2. Stromversorgungssysteme – Stand der Technik und Rahmenbedingungen

Gemäß BVerfGE 91, 186 (206); NJW 1990, 1783 (1783).

Gemäß BVerfGE 25, 1 (16).

Gemäß § 1 Abs. 1 EnWG.

Gemäß Art. 4 Abs. 2 AEUV.

Gemäß Art. 2 Abs. 2 AEUV.

Gemäß Art. 101 ff. AEUV.

Gemäß Art. 114 i. V. m. Art. 26 ff. AEUV.

Gemäß Art. 191 ff. AEUV.

Gemäß Art. 352 AEUV.

Gemäß Art. 170 ff. AEUV.

Gemäß Art. 194 AEUV.

Gemäß Art. 288 AEUV.

Gemäß Art. 290 AEUV.

Gemäß Art. 291 AEUV.

Siehe [16] bzgl. deutsche und europäische Gesetzgebungsverfahren.

Siehe Verordnung (EU) 2018/1999.

2021 wurde in Deutschland mit Inkrafttreten des Brennstoffemissionshandelsgesetzes ergänzend zum europäischen Emissionshandelssystem ein zusätzliches nationales CO₂-Bepreisungssystem für die Sektoren Verkehr und Wärme eingeführt, die nicht dem europäischen Emissionshandelssystem unterfallen [21].

Wie elektrische und magnetische Felder mit elektrischen Ladungen und elektrischem Strom unter gegebenen Randbedingungen zusammenhängen, wird durch die Maxwell-Gleichungen beschrieben. Eine weitere wesentliche Grundlage der Elektrodynamik bildet die Lorentzkraft, womit diejenige Kraft bezeichnet wird, die ein magnetisches oder elektrisches Feld auf eine bewegte elektrische Ladung ausübt [28].

„Je höher das Ausgleichsbestreben zwischen zwei Ladungen ist, desto höher ist das spezifische Arbeitsvermögen der Ladung. Eine hohe potenzielle Energie der Ladungsungleichheit wird demnach mit einer hohen Voltzahl ausgedrückt“ [27].

Meeresenergie: Tidenhub, Wellen, Strömung sowie Salz- (Osmose) und Temperaturgradienten [33].

Siehe [3, 39] bzgl. Abschätzungen des Speicherbedarfs für unterschiedliche EE-Anteile in Deutschland.

Siehe [41] bzgl. Stromertragsprofile von PV-Anlagen in Deutschland je nach Ausrichtung und Neigung.

Es besteht ein kubischer Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Leistung [42].

Seit 2015 wird die regelzonenscharfe Netzlast (Regelzonenlast) und deren Prognosen auf der europäischen Transparenzplattform https://​transparency.​entsoe.​eu veröffentlicht; Übertragungsnetzbetreiber ermitteln zudem die vertikale Netzlast, d. h. die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern [43, 44].

Siehe [48] bzgl. den durchschnittlichen Volllaststunden der Windenergie zwischen 1980 und 2016 in unterschiedlichen Regionen Europas – die Volllaststunden schwankten um 20 % im Vergleich zum Durchschnitt aller Wetterjahre; siehe [49] bzgl. den jährlichen Schwankungen der erneuerbaren Stromproduktion.

Die Einspeisung dargebotsabhängiger Stromerzeuger unterliegt stochastischen Einflüssen, die tägliche und/oder saisonale Muster aufweisen, da diese von den Wetterbedingungen abhängig ist [50].

Tendenziell ist in kurzer Frist das Angebot eher starr (unelastisch) und langfristig aufgrund von Markteintritts- und Marktaustrittsmöglichkeiten sowie von Betriebsgrößenanpassungen flexibel (sehr elastisch) [61].

Primärenergieträger werden in dieser Energiebilanz gemäß internationaler Konvention nach der sog. Wirkungsgradmethode ermittelt, die 1995 die Substitutionsmethode ablöste; mit der Substitutionsmethode ergeben sich höhere Anteile erneuerbare Energien [62].

Siehe [1, 3] bzgl. technologischem Lernen und Kostentrends von Stromerzeugungstechnologien.

Preiselastizität: Maß für die relative Änderung der Menge in Abhängigkeit einer Änderung des Preises eines Produktes (allgemein für Gut oder Dienstleistung), wobei der Elastizitätskoeffizient die prozentuale Änderung der Produktmenge geteilt durch die prozentuale Produktpreisänderung widergibt [59].

Siehe [3] für unterschiedliche Stromprofile je nach Erneuerbare-Energien-Anteil.

Siehe [3] bzgl. Stromspeichertechnologien, -kosten und Stromspeicherbestand in den 2010er Jahren.

Eine Definition der Energiespeicherung und Energiespeicheranlagen erfolgte jedoch bereits europarechtlich Ende 2010er Jahre in der Richtlinie (EU) 2019/944 (Art. 2 Nr. 59 und Nr. 60).

Gemäß Art. 36 und 54 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß Art. 2 Nr. 51 Richtlinie (EU) 2019/944.

„Das Netzbooster-Konzept sieht vor, dass Stromspeicher mit einer hohen Leistung für den n-1-Fall vorgehalten werden: Wenn ein wichtiges Netzbetriebsmittel des Übertragungsnetzes ungeplant ausfällt, soll die Batterie innerhalb von Millisekunden anspringen und das Netz so lange stützen, bis schnell einsetzbare Erzeugungsanlagen zur Verfügung stehen“ [75].

Siehe [3] für weitere Details zu den rechtlichen Rahmenbedingungen von Stromspeichern.

Siehe [3] bzgl. Flexibilitätskennwerte unterschiedlicher Technologien.

Lastmanagement: Überbegriff für Demand-Side-Management wie auch Demand-Response. In der Literatur gibt es keine einheitliche Definition und Nomenklatur für Demand-Response und Demand-Side-Management. Demand-Response wird manchmal als Teilmenge von Demand-Side-Management angesehen oder umgekehrt. Zum Teil werden Energieeinsparmaßnahmen einbezogen – manchmal jedoch auch ausdrücklich ausgeschlossen [7]. Eine Legaldefinition für die Laststeuerung (engl.: demand response) findet sich seit Ende der 2010er Jahre in der Richtlinie (EU) 2019/944: Veränderung des Verbrauchsverhaltens als Reaktion auf Marktpreissignale, z. B. mittels variablen Stromtarifen oder Anreizzahlungen, oder als Reaktion auf das angenommene Angebot eines Endkunden, eine Nachfrageverringerung oder -erhöhung zu einem bestimmten Preis auf einem organisierten Elektrizitätsmarkt zu verkaufen, sei es allein oder durch Aggregation.

Ganz allgemein umfasst das Lastmanagement die Beeinflussung der Energie-Nachfrage [78].

Mögliche Effekte/Ziele von Lastmanagement-Maßnahmen: Absenkung der Spitzenlast (engl.: peak clipping); Steigerung der Schwachlastnachfrage (engl.: valley filling); Lastverlagerung (engl.: load shifting); flexible Änderung des Lastgangs (engl.: flexible load shape); strategische Laststeigerung (engl.: strategic load growth) als auch -minderung (engl.: strategic load conservation) [78, 83, 84].

„In einer Welt der Knappheit bedeutet die Wahl einer Möglichkeit immer den Verzicht auf eine andere“ [59].

Soweit Verbraucher bereits über ein Energiemanagementsystem und eine Leistungsmessung verfügen, was beispielsweise für energieintensive Unternehmen i. d. R. zutrifft, fallen hierfür geringe Kosten an [87].

Siehe [82, 87, 88] bzgl. Lastmanagement-Kosten und -Potenziale sowie beispielhafte Anwendungsfälle, Zugriffs- und Verschiebedauern.

Siehe [92] für eine ausführliche Betrachtung, was allgemein unter Sektorkopplung zu verstehen ist.

Siehe [1, 3] für weiterführende Erläuterungen zu Power-to-Gas inkl. Power-to-Hydrogen und Power-to-Liquid.

Wesentliche Kenngrößen für die Flexibilisierung des Ladevorgangs sind die Parkdauer (Standzeit), die maximale Ladeleistung und Ladekurve, der Ladestand bei Ankunft und der gewünschte Ladestand bei Abfahrt [83].

Grundlage für bidirektionales Laden bildet der Kommunikationsstandard ISO 15118-20.

Siehe [20] bzgl. Energieeffizienz und Gesamtkosten unterschiedlicher Antriebstechnologien, möglichen Energiekosteneinsparungen im Falle des intelligenten Ladens für Elektrofahrzeuge, wie auch Netzbelastungen und -kosten durch die Elektromobilität.

Ladeeinrichtungen (Ladesäule oder Wallbox) können mit einem oder mehreren Ladepunkten ausgestattet sein [104]. Ein Ladepunkt bildet die Schnittstelle einer Ladeeinrichtung, an der zur gleichen Zeit nur ein Elektrofahrzeug geladen werden kann [105].

Nach der Norm EN 62196-2.

Nach der Norm EN 62196-3.

Gemäß Richtlinie 2014/94/EU.

Gemäß IEC 61851-1.

Grundsätzlich sind gemäß § 19 Absatz 2 NAV Erweiterungen und Änderungen von Anlagen sowie die Verwendung zusätzlicher Verbrauchsgeräte dem Netzbetreiber mitzuteilen, soweit sich dadurch die vorzuhaltende Leistung erhöht oder mit Netzrückwirkungen zu rechnen ist.

Gemäß Mess- und Eichgesetz (MessEG) und der Mess- und Eichverordnung (MessEV).

Siehe [109] bzgl. einer Übersicht zu zentralen Akteuren und Marktbeziehungen auf Lademärkten.

Gemäß § 2 Nr. 12 LSV.

Gemäß § 3 Nr. 25 EnWG.

Gemäß Art. 33 Abs. 2 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß § 7c EnWG.

Gemäß § 4 LSV.

HGÜ-Kurzkupplungen dienen zur Kopplung asynchron betriebener Netze oder auch zur asynchronen Kopplung von Netzen gleicher Frequenz, jedoch unterschiedlicher Qualität der Frequenzhaltung [5].

Siehe § 110 EnWG bzgl. geschlossenen Verteilernetzen.

„Eine Kuppelleitung ist ein Stromkreis, ggf. ein Transformator, der die Übertragungsnetze von ÜNB verbindet“ [114]. Internationale Kuppelleitungen werden auch als Interkonnektoren bezeichnet.

Gemäß Art. 3 Abs. 2 Nr. 18 Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß Art. 52 ff. Verordnung (EU) 2019/943.

Stromkreislängen 2018: Hochspannung ca. 94.600 km, Mittelspannung ca. 519.200 km und Niederspannung ca. 1.200.500 km [123].

In Anlehnung an DIN EN 60038 VDE 0175-1:2012-04 und [118]; teilweise werden Spannungen bis 60 kV der Mittelspannungsebene zugeordnet, z. B. in [6, 124].

Umspannwerke verfügen zur (n-1)-Sicherheit i. d. R. über mindestens zwei Transformatoren [118].

Bestimmte Einzellasten wie Einkaufszentren oder die Straßenbeleuchtung werden häufig direkt an die Netzstationen angeschlossen [118].

Stand 2018 in Deutschland: Ca. 97 % der installierten Leistung von Erneuerbare-Energien-Anlagen [126].

Siehe [126, 128] bzgl. Verteilung der installierten Leistung von Erneuerbare-Energien-Anlagen nach Netzebenen in Deutschland.

Gemäß [130] werden 84 % der Mittelspannungsnetze in Deutschland als offene Ringnetze betrieben.

„Der Verkabelungsgrad ist der Anteil der Kabel an der gesamten Leitungslänge eines Netzes“ [127].

„Ein Abgang ist eine Leitung, welche von einer Umspann- oder Ortsnetzstation abgeht“ [127].

„Eine Entnahmestelle ist ein Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher oder Weiterverteiler“ [127].

Gemäß § 11 EnWG.

Gemäß § 11 EEG 2017.

Gemäß § 3 KWKG.

Siehe VDE-AR-N 4141-1.

Gemäß § 14 EnWG.

Gemäß § 14d EnWG.

Mit dem NABEG erfolgte eine Überarbeitung der Instrumente des Netzausbaus, mit dem Ziel die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen.

Bis 2015 einmal jährlich.

Von 2013–2017 war auch ein Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) für die Anbindung von Windenergieanlagen auf See zu erstellen – seine Bestandteile werden im Netzentwicklungsplan und im Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie fortgeführt [136, 142].

Eines der Szenarien muss gemäß § 12a Satz 1 EnWG die wahrscheinliche Entwicklung für die mindestens nächsten 15 und höchstens 20 Jahre darstellen.

Gemäß § 12a EnWG.

Die Bundesnetznetzagentur bestätigt nach einem no-Regret-Prinzip nur die Netzausbaumaßnahmen, die sich im Hinblick auf unterschiedliche energiewirtschaftliche Entwicklungen als erforderlich erweisen [143, 144].

Vorhaben gemäß Energieleitungsausbaugesetz 2009 und Bundesbedarfsplangesetze 2013 und 2015.

Siehe Monitoringberichte der Bundesnetzagentur bzgl. dem Stand des Netzausbaus in Deutschland.

Siehe [149] bzgl. Aufteilung der Übertragungsnetz- (5,2 Mrd. EUR) und Verteilnetzkosten (18,9 Mrd. EUR) im Jahr 2017 und bzgl. der prognostizierte Werte für 2025 und 2030.

Dabei ist ein Erneuerbare-Energien-Anteil von 50 % an der Bruttostromerzeugung unterstellt [149].

Das Startnetz für den Netzentwicklungsplan umfasst folgende Netzprojekte: heutiges Netz (Ist-Netz), EnLAG-Maßnahmen, in der Umsetzung befindliche Netzausbaumaßnahmen (planfestgestellt bzw. in Bau) und Maßnahmen aufgrund sonstiger Verpflichtungen (Kraftwerks-Netzanschlussverordnung, KraftNAV bzw. Anschlusspflicht der Industriekunden) [122].

Kontinuierliche Betrachtung: Verlustarbeit entspricht Integral der Verlustleistung über die Zeit [154].

Siehe [158] bzgl. der Berechnung der Stromwärmeverluste.

Teilweise wird die Versorgungszuverlässigkeit auch der Versorgungssicherheit zugeordnet.

Siehe [131] bzgl. Ermittlung des System Average Interruption Frequency Index (SAIDI) sowie weiterer Kenngrößen für die Versorgungszuverlässigkeit wie den System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) und Customer Average Interruption Duration Index (CAIDI).

Meldungen der Netzbetreiber gemäß § 52 EnWG.

„In Netzen mit hohem Stromrichteranteil (>20 %) kann die Netzspannung merklich von der Sinusform abweichen, besitzt mit anderen Worten einen erheblichen Oberschwingungsanteil“ [5].

Anforderungen der Normengruppe DIN EN 61000-x.

Normale Betriebsbedingungen gemäß DIN EN 50160: Betriebszustand in einem Elektrizitätsversorgungsnetz, bei dem die Last- und Stromnachfrage gedeckt, Netz-Schalthandlungen durchgeführt und Fehler durch automatische Schutzsysteme behoben werden, wenn keine außergewöhnlichen Umstände vorliegen.

Vorgaben enthält die DIN EN 50160.

Gemäß DIN EN 50160:2020-11; die Vorgabe gilt in der Mittelspannungsebene für 99 % der 10-Minuten-Mittelwerte des Effektivwertes der Versorgungsspannung jedes Wochenintervalls – in der Niederspannungsebene für 95 %. Zudem darf keiner der Mittelwerte in der Mittelspannungsebene mehr als 15 % von der vereinbarten Versorgungsspannung abweichen – in Niederspannungsnetzen −15 % bzw. + 10 % [166].

Gemäß Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß VDE-AR-N 4105 Anwendungsregel:2018-11.

Gemäß VDE-AR-N 4110 Anwendungsregel:2018-11.

Spannungsregelsystem in nur einem Strang, z. B. anhand Spar- oder Zwischentransformatoren [167].

Siehe [171] bzgl. einer Zusammenfassung verschiedener Ansätze zur Aufteilung des Spannungsbandes aus der Literatur; die meisten Ansätze gehen von einer Ausgangsspannung am HS/MS-Umspannwerk größer 1,0 p.u. aus (i. d. R. im Bereich 1,02 bis 1,05 p.u.), was darauf basiert, dass in der Vergangenheit die Netze für den dominierenden Lastfall ausgelegt wurden [172].

Es können sowohl jegliche Ressourcen, wozu (flexible) Erzeuger und Verbraucher, Primärenergieträger sowie Netzkapazitäten zählen, als auch lediglich einzelne Ressourcen betrachtet werden.

Gemäß § 51 Abs. 4a EnWG i. V. m. Art. 23 Abs. 6 Verordnung (EU) 2019/943.

Siehe [3] bzgl. Systematik der Leistungsbilanz; die Leistungsbilanzmethode wird auch als deterministischer Ansatz deklariert, da hierbei keine Abweichungen von den betrachteten Zuständen der Last und der verfügbaren Erzeugungsleistung einbezogen werden [50].

Die gesetzliche Pflicht der Übertragungsnetzbetreiber zur Erstellung eines Berichtes über die Leistungsbilanz ist mit Inkrafttreten des Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes am 30. Juli 2016 entfallen [175].

Gemäß § 13b EnWG.

Gemäß § 13 f. EnWG.

Gemäß Netzreserveverordnung (NetzResV).

Gemäß § 13d EnWG.

Gemäß § 13e EnWG; die Kapazitätsreserveverordnung (KapResV) regelt Beschaffung, die Teilnahmevoraussetzungen, den Einsatz und die Abrechnung der Kapazitätsreserve.

Gemäß § 13 g EnWG.

Gemäß § 11 Abs. 3 EnWG.

Gemäß Gesetz zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorgaben und zur Regelung reiner Wasserstoffnetze im Energiewirtschaftsrecht.

Siehe [181] bzgl. Unterscheidung von Zuverlässigkeit, Sicherheit und Stabilität.

Störungsausweitungen durch Folgeauslösungen von Schutzgeräten [6].

Fähigkeit von Synchronmaschinen nach einer Störung den Synchronismus zu erhalten [181, 182].

Siehe [6] bzgl. Ausfallsimulationsrechnungen.

Gemäß § 12 Abs. 1 EnWG können Betreiber vereinbaren, die Systemverantwortung auf einen anderen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen; auch Verteilnetzbetreiber können gemäß § 14 Abs. 1 EnWG i. V. m. § 12 Abs. 1 EnWG ihre Verantwortung auf einen anderen Netzbetreiber übertragen.

Gemäß § 13 EnWG.

Zu den nicht direkt genannten marktbezogenen Maßnahmen, die dem Engpassmanagement zuzuordnen sind, zählen Countertrading und Redispatch.

Gemäß § 13 Abs. 2 EnWG i. V. m. § 14 EEG 2017 und § 3 KWKG.

Auch als manuelle und automatische Letztmaßnahmen oder Notfallmaßnahmen bezeichnet.

Gemäß § 14 EnWG.

Gemäß § 1 Abs. 1 i. V. m. § 2 Abs. 1 EnWG.

Gemäß § 13 Abs. 2 EnWG.

Gemäß § 13 Abs. 3 EnWG i. V. m. § 11 Abs. 1 EEG 2017 und § 3 Abs. 1 und 2 KWKG.

Gemäß Art. 12 Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß Art. 13 Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß VDE-AR-N 4142 Anwendungsregel:2020-04 und Verordnung (EU) 2017/2196.

Siehe VDE-AR-N 4142, womit die Vorgaben des Network Code on Emergency and Restoration in Deutschland umgesetzt und der betreffende Teil des Transmission Code 2007 sowie Anpassungen durch den FNN-Hinweis „Technische Anforderungen an die automatische Frequenzentlastung“ ersetzt werden.

Gemäß Systemstabilitätsverordnung (SysStabV).

Gemäß VDE-AR-N 4140; das Kaskadenprinzip beansprucht keine unmittelbar rechtliche Verbindlichkeit. Allerdings entfaltet in Haftungsfällen die Einhaltung der VDE-Anwendungsregel eine gewisse Vermutungsregel für die Einhaltung der allgemein anerkannten Regeln und damit für korrektes Verhalten des Netzbetreibers. Sie ist dadurch in der Praxis von hoher Relevanz [179].

Max. Durchführungszeit nach VDE-AR-N 4140 umfasst 12 min je Kaskadenstufe, bestehend aus jeweils max. 6 min Vorbereitungs- und Umsetzungszeit – die ersten drei Kaskadenstufen sollen zudem eine Gesamtzeit von 18 min nicht überschreiten (ohne Vorbereitungszeit des auslösenden Netzbetreibers) [193].

Sensitivitätsfaktoren sind sowohl individuell für einzelne, direkt an das Netz angeschlossene, Anlagen wie auch aggregiert je Netzanschlusspunkt an nachgelagerte Netze für die dort angeschlossenen Anlagen zu bestimmen.

Entweder statisch nach der Jahreshöchstlast oder dynamisch nach aktueller Einspeise- und Lastsituation – Gleichbehandlungsgrundsatz für alle Netzbetreiber und Verbraucher [194].

Eine Mindestsensitivität von 0,05 hat sich in der Praxis bewährt [193].

Siehe [193] bzgl. eines beispielhaften Einspeiserankings.

Siehe Abschn. 2.5.2 bzgl. Sensitivitätsanalysen bzw. -faktoren.

I.d.R. im Falle von strombedingten Netzengpässen [196].

Gemäß § 13 Abs. 2 EnWG.

Gemäß § 2 Nr. 1 AbLaV.

Gemäß § 2 Nr. 9 AbLaV.

Gemäß § 2 Nr. 10 AbLaV.

Gemeinsame Ausschreibungsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: www.​regelleistung.​net.

Gemäß § 20 Abs. 2 Satz 1 AbLaV.

Gemäß § 13 Abs. 6a EnWG.

Gemäß § 118 Abs. 22 EnWG.

Version 1.1 aus August 2007, entwickelt vom Verband der Netzbetreiber (VDN) beim VDEW.

Network Code on Forward Capacity Allocation, Network Code on Requirements for Generators, Network Code on High Voltage Direct Current Connections, Network Code on Emergency and Restoration, Demand Connection Code, System Operation Guideline, Guideline on Electricity Balancing, Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management, Network Code on Cybersecurity.

VDE-AR-N 4130 (TAR Höchstspannung), VDE-AR-N 4120 (TAR Hochspannung), VDE-AR-N 4110 (TAR Mittelspannung), VDE-AR-N 4100 (TAR Niederspannung), VDE-AR-N 4105 (TAR Niederspannung Erzeugungsanlagen).

Gemäß § 49 Abs. 2 EnWG.

Siehe VDE-AR-N 4141-1 Anwendungsregel:2019-01.

Gemäß Art. 42 Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß Art. 18 Verordnung (EU) 2017/1485.

Siehe [192] bzgl. Systemschutzplan der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber.

Weltweit bestehen auch andere Einteilungen [159].

Kein Anspruch auf Vollständigkeit; einzelne Maßnahmen werden in den Unterabschnitten erläutert.

„Die Entscheidung zwischen Eigenerbringung und Beschaffung von Marktakteuren wird in der Ökonomie auch als ‚make or buy‘-Entscheidung bezeichnet“ [205].

Gemäß Art. 31 Abs. 6 bis 8 und Art. 40 Abs. 5 bis 7 i. V. m. Abs. 1 und 4 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß § 12h EnWG, eingeführt durch das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur marktgestützten Beschaffung von Systemdienstleistungen (November 2020).

Gemäß § 12h Abs. 4 EnWG; Siehe BK6-20-298, BK6-20-297, BK6-20-296, BK6-20-295.

Dies entspricht der in [205] vorgestellten Bewertung der ökonomischen Effizienz einer marktlichen Beschaffung für einzelne Systemdienstleistungen.

Dazu abweichende Netzfrequenzen bestehen beispielsweise in nordamerikanischen Verbundnetzen mit 60 Hz und im Bahnstromnetz (DACH) mit 16,7 Hz.

Gemäß Verordnung (EU) 2017/1485.

Siehe [116, 211] bzgl. Fahrplansprünge (engl.: schedule leaps) und nicht prognostizierbaren Abweichungen.

International wird diese auch als Tertiärregelreserve (engl.: tertiary reserve) bezeichnet [210].

Ein Großteil der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, die eine Stundenreserve einsetzen, kooperieren im Zuge der Trans-European Replacement Reserve Exchange (TERRE) [116].

Gemäß § 6 StromNZV; gemäß Verordnung (EU) 2017/2195 ist die marktbasierte Beschaffung verpflichtend; gemeinsame Ausschreibungsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber: www.​regelleistung.​net.

Eine Besicherung kann durch präqualifizierte technische Einheiten des Anbieters oder von Dritten erfolgen.

Gemäß § 26a StromNZV; Siehe BK6-17-046.

Vorgaben zum Präqualifikationsverfahren für Regelreserveanbieter enthält die Verordnung (EU) 2017/1485; siehe [213] bzgl. Präqualifikationsbedingungen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber.

„Technische Einheiten ist der Oberbegriff für Anlagen zur Vorhaltung und Erbringung von Regelreserve und meint sowohl Erzeugungseinheiten als auch regelbare Verbrauchseinheiten“ [210].

„Netzpunkt, an dem die Kundenanlage an das Netz der allgemeinen Versorgung angeschlossen ist“ [214].

Anschlussnetzbetreiber: „Betreiber des Netzes der allgemeinen Versorgung für elektrische Energie, an dem die betrachtete Kundenanlage angeschlossen ist“ [214].

Gemäß VDE-AR-N 4141-1 Anwendungsregel:2019-01.

Direkt gekoppelte Anlagen: „Netznutzer oder Betriebsmittel, dessen mechanisch rotierende Komponente eine unmittelbare Verbindung zum elektrischen Netz besitzt und daher in Wechselwirkung mit dessen Frequenz steht“ [217].

Umrichtergekoppelte Anlagen: „Netznutzer oder Betriebsmittel, die keine unmittelbare Verbindung zum elektrischen Netz besitzen, sondern über einen Umrichter mit diesem verbunden sind, weisen keine inhärente Wechselwirkung mit der Netzfrequenz auf“ [217].

Siehe [161, 204, 205, 217], wobei sich die Betrachtungsjahre der Studien unterscheiden.

Gemäß Verordnung (EU) 2017/1485.

Proportional zur Abweichung der Netzfrequenz von ihrem Sollwert [210].

Die Drehzahl- bzw. Leistungsregler für die Primärregelung werden auch Maschinenregler bzw. Primärregler genannt, da diese dezentral bei den lokalen Anlagen bzw. Maschinen installiert sind [5, 221].

Gemäß Verordnung (EU) 2017/1485.

Die Leistungsbilanz wird anhand der Leistungsflüsse über die Kuppelleitungen ermittelt [212]; anhand dem Vergleich mit den abgestimmten Leistungsflüssen kann ein etwaiges Leistungsungleichgewicht detektiert werden [116].

Von der Merit Order Liste wird nur abgewichen, wenn ein Abruf zu Netzengpässen führen würde [116].

Mit einer Aktivierungszeit ≦15 min [197].

Siehe [116] bzgl. Ansätze zur Berücksichtigung der begrenzt verfügbaren Übertragungskapazität für Zwecke der Leistungs-Frequenz-Regelung.

Arbeitsmarkt für Sekundärregelleistung startet vor Minutenreserve.

PICASSO-Plattform für Sekundärregelleistung und MARI-Plattform für Minutenreserve [210].

Eine Abweichung ist gemäß Art. 30 Abs. 5 Verordnung (EU) 2017/2195 möglich.

In der Vergangenheit mussten nur konventionelle Kraftwerke mit einer installierten Leistung von mindestens 100 MW die Inselbetriebsfähigkeit beherrschen [114, 237].

Gemäß TAR Höchst- und Hochspannung (nationale Umsetzung der EU-Verordnung 2016/631).

Stationärer Zustand bzw. Beharrungszustand gemäß DIN IEC 60050-351:2014-09: Zustand eines Systems, in dem alle Zustands- und Ausgangsgrößen konstant bleiben, wenn alle Eingangsgrößen konstant bleiben [238].

Modell gemäß DIN IEC 60050-351:2014-09: Mathematische oder physikalische Darstellung von einem System oder eines Prozesses, womit diese aufgrund bekannter Gesetzmäßigkeiten, einer Identifikation oder getroffener Annahmen genügend genau abgebildet werden [238].

Transformation einer Zeitfunktion in einen rotierenden Zeiger als komplexe Zahl (Zeigerdarstellung); die Notation für komplexe Zahlen erfolgt mit einem Unterstrich.

Leistungen im Einphasensystem sind umzurechnen, z. B. Faktor 3 für Sternspannungen.

Siehe [5, 6] bzgl. Berechnung unsymmetrischer Betriebszustände.

Vereinfacht in Form einer Knoten-Zweig-Modellierung der Schaltzustände ohne Schaltgeräte [6].

Abhängig vom Leiterquerschnitt und somit für Freileitungen und Kabel in etwa gleich [115].

Größerer Induktionsbelag von Freileitungen gegenüber Kabeln resultiert durch die wesentlich größere aufgespannte Leiterschleife [115]; für Kabel ist der Induktionsbelag stark vom Kabelaufbau und von der Verlegeart abhängig [239].

Deutlich größerer Kapazitätsbelag von Kabeln gegenüber Freileitung resultiert durch höhere Permittivitätszahl der Kabelisolierung und durch relativ kleine Abstände zwischen spannungsführendem Leiter und Mantel [239].

Dies gilt nicht für folgende Sonderfälle: Dreiwicklungstransformatoren, parallel geschaltete Transformatoren und Transformatoren mit stellbarem Übersetzungsverhältnis [6].

Bspw. über die Angabe eines konstanten Leistungs- bzw. Verschiebungsfaktors.

Eine Lastnachbildung ist auch mittels konstantem Strom oder als konstante Impedanz möglich [6].

Siehe [6, 138] bzgl. der probabilistischen Leistungsflussberechnung.

Üblicherweise wird für den Slack-Knoten ein Spannungswinkel von 0° gewählt [6].

Spannungswinkel werden mit δ in der Leistungsflussberechnung bezeichnet [119].

Die Topologie eines Netzes kann durch eine Knoten-Zweig-Inzidenzmatrix beschrieben werden [119, 241].

Es gilt: \({\underline{Y}}_{xy}\) = \({\underline{Y}}_{yx}\).

Zum anderen kann die Singularität mittels der Summenprobe nachgewiesen werden, wenn die Summe aller Elemente einer Zeile oder Spalte der Matrix den Wert null annimmt.

Die verkettete Spannung bzw. Dreieckspannung resultiert wie folgt aus der Sternspannung: \({\underline{U}}_{\Delta }={\underline{U}}_{Y}\times \sqrt{3}\).

Weitere Inputs stellen die Admittanzen der einphasigen Ersatzschaltbilder und die Spannungsbeträge am Slack-Knoten und an den PU-Knoten dar, die als exakt bekannt vorausgesetzt werden [6].

Algorithmus gemäß DIN IEC 60050-351:2014-09: Vollständig bestimmte endliche Folge von Anweisungen, wonach Werte von Ausgangsgrößen aus Werten von Eingangsgrößen ermittelt werden können [238].

Linearisieren gemäß DIN IEC 60050-351:2014-09: Annäherung eines nichtlinearen Systems mittels eines linearen mathematischen Modells innerhalb eines Arbeitsbereichs oder um einen Arbeitspunkt [238].

Leistungsflüsse zum und vom Slack-Knoten weg werden nach dem Superpositionsprinzip aufsummiert, sodass die Wirkung des Slack-Knotens in einem verlustfreien Modell aufgehoben wird [245].

Siehe z. B. [250–252] bzgl. alternative Methoden zur Ermittlung von Spannungssensitivitätskoeffizienten.

Es kann ebenso ein globales Maximum gesucht werden; zudem können auch mehrere Zielgrößen, z. B. minimale Verluste oder Erzeugungskosten, über Gewichtungsfaktoren miteinander zu einer gemeinsamen Gesamtzielfunktion verknüpft werden [6].

Siehe [255] bzgl. kostenminimale Anzahl und Position von Messgeräten zur Zustandserkennung in Verteilnetzen unter Einhaltung eines tolerierbaren Schätzfehlers.

Siehe [256] sowie § 3 Nr. 38 EnWG bzgl. Definition von vertikaler Integration.

Arten: (gesellschafts-)rechtliche, operationelle, informatorische, buchhalterische und eigentumsrechtliche Entflechtung.

Siehe [13] bzgl. besondere Entflechtungsvorgaben für Übertragungsnetzbetreiber; diese müssen entweder eine eigentumsrechtliche Entflechtung (engl.: ownership unbundling), Entflechtung mittels unabhängigen Systembetreiber (engl.: independent system operator, ISO), oder Entflechtung mittels unabhängigen Transportnetzbetreiber (engl.: independent transmission operator, ITO) umsetzen.

Für diese ist keine rechtliche und operationelle Entflechtung gefordert (De-minimis-Regelung) [13].

„Auf der Ebene der Europäischen Union (EU) regelt der Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) die Kartellbekämpfung (Art. 101 AEUV) und die Missbrauchsaufsicht (Art. 102 AEUV). Die Prüfung von Unternehmenszusammenschlüssen auf europäischer Ebene erfolgt im Rahmen der Fusionskontrollverordnung (FKVO). Innerhalb der Europäischen Kommission ist in erster Linie die Generaldirektion Wettbewerb für die Durchsetzung dieser Wettbewerbsvorschriften zuständig. Dabei arbeitet sie eng mit den zuständigen Behörden in den EU-Ländern zusammen. Die Regelungen des GWB und des AEUV sind weitgehend auf einander abgestimmt und so wendet das Bundeskartellamt diese zusätzlich zu den Vorschriften des GWB an, wenn der zwischenstaatliche Handel betroffen ist“ [264].

Beispielsweise mittels EnWG, ARegV oder StromNEV (Stand 2021).

Gemäß § 64a Abs. 1 EnWG.

Primäre Aufgaben der Landesregulierungsbehörden sind in § 54 Abs. 2 EnWG aufgeführt.

Gemäß § 54 EnWG.

Siehe Anhang A.1 für eine Definition von kalkulatorischen Kosten.

Die Spanne der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer von primärtechnischen Betriebsmitteln gemäß Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), die zur Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibung herangezogenen werden, liegt zwischen 30 bis 50 Jahre [268].

Gemäß § 7 Abs. 6 StromNEV legt die Regulierungsbehörde die zulässige Eigenkapitalverzinsung für jede Regulierungsperiode neu fest; die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung vor Steuern wurde in der dritten Regulierungsperiode von 9,05 % auf 6,91 % für Neuanlagen abgesenkt [269].

Regulierungsformel gemäß § 7 i. V. m. Anlage 1 ARegV.

Gemäß § 4 StromNEV.

Siehe § 11 Abs. 2 Satz 1 ARegV bzgl. der relevanten dauerhaft nicht beeinflussbaren GuV-Positionen, wozu auch Steuern und Abgaben gehören, beispielsweise die Konzessionsabgaben.

Gemäß § 9 ARegV.

Der Anteil der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kosten spiegelt sich im sogenannten Effizienzwert wider.

Gemäß § 16 ARegV.

Siehe § 22 ARegV zu den Sondervorschriften für den Effizienzvergleich von Übertragungsnetzbetreibern.

Gemäß § 12 i. V. m. Anlage 3 ARegV.

Gemäß § 14 Abs. 1 ARegV i. V. m. § 6 ARegV.

Gemäß § 13 ARegV.

Gemäß § 12a i. V. m. Anlage 3 ARegV.

Siehe § 11 Abs. 5 ARegV.

Gemäß § 17 i. V. m. Anlage 5 ARegV.

Gemäß § 11 Absatz 5 S. 1 Nr. 2 i. V. m. § 34 Abs. 8 ARegV.

Gemäß § 5 ARegV.

Zuverlässigkeitskennzahlen: SAIDI (Niederspannungsebene) bzw. ASIDI (Mittelspannungsebene) [131, 274].

Gemäß § 24 ARegV.

Gemäß § 21 Abs. 1 EnWG.

Gemäß § 20 Abs. 1 EnWG.

Gemäß § 28 Nr. 4 ARegV.

„Nach § 20 StromNEV haben Netzbetreiber im Rahmen der Ermittlung der Netzentgelte sicher zu stellen, dass ein zur Veröffentlichung anstehendes Entgeltsystem geeignet ist, die nach § 4 StromNEV ermittelten Kosten zu decken. Dies wird als Verprobung der Netzentgelte bezeichnet“ [273].

Siehe §§ 4–11 StromNEV.

Siehe §§ 12–14 StromNEV.

Siehe Anlage 2 StromNEV bzgl. Kostenstellen.

Siehe §§ 15–21 StromNEV.

Siehe Anlage 4 StromNEV bzgl. Gleichzeitigkeitsfunktion und -grad.

Gemäß § 16 StromNEV.

„Die individuelle Gleichzeitigkeit ergibt sich als Verhältnis des individuellen Lastbeitrags in der Hochlastzeit des Netzes zur Jahreshöchstlast des Letztverbrauchers“ [273].

Gemäß § 17 Abs. 6 StromNEV.

Gemäß § 3 KAV.

Gemäß § 2 Nr. 13 StromNEV.

Maximum des Summenlastgangs aller Entnahmen.

Eine Differenzierung zwischen unterschiedlichen Netzbereichen einer Ebene eines Netzbetreibers erfolgt nicht.

Gemäß § 15 Abs. 1 StromNEV.

Gemäß § 8 KraftNAV und § 8 i. V. m. § 16 EEG 2021.

Gemäß § 9 NAV und § 17 EnWG.

Gemäß § 11 NAV.

Gemäß § 18 Abs. 1 StromNEV.

Gemäß § 4 Abs. 3 Nr. 2 i. V. m. § 11 Abs. 2 Nr. 8 ARegV.

Werte beziehen sich jeweils auf die Netzbetreiber in Bundeszuständigkeit.

Mit der Deckelung der Höhe der vermiedenen Netzentgelte und den Wegfall für volatile Einspeiser reduzierten sich die vermiedenen Netzentgelte von ca. 2,5 Mrd. EUR im Jahr 2017 auf ca. 1 Mrd. EUR im Jahr 2020 [283].

Gemäß § 14a StromNEV; siehe § 14b StromNEV bzgl. der Ermittlung bundeseinheitlicher Übertragungsnetzentgelte.

2019 bis 2021 wurden um die 1,5 Mrd. EUR über die Offshore-Netzumlage (um die 0,4 ct/kWh) gedeckt [21].

Gemäß § 19 StromNEV; Festlegungen zur sachgerechten Ermittlung individueller Netzentgelte erfolgten mit den Beschlüssen BK4-13-739 (2013) und BK4-13-739A02 (2017) durch die Bundesnetzagentur.

Gemäß § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV.

Gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV.

Über die § 19 StromNEV-Umlage wurden im Jahr 2021 in etwa 295 Mio. EUR für atypische Netznutzung und 875 Mio. EUR für stromintensive Netznutzer gedeckt [286].

Weiter gefasster Begriff als der Begriff Entnahmestelle; unter dem Begriff einer Abnahmestelle ist gemäß § 2 Nr. 1 StromNEV die Summe aller räumlich und physikalisch zusammenhängenden elektrischen Einrichtungen eines Letztverbrauchers, die sich auf einem in sich abgeschlossenen Betriebsgelände befinden und über einen oder mehrere Entnahmepunkte mit dem Netz des Netzbetreibers verbunden sind, zu verstehen.

Gemäß Beschluss BK4-13-739A02 ist seit 2017 eine kaufmännisch-bilanzielle Betrachtungsweise zulässig.

Gemäß § 15 Abs. 4 AbLaV.

Gemäß Beschluss BK4-13-739.

Individuell zurechenbare Kosten basieren auf einer fiktiven Leitungsverbindung zum nächstgelegenen Grundlastkraftwerk [278].

Gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV in der Fassung vom 4. August 2011.

Gemäß Beschluss (EU) 2019/56 der Kommission vom 28.05.2018 über die staatliche Beihilfe SA.34045 (2013/C) (ex 2012/NN) Deutschlands für Bandlastverbraucher nach Paragraf 19 StromNEV.

5 % in der Höchstspannungs- (HöS), 10 % in der HöS/HS wie auch Hochspannungs-(HS), 20 % in der HS/MS- wie auch Mittelspannungs-(MS) und 30 % in der MS/NS- wie auch Niederspannungsebene (NS) [285].

Gemäß Beschluss BK4 13 739 ist zudem eine Mindestverlagerung von 100 kW vorgeschrieben, zudem besteht eine mindestens zu erzielende Entgeltreduktion von 500 EUR als Bagatellgrenze.

Monate September bis Dezember des Vor-Vorjahres sowie Januar bis August des Vorjahres bilden Referenzzeitraum, sodass im Herbst des Vorjahres die Hochlastzeitfenster berechnet werden können, die bis spätestens 31. Oktober des dem Geltungszeitraum vorhergehenden Jahres zu veröffentlichen sind [285].

Winter: 01.01 bis 28.02 bzw. 29.02; Frühling: 01.04 bis 31.05; Sommer: 01.06 bis 31.08; Herbst: 01.09 bis 30.11; Winter: 01.12 bis 31.12 [285].

Die Maximalwertkurve des Tages setzt sich für alle 96 Viertelstunden eines Tages jeweils aus dem höchsten Viertelstundenwert in der entsprechenden Jahreszeit zusammen [285].

Gemäß Beschluss BK4-13-739.

Ehemals unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen.

Gemäß § 14a EnWG.

Gemäß § 29 Abs. 1 MsbG; Unklar ist, wie sich die Regelungen auf Bestandskunden auswirken [76].

Beispielsweise im Falle von § 2 Abs. 2 Nr.1 KAV.

Gemäß § 19 Abs. 1 StromNEV.

Gemäß § 19 Abs. 3 StromNEV; in der Mehrzahl der Fälle handelt es sich um den Fall des Direktleitungsanschlusses an die Umspannstation. Zweck der Regelung ist es, die Angemessenheit und Kostenorientierung des Netzentgeltes derartiger Netznutzer zu erhöhen [278].

Gemäß § 19 Abs. 4 StromNEV.

Gemäß § 118 Abs. 6 EnWG; es gilt zu berücksichtigen, dass diese Netzentgeltprivilegierung für Stromspeicher nicht die gesetzlichen Umlagen, Konzessionsabgaben und Entgelte für den Messstellenbetrieb, die Messung und die Abrechnung erfasst, was auch auf weitere Netzentgeltprivilegierungstatbestände, beispielsweise aus § 19 Abs. 2 StromNEV oder § 14a EnWG übertragbar sein dürfte [3, 291].

Gemäß § 2 Nr. 11 StromNEV.

Gemäß § 17 Abs. 2a StromNEV.

Gemäß dem Beschluss des OLG Düsseldorf (Beschluss vom 18.01.2017 – VI-3 Kart 183/15 (V); siehe zudem Beschluss des BGH vom 09.10.2018, Az.: EnVR 22/17) und [292] bzgl. der Auffassung der Regulierungsbehörden.

Gemäß § 46 EnWG.

Gemäß § 2 KAV.

Gemäß § 21a Abs. 4 EnWG,

Gemäß § 4 KAV.

Regulatorische Grundlagen des Bilanzkreismanagements in Deutschland sind das EnWG und die StromNZV.

Gemäß Art. 12 Richtlinie (EU) 2019/944 muss ein Lieferantenwechsel innerhalb von 3 Wochen möglich sein, was bereits 2019 in der EU weitgehend der Fall war. Bis 2026 darf der technische Vorgang des Versorgerwechsels nicht mehr länger als 24 h dauern und muss an jedem Werktag möglich sein [79].

Europäische Koordinierungsstelle für die Vergabe von EIC ist das ENTSO-E als sogenanntes Central Issuing Office. In Deutschland werden die Codes durch den BDEW in seiner Funktion als Local Issuing Office zur Verfügung gestellt. Übertragungsnetzbetreiber vergeben EIC-Identifikatoren für die Bilanzierungsgebiete an die Verteilnetzbetreiber – als Beauftragter der nationalen Vergabestellen [295, 300].

Gemäß § 4 StromNZV.

Wird vom BDEW als Codevergabestelle zentral vergeben.

Entspricht einer Messstelle gemäß § 2 Nr. 11 MsbG.

Der bilanzielle Ausgleich entspricht der kommerziellen Abwicklung und der energetische Ausgleich der physikalischen Wirkleistungsanpassung im Rahmen des Bilanzkreisausgleichs [305].

Gemäß § 4 Abs. 2 StromNZV; in Deutschland gab es in den 2010er Jahren mehr als 1000 Bilanzkreisverantwortliche [306].

Gemäß EnWG und StromNZV.

Differenziert nach Zeitreihentypen.

Netzzeitreihe: Summendifferenz der Netzgangzeitreihe zwischen zwei Bilanzierungsgebieten, wobei mit Netzgangzeitreihe die gemessene Netzübergabe gemeint ist [307].

Siehe § 67 Abs. 1 Nr. 6 MsbG.

Rund 0,4 Mio. Messlokationen der rund 50 Mio. Marktlokationen von Letztverbrauchern in den Netzgebieten der deutschen Verteilnetzbetreiber wiesen 2020 eine registrierende Lastgangmessung auf [21].

Gemäß BK6-19-218.

Gemäß § 25 StromNZV.

Gemäß § 2 Nr. 2 MsbG.

Begriffsdefinition gemäß § 2 Satz 1 Nr. 3 MsbG; geht über die Definition in § 1 Abs. 3 NAV hinaus.

Siehe bspw. Definitionen für Letztverbraucher im EnWG, MsbG oder EEG.

„Die installierte Netzanschlusskapazität ist die elektrische Leistung, die der Stromverteilnetzbetreiber dem Anschluss vorhält“ [297].

Gemäß § 17 NAV.

Gemäß § 3 Nr. 28 EnWG.

Gemäß § 20 EnWG i. V. m. § 3 StromNZV.

Gemäß § 17 EnWG i. V. m. § 20 EnWG.

Gemäß unionsrechtlicher Vorgaben zum Verbraucherschutz (Richtlinie (EU) 2019/944) enthält das Energiewirtschaftsgesetz inhaltliche Anforderungen an die Ausgestaltung von Stromlieferverträgen [313].

Die Führung gesonderter Bilanzkreise ist in §§ 10–12 StromNZV gefordert.

Gemäß § 10 StromNZV; Referenzpreis im Rahmen der Festlegung volatile Kosten für Verlustenergie im Jahr 2020: 51,01 EUR/MWh (37,90 EUR/MWh im Jahr 2019) [21].

Verteilnetzbetreiber können eine Kurzfristkomponente beschaffen, müssen dies jedoch nicht. Die Vergütung erfolgt über eine fixe und eine mengenabhängige Komponente.

Gemäß Beschluss BK6-08-006.

Siehe [318] bzgl. Netzverluste in Abhängigkeit der Netzlast eines Hochspannungsnetzes.

Soweit diese nicht gemessen werden, können Standard-Einspeiseprofile angesetzt werden.

Im ungünstigsten Fall werden in [155] für einphasige Einzellasten erhöhte Verluste um den Faktor 6 im Vergleich zum symmetrischen Lastfall festgestellt – durch Überlagerung von Einzellasten sinken diese auf 1–50 % im Bereich der Transformator-Niederspannungsabgänge und auf unter 10 % für eine größere Anzahl von überlagerten Einzellasten ab.

Siehe [324, 325] für Definitionen von künstlicher Intelligenz (KI) und möglichen KI-Anwendungen in der Energiewirtschaft.

Auch für Letztverbraucher mit intelligentem Messsystem erfolgt nicht in jedem Fall eine Übermittlung von Zählerstandsgängen.

Gemäß § 12 StromNZV.

Gesetz der großen Zahlen aus der Wahrscheinlichkeitstheorie: Der Mittelwert einer Folge unabhängiger Zufallszahlen liegt nahe dem Erwartungswert, wenn die Anzahl der Elemente der Folge groß ist [138, 331, 332].

BDEW-Lastprofile unterscheiden Werktage, Samstage sowie Sonn- und Feiertage jeweils für Sommer, Winter und die Übergangszeit.

Die Dynamisierung führt in den Sommermonaten zu einer Dämpfung und in den Wintermonaten zu einer Verstärkung der Profilwerte [326].

Dies entspricht in etwa der Anzahl von Haushalten pro Niederspannungstransformator [156].

In [78] werden auf der Ebene von Einzelhaushalten beispielsweise mit SARIMA-Verfahren, die unter allen Verfahren in der Untersuchung die genauesten Lastprognosen lieferten, Prognosefehler (gemessen als MAPE) wischen 30,6 % und 86,4 % festgestellt. Für räumlich aggregierte Lasten führten hingegen SARIMA-Verfahren zu Prognosefehler im einstelligen Prozentbereich; nach [339] sind zudem Regressionsanalysen für kurzfristige Stromlastprognosen gut geeignet.

Siehe [340] für die alternative Vorgehensweise nach Anhang D.

Im Falle des ungesteuerten Ladens findet kein Last- bzw. Lademanagement statt.

Siehe [343, 344] bzgl. repräsentative Ladeprofile für Elektrofahrzeuge.

In [350] wird gezeigt, dass im Durchschnitt die Güte der deutschlandweiten Windeinspeiseprognose um 35 % und der PV-Einspeiseprognose um 32 % besser als diejenige für einzelne Regelzonen ist.

Studienergebnisse aus [328]: Für einen einzelnen Windpark wurde bei einem Prognosehorizont von 1 h ein durchschnittlicher RMSE von 6 % der installierten Leistung ermittelt – bei einem Prognosehorizont von 48 h von etwa 14 %; darüber hinaus konnte der Prognosefehler in Form des RMSE im Vergleich zur Einzelparkprognose durch die Vergrößerung des Windparkportfolios bis hin zur deutschlandweiten Windstromeinspeisung bis über 50 % (abhängig vom Prognosehorizont) reduziert werden, wobei sich die höchsten Minderungen bereits durch die Aggregation von bis zu 5 Windparks ergaben.

Windgeschwindigkeiten auf Nabenhöhe werden mittels physikalischer Methoden unter Berücksichtigung orografischer Effekte und Oberflächenrauigkeiten aus numerischen Vorhersagen der Wetterdienste für das Gebiet des Windparks ermittelt [352].

Eine Umrechnung der normierten Standardlastprofile auf den jeweiligen Letztverbraucher oder die Kundengruppe erfolgt anhand einer Skalierung, indem der individuelle Jahresverbrauch auf den normierten Jahresverbrauch des betrachteten Standardlastprofils bezogen wird.

Siehe [295] bzgl. Fristen und Umfang der bereitzustellenden historischen Daten.

Gemäß § 13 StromNZV.

Gemäß § 5 StromNZV.

Im Fahrplanformat ENTSO-E Scheduling System (ESS) [357].

Gemäß BSI TR 03116-4.

Dies wird auch als aktiver Ausgleich (engl.: active balancing) bezeichnet [211, 306].

Die Nichterfüllung der Bilanzkreistreue kann die Kündigung des Bilanzkreisvertrags zur Folge haben [301].

Gemäß § 8 StromNZV.

Siehe [306] bzgl. einer möglichen nachteiligen Wirkung des passiven Ausgleichs in Form eines kritischen Überschießens des Regelleistungsabrufes.

Gemäß § 8 StromNZV.

Siehe [372] bzgl. dem Market Engineering Ansatz.

Die ökonomische Wohlfahrt beschreibt den Vorteil aus der Existenz eines Wettbewerbsmarktes für eine Gesellschaft, was die Summe an Konsumenten- und Produzentenrente abbildet [380].

Im Falle einer vollkommen preisunelastischen Nachfrage ergibt sich die Konsumentenrente aus der Differenz zwischen Marktpreis und dem Wert einer Versorgungsunterbrechung (engl.: value of lost load, VoLL) [178, 384].

Für den Fall, dass ausschließlich eine ausgeglichene Systembilanz als Nebenbedingung einzuhalten ist, kann der Markträumungspreis auch ohne Optimierungsrechnung grafisch aus dem Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve ermittelt werden.

Preise, die langfristige Grenzkosten widerspiegeln, um die Kapitalkosten der Produktion zu berücksichtigen, führen hingegen generell nicht zu wirtschaftlicher Effizienz [385].

„Market power is […] the ability to alter profitably prices away from competitive levels“ [386].

„Die statische Effizienz gibt an, inwieweit bei gegebenem System (d. h. gegebenen Erzeugungspark, Flexibilitäten und Netz) die Nachfrage kostenminimal gedeckt wird. Bei der Beurteilung der statischen Effizienz wird oft ein Zeitraum von einem Jahr zugrunde gelegt“ [394].

Im Hinblick auf die für die dynamische Effizienz erforderlichen Innovationen kann zwischen Prozess- und Produktinnovationen unterschieden werden. Erstere beziehen sich auf die Innovationstätigkeit, die keinen investiven Charakter hat, sondern im Wesentlichen den Betrieb tangiert und diesen bspw. durch innovative Betriebsabläufe effizienter gestaltet, was häufig zur Reduktion der operativen Kosten (OPEX) führt und damit die produktive Effizienz betrifft. Mit Produktinnovationen sind hingegen kapitalkostenintensive Investitionen gemeint, die zwar kurzfristig statische Ineffizienzen aufweisen können, aber langfristig zu dynamischer Effizienz führen [395].

Die Durchschnittskosten der Stromerzeugung ergeben sich aus der Summe von Fixkosten, geteilt durch den Kapazitätsfaktor, und den durchschnittlichen variablen Kosten [27].

Mit dem Strommarkt 2.0 hat Deutschland grundsätzlich auf die Stärkung der Preissignale auf den Großhandelsmärkten und die Sicherstellung der Versorgungssicherheit durch Wettbewerb ohne staatliche Eingriffe gesetzt. Zugleich wurde jedoch auch eine Reserve außerhalb des Marktes eingerichtet – die sogenannte Kapazitätsreserve [399]; siehe [3] bzgl. Maßnahmen zur Ausgestaltung des Strommarkt 2.0 in Deutschland.

„Hedging beschreibt die Reduzierung des Portfoliorisikos, beispielsweise die Absicherung gegen Strompreisänderungen am Spotmarkt mittels des Einsatzes von Energiederivaten am Terminmarkt“ [197].

„Der VoLL ist eine analytische Hilfskennziffer und bezeichnet die hypothetischen Kosten, die einem Stromverbraucher entstehen, wenn er abgeschaltet wird und dadurch eine Versorgungsunterbrechung hinnehmen muss. Er stellt eine preisliche Obergrenze für die Gebote dar, weil die Nachfrager ab einem Preis auf Höhe des VoLL eher einen Ausfall in Kauf nehmen, als einen noch höheren Preis für die Versorgung zu zahlen. Während zu analytischen Zwecken meist ein konstanter Wert für den VoLL genannt wird, fällt der echte VoLL für die Nachfrager sehr unterschiedlich aus“ [404]; die Höhe des Value of Lost Load (VoLL) entspricht den Opportunitätskosten einer Lastabschaltung ohne Nachholen der Last [82].

Siehe bspw. [401] bzgl. VoLL-Schätzungen, die von einstelligen bis zu niedrigen zweistelligen Beträgen in Euro pro Kilowattstunde reichen.

„Zur Umsetzung dieser Strategie werden zwei Fälle unterschieden: zum einen die sog. physische Kapazitätszurückhaltung, bei der Kraftwerke, deren Marktpreis die Grenzkosten mindestens deckt, nicht eingesetzt werden, und die sog. finanzielle Kapazitätszurückhaltung, bei der die Kapazität dieser Kraftwerke zu überhöhten Preisen im Markt angeboten wird“ [293]. Beide Varianten sind eine Form der Angebotsverknappung und damit eine Unternehmensstrategie zur Maximierung des Profits, wie sie im Oligopol-Modell von Cournot existieren [27].

Kurzfristig führt der Merit-Order-Effekt dazu, dass Spitzenlastkraftwerke aus dem Markt gedrängt werden [27].

Der maximale Preis bezeichnet den höchsten in einer einzelnen Stunde gemessenen Marktpreis im Day-Ahead-Handel der EPEX SPOT, gerundet auf volle Euro [216].

Jahresmittel des aus Tageswerten errechneten Monatsmittel [62].

Teilweise wird auch von einer must-run Kapazität gesprochen [261].

Siehe § 51 und § 51a EEG 2021.

Laufwasserkraftwerke haben hingegen Opportunitätskosten von null [414].

Speicherbetreiber müssen in Stromsystemen mit einem zentralen Systembetreiber keine eigenen Gebotsstrategien erstellen. Stattdessen müssen sie lediglich die Kenndaten der Anlagen an den Systembetreiber übergeben, der die Anlage dann so in die Systemoptimierung einbindet, dass sowohl der maximale Wohlfahrtsgewinn als auch die maximale Rendite für den Anlagenbetreiber realisiert werden [415].

Ein Preisindex für das Marktgebiet Deutschland/Österreich an der Strombörse EPEX SPOT stellt der sogenannte Physical Electricity Index (Phelix) dar, wobei eine Unterscheidung zwischen Grundlast- (Baseload) und Spitzenlastzeiten (Peak Load) erfolgt. Der Phelix-Day-Base bildet den arithmetischen Durchschnittspreis aller Stundenkontrakte eines kompletten Tages ab. Der Phelix-Day-Peak spiegelt hingegen den arithmetischen Durchschnittspreis der Stundenpreise von 08:00 bis 20:00 wider [21].

„Der Preis, der auf einem Terminmarkt oder in langfristigen bilateralen Verträgen für Strom bezahlt wird, kann natürlich dennoch von dem zum Lieferungszeitpunkt realisierten Börsenpreis abweichen – aber eben nicht systematisch: Erwartungsfehler in die eine oder andere Richtung werden sich ausgleichen, soweit Arbitragegeschäfte möglich sind. Abweichungen sind lediglich denkbar, wenn sich Verkäufer zum Beispiel systematisch risikoaverser verhalten als Käufer“ [365].

Siehe Monitoringberichte der Bundesnetzagentur bzgl. der Entwicklung der Spotmarktvolumina an der EPEX SPOT, EXAA und Nord Pool für das Marktgebiet Deutschland/Luxemburg.

In Spanien und Portugal kommen komplexe Aufträge (engl.: complex orders) zu Anwendung, die es gegenüber Blockaufträgen ermöglichen, nuancierter Kostenstrukturen oder technische Beschränkungen auszudrücken [422].

„Bei einer finanziellen Erfüllung schließen die Marktteilnehmer die Positionen durch Zahlung von Geldbeträgen“ [261].

Diesbezüglich sind insbesondere die Markets in Financial Instruments Directive (MIFID), die European Markets Infrastructure Regulation (EMIR) und Market Abuse Directive (MAD) von Bedeutung [363].

In Deutschland war Ende der 2010er Jahre für Haushaltskunden der Wechsel zu einer Vielzahl konkurrierender Versorger mit überschaubarem Aufwand möglich, wohingegen Mitte der 2000er Jahre hier noch erhebliche Hürden bestanden, die zur Einleitung kartellrechtlicher Preismissbrauchsverfahren geführt haben [216].

Eine starke Korrelation zwischen Endkunden- und Großhandelspreisen ist zu beobachten, wenn die Großhandelspreise für Energie steigen, jedoch ist eine schwächere Korrelation zu beobachten, wenn die Endkundenpreise nach einem Rückgang der Großhandelspreise sinken. Dieses Phänomen wird auch als abwärtsgerichtete klebrige Preise (engl.: downward sticky prices) bezeichnet [79, 80].

Gemäß § 3 StromStG.

Allgemein ist gemäß § 9 Abs. 1 StromStG die Eigenversorgung aus Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von nicht mehr als 2 MW von der Stromsteuer befreit.

„Als lastvariabler Tarif wird ein Stromtarif bezeichnet, bei dem der Strompreis von der Stromnachfrage und der Netzauslastung abhängt“ [21].

Gemäß § 41a Abs. 1 EnWG.

Gemäß Art. 2 Nr. 15 Richtlinie (EU) 2019/944 handelt es sich bei einem Vertrag mit dynamischen Stromtarifen um einen Stromliefervertrag zwischen einem Versorger und einem Endkunden, der die Preisschwankungen auf den Spotmärkten, einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte, in Intervallen widerspiegelt, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen.

Gemäß § 41a Abs. 2 EnWG sind in Deutschland Stromlieferanten verpflichtet, den Abschluss eines Stromliefervertrages mit dynamischen Tarifen für Letztverbraucher mit intelligentem Messsystem anzubieten, womit Art. 11 Richtlinie (EU) 2019/944 umgesetzt wird.

Gemäß Erwägungsgrund 37 Richtlinie (EU) 2019/944 und § 41a Absatz 2 Satz 2 EnWG.

Siehe [21] bzgl. Umfang und Preisniveau von Ökostrom in Deutschland im Jahr 2020.

Siehe [80] bzgl. der Verbreitung unterschiedlicher Tarifarten bzw. Stromprodukte in der EU.

Umsatzsteueranteil von 16 % am Bruttopreis entspricht 19 % Umsatzsteueranteil am Nettopreis [21].

Umlagen 2021 (auf die zweite Dezimalstelle gerundet): EEG-Umlage 6,5 ct/kWh, Umlage nach KWKG 0,25 ct/kWh, Umlage nach § 19 StromNEV 0,43 ct/kWh, Umlage nach § 18 AbLaV 0,01 ct/kWh, Offshore-Netzumlage 0,40 ct/kWh, Konzessionsabgabe 1,67 ct/kWh [21].

Gemäß Art. 5 Abs. 3 Richtlinie (EU) 2019/944.

Siehe [431] bzgl. Überblick über lokale Investitionssignale für Stromerzeuger in verschiedenen Stromversorgungssystemen weltweit.

Siehe [434] bzgl. eingesetzte Förderinstrumente zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in europäischen Ländern Anfang der 2010er Jahre.

Siehe Art. 2 Richtlinie 2009/28/EG bzgl. Förderregelung.

Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014–2020 (2014/C 200/01, engl.: Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014–2020, EEAG).

Gemäß Art. 107–109 AEUV (Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union).

Gemäß Art. 107 Abs. 1 AEUV.

Siehe Art. 107 Abs. 2 AEUV bzgl. Beihilfen die grundsätzliche mit dem Binnenmarkt vereinbar sind.

Siehe Art. 107 Abs. 3 AEUV bzgl. Beihilfen, die als mit dem Binnenmarkt vereinbar angesehen werden können.

Siehe Beschluss (EU) 2015/1585 der Kommission.

Gemeinsame Ausschreibungen für Wind- und Solarstrom und Innovationsausschreibungen gemäß Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie EU-weite Ausschreibungen gemäß der Grenzüberschreitenden-Erneuerbare-Energien-Verordnung (GEEV) [16, 191].

Siehe EuGH C-405/16 P vom 28.03.2019.

Siehe Richtlinie 2018/2001/EU.

Gemäß § 3 EEG 2021 Nr. 21.

Siehe BT-Drs. 16/8148.

Gemäß § 1 Abs. 3 KWKG fällt KWK-Strom, der nach § 19 EEG 2017 finanziell gefördert wird, nicht in den Anwendungsbereich des KWKG.

Gemäß §§ 19 ff. EEG 2017, §§ 5 ff. KWKG.

Gemäß § 8 EEG 2017, § 3 Abs. 1 Nr. 1 KWKG.

Gemäß § 11 EEG 2017, § 3 KWKG.

Gemäß § 1 EEAV.

Gemäß § 8 EEAV können für Stunden des Folgetages, für die im Fall von negativen Preisen an der Strombörse ein Aufruf zur zweiten Auktion ergeht, der ÜNB den aufgenommenen EEG-Strom über preisabhängige Gebote vermarkten [315].

Siehe [315] bzgl. Schaubild zum EEG-Ausgleichsmechanismus (Stand August 2016).

Gemäß § 80 EEG 2021.

Gemäß § 19 EEG 2021.

Die technologiespezifische Ausschreibung basiert auf der Argumentation, dass eine Diversifikation des Erzeugungsportfolios Vorteile aufweist, beispielsweise hinsichtlich der Minderung der Volatilität der Erzeugung, und den unterschiedlichen Netz- und Systemkosten der Technologien Rechnung trägt [293].

Dies erfolgte entgegen der Empfehlung der Monopolkommission, die sich für die Einführung eines Quotensystems für die Überführung der Förderung in eine technologieneutrale Mengensteuerung aussprach [216, 404, 411]. Erste Erfahrungen mit Ausschreibungen wurden zunächst mit dem EEG 2014 für Photovoltaik Freiflächenanlagen gesammelt [216].

Gemäß § 3 Nr. 51 EEG 2017.

Gemäß § 85 EEG 2017.

Siehe [293] für Erläuterungen zum Referenzertragsmodell.

Gemäß § 21 Abs. 3 EEG 2021.

Zusammenhängender Gebäudekomplex, der den Eindruck eines einheitlichen Ensembles erweckt [16].

„Die Liquiditätsreserve soll sicherstellen, dass es bei Abweichungen der prognostizierten Differenzkosten zu keiner Unterdeckung des EEG-Kontos kommt“ [440].

Siehe Art. 2 Nr. 12 Richtlinie (EU) 2018/2001 sowie § 3 Nr. 29 EEG 2021; über das European Energy Certificate System (EECS) der Association of Issuing Bodies (AIB) erfolgt eine Normierung und Vernetzung nationaler Register [428].

Siehe § 36 HkRNDV und Art. 19 Richtlinie (EU) 2018/2001.

Ende der 2010er Jahre wurden schätzungsweise über 50 % aller neuen PV-Systeme mit weniger als 30 KW installierter Leistung mit Heimspeichersystem ausgerüstet [451, 452]; siehe https://​www.​battery-charts.​de/​ bzgl. Entwicklung der Speicherkapazität von Heim-, Gewerbe- und Großspeichern in Deutschland.

Siehe [3, 39] bzgl. Fahrweisen von Heimspeichersystemen.

Autarkiegrad: „[…] Anteil der elektrischen Haushaltslast, der durch lokal erzeugten PV-Strom gedeckt wird […]“.

Gemäß § 3 Nr. 19 EEG 2021.

Gemäß § 27a EEG 2021.

Gemäß Art. 2 Nr. 14 und 15 Richtlinie (EU) 2018/2001.

Gemäß Art. 21 Richtlinie (EU) 2018/2001.

Gemäß Art. 21 Abs. 3 Richtlinie (EU) 2018/2001.

„Bei der Bürgerenergie i.w.S. werden auch überregionale Investitionen einer Interessengemeinschaft von Bürgern und Minderheitsbeteiligungen von Bürgern berücksichtigt. Die Trennlinie zu institutionelle Investoren und Energieversorgungsunternehmen ist aber unscharf, da auch Kleinsparer Fondsanteile oder Aktien besitzen“ [8].

Siehe § 3 Nr. 15 EEG 2021.

Siehe § 36 g EEG 2021 bzgl. Besondere Ausschreibungsbestimmungen für Bürgerenergiegesellschaften.

Gemäß Art. 22 Abs. 7 Richtlinie (EU) 2018/200.

Siehe Art. 2 Nr. 11 Richtlinie (EU) 2019/944.

Siehe Art. 2 Nr. 16 Richtlinie (EU) 2018/2001.

Siehe Art. 22 Richtlinie (EU) 2018/2001 und Art. 16 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß Art. 2 Nr. 17 Richtlinie (EU) 2018/2001 ist ein PPA für erneuerbaren Strom ein Vertrag, bei dem sich eine natürliche oder juristische Person bereit erklärt, unmittelbar von einem Elektrizitätsproduzenten erneuerbare Elektrizität zu beziehen; Regelungen hierzu finden sich in Art. 15 Abs. 8 Richtlinie (EU) 2018/2001.

„Network congestion occurs when electricity is unable to flow where it is needed due to physical (e.g. not enough capacity) or contractual (all available capacity has been reserved) issues“ [469].

In städtischen Niederspannungsnetzen ist typischerweise die Kurzschlussleistung höher als in ländlichen Niederspannungsnetzen, wodurch Spannungsschwankungen geringer ausfallen [470].

Gemäß § 11 Abs. 2 EnWG; eine Spitzenkappung im Umfang von 3 % der abregelbaren Energiemenge kann eine Reduzierung der maximalen Einspeisung von ca. 40 % für Photovoltaik- und von ca. 20 % für Windkraftanlagen ermöglichen, was allerdings in Abhängigkeit vom Standort (bzw. der Region) und dem Wetterjahr deutlich variieren kann [170].

Gemäß Art. 2 Nr. 48 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß Art. 2 Nr.17 Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß Art. 2 Nr. 65 Verordnung (EU) 2019/943; häufig wird der Begriff Gebotszone in der Literatur ausschließlich für das zonale Preissystem verwendet – hier wird dieser für jegliche Preissysteme verwendet, wobei im nodalen Preissystem jeder Knoten im Übertragungsnetz einer Gebotszone entspricht.

Gemäß Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß Art.2 Nr.18 Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß Art.2 Nr. 13 Verordnung (EU) 2015/1222; jegliche Arten von Entlastungsmaßnahmen sind in Art. 22 Verordnung (EU) 2017/1485 aufgeführt.

Vorgaben zum Engpassmanagement in Deutschland enthält auch § 15 StromNZV.

Gemäß VDE-AR-N 4141-1 Anwendungsregel:2019-01.

Gemäß Art. 72 ff. Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß Art. 3 Nr. 50 Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß Art. 3 Nr. 1 Verordnung (EU) 2017/1485.

Diese stellen die mindestens zu berücksichtigenden Parameter im Rahmen der Festlegung betrieblicher Sicherheitsgrenzwerte gemäß Art. 25 Verordnung (EU) 2017/1485 dar.

Eine Unterteilung in Warn-, Alarm- und Grenzwert wird in VDE-AR-N 4140:2017-02 für Notmaßnahmen empfohlen.

Betriebssicherheitsgrenzwerte schließen gemäß Art. 2 Nr. 7 Verordnung (EU) 2015/1222 auch Frequenzgrenzwerte und Grenzwerte für die dynamische Stabilität ein.

Gemäß Art. 3 Nr. 89 Verordnung (EU) 2017/1485; bereits seit 2008 bestehen Vorläufer durch freiwillige Initiativen der Übertragungsnetzbetreiber [199].

Gemäß Verordnung (EU) 2019/943 sollten zu den Aufgaben regionaler Koordinierungszentren diejenigen der regionalen Sicherheitskoordinatoren sowie zusätzliche Aufgaben im Zusammenhang mit dem Netzbetrieb, dem Marktbetrieb und der Risikovorsorge gehören – der Echtzeitbetrieb des Stromversorgungsystems dagegen nicht.

Gemäß Art. 35 Abs. 2 Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß Art. 37 Verordnung (EU) 2019/943.

Normen zur Belastbarkeit von Betriebsmitteln: DIN VDE 0276, DIN VDE 0210, VDE-AR-N 4210-5, IEC 60287, IEC 60853, DIN EN 50182 und IEC 60076.

Die Strominfrastrukturen in den westlichen Volkswirtschaften wurden weitgehend in den 1960er und 1970er Jahren aufgebaut. Eine Vielzahl von Betriebsmitteln wie Kabel, Freileitungen und Transformatoren hat das Ende ihrer wirtschaftlichen und technischen Lebensdauer erreicht [4].

U.a. aufgrund der Erforderlichkeit von Prognosen und den damit einhergehenden Unsicherheiten, wodurch es beispielsweise zum Fluch des Gewinners (engl.: winner´s curse) kommen kann [226].

Gemäß Art. 19 Abs. 2 Verordnung (EU) 2019/943; siehe zudem § 15 Abs. 3 StromNZV.

Siehe [484–487] bzgl. der Ursprünge des nodalen Preissystems.

Siehe [490–493] bzgl. potenzielle nodale Preise für das europäische Stromsystem.

Oder regional transmission organization (kurz RTO).

In Abwesenheit von Netzengpässen und -verlusten konvergieren die Knotenpreise im gesamten Netzgebiet bzw. -verbund. In diesem Fall resultiert ein identischer Preis wie im zonalen Preissystem, das eine „Kupferplatte“ innerhalb Gebotszonen unterstellt. Der Preis kann in diesem Fall auch ohne Optimierungsrechnung grafisch anhand der Einsatzreihenfolge (Merit Order) der Stromerzeugungsanlagen ermittelt werden.

Siehe [245] bzgl. weiterführenden Erläuterungen zur Ermittlung des Verlustfaktors sowie der Nutzung von Verlustverteilungsfaktoren (engl.: loss distribution factors) zur optimierten Lastflussnachbildung.

Siehe z. B. [243, 246, 497, 498] bzgl. der Ermittlung von Knotenpreisen mittels DC-OPF oder AC-OPF.

In der Literatur findet sich ein mögliches Einsparpotenzial von 1–4 % der Betriebskosten im Falle einer Umstellung von einem zonalen auf ein nodales Preissystem [496].

„Diese Erfahrung wurde auch in den USA nach der Liberalisierung des integrierten Strommarktes von Pennsylvanien, New Jersey und Maryland (PJM) gemacht. Zunächst wurde ein Engpassmanagement nur für wenige Übertragungsleitungen eingeführt, die traditionell von Engpässen betroffen waren. Es mussten dann jedoch immer mehr Leitungen einbezogen werden, da sich die Stromflüsse und Engpässe oft änderten. Damit wurde der Handel und Betrieb zu komplex. Deshalb wurde auf ein Marktsystem basierend auf Nodalpreisen übergegangen“ [495].

Gemäß Verordnung (EU) 2019/943; zuvor konnte gemäß Verordnung (EU) 2015/1222 keine Änderung des Gebotszonenzuschnitts gegen den Willen eines beteiligten Mitgliedstaates vorgenommen werden [504].

Stellt die größtmögliche Übertragung von Wirkleistung dar, die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält und Ausfallvarianten berücksichtigt. Sie unterscheidet sich zwischen NTC-basierter und lastflussbasierter Kapazitätsberechnungsmethode gemäß Art. 16 Abs. 8 Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß Art. 16 i. V. m. Art. 14 Verordnung (EU) 2019/943.

Siehe [430] bzgl. betreffender Studie.

Siehe z. B. [506, 507] bzgl. aktuelleren Studien zu den Auswirkungen einer Marktteilung in Deutschland.

Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber gehen davon aus, dass an allen Kuppelstellen zu den Nachbarländern strukturelle und internationale Netzengpässe vorliegen [9].

Kapazitätsberechnungsregion (engl.: capacity calculation region, CCR) gemäß Art. 2 Nr. 21 Verordnung (EU) 2019/943: Geografisches Gebiet mit koordinierter Berechnung der Übertragungskapazität, wie bspw. Core CCR bestehend aus CWE- und CEE-Region (kurz für Central Eastern Europe) [9]; Deutschland ist integriert in die Core CCR wie auch in die Region Hansa (mit Dänemark und Schweden) [505].

Gemäß Art. 20 Verordnung (EU) 2015/1222.

Mit Engpassrenten werden Gebühren für Lastflüsse über Verbindungsleitungen berücksichtigt [511].

Siehe [422, 511] für weiterführende Details zur Optimierungsrechnung sowie zu Auftragstypen.

Siehe Verordnung (EU) 2016/1719 bzgl. Regelungen zur langfristigen Kapazitätsallokation in Europa.

Unplanmäßige Lastflüsse stellen externe Effekte dar, die einer Internalisierung bedürfen [226].

Gemäß Art.2 Verordnung (EU) 2015/1222; Eine positive Nettoposition weist auf Exporte und eine negative auf Importe hin [516, 517].

Aus Sicherheitsgründen gilt der kleinere NTC-Wert, den die beiden betroffenen Übertragungsnetzbetreiber für eine bestimmte Grenzkuppelstelle ermittelt haben [9].

Gemäß Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß Art. 29 Verordnung (EU) 2015/1222; in der CWE-Kapazitätsberechnungsregion gelten nur solche Netzelemente als kritisch, die mindestens eine zone-to-zone PTDF von 5 % aufweisen [523].

In der CWE-Kapazitätsberechnungsregion liegen historische Sicherheitsmargen im Bereich zwischen 5 und 20 % des jeweiligen maximal zulässigen Leistungsflusses [523].

Die Vorgaben der Verordnung (EU) 2015/1222 zur Erstellung des gemeinsamen Netzmodells werden in der Common Grid Model Methodology (CGMM) konkretisiert (siehe BK6-16-052).

Gemäß Art. 2 Nr. 2 Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß Art. 2 Nr. 1 sowie Art. 19 Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß § 14 EEG 2017.

Gemäß Art. 13 Abs. 7 Verordnung (EU) 2019/943.

Gemäß § 15 EEG 2017.

Siehe Art. 2 Nr. 27 Verordnung (EU) 2019/943 bzgl. einer Legaldefinition von Countertrading.

In Anlehnung an Art. 2 Nr. 26 Verordnung (EU) 2019/943 und [305].

Auch als Einzelüberlastungsmaßnahmen bezeichnet [123].

Auch als 4-ÜNB-Vorab-Maßnahmen bezeichnet [123].

Gemäß Art. 13 Abs. 7 Verordnung (EU) 2019/943 muss nach europäischem Recht der finanzielle Ausgleich zusätzliche Betriebskosten und entgangene Nettoeinnahmen aus dem Stromverkauf auf dem Day-Ahead-Markt sowie aus einer entgangenen finanziellen Förderung berücksichtigen; vom finanziellen Ausgleich kann abgesehen werden, wenn der Erzeuger einen Netzanschlussvertrag akzeptiert, der keine Garantie für eine verbindliche Lieferung von Energie enthält.

Gemäß § 13a Abs. 2 EnWG.

Praktisch ist die administrative Bestimmung der Letztverbraucher-Opportunitätskosten nicht leistbar [69].

Gemäß Art. 13 Abs. 3 Verordnung (EU) 2019/943.

Gaming leitet sich aus den Begrifflichkeiten der Spieltheorie ab [529].

Siehe [532] hinsichtlich Ineffizienzen durch Inc-Dec Gaming.

Basierend auf [529], worin dargelegt wird, dass die Ausnahmetatbestände gemäß 13 Abs. 3 Verordnung (EU) 2019/943 vorliegen [505].

Regeln für grenzüberschreitenden Redispatch sehen beispielsweise die Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management und die EU-Strommarktverordnung vor [505].

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben lediglich ein gesetzlich abgesichertes Zugriffsrecht auf Kraftwerke mit Netzanschluss in Deutschland. Die Zusammenarbeit mit benachbarten Übertragungsnetzbetreibern zur Nutzung ausländischer Anlagen für Redispatch-Zwecke ist auf freiwilliger Basis möglich [529]; siehe [505] bzgl. Verträge zwischen Deutschland und seinen Nachbarn über grenzüberschreitenden Redispatch und Countertrading sowie gemeinsame Sicherheitsanalysen.

Bis zum 1. Oktober 2021 konnte die Implementierung der Zielprozesse nicht vollumfänglich abgeschlossen werden, sodass zunächst eine Übergangslösung zur Anwendung kam [535].

Im Zuge der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurde der Redispatch 2.0 gemäß §§ 13, 13a, 14 EnWG eingeführt [305].

Auf Sonder-Redispatch-Maßnahmen im Rahmen des Redispatch 2.0, wenn gemeldete Redispatch-Vermögen nicht ausreichen und zusätzliche Redispatch-Leistung mobilisiert werden muss, wird an dieser Stelle nicht eingegangen – diesbezüglich sei auf [305] verwiesen.

Vorgaben für die Bereitstellung von Echtzeitdaten, eine Konkretisierung weiterer Datenbedarfe und eine Erläuterung technischer Anforderungen für neue Anlagen findet sich in der E VDE-AR-N 4141-3 Anwendungsregel.

„Eine technische Ressource ist zwei Marktlokationen zugeordnet, wenn sie sowohl verbraucht als auch erzeugt“ [299].

Technische als auch steuerbare Ressourcen erhalten Identifikatoren (TR-ID und SR-ID), bestehend aus einer 11-stelligen alphanumerischen Nummer, die durch die Codevergabestelle des BDEW vergeben werden [538].

„Der clusternde Netzbetreiber stimmt sich mit dem direkt vorgelagerten bzw. benachbarten Netzbetreibern über die Bildung von Clustern im Rahmen der technischen und wirtschaftlichen Erforderlichkeiten in gemeinsamen Vereinbarungen bilateral ab“ [539].

Gemäß BK6-20-061.

„Im Rahmen der Umsetzung des Redispatch 2.0 werden die Begriffe Flex-Potenzial und Redispatch-Potenzial beziehungsweise Redispatch-Vermögen (RDV) synonym verwendet“ [539]. „Redispatch-Vermögen ist das Potenzial zur Veränderung von Einspeisung oder Last im Vergleich zur Baseline, d. h. zum geplanten Arbeitspunkt (eine Anlage oder mehrere Anlagen können auf Anforderung ihre/n Leistungslieferung/-bezug anpassen). […] Das Redispatch-Vermögen, das im Rahmen von Planungsdaten übermittelt wird, bezieht sich auf die mögliche Leistungserhöhung bzw. -verringerung“ [314]. Es stellt die Flexibilität dar, die im Redispatch nutzbar ist. Das Vermögen einer technischen oder steuerbaren Ressource im Rahmen der Planwerteermittlung wird vom Einsatzverantwortlichen (ggf. in Abstimmung mit dem Betreiber der technischen Ressource) bestimmt [314].

Betroffener Netzbetreiber ist derjenige, der Veränderungen des Lastflusses in seinem Netz durch Wirkleistungsanpassungen einer steuerbaren Ressource erfährt. Ein Netzbetreiber, der den Einsatzverantwortlichen im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung anweist oder die Wirkleistungsanpassung einer Anlage ausführt, wird anweisender Netzbetreiber genannt. Derjenige Netzbetreiber, der einen Netzengpass in seinem Netzgebiet identifiziert und eine Redispatch-Maßnahme anfordert, wird hingegen als anfordernder Netzbetreiber bezeichnet [305].

Bei einer Sensitivitätsänderung von ≥1 %, beispielsweise aufgrund einer Schaltmaßnahme, sind Aktualisierungen notwendig  [539].

Gemäß BK6-20-060.

Eine konkrete Umsetzung der Netzbetreiberkoordination in Baden-Württemberg, initiiert von TransnetBW und Netze BW, stellt das Projekt DA/RE (kurz für Datenaustausch Redispatch) dar [314, 541].

Gemäß BK6-20-061.

Gemäß § 13 Abs. 1 S. 2 i. V. m. § 14 Abs. 1 EnWG.

Gemäß Art. 13 i. V. m. Art. 12 Verordnung (EU) 2019/943.

Im Falle (erheblich) unverhältnismäßig hoher Kosten gemäß Art. 13 Verordnung (EU) 2019/943.

Welche Anlagen von den kalkulatorischen Preisen betroffen sind, findet sich in § 13 EnWG.

Gemäß § 13j Abs. 6 EnWG darf der Mindestfaktor nicht weniger als das Fünffache und nicht mehr als das Fünfzehnfache betragen; Festlegung Bundesnetzagentur: Erneuerbare-Energien-Mindestfaktor von 10 und KWK-Mindestfaktor von 5 [543].

Gemäß § 13 Abs. 1 EnWG.

Der bilanzielle Ausgleich erfolgt nach Maßgabe der Anlage 1 „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“ zum Beschluss BK6-20-059.

Gemäß „Kriterienkatalog Planwertmodell“ im Anhang der Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059.

„Die Ausfallarbeit ist die Differenz aus theoretisch möglicher (für PV und Wind) bzw. gemäß Fahrplan angemeldeter Einspeisung bzw. letzter Einspeisewert vor Redispatch-Maßnahme und tatsächlicher Einspeisung. Zusätzlich sind auch markbedingte Anpassungen und Nichtbeanspruchbarkeiten zu berücksichtigen“ [305].

Gemäß BK6-20-059 sowie Anlage 1 zum Beschluss BK6-20-059.

Siehe [545] bzgl. der Ermittlung der Entschädigungshöhe.

Gemäß § 3 MsbG.

Gemäß § 25 MsbG.

Eine Messstelle stellt gemäß § 2 Satz 1 Nr. 11 MsbG die Gesamtheit aller Mess-, Steuerungs- und Kommunikationseinrichtungen zur sicheren Verarbeitung von Messdaten und zur sicheren Anbindung von Erzeugungsanlagen und steuerbaren Lasten an Zählpunkten.

Gemäß § 12 MsbG.

In den 2010er Jahren wurde die Trennung von Messstellenbetrieb und Messung aufgehoben [547, 548].

Gemäß § 41 MsbG.

Gemäß § 7 MsbG; gilt nicht für konventionelle Messtechnik.

Gemäß § 30 MsbG.

Gemäß § 35 MsbG.

Gemäß § 3 Abs. 4 MsbG.

Siehe [551] bzgl. Entflechtungsanforderungen im Zusammenhang mit dem Messstellenbetrieb gemäß gemeinsamer Auslegungsgrundsätze der Regulierungsbehörden.

Gemäß § 17 Abs. 7 StromNEV und § 7 Abs. 2 MsbG.

„Bei diesem Messverfahren erfasst der Zähler des Messstellenbetreibers kontinuierlich die aus dem Stromnetz bezogene Momentanleistung des Unternehmens und leitet daraus Durchschnittswerte je 15-Minuten-Intervall ab. Somit kann die Momentanleistung durchaus größer sein als der schließlich für die Abrechnung relevante Leistungsmittelwert“ [552].

Die Fernauslesung erfolgte in den 2010er Jahren vornehmlich über analoge Telefonleitungen (via Modem) oder via GSM-Mobilfunk sowie zunehmend über IP-basierte, paketvermittelnde Kommunikationswege [556].

Gemäß Messstellenbetriebsgesetz als Teil des Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende.

Gemäß § 2 Nr. 16 MsbG.

Gemäß § 56 MsbG; begründete Fälle: Anlagen nach EEG und KWKG, steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG und Zählpunkte mit Jahresstromverbrauch von über 20.000 kWh.

Gemäß § 2 Nr. 7 i. V. m. §§ 21, 22 MsbG; gemäß Art. 2 Nr. 23 Richtlinie (EU) 2019/944 ist ein intelligentes Messsystem ein elektronisches System, das in der Lage ist, die in das Netz eingespeiste oder die daraus verbrauchte Elektrizität zu messen, dass mehr Informationen als ein konventioneller Zähler liefert und mittels elektronischer Kommunikation Daten zu Informations-, Kontroll- und Steuerungszwecken übertragen und empfangen kann.

Zählerstandsgang: Zeitreihe viertelstündlicher Zählerstände [296].

Ein Zählerdatenmanagementsystem ist als Weiterentwicklung bestehender Energiedatenmanagementsysteme (EDM) zu verstehen [554].

Big Data: „[…] Datenkollektionen, deren Größe die Fähigkeiten einzelner Rechnersysteme überschreiten, um diese Datenmengen zu speichern, zu durchsuchen, zu analysieren und zu verwalten“ [562].

Mit einem 15-Minuten-Zeitintervall entstehen 35.040 Messwerte pro Jahr und Messstelle. Unter der Annahme von 250 Byte Rohdaten je Einzelmessung resultieren für eine Stadt mit 4 Mio. Messstellen eine zu verarbeitende Datenmenge von ca. 35 Terabyte pro Jahr [563].

„Sub-Metering umfasst die verbrauchsabhängige Messung und Abrechnung von Heiz-, Warmwasser- und Kaltwasserkosten in Gebäudeeinheiten zur privaten oder gewerblichen Nutzung (Wohngebäude, Bürogebäude etc.) sowie die Überlassung der dafür benötigten messtechnischen Ausstattung […]“ [565].

Gemäß Richtlinie 2009/72/EG.

Siehe [554] bzgl. der Kosten-Nutzen-Analyse.

Gemäß § 29 MsbG.

Gemäß § 33 MsbG.

Gemäß MsbG.

Gemäß § 24 MsbG.

Siehe [79, 568] bzgl. Smart Meter Verbreitung in Europa sowie [559] bzgl. weltweiter Umsetzung in den 2010er Jahren.

Eine herstellerübergreifende, standardisierte und eichrechtlich zugelassene Visualisierungslösung stellt die Transparenz- und Display-Software (TRuDI) dar [312].

„Ein Zählerprofil beschreibt die Konfiguration für das SMGW, die notwendig ist, um mit einem Zähler zu kommunizieren und die aktuellen Messwerte zu erfassen“ [571].

Regelwerk: „Die Vorschrift zur Verknüpfung von Eingangsgrößen, Bedingungen und Berechnungen zur Umschaltung von Tarifen“ [571].

„Ein Auswertungsprofil parametrisiert ein Regelwerk, für einen konkreten Anwendungsfall“ [571].

„Ein Kommunikationsprofil legt die Parameter für die Kommunikation zu einem autorisierten EMT im WAN oder dem GWA fest“ [571].

Gemäß § 52 Abs. 3 MsbG.

Mit dem Beschluss BK6-20-160 wurde die neue Marktrolle des Energieserviceanbieters (ESA) als externer Marktteilnehmer eingeführt, der im Auftrag des Anschlussnutzers Werte anfragt und verarbeitet.

„Die Tarifierung ist ein Aufteilen der gemessenen elektrischen Energie bzw. Volumenmengen gemäß den hinterlegten Auswertungsprofilen in verschiedene Tarifstufen. […] Eine Tarifstufe bezieht sich auf den Anteil einer Stoff- oder Energiemenge, die mit einem eigenen Preis abgerechnet werden soll. Tarifstufen werden den abgeleiteten Register zugeordnet“ [571].

Im Jahr 2020 hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) anhand einer Markterklärung festgestellt, dass die technische Möglichkeit für den Rollout vorlag. Das Bestehen der technischen Möglichkeit setzte voraus, das drei voneinander unabhängige Unternehmen intelligente Messsysteme mit zertifizierten Smart Meter Gateway anbieten konnten [553, 567].

Gemäß Energiewirtschaftlichen Anwendungsfall (EAF) 10 in [574].

Zertifizierung gemäß ISO/IEC 27001 oder auf Basis von BSI IT-Grundschutz [577].

Siehe BSI CC-PP-0073-2014 sowie BSI CC-PP-0077-V2.

Siehe BSI TR-03109-x.

BSI TR-03109-1 ist die technische Richtlinie bzgl. Anforderungen an die Interoperabilität der Kommunikationseinheit eines intelligenten Messsystems.

Mess- und Eichgesetz (MessEG) sowie Mess- und Eichverordnung (MessEV) in Deutschland sowie Europäische Messgeräte-Richtlinie 2014/32/EU (Measuring Instruments Directive, MID) [557].

„Authentisierung bezeichnet den Nachweis der Authentizität. Die Authentisierung einer Identität kann u. a. durch Passworteingabe, Chipkarte oder Biometrie erfolgen, die Authentisierung von Daten z. B. durch kryptografische Signaturen“ [564].

BSI TR-03109-4 spezifiziert die Architektur der SM-PKI.

BSI TR-03109-3 macht Vorgaben für die einzusetzenden kryptographischen Verfahren.

BSI TR-03109-2 enthält Anforderungen an die Funktionalität und Interoperabilität des Sicherheitsmoduls.

Inkl. ggf. notwendiger Plausibilisierung und Ersatzwertbildung [566].

Siehe Messstellenbetriebsgesetz.

Nach VDE 0100-801:2020-10 modifiziert.

Siehe [7, 326, 590] bzgl. weiterführenden Erläuterungen zu Lösungsverfahren für Energiemanagement-Optimierungsprobleme; für das den Strommärkten zugrunde liegende Kraftwerkseinsatzproblem wird heute häufig die gemischt-ganzzahlige Optimierung eingesetzt, mit welcher Optimierungsaufgaben mit linearer bzw. stückweise linearisierbarer Zielfunktion (auch nichtkonvex) und mit diskreten und kontinuierlichen Variablen und Nebenbedingungen exakt gelöst werden können [42, 326].

Gemäß Art. 2 Nr. 8 Richtlinie (EU) 2019/944 stellen aktive Kunden diejenigen Endkunden dar, die sich selbst versorgen oder eigenerzeugte Elektrizität verkaufen oder die an Flexibilitäts- oder Energieeffizienzprogrammen teilnehmen, sofern es sich dabei nicht um seine bzw. ihre gewerbliche oder berufliche Haupttätigkeit handelt.

„Im Allgemeinen sind Schnittstellen Verknüpfungspunkte zwischen zwei Komponenten oder Systemen. […] In digitalen Systemen dienen Schnittstellen (hier wird oftmals der englische Begriff Interface verwendet) vor allem dem Zweck, Systeme miteinander kommunizieren zu lassen“ [594].

Standards können zum einen mittels konsensbasierten offenen Normen etabliert werden, die im Rahmen nationaler und internationaler Normungsgremien erarbeitet werden. Zum anderen können durch staatliche Regulierung oder staatliche Institutionen normative Regeln festgesetzt werden, wie es beispielsweise durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) für die Smart Meter Gateway Infrastruktur in Deutschland erfolgt. Zudem können auch die proprietären Produktspezifikation einzelner Unternehmen als de-facto-Standard etablieren oder durch unternehmensübergreifende Kooperationen sogenannte Community Standards entwickelt werden [594].

„In einem signalorientierten Datenmodell werden einzelne Signale, zum Beispiel eine Meldung, ein Messwert, ein Sollwert oder ein Befehl übertragen. Jedes Signal hat eine eindeutige Adresse, die sowohl dem Sender als auch dem Empfänger zur Kommunikation bekannt sein muss“ [596].

Der bisher fehlende flächendeckende Einsatz dieses Standards kann damit begründet werden, dass Betreiber langjährige Erfahrungen mit anderen Protokollen haben und eine aufwendige Umrüstung fürchten [594].

Autorisierung: Berechtigung zum Zugriff auf eine Information bzw. auf ein Datenobjekt [603].

Authentizität: Echtheit und Glaubwürdigkeit eines Objektes oder Subjektes, die anhand einer eindeutigen Identität und charakteristischen Eigenschaften, z. B. Passwörter, überprüfbar ist [603].

Wesentliche Vorschriften zur Stärkung der Daten- bzw. Cybersicherheit im Bereich der Energieversorgung: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), Gesetz zur Erhöhung der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz), BSI-Gesetz (BSIG) und die BSI-Kritisverordnung (BSI-KritisV) in Deutschland sowie Richtlinie (EU) 2016/1148 in der EU [606, 607].

Wesentliche Datenschutzvorschriften im Bereich der Energieversorgung: Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und Bundesdatenschutzgesetzes (BDSG) in Deutschland sowie die Datenschutzgrundverordnung (DSGVO) in der EU [605].

Gemäß Art. 5 DSGVO.

Gemäß Art. 4 Nr. 1 DSGVO.

Gemäß § 49 MsbG.

Gemäß Art. 7 DSGVO.

Gemäß BSI-Kritisverordnung (BSI-KritisV) Anhang 1.

Gemäß § 11 Abs. 1a EnWG.

Gemäß DIN ISO/IEC 27001 (DIN ISO/IEC 27000 Normenreihe) bzw. BSI IT-Grundschutz [599].

Siehe [609] bzgl. weitere Informationen und Umsetzungshinweise zum IT-Sicherheitskatalog für Netzbetreiber.

Gemäß § 8a Abs. 1 BSIG; siehe [599] bzgl. Übersicht wichtiger Standards der organisatorischen IT-Sicherheit.

Gemäß § 8a Abs. 2 BSIG; siehe [610] bzgl. branchenspezifischen IT-Sicherheitsstandard für Aggregatoren.

Gemäß § 8a Abs. 3 BSIG.

Gemäß § 11 Abs. 1b EnWG.

Siehe [605] bzgl. den zu berücksichtigenden Regeln der Technik.

Gemäß § 49 Abs. 1 EnWG.

Gemäß §§ 111e, 111 f. EnWG sowie Marktstammdatenregisterverordnung (MaStRV).

Gemäß § 12 Abs. 4 EnWG.

Gemäß Art. 16 Verordnung (EU) 2015/1222.

Gemäß Art. 2 Nr. 1 Verordnung (EU) 2017/1485.

Gemäß Art. 40 Abs. 6 Verordnung (EU) 2017/1485.

Siehe BK6-18-071.

Bspw. durch in das Erdseil integrierte Glasfaserkabel.

Die Schwarzfallfähigkeit mittels Batteriepufferung bzw. Notstromversorgung ist für den Netzwiederaufbau notwendig, um ein geordnetes, sicheres und schnelles Hochfahren der Stromnetze zu ermöglichen [622].

Siehe VDE-AR-N 4141-1.

Global System for Mobile Communications (GSM) – Mobilfunkstandard der zweiten Generation.

Eine Deep-Indoor-Abdeckung ist für Mobilfunktechnologien wirtschaftlich und technisch nur im Frequenzspektrum unterhalb von 1 GHz darstellbar [622].

450connect GmbH: Zusammenschluss mehrerer Versorgungsunternehmen, darunter die Alliander AG, ein Konsortium regionaler Energieversorger, E.ON sowie der Versorgerallianz 450 MHz, wozu mehrere Stadtwerke und Energie- und Wasserversorger gehören [624].

Intelligente Sensoren: Sensoren mit integriertem Mikroprozessorsystem und Businterface [627].

Customer Relationship Management.

Mit Proxy-Kommunikationsprofilen werden Parameter für die Kommunikation zu CLS im HAN und EMT im WAN festgelegt [571]; Parameter sind bspw. IP-Adressen und TLS-Zertifikate der Kommunikationspartner [525].

TR-03109-5 macht Mindestvorgaben zur Gewährleistung der IT-Sicherheit und Interoperabilität für Einheiten im HAN des SMGW, z.B. für Steuerungs- und Submetereinrichtungen, die dafür den sog. Kommunikationsadapter implementieren.

Mögliche energiewirtschaftliche Anwendungsfälle: variable bzw. dynamische Tarife, steuerbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung, das Messen und Steuern im Rahmen des Redispatch 2.0, die Direktvermarktung gemäß EEG/KWKG und das Lademanagement für die Elektromobilität [574].

Siehe [635] bzgl. Mindestanforderungen an die Informationstechnik für die Erbringung von Regelleistung.

Eine Verbindung wird zum Hauptleitsystem des ÜNB realisiert und eine weitere zum entsprechenden Redundanz-System; für beide Verbindungen ist eine Verfügbarkeit von mindestens 98,5 % gefordert [612].

Unter Verwendung des Datenmodells SPINE (Smart Premises Interoperable Neutral-Message Exchange) und definierten Anwendungsfällen (Use Cases).

„Cloud Computing ist ein Konzept, bei dem Rechenleistung, Speicher, Software und andere Dienstleistungen als ein Pool virtualisierter Ressourcen über ein Netzwerk, primär das Internet, bereitgestellt werden“ [612].

„Parameter, die die Erreichung des Optimierungszieles beeinflussen. Beispiele: Grund-/Leistungs-/Arbeitspreise Strom (Gas, thermische Energie, Wasser etc.), fixe/variable Kosten, spezifische CO₂-Preise, Einsatzfahrplan Stromerzeugungsanlage, Vorgaben Speicherfüllstand“ [105].

Zudem besteht die Option einer drahtlosen Kommunikation für das induktive Laden [106].

Gemäß Art. 2 Nr. 18 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß Art. 17 Richtlinie (EU) 2019/944.

Gemäß Richtlinie (EU) 2019/944 übernehmen im Bereich der Aggregierung tätige Marktteilnehmer voraussichtlich eine wichtige Aufgabe als Vermittler zwischen den Kundengruppen und dem Markt.