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Zeitschrift für Energiewirtschaft

, Volume 36, Issue 4, pp 285–298 | Cite as

Techno-ökonomische Bewertung eines veränderten Zuschnitts von Marktgebieten für elektrische Energie in Mitteleuropa

  • Andreas Höwedes
  • Christopher Breuer
  • Reinhard Madlener
Article
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Zusammenfassung

Eine Konsequenz aus dem energiepolitischen Paradigmenwechsel im Rahmen der 20/20/20 Ziele der Europäischen Union und der Liberalisierung des deutschen Energiemarktes, sowie der beschlossenen Abschaltung deutscher Atomkraftwerke, ist die vielfach große geografische Entfernung zwischen Stromerzeugung und Verbrauchszentren. Dadurch muss zukünftig vermehrt mit Netzengpässen im mitteleuropäischen Übertragungsnetz gerechnet werden, welche mit den gegenwärtigen Methoden des Engpassmanagements nicht bzw. nur mit erheblichen Mehrkosten zu bewältigen sein werden. Ein Lösungsansatz für diese Problematik besteht in der Modifikation des bestehenden Marktgebietszuschnitts durch eine Auftrennung oder eine Zusammenlegung verschiedener Marktgebiete. Im Rahmen der hier vorgestellten Untersuchung wurden die ökonomischen Auswirkungen alternativer Marktgebietszuschnitte in Mitteleuropa qualitativ und quantitativ erfasst und ausgewertet. Insbesondere wird auf den Einfluss des deutschen Ausstiegs aus der Kernenergie eingegangen. Als Bewertungsmaßstab für die relative Vorteilhaftigkeit dienen die Veränderungen der Gesamtkosten, welche sich aus simulierten Stromerzeugungs- und Netzkosten zusammensetzen. Als Alternativen zu den bestehenden Marktgebieten wurden u.a. drei Szenarien identifiziert: Auf Grundlage einer innerdeutschen Marktgebietsauftrennung wird (1) zunächst Österreich von Süddeutschland getrennt. Weiter werden (2) die deutsche Nordzone um die niederländische und (3) die deutsche Südzone und Österreich um die schweizerische Preiszone erweitert. Die durchgeführten Simulationen zeigen die relative ökonomische Vorteilhaftigkeit von alternativen Marktgebietszuschnitten in Mitteleuropa auf. Bei der Auftrennung von Marktgebieten erweisen sich die Netzkosten, bei der Zusammenlegung die Stromerzeugungskosten als Schlüsselfaktoren zur Reduktion der Gesamtkosten. Für den Kernkraftausstieg gelten diese Resultate in leicht abgeschwächtem Maße.

Verzeichnis der Abkürzungen

A

Marktgebiet Norddeutschland/Süddeutschland/Österreich

B

Marktgebiet Süddeutschland + Österreich + Schweiz/Norddeutschland

C

Marktgebiet Süddeutschland + Österreich/Norddeutschland + Niederlande

CEE

Central-Eastern Europe (Regionale Gruppe der ENTSO)

CWE

Central-Western Europe (Regionale Gruppe der ENTSO)

DN

Deutschland-Nord

DS

Deutschland-Süd

EnWG

Energiewirtschaftsgesetz

EPM

Engpassmanagementmaßnahmen

IAEW

Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft

KWK

Kraft-Wärme-Kopplung

LP

Lineare Programmierung

MG

Marktgebiet für elektrische Energie

NEULING

The New European Linear Investment and Grid Model

NTC

Net Transfer Capacity

QP

Quadratische Programmierung

SLP

Sukzessiv Lineare Programmierung

StromNZV

Stromnetzzugangsverordnung

ÜNB

Übertragungsnetzbetreiber

Techno-economic Valuation of a Changed Market Area Splitting for Electrical Energy in Central Europe

Abstract

As a consequence of the paradigm shift in terms of the European Union’s or at least not 20/20/20 energy policy, the liberalization of the German electricity market and the German nuclear energy phase-out, power generation is often still located far from the main load centers. Hence the frequency of grid congestions is expected to rise. These congestions cannot, or not cost-efficiently, be handled with conventional congestion management methods. One approach to solve the problem is the modification of market areas via the splitting or the coupling of existing areas. This study quantitatively and qualitatively deals with the economic impacts of alternative market area definitions in Central Europe. Furthermore, our analysis puts a special emphasis on the implications of the nuclear energy phase-out in Germany in this context. Simulated power generation- and network costs are used for measuring the relative merit of the market zoning adopted. The study identifies three main scenarios as alternatives to the existing market areas: Based on an inter-German separation, for a more detailed examination (1) Austria is detached from southern Germany, (2) the Dutch market area is merged with the northern German zone and (3) the Swiss market area is integrated with the southern German zone and Austria. The implemented simulations show a distinctive trend towards economic advantages regarding alternative market areas in Central Europe. In case of a splitting of existing areas, network costs are the key factor for reducing total costs, whereas for the coupling of markets power generation costs are more crucial. Regarding the nuclear energy phase-out, the achievable cost savings are lower but still positive.

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Copyright information

© Vieweg+Teubner 2012

Authors and Affiliations

  • Andreas Höwedes
    • 1
  • Christopher Breuer
    • 2
  • Reinhard Madlener
    • 3
  1. 1.RWTH Aachen UniversityAachenDeutschland
  2. 2.Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW)RWTH Aachen UniversityAachenDeutschland
  3. 3.Institute for Future Energy Consumer Needs and Behavior (FCN), School of Business and Economics/E.ON Energy Research CenterRWTH Aachen UniversityAachenDeutschland

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