Ziele, Anreize und Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Ausbau der Stromnetze

Abschlussbericht Arbeitspaket 1 für das

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

Referat I C 4

Villemombler Straße 76, 53123 Bonn

Aktenzeichen IC4-801436/79, Projekt-Nr. 79/15

15.4.2018

Ziele, Anreize und Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Ausbau der Stromnetze

Fraunhofer-Institut für System- und Innovations- forschung ISI

Breslauer Straße 48 76139 Karlsruhe

Consentec GmbH

Grüner Weg 1 52070 Aachen

Tel. +49. 241. 93836-0 Fax +49. 241. 93836-15 E-Mail info@consentec.de www.consentec.de in Kooperation mit

Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirt- schaft (IAEW) der RWTH Aachen University

Schinkelstraße 6 52056 Aachen

Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft (FGH) e.V.

Besselstraße 20-22 68219 Mannheim

Inhalt

Kurzfassung iv

Executive Summary xii

1 Einleitung 1

2 Einordnung des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze 3

2.1 Einleitung 3

2.2 Techno-ökonomische Wirkungen 4

2.2.1 Netzbetrieb 5

2.2.2 Strommarkt 13

2.2.3 Übergreifende Effekte zwischen Strommarkt und Netzbetrieb 15

2.3 Ökologische Wirkungen 16

2.3.1 CO2-Emission 16

2.3.2 Integration von EE 17

2.4 Sonstige Wirkungen 18

2.4.1 Verteilungseffekte 18

2.4.2 Stromverbundziel 19

3 Ausgestaltung eines europäischen Stromverbundziels 20

3.1 Einleitung 20

3.2 Ausgestaltung eines EU-weiten Stromverbundziels 21

3.2.1 Anforderungen an ein EU-weites Stromverbundziel 21

3.2.2 Vorgehen zur Ausgestaltung 22

3.2.3 Zieldefinition 23

3.2.4 Monitoring Prozess etablieren 42

3.3 Einordnung der Erkenntnisse in den aktuell laufenden politischen Prozess zum

Stromverbundziel 42

3.3.1 Stellung der von der EU-Kommission berufenen Expertengruppe 42

3.3.2 Aktueller Stand zur Governance-Verordnung 44

3.3.3 Bewertung 44

4 Quantitative Untersuchungen: Effiziente Erhöhung der Stromhandelskapazitäten in

Deutschland für das Zieljahr 2030 46

4.1 Einleitung 46

4.2 Methodisches Vorgehen 46

4.3 Untersuchungsszenarien 48

4.3.1 Erzeugungssystem 49

4.3.2 Übertragungsnetz 52

4.4 Ergebnisse 56

4.4.1 Basisuntersuchungen 57

4.4.2 Sensitivitätsuntersuchung A 75

4.4.3 Sensitivitätsuntersuchung B 87

4.5 Exkurs: Ausbau der Handelskapazitäten nach Polen 98

4.6 Zusammenfassung und Ausblick 99

5 Europäischer Netzplanungsprozess 101

5.1 TYNDP 102

5.2 PCI-Prozess 107

Literatur 109

A Methodisches Vorgehen AS 1.3 1

A.1 Untersuchung des notwendigen Netzausbaus bis 2030 1

A.1.1 Übersicht über die erarbeitete Methodik 1

A.1.2 Ausbauplanung 2

A.1.3 Marktsimulation 5

A.1.3.1 Eingangsdaten, Ergebnisse und Betrachtungsbereich 5

A.1.3.2 Methodischer Ansatz der Marktsimulation 6

A.1.3.3 Optimierungsalgorithmus 7

A.1.4 Netzausbausimulation 8

A.1.4.1 Eingangsdaten, Ergebnisse und Betrachtungsbereich 9

A.1.4.2 Verfahren zur Netzausbausimulation 10

A.1.4.3 Verfahren zur Kostenabschätzung für die Erhöhung der Handelskapazitäten12 A.1.4.4 Erläuterungen zur Kostenschätzung für den Netzausbau 15

A.1.5 Untersuchte Szenarien 15

A.1.5.1 Erzeugungssystem 16

A.1.5.2 Übertragungsnetz 19

A.1.5.3 Sensitivitätsuntersuchungen 29

A.2 Detailauswertungen zu den Simulationen 30

A.2.1 Konvergenzverhalten 30

A.2.2 Basisuntersuchungen 31

A.2.2.1 Handelskapazitäten 31

A.2.2.2 Erzeugungssystem 37

A.2.3 Sensitivitätsuntersuchung A 43

A.2.3.1 Handelskapazitäten 43

A.2.3.2 Erzeugungssystem 47

A.2.4 Sensitivitätsuntersuchung B 51

A.2.4.1 Handelskapazitäten 51

A.2.4.2 Erzeugungssystem 55

Kurzfassung

Die Europäische Union (EU) hat auf der Tagung des Europäischen Rates am 23./24. Oktober 2014 erneut die enorme Wichtigkeit der Vollendung des europäischen Strombinnenmarkts mit Blick auf die Erreichung der klimapolitischen Ziele, der Gewährleistung von Versorgungssi- cherheit und der Ermöglichung wettbewerbsfähiger Energiepreise bekräftigt. Dazu wurde die Vordringlichkeit der Erreichung des für 2020 festgelegten Stromverbundziels jedes EU- Mitgliedsstaats von 10 % erneut in den Vordergrund gestellt und zusätzlich der Vorschlag der EU-Kommission für eine Erhöhung des Stromverbundziels auf 15 % bis 2030 akzeptiert.

Dabei bezieht sich das Stromverbundziel auf einen Stromverbundgrad, der als Quotient aus Import-Handelskapazitäten und installierter Erzeugungsleistung eines Landes definiert ist.

Dieses erhöhte Verbundziel wird seitdem kontrovers diskutiert, da hiervon die weiteren Ent- scheidungen über den zukünftigen grenzüberschreitenden Stromnetzausbau bis 2030 maßgeb- lich beeinflusst werden. Aus Sicht des deutschen Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) führt ein derart ausgestaltetes Stromverbundziel gerade nicht zu einer effi- zienten Netzausbaustrategie. Vor diesem Hintergrund hat das BMWi die Studie „Ziele, Anrei- ze und Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Ausbau der Stromnetze“ beauftragt. Ziel der Studie ist es, die grundsätzlichen Herausforderungen des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze herauszuarbeiten. Die Studie ist in drei Schwerpunkte gegliedert, die jeweils in einem Arbeitspaket zusammengefasst sind. Der vorliegende Bericht dokumentiert dabei die Erkenntnisse aus den Untersuchungen zum ersten Arbeitspaket. Kern dieses Arbeitspakets sind die effiziente Ausgestaltung des Stromverbundziels und die modellbasierte Ermittlung effizienter grenzüberschreitender Netzausbaumaßnahmen an den deutschen Außengrenzen bis zum Jahr 2030.

Als erster Schritt werden grundsätzliche Wirkungen grenzüberschreitender Netzausbaumaß- nahmen untersucht. Der weiträumige Stromtransportbedarf in Europa nimmt zu. Zurückzu- führen ist dies einerseits auf einen steigenden Anteil von dargebotsabhängigen EE-Anlagen an der Stromerzeugung, dessen effiziente Ausnutzung eine wechselseitige Ergänzung der regio- nal unterschiedlichen Stromerzeugungspotenziale erfordert, und andererseits auf die Zunahme des europäischen Stromhandels durch verstärkte Integration der europäischen Stromversor- gungssysteme im gemeinsamen Binnenmarkt. Der gebotszonenüberschreitende Ausbau der Stromnetze ist somit von zentraler Bedeutung für die Entwicklung der Stromversorgung und damit für die Erreichung der europäischen Energie- und Klimaziele.

Zu beachtende Aspekte im Zusammenhang mit dem gebotszonenüberschreitenden Ausbau der Stromnetze können unter den drei Kategorien techno-ökonomische, ökologische und sonstige Wirkungen zusammengefasst werden, die im Rahmen dieser Studie jeweils umfassend unter- sucht wurden. Die technisch-ökonomischen Wirkungen umfassen insbesondere die eng zu- sammenhängenden Bereiche des Strommarkts und des Netzbetriebs, die insbesondere über die – auch im Zentrum der aktuellen europäischen Diskussionen zur Neuordnung des Strom- markts stehende – Berechnung von Übertragungskapazitäten für den internationalen Strom- handel miteinander verknüpft sind. Über die Auswirkungen auf Strommarkt und Netzbetrieb hat grenzüberschreitender Netzausbau auch direkte ökologische Wirkungen, sei es mit Blick auf die Integration von EE-Erzeugung oder die bei der Stromerzeugung anfallenden CO2- Emissionen. Aus ökonomischer Perspektive sind neben den im Zentrum der europäischen Diskussion stehenden systemweiten Wohlfahrtseffekten auch die mit Netzausbaumaßnahmen einhergehenden Verteilungseffekte relevant, die insbesondere mit Blick auf vielfach bei den Mitgliedsstaaten liegende Kompetenz für die Planung und Genehmigung von Netzausbau- maßnahmen relevant sein können.

Die Ausgestaltung des künftigen EU-Stromverbundziels spielt für Deutschland eine entschei- dende Rolle. Bei Beibehaltung der bisherigen, an der installierten Leistung von Erzeugungs- anlagen orientierten Definition wäre angesichts des starken EE-Ausbaus in Deutschland eine Erreichung des von der EU beschlossenen 15%-Ziels trotz eines ambitionierten Ausbaupfads für grenzüberschreitende Stromleitungen zumindest nicht sichergestellt. Vor diesem Hinter- grund werden alternative Definitionen für ein Stromverbundziel untersucht. Dabei werden zunächst allgemeine Anforderungen an ein solches Ziel abgeleitet. Diese umfassen u. a. eine klare und eindeutige Definition, effiziente Anreizwirkungen und die Überprüfbarkeit und Durchsetzbarkeit. Da ein Stromverbundziel ein letztendlich politisch vereinbartes Ziel dar- stellt, muss darüber hinaus auch eine einfache Nachvollziehbarkeit und Plakativität sicherge- stellt sein. Diese Anforderung begrenzt notwendigerweise die Zielgenauigkeit und Differen- ziertheit des Verbundziels.

Ein wesentlicher Schritt bei der Definition des Stromverbundziels ist die Frage der Zielklä- rung. So ist die Definition des bisherigen Verbundziels vor allem mit der (zum Beschlusszeit- punkt sehr relevanten) Frage einer wechselseitigen Öffnung der europäischen Strommärkte und der Verhinderung von Marktabschottung erklärbar. Während diese Motive aus heutiger Sicht stark an Bedeutung verloren haben, ergeben sich angesichts der energie- und klimapoli-

tischen Zielsetzungen der EU gleich mehrere neue Stoßrichtungen für zukünftigen grenzüber- schreitenden Netzausbau, die in einer Neudefinition des Verbundziels berücksichtigt werden sollten. Diese umfassen neben dem übergeordneten Ziel einer allgemeinen Wohlfahrtssteige- rung im Binnenmarkt insbesondere die Teilaspekte der Wettbewerbssteigerung, der verbesser- ten Integration erneuerbarer Energien und der grenzüberschreitenden Zusammenarbeit bei der Gewährleistung von Versorgungssicherheit.

Aufbauend auf diesen Vorüberlegungen werden konkrete Vorschläge zur zukünftigen Defini- tion des Verbundziels entwickelt bzw. von Dritten vorgelegte Vorschläge bewertet. Ein im Rahmen dieses Projektes entwickelter Vorschlag sieht eine evolutionäre Weiterentwicklung des bisherigen Ziels vor, wobei installierte Erzeugungsleistungen erneuerbarer Erzeugungsan- lagen bei der Definition des Verbundgrades nicht vollständig, sondern gewichtet mit ihrer typischen Ausnutzung (bestimmbar auf Basis z. B. von Volllaststundenzahlen) berücksichtigt werden. Gleichzeitig wird aus Gründen der höheren Transparenz und einfacheren Überprüf- barkeit vorgeschlagen, bei der Berechnung des Stromverbundgrades von nicht eindeutigen Handelskapazitäten auf physische Übertragungskapazitäten grenzüberschreitender Betriebs- mittel überzugehen. Eine solche – im Sinne der Praktikabilität und Durchsetzbarkeit in der politischen Debatte bewusst begrenzte – Anpassung der Verbundgrad-Definition kann zwar nicht alle potenziellen Stoßrichtungen des Stromverbundziels abdecken, stellt aber eine deut- liche Verbesserung zur bisherigen Situation dar und mitigiert u. a. Zielkonflikte zwischen Erreichbarkeit des Verbundziels einerseits und zügigem Ausbau erneuerbarer Energien ande- rerseits.

Zumindest grundsätzlich in eine ähnliche Richtung gehen auch die Vorschläge einer von der EU-Kommission berufenen Expertengruppe zur Weiterentwicklung des Verbundziels. U. a.

werden auch hier der Übergang auf physische Grenzübergangskapazitäten und ein Abrücken von der installierten Erzeugungsleistung aller Energieträger vorgeschlagen. Zur Abdeckung der unterschiedlichen Stoßrichtungen des Verbundziels wird von der Expertengruppe aller- dings ein Übergang auf mehrere (drei) Indikatoren für notwendig erachtet.

Die Schwierigkeit, unterschiedliche Wirkungen grenzüberschreitenden Netzausbaus in einem Verbundziel fassbar zu machen, zeigen auch im Rahmen des Projektes ergänzend durchge- führte Überlegungen zu einer grundsätzlichen Neugestaltung auf. Ziel dabei war nicht die konkrete Erarbeitung einer Definition, sondern das Aufzeigen von Gestaltungsspielräumen.

Diese betreffen u. a. das Zustandekommen eines Ziels im Sinne eines Bottom-up-Prozesses

oder einer Top-down-Vorgabe, die Frage der geeigneten geografischen Auflösung, wobei gegenüber der heutigen länderscharfen Definition sowohl gröbere (regional) als auch feinere (grenzscharfe) betrachtet wurden, sowie die Maßzahlen für den Austauschbedarf.

Im Rahmen einer ausführlichen quantitativen Untersuchung werden sodann Pfade für eine effiziente Entwicklung der grenzüberschreitenden Stromhandelskapazitäten zwischen Deutschland und seinen Anrainerstaaten für das Jahr 2030 untersucht. Zur Abbildung der Wechselwirkungen zwischen Markt und Netz wird dabei ein iterativer, kombinierter Optimie- rungs- und Simulationsansatz entwickelt

In der Simulation (schematische Darstellung in Abbildung 1.1) wird zunächst mit Hilfe eines Verfahrens zur Bestimmung der Entwicklung des europäischen Kraftwerksparks und der Handelskapazitäten im Rahmen eines gesamtwirtschaftlichen Optimierungsansatzes der opti- mierte Zu- und Abbaupfad von Erzeugungsanlagen und Stromaustauschkapazitäten endogen bestimmt. Auf Basis der sich aus der Ausbausimulation ergebenen Entwicklungen von Erzeu- gungssystem und grenzüberschreitenden Handelskapazitäten wird anschließend in einem zweiten Schritt für jedes Szenario für das Zieljahr 2030 eine Marktsimulation durchgeführt, um detaillierte gebotszoneninterne Kraftwerkseinsätze und gebotszonenübergreifende Aus- tausche abzuleiten. Die Ergebnisse der Marktsimulation werden anschließend für jedes Szena- rio in ein Verfahren zur Ermittlung der entstehenden Kosten für den notwendigen Übertra- gungsnetzausbau innerhalb Deutschlands und der Anrainerstaaten übergeben. Die so be- stimmten Kosten dienen erneut als Eingangsdatum für die Ausbausimulation, um die ermittel- ten grenzüberschreitenden Handelskapazitäten mit Hilfe der genauer abgeschätzten Kosten zu verifizieren. Sofern die Kostenannahmen nicht verifiziert werden können, erfolgt eine Iterati- on der Schritte 1 bis 3 bis zur Konvergenz. Mit dieser iterativen Methodik wird sichergestellt, dass die endogene, aber lediglich zonen- und nicht knotenscharfe Ermittlung von zuzubauen- den Handelskapazitäten im Rahmen der Kraftwerks- und Netzausbausimulation die Kosten des sich im knotenscharfen Modell ergebenden Netzausbaus tatsächlich berücksichtigt.

Dieser Ansatz wird auf zwei energiewirtschaftliche Szenarien angewendet. Die Szenarien orientieren sich an den Szenarien B bzw. C des Netzentwicklungsplans 2030 bzw. den Visi- ons 2 und 3 des Ten-Year-Network Development Plan von ENTSO-E. Bzgl. des Übertra- gungsnetzes werden als Startnetz für 2030 i. W. eine zeitgerechte Umsetzung dieses Plans sowie innerhalb Deutschlands des Netzausbaus gemäß EnLAG Und BBPlG angenommen.

Abbildung 1.1: Schematischer Ablauf der Simulationsschritte

In Abbildung 1.2 sind die Ergebnisse der Basisuntersuchung für beide Szenarien in Form der modellendogen gegenüber dem Startnetz ermittelten zusätzlichen Handelskapazitäten darge- stellt.

Abbildung 1.2: Erweiterung der Handelskapazitäten (Delta) in der Basisuntersuchung [GW]

Szenarios

(Regulatorische, technische und ökonomische Rahmenbedingungen)Szenarios (Regulatorische, technische und ökonomische Rahmenbedingungen)

Europäische Jahres-Einsatzsimulation (inkl. aller technischer Rahmenbedingungen) Europäische Ausbausimulation (inkl. vereinfachter Einsatzplanung)

Szenarien

(Regulatorische, technische und ökonomische Rahmenbedingungen)

Entwicklungspfad von Handelskapazitäten

Entwicklung von Kraftwerkspark und Im-/Exportkapa zitäten

Investitionen

Energiemengen und Marktpreise 2030

Simulation des Netzausbaubedarfs im europäischen Übertragungsnetz

Detaillierter Kraftwerkseinsatz und Im- & Exporte

Abschätzung der Netzausbaukosten je Land

Verifikation und Iteration

Szenario 1 Szenario 2

0

0 0

3.7

0.69

0

0 0

0

5 0.46 2

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LU

NO DKE SE

Delta NTCs [GW]

0

0 0

1.77

0

0

0.7 0

0

5 3.14 4.43

DKW

PL

CZ

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BE NL

LU

NO DKE SE

Delta NTCs [GW]

Dabei wird erkennbar, dass die Außenhandelskapazitäten Deutschlands im Modell stark ausgebaut werden, wobei im Szenario 2, das einen höheren Anteil erneuerbarer Energien aufweist, dieser Effekt noch stärker ist. Unter den Modellannahmen ist eine zusätzliche Erhö- hung grenzüberschreitender Handelskapazitäten insbesondere in Richtung Skandinavien als Bereitsteller von Flexibilität für ein regenerativ geprägtes europäisches Erzeugungssystem notwendig.

Diese Ergebnisse werden durch zwei Sensitivitätsuntersuchungen validiert, wobei insbesonde- re die Annahmen zu Netzausbaukosten variiert werden. Dabei wird in Sensitivität A eine zur Basisuntersuchung grundsätzlich analoge Methodik verwendet, wobei der Einfluss höherer, Netzausbaukosten in den Randgebieten des europäischen Betrachtungsbereichs auf Deutsch- land und die Anrainer quantifiziert wird. In Abgrenzung dazu werden für Sensitivität B die Kostenannahmen für den grenzüberschreitenden Netzausbau von den deutschen Übertra- gungsnetzbetreibern zugrunde gelegt. Diese Annahmen werden fest vorgegeben, so dass die Notwendigkeit einer iterativen Anpassung der Kostenannahmen wie in den restlichen Unter- suchungen in dieser Sensitivität nicht gegeben ist. Zusätzlich wird in Szenario B eine direkte Kopplung zwischen Deutschland und den Britischen Inseln, die in den restlichen Untersu- chungen nicht betrachtet wird, näher analysiert.

Die Ergebnisse von Sensitivität A zeigen bei steigenden Netzausbaukosten insgesamt einen geringeren Zubau an Handelskapazitäten. Dies betrifft jedoch vor allem die Randgebiete des Betrachtungsbereichs, während es an den deutschen Außengrenzen vor allem zu Verschie- bungen zwischen einzelnen Grenzen kommt. So wird bei Verteuerung der Seekabel- Verbindungen nach Skandinavien der Ausbau der Handelskapazitäten in Richtung des Alpen- raums, der ebenfalls einen großen Flexibilitätslieferanten darstellt, wichtiger.

In der Sensitivität B mit lediglich an den deutschen Außengrenzen veränderten exogen vorge- gebenen Ausbaukosten wird ein verstärkter Ausbau in Richtung Frankreich und des Alpen- raums sowie in Richtung der nordischen Staaten mit Ausnahme Norwegens beobachtet. Al- lerdings erfolgt als Reaktion auf die veränderten Netzausbaukosten eine mittelbare Erschlie- ßung der Flexibilitätspotenziale Norwegens über eine Erhöhung der Handelskapazitäten in Richtung der Niederlande und von dort weiter nach Norwegen. Eine Nutzung der direkten Ausbauoption in Richtung der britischen Inseln erfolgt nicht.

Als letzter Teil des im vorliegenden Bericht dokumentierten Arbeitspakets werden die auf europäischer Ebene institutionalisierten Prozesse zur Planung und Umsetzung grenzüber-

schreitender Netzausbaumaßnahmen, insbesondere der bereits mehrfach erwähnte Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) sowie die Strategie für Transeuropäische Netzwerke (TEN-E) mit der darin enthaltenen Definition von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (Projects of Common Interest, PCI) mit Blick auf Verbesserungsmöglichkeiten im Sinne einer effizienten Projektauswahl und zeitgerechten Projektumsetzung untersucht.

Mit Blick auf den TYNDP wird einerseits festgestellt, dass durch den nicht verbindlichen Charakter auch eine Vielzahl von Projekten ohne konkrete Realisierungsabsichten enthalten ist. Da ein verbindlicher europaweiter Plan jedoch kurz- und mittelfristig wenig realistisch erscheint, wird vor allem eine Erhöhung der Transparenz bei der Erstellung des Plans emp- fohlen. Ein Ansatzpunkt stellt die Szenariendefinition dar. Die Zahl der betrachteten Szenari- en ist vergleichsweise hoch, gleichzeitig ist die Konsistenz für Stakeholder aufgrund des dezentralen Erstellungsprozesses kaum zu beurteilen. Es wäre deshalb zu überlegen, bei zukünftigen Auflagen des TYNDP einerseits die Zahl der betrachteten Szenarien zu verrin- gern, andererseits ein Leitszenario, dessen Konsistenz über eine Top-down-Entwicklung gewährleistet wird und das kompatibel zu den energie- und klimapolitischen Zielen der Union und entsprechenden Energieszenarien (z. B. Primes) ist, in den Vordergrund der Betrachtun- gen zu stellen. Verbesserungspotenzial sehen wir auch bei der Durchführung der Kosten- Nutzen-Analyse für die einzelnen Projekte. Dieser Punkt wird im Detail im Arbeitspaket 2 dieser Studie, für das ein separater Bericht vorliegt, untersucht. Hier sollen deshalb als wich- tige Verbesserungsmöglichkeiten lediglich die Ausweitung der quantitativen Analyse von Wohlfahrtswirkungen auf bisher nicht betrachtete Bereiche wie den Themenkomplex Versor- gungssicherheit sowie auch hier eine erhöhte Transparenz in der Ergebnisdokumentation z. B.

durch Veröffentlichung disaggregierter Ergebniskennzahlen anstatt lediglich eines Netto- Effekts auf Unions-Ebene genannt werden. Gerade mit Blick auf die Relevanz von Vertei- lungseffekten für die im europäischen Rechtsrahmen vorgesehenen Kostenaufteilungsent- scheidungen (CACM) wäre darüber hinaus eine Analyse der Verteilungseffekte im Rahmen des TYNDP-Prozesses hilfreich und jedenfalls deutlich weniger angreifbar als die von den Mitgliedsstaaten mit Interesse an einer Kostenaufteilungsentscheidung in Ermangelung einer unions-weiten Grundlage vorzulegenden Analysen. Ein dritter Verbesserungspunkt im Rah- men des TYNDP betrifft die bisher kaum existente Berücksichtigung der Wechselwirkungen zwischen einzelnen Netzausbauprojekten. Diese ist allerdings methodisch enorm aufwändig und erfordert ggf. weitere Schritte wie die Filterung von Projekten ohne oder mit nur geringen

Auswirkungen auf den grenzüberschreitenden Handel oder die Zusammenfassung zusam- menhängender Projekte zu Maßnahmenbündeln durch die Vorhabenträger.

Auch beim PCI-Prozess stellt die mangelnde Transparenz den wesentlichen Kritikpunkt und gleichzeitig den Hauptansatzpunkt für Verbesserungsvorschläge dar. Dabei ist die Intranspa- renz im für die Verleihung des PCI-Status relevanten Prozess noch einmal deutlich ausge- prägter als beim TYNDP. Während Kritikpunkte dort vor allem den fehlenden Detailgrad der Ergebnisdarstellung und die Zahl der betrachteten Projekte betreffen, liegen die Ursachen für die Intransparenz des PCI-Prozesses in nicht oder nur teilweise objektivierbaren Bewertungs- kriterien und diskretionären Entscheidungsspielräumen vor allem für die Europäische Kom- mission. Da gleichzeitig mit der Feststellung des PCI-Status signifikante Rechtsfolgen ein- hergehen, wäre ein transparenterer und so objektiv wie möglich gestalteter Prozess hier zu begrüßen. Ein im Vergleich zu heute stärker fokussierter TYNDP mit einer aussagekräftige- ren Kosten-Nutzen-Analyse könnte eine wesentliche und weitgehend objektive sowie quanti- tative Grundlage für die Auswahl der PCI schaffen.

Executive Summary

At the 23–24 October 2014 meeting of the European Council, the members emphasized once again the enormous importance of achieving climate targets, energy security, and competitive energy prices across Europe’s domestic electricity market. And they stressed once again the urgency of the need for each EU member state to meet the targeted electricity interconnection rate of 10% by 2020 while also accepting the EU Commission’s proposal to increase the target rate to 15% by 2030. The interconnection rate is determined by placing a country’s power import capacity in relation to its installed generation capacity.

The increased interconnection target has since been a subject of controversy as it significantly influences decisions about the future of cross-border grid expansion through 2030. The Feder- al Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWi) does not believe that the 15% target will lead to efficient grid expansion. As a result, the BMWi commissioned the study “Ziele, Anreize und Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Ausbau der Stromnetze” (“Targets, Incentives, and Obstacles for a Cross-Border Expansion of Power Grids”). The goal of the study is to identify the basic challenges facing the cross-border expansion of power grids. The study is divided into three sections, each with its own work package. This report discusses the findings from the first work package, which focuses on determining an efficient interconnec- tion target and efficient cross-border grid expansion measures along Germany’s borders by 2030.

The study’s first work package begins by investigating the effects of cross-border grid expan- sion measures. Europe now has an increasing need for electricity transmission across its borders. On the one hand, this is because of an increasing share of supply-dependent renewa- ble power stations, whose utilization requires that regions mutually offset their respective differentials in power generation potential. On the other hand, it is because of the increasing level of European power trading from increased integration of European power supply sys- tems in the domestic market. The expansion of the power grids beyond the bidding zones is of central importance for the development of the power supply system and for attaining Europe’s energy and climate targets.

The study identified and analysed three categories of effects that must be considered with regard to the expansion of power grids beyond the bidding zones: the technological-economic, the ecological, and a third category, “other”. The technological-economic effects comprise two closely connected areas: the power market and grid operation. What links these areas in

particular is the calculation of transmission capacity for international power trading, a topic at the centre of current European discussions with regard to power market restructuring. Beyond the effects on the power market and grid operation, cross-border grid expansion also has direct ecological effects, whether it is the integration of renewable generation or the CO2

emissions from electricity production. From an economic perspective, what is relevant here are the system-wide welfare effects (a central issue in European discussions) and the distribu- tion effects that accompany grid expansion measures. The latter could be relevant in the plan- ning and approval of grid expansion measures, which in many cases lies with the member states.

The level of the future EU interconnection target plays a decisive role for Germany. If the EU retains the previous definition of interconnection – based on the installed capacity of power plants – Germany’s large expansion of renewables will at least not guarantee the achievement of the EU’s 15% target for 2030 despite its ambitious expansion path for cross-border power lines. Consequently, the study investigates alternative definitions of interconnection. First it identifies general requirements for an interconnection target. These include a clear definition, efficient incentives, verifiability, and feasibility. Since an interconnection target is a political- ly agreed target, it must also be transparent and easy to grasp. This requirement necessarily limits the accuracy and differentiation of the interconnection target.

An essential step in defining the interconnection target is clarifying the objective. For in- stance, the definition of the previous interconnection target is mostly about a mutual opening of the European power markets and preventing isolated markets (a very important issue when the resolution was passed). These motives have lost much their meaning today, and the EU’s energy and climate policy targets have produced many new directions for future cross-border grid expansion, which should be considered when redefining the interconnection target.

Alongside greater general welfare in the EU’s domestic market, the new directions comprise the improved integration of renewable energy and cross-border cooperation to ensure security of supply.

Building on these preliminary considerations, the study develops specific recommendations about the future definition of the interconnection target and subjects them to assessment by third parties. One of the proposals developed in this project calls for an evolution of the previ- ous target, in which instead of factoring in the full installed production capacity of each re- newable generation plant the target weighs each plan based on typical utilization (full-load

hours, say). At the same time, the study also suggests that the interconnection targeted be calculated not by cross-zonal capacity (capability of the interconnected power system to provide energy transfers between bidding zones), which can be vague, but by physical cross- border transmission capacity to make the target more transparent and verifiable. Adjusting the interconnection target definition in this way – intentionally limited in the political debate to feasibility and practicality – cannot cover all the potential dimensions of the interconnection target, but it is a noticeable improvement over the previous situation and mitigates various problems, including possible target conflicts between the attainability of the integration target and a quick expansion of renewables.

An expert group formed by the EU Commission goes in a similar direction with their recom- mendations. Among other things, the expert group suggests shifting to physical cross-border capacity and abandoning installed power generation capacity from all energy sources. How- ever, the expert group believes it is necessary to introduce multiple indicators (namely, three) to cover the different dimensions of the interconnection target.

The difficulty of taking into account the different effects of cross-border grid expansion in the interconnection target is also reflected in the study’s considerations regarding fundamental restructuring. The goal was not specifically to work out a definition but rather to highlight the scope of available options. This scope concerns how a target is defined (either bottom-up or top-down), the question of suitable geographic resolution (a consideration of both regional and national borders versus today’s country focus), and the use of measured values to gauge replacement need.

As part of an in-depth quantitative analysis, the study then investigates paths for an efficient development of cross-zonal capacity between German and its neighbouring countries for 2030. To capture the interplay between market and grid, the study develops an iterative, com- bined approach to optimisation and simulation.

As the schematic representations shows in Abbildung 1.1, the study uses a procedure for determining the development of Europe’s power plant fleet and cross-zonal capacity through macroeconomic optimisation. The procedure determines the optimized paths for endogenous- ly adding and removing generation plants and power exchange capacity. On the basis of the development of the electricity production system and the cross-border cross-zonal capacity that result from the expansion simulation, the study then carries out a market simulation for each scenario for the 2030 target year. The market simulation is designed to identify detailed

power plant deployment within bidding zones and power exchanges between bidding zones.

Next, the results of the market simulation are used to identify the costs of necessary transmis- sion grid expansions within Germany and its neighbouring countries. The estimated costs are then used to verify the determined cross-border cross-zonal capacity. If the cost assumptions cannot be verified, steps 1–3 are repeated until the results converge. This iterative method ensures that the endogenous, zone-based (but not node-based) determination of the cross- zonal capacity to be added does indeed consider the costs of grid expansion that results from the node-based model.

The study uses this approach for two energy system scenarios. The scenarios are based on scenarios B and C of the 2030 Grid Development Plan and Visions 2 and 4 of the Ten-Year Network Development Plan of ENTSO-E. Regarding the transmission network, the start grid for 2030 is assumed to be essentially a timely implementation of this plan and of Germany’s grid expansion in accordance with EnLAG and BBPIG.

Figure 1.3: Schematic illustration of simulation steps

Abbildung 1.2 represents results from both scenarios for the additional cross-zonal capacity developed by the model relative to the start grid.

Szenarios

(Regulatorische, technische und ökonomische Rahmenbedingungen)Szenarios (Regulatorische, technische und ökonomische Rahmenbedingungen)

European market simulation for one year (considering detailed technical aspects) European generation expansion planning

(including simplified unit dispatch) Scenarios

(regulatory, technical and economic framework)

Development of cross-zonal capacities

Development of generation capacities and and import/export capacities

Investments

Energy quantitiy and market prices 2030

Simulation of grid expansion requirements in the European transmission grid

Detailed unit dispatch and imports/exports Estimation of grid expansion costs per country Verification

and iteration

Figure 1.4: Expansion of cross-zonal capacity (Delta) in the base analysis [GW]

The results make apparent that Germany’s foreign cross-zonal capacity is strongly expanded in the model. In scenario 2, which shows a higher share of renewables, this effect is even stronger. Under the model assumptions, an additional increase of cross-zonal capacity is necessary, especially in Scandinavia, which provides flexibility for a European electricity production system shaped by renewables.

These results are validated by two sensitivity tests that vary several factors, especially grid expansion cost assumptions. In sensitivity test A, a method is used that is analogous to the base analysis and that quantifies the influence of higher grid expansion costs in the outlying areas of Europe on Germany and its neighbouring countries. By contrast, in sensitivity test B the cost assumptions for the cross-border grid expansions come from German transmission network operators. These assumptions are fixed, so that the iterative adjustment of cost as- sumptions as in the other analyses does not occur in this sensitivity test. Moreover, in scenario B a direct coupling between German and the British islands – not considered in the other analyses – is examined more closely.

The results from sensitivity A show that as grid expansion costs increase, the need for added cross-zonal capacity remains generally low. This is especially true for the outlying areas of Europe. At the German borders, however, shifts occur. For instance, if submarine cable con-

Scenario 1 Scenario 2

0

0 0

3.7

0.69

0

0 0

0

5 0.46 2

DKW

PL

CZ

CH AT FR

BE NL

LU

NO DKE SE

Delta NTC [GW]

0

0 0

1.77

0

0

0.7 0

0

5 3.14 4.43

DKW

PL

CZ

CH AT FR

BE NL

LU

NO DKE SE

Delta NTC [GW]

nections to Scandinavia become more expensive, the expansion of cross-zonal capacity with the Alpine region, another large supplier of flexibility, becomes more important.

Sensitivity test B, which only considers the exogenously given expansion costs changed at the German borders, shows an increased expansion towards France and the Alpine region and towards the northern states except Norway. However, in response to the modified grid expan- sion costs, an indirect exploitation of Norway’s flexibility potential takes place via an increase of cross-zonal capacity towards the Netherlands and from there further towards Norway. The direct expansion option toward the British islands does not occur.

The final part of the work package discussed in this report are the planning and implementa- tion of cross-border grid expansion measures institutionalized at the EU level, especially the Ten-Year Network Development Plan (TYNDP), the strategy for the Trans-European Net- works for Energy (TEN-E), and its definition of projects of common interest (PCI). The study investigates these measures to see whether project selection and timely implementation can be made more efficient.

The study finds that many of the projects for the TYNDP are not intended to be realized because of the plan’s non-binding character. But because a binding Europe-wide plan is unre- alistic in the short and medium terms, the study recommends more transparency when devel- oping the plan. One starting point is the definition of the scenarios. The number of scenarios under consideration is relatively high, but it is difficult for stakeholders to assess whether they are compatible with the energy and climate policy goals of the Union and its energy scenarios (e.g. the PRIMES model) due to the decentralized process in which they are created. Hence, for future versions of the TYNDP, thought should be given to reducing the number of scenar- ios under consideration and foregrounding a lead scenario whose compatibility is guaranteed via a top-down development. The study also finds potential for improvement in the use of cost-benefit analyses for individual projects. Because options for improvement are discussed in the study’s second work package, for which a separate report exists, this report mentions only one: the quantitative analysis of welfare effects on heretofore unconsidered areas such as security of supply and increased transparency in the documentation of findings (e.g. through the publication of a disaggregated results indicator instead of the net effect at the EU level).

When it comes to the relevant of distribution effects for the capacity allocation and congestion management (CACM) stipulated in the European legal framework, an analysis of the distribu- tion effects of the TYNDP process would be helpful and definitely much less open to criti-

cism than the CACM analyses the member states would submit in the absence of a EU-wide basis. A third area of improvement in the TYNDP would be to analyse the interplay between individual grid expansion projects, something that it has considered only scarcely so far. From a methodological standpoint, however, this is enormously difficult and requires additional steps such as the filtering of projects with little to no effect on cross-zonal or the combination of related projects into measure bundles by project sponsors.

With the PCI process as well, the lack of transparency represents the main point of criticism and at the same time the main starting point for improvement. The lack of transparency in the process of granting PCI status is more pronounced than with TYNDP. While the TYNDP can be criticized for its lack of detail in the presentation of results and the number of projects under consideration, the causes for the lack of transparency of the PCI process lie in the as- sessment criteria (which are either not objective or only partly objective) and the discretionary leeway for decisions, especially those made by the European Commission. Since PCI status has significant legal ramifications, a more transparent process that was as objective as possi- ble would be welcome. A TYNDP with a stronger focus and a more meaningful cost-benefit analysis could create a largely objective and quantitative basis for determining PCI status.

1 Einleitung

Die Europäische Union (EU) hat auf der Tagung des Europäischen Rates am 23./24. Oktober 2014 erneut die enorme Wichtigkeit der Vollendung des europäischen Strombinnenmarkts mit Blick auf die Erreichung der klimapolitischen Ziele, der Gewährleistung von Versorgungssi- cherheit und der Ermöglichung wettbewerbsfähiger Energiepreise bekräftigt [1]. Dazu wurde die Vordringlichkeit der Erreichung des für 2020 festgelegten Stromverbundziels jedes EU- Mitgliedsstaats von 10 %, bemessen anhand der nationalen Importkapazität bezogen auf die national installierte Erzeugungskapazität [2], erneut in den Vordergrund gestellt und zusätz- lich der Vorschlag der EU-Kommission für eine Erhöhung des Stromverbundziels auf 15 % bis 2030 akzeptiert [1].

Dieses erhöhte Verbundziel wird seitdem kontrovers diskutiert, da hiervon die weiteren Ent- scheidungen über den zukünftigen grenzüberschreitenden Stromnetzausbau bis 2030 maßgeb- lich beeinflusst werden. Aus Sicht des deutschen Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) führt ein derart ausgestaltetes Stromverbundziel gerade nicht zu einer auf eine effiziente Vollendung des europäischen Strombinnenmarktes ausgerichteten Netzaus- baustrategie. Um die Ausgestaltung des Stromverbundziels für das Jahr 2030 aktiv zu beglei- ten und die zukünftigen Schritte Deutschlands für eine effiziente Netzausbaustrategie vorzu- bereiten, hat das BMWi die Studie „Ziele, Anreize und Hemmnisse für den grenzüberschrei- tenden Ausbau der Stromnetze“ beauftragt. Ziel der Studie ist es, die grundsätzlichen Heraus- forderungen des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze herauszuarbeiten. Die Studie ist in drei Schwerpunkte gegliedert, die jeweils in einem Arbeitspaket zusammengefasst sind.

Der vorliegende Bericht dokumentiert dabei die Erkenntnisse aus den Untersuchungen zum ersten Arbeitspaket.

Der Schwerpunkt des ersten Arbeitspaketes liegt auf der Ausgestaltung des Stromverbund- ziels und der Ermittlung von Potenzialen für eine kosteneffiziente Erhöhung deutscher Han- delskapazitäten durch grenzüberschreitenden Netzausbau bis zum Jahr 2030. In Kapitel 2 werden dazu in einem ersten Schritt die grundlegenden Wirkungen des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze aufgezeigt. Anschließend wird die Ausgestaltung eines europäischen Stromverbundziels in Kapitel 3 diskutiert, der aktuelle Diskussionsstand widergegeben und eine Bewertung hierzu abgegeben. Kapitel 4 befasst sich mit der quantitativen Ermittlung von Potenzialen für eine kosteneffiziente Erhöhung deutscher Handelskapazitäten mit dem Ziel-

jahr 2030. Abschließend werden in Kapitel 5 die aktuellen europäischen Netzplanungsprozes- se kritisch gewürdigt.

Das zweite Arbeitspaket behandelt die Anreize und Hemmnisse beim Ausbau von grenzüber- schreitenden Stromnetzen. Erkenntnisse hierzu sind in einem separaten Bericht dokumentiert.

Arbeitspaket 3 diente der Begleitung des PCI-Prozesses zur Verabschiedung der 3. PCI-Liste.

Zuarbeiten wurden kontinuierlich an die aktuellen Gegebenheiten des Diskussionsprozesses angepasst und hatten den Charakter von ad hoc Beratungen. Aus diesem Grund liegt keine Dokumentation in Berichtsform vor.

2 Einordnung des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze

2.1 Einleitung

Aufgabe des Stromnetzes ist es, den Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch in der Stromversorgung möglichst effizient zu gewährleisten. Das Netz hat dabei nicht nur die Funk- tion, diesen Ausgleich physikalisch zu ermöglichen, sondern dient auch als Plattform zur Abwicklung des Stromhandels. In Europa ist dieser Handel über Gebotszonen organisiert, die geografisch abgegrenzte Gebiete umfassen. Diese folgen mit wenigen Ausnahmen (u. a.

Schweden, Italien und Norwegen, die eine landesinterne Gebotszonenaufteilung aufweisen) Nationalstaatsgrenzen. Eine Gebotszone kann aber auch, wie im Falle Deutschland und Lu- xemburg, aus einem Zusammenschluss von Ländern bestehen. Innerhalb von Gebotszonen ist dabei ein unbeschränkter Stromhandel möglich. Treten dadurch nach Abschluss der Handels- geschäfte Verletzungen technischer Randbedingungen auf, werden diese durch die Übertra- gungsnetzbetreiber unter Verwendung kurativer, d. h. nach dem Stromhandel stattfindender, Engpassmanagementmaßnahmen behoben. Beschränkungen der technischen Übertragungsfä- higkeit des Netzes bei zonenüberschreitenden Handelsgeschäften werden hingegen bereits präventiv berücksichtigt. Demnach haben im Regelfall nur grenzüberschreitende Stromleitun- gen, die auch gebotszonenüberschreitend sind, einen unmittelbaren Einfluss auf den Strom- handel. Wird also über Stromnetze gesprochen, ist es einerseits erforderlich zwischen internen und gebotszonenüberschreitenden Stromleitungen, andererseits bei grenzüberschreitenden Stromleitungen zwischen ländergrenzen- und gebotszonenüberschreitende Stromleitungen zu unterscheiden.

Für die zukünftige Stromversorgung nimmt der gebotszonenüberschreitende Ausbau der Stromnetze für die effiziente Gewährleistung des Ausgleichs zwischen Erzeugung und Ver- brauch eine besondere Rolle ein. Denn durch den unmittelbaren Einfluss auf den Stromhandel wirken sich solche Ausbaumaßnahmen nicht nur auf den Betrieb des Netzes und der Erzeu- gungsanlagen aus, sondern auch auf den Ausbau von Erzeugungsanlagen. Darüber hinaus nimmt in Zukunft der weiträumige Stromtransportbedarf zu. Zurückzuführen ist dies

• einerseits auf einen steigenden Anteil von dargebotsabhängigen EE-Anlagen an der Stromerzeugung, dessen effiziente Ausnutzung eine wechselseitige Ergänzung der re- gional unterschiedlichen Stromerzeugungspotenziale erfordert,

• andererseits auf die Zunahme des europäischen Stromhandels durch die Liberalisie- rung der europäischen Stromversorgung.

Der gebotszonenüberschreitende Ausbau der Stromnetze ist somit von zentraler Bedeutung für die Entwicklung der Stromversorgung und damit für die Erreichung der europäischen Energie- und Klimaziele. Dieser verstärkte weiträumige Stromtransportbedarf fällt dabei fast ausschließlich im Übertragungsnetz an. Aus diesem Grund kann in der vorliegenden Studie auf eine detaillierte Abbildung des Verteilnetzes verzichtet werden.

Wesentliche Wirkungen im Zusammenhang mit dem gebotszonenüberschreitenden Ausbau der Stromnetze können unter den drei Kategorien techno-ökonomische, ökologische und sonstige Wirkungen zusammengefasst werden. Abbildung 2.1 zeigt eine Übersicht dieser Kategorien und ihrer wesentlichen Einflussfaktoren, auf die im Folgenden näher eingegangen wird.

Abbildung 2.1: Wesentliche Wirkungen des grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze

2.2 Techno-ökonomische Wirkungen

Techno-ökonomische Wirkungen in Verbindung mit dem gebotszonenüberschreitenden Aus- bau der Stromnetze können bei Betrachtung der Stromversorgung im Allgemeinen in die Bereiche Netzbetrieb und Strommarkt untergliedert werden. Im Folgenden werden die in

Wesentliche Wirkungen des

grenzüberschreitenden Ausbaus der Stromnetze

Strommarkt Integration EE

CO₂-Emissionen Verteilungseffekte

techno-ökonomisch ökologisch sonstige

Netzbetrieb

Stromverbundziel

diesen Bereichen auftretenden Einflussfaktoren separat diskutiert. Anschließend werden Effekte aufgezeigt, die unmittelbar beide Bereiche beeinflussen.

2.2.1 Netzbetrieb

Der Netzbetrieb umfasst den physischen Stromtransport unter Gewährleistung der Netzsi- cherheit. In der Praxis wird die Netzsicherheit im Regelfall durch das (n-1)-Kriterium sicher- gestellt. Danach gilt ein Netz als sicher, wenn alle technischen Randbedingungen auch nach Ausfall eines Betriebsmittels weiterhin eingehalten werden können. Dieser Netzsicherheits- standard wird sowohl in der Netzplanung als auch im Netzbetrieb berücksichtigt. Bei der Netzplanung, die u. a. auf Netzbetriebssimulationen basiert, wird das (n-1)-Kriterium durch Netzoptimierung- und Netzausbaumaßnahmen gewährleistet. Im Netzbetrieb wird hingegen Engpassmanagement eingesetzt, um die Netzsicherheit aufrecht zu erhalten.

Kosten, die für den Netzausbau und das Engpassmanagement anfallen, sind mit Blick auf das Systemkostenoptimum gegeneinander abzuwägen. Übersteigen die Kosten für Engpassma- nagementmaßnahmen die Kosten für den Netzausbau zur Gewährleistung der Netzsicherheit, ist der Netzausbau aus Gründen der Kosteneffizienz¹ dem Engpassmanagement auf jeden Fall vorzuziehen.

Beim Engpassmanagement ist zwischen dem präventiven und dem kurativen Engpassma- nagement zu unterscheiden. Präventives Engpassmanagement sieht eine Limitierung des Stromtransports bereits während des Stromhandels vor. Dadurch werden unzulässig hohe Transportanforderungen erst gar nicht ermöglicht. Kuratives Engpassmanagement behebt Engpässe hingegen nach Abschluss aller Stromhandelsgeschäfte.² Dabei werden durch die Übertragungsnetzbetreiber konkrete Schritte zur Verringerung des Transportbedarfs, v. a.

1 Bei Betrachtung von gebotszonenüberschreitendem Ausbaus der Stromnetze treten weitere Nutzeneffekte auf, die einen Ausbau bereits vor Erreichen höherer Kosten für Engpassmanagement im Vergleich zur Höhe der Kosten für Netzausbau begründen können.

2 Innerhalb des kurativen Engpassmanagements wird in der jüngeren Vergangenheit wiederum eine Unter- scheidung zwischen präventiven und kurativen Maßnahmen vorgenommen. Diese Unterscheidung bezieht sich dabei auf die Frage, ob Maßnahmen insbesondere zur Gewährleistung der (n-1)-Sicherheit bereits vor Eintritt eines möglichen Fehlers oder erst im Fehlerfall erfolgen.

durch konkrete Maßnahmen zur bilanzneutralen Verlagerung von Last und insbesondere Erzeugung (Redispatch), eingeleitet.

Festzuhalten ist, dass sich der Netzausbau im Regelfall positiv auf die Gewährleistung der Netzsicherheit auswirkt. Beim gebotszonenüberschreitenden Ausbau der Stromnetze ist je- doch darauf zu achten, dass der höhere gebotszonenüberschreitende Stromtransport sowohl das Engpassmanagement als auch den gebotszoneninternen Netzausbau beeinflussen kann.

Für ein besseres Verständnis dieser Wirkungen von gebotszonenüberschreitendem Netzaus- bau wird daher im Folgenden sowohl auf das präventive als auch auf das kurative Engpass- management im Detail eingegangen.

2.2.1.1 Präventives Engpassmanagement

Das präventive Engpassmanagement sieht eine Beschränkung des Stromaustauschs zwischen den für den Stromhandel definierten Gebotszonengrenzen vor. Ziel ist es, dadurch die sich aus den Stromhandelsgeschäften ergebenden physischen Stromflüsse auf die tatsächliche Trans- portfähigkeit des Netzes zu begrenzen. Diese wird für Stromhandelszwecke vereinfacht als Übertragungskapazität (Stromhandelskapazität) abgebildet. Stromhandelskapazitäten sind dabei stark von Last-/Einspeisesituationen abhängig. Besonders durch die Zunahme der Ein- speisung volatiler Erzeugungsanlagen auf Basis EE kommt es deshalb an den Gebotszonen- grenzen zu häufig stark variierenden Handelskapazitäten. Berechnet werden diese Handelska- pazitäten von den Übertragungsnetzbetreibern unter Verwendung sogenannter Kapazitätsbe- rechnungsmethoden. In Europa sind im Wesentlichen zwei Berechnungsmethoden im Einsatz, die sich in das Net Transfer Capacity Modell (NTC-Modell) und das lastflussbasierte Kapazi- tätsmodell (engl. Flow-based Modell) untergliedern. Im Folgenden wird auf diese Modelle näher eingegangen:

NTC-Modell

Das NTC-Modell stellt in Europa derzeit das am häufigsten eingesetzte Modell für die Be- rechnung gebotszonenüberschreitender Übertragungskapazitäten für den Stromhandel dar.

Ziel des Modells ist es, den maximal möglichen richtungsbezogenen Stromaustausch unter Berücksichtigung des (n-1)-Kriteriums zwischen zwei Gebotszonen zu bestimmen. Grundlage dafür ist ein von den Übertragungsnetzbetreibern erstelltes zeitpunktabhängiges Netzmodell.

Dieses enthält für den jeweiligen Betrachtungszeitpunkt die prognostizierte Last-

/Einspeisesituation als Ausgangspunkt. Der sich daraus ergebende Basisaustausch (Base Case Exchange, kurz BCE) zwischen den beiden betrachteten Gebotszonen legt die Vorbelastung der Übertragungskapazität fest. Dieser Arbeitspunkt dient als Basis für einen iterativen Pro- zess, in dem die Kraftwerkseinspeisung stückweise in der als Quelle definierten Gebotszone erhöht und in gleicher Höhe in der als Senke definierten Gebotszone verringert wird. Dieser Prozess wird solange durchgeführt, bis es durch den zusätzlich verursachten Austausch zwi- schen den betrachteten Gebotszonen zur Verletzung technischer Randbedingungen an den Betriebsmitteln im Netzmodell kommt. Der letzte zulässige Gesamtaustausch bildet abzüglich einer Sicherheitsmarge, die zum Beispiel Wechselwirkungen von weiteren Austauschen an den übrigen Gebotszonengrenzen berücksichtigt, den jeweilig richtungsabhängigen NTC ab.

Dieses Vorgehen wird jeweils unabhängig voneinander für alle Grenzen und Richtungen durchgeführt.

Flow-based-Modell

Das Flow-based-Modell (FB-Modell) wird seit Mitte 2015 im Day-Ahead-Handel in Zentral- westeuropa eingesetzt und soll mittel- bis langfristig auf den gesamten europäischen Strom- markt ausgeweitet werden. Ein wesentlicher Unterschied des FB-Modells zum bilateralen NTC-Modell ist dabei, dass während der Kapazitätsberechnung alle Austausche zwischen den betrachteten Gebotszonen und ihre Wirkungen auf das Netz vereinfacht abgebildet werden können. Dies ist über die Modellierung linearisierter Lastflusssensitivitäten zur direkten Be- rücksichtigung der Belastung von Netzbetriebsmitteln beim Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage am Strommarkt möglich. Diese Sensitivitäten definieren die Änderung des Last- flusses auf die betrachteten Betriebsmittel bei Anpassung der Erzeugungsleistung. Auswir- kungen von Bilanzänderungen können somit bereits während des Ausgleichs zwischen Ange- bot und Nachfrage am Strommarkt auf die technischen Transportrestriktionen abgebildet werden. Dadurch ist es möglich, ein wohlfahrtsmaximales Austauschmuster unter Berücksich- tigung der maximal zur Verfügung stehenden Kapazitäten je Gebotszonengrenze (vgl. Box

„Exkurs zum Winterpaket“) zu ermitteln. Dabei wird in Abhängigkeit von der Höhe der Strompreisdifferenzen die Stromhandelskapazität zwischen den Gebotszonen mit dem höchs- ten Nutzen durch gebotszonenüberschreitende Austausche, unter Verringerung der Stromhan- delskapazität an anderen Grenzen, maximiert. Im Vergleich zu einer starren Vorgabe der Stromhandelskapazitäten, z. B. durch das NTC-Modell, ist bei Verwendung eines FB-Modells ein kosteneffizienterer Kraftwerkseinsatz möglich.

Exkurs zum Winterpaket der EU-Kommission [3]:

Die Europäische Kommission hat im November 2016 ein umfangreiches Legislativpaket („Clean Energy Paket“ oder auch „Winterpaket“ genannt) veröffentlicht. Unter anderem beschäftigt sich dieses Paket mit der Ausgestaltung zukünftiger Kapazitätsberechnungsme- thoden. Dabei orientiert sich der Kommissions-Vorschlag zur Ausgestaltung weitestgehend an der von der europäischen Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehör- den (ACER) bereits vorab veröffentlichten Empfehlung Nr. 02/2016 [4]. Hintergrund dieser Empfehlung ist der Zweifel von ACER an dem sachgerechten Vorgehen bei der derzeitigen Vergabe von Stromhandelskapazitäten. So ist ACER der Meinung, dass zur Vermeidung von gebotszoneninternen Engpässen Teile der tatsächlich verfügbaren Handelskapazitäten von den Übertragungsnetzbetreibern zurückgehalten und damit systematisch gebotszoneninterne Engpässe an die Gebotszonengrenzen verschoben werden [4]. Um dem vorzubeugen schlägt ACER zwei grundsätzliche Anpassungen an der derzeitigen Methode zur flussbasierten Kapazitätsberechnung vor:

• Einerseits dürfen im Vergleich zum aktuellen Vorgehen bei der Berechnung der Stromhandelskapazitäten keine gebotszoneninternen, sondern nur noch gebotszonen- überschreitende Netzbetriebsmittel berücksichtigt werden. Dies führt bei der Ermitt- lung der Stromhandelskapazitäten zu einer Reduktion der Anzahl zu überwachender Netzbetriebsmittel, wobei gänzlich auf die Abbildung technischer Randbedingungen von gebotszoneninternen Betriebsmitteln verzichtet werden soll.

• Andererseits dürfen Vorbelastungen, die besonders durch sogenannte Loop Flows auftreten und sowohl gebotszoneninterne als auch gebotszonenüberschreitende Be- triebsmittel betreffen, nicht mehr zu einer Verringerung der für grenzüberschreitende Stromtransporte zur Verfügung stehenden Leitungskapazität – der sogenannten Remaining Available Margin (RAM) – führen. Ziel ist es, nahezu die gesamte ther- mische Kapazität der jeweiligen gebotszonenüberschreitenden Netzbetriebsmittel nach Berücksichtigung der Netzsicherheit am Strommarkt zur Verfügung zu stellen.

Somit werden Vorbelastungen von Netzbetriebsmitteln am Strommarkt ausgeblendet.

Unter anderem ergeben sich diese allerdings bereits durch einen gebotszoneninternen Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch – ohne, dass gebotszonenüberschrei- tende Austausche stattfinden. Solche Vorbelastungen werden derzeit hingegen je be- trachtetem Netzbetriebsmittel – unter Berücksichtigung der Netzsicherheit – bei der Berechnung der RAM miteinbezogen.

Abbildung 2.2 zeigt dazu vereinfacht – Flow Reliability Margin (FRM), Final Ad- justment Value (FAV) zu Null gesetzt und Unterstellung einer ausgeglichene Bilanz der betrachteten Gebotszonen [5] – die aktuelle Definition der richtungsabhängigen RAM für ein beliebiges Netzbetriebsmittel auf. Zu sehen ist der aus technischer Sicht maximal mögliche Leistungsfluss über eine Netzbetriebsmittel, der sich symmetrisch um den Nullpunkt zwischen der maximal in negativer Richtung möglichen Kapazität (F-) und der maximal in positiver Richtung möglichen Kapazität (F+) aufspannt. Die Vorbelastung des jeweiligen Netzbetriebsmittels ergibt sich aus der Höhe des zeit- punktabhängigen Basisflusses (Ft), welcher in der Abbildung exemplarisch eine Vor- belastung in positive Richtung aufweist. Unter Berücksichtigung der zeitpunktabhän- gigen Vorbelastung ergibt sich die RAM- aus dem Bereich zwischen F- und Ft sowie die RAM+ aus dem Bereich zwischen Ft und F+.

•

Abbildung 2.2: Derzeitige Definition der richtungsabhängigen RAM

Wird hingegen der Vorschlag von ACER bzw. der EU-Kommission umgesetzt und die Vorbelastung nicht berücksichtigt, spannt sich die richtungsabhängige RAM symmetrisch um den Nullpunkt auf und entspricht in dem hier vereinfachten Beispiel dem aus technischer Sicht maximal möglichen Leistungsbereich (vgl. Abbildung 2.3). Die RAM weist in diesem Fall keine Abhängigkeit von der Vorbelastung auf.

Es sei darauf hingewiesen, dass trotz dieser starren Vorgabe der RAM im Vergleich zur starren Vorgabe von Stromhandelskapazitäten, z. B. durch das NTC-Modell, durch Berücksichtigung der Flusswirkungen auf den betrachteten Netzbetriebsmit- teln, die sich bei gebotszonenüberschreitenden Handelsgeschäften ergeben, weiterhin die Stromhandelskapazität an den Gebotszonen mit dem höchsten Nutzen, unter Ver- ringerung der Stromhandelskapazität an anderen Grenzen, maximiert wird.

F- 0 Ft F+

Vorbelastung

RAM-,t RAM+,t

•

Abbildung 2.3: Definition der richtungsabhängigen RAM nach ACER- Empfehlung

Ein in der aktuellen Debatte zur Berücksichtigung von Vorbelastungen diskutierter Alternativvorschlag, der auch in der Ratsposition zum Clean Energy Package von Ende 2017 aufgegriffen wird, stellt einen Kompromiss zwischen dem heutigen Vor- gehen und der ACER-Empfehlung dar. Dieser Vorschlag sieht vor, dass eine fest vorgegebene Mindestkapazität – die sogenannte MinRAM – unabhängig von den auf den Netzbetriebsmitteln vorherrschenden Vorbelastungen am Strommarkt zur Verfü- gung gestellt werden soll. Kommt es durch Vorbelastungen zu einer rechnerisch er- mittelten Unterschreitung dieser MinRAM, wird die jeweils betroffene (pos. oder neg.) RAM dementsprechend auf die MinRAM angehoben. Abbildung 2.4 zeigt die- ses Vorgehen beispielhaft auf. Zu erkennen ist, dass die positive RAM unter Berück- sichtigung der Vorbelastung entsprechend der derzeitigen Kapazitätsberechnungsme- thode rechnerisch zu einem Kapazitätswert unterhalb der angesetzten MinRAM füh- ren würde (vgl. Kapazitätswert aus Abbildung 2.2). Demnach entspricht bei Anwen- dung des Alternativvorschlags die positive RAM der MinRAM. Die Vorbelastung wird hier somit nur teilweise bei der Kapazitätsvergabe berücksichtigt.

•

Abbildung 2.4: Definition RAM unter Berücksichtigung einer Mindestkapazität (MinRAM)

F_- 0 F₊

RAM_- RAM₊

F- 0 Ft F+

Vorbelastung

RAM-,t RAM+,t MinRAM

Verwendung von Kapazitätsmodellen bei der Netzplanung

In der Praxis werden derzeit sowohl bei der gebotszoneninternen als auch bei der gebotszo- nenüberschreitenden Netzplanung in Europa ausschließlich vereinfachte NTC-Modelle für die Ermittlung der erwarteten Last-/Einspeisesituationen eingesetzt, welche die Bewertungs- grundlage bei der Planung darstellen [6, 7]. Vereinfacht wird dabei meist je gebotszonengren- ze und Richtung ein zeitpunktunabhängiger NTC-Wert angesetzt. Mit Blick auf die in Zu- kunft zu erwartende Zunahme der Bedeutung lastflussbasierter Kapazitätsvergabemethoden am europäischen Strommarkt ist dieses Vorgehen kritisch zu hinterfragen. Denn wie bereits oben dargestellt beeinflusst die Wahl der Kapazitätsberechnungsmethode die Austauschmus- ter am Strommarkt und folglich auch die Auslastung der Netzbetriebsmittel.

Allerdings ist dabei festzuhalten, dass ein Austausch der Kapazitätsberechnungsmethode im Netzplanungsprozess eine Vielzahl bisher noch nicht angemessen analysierter konzeptioneller Herausforderungen aufweist. Demnach stellt die Analyse dieser Herausforderungen zukünftig einen wesentlichen Forschungsbedarf im Rahmen der Netzplanung dar. Zu aller erst ist dafür Sowohl die Reduktion der Anzahl von Netzbetriebsmitteln als auch die gesamte oder teilwei- se Vernachlässigung von Vorbelastungen führen in der Tendenz zu einer Erhöhung der am Strommarkt verfügbaren Stromhandelskapazitäten. Dies resultiert im Regelfall in einem höheren gebotszonenüberschreitenden Stromhandel, der einen kosteneffizienteren Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage ermöglicht. Folge daraus kann somit eine Reduktion der Kosten für den Einsatz von Erzeugungsanlagen sein. Ein solcher Anstieg des gebotszonen- überschreitenden Handels führt jedoch zu höher ausgelasteten gebotszoneninternen Netzbe- triebsmitteln. Dies kann einen Anstieg des Aufwandes und der Kosten für interne Engpass- managementmaßnahmen nach sich ziehen. Auch wenn diese Kosten häufig stärker als die sich am Strommarkt bildenden und vielfältigen Einflüssen unterliegenden Stromerzeugungs- kosten im Fokus politischer und regulatorischer Entscheidungsträger stehen, kann daraus jedoch nicht gefolgert werden, dass grenzüberschreitender Netzausbau bei einem veränderten Kapazitätsberechnungsregime gesamtwirtschaftlich weniger vorteilhaft wäre als im bisheri- gen Regime. Vielmehr sind in die Bewertung immer sämtliche Wirkungen auf Stromerzeu- gungs- und Engpassmanagementkosten einzubeziehen.

jedoch die exakte Ausgestaltung der in Zukunft am europäischen Strommarkt geltenden Ka- pazitätsberechnungsmethode zu klären (vgl. Box „Exkurs zum Winterpaket“).

2.2.1.2 Kuratives Engpassmanagement

Das kurative Engpassmanagement wird von den Übertragungsnetzbetreibern in der Regel zur Behebung gebotszoneninterner Verletzungen technischer Randbedingungen im Stromnetz eingesetzt, die durch die Vernachlässigung von technischen Transportrestriktionen beim gebotszoneninternen Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch auftreten können. Auf- grund der vereinfachten Berücksichtigung von technischen Randbedingungen im präventiven Engpassmanagement können aber auch hierdurch vereinzelt Engpässe entstehen, welche durch kurative Engpassmanagementmaßnahmen behoben werden.

Engpassmanagementmaßnahmen können in netzbezogene und marktbezogene Maßnahmen unterteilt werden. Netzbezogene Maßnahmen sind netztechnische Eingriffe, wie zum Beispiel Schaltmaßnahmen, der Einsatz von Kompensationsanlagen oder lastflusssteuernden Netzbe- triebsmitteln. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich um den Eingriff in den Einsatz von Erzeugungsanlagen oder steuerbaren Verbrauchern. Diese Maßnahmen werden dabei meist als Redispatch-Maßnahmen bezeichnet. Solche Maßnahmen sehen die systemweite Anpassung der Wirk- und/oder Blindleistung von Erzeugungsanlagen oder steuerbaren Ver- brauchern zur Einhaltung technischer Randbedingungen vor. Werden die Wirkleistungsbilan- zen solcher Anlagen angepasst, erfolgt dies bilanzneutral. Anlagen, die den Engpass verstär- ken, werden dabei heruntergeregelt und gleichzeitig in identischem Umfang Anlagen, die den Engpass entlasten, heraufgeregelt.

Kosten für kurative Engpassmanagementmaßnahmen fallen zum größten Teil im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen an. Der Kostenbeitrag von Erzeugungsanlagen, die zur Behebung von Engpässen eingesetzt werden, hängt einerseits von den anlagenspezifischen Grenzkosten, andererseits vom Standort der Erzeugungsanlage ab. Der Anlagenstandort ist dabei entschei- dend für die Wirkung (Sensitivität) der Einspeiseänderung der jeweiligen Erzeugungsanlage auf die Entlastung des jeweiligen Engpasses. Eine hohe Wirkung auf den jeweiligen Engpass haben dabei Anlagen, die eine geringe elektrische Entfernung zum engpassbehafteten Netzbe- triebsmittel haben. Die Leistungsanpassung von Anlagen mit einer hohen Wirkung auf den jeweiligen Engpass fällt im Vergleich zu Anlagen mit geringerer Wirkung dementsprechend