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Erschienen in:

01.08.2016 | Aufsätze

Zur Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Redispatch und effizientes Einspeisemanagement: Eine modellbasierte Abschätzung

verfasst von: Veronika Grimm, Bastian Rückel, Christian Sölch, Gregor Zöttl

Erschienen in: List Forum für Wirtschafts- und Finanzpolitik | Ausgabe 4/2016

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Zusammenfassung

In der energiepolitischen Debatte werden derzeit Maßnahmen zur Reduktion des notwendigen Übertragungsnetz-Ausbaus diskutiert. Dieser Beitrag analysiert das Potential zweier Maßnahmen, die mit verhältnismässig geringfügigen Anpassungen des Ordnungsrahmens realisierbar sind: Eine Berücksichtigung von Möglichkeiten des Redispatch schon bei der Netzentwicklungsplanung und effizientes Einspeisemanagement. Modellrechnungen zeigen, dass beide Maßnahmen geeignet sind, den Netzausbau zu reduzieren und eine Kombination beider Maßnahmen sogar einen substanziellen Teil des Netzausbaus verzichtbar machen kann. Wir zeigen darüber hinaus, dass beide Maßnahmen das Potential haben, moderate Wohlfahrtsgewinne zu ermöglichen, die sich mittelfristig in niedrigeren Stromkosten wiederspiegeln. Die Kombination beider Maßnahmen generiert im Modell 83 % des Wohlfahrtsgewinns in einem First-Best Benchmark, in dem alle Investitions- und Produktionsentscheidungen optimal getroffen werden.

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Fußnoten
1
Vgl. Deutsche Energieagentur (2012).
 
2
Vgl. die Internetpräsenz auf netzentwicklungsplan.de.
 
3
Vgl. z. B. Monopolkommission (2013), Grimm et al. (2015a) oder Löschel et al. (2013). Die Beiträge diskutieren unter anderem Preiszonen am Strommarkt oder auch regional differenzierte Netzentgelte.
 
4
Vgl. hierzu auch Grimm et al. (2015a).
 
5
Als Beispiele sei hier die Entscheidung zum Atomausstieg der Bundesregierung oder auch der Teilausstieg aus der Braunkohle im Jahr 2015 genannt, vgl. FAZ vom 24.10.2015.
 
6
Vgl. Grimm et al. (2015a), Haucap und Pagel (2014).
 
7
Vgl. Übertragunsnetzbetreiber (2014a).
 
8
In der Literatur gibt es bereits eine Reihe an Beiträgen, die die prinzipielle Bedeutung der Netzregulierung und Netzbewirtschaftung für Kraftwerks- und Netzinvestitionen diskutieren, vergleiche z . B. Höffler und Wambach (2013), Ruderer und Zöttl (2012), oder Inderst und Wambach (2007). Das aus Grimm et al. (2015a) verwendete berechenbare Gleichgewichtsmodell ist jedoch das erste Modell, das es erlaubt diese Zusammenhänge explizit zu quantifizieren.
 
9
Vgl. Jarass und Obermair (2012), S. 2 oder auch Übertragungsnetzbetreiber (2012), S. 148.
 
10
Vgl. BMWi (2014), S. 81 oder auch BMWi (2015), S. 75 Maßnahme 14: Netzausbaubedarf durch „Spitzenkappung“ von Erneuerbare-Energien-Anlagen reduzieren.
 
11
Vgl. WWF (2015), S. 4.
 
12
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2013a), S. 23.
 
13
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2013b), S. 5.
 
14
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2014b) und Übertragungsnetzbetreiber (2014d), S. 7 ff.
 
15
Vgl. BMWi (2015), S. 75 f.
 
16
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2015b). S. 40 ff.
 
17
Übertragungsnetzbetreiber (2014b), S. 16, gesetzliche Grundlage des Netzausbaus sind das Gesetz über den Bundesbedarfsplan (BBPlG), das Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (EnLAG), das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) und das Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG).
 
18
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2015a), S. 25 und § 13 EnWG.
 
19
Vgl. BET (2015), S. 23 f.
 
20
Vgl. BET (2015), S. 36.
 
21
Vgl. Jarras (2013), S. 2.
 
22
Vgl. Egerer et al. (2012), S. 19.
 
23
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2012), S. 95.
 
24
Vgl. Jarass und Obermair (2012), S. 3.
 
25
Vgl. Bundesnetzagentur (2014), S. 49.
 
26
Vgl. Monopolkommission (2015), S. 108 f.
 
27
Im Rahmen des sogenannten kostenbasierten Redispatch werden den Kraftwerken nur die durch den Redispatch-Einsatz unmittelbar entstehenden Kosten vergütet, so dass durch Redispatch-Einsätze kein zusätzlicher Deckungsbeitrag entstehen kann, vgl. Bundeskartellamt (2015), S. 2.
 
28
Eine detaillierte Berücksichtigung der intertemporalen Nebenbedingungen führt zu signifikanten Laufzeitverlängerungen des verwendeten Lösungsalgorithmus und macht somit sinnvolle Laufzeiten unmöglich. Es ist darüber hinaus davon auszugehen, dass diese intertemporalen Nebenbedingungen, die den kurzfristigen Kraftwerkseinsatz betreffen, keinen signifikanten Einfluss auf die langfristigen Entscheidungen haben. Einschlägige Studien der Fachliteratur, die langfristige Investitionsentscheidungen betrachten, wählen in der Regel einen analogen Ansatz.
 
29
Im ersten Fall erhofft man sich eine möglichst akkurate Abschätzung von quantitativen Effekten, im zweiten Fall ermöglichen die Ergebnisse eine Überprüfung bestehender Prognosen mit alternativen Ansätzen.
 
30
Vgl. Schweppe et al. (1988).
 
31
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2014a), S. 60, Tab. 32.
 
32
Vgl. Allcott (2011).
 
33
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2014a), S. 44 ff.
 
35
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2014c): Szenariorahmen Kraftwerksliste. Aufgelistet sind dort alle Kraftwerke der Technologieklassen Abfall, Braunkohle, Erdgas, Kernenergie, Mineralölprodukte, Pumpspeicher, Sonstige und Steinkohle mit Informationen zu PLZ, Bundesland und Jahr der Inbetriebnahme. In der Modellierung beschränken wir uns auf die Technologieklassen Braunkohle, Erdgas und Steinkohle, wobei die Erdgas-Anlagen in GUD und GT aufgeteilt sind.
 
36
So finden sich z. B. Braunkohle-Kraftwerke nur nahe an den Abbaugebieten. Die noch verbleibenden Braunkohlevorräte beschränken mögliche Neuinvestitionen, was im Modell durch entsprechende Obergrenzen berücksichtigt ist.
 
37
Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Hamburg, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Hessen, Baden-Württemberg und Bayern. Steinkohle-Kraftwerke setzen Infrastruktur zur Belieferung mit Brennstoff voraus (Wasserwege), Gas kann hingegen überall mit ähnlichem Kostenaufwand betrieben werden.
 
38
Vgl. Konstantin (2013), S. 311.
 
39
Vgl. Konstantin (2013), S. 306, 310–311.
 
40
Die Berücksichtigung von strategischem Verhalten von Firmen ist nach aktuellem Forschungsstand im analysierten Marktmodell mit Redispatch, Kraftwerksinvestitionen und Netzerweiterung nicht durchführbar. Das zentrale Hindernis besteht darin, dass unter plausiblen Annahmen kein eindeutiges Gleichgewicht des Marktspiels zwischen den Firmen existiert. Dadurch ergibt sich eine sehr große Beliebigkeit der daraus resultierenden Gesamtlösung, die dann keinerlei belastbare Aussagen für die im Gutachten behandelten Fragestellungen zulässt.
 
41
Diese führen zu intertemporalen Nebenbedingungen des Gleichgewichtsproblems. Zur exakten Bestimmung des kurzfristigen Dispatches sind diese Nebenbedingungen in der Tat von großer Bedeutung. Allerdings fokussiert die im vorliegenden Gutachten durchgeführte Analyse auf den langfristigen Kraftwerks- und Netzausbau. Hier führt eine detaillierte Berücksichtigung dieser intertemporalen Nebenbedingungen zu signifikanten Laufzeitverlängerungen des verwendeten Lösungsalgorithmus und macht somit sinnvolle Laufzeiten unmöglich.
 
42
Entsprechend der aktuell geltenden Regeln erfolgt die Bestimmung der Engpasskapazitäten gemäß der NTC-Methode. Hierfür wird in der Realität im Vorfeld der Auktion eine jeweils zur Verfügung stehende Übertragungskapazität festgelegt. In der Modellierung legen wir jeweils einen Wert für die zur Verfügung stehenden Kapazitäten für den gesamten Zeitraum fest, der aus den beobachteten grenzüberschreitenden Handelsmengen bestimmt wird. Eine Berücksichtigung physikalischer Regeln des Stromflusses (insbesondere der im 2. Kirchhoffschen Gesetz formulierten Maschenregel) erfolgt bei der aktuell gültigen Methode der internationalen Engpassbewirtschaftung nicht. Die im Rahmen des Beitrags verwendete Modellierung trägt dieser Tatsache Rechnung.
 
43
Vgl. z. B. Grimm et al. (2015c) und die dort zitierte Literatur.
 
44
Es sei an dieser Stelle angemerkt, das es nicht das Ziel der vorliegenden Studie ist detailliert zu analysieren, mit welchen Effekten bei einer realen Einführung des Nodalpreissystems im deutschen Strommarkt zu rechnen ist.
 
45
Vergleiche hierzu z. B. die Erläuterungen zum Netzentwicklungsplan Strom 2014 „Nach den Planungsgrundsätzen der Übertragungsnetzbetreiber werden Redispatch oder Erzeugungsmanagement als Werkzeuge der langfristigen Netzdimensionierung nicht berücksichtigt, da sie Eingriffe in den (freien) Energiemarkt darstellen.“ (Übertragungsnetzbetreiber (2014b), S. 16).
 
46
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2015b), S. 40.
 
47
Vgl. Übertragungsnetzbetreiber (2015b), S. 40.
 
48
Im Gegensatz dazu schlagen BET (2015) in ihrem Gutachten zum NEP 2014 die Einführung eines Überlastungsindex als Grundlage für die Bestimmung der Spitzenkappung vor.
 
49
Es werden allerdings unterschiedliche Trassen ausgebaut, was geringfügig höhere Netzausbaukosten im Szenario SQEM impliziert.
 
50
Im Rahmen der Modellanalysen wurde ein weiteres Szenario betrachtet, in dem der Netzausbau in Antizipation einer Abregelung der EE zur Vermeidung negativer Spotmarktpreise erfolgt. In diesem Szenario resultieren jedoch nur geringe Wohlfahrtsgewinne und keine Reduktion des Netzausbaus. Das Szenario wurde daher nicht in die Betrachtungen einbezogen.
 
51
Da es sich bei unserem Marktmodell um ein gemischt-ganzzahliges Programm handelt, wird aus Laufzeit-technischen Gründen aus jedem Monat des Jahres 2035 die erste ganze Woche von Montag bis Sonntag betrachtet. Dies impliziert, dass wir in der Zeitreihe für jeden Monat repräsentativ sieben Wochentage (Mo–So) betrachten, deren stündlicher Einspeiseverlauf hier abgetragen ist.
 
52
Da die Auswahl der Leitungskandidaten nicht ausreicht, um den Spotmarkt komplett im Netz abzubilden, können sehr teure Maßnahmen zur Verschiebung von Last und Erzeugung in geringem Umfang ergriffen werden, welche anschließend durch kostenbasierten Redispatch in der Marktlösung ausgeglichen werden können. Auch in der Realität kann es trotz eines kompletten Ausbaus gemäß NEP wegen Unsicherheiten bei den Inputdaten des Szenariorahmens zu einem zusätzlich notwendigen Redispatch kommen.
 
53
In den Szenarien werden zwar gleich viele, jedoch unterschiedliche Trassen gebaut. Daher sind die Ausbaukosten in SQRED und SQEM unterschiedlich, was sich auch in den Werten in Tab. 4 widerspiegelt.
 
54
Für eine detaillierte Betrachtung von weiteren Szenarien, vgl. Grimm et al. (2015d, 2016b).
 
55
Politische Interventionen, die entweder die Erlöse der Kraftwerke am Markt reduzieren oder die erwartete Laufzeit verkürzen führen zu einer Verdrängung der Braunkohle-Investitionen durch Gaskraftwerke in den Modellrechnungen. Detaillierte Betrachtungen finden sich in Grimm et al. (2015d). Auch der Szenariorahmen für die Netzentwicklungsplanung prognostiziert vorwiegend den Zubau von Gaskraftwerken. Dies spricht dafür, dass über die im Modell betrachteten Anreize (über Märkte) hinaus z. B. politische Faktoren oder Erwägungen der Versorgungssicherheit eine bedeutende Rolle spielen.
 
Literatur
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Zur Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Redispatch und effizientes Einspeisemanagement: Eine modellbasierte Abschätzung
verfasst von
Veronika Grimm
Bastian Rückel
Christian Sölch
Gregor Zöttl
Publikationsdatum
01.08.2016
Verlag
Springer Berlin Heidelberg
Erschienen in
List Forum für Wirtschafts- und Finanzpolitik / Ausgabe 4/2016
Print ISSN: 0937-0862
Elektronische ISSN: 2364-3943
DOI
https://doi.org/10.1007/s41025-016-0027-5

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