.13: Thermische Übertragungskapazität (n-1), Startnetz 2030 (vor modellendoge-nem Leitungszubau), [GW]
Abbildung 5.14: Kriterium zur Bewertung des Stromverbunds nach Definition der EU Exper-tengruppe, Startnetz 2030 (vor modellendogenem Leitungszubau), [%]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
AT BE CH CZ DE DKW ES EU-SO FR IT NL PL PT SI SK
GW
0 100 200 300 400 500
AT BE CH CZ DE DKW ES EU-SO FR IT NL PL PT SI SK
Therm. Übertragungskapazität/Spitzenlast [%]
Therm. Übertragungskapazität/Installierte EE-Kapazität [%]
%
Kostenannahmen für NTC-Erhöhungen
Wie bereits in Abschnitt A.1.4.4 erläutert, werden die Kosten einer NTC-Erhöhung durch verschiedene Einflussfaktoren bestimmt. Neben regionalen Gegebenheiten hat insbesondere der auf die NTC-Erhöhung zurückzuführende notwendige Netzausbau einen maßgeblichen Einfluss auf die Kosten.
Als Eingangsgröße für den in Abschnitt A.1.1 beschriebenen iterativen Berechnungsprozess dienen zunächst die Kostenannahmen aus den ENTSO-E Regional Investment Plans 2015.
Diese geben für benachbarte Marktgebiete die spezifischen Kosten einer NTC-Erhöhung an.
Eine Übersicht über die angenommenen Kosten einer NTC-Erhöhung für Deutschland und das europäische Ausland ist in Abbildung 5.15 dargestellt. Es zeigen sich deutliche regionale Unterschiede, wobei insbesondere NTC-Erhöhungen durch Ausbau von HGÜ-Leitungen hohe Kosten aufweisen.
Abbildung 5.15: Mittlere Kostenannahmen für NTC-Erhöhungen gemäß ENTSO-E Regional Investment Plans
Im weiteren Iterationsverlauf werden die Kosten in Abhängigkeit von den durchgeführten Netzausbaumaßnahmen, welche auf eine Erhöhung der Handelskapazität zurückzuführen sind, ermittelt. Hierbei werden für die ermittelten NAM spezifische Kostenannahmen getrof-fen, welche in Abbildung 5.16 aufgeführt sind.
Abbildung 5.16: Kostenannahmen von Netzausbaumaßnahmen1,7
1 50HERTZ TRANSMISSION GMBH, AMPRION GMBH, TRANSNETBW GMBH, TENNET TSO GMBH:
Netzentwicklungsplan Strom 2025, 2015.
1,75
0,80
0,13 0,13
0,60
0,12 0,12
0,13 Ausbaukosten [Mrd. €/GW]
0,00 – 0,49 0,50 – 0,99 1,00
-NO
SE
Spannungs-ebene
Umbeseilung [Mio. €/km]
Zubau [Mio. €/km]
Abgeleitete Kosten [Mio. €/km]
220 kV 0,15 0,90 0,75
380 kV 0,20 1,00 0,84
Die dargestellten spezifischen Kosten entsprechen den Kostenannahmen des Netzentwick-lungsplans 2025. Da im Netzentwicklungsplan lediglich Kosten für Doppelleitungssysteme angenommen werden und im Rahmen der Netzausbausimulation auch Einfachleitungssysteme zugebaut werden können, basieren die oben dargestellten Kostenannahmen für Leitungszubau auf einer Mischkalkulation aus Doppel- und Einfachleitungssystemen. Für die Kosten einer Einfachleitung werden hierzu ca. 80% der Kosten einer Doppelleitung angenommen.2
Eine Analyse der Berechnungsergebnisse und ein Vergleich dieser mit den NEP-Ausbaumaßnahmen zeigen, dass eine Überschätzung des realisierbaren Anteils von Umbesei-lungsmaßnahmen in der Netzausbausimulation wahrscheinlich ist. Zur Vorbeugung einer Kostenunterschätzung wird daher aus einer Analyse der NEP-Ausbaumaßnahmen ein umsetz-barer Umbeseilungsgrad von ca. 20 % abgeleitet, welcher in den in Abbildung 5.16 darge-stellten abgeleiteten Kosten berücksichtigt ist. Diese spezifischen Kosten werden für alle in der Netzausbausimulation identifizierten Netzausbaumaßnahmen angenommen.
Nach einer Kostenbewertung der ermittelten NAM anhand obiger Kostenparameter erfolgt mittels Bezug auf die durch die Ausbausimulation durchgeführte NTC-Erhöhung eine Ab-schätzung der Kosten einer Handelskapazitätserhöhung aller zu bewertenden Marktgebiets-grenzen.
Für einzelne Marktgebietsgrenzen resultiert aus der Ausbausimulation keine Erhöhung der Austauschkapazität, sodass für diese Grenzen keine Kostenbewertung auf Basis der identifi-zierten Netzausbaumaßnahmen möglich ist. Die Ausbaukosten der betreffenden Marktge-bietsgrenzen werden aus einer Analyse der durchschnittlichen Kostenerhöhung an allen aus-gebauten Markgebietsgrenzen im Vergleich zu den ursprünglichen Annahmen aus dem jewei-ligen Regional Investment Plan 2015 für diese Marktgebietsgrenzen abgeleitet.
2 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Bewertung der Optimierungspotenziale zur Integration der Stromerzeugung aus Windenergie in das Übertragungsnetz, 2007
A.1.5.3 Sensitivitätsuntersuchungen
Im Fokus der zuvor beschriebenen Untersuchungen liegen Deutschland und die umliegenden Anrainerstaaten. Da der Betrachtungsbereich der Netzberechnungen auf das in Abbildung 5.9 dargestellte Netzgebiet beschränkt ist, findet keine Bewertung von eventuell notwendigen Netzausbaumaßnahmen in Netzgebieten außerhalb des Betrachtungsbereiches statt. Dies führt möglicherweise zu einer Kostenunterschätzung der Ausbaukosten in Randgebieten, deren Auswirkungen in einer Sensitivitätsuntersuchung abgeschätzt werden sollen.
Dabei wird aufgrund der unterschiedlichen Charakteristiken der Randgebiete zwischen diesen wie folgt unterschieden.
- Randgebiet Nordeuropa
Zur Berücksichtigung der Netzausbaukosten im Netzgebiet außerhalb des Betrach-tungsbereiches erfolgt eine doppelte Gewichtung der Netzausbaukosten des Netz-gebietes innerhalb des Betrachtungsbereiches. Dies dient als grobe Abschätzung des zusätzlichen Netzausbaubedarfs im nicht betrachteten Randgebiet.
Des Weiteren werden die angenommenen Ausbaukosten für HGÜ-Verbindungen Richtung Nordeuropa von 1,0 Mrd. €/GW auf 1,4 Mrd. €/GW erhöht, um die Un-sicherheiten in den Kostenannahmen zu adressieren.
- Randgebiet Südosteuropa
Das südöstlich vom Betrachtungsbereich gelegene Gebiet wird in der Ausbausimu-lation als zusammengefasste Gebotszone betrachtet. Dadurch bedingt, werden in den Untersuchungen anfallende Kosten für Erhöhungen von Austauschkapazitäten innerhalb dieser Gebotszone nicht betrachtet. Daher werden die im TYNDP ange-nommenen Ausbaukosten für Austauschkapazitätserhöhungen innerhalb der Ge-botszone im Rahmen der Sensitivitätsuntersuchungen den umliegenden Marktge-bietsgrenzen zugerechnet.
- Marktgebiet Westeuropa
Der betrachtete Netzbereich endet an der westlichen Grenze von Frankreich, so-dass keine Ermittlung von notwendigen Netzausbaumaßnahmen in Spanien er-folgt. Zur Abschätzung der dadurch vernachlässigten Ausbaukosten werden die Kosten der geplanten TYNDP-Projekte im Grenzbereich Frankreich/Spanien der Marktgebietsgrenze in der Sensitivitätsuntersuchung zugerechnet.