Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
FGE Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e. V.
J ahresbericht 2007
Annual Report 2007
AACHEN, JUNI 2007
Schinkelstr. 6, D-52056 Aachen
Telefon +49 241 80-97652
Fax +49 241 80-92197
fge@iaew.rwth-aachen.de
www.iaew.rwth-aachen.de

AACHENER BEITRÄGE ZUR ENERGIEVERSORGUNG
Herausgeber: Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich
Redaktion: Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig
C. Radmacher, B.A.
Jahresbericht 2007 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen in Verbindung mit der
Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e. V.
1. Auflage Aachen
Klinkenberg Verlag, 2007
(Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 116)
Für die Dokumentation: Optimierung des Ressourceneinsatzes – Bewertung kostenrelevanter Einflussgrößen für Übertragungsnetze
– Fahrplanenergie – Freileitungs-Monitoring – Windenergieanlagen – Druckluftspeicher – Strompreismodelle
– Stochastische Optimierung von Erdgasportfolios – Druckstufenübergreifende Planung von Gasverteilungsnetzen –
Wahrscheinlichkeitsverteilungen
ISBN 978-3-934318-78-6
© 2007 Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
Klinkenberg Verlag, Aachen

Liebe Freunde des Instituts, verehrte FGE-Mitglieder, meine sehr geehrten Damen und Herren,
Dear friends of the institute, dear FGE-members, ladies and gentlemen,
der vorliegende Berichtsband bietet Ihnen einen
Überblick über ausgewählte Forschungsarbeiten am
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
(IAEW) der RWTH Aachen. Diese entstehen
– von den DFG-geförderten Projekten abgesehen –
größtenteils in enger Zusammenarbeit mit der Praxis,
insbesondere mit den Mitgliedsunternehmen der
Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH
Aachen e.V. (FGE), aber auch mit Ministerien und
Regulierungsbehörden im In- und Ausland. Gleichzeitig
bietet der Jahresbericht meinen jüngeren Mitarbeitern
die Gelegenheit, schon zu einem frühen Zeitpunkt erste
Ergebnisse ihrer Arbeit, teilweise sogar nur erste
Vorüberlegungen zu ihren Forschungsvorhaben, vorzustellen,
um dazu Ihre Einschätzung und Anregungen
herauszufordern. Zusätzlich enthält der Bericht Informationen
über Personalbestand, Lehrveranstaltungen,
Veröffentlichungen und einzelne herausragende Ereignisse
an meinem Institut.
Im Mai des vergangenen Jahres fand erstmals das FGE-
Seminar "Neue Verfahren zur Analyse und Effizienzverbesserung
elektrischer Übertragungsund
Verteilungsnetze" mit fast 100 Teilnehmern aus
der Praxis statt.
Neueste Forschungsergebnisse meines Instituts, über
die in diesem Band kurzgefasst referiert wird, vermitteln
Ihnen die 6 im Berichtszeitraum Juni 2006 bis Juni
2007 abgeschlossenen Dissertationen von
Boris Blaesig
Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und
Handelsplanung
Thomas Hartmann
Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten
Strommarkt
Gerd Hinüber
Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an
Märkten für Fahrplanenergie und Reserve
Tobias Paulun
Strategische Ausbauplanung für elektrische Netze
unter Unsicherheit
Xiaohu Tao
Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen
Xia Yang Zhao
Stochastische Tageseinsatzoptimierung vernetzter
Wasserkraftwerke mit Hilfe Genetischer Algorithmen
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
This report offers an overview of selected research
projects at the Institute of Power Systems and
Power Economics (IAEW) of RWTH Aachen
University , which - with the exception of the projects
sponsored by DFG - for the most part have been carried
out in close co-operation with the member utilities of
the Energy Research Institute at Aachen University
(FGE), but also with ministries and regulatory
authorities in Germany and abroad. At the same time
the yearly report offers an opportunity to my younger
colleagues to present the initial results of their work or
even preliminary considerations to their research
projects at an early point in time and to invite your
critique and comments. Additionally, this report
includes information about the present staff, lectures,
publications and outstanding events at my institute.
In May of last year, a seminar of the Energy Research
Institute (FGE) took place for the first time. This seminar
titled "New Processes to analyse and improve the
efficiency of electric transmission and distribution
networks" was attended by almost 100 participants
from industry sectors.
The latest research results of my institute which will be
presented in short form in this report have been
detailed in the following PhD theses which were
completed in the year under review, June 2006 until
June 2007, by
Boris Blaesig
Risk Management in Generation and Trading Planning
of Electrical Energy
Thomas Hartmann
Valuation of Generating Assets and Contracts in
Deregulated Electricity Markets
Gerd Hinüber
Intraday Optimisation of Power Plant Operation at
Wholesale and Reserve Markets
Tobias Paulun
Strategic Expansion Planning for Electrical Networks
Considering Uncertainties
Xiaohu Tao
Automatic Long-Term Planning of Medium-Voltage
Systems
Xia Yang Zhao
Stochastic Day-Ahead Generation Optimisation of
Interconnected Hydropower Plants by means of Genetic
Algorithm

Besonders gern und stolz berichte ich über Ehrungen,
die meine Mitarbeiter aufgrund hervorragender Studien-und
Forschungsleistungen erfahren haben:
Dipl.-Ing. Bernd Tersteegen
Werner von Siemens Excellence Award
Dipl.-Ing. Simon Krahl und Dr.-Ing. Tobias Paulun
Otto-Junker Preis der RWTH Aachen für hervorragende
Studienleistungen
Dr.-Ing. Tobias Paulun
Studienpreis der SEW Eurodrive-Stiftung
Dr.-Ing. Tobias Paulun und Dr.-Ing. Hagen Schmöller
Friedrich-Wilhelm-Preis für herausragende wissenschaftliche
Leistungen
Die Anzahl von mehr als 560 Studienanfängern in der
Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik,
darunter 42 Master-Studenten aus dem Ausland und 80
Studenten des Studienganges Technische Informatik,
ist im Vergleich zum Vorjahr deutlich gestiegen.
Sehr positiv hat sich der Studiengang Wirtschaftsingenieurwesen
der Fachrichtung Elektrische Energietechnik
weiter entwickelt. Die Zahl der Studienanfänger stieg
auf 120 an.
Nach wie vor stoßen die Lehrveranstaltungen des
IAEW auf großes Interesse. Die Hörerzahl meiner
zweisemestrigen Vorlesung "Elektrische Anlagen", die
nicht zum Pflichtprogramm gehört, stieg wieder auf
über 70 an, und etwa 70 Teilnehmer nehmen in jedem
Semester an unserem BWL-Intensivkurs teil. Auch die
semesterbegleitende "Projektarbeit" mit Themenwahl
aus den Gebieten Netzbetrieb, Netzplanung und
Kraftwerksbewertung war mit 27 Teilnehmern im
Berichtsjahr wieder sehr erfolgreich. Qualität und
Präsentation der Arbeitsergebnisse der Dreier-Teams
beeindruckten erneut die Fachleute aus der Praxis, die
ich zu den Abschlussveranstaltungen gebeten hatte.
Unter der wissenschaflichen Leitung von Prof. Ströbele
(Westfälische Wilhelms Universität Münster) und mir
sowie in Kooperation mit dem Haus der Technik in
Essen wird nach erfolgreicher Akkreditierung bei ASIIN
der berufsbegleitende Masterstudiengang "Energiewirtschaft"
im Juni 2007 erstmalig starten.
Das von 15 weiteren Kollegen aus ganz Europa und von
mir gegründete European Energy Institute ist ein
virtuelles Institut mit Sitz an der Universität Leuven und
dem Ziel, ein internationales Kompetenzzentrum
"Energie" aufzubauen. Auch dieses bietet erstmalig ab
Frühjahr 2007 einen zweijährigen Weiterbildungskurs
"Sustainable Energy Markets" an.
I am proud to share the honours my staff achieved on
account of their excellent study and research work:
Dipl.-Ing. Bernd Tersteegen
Werner von Siemens Excellence Award
Dipl.-Ing. Simon Krahl und Dr.-Ing. Tobias Paulun
Otto-Junker prize of RWTH Aachen University for
outstanding study performance
Dr.-Ing. Tobias Paulun
Prize of the SEW Eurodrive Foundation
Dr.-Ing. Tobias Paulun und Dr.-Ing. Hagen Schmöller
Friedrich-Wilhelm-Prize for outstanding scientific
performance
The number of more than 560 first year students at
the Faculty of Electrical Engineering and Information
Technology, among them 42 master students from
abroad and 80 students enrolled in the study of Technical
Informatics, has increased considerably compared
to last year.
The study course Industrial Engineering of the branch
Power Engineering, however, has developed very
positively. The number of first year students increased
to 120.
The lectures of the Institute continue to be in high
demand. The number of students of my lecture "Power
Systems", a two-semester program, which is not
mandatory has again increased to more than 70
students. Every semester about 70 students take part in
the intensive course "Basics of Business Administration
for Engineers". The lecture "Project Work" with topics
taken from the field of network operation, network
planning and evaluation of power plants again proved a
success with 27 participants. The quality and presentation
of the results found by the teams of 3 also impressed
the experts in the industry whom I had invited
to the final presentation.
Under the scientific guidance of Prof Ströbele (Westfälische
Wilhelms-University Münster) and myself, as
well as in co-operation with "Haus der Technik" at
Essen, the job-accompanying master study "Energiewirtschaft"
will start in June 2007 for the first
time, after the successful accreditation by the Accreditation
Agency for Degree Programmes, ASIIN.
The European Energy Institute, founded by 15
additional colleagues coming from all over Europe and
by me, is a virtual institute located at the university of
Leuven. It aims to build up an international competence
centre "Energy". Starting in the spring of 2007, it will
offer a two- year advanced training, entitled "Sustainable
Energy Markets".
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Das Interesse der Studenten an Auslandspraktika ist
nach wie vor sehr groß. Unsere intensive Kooperation
mit der Southeast Universität in Nanjing und der
Zhejiang Universität in Hangzhou ermöglichte wiederum,
dass vier Studenten und damit insgesamt bisher 16
Studierende am IAEW ein Fachpraktikum in China
absolvierten. Darüber hinaus konnte einem Studenten
ein Praktikum in England und zwei Studenten in
Argentinien vermittelt werden. Diesen internationalen
Kontakten diente auch die zehntägige Reise nach
China, zu der das gesamte Institutsteam Ende März
aufbrach.
Als Ausbildungsstätte hat das IAEW zwangsläufig eine
sehr dynamische Personalentwicklung. Im Berichtszeitraum
verließen 3 wissenschaftliche Mitarbeiterplanmäßig
nach fünf Jahren und unser technischer
Mitarbeiter, Herr Wolfgang Salzer, mit Erreichen des
Ruhestandalters nach 33 Jahren das Institut. Diese
Lücke konnte bei unverändert hohem Qualitätsanspruch
durch 8 neue Mitarbeiter geschlossen werden.
Besonders freut mich die stetige Aufwärtsentwicklung
der FGE, die derzeit 57 Mitgliedsunternehmen aus
Deutschland, Österreich, den Niederlanden und der
Schweiz umfasst.
Abschließend möchte ich, auch im Namen meiner
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, all denen danken, die
uns durch Informationen, Anregungen und Aufträge
gefördert und gefordert, durch Rat und Tat unterstützt
und durch Lob wie Kritik motiviert haben. Wir freuen
uns auf weiterhin enge persönliche Kontakte und
fachliche Zusammenarbeit mit Ihnen.
Aachen, im Juni 2007
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
There has been an ever growing interest by the students
to do their internship abroad. Our intensive cooperation
with the Southeast University of Nanjing as
well as the Zhejiang University in Hangzhou again
enabled me to arrange a specialized internship in
Chinese companies for four students. This increases
the number students who were able to do their internships
in China to 16. Furthermore, one student did his
internship in England, as well as two students in
Argentina. The ten-day trip to China by all members of
the Institute at the end of March, promoted these
international contacts.
As an institute with training facilities, the institute of
Power Systems and Power Economics inevitably has
got a very dynamic staff development. During the
period under review, our technical staff member, Mr
Wolfgang Salzer, left the institute after 33 years, upon
his retirement. Furthermore, three experienced scientific
staff members have left the institute as scheduled
after five years. I was able to fill this void – the high
demand for quality unchanged – with eight new staff
members.
I am very pleased that the Energy Research Institute
has enjoyed a steady upward trend with currently 57
member companies coming from Germany, Austria, the
Netherlands and Switzerland.
Finally, my staff and I would like to express our special
gratitude to all those who supported and challenged us
by information, suggestions and research contracts,
who gave us advice and motivated us by approval and
critique. We are looking forward to continued close
contact and co-operation with you.

I N H A L T
T A B L E O F C O N T E N T S
Institutspersonal
Staff
Lehrveranstaltungen
Lectures
Mitarbeit in Gremien
Membership in Committees
Forschungsgesellschaft Energie (FGE) an der RWTH Aachen e. V.
Energy Research Institute of RWTH Aachen University
Dissertationen
PhD Theses
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Risk Management in Generation and Trading Planning of Electrical
Energy
Dr.-Ing. T. Hartmann Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt
Valuation of Generating Assets and Contracts in Deregulated Electricity
Markets
Dr.-Ing. G. Hinüber Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für
Fahrplanenergie und Reserve
Intraday Optimisation of Power Plant Operation at Wholesale and
Reserve Markets
Dr.-Ing. T. Paulun Strategische Ausbauplanung für elektrische Netze unter Unsicherheit
Strategic Expansion Planning for Electrical Networks Considering
Uncertainties
Dr.-Ing. X. Tao Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen
Automatic Long-Term Planning of Medium-Voltage Systems
Dr.-Ing. X. Zhao Stochastische Tageseinsatzoptimierung vernetzter Wasserkraftwerke
mit Hilfe Genetischer Algorithmen
Stochastic Day-Ahead Generation Optimization of Interconnected
Hydropower Plants by means of Genetic Algorithm
INHALT
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 I
1
8
11
13
17
23
30
36
43
50

INHALT
Forschungsprojekte
Research Projects
Dipl.-Ing. A. Berg Optimierung des Ressourceneinsatzes für den Betrieb elektrischer Netze
Resource-Optimization for the Operation of Electrical Networks
Dipl.-Ing. T. Borchard Bewertung des Nutzens einer spannungsebenenübergreifenden Planung
von Hoch- und Mittelspannungsnetzen
Evaluating the Benefit of Voltage Comprehensive Planning of High and
Medium Voltage Networks
Dipl.-Ing. H. Egger Strukturmerkmale für die vergleichende Bewertung von Niederspannungsnetzen
Structural Characteristics for Comparative Benchmark of Low Voltage
Networks
Dipl.-Ing. P. Frezzi Analyse des kurzfristigen strategischen Verhaltens an Strommärkten
Analysis of the Short-term Strategic Behaviour in Power Markets
Dipl.-Ing. R. Hermes Bewertung kostenrelevanter Einflussgrößen für Übertragungsnetze
Estimation of Cost Drivers in Transmission Networks
Dipl.-Ing. M. Hübner Druckstufenübergreifende Planung von Gasverteilungsnetzen
Long-Term Planning of Natural Gas Distribution Networks
Dipl.-Ing. S. Krahl Wahrscheinlichkeitsverteilungen von Zuverlässigkeitskenngrößen
elektrischer Verteilungsnetze
Probability Distributions of Reliability Characteristics of Electrical
Distribution Networks
Dipl.-Ing. C. Krane Bewertung der Struktur elektrischer Übertragungsnetze
Evaluating the Structure of Electrical Transmission Networks
Dipl.-Ing. T. Mirbach Simulation des europäischen Marktes für elektrische Energie
Simulation of the European Market for Electrical Energy
Dipl.-Ing. S. Ohrem Systemtechnische Auswirkungen einer großflächigen Verkabelung von
110-kV-Überlandnetzen
System-Oriented Effects of Cabling Rural 110 kV Networks
Dipl.-Ing. M.Sc. U. Padberg Stochastische Optimierung von Erdgasportfolios
Stochastic Optimization of Natural Gas Portfolios
Dipl.-Ing. T. Ringelband Netzbetrieb mit Freileitungs-Monitoring
Network Operation with Overhead Line Monitoring
Dipl.-Ing. P. Siemes Verbesserte Netzintegration von Windenergieanlagen mittels Druckluftspeichern
Advanced Integration of Wind Power by Compressed Air Energy Storages
(CAES)
Dipl.-Ing. B. Tersteegen Strompreismodelle für die mittelfristige Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Electricity Price Models for Midterm Generation and Trading Planning
Dipl.-Ing. F. Wirtz Kosten der Versorgungszuverlässigkeit elektrischer Verteilungsnetze
Correlations between Supply Reliability and Costs of Distribution
Networks
Dipl.-Ing. P. Wittenberg Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit von Gasnetzen
Evaluation of the Reliability of Gas Networks
II IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
57
61
64
67
70
73
76
79
82
85
88
91
93
96
99
102

Studienbeispiele
Selected Studies
Dipl.-Ing. M.Sc. Uwe Padberg;
Dr.-Ing. Th. Hartmann;
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig, IAEW
Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. techn.
H. Egger; Dipl.-Ing. Dr. techn. Th.
Schwaninger, KELAG – Kärntner
Elektrizitäts-Aktiengesellschaft,
Klagenfurt
Dipl.-Ing. T. Mirbach,
Dr.-Ing. G. Hinüber
Dr.-Ing. G. Hinüber, IAEW
Dr.-Ing. Ch. Zimmer; Dr.-Ing. Chr.
Maurer; Dipl.-Ing. L. Eckenroth,
CONSENTEC GmbH
Dr. Chr. Riechmann; Dr. U Brunner,
Frontier Economics
Dipl.-Ing. P. Siemes, IAEW
Dr.-Ing. H. Vennegeerts, FGH
Dipl.-Ing. S. Ohrem, IAEW
Dipl.-Ing. Th. Borchard; Dipl.-Ing.
S. Ohrem, IAEW
Dr.-Ing. Ch. Zimmer; Dipl.-Ing.
L. Eckenroth, CONSENTEC GmbH
Kurzberichte über institutsspezifische Aktivitäten
Brief Reports on Specific Activities of the Institute
Dipl.-Ing T. Borchard;
Dipl.-Ing. S. Krahl
Methoden zur Preiskalkulation für den Stromvertrieb
Methods of Price Calculation for Sales Departments of
Electrical Energy Suppliers
Bewertung von Ausbauoptionen hydraulischer Kraftwerksgruppen
Evaluating Optional Expansion for Interconnected Hydro Power Plants
Ökonomische Bewertung verschiedener Engpassmanagementmethoden
Economic Assessment of Different Congestion Management Methods
Bewertung des Optimierungspotenzials zur Integration des Windstroms
in das Verbundnetz
Potentials to Optimize the Integration of Wind Energy into the German
Interconnected System
Folgen der Großstörung in der Region Münsterland für Planung und
Betrieb von 110-kV-Überlandnetzen
Consequences of Wide-area Outages in 110 kV Overhead Line Networks
on Network Planning and Operation
Betriebswirtschaftliche Grundlagen für Ingenieure
mit Unternehmensplanspiel
Dipl.-Ing. A. Berg Studiengang Wirtschaftsingenieurwesen
Fachrichtung Elektrische Energietechnik
INHALT
Dipl.-Ing. T. Mirbach Projektarbeiten für Studierende am IAEW 129
Dipl.-Ing. F. Wirtz Interdisziplinäre Vorlesung „Berufsumfeld von Energietechnik-
Ingenieuren und Wirtschaftsingenieuren in der Praxis“
Dipl.-Ing. H. Egger; Dipl.-Ing.
P. Siemes; Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B.
Blaesig; Dipl.-Ing. Chr. Krane
E.ON Avacon/IAEW-Seminar
"Grundlagen der elektrischen Energieversorgung"
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig Aachener Energiemanager Strom und Gas 131
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig;
Dipl.-Ing. S. Ohrem
Neuer internationaler Weiterbildungskurs
"Sustainable Energy Markets"
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. B. Blaesig Berufsbegleitender Masterstudiengang "Energiewirtschaft" 132
Dr.-Ing. X. Tao; Dipl.-Ing. H. Egger Masterstudiengang "Electrical Power Engineering" an der RWTH Aachen 132
R. Piront Neues Layout der IAEW-Webseiten 133
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 III
103
108
114
117
122
127
127
130
130
132

INHALT
Dipl.-Ing. P. Frezzi; Dipl.-Ing. S.
Ohrem; Dipl.-Ing. M.Sc.
U. Padberg
Exkursionen 133
Dr.-Ing. T. Paulun Studierendenentwicklung an der RWTH Aachen und am IAEW 134
Dr.-Ing. T. Paulun Preise und Auszeichnungen 135
Dr.-Ing. X. Tao The 9 th International Conference on Probabilistic Methods Applied to
Power Systems, Stockholm, Schweden
Dipl.-Ing. B. Tersteegen Betriebsausflug nach Lammersdorf 136
Dipl.-Ing. T. Mirbach Institutsreise nach China 137
Veröffentlichungen im Berichtszeitraum
Publications
Diplom-, Master- und Studienarbeiten
Diploma, Master and Short Theses
Abgeschlossene Dissertationen
Completed PhD Theses
Aachener Beiträge zur Energieversorgung – ABEV
Publication Series – ABEV
IV IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
136
141
143
151
155

Personal
PERSONAL
Institutsleiter Univ.-Prof. Dr.-Ing. Hans-Jürgen Haubrich Tel.: +49 241 80-97652
haubrich@iaew.rwth-aachen.de
Sekretariat Anette Ringe Tel.: +49 241 80-97653
Fax: +49 24180-92197
ri@iaew.rwth-aachen.de
Lehrbeauftragte
Operation of Interconnected Prof. Dr.-Ing. Dieter Denzel vorm. RWE Net AG
Power Systems Brauweiler, Direktion
Electroheat Prof. Dr.-Ing. Axel von Starck vorm. AEG Elotherm
Remscheid, Geschäftsführung
Power Economics in Liberalised Dr.-Ing. Jochen Kreusel ABB AG
Electricity Markets Marketing und Technologie Energietechnik
Mannheim
Natural Gas Systems Dr.-Ing. Günter Wagner LIWACOM Informationstechnik GmbH
Essen, Geschäftsführung
Strom- und Gasnetzregulierung Dr.-Ing. Joachim Müller-Kirchenbauer Consentec GmbH,
Aachen
Oberingenieur Dr.-Ing. Gerd Hinüber +49 241 80-97655
gh@iaew.rwth-aachen.de
Fremdsprachensekretariat Christiane Radmacher, B.A. +49 241 80-97671
rei@iaew.rwth-aachen.de
Forschungsgesellschaft Energie Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig +49 241 80-96734
fge@iaew.rwth-aachen.de
Betriebsleiter Ferdinand Corsten +49 241 80-97665
corsten@iaew.rwth-aachen.de
Verwaltung Dagmar Gräfe +49 241 80-97665
Nicole Hamacher (Auszubildende) dg@iaew.rwth-aachen.de
Technischer Service +49 241 80-97660
Robert Piront pi@iaew.rwth-aachen.de
Manfred Kleefisch, MATA mk@iaew.rwth-aachen.de
Bernd Seifert (Auszubildender) bs@iaew.rwth-aachen.de
Klaus Dreher +49 241 80-97664
kd@iaew.rwth-aachen.de
Kristian Schmitt +49 241 80-97664
kc@iaew.rwth-aachen.de
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 1

PERSONAL
Wissenschaftliche Mitarbeiter
Forschungsgruppe "Asset Management und Regulierung"
Dr.-Ing. Tobias Paulun (Gruppenleiter) tp@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97691
Dipl.-Ing. Andreas Berg ab@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96717
Dipl.-Ing. Hermann Egger eg@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96718
Dipl.-Ing. Roland Hermes rh@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96717
Dipl.-Ing. Kerstin Meisa km@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97691
Dipl.-Inf. John Piggott jp@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96718
Forschungsgruppe "Strom- und Gasnetze"
Dipl.-Ing. Thorsten Borchard (Gruppenleiter) tb@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97689
Dipl.-Ing. Michael Hübner mh@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97691
Dipl.-Ing. Simon Prousch pr@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97656
M.Sc. Claudia Rahmann ar@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97691
Dipl.-Ing. Tilmann Ringelband tr@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97689
Dipl.-Ing. Philipp Siemes ps@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97656
Dr.-Ing. M.Sc. Xiaohu Tao xt@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96713
Forschungsgruppe "Stromerzeugung und -handel"
Dr.-Ing. Thomas Hartmann (Gruppenleiter) th@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97658
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig bb@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96734
Dipl.-Ing. Pablo Frezzi pf@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96734
Qian Meng, Ph.D. qm@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97692
Dipl.-Ing. Tobias Mirbach tm@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97692
Dipl.-Ing. M.Sc. Uwe Padberg up@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97658
Dipl.-Ing. Bernd Tersteegen bt@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97658
Forschungsgruppe "Versorgungsqualität"
Dipl.-Ing. Frank Wirtz (Gruppenleiter) fw@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96714
Dipl.-Ing. Simon Krahl sk@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96714
Dipl.-Ing. Christian Krane ck@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97654
Dipl.-Ing. Simon Ohrem so@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96711
Dipl.-Ing. Patrick Wittenberg pw@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-97614
Dr.-Ing. M.Sc. Xia Yang Zhao, xz@iaew.rwth-aachen.de +49 241 80-96731
Studentische Hilfskräfte
15 studentische Mitarbeiter mit jeweils 8 Wochenstunden
2 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Personal
Univ.-Prof. Dr.-Ing.
Hans-Jürgen Haubrich
Sekretariat
Anette Ringe
Prof. Dr.-Ing. Dieter Denzel
Lehrauftrag:
Operation of Interconnected
Power Systems
Oberingenieur
Dr.-Ing. Gerd Hinüber
Prof. Dr.-Ing. Axel von Starck
Lehrauftrag:
Electroheat
Dr.-Ing. Günter Wagner
Lehrauftrag:
Natural Gas Systems
PERSONAL
Fremdsprachensekretariat
Christiane Radmacher, B.A.
Dr.-Ing. Jochen Kreusel
Lehrauftrag:
Power Economics in
Liberalised Electricity
Markets
Dr.-Ing. Joachim Müller-
Kirchenbauer
Lehrauftrag:
Strom- und
Gasnetzregulierung
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 3

PERSONAL
Betriebsleiter
Ferdinand Corsten
Rechneradministration
Robert Piront
Technischer Service
Klaus Dreher
Auszubildender
Bernd Seiffert
Verwaltung
Dagmar Gräfe
Rechneradministration
Manfred Kleefisch, MATA
Technischer Service
Kristian Schmitt
Auszubildende
Nicole Hamacher
4 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Dipl.-Ing.
Andreas Berg
Dipl.-Ing.
Hermann Egger
Dipl.-Ing.
Roland Hermes
Dipl.-Ing.
Christian Krane
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm.
Boris Blaesig
Dipl.-Ing.
Pablo Frezzi
Dipl.-Ing.
Michael Hübner
Dipl.-Ing.
Kerstin Meisa
Dipl.-Ing.
Thorsten Borchard
Dr.-Ing.
Thomas Hartmann
Dipl.-Ing.
Simon Krahl
Dipl.-Ing.
Tobias Mirbach
PERSONAL
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 5

PERSONAL
Ph.D.
Qian Meng
Dr.-Ing.
Tobias Paulun
M.Sc.
Claudia Rahmann
Dipl.-Ing.
Bernd Tersteegen
Dipl.-Ing.
Simon Ohrem
Dipl.-Inf.
John Piggott
Dipl.-Ing.
Tilmann Ringelband
Dipl.-Ing.
Frank Wirtz
Dipl.-Ing.
Uwe Padberg
M.Sc.
Simon Prousch
Dipl.-Ing.
Philipp Siemes
Dipl.-Ing.
Patrick Wittenberg
Dr.-Ing. M.Sc.
Xiaohu Tao
Dr.-Ing. M.Sc.
Xia Yang Zhao
6 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

ORGANISATION
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 7

LEHRVERANSTALTUNGEN
Lehrveranstaltungen
Die Vorlesungen, Übungen, Praktika und Seminare des Lehrstuhls richten sich überwiegend an Studierende ab dem 5.
Studiensemester. Sie sollen Grundlagen und Spezialthemen der elektrischen Energietechnik und Energiewirtschaft sowie
allgemeingültige systemtheoretische Lösungsansätze und Anleitungen zum wissenschaftlichen Arbeiten vermitteln.
Weitere Informationen über das Interdisziplinäre Seminar "Berufsumfeld des Ingenieurs in der Praxis", englischsprachige
Vorlesungen im Rahmen des Masterstudienganges "Electrical Power Engineering", den Intensivkurs “Betriebswirtschaftliche
Grundlagen für Ingenieure“, die vom Institut angebotenen Projekt-, Studien- und Diplomarbeiten sowie die diesjährigen
Exkursionen finden Sie in den Kurzberichten ab Seite 127.
Elektrische Anlagen I etwa 80 Hörer
Elektrische Anlagen II etwa 70 Hörer
Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich
Die Vorlesungsreihe „Elektrische Anlagen“ behandelt
das gesamte Spektrum der elektrischen Energieversorgung.
Hierzu gehören die physikalischen
Eigenschaften und technischen wie mathematischen
Modelle der Komponenten des Stromversorgungssystems
in quasistationären und transienten Zuständen
sowie die darauf aufbauenden Verfahren systemtechnischer
Untersuchungen und wirtschaftlicher Bewertung.
Jede Vorlesung wird von Übungen zur Anwendung der
Theorie begleitet, die teilweise als Kleingruppenübungen
durchgeführt und von den Studierenden mit
Unterstützung der Betreuer vorbereitet werden. Am
Ende jeder Vorlesungsreihe wird zusätzlich ein 6stündiger
Blockkurs zur Vertiefung und Prüfungsvorbereitung
angeboten. Die Vorlesungsreihe wird
in deutscher Sprache als Elektrische Anlagen I und II
und in englischer Sprache als Power Systems I und II
angeboten.
Optimierung und Betrieb von Energieversorgungssystemen
etwa 10 Hörer
Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich
Diese Basisvorlesung aus dem Bereich der Energieversorgungssysteme
behandelt theoretische Grundlagen
und Einsatzweise heute bereits praxisüblicher sowie
auch neuerer Analyse- und Optimierungsverfahren der
Energieversorgung mit den Schwerpunkten quasistationäre
Netzzustandsberechnung, probabilistische Zuverlässigkeitsberechnung
und Optimierung der Strombeschaffungsplanung.
Elektrische Energie aus regenerativen Quellen
etwa 60 Hörer
Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich u. andere
Die gemeinsam mit dem Lehrstuhl für Elektrische
Maschinen (IEM) und dem Lehrstuhl für Stromrichtertechnik
und Elektrische Antriebe (ISEA) angebotene
Ringvorlesung gibt einen Überblick über die physikalischen
Grundlagen, die technisch-wirtschaftlichen
Aspekte und das Entwicklungspotenzial der Erzeugung
elektrischer Energie aus regenerativen Quellen.
Technische elektromagnetische Felder in unserer
Umwelt etwa 10 Hörer
Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich u. andere
Diese gemeinsam mit dem Forschungszentrum für
Elektro-Magnetische Umweltverträglichkeit und dem
Lehrstuhl für Hochfrequenztechnik angebotene Ringvorlesung
gibt einen Überblick über die Entstehung und
Umweltverträglichkeit elektromagnetischer Felder der
Nieder- und Hochfrequenztechnik.
Operation of Interconnected Power Systems
Prof. Dr.-Ing. D. Denzel etwa 25 Hörer
In dieser englischsprachigen Veranstaltung werden die
Aufgaben der Betriebsführung von Energieversorgungssystemen
und die jeweils verwendeten
(Rechner-) Verfahren sowohl für den Normalbetrieb als
auch für gefährdete oder gestörte Betriebszustände
behandelt.
Electric Heating etwa 20 Hörer
Prof. Dr.-Ing. A. von Starck
Nach den physikalischen Grundlagen der Wärmeerzeugung
und -übertragung wird in dieser englischsprachigen
Veranstaltung die Elektrowärmenutzung in Gebäuden
und industriellen Prozessen behandelt.
Power Economics in Liberalised Electricity
Markets etwa 20 Hörer
Dr.-Ing. J. Kreusel
Nach einer Einführung in die Grundlagen wirtschaftlichen
Handelns in der Elektrizitätswirtschaft werden die
veränderten Rahmenbedingungen auf dem Strommarkt
seit der Liberalisierung untersucht. Ein erster Schwerpunkt
ist dabei die Diskussion der Motive und Gestaltungsalternativen
von Liberalisierungsansätzen im
internationalen Vergleich. Ein zweiter Schwerpunkt ist
die eingehende Betrachtung der Rollen verschiedener
Akteure sowie der Preisbildungsmechanismen im
liberalisierten Markt. Diese Vorlesung wird in englischer
Sprache gehalten.
8 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Natural Gas Systems
Dr.-Ing. G. Wagner 25 Hörer
Diese Vorlesung vermittelt einen Überblick über den
Transport und die Verteilung von Erdgas. Sie behandelt
die folgenden Schwerpunkte: Erdgaswirtschaft, Pipelinenetze,
Druckregelung, Messung und Verdichtung,
Systemplanung, Betrieb und Abrechnung, Gas Management
Systeme, Liberalisierung des Gasmarkts. Die in
englischer Sprache gehaltene Vorlesung umfasst eine
Exkursion, z. B. zu einer Gasdruckregel- und Messanlage
oder einer Dispatching Leitstelle.
Strom- und Gasnetzregulierung
Dr.-Ing. J. Müller-Kirchenbauer 10 Teilnehmer
Diese Veranstaltung behandelt die Grundlagen und
gesetzlichen Rahmenbedingungen für eine Regulierung
in der Energiewirtschaft. Es werden die charakteristischen
Aufgabenbereiche der Bundes- und Landesregulierungsbehörden
aufgezeigt sowie wesentlich Themenschwerpunkte
der Regulierungsarbeit dargestellt.
Darüber hinaus vermittelt die Vorlesung Auswirkungen
der Regulierung auf Energieversorgungsunternehmen
und den Betrieb von Energieversorgungsnetzen. In
diesem Zusammenhang bildet die Darstellung von
Möglichkeiten zur Anwendung einer Anreizregulierung
einen wesentlichen Fokus.
Berufsumfeld von Ingenieuren in der Praxis
Referenten aus der Praxis etwa 20 Hörer
Die im Rahmen des Aktionsprogramms „Qualität der
Lehre – Innovative Reformprojekte von überregionalem
Interesse“ des Ministeriums für Wissenschaft und
Forschung des Landes Nordrhein-Westfalen entwickelte
Vorlesungs- und Diskussionsveranstaltung ermöglicht
Studierenden in der Schlussphase ihres Studiums
einen vielseitigen Einblick in ihr zukünftiges Berufsumfeld
und das Gespräch mit Führungskräften aus der
Praxis.
Intensivkurs
Betriebswirtschaftliche Grundlagen für Ingenieure
(mit Unternehmensplanspiel)
4 Kurse mit jeweils 18 Teilnehmern
In diesem Intensivkurs vermitteln IAEW-Referenten
wesentliche betriebswirtschaftliche Grundlagen, die in
einem rechnerbasierten Praxisteil angewandt werden.
Dabei wird auf die spezifische wirtschaftliche Struktur
und die rechtlichen Rahmenbedingungen der Elektrizitätsversorgung
eingegangen, die im Planspiel abgebildet
werden.
Projektarbeiten
LEHRVERANSTALTUNGEN
Der Weg zum langfristig optimalen Hochspannungsnetz
9 Teilnehmer
Am IAEW entwickelte und praxisbewährte Optimierungsverfahren
ermöglichen die „Grüne Wiese”-
Planung kostenoptimaler Netze. Dies lässt die Frage
offen, ob und wie vom bestehenden Netz ausgehend
das kostenoptimale Zielnetz möglichst wirtschaftlich
erreichbar ist. Im Rahmen dieses Projektes soll anhand
eines realen Hochspannungsnetzes und des zugehörigen
Zielnetzes ein wirtschaftlich sinnvoller schrittweiser
Übergang erarbeitet und das dadurch erzielte
Einsparpotenzial quantifiziert werden. Zur Bestimmung
der einzelnen Übergangszustände ist es notwendig,
neben den Zu- und Abbaukosten die Altersstruktur der
bestehenden Betriebsmittel in die Betrachtung einzubeziehen.
Alle Zwischenzustände müssen allen technischen
und Sicherheits-Kriterien genügen. Für diese
Überprüfung wird ein am IAEW entwickeltes Programmpaket
zur Netzzustandsanalyse eingesetzt.
Einsatz von Wasserkraftwerken im Strommarkt
13 Teilnehmer
Wasserkraftwerke ermöglichen eine umweltschonende,
emissionsfreie Umwandlung von potentieller (Wasser-)
Energie in elektrische Energie. Vor allem im Vergleich
zu thermischen Kraftwerken zeichnen sie sich zudem
durch eine hohe Einsatzflexibilität aus, die Vorteile bei
der Vermarktung der elektrischen Energie an Strombörsen
bietet. Im Rahmen dieses Projektes soll für eine
reale Wasserkraftwerksgruppe in Österreich der optimale
Einsatz, orientiert an Marktpreisen, ermittelt
werden. Dabei sind beispielsweise die sich im Zeithorizont
der Planungsrechnungen ändernden Zuflüsse zu
den Speicherbecken sowie die unsicheren Marktpreise
für elektrische Energie geeignet durch Varianten abzubilden
und zu bewerten. Zunächst sollen aus öffentlich
zugänglichen Quellen ein Datenmodell der Wasserkraftwerksgruppe
abgeleitet sowie Zufluss- und Marktpreisvarianten
generiert werden. Die Quantifizierung
des Wertes erfolgt anschließend unter Nutzung eines
am IAEW entwickelten, praxisbewährten Optimierungsverfahrens.
Zuverlässigkeitsbewertung eines 110/20-kV-
Netzes im Ist-Zustand und bei Anschluss eines
Industriekunden 5 Teilnehmer
Das Projekt umfasst zwei Aspekte der Zuverlässigkeitsbewertung.
Zuerst wird ein real existierendes Netz
hinsichtlich der Kosten und der Versorgungszuverlässigkeit
quantitativ bewertet. Dabei werden die üblichen
Vorgehensweisen bei der Zuverlässigkeitsbewertung
angewendet. Im zweiten Schritt ist ein Industriekunde
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 9

LEHRVERANSTALTUNGEN
in das vorher betrachtete Netz zu integrieren. Die
Kosten technisch möglicher Varianten sind unter
Beachtung der geforderten Versorgungszuverlässigkeit
zu ermitteln und gegenüber zu stellen. Die Berechnungen
der Zuverlässigkeit werden händisch und unter
Zuhilfenahme moderner rechnergestützter Netzanalyseverfahren
durchgeführt.
Grundsatzplanung elektrischer Mittelspannungsnetze
12 Teilnehmer
Im Rahmen dieses für Masterstudenten und -studentinnen
angebotenen Projekts wird eine Grundsatzplanung
für ein deutsches städtisches Mittelspannungsnetz
unter Einsatz moderner Rechnerwerkzeuge durchgeführt.
Verschiedene typische Netzstrukturen können
dabei zur Lösung der gegebenen Planungsaufgabe
eingesetzt werden. Eine Auswahl aus den so vermittelten
Zielnetzen erfolgt hinsichtlich technischer und
ökonomischer Kriterien. Die Ergebnisse der Grundsatzplanung
präsentieren und diskutieren die Studierenden
wie bei allen am IAEW abgehaltenen Projekten abschließend
in Kurzvorträgen.
Praktika
Elektrotechn. Praktikum II etwa 280 Teilnehmer
Das Elektrotechnische Praktikum II ist eine Pflichtveranstaltung
für die Studierenden des dritten Semesters
im Studiengang Elektrotechnik und Informationstechnik
mit Versuchen zur Messtechnik in Wechsel- und
Drehstromsystemen. Es wird zusammen mit dem
Lehrstuhl für Elektrische Maschinen durchgeführt.
Energietechn. Praktikum etwa 60 Teilnehmer
In diesem zweisemestrigen Praktikum für Studierende
im Hauptstudiengang werden die in den Vorlesungen
abgeleiteten Grundlagen über das Komponenten- und
Systemverhalten an Analog- und Rechnermodellen
demonstriert. Das Praktikum wird zusammen mit den
Lehrstühlen für Elektrische Maschinen, Hochspannungstechnik
sowie Stromrichtertechnik und Elektrische
Antriebe durchgeführt.
Seminare
Doktoranden-Seminar
In dieser institutsinternen Seminarreihe berichtet jeder
Doktorand einmal jährlich während einer 3-stündigen
Veranstaltung über Ziele, Lösungsverfahren, Ergebnisfortschritt
und Zeitplan seiner Arbeit.
Diplomarbeits-Seminar
Zum Abschluss der Diplomarbeit muss jeder Student in
einem halbstündigen, frei gehaltenen Vortrag mit
Diskussion über seine Arbeit berichten. Vortrag und
Diskussion gehen in die Bewertung der Diplomarbeit
ein.
Seminar zum Praxissemester
Die Studierenden der Elektrotechnik und Informationstechnik
müssen über die im Praxissemester gemachten
Erfahrungen im Rahmen eines Seminarvortrages
berichten. Dieses Seminar wird in Zusammenarbeit der
vier energietechnischen Institute der RWTH Aachen
durchgeführt.
Forschungsseminar
Im Rahmen des institutsinternen Forschungsseminars
wird vornehmlich über aktuelle Forschungsprojekte, die
im Auftrag und in enger Zusammenarbeit mit der Praxis
am Institut durchgeführt werden, berichtet.
Rechnerseminar
Das Rechnerseminar dient dazu, sämtliche Institutsmitarbeiter,
einschließlich der studentischen Hilfskräfte,
über Neuerungen im Rechnersystem des Instituts zu
informieren sowie Hilfestellungen zu Anwendungsprogrammen,
Programmiertechniken usw. zu geben.
10 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Mitarbeit in Gremien
Nordrhein-Westfälische Akademie der Wissenschaften,
Klasse für Natur-, Ingenieur- und Wirtschaftswissenschaften
Konvent für Technikwissenschaften der Berlin-Brandenburgischen
und Nordrhein-Westfälischen Akademie der Wissenschaften
akatech – Konvent für Technikwissenschaften der Union der
deutschen Akademie der Wissenschaften e. V.
Forschungsbeirat der Forschungsgemeinschaft
für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. (FGH)
GREMIEN
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Forschungsbeirat der Forschungsstelle für Elektropathologie Prof. Haubrich
Arbeitskreis Energie-Informationstechnologie der Forschungsgemeinschaft
für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e. V. (FGH)
Prof. Haubrich
Auswahlkommission für DAAD-Stipendiaten bzw. Lektoren Prof. Haubrich
Professor Dr. Koepchen-Studienstiftung (Stiftungsrat) Prof. Haubrich
Rationelle Energieumwandlung (REU), Forschungszentrum Karlsruhe (Beirat) Prof. Haubrich
CIGRÉ Deutsches Komitee der CIGRE beim VDE (Gast) Prof. Haubrich
Energietechnische Gesellschaft (ETG) – FB 2 "Übertragung
und Verteilung elektrischer Energie" (Mitglied)
Prof. Haubrich
IEEE, Power Engineering – German Section (Assessor for Power Engineering) Prof. Haubrich
Fachzeitschrift „Energiewirtschaftliche Tagesfragen“
(Wissenschaftlicher Beirat)
Fachzeitschrift „European Transactions on Power Engineering” (ETEP)
(Chairman of the Editorial Board)
Journal for Scientific Research, International Advisory Editorial Board,
Sultan Qaboos University, Oman
Technisch-Wissenschaftlicher Beirat der GEA Holding für Energietechnik (GHE)
(Mitglied)
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Prof. Haubrich
Wissenschaftlicher Arbeitskreis für Regulierungsfragen der BNetzA (Mitglied) Prof. Haubrich
Wissenschaftlicher Beirat des Bundesverbandes für Windenergie e.V (Mitglied). Prof. Haubrich
European Energy Institute, KU Leuven, Belgien (Gründungsmitglied) Prof. Haubrich
Energiebeirat der Stadt Aachen Dr.-Ing. Hinüber
VDN Projektgruppe „Störungsstatistik“ Dipl.-Ing. Krane
Cigre WG C1-17 "Planning to Manage Power Interruption Events" Dr.-Ing. Paulun
NETOMAC – Benutzerkreis Dipl.-Ing. Siemes
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 11

Forschungsgesellschaft FGE
Aufgabe der FGE
Aufgabe der Forschungsgesellschaft Energie e.V. (FGE)
ist die Förderung der Forschung an der RWTH Aachen
auf dem Gebiet der Energieversorgung. Technische
Fragestellungen sind dabei ebenso Forschungsgegenstand
wie wirtschaftliche Themen. Die FGE fördert
zudem den Austausch von Erfahrungen zwischen ihren
Mitgliedern und unterstützt die Ausbildung des Ingenieurnachwuchses.
Die wissenschaftliche Begrenzung
ihrer Aufgaben verbietet die Unterordnung unter
partikuläre Interessen politischer oder wirtschaftlicher
Art. Die Gesellschaft verfolgt somit ausschließlich und
unmittelbar gemeinnützige Zwecke. Dem Kuratorium
der FGE gehört neben gewählten Vertretern aus dem
Mitgliederkreis der Rektor der RWTH Aachen an.
Vorsitzender des Kuratoriums ist Dipl.-Ing. M. Fuchs,
Vorsitzender der Geschäftsleitung von E.ON Netz
GmbH. Mit der Geschäftsführung ist Prof. Dr.-Ing. H.-J.
Haubrich, Leiter des IAEW, beauftragt.
Ihren Aufgaben kommt die FGE in enger Zusammenarbeit
mit dem Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
(IAEW) nach. Zahlreiche Forschungsaktivitäten,
Vortragsveranstaltungen und Publikationen wurden
bereits von der FGE initiiert bzw. herausgegeben.
Hierzu gehören unter anderem auch die FGE-Tagungen
zu aktuellen Fragen der Energiewirtschaft sowie die
jährlich etwa sechs abendlichen Fachvorträge (FGE-
Kolloquien). Über aktuelle Forschungsergebnisse
berichten kurzgefasste Informationsblätter sowie der
vorliegende FGE-Jahresbericht.
Mitgliedsunternehmen
50
40
30
20
10
0
Start 1958: 10 Mitgliedsunternehmen
Stand2007: 57 Mitgliedsunternehmen
sonstige
Industrie
Energieversorgung
FGE
Der FGE gehören z. Zt. fast 60 Energieversorgungs-,
Industrie- und Beratungsunternehmen an (s. Seite 15).
Damit hat sich die FGE im letzten Jahrzehnt sehr positiv
entwickelt, obwohl in den letzten Jahren infolge von
Unternehmenszusammenschlüssen und Umstrukturierungen
im Bereich der Energieversorgung Mitgliedschaften
zusammengefasst wurden. Erfreulich ist die
Tatsache, dass auch Unternehmen aus dem benachbarten
Ausland der FGE angehören. Auch spiegelt sich in
den Mitgliedsunternehmen der FGE die zunehmende
Liberalisierung des europäischen Elektrizitätsmarktes
wider: Neben Industrie- und Energieversorgungsunternehmen
bewerben sich zunehmend auch Stromhandels-
und Beratungsunternehmen um die FGE-Mitgliedschaft.
FGE-Tagung
Die FGE-Tagung findet als zweitätige Vortragsveranstaltung
im Abstand von zwei bis drei Jahren in Aachen
statt und richtet sich an Entscheidungsträger aus
Energieversorgung, Industrie, Beratungsunternehmen,
Behörden und Forschung. Die stets hohe Teilnehmerzahl
bestätigt Themen- und Referentenwahl und belegt
das große Interesse an diesen Veranstaltungen. So war
auch die letzte FGE-Tagung mit rund 450 Teilnehmern
im Herbst 2005 ein voller Erfolg.
Die nächste Tagung wird zum Thema „Markt und
Netze - Ordnungsrahmen, Effizienz und Qualität der
Stromversorgung“ am 20. und 21. September dieses
Jahres stattfinden.
Fusionen von
Mitgliedsunternehmen
1990 1995 2000 2005
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 13
2007

FGE
FGE-Kolloquium
In jedem Semester findet an 3 Donnerstagen um
18:00 Uhr das FGE-Kolloquium mit ca. einstündigem
Vortrag und anschließender Diskussion im Hörsaal des
IAEW statt. Fachleute aus Industrie, Energieversorgung,
Hochschulen und Behörden berichten über aktuelle
Entwicklungen in Energietechnik, -wirtschaft und
-politik. Nachfolgend ist das Programm für den Berichtszeitraum
aufgeführt:
Wintersemester
9. November 2006
Dr. rer. nat. Kurt Fischer
Vice President Strategic Marketing AREVA NP GmbH,
Erlangen
Perspektiven für die Kernenergie in Europa
18. Januar 2007
Prof. Dr.-Ing. Klaus Homann
Vorsitzender der Geschäftsführung RWE-Transportnetz
Gas und Transgas Net, Essen, Prag
Erdgas – alles wie beim Strom?
25. Januar 2007
Dr.-Ing. Matthias Luther
Project Director IPS/UPS Study UCTE, Brüssel
Machbarkeitsstudie zum Synchronverbund von
IPS/UPS mit UCTE
Sommersemester
10. Mai 2007
Dr.-Ing. Klaus von Sengbusch
Strategisches Marketing
ABB AG, Mannheim
Wide Area Monitoring Systeme - aktuelle Erfahrungen
und zukünftige Anwendungsbereiche
21. Juni 2007
Dr. Konstantin Petrov / Bart Franken
Principal Consultant
KEMA Bonn, Deutschland / KEMA Arnhem,
Niederlande
Regulierung der Stromnetze in den Niederlanden
12. Juli 2007
Dipl.-Ing. Wolfgang Nolden / Dipl.-Ing. Hans-Peter May
Engineering Power Cables / Fibre Optic Applications
nkt cables GmbH, Köln
Temperaturmonitoring und Real Time Rating
(RTTR) für Hochspannungskabel und Freileitungen
FGE-Seminar
Am 18. Mai 2006 haben fast 100 Teilnehmer, vorzugsweise
aus dem Bereich der Netzbetreiber, an dem
erstmalig durchgeführten FGE-Seminar zum Thema
„Neue Verfahren zur Analyse und Effizienzverbesserung
elektrischer Übertragungs- und Verteilungsnetze“
teilgenommen. Das Programm umfasste folgende,
intensiv diskutierte Vorträge:
Teil 1: Neue Netzanalyseverfahren
Leitung: Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich
Geschäftsführendes Kuratoriumsmitglied der FGE e.V.
Probabilistische Lastflussberechnung unter
Unsicherheiten
Dr.-Ing. K. v. Sengbusch
Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und
Stromwirtschaft (FGH) e.V., Mannheim
Bessere Netznutzung durch probabilistische
Spannungsbewertung
Dr.-Ing. Dipl.-Wirtsch. Ing. Ch. Maurer
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
Neue Entwicklungen und Schätzverfahren zur
Zuverlässigkeitsbewertung von Verteilungsnetzen
Dipl.-Ing. F. Wirtz
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
Modell- und Referenznetzanalyse für Netzplanung
und Anreizregulierung
Dr.-Ing. W. Fritz
Consentec GmbH, Aachen
Teil 2: Neue Netzoptimierungsverfahren
Leitung: Dr.-Ing. A. Montebaur
E.ON Avacon AG, Braunschweig
Optimierte Zielnetzplanung für Hochspannungsnetze
Dr.-Ing. Dipl.-Wirtsch. Ing. Ch. Maurer
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
Optimierte Zielnetzplanung für Mittelspannungsnetze
M. Sc. X. Tao
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
Optimale Ausbauplanung vom Istnetz zum Zielnetz
Dipl.-Ing. T. Paulun
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
14 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Mitgliedsunternehmen der FGE und deren Vertreter
MITGLIEDSUNTERNEHMEN DER FGE
Aare-Tessin AG für Elektrizität, Olten (CH) Dipl. El.-Ing. ETH H. Niklaus, Geschäftsbereichsleiter
ABB AG, Mannheim Dr.-Ing. J. Schneider, Vorstandsmitglied
Aktiengesellschaft für Versorgungsunternehmen (AVU),
Gevelsberg
Dr.-Ing. C. Bongers, Vorstandsmitglied
AREVA Energietechnik GmbH, Mönchengladbach Dr.-Ing. J. Schwarz, Prokurist
Bayer Industry Services GmbH & Co. OHG, Leverkusen Dipl.-Ing. U. W. Stein, Leiter Energiedienste
CONSENTEC Consulting für
Energiewirtschaft und -technik GmbH, Aachen
Dr.-Ing. W. Fritz, Geschäftsführer
Consulectra Unternehmensberatung GmbH, Hamburg Dr.-Ing. R. Rosenberger, Geschäftsführer
DB Energie GmbH, Frankfurt a. M. Dipl.-Ing. T. Groh, Geschäftsführer
Degussa AG, Hanau Dr. C. Bauer, Company Energy Management
Deutsche Essent GmbH, Düsseldorf Ir. P.J.M. van Son, Geschäftsführer
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH,
Dortmund
Dr.-Ing. Ralf Karpowski, Geschäftsführer
E-Bridge Consulting GmbH, Bonn Dr.-Ing. J. Büchner, Geschäftsführer
EEX European Energy Exchange AG, Leipzig Dr.-Ing. A. Moser, Director Clearing & Settlement
EnBW Regional AG, Stuttgart Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. T. Gößmann, Vorstandsmitglied
EnBW Transportnetze AG, Stuttgart Dipl.-Ing. R. Joswig, Vorstandsmitglied
Energieversorgung Offenbach AG, Offenbach a. M. Dr.-Ing. K. Hunsänger, Technisches Vorstandsmitglied
envia Verteilnetz GmbH, Halle/Saale Dr.-Ing. W. Gallas, Geschäftsführer
E.ON Avacon AG, Helmstedt Matthias Herzog, Mitglied des Vorstandes
E.ON Netz GmbH, Bayreuth Dipl.-Ing. M. Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung
EOS Holding, Lausanne (CH) Dipl.-Ing. Hans E. Schweickardt, Generaldirektor
ENSO Strom AG, Dresden Dipl.-Ing. D. Behrendt, Vorstandsmitglied
Fichtner GmbH & Co. KG, Stuttgart Dipl.-Ing. Ralf Eppin, Geschäftsbereichsleiter
Industrial Consulting International, Mettmann Dr. rer. pol. W. Dotzenrath
KELAG – Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt (A) Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. H. Egger, Vorstandsmitglied
KEMA Consulting GmbH, Bonn Dipl.-Wirt. Ing. D. Fenske, Geschäftsführer
Lahmeyer International GmbH, Frankfurt
Lechwerke AG, Augsburg
Linz AG für Energie, Telekommunikation, Verkehr und
kommunale Dienste, Linz (A)
Thomas Kraneis, Leiter des Geschäfts-bereichs Energie
Dipl.-Ing. Paul Waning, Vorstandsmitglied
Dipl.-Ing. Dr. J. Heizinger, Vorstandsmitglied
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 15

MITGLIEDSUNTERNEHMEN DER FGE
MANAGEMENT ENGINEERS GmbH + CO. KG,
International Consultants, Düsseldorf
Dipl.-Ing. Martin Dekker, Partner
Mark-E AG, Hagen Dr.-Ing. R. Bäumer, Technisches Vorstandsmitglied
MVV Energie AG, Mannheim Dr. W. Dub, Technisches Vorstandsmitglied
N-ERGIE Aktiengesellschaft, Nürnberg Dr.-Ing. G. Jákli, Geschäftsführer der Netz GmbH
nkt cables GmbH, Köln Dr. rer. nat. V. Waschk, Direktor
Pfalzwerke AG, Ludwigshafen Dipl.-Ing. G. Richter, Abteilungsleiter
Pfisterer Kontaktsysteme GmbH & Co KG, Winterbach Dipl.-Ing. M. Schuster, Geschäftsführer
ProCom Systemhaus und Ingenieurunternehmen GmbH,
Aachen
PSI Aktiengesellschaft für Produkte und Systeme der
Informationstechnologie, Berlin
Dr. M. Scheidt, Geschäftsführer
Dipl.-Ing. M. Bauer, Geschäftsbereichsleiter Energie
RheinEnergie AG, Köln Dipl.-Ing. V. Staufert, Vorstandsmitglied
rhenag Rheinische Energie AG, Köln Dipl.-Ing. B. Probst, Abteilungsleiter
RWE Energy AG, Dortmund Dr.-Ing. J. Schneider, Leiter Asset Management
RWE Transportnetz Strom GmbH, Dortmund Dr.-Ing. K. Kleinekorte, Geschäftsführer
SAG Energieversorgungslösungen GmbH, Langen Dr. K.-J. Junglas, Technischer Geschäftsführer
Siemens AG, Erlangen Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. U. Niehage, Vorsitzender des
Bereichsvorstandes
SOPTIM AG, Aachen Dr.-Ing. H. Röllinger, Vorsitzender des Vorstandes
Stadtwerke Aachen AG, Aachen Dr.-Ing. J. Nachtkamp, Leiter Netzmanagement
Stadtwerke Bochum GmbH, Bochum Dipl.-Ing. D. Spohn, Geschäftsführer
Städtische Werke AG, Kassel Dipl.-Ing. E. Rittmeyer, Abteilungsltr. Stromversorgung
Statkraft Markets GmbH, Düsseldorf Dr.-Ing. J. Tzschoppe, Regional Director New Energy
Süwag Netz GmbH, Frankfurt Dipl.-Ing. M. Laufs, Geschäftsführer
swb Netze GmbH & Co. KG, Bremen Dipl.-Ing. A. Krüppel, Techn. Geschäftsführer
swissgrid ag, Laufenburg (CH) Dipl.-Ing. T. Tillwicks, Bereichsleiter Netzwirtschaft
TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG, A-Innsbruck Dipl.-Ing. S. Oblasser, Leiter Technologieentwicklung
Trianel European Energy Trading GmbH, Aachen Dipl.-Ing. R. Goethe, Geschäftsführer
TÜV Süddeutschland Holding AG, München Dr.-Ing. A. Stepken, Vorstandsmitglied
Vattenfall Europe Transmission GmbH, Berlin Dipl.-Ing. W. Neldner, Geschäftsführer
Verbund-Austrian Power Grid AG, Wien (A) Dipl.-Ing. W. Haimbl, Direktor
Vorarlberger Illwerke AG, Schruns-Rodund (A) Dipl.-Ing. H. Wiederin, Prokurist, Leiter Energiewirtschaft
16
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Risk Management in Generation and Trading Planning of Electrical Energy
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig
bb@iaew.rwth-aachen.de
DISSERTATIONEN
Der erhöhte Kostendruck auf Stromerzeugungs- und Handelsunternehmen, resultierend aus dem derzeitigen Einsatz der
Kraftwerke am freien Markt für elektrische Energie, führt dazu, dass Unternehmen ihre Risiken mit höchster Priorität
steuern müssen. Da im Zuge der Liberalisierung die Unsicherheit verschiedener Eingangsgrößen der Strombeschaffung,
wie z. B. die Volatilität des Strompreises, gestiegen ist, sind die Unternehmen höheren Risiken ausgesetzt. Außerdem
haben Unternehmensinsolvenzen in den vergangenen Jahren gezeigt, dass ein Risikomanagement notwendig ist, um sich
gegen den Ausfall von Handelspartnern abzusichern, damit durch einen solchen keine hohen Verluste entstehen. Daraus
und aus Risikomanagementvorschriften folgt ein hoher und steigender Bedarf an Risikomanagementmethoden. Ziel
dieser Arbeit ist die Entwicklung geeigneter Methoden, mit denen es möglich ist, unter Steuerung des Risikos eine
Stromerzeugungs- und Handelsplanung durchzuführen, die einen deckungsbeitragsmaximalen Kraftwerkseinsatz liefert.
Durch ein nachgeschaltetes und ein integriertes Risikomanagement, die im Rahmen dieser Arbeit entwickelt wurden,
werden die Kosten und Auswirkungen der Risikoabsicherung aufgezeigt. Untersuchungen eines hydraulischen und
thermischen Modellsystem zeigen, wodurch und in welchem Maße eine Absicherung der Risiken von Stromerzeugungs-
und Handelsunternehmen möglich und sinnvoll ist. Zusätzlich werden die Vorteile des integrierten Risikomanagements
gegenüber dem nachgeschalteten Ansatz aufgezeigt.
Due to increased cost pressure on power generation
and trading companies, caused by operation under
market conditions, a cost-efficient management of the
risks becomes more important. As a result of the liberalization
of the markets for electrical energy companies
are exposed to higher uncertainties within power generation
and trading planning, e.g. the volatility of the
electrical energy prices and of the prices for primary
energies, especially natural gas. Additionally, bankruptcies
of companies in the energy sector, e.g. ENRON
or TXU Europe, have shown that the loss of trading
partners can cause a major disprofit if not hedged
appropriately. Together with risk management regulations,
the need for risk management is increasing.
The objective of this work is the development of adequate
methods for generation and trading planning,
i.e. maximization of the contribution margin, taking the
risks into account. The risk management process comprises
identification and analysis of the risks and their
impacts as well as the control of the occurring risks.
In this work two approaches, a separate ex-post and an
integrated risk management method, have been
developed using appropriate algorithms. The ex-post
approach keeps the schedule of the power plants from
the generation planning and optimizes the trading
decisions by means of risk management concepts. The
integrated approach yields the optimal generation and
trading decision in terms of maximal contribution
margin as well as minimal risk in one step.
The multicriterial optimization of the maximal contribution
margin as well as the minimal risk is implemented
either by risk constraints which restrict the risk to a
maximum or by utility functions which map the combination
of contribution margin and risk to a single
criterion.
The investigations of two different systems, a hydraulic
and a thermal dominated system, demonstrate the
results of the different risk management methods. The
integrated method illustrates that redispatch of hydraulic
power plants can lower the risk. This is due to the
long term time-coupling constraints of the storage capabilities
of hydraulic power plants. The redispatch of
thermal power plants does not allow to control the
risks.
Investigation of the effectiveness of the risk management
methods using different power markets show improvement
of the risk control participating in these
markets compared to the redispatch. Entering markets
for weather and primary energy derivatives reduces the
risk of the portfolio.
The investigations show the tradeoff between contribution
margin and risk. Depending on the risk aversion of
the company, the risk can be reduced for the trade-off
of a lower contribution margin.
Comparing the results of the ex-post and the integrated
risk management, it can be summarized that the
integrated approach is more effective. This is due to
the advantage of the integrated risk management
method using both redispatch of the power plants for
risk management reasons and for adaptation to
changed trading decisions.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 17

DISSERTATIONEN
1 Einleitung
Die Entwicklungen in der Energiewirtschaft in den
letzten Jahren haben dazu geführt, dass die Stromerzeugungs-
und Handelsunternehmen im freien Wettbewerb
stehen und dem Kostendruck des Marktes
ausgesetzt sind. Durch den stark gestiegenen Stromhandel
orientiert sich der Strompreis am Markt für
elektrische Energie und nicht mehr an den Kosten der
Einzelunternehmen, so dass erhöhte Kosten, z. B. durch
eingegangene Risiken, zu Verlusten im Unternehmen
führen können. Vor der Liberalisierung konnten die entstandenen
Kosten durch langfristige Preisanpassungen
auf den Endverbraucher abgewälzt werden. Die Entwicklung
zeigt, dass sich Unternehmen jetzt gegen
Risiken absichern müssen, wobei unter diesen Rahmenbedingungen
der Deckungsbeitrag maximiert
werden soll.
Im Rahmen der Entwicklungen der letzten Jahre haben
sich die stochastischen Parameter der Eingangsgrößen
für Stromerzeugungs- und Handelsplanung deutlich verändert.
Es sind verschiedene Märkte entstanden, wie
z. B. der Spotmarkt an der European Energy Exchange
(EEX) in Leipzig, an dem u. a. elektrische Energie in
stündlichen Produkten gehandelt wird. Die entsprechenden
Preise schwanken sehr stark und lagen im
Jahr 2006 zwischen 0 und 2000 Euro/MWh [1], während
vor der Liberalisierung der Stromhandel meist
durch langfristige Verträge mit deutlich stabileren
Preisen durchgeführt wurde. Ebenso ist der Preis für
Primärenergien – vor allem Gas – seit der Liberalisierung
des Gasmarktes stärkeren Schwankungen unterworfen.
Weiterhin sind Fluktuationen in der Vertriebslast
zu beobachten, die auf das Verhalten der einzelnen
Kunden zurückzuführen sind. Durch die Möglichkeit,
den Stromversorger zu wählen, hat sich die Anzahl an
Kunden zu einer variablen Größe entwickelt, wodurch
die Schwankungen in der Vertriebslast langfristig
verstärkt wurden.
Die gestiegene Unsicherheit der Eingangsgrößen zeigt,
dass Unternehmen einem erhöhten Risiko ausgesetzt
sind und außerdem die Verantwortung für dieses Risiko
selbst übernehmen müssen. Unternehmensinsolvenzen
– wie bei ENRON oder TXU Europe – haben gezeigt,
dass auch große Unternehmen in der Energiewirtschaft
dem Insolvenzrisiko ausgesetzt sind und dass Handelspartner
ausfallen können. Daher wird ein entsprechendes
Risikomanagement benötigt, um sich gegen die aus
dem Ausfall entstehenden Verluste abzusichern. Aus
diesem Grund wird seit 1998 im Gesetz für Kontrolle
und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG)
gefordert, Risiken – vor allem solche, die den Fortbestand
des Unternehmens gefährden – zu berücksichtigen
[2].
Um den veränderten Anforderungen in der Energiewirtschaft
gerecht zu werden, ist es notwendig, den stetig
steigenden Bedarf an Risikomanagement durch geeignete
Methoden zu decken. Daher ist das Ziel dieser
Arbeit, durch verschiedene Risikomanagementmethoden
das Risiko der Stromerzeugungs- und Handelsunternehmen
kostenminimal zu reduzieren.
2 Analyse und Modellbildung
2.1 Systemabgrenzung und Planungsunsicherheiten
In der Stromerzeugungs- und Handelsplanung wird das
Beschaffungsportfolio für elektrische Energie eines
Unternehmens meist im Zeitbereich von bis zu einem
Jahr optimiert. Dabei besteht, wie in Bild 1 dargestellt,
die Möglichkeit, Strom an börslichen Handelsplätzen
oder bilateral von anderen Unternehmen zu unsicheren
Preisen zu beziehen oder die elektrische Energie in
eigenen thermischen und hydraulischen Kraftwerken zu
erzeugen. Hydraulische Kraftwerke sind dabei in ihrem
Einsatz von der dargebotenen Menge an Wasser
abhängig; der Einsatz thermischer Kraftwerke ist durch
die Brennstoffe bestimmt, die bei den Primärenergien,
Gas und Steinkohle, einer Preisunsicherheit ausgesetzt
sind. Außerdem stehen thermische Kraftwerke zu
bestimmten Zeiten plan- oder außerplanmäßig nicht zur
Verfügung, und es müssen CO 2 -Zertifikate für die
Verstromung der Primärenergien beschafft werden.
Handelspartner, mit denen Verträge über Primärenergielieferungen
oder ein Handel mit elektrischer Energie
vereinbart wurden, können ausfallen, wodurch eine
weitere Unsicherheit im System auftritt.
Strompreise
Fahrplanenergiemarkt
dargebotsabh.
Erzeugung
∼
hydr.
Erzeugung
Planungsunsicherheiten
Ausfall von
Handelspartnern
Versicherungs-/
Derivatemarkt
abgeschl.
Geschäfte
Reservemarkt
∼
therm.
Erzeugung
Dargebot Zuflüsse Nachfrage
Bild 1: Systemabgrenzung
Primärenergiepreise
Primärenergiemärkte
Verträge
Emissionszertifikate
Kraftwerksausfälle
Ausfall von
Handelspartnern
Handelsunternehmen, die elektrische Energie an
Endkunden vertreiben, versorgen durch Handel mit
elektrischer Energie ihre Kunden, deren Nachfrage nur
unter Unsicherheit prognostiziert werden kann. Für
Windenergieanlagenbetreiber ist der Wind, der ins
18 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Netz eingespeist wird, eine Größe, die gerade im
mittelfristigen Zeitbereich enormen Schwankungen
unterliegt. Systemdienstleistungen, wie z. B. die
Reserve, sind alternative Absatzmärkte für Kraftwerksbetreiber.
Bild 1 zeigt einen Überblick über alle Systemkomponenten
und die entsprechenden Unsicherheiten.
Je nach Unternehmenstyp und -größe sind bestimmte
Komponenten nicht Bestandteil des betrachteten
Unternehmens.
2.2 Risikobetrachtung
Das Risikomanagement kann in verschiedene Schritte
unterteilt werden, wobei am Anfang immer eine
Identifikation und entsprechende Analyse der Risiken
und der passenden Absicherungsinstrumente steht.
Anschließend können diese Risiken je nach Risikoaversion
gesteuert werden.
Unter Risikosteuerung wird die aktive Beeinflussung
der Risikopositionen durch entsprechende Instrumente
verstanden. Dies kann auf unterschiedliche Weise
geschehen und wird im Folgenden anhand eines
Beispiels erläutert:
Werden zwei Positionen (Wertpapiere, Produkte auf
elektrische Energie, usw.) betrachtet, die verschiedene
Renditen sowie unterschiedliche Risiken aufweisen,
können durch Mischung dieser zwei Positionen beliebig
viele Portfolios realisiert werden. Die zu erwartende
Rendite des Portfolios lässt sich aus den Renditen der
Einzelpositionen und der Zusammensetzung des
Portfolios bestimmen. Das Risiko des Portfolios hängt
von den Einzelrisiken und der Korrelation der Positionen
ab. Bei vollständig korrelierten Positionen lässt sich
sogar ein risikoloses Portfolio konstruieren. In Bild 2
sind – durch die Verbindungslinie zwischen den zwei
Positionen, dessen steigender Ast als effektiver Rand
des Portfolios bezeichnet wird – für zwei korrelierende
Positionen alle zu realisierenden Portfolios aufgetragen.
Risiko
Risikogrenze
Position 2
zu realisierendes Portfolio
bei Risikobegrenzung Position 1
Bild 2: Risikomodellierung
Rendite
Isonutzenfunktionen
steigender
Nutzen
zu realisierendes Portfolio
bei Nutzenmaximierung
DISSERTATIONEN
Wird eine Risikorestriktion eingeführt, die es verbietet,
eine bestimmte Risikogrenze zu überschreiten, werden
alle Portfolios, die innerhalb des grau schraffierten
Bereiches liegen, aus der Menge der erlaubten Portfolios
entfernt. Erfolgt anschließend eine Maximierung
der Rendite des Risikos, wird das in Bild 2 gekennzeichnete
Portfolio realisiert.
Alternativ zur Begrenzung des Risikos kann das Risiko
unter Maximierung der Rendite minimiert werden.
Dafür wird jeder Risiko-Rendite-Kombination ein
Nutzen zugeordnet. Wird Risikoaversion vorausgesetzt,
kann ein höheres Risiko durch eine höhere Rendite
entschädigt werden, wodurch Funktionen gleichen
Nutzens entstehen, die im Folgenden Isonutzenfunktionen
genannt werden. Alle Portfolios, die auf einer
Isonutzenfunktion liegen, die durch quadratische
Funktionen modelliert werden, spenden dem Anwender
den gleichen Nutzen. Wie in Bild 2 gezeigt, gibt es
beliebig viele dieser Isonutzenfunktionen mit unterschiedlichem
Nutzen. Das Portfolio mit maximalem
Nutzen befindet sich damit auf dem Schnittpunkt des
effektiven Rand der Portfoliofunktion und der Isonutzenfunktion
mit höchstem Nutzen. Mathematisch ist in
diesem Portfolio die Steigung der zwei Funktionen
gleich. Durch diese Vorgehensweise kann eine multikriterielle
Optimierung durchgeführt werden, bei der die
Rendite maximiert und das Risiko minimiert wird, was
gleichbedeutend mit einer Nutzenmaximierung ist.
p(Rendite)
CVaR α
Bild 3: Conditional Value at Risk (CVaR)
α
Rendite
Um die Idee der Risikosteuerung umzusetzen, ist es
notwendig, die abstrakte Größe Risiko zu quantifizieren.
Dies wird mit Hilfe von Risikomaßen durchgeführt,
für die es unterschiedliche Ansätze gibt. Neben bestimmten
Eigenschaften [3], die das Risikomaß erfüllen
sollte, ist es für den Praxiseinsatz wichtig, dass das
ausgewählte Risikomaß eine für die Praxis geeignete
und verständliche Größe ist. Nach eingehender Analyse
verschiedener Risikokenngrößen hat sich die Klasse der
Risikomaße des Conditional Value-at-Risk (CVaR) als
nachvollziehbar und für die Praxis geeignet herausgestellt.
Bild 3 zeigt, dass der CVaR das gewichtete Mittel
der Verluste ist, die innerhalb einer bestimmten
Wahrscheinlichkeit α liegen, welche Konfidenzintervall
genannt wird. Der CVaR ist somit der Erwartungswert
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 19

DISSERTATIONEN
des Deckungsbeitrags der α Prozent schlechtesten
Szenarien.
3 Methodisches Vorgehen und Verfahren
Im Rahmen dieser Arbeit wurden zwei Module zum
Risikomanagement entwickelt. Das erste Modul dient
als nachgeschaltetes Risikomanagement im Anschluss
an die Stromerzeugungs- und Handelsplanung (SEHP)
[4]. Durch diesen zweistufigen Ansatz soll gezeigt
werden, zu welchen Kosten das Risiko reduziert werden
kann. Dabei stehen lediglich Steuerungsinstrumente für
das Risikomanagement zur Verfügung, die die Entscheidungen
des Kraftwerkseinsatzes der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung als Vorgabe übernehmen
und nicht revidieren können.
Das zweite Risikomanagement-Modul ist in die Stromerzeugungs-
und Handelsplanung integriert, so dass die
Entscheidungen der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
sowie der Risikoabsicherung in einem Schritt
getroffen werden [4]. Dadurch wird es möglich, Synergien
aus dieser gemeinsamen Optimierung zu nutzen,
so dass die Kosten einer Risikoreduktion gesenkt
werden. Außerdem ergeben sich neue Steuerungsinstrumente,
die z. B. durch eine Verschiebung eines
Kraftwerkseinsatzes oder durch Abschluss von Stromlieferverträgen
das Risiko beeinflussen.
Durch das vorgestellte methodische Vorgehen sollen
die Kosten einer Risikoreduktion durch die oben
gezeigten Ansätze untersucht werden. Dafür wurden in
dieser Arbeit Verfahren entwickelt, welche die technischen
und wirtschaftlichen Restriktionen in der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung abbilden und das
Risiko sowohl in den Nebenbedingungen als auch in
der Zielfunktion berücksichtigen.
Das nachgeschaltete Risikomanagement muss ein
quadratisches Optimierungsproblem lösen, welches
durch eine Quadratische Programmierung gelöst wird.
Im integrierten Risikomanagement müssen zusätzlich
die technischen Eigenschaften der Kraftwerke abgebildet
werden, wodurch sich ein nicht-lineares Problem
mit Ganzzahligkeitsentscheidungen ergibt. Die Lösung
erfolgt durch einen Zerlegungsansatz im Systembereich,
so dass die systemkoppelnden Nebenbedingungen
für Fahrplanenergie, Reserve und Risiko koordiniert
werden müssen. Die Optimierungsprobleme der
einzelnen Systemkomponenten werden jeweils separat
mit den entsprechend besten Algorithmen gelöst [4].
Diesem iterativen Ansatz wird eine geschlossene
Lösung unter Übernahme der getroffenen Ganzzahligskeitsentscheidungen
nachgeschaltet, wodurch die
Einhaltung der systemkoppelnden Nebenbedingungen
garantiert werden kann.
4 Exemplarische Untersuchungen
Die entwickelten Risikomanagementmethoden werden
anhand zweier Modellsysteme bewertet. System A
repräsentiert ein für den alpinen Raum typisches
hydraulisches Erzeugungssystem und ist an den
österreichischen Kraftwerkspark angelehnt. Die
Erzeugungsleistung dieses Systems entspricht etwa
10 % der in Österreich in Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken
installierten Turbinen- und Pumpleistung.
Das Modellsystem D ist an den deutschen Kraftwerkspark
angelehnt und entspricht etwa 5 % der in
Deutschland in thermischen und hydraulischen Kraftwerken
installierten Leistung. Beide Erzeugungsmodelle
repräsentieren damit unterschiedliche mitteleuropäische
Unternehmen.
Die Brennstoffe der Kraftwerke werden über den
Brennstoffmarkt eingekauft, wobei für Steinkohle und
Erdgas von unsicheren Preisen ausgegangen wird. Die
Zuflüsse zu den Speicherbecken des hydraulischen
Systems weisen ebenfalls Unsicherheiten auf.
Der Handel am Markt wird in verschiedenen Stufen
untersucht. In einer ersten Stufe werden die Kraftwerke
gegen einen kurzfristigen Markt mit Unsicherheiten,
z. B. einen Spotmarkt oder eine Hourly Price Forward
Curve, vermarktet. In der zweiten Stufe werden zusätzlich
Future- und Optionsmarkt genutzt, um das Risiko zu
reduzieren. Die dritte Stufe erlaubt ausserdem den
Handel von handelsüblichen Brennstoff- und Wetterderivaten
zur Absicherung der Brennstoffpreis- und
Zuflussunsicherheit.
Die Unsicherheiten des Modells werden durch einen
Szenarienbaum abgebildet, der durch Zusammenfassen
von jeweils 1 000 multivariaten Szenarien sämtlicher
Unsicherheiten auf 50 Szenarien reduziert wurde [5].
Als Planungszeitraum wird das Kalenderjahr 2007
definiert.
Der jeweils effiziente Rand für das hydraulische
Modellsystem A wird mit Hilfe einer Vielzahl an
Einzelrechnungen abgetastet und in Bild 4 gezeigt. Für
die erste Stufe des integrierten Risikomanagements
ergibt sich für den risikoneutralen Anwender ein
Deckungsbeitrag von 109,6 Mio. Euro und ein CVaR 10
von -86,9 Mio. Euro, d. h. ein Deckungsbeitrag von 86,9
Mio. Euro in den schlechtesten Szenarien.
20 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

CVaR 10
-85,0
Mio. €
-89,0
-91,0
-93,0
-95,0
-97,0
-99,0
-101,0
-103,0
3. Stufe
1. Stufe
2. Stufe
steigende
Risikoaversion
-105,0
108,8 109,0 109,2 109,4 Mio. € 109,8
nachgeschaltetes Risikomanagement
integriertes Risikomanagement
Bild 4: Portfoliokurven für das System A
Deckungsbeitrag
Die zeitlichen Kopplungen über mehrere Monate, die
sich durch die Speicherbecken ergeben, erlauben das
Verschieben von Kraftwerkseinsätzen zur Reduktion des
Risikos. So kann z. B. Wasser zu einem früheren
Zeitpunkt turbiniert werden, um Deckungsbeiträge zu
realisieren, die zwar kleiner sind als bei späterer
Nutzung des Wassers, dafür jedoch aufgrund der
geringeren Unsicherheit zu einem niedrigeren Risiko
führen. Damit kann durch Veränderungen der Einsatzentscheidungen
der hydraulischen Kraftwerke bei
Risikoaversion das Risiko reduziert werden.
Nach Bild 4 ist bei Nutzung aller Strommärkte (Stufe 2)
eine deutliche Verbesserung des Risikomanagements
erzielbar. Durch das Risikomanagement kann bei vernachlässigbarer
Reduktion des erwarteten Deckungsbeitrages
der CVaR 10 von -86,9 Mio. Euro auf -88,0
Mio. Euro vermindert werden. Ist das Risiko hingegen
bereits stark reduziert, kann es nur unter Inkaufnahme
starker Deckungsbeitragseinbußen noch weiter verringert
werden. Dieser Effekt ist in dem konvexen Verlauf
der Portfoliofunktion zu erkennen, der sich bei allen
untersuchten Portfoliofunktionen zeigt.
In der dritten Stufe kann durch Verwendung von
zusätzlichen Wetterderivaten, welche die Zuflüsse zu
den Speicherbecken absichern, das Risiko weiter
DISSERTATIONEN
reduziert werden. Bei dem hier betrachteten hydraulischen
System wirkt sich die Unsicherheit der Zuflüsse
deutlich stärker als die Strompreisunsicherheit auf das
Risiko des Unternehmens aus. Da Terminprodukte für
elektrische Energie durch ihre längeren Erfüllungszeiträume
den Strompreis vergleichmäßigen, sind diese nur
bedingt für die Vermarktung hydraulischer Kraftwerke
geeignet. Daher ist das Risikomanagement in den
ersten beiden Stufen deutlich uneffektiver als in der
dritten Stufe. Durch das Risikomanagement ist in der
dritten Stufe eine Reduktion des CVaR um mehr als
20 % möglich, bei einer Verschlechterung des erwarteten
Deckungsbeitrages von weniger als 1 %.
Das nachgeschaltete Risikomanagement übernimmt
den Kraftwerkseinsatz aus einer vorgelagerten Stromerzeugungsplanung
und schließt ein Risikomanagement
mit Finanzinstrumenten ein [4]. In der ersten Stufe
ist ein nachgeschaltetes Risikomanagement nicht
sinnvoll, da nur ein kurzfristiger Markt für elektrische
Energie genutzt werden kann. In den beiden anderen
Stufen wird der nachgeschaltete Ansatz mit dem
Integrierten verglichen. Es zeigt sich, dass die Ergebnisse
der beiden Ansätze bei geringer Risikoaversion
nahezu identisch sind. Bei steigender Risikoaversion
kann das Risiko mit Hilfe des integrierten Risikomanagements
kostengünstiger und stärker reduziert werden.
Für das Modellsystem D ergeben sich für die drei
Stufen die in Bild 5 dargestellten effizienten Ränder der
Portfoliofunktionen. In der ersten Stufe des integrierten
Risikomanagements wird für einen risikoneutralen Anwender
ein erwarteter Deckungsbeitrag von 1 105 Mio.
Euro bei einem CVaR 10 von -850 Mio. Euro realisiert.
Eine höhere Risikoaversion ändert dieses Ergebnis nur
unwesentlich, so dass die gesamte Portfoliofunktion
auf einen Punkt schrumpft. Der Einsatz der Kraftwerke
und die Handelsentscheidungen am Spotmarkt bleiben
durch das Risikomanagement nahezu unverändert, so
dass durch die Einsatzverschiebungen der thermischen
Kraftwerke in diesem Modellsystem keine Steuerung
der Risiken möglich ist.
Für die zweite Stufe ergeben sich im risikoneutralen
Fall Ergebnisse, die hinsichtlich Risiko und Deckungsbeitrag
nur unwesentlich besser sind als die der ersten
Stufe. Die geringfügige Verbesserung ist im Kauf
einzelner Terminprodukte begründet, die in der zweiten
Stufe eine Deckungsbeitragssteigerung erwarten
lassen. Ein risikoaverser Anwender kann das Risiko in
Abhängigkeit von der zu tolerierenden Deckungsbeitragsminderung
steuern. Bei steigender Risikoaversion
wird das Portfolio dahingehend verändert, dass das
Risiko zu Lasten des erwarteten Deckungsbeitrages
reduziert wird.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 21

DISSERTATIONEN
CVaR 10
-800
Mio. €
-900
-950
-1 000
2. Stufe
1. Stufe
-1 050
-1 100
3. Stufe
steigende
Risikoaversion
1 070 1 080 1 090 1 100 Mio. € 1 120
nachgeschaltetes Risikomanagement
integriertes Risikomanagement
Bild 5: Portfoliokurven für das System D
Deckungsbeitrag
Auch für das thermische System lässt sich ein konvexer
Verlauf der Portfoliofunktionen erkennen. Damit ist für
eine Risikoreduktion z. B. auf -1 000 Mio. Euro nur eine
verhältnismäßig geringe Deckungsbeitragseinbuße von
5 Mio. Euro in Kauf zu nehmen. Höhere Reduktionen
des Risikos können nur unter Inkaufnahme eines
deutlich geringeren Deckungsbeitrages erzielt werden.
Durch die dritte Stufe des Risikomanagements ergeben
sich im Vergleich zur zweiten Stufe zusätzliche Risikosenkungspotenziale,
so dass bei einer Deckungsbeitragseinbuße
von weniger als 2 % der CVaR um etwa
20 % verringert werden kann. Dies lässt sich dadurch
erklären, dass die in der zweiten Stufe bestehende
Unsicherheit der Primärenergiepreise in der dritten
Stufe durch Primärenergiederivate abgesichert werden
kann.
Beim Vergleich der integrierten Risikomanagementmethode
mit dem nachgeschalteten Ansatz zeigt sich auch
beim thermischen System ein Vorteil des integrierten
Ansatzes. Dieser besteht in der Anpassungsmöglichkeit
der Einsatzentscheidungen der Kraftwerke an risikoär-
mere Handelsaktivitäten, die beim nachgeschalteten
Risikomanagement nicht mehr möglich ist.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass mit
verschiedenen Methoden eine Risikosteuerung in der
Stromerzeugungs- und Handelsplanung durchgeführt
werden kann, um je nach Risikobereitschaft des
Unternehmens die optimale Entscheidung hinsichtlich
Risiko und erwartetem Deckungsbeitrag zu treffen. Das
integrierte Risikomanagement bietet zusätzliche
wirtschaftliche Vorteile gegenüber einem nachgeschalteten
Ansatz.
5 Literatur
[1] Internetseite der European Energy Exchange
http://www.eex.de
Ergebnisse Spotmarkt 2006
Stand 15.02.2007
[2] Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich
Deutscher Bundestag, 1998, Artikel 2
[3] Blaesig, B.; Haubrich, H.-J.
Methods of Risk Management in the Generation
and Trading Planning
IEEE St. Petersburg PowerTech 2005
[4] Blaesig, B.
Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und
Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 113, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2007
[5] Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen
Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 103, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2005
22 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

DISSERTATIONEN
Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt
Valuation of Generating Assets and Contracts in Deregulated Electricity Markets
Dr.-Ing. Thomas Hartmann
thomas.hartmann@iaew.rwth-aachen.de
Stromerzeugungsunternehmen müssen ihre Wettbewerbsfähigkeit unter derzeitigen und zukünftig zu erwartenden
Randbedingungen sicherstellen. Für bestehende Kraftwerke und Strombezugsverträge muss die Einsatz- und Vermarktungsstrategie
optimiert werden, langfristig ist die strategische Ausrichtung des Erzeugungsportfolios festzulegen. Im
Rahmen dieser Dissertation wurde ein Verfahren zur Ermittlung des potenziellen, d. h. den auf Planungsdaten basierten
Wertes von thermischen und hydraulischen Kraftwerken sowie Strombezugsverträgen unter Berücksichtigung verschiedener
Vermarktungsalternativen sowie eines evtl. bereits bestehenden Kraftwerksparks entwickelt.
Due to the deregulation of the energy sector, energy
supply companies are exposed to structural changes. In
this competitive environment, power generating
companies have to make operational and strategic
decisions with respect to the development of energy
markets. Having regard to the age distribution of the
power plants in Germany, a high replacement demand
emerges. Furthermore, political decisions, e.g. the
abandoning of nuclear energy or the strong subsidy of
renewable energy, influence investment decisions in
new capacity.
In order to secure sustainable competitiveness, generating
companies have to cope with the new conditions.
For existing power plants, the marketing strategy has to
be verified. Besides whole-sale markets for electrical
energy, arising markets for ancillary services become
more relevant. Moreover, the future generating portfolio
has to be decided. Hence, the objective of this work
is the development of a method to valuate thermal and
hydraulic power plants as well as energy supply
contracts. Markets for electrical energy and ancillary
services as well as interactions and synergies of an
existing pool of power plants have to be included in the
valuation.
The valuation period for new investments has to cover
the entire period of expected useful life, whereas the
comparison to plants to be replaced has to consider
only remaining future payments that can be influenced.
For existing plants, a shorter period could be of interest
in order to valuate the potential of an optimized
marketing and operation strategy.
In order to earn revenues, generating companies have
the opportunity to participate in whole-sale markets for
electrical energy. Furthermore, new markets for
ancillary services arise due to the legal unbundling of
the business divisions transport/distribution and
generation. Especially markets for reserve are a
relevant alternative to whole-sale markets for electrical
energy. However, the participation in reserve markets
is subject to organisational and technical restrictions,
such as a separated compensation for reserve capacity
and energy as well as minimum quantities of supply,
ramp-rates, time and energy availability.
In addition to market restrictions, technical constraints
for the operation of thermal and hydraulic power plants
affect the in- and outpayments. Besides, planning
uncertainties for prices and quantities have influence
on the value of a power plant. Contracts are mostly
related to real power plants regarding the payment
structure and restrictions.
For the quantification of the operation-related payments
during a period of one year, a stochastic optimization
method for generation and trading planning
(GTP) is applied. In order to cover a valuation period of
several years, the GTP is applied successively. Since
the method for GTP is implemented by using different
algorithms, shorter calculation times can be achieved
by a reduction of the modelling accuracy for technical
and organisational restrictions.
Exemplary results demonstrate that a simplification of
the modelling accuracy may lead to a false estimation
of the plant value, especially for steam-turbine plants
that are at the money. The potential for an optimized
marketing strategy for electrical energy and reserve
quantified by means of GTP may be significant but is
dependent on the type of plant and the markets under
consideration. Especially thermal plants that are limited
in their operational flexibility have only minor advantages
by participating in reserve markets. Considering a
pool of power plants, it can be demonstrated that e.g. a
flexible pump-storage plant in combination with a coalfired
thermal plant has operational advantages for the
marketing of reserve. The disposition of reserve power
and reserve energy leads to operation cost and marketing
advantages compared to a stand-alone operation.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 23

DISSERTATIONEN
1 Einleitung
Die Liberalisierung des Energiesektors auf europäischer
wie nationaler Ebene hat zu einem grundlegenden
Strukturwandel für alle Geschäftsbereiche der Energieversorgungsunternehmen
geführt. Das politische Ziel,
die früheren Versorgungsmonopole in ein Wettbewerbsumfeld
zu überführen, zwingt die Stromerzeugungsunternehmen,
ihre operativen sowie strategischen
Entscheidungen stärker am Markt auszurichten.
Aus dem hohen Alter der in Deutschland installierten
Kraftwerke ergibt sich ein deutlicher Ersatzbedarf, dem
die Stromerzeugungsunternehmen bereits durch
zahlreiche Neubauprojekte begegnen. Zudem werden
durch politische Entscheidungen, z. B. der Ausstieg aus
der Kernenergienutzung sowie die forcierte Förderung
von erneuerbaren Energiequellen, Impulse für die
zukünftige Zusammensetzung des Erzeugungsparks
gegeben, die in Investitionsentscheidungen einfließen.
Die Märkte, die sich Stromerzeugungsunternehmen
heutzutage für die Vermarktung ihrer Kraftwerke
bieten, sind neben dem mittlerweile etablierten Handel
von Fahrplanenergie neu entstandene Märkte für die
Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber.
Stromerzeugungsunternehmen müssen unter den
derzeitigen sowie zukünftig zu erwartenden Rahmenbedingungen
ihre Wettbewerbsfähigkeit sicherstellen.
Dazu muss die Vermarktungsstrategie bestehender
Kraftwerke auf zusätzliche Erlös- und Kostenvorteile hin
überprüft und über die zukünftige strategische Ausrichtung
des Erzeugungsportfolios entschieden werden, die
Neubau und Stilllegung von Kraftwerksanlagen sowie
den Abschluss von Verträgen umfasst. Um Fehleinschätzungen
der Wirtschaftlichkeit insbesondere von
kapitalintensiven Investitionen in neue Kraftwerksanlagen
mit langjähriger Kapitalbindungsdauer zu vermeiden,
sind geeignete Bewertungsverfahren notwendig.
Das Ziel dieser Arbeit ist die Entwicklung eines Verfahrens
zur Quantifizierung des potenziellen, d. h. planungsdatenbasierten
Wertes von thermischen und
hydraulischen Kraftwerken sowie Strombezugsverträgen
unter Berücksichtigung verschiedener Vermarktungsalternativen
sowie eines evtl. bereits vorhandenen
Kraftwerkspools.
2 Analyse
2.1 Betrachtungszeitraum
Für die Fragestellung der Investition in Kraftwerke liegt
entweder ein Auswahlproblem alternativer Investitionsobjekte
oder das Problem der Ersatzinvestition vor.
Als Alternative zu einer Investitionsentscheidung für
unterschiedliche Kraftwerkstypen besteht die Möglichkeit
eines Bezuges am Strommarkt oder eines Vertragsabschlusses.
Bei der Investitionsrechnung sind nur diejenigen
Zahlungen zu berücksichtigen, die durch die betrachtete
Entscheidung ausgelöst werden. Falls Investitionsalternativen
neuer Erzeugungsanlagen betrachtet werden,
sind z. B. über den Zeitraum der betriebsgewöhnlichen
Nutzung alle Zahlungen inkl. der Anschaffungsauszahlung
einzubeziehen. Bei Ersatzinvestitionsentscheidungen
hingegen wurde die Anschaffungsauszahlung eines
bestehenden Kraftwerks bereits geleistet und ist somit
als sog. sunk costs anzusehen. Nur die noch zu beeinflussenden
Zahlungsströme sind bei einem Vergleich zu
berücksichtigen [1].
Für bestehende Kraftwerke oder Verträge hingegen ist
analog wie bei der Frage der Ersatzinvestition existierender
Anlagen nur der Zeitraum entscheidungsrelevant,
für den beeinflussbare Zahlungsströme anfallen.
Hierbei kann es jedoch von Interesse sein, ob durch
eine optimierte Vermarktungs- oder Nutzungsstrategie
höhere Einzahlungsüberschüsse innerhalb eines
kürzeren Betrachtungszeitraums erzielt werden können.
2.2 Vermarktungsmöglichkeiten für
Kraftwerke
Um Einzahlungsüberschüsse zu erzielen, stehen
Kraftwerksbetreibern unterschiedliche Vermarktungsmöglichkeiten
zur Verfügung: Mit der Liberalisierung
wurden die Rahmenbedingungen für einen liquiden
Handel von Fahrplanenergie geschaffen. Es bestehen
die Möglichkeiten des direkten bilateralen Handels mit
einem Handelspartner oder der indirekten Beschaffung
oder Vermarktung mittels eines Brokers. Diesem sog.
over-the-counter (OTC) Handel steht der Handel an
Strombörsen wie bspw. an der European Energy
Exchange (EEX) in Leipzig gegenüber, die einen organisierten
Markt für elektrische Energie darstellen.
Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) müssen einen
sicheren Systembetrieb gewährleisten, wozu die
Vorhaltung von Systemdienstleistungen (SDL) erforderlich
ist. Für die Bereitstellung von SDL können z. T.
Betriebsmittel genutzt werden, die zum Anlagenbestand
der ÜNB gehören. Teilweise sind ÜNB jedoch
darauf angewiesen, auf Kraftwerke zurückzugreifen.
Aufgrund des Unbundling der Geschäftsbereiche
Transport/Verteilung von den Bereichen Erzeugung/Handel/Vertrieb
[2] haben ÜNB keinen direkten
Zugriff auf Kraftwerke und müssen daher u. a. Reserve
von Kraftwerksbetreibern beschaffen und entsprechend
24 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

vergüten. Daraus ergeben sich für Kraftwerksbetreiber
zusätzliche Absatzalternativen zur Fahrplanenergie.
Bei der Bereitstellung von SDL stellt die zu Wettbewerbskonditionen
beschaffte Reserve für Kraftwerksbetreiber
eine wesentliche Vermarktungsalternative zur
Fahrplanenergie dar. Nach technischen und organisatorischen
Gesichtspunkten lassen sich eigenständige
Produkte von der Fahrplanenergie abgrenzen. Seit 2001
schreiben die deutschen ÜNB ihren gesamten Bedarf
für die Reservequalitäten Primärregelreserve (PRR),
Sekundärregelreserve (SRR) und Minutenreserve (MR)
in einem Auktionsverfahren aus. Für die Teilnahme am
Reservemarkt werden seitens der ÜNB Anforderungen
spezifiziert, die u. a. Mindestangebotsmengen vorgeben
sowie Anforderungen bzgl. Leistungsänderungsgeschwindigkeit
(LÄG) und Zeit- sowie Arbeitsverfügbarkeit
fordern und im Rahmen eines Präqualifikationsverfahrens
überprüft werden. Die Auswahl der Angebote
passiert in zwei Stufen: In der ersten Stufe erfolgt die
Auswahl der Beschaffung von Reserveleistung (RL)
anhand der Leistungspreis-merit-order. Abhängig von
allen Angeboten der Marktteilnehmer, in denen u. a.
Angebotsleistung und Leistungspreis spezifiziert sind,
nominiert der ÜNB die Anbieter in aufsteigender
Leistungspreisreihenfolge, um seinen Reservebedarf zu
decken. Im Fall der SRR und MR erfolgt in der zweiten
Stufe die Auswahl für die Lieferung der Reservearbeit
(RA) auf Basis der Arbeitspreis-merit-order der zuvor
ausgewählten Angebote zur Leistungsbereitstellung,
die PRR wird unselektiv ohne Vergütung eines Arbeitspreises
eingesetzt [3].
2.3 Technische und organisatorische
Restriktionen
Die Erzeugung elektrischer Energie in thermischen
Kraftwerken ist ein komplexer thermodynamischer
Prozess, aus dem sich für den Kraftwerksbetrieb
Restriktionen ergeben. Hydraulische Kraftwerke
hingegen zeichnen sich durch die Disposition begrenzter
Wassermengen innerhalb technischer Grenzen und
gegebener topologischer Gegebenheiten aus. Weiterhin
müssen bei der Erzeugung elektrischer Energie
sowie bei der Bereitstellung von Reserve u. U. verschiedenenartige
organisatorische Randbedingungen
für den Einsatz thermischer und hydraulischer Kraftwerke
eingehalten werden.
In Tab. 1 sind technische und organisatorische Restriktionen
beim Kraftwerksbetrieb zusammengefasst.
Diese Restriktionen haben Einfluss auf die betriebsabhängigen
Kosten. Außerdem können technische
Restriktionen in Verbindung mit technischen oder
organisatorischen Anforderungen der Märkte für
DISSERTATIONEN
Fahrplanenergie und Reserve die Erlöse beeinflussen.
Die Einsatzmöglichkeiten von Verträgen und Kraftwerksscheiben
orientieren sich zumeist an den technischen
Restriktionen von realen Kraftwerken.
thermische Kraftwerke hydraulische Kraftwerke
Leistungsgrenzen
Leistungsänderungsgeschwindigkeiten
Mindestzeiten
nichtlinearer Wirkungsgrad
Zwangseinsätze
Teil- und Vollrevisionen
Energiemengenbedingungen
Ausfälle
Durchflussgrenzen
nichtlinearer Wirkungsgrad
Zwangseinsätze
Beckenfüllstände
begrenzte Wassermengen
Teil- und Vollrevisionen
topologische Vernetzung
Tab. 1: Übersicht über technische und organisatorische
Restriktionen für Kraftwerke
2.4 Planungsunsicherheiten
Bei der Ermittlung der Ein- und Auszahlungen beim
Betrieb von Kraftwerken sowie beim Handel an den
Märkten für Fahrplanenergie und Reserve müssen
Planungsunsicherheiten berücksichtigt werden, die
Auswirkungen auf die Zahlungsströme und somit auf
die Bewertung von Investitionen oder von bestehenden
Kraftwerken haben.
Preisunsicherheiten Mengenunsicherheiten
Fahrplanenergie
Reserve
Brennstoff
Emissionszertifikate
natürliche Zuflüsse
Ausfälle thermischer
Kraftwerke
Anforderung von
Reservearbeit
Tab. 2: Überblick über Planungsunsicherheiten
Die Unsicherheiten können in Preis- und Mengenunsicherheiten
eingeteilt werden. Preisunsicherheiten
existieren aufgrund des marktbasierten Handels von
Fahrplanenergie und Brennstoffen, der Beschaffung von
Reserve zu Wettbewerbskonditionen sowie des
Reduktionsmechanismus für Treibhausgasemissionen
mittels Zertifikatshandel. Mengenunsicherheiten
betreffen im Wesentlichen das Dargebot natürlicher
Zuflüsse für die Erzeugung elektrischer Energie in
hydraulischen Kraftwerken sowie Ausfälle thermischer
Kraftwerke. Für den Fall der Reservevermarktung
besteht zudem eine quantitative Unsicherheit bzgl. der
angeforderten Reservearbeit [4]. Einen Überblick über
die relevanten Unsicherheiten gibt Tab. 2.
Sonstige Unsicherheiten, wie politische Regelungen
oder wetterbedingte Einflüsse, sind bzgl. des Einflusses
auf Zahlungsströme nur schwierig zu quantifizieren.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 25

DISSERTATIONEN
Derartige Unsicherheiten drücken sich jedoch im
Allgemeinen indirekt in den Preisentwicklungen für
Fahrplanenergie oder für die Brennstoffe aus.
3 Methodisches Vorgehen
Zur Bewertung von Investitionsentscheidungen muss
eine geeignete Methode gewählt werden, die eine
Aussage über die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit
treffen kann. Mit Hilfe der klassischen Investitionsrechnung
können quantitative Bewertungskriterien,
z. B. Kapitalwert, interner Zinsfuß oder Amortisationszeit,
als Maßstab für die Vorteilhaftigkeit einer Investition
herangezogen werden [1]. Alternativ bieten
Ansätze aus der Optionsbewertung Möglichkeiten zur
Beurteilung von Sachinvestitionen. Der Realoptionsansatz
hat sich aus Bewertungsmodellen für Finanzoptionen
entwickelt, die auf Sachinvestitionen übertragen
wurden [5]. Der Realoptionsansatz bietet als Erweiterung
der klassischen dynamischen Investitionsrechnung
Vorteile, indem Handlungsspielräume im Rahmen der
Investition sowie Planungsunsicherheiten explizit
berücksichtigt werden können. Ziel aller Methoden ist
es, die monetären Konsequenzen einer Investition zu
quantifizieren und zu verdichten, um daraus eine
Entscheidungshilfe abzuleiten.
Für alle Methoden zur Investitionsrechnung muss in
einem ersten Schritt ein geeigneter Betrachtungszeitraum
festgelegt werden. Zusätzlich müssen in die
Betrachtung u. U. subjektive bzw. unternehmensspezifische
Präferenzen der Kapitalgeber einbezogen werden,
die für die Rückgewinnung des eingesetzten Kapitals
Zeitvorgaben festlegen oder spezielle Renditeerwartungen
fordern.
Im zweiten Schritt muss ein geeignetes Verfahren zur
Quantifizierung der periodenbezogenen Zahlungsströme
ausgewählt werden. Wie in der Analyse gezeigt, hängt
die Vorteilhaftigkeit einer Investition von den Zahlungsströmen
innerhalb des Betrachtungszeitraums ab.
3.1 Anwendung der stochastischen Kraftwerkseinsatz-
und Handelsplanung
Bei der Quantifizierung der periodenbezogenen Zahlungsströme
müssen die komplexen Wirkungszusammenhänge
des Kraftwerksbetriebs sowie eines Kraftwerkspools
berücksichtigt werden. Wie in Kapitel 2
diskutiert, werden die Zahlungsströme durch technische
und organisatorische Restriktionen beim Kraftwerkseinsatz
beeinflusst und unterliegen Planungsunsicherheiten.
Weiterhin können sich durch eine Kraftwerksinvestition
neue Freiheitsgrade ergeben, indem
die Einsatzstrategie nach eigenem Ermessen flexibel
erfolgen kann, im Vergleich zu Strombezugsverträgen.
Ein zusätzliches Kraftwerk in einem bereits bestehenden
Kraftwerkspool kann dabei u. U. einen größeren
Nutzen stiften als bei isolierter Vermarktung [6]. Aus
diesen Gründen sind geeignete Verfahren notwendig,
um die je nach Kraftwerkstyp unterschiedlichen
Zahlungsströme ausreichend genau zu ermitteln. Diese
Verfahren gehen über die einfache Modellierung –
bspw. einer stündlich ausübbaren Realoption – hinaus,
indem sie die Restriktionen sowie die zeitlichen und
systembedingten Abhängigkeiten abbilden.
Zur objektspezifischen Quantifizierung der Zahlungsströme
wird daher ein Verfahren zur stochastischen
Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung (KEHP) herangezogen.
In Anlehnung an die Praxis der Energieeinsatzplanung
von Stromerzeugungsunternehmen wird
ein einperiodiger, jährlicher Planungszyklus simuliert
[7]. Zur Abbildung der stochastischen Eingangsgrößen
von Planungsunsicherheiten in der KEHP hat sich die
Modellierung mit Hilfe eines Szenarienbaums bewährt,
der die stochastischen Eigenschaften unsicherer
Planungsgrößen durch eine endliche Anzahl von
Szenarien approximiert.
Da zur Bewertung von Investitionsentscheidungen in
neue bzw. bestehende Kraftwerke ein mehrperiodiger
Zeitraum betrachtet werden muss, wird durch periodisch
wiederholte Anwendung der KEHP und Diskontierung
der periodenbezogenen Zahlungsströme der Wert
einer Erzeugungseinheit bestimmt.
3.2 Wertbestimmung im Kraftwerkspool
Die KEHP führt eine Optimierung des gesamten Kraftwerkspools
durch. Daher kann der Wert einer einzelnen
Anlage aufgrund der Wechselwirkungen nicht durch
einfache Bewertung der abgesetzten Fahrplanenergie
und Reserve der Einzelanlage bestimmt werden.
Vielmehr muss eine vergleichende Betrachtung einer
KEHP für den Kraftwerkspool inklusive und exklusive
des zu bewertenden Kraftwerks erfolgen (Bild 1). Die
Differenz der Zahlungsströme entspricht dem Wert des
Kraftwerks im bestehenden Pool von Kraftwerken und
Verträgen.
26 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

~
jeweils Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung
mit zu bewertendem
Kraftwerk/
zu bewertendem Vertrag
~~~
Wertbestimmung
durch
vergleichende
Bewertung
existierender
Kraftwerkspool
und Verträge
ohne zu bewertendes
Kraftwerk/
zu bewertenden Vertrag
Bild 1: Wertbestimmung im Kraftwerkspool
4 Verfahren
Aus der Analyse der Vermarktungsmöglichkeiten für
Kraftwerke und der Diskussion der zu berücksichtigenden
Wechselwirkungen bestehender Kraftwerksanlagen
und Verträge muss die KEHP ein System abbilden
können, wie es in Bild 2 dargestellt ist.
bestehender
Kraftwerkspool
~~~
Spot Termin
Märkte für Fahrplanenergie
zu bewertendes Kraftwerk
oder zu bewertender Vertrag
~
Bild 2: Betrachtetes System
PRR
bestehende
Verträge
SRR MR
Märkte für Reserve
Zur Lösung des Optimierungsproblems der stochastischen
KEHP stellen Dekompositionsverfahren wie die
Lagrange Relaxation (LR) einen praxisgerechten
Lösungsansatz dar. Hierbei wird der Ansatz verfolgt,
das Gesamtproblem systematisch in dimensionsreduzierte
Teilprobleme zu zerlegen, die unabhängig
voneinander gelöst werden, bei übergeordneter
Koordination zur Einhaltung der systemkoppelnden
Nebenbedingungen. Der LR wird die Energieaufteilung
nachgeschaltet, um die systemkoppelnden Nebenbedingungen
exakt einzuhalten.
1. Optimierungsstufe: Lagrange Relaxation
Einhaltung der Systembilanzen
Spotmarkt
Terminmarkt
Reservemarkt
therm.
KW
hydr.
KW
Übernahme der Ganzzahligkeitsentscheidungen
2. Optimierungsstufe: Energieaufteilung
Geschlossene
Formulierung des
Optimierungsproblems
• Lineare
Programmierung
• Quadratische
Programmierung
Bild 3: Überblick über das Verfahren zur KEHP
Alternativ wird bei einer reduzierten Modellierungsgenauigkeit
auf die Berücksichtigung von Ganzzahligkeiten
verzichtet. Somit lässt sich das Optimierungsproblem
auf ein lineares oder quadratisches Problem
zurückführen, das in geschlossener Form formuliert und
~~~
DISSERTATIONEN
mit leistungsfähigen Standardsolvern unter Verwendung
der Linearen (LP) bzw. Quadratischen Programmierung
(QP) mit dem Vorteil kürzerer Rechenzeiten gelöst
werden kann.
5 Exemplarische Bewertungen
Zur Bewertung der Vorteilhaftigkeit von Kraftwerksinvestitionen
und Verträgen benötigen sowohl die
klassische Investitionsrechnung als auch der Realoptionsansatz
die Kenntnis der Einzahlungsüberschüsse,
die im gesamten Betrachtungszeitraum anfallen. Da
deren Quantifizierung aufgrund der komplexen Wirkungszusammenhänge
des Kraftwerkbetriebs und der
konkurrierenden sowie strukturell unterschiedlichen
Märkte nicht trivial ist, wird in den folgenden exemplarischen
Untersuchungen das Verfahren der stochastischen
Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung (KEHP)
für eine Periode von einem Jahr (2007) innerhalb des
Betrachtungszeitraums angewendet.
Untersuchungen zur Modellierungsgenauigkeit für
unterschiedliche thermische und hydraulische Kraftwerkstypen
bei Anwendung der KEHP mit LR, QP und LP
zeigen, dass insbesondere bei Berücksichtigung von
Reservemärkten die Vernachlässigung technischer und
wirtschaftlicher Restriktionen – speziell von thermischen
Kraftwerken, die nicht schnellstartbar sind und
ähnliche Erzeugungskosten wie das Marktpreisniveau
aufweisen – zu erheblichen Fehleinschätzungen der
Einzahlungsüberschüsse führen kann. Für schnellstartbare
thermische Anlagen, thermische Kraftwerke mit
einer hohen kontinuierlichen Auslastung sowie für
hydraulische Kraftwerke ist die verfahrensbedingte
Fehlbewertung wesentlich weniger kritisch.
Um das Potenzial einer optimierten Vermarktung an
unterschiedlichen Märkten zu quantifizieren, werden
für ein Steinkohlekraftwerk die Einzahlungsüberschüsse
zunächst bei alleiniger Teilnahme am Markt für Fahrplanenergie,
danach bei zusätzlicher Teilnahme am
Markt für MR bzw. SRR, sowie abschließend für die
gemeinsame Vermarktung der Kraftwerke für FE, SRR
und MR quantifiziert (siehe Bild 4).
Bei diesem Kraftwerkstyp, der eine Reservebereitstellung
nur im regelfähigen Betrieb unter Berücksichtigung
der LÄG und einer Mindesterzeugungsleistung zulässt,
beträgt das Potenzial an zusätzlichen Einzahlungsüberschüssen
aus Reservevermarktung bis zu 11 %. Der
größte Zuwachs ist bei einer Teilnahme am MR-Markt
zu erwarten. Die SRR bietet aufgrund der Erlös- und
Kostenstruktur für deren Bereitstellung nur einen
geringen Mehrwert. Dabei ist zu beachten, dass die
LÄG des Kraftwerks bei konkurrierenden Reservequali-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 27

DISSERTATIONEN
täten die insgesamt absetzbare Leistung und -arbeit
einschränkt.
Erwartungs- 350
28% relative
wert Mio. €
24% Erhöhung
Zahlungs- 250
20% Einzahlungsströme
200
16% überschüsse
150
12%
SRR RL neg
MR RL neg
100
50
0
8%
4%
0%
SRR RA pos -50
SRR RL pos -100
MR RL pos
FE Verkauf
-150
FE FE+SRR FE+MR
FE
+MR+SRR
Brennstoff
SRR RA neg
Bild 4: Zahlungsströme bei optimierter Vermarktung
eines Steinkohlekraftwerks
Die Teilnahme an Märkten für Reserve bietet demnach
Möglichkeiten, zusätzliche Einzahlungsüberschüsse zu
erwirtschaften. Aufgrund der unterschiedlichen Erzeugungskosten
und der technischen Restriktionen sind die
Märkte nicht für alle Kraftwerkstypen gleichermaßen
geeignet. Durch Optimierung der Vermarktung mittels
KEHP kann sowohl für neue als auch für bestehende
Kraftwerke das wirtschaftliche Potenzial von Reserve-
und Fahrplanenergiemärkten sowie deren Wechselwirkungen
abgeschätzt werden.
Im folgenden Untersuchungspunkt soll aufgezeigt
werden, dass bei Integration eines Kraftwerks in einen
Kraftwerkspool zusätzliche Einzahlungsüberschüsse
durch Synergien bei einer gemeinschaftlichen Einsatzweise
und Vermarktungsstrategie erschlossen werden
können. Ansätze wie bspw. auf Basis von Realoptionen
betrachten originär jede Option isoliert. Dadurch
können etwaige Wechselwirkungen mit bereits bestehenden
Erzeugungsanlagen beim Kraftwerksbetrieb
oder bei Teilnahme an den einzelnen Märkten nicht
berücksichtigt werden. Stattdessen soll aufgezeigt
werden, dass durch Anwendung der KEHP die Synergievorteile
eines Kraftwerkspools quantifiziert werden
können.
Im betrachteten Kraftwerkspool (Bild 5) wird zwar
– absolut betrachtet – weniger SRR vermarktet,
allerdings wird die Bereitstellung von Reserveleistung
und -arbeit im Kraftwerkspool zwischen den Anlagen
verschoben.
So wird bspw. mit der Pumpe des PSKW mehr negative
RL vorgehalten, während die negative RA zu einem
Großteil sowohl durch die Turbine als auch durch die
Pumpe des PSKW erbracht wird. Die positive RA wird
im Pool fast ausschließlich durch das Steinkohlekraftwerk
geliefert. Damit einher geht eine Verschiebung
der Leistungsvorhaltung von positiver RL zum Steinkoh-
lekraftwerk. Insgesamt bewirken die Verlagerungen von
RL und RA, dass das PSKW neben dem Preishub am
Markt für FE auch Preisdifferenzen zwischen den
Märkten für FE und SRR nutzen kann. Durch zusätzliche
Nutzung des SK kann für das PSKW ein teilweise
kostenungünstiger Wälzbetrieb am Markt für FE zur
energetischen Kompensation der erbrachten RA
vermieden werden.
Erwartungs- 350
wert Mio. €
Zahlungs- 250
ströme 200
150
100
50
0
-50
-100
-150
18,6
159,8
184,9
PSKW SK Pool PSKW+SK
SRR RL neg
SRR RA pos
SRR RL pos
Verkauf
FE Einkauf
Brennstoff
SRR RA neg
Einzahlungsüberschuss
Bild 5: Bewertung eines Kraftwerkspools bestehend
aus Steinkohlekraftwerk (SK) und
Pumpspeicherkraftwerk (PSKW)
Es zeigt sich, dass für die Bewertung von Kraftwerksanlagen
ein evtl. bestehender Kraftwerkspool in Betracht
gezogen werden muss. Insbesondere bei der Vermarktung
von Reserveprodukten unterschiedlicher Regelrichtungen,
die zum einen eine Leistungsbereitstellung,
zum anderen eine Lieferung von Arbeit über einen
Zeitraum von mehreren zusammenhängenden Stunden
erfordern, sind unterschiedliche Kraftwerkstypen
vorteilhaft. Die Kombination von einsatzflexiblen
Anlagen, die hohe variable Erzeugungskosten aufweisen
können, mit einsatzstarren Anlagen, die geringe
variable Erzeugungskosten haben, bringt Synergiepotenziale
bei einer optimierten Vermarktung von Fahrplanenergie
und Reserve. Ein Verfahren zur KEHP kann
somit als Entscheidungshilfe für die Identifikation eines
Kraftwerktyps genutzt werden, der ein bestehendes
Erzeugungsportfolio optimal ergänzt.
6 Zusammenfassung der Erkenntnisse
Die exemplarischen Untersuchungen für unterschiedliche
Kraftwerkstypen zeigen, dass – abhängig vom
betrachteten System – Verfahren mit einer geringen
Modellierungsgenauigkeit zu ausreichend genauen
Ergebnissen bei der Bewertung von Kraftwerksinvestitionen
führen können. Im Fall von Investitionsalternativen
hingegen, bei denen bspw. Wahlmöglichkeiten
bzgl. der Erzeugungstechnologie bestehen, sollte die
relative Vorteilhaftigkeit mit stochastischen Verfahren
der KEHP möglichst detailliert ermittelt werden,
insbesondere im Fall ihrer Integration in einen Kraftwerkspool.
28 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

In Tab. 3 sind die im Rahmen aller exemplarischen
Untersuchungen angewendeten Verfahren und deren
Eignung zur Quantifizierung der Zahlungsströme für die
unterschiedlichen Kraftwerkstypen und Märkte zusammengestellt.
Die Verfahren der statischen Bewertung
anhand jährlicher Erwartungswerte bzw. historischer
Einsatzpläne mit zukünftigen Entwicklungen der
Planungsunsicherheiten stellen dabei die geringste
Modellierungsgenauigkeit dar. Die stochastische
Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung (KEHP) mit
Lagrange Relaxation hingegen bietet die höchste
Detailtiefe bzgl. technischer und wirtschaftlicher
Restriktionen sowie der Kosten- und Erlösstruktur.
Je nach Erzeugungskostenniveau im Vergleich zu den
Marktpreisen für Fahrplanenergie und Reserve sowie
den technischen Restriktionen der thermischen Kraftwerke
sind unterschiedliche Verfahren zu wählen. Eine
statische Betrachtungsweise, z. B. anhand historischer
Einsatzpläne, ist nur für den Kraftwerkstyp Braunkohledampfturbine
geeignet, da Preisveränderungen sich
wenig auf die generell hohe Auslastung durch Fahrplanenergie
auswirken. Für hydraulische Kraftwerke
empfiehlt sich das Verfahren der KEHP in Verbindung
mit der LP oder sogar QP.
Verfahren Kraftwerkstyp/Märkte
statische Verfahren
(erfahrungsbasierte
Einsatzannahmen,
Handelsvolumen etc.)
stündlich ausübbare
Realoption (keine
technischen/wirtschaftlichen
Restriktionen)
simulativer Ansatz:
stochastische KEHP mit
Linearer/Quadratischer
Programmierung
simulativer Ansatz:
stochastische KEHP mit
Lagrange Relaxation
Typ Braunkohle
nur Markt für FE:
Typ Steinkohle, Erdgasturbine
Märkte für FE / FE und RE:
Typ PSKW, vernetzte Gruppe,
hydraulischer Kraftwerkspool
nur Markt
für FE:
Erdgasdampfturbine
Märkte für FE und RE:
Typ Steinkohle,
Erdgasdampfturbine,
Erdgasturbine,
hydrothermischer
Kraftwerkspool
Tab. 3: Notwendige Modellierungsgenauigkeit der
Verfahren zur Quantifizierung der Zahlungsströme
für verschiedene Kraftwerkstypen
DISSERTATIONEN
Für einen Kraftwerkspool sollte auf Verfahren zur KEHP
mit der hohen Detailtiefe der LR zurückgegriffen
werden, um die Interdependenzen der Einsatzweise und
der Vermarktungsvorteile erfassen zu können. Einzig für
einen hydraulischen Kraftwerkpool erweist sich die
KEHP mit QP, fallweise auch mit LP, als ausreichend
genau.
7 Literatur
[1] Schmidt, R. H.; Terberger, E.
Grundzüge der Investitions- und Finanzierungstheorie
Gabler Verlag, 4. Auflage, Wiesbaden 1997
[2] Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
Bundesgesetzblatt, Jg. 2005, Teil I, Nr. 42
[3] Internetplattform zur Ausschreibung von Regelleistung
der deutschen ÜNB
http://www.regelleistung.net, Stand: 16.2.2007
[4] Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen
Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 103, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2005
[5] St. Germain, J. P.; Humphreys, H. B.
Peaking Plant Valuation: A Discounted Cashflow/Real
Option Comparison
In: Ronn, E. I.: Real Options and Energy Management,
Risk Books, 2002
[6] Hartmann, Th.
Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten
Strommarkt
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2006, S. 90-93
[7] Krasenbrink, B.
Integrierte Jahresplanung von Elektrizitätserzeugung
und -handel
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 81, Klinkenberg
Verlag Aachen, 2002
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 29

DISSERTATIONEN
Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für Fahrplanenergie
und Reserve
Intraday Optimisation of Power Plant Operation at Wholesale and Reserve Markets
Dr.-Ing. Gerd Hinüber
gerd.hinueber@iaew.rwth-aachen.de
Durch die jüngsten Strukturveränderungen in der Energiewirtschaft, z. B. die im September 2006 durch die EEX eingeführte
Intradayhandelsplattform oder die vereinheitlichten Ausschreibungsbedingungen für Minutenreserve, bieten sich
Kraftwerksbetreibern im untertäglichen Zeitbereich neue Möglichkeiten zur Verbesserung des betriebswirtschaftlichen
Ergebnisses des Unternehmens. In der diesem Bericht zu Grunde liegenden Dissertation wurde daher ein neues Rechenverfahren
entwickelt, mit dem der untertägliche Kraftwerksbetrieb unter Berücksichtigung der durch die Strukturveränderungen
entstandenen neuen Absatzalternativen mit ihren jeweiligen Planungsunsicherheiten optimiert werden kann.
With the liberalisation of the energy markets, which led
to increasing competition, electrical power exchanges
have emerged in Europe. Besides the already established
spot and futures markets, there are additional
intraday markets in some European countries. These
markets offer the opportunity to trade electrical energy
shortly before the physical fulfilment and hence, after
the closing of the day-ahead market, i.e. spot market.
Following the guidelines of the second „Gesetz zur
Neuregelung des Energiewirtschaftsrechtes“ and the
associated „Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen“,
i.e. German laws, an electronic
platform for intrayday trading has been launched
from the European Energy Exchange (EEX) in Leipzig in
September 2006. In a midterm time horizon this trading
platform will offer the trading of quarter-hour deliveries
up to 45 minutes before the commencement of delivery.
Power generation companies therefore have a new
marketing alternative besides the established energy
markets.
The markets for reserve, where the total required
amount of reserve is put out to tender by the transmission
system operators (TSO), are another marketing
alternative of power plant operators. Particularly, with
regard to the ongoing installation of wind turbines the
demand of reserve power and reserve energy will
increase in the future.
After announcing the produced energy to the TSO, a
power plant operator has the task to deliver this
amount of energy. Furthermore, the concluded trades at
the reserve markets have to be fulfilled which includes
the provision of the traded reserve power and the
delivery of the reserve energy requested by the TSO.
Especially the growing demand of reserve leads to a
more complex planning task for power plant operators.
Within this work a new optimisation method has been
developed that determines the optimal intraday
operation strategy with regard to the described planning
task. The higher optimisation potential in operation
planning caused by the integration of the new
marketing alternatives with their specific planning
uncertainties into this method affords power plant
operators an opportunity to improve the profit on
ordinary activities.
The method is based on approved decomposition
approaches which guarantee the compliance of systemcoupling
constraints, i.e. the fulfilment of trades of
electrical energy, the provision of reserve power and
the delivery of reserve energy. The optimisation of the
subproblems are performed by means of the most
appropriate algorithms.
Exemplary investigations have shown the necessity of
using a higher modelling accuracy in operation planning
than in day-ahead planning. Concluded trades of
electrical energy and reserve based on day-ahead
planning can possibly not be fulfilled in real operation
due to the restricting ramp rates of thermal power
plants as well as the discrete working points of the
pumps of hydro power plants. In many cases the
planned power plant operation has to be adjusted
which leads to a more uneconomic operation and
furthermore to a decreasing contribution margin.
The participation in an intraday market eases the
fulfilment of concluded trades day-ahead because the
intraday market can be used to equalise structural
weaknesses of the generation pool.
Outages of thermal power plants have a high impact on
the contribution margin due to the high costs of reserve
contracts and the prices at the intraday market. In
comparison with the influence of outages, the uncertain
intraday market prices as well as the unknown
amount of requested reserve energy have a much lower
impact on the results.
30 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

1 Aktuelle Entwicklungen
Im Zuge der Liberalisierung der Strommärkte, die vor
allem zu verstärktem Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsunternehmen
geführt hat, haben sich in
Europa börsliche Handelsplätze auch für elektrische
Energie gebildet. Neben den etablierten Spot- und
Terminmärkten bestehen in einigen europäischen
Ländern bereits Intradaymärkte, an denen nach Abschluss
der Handelsgeschäfte am Spotmarkt, der
üblicherweise am Vortag der Erfüllung stattfindet,
kurzfristig im Stundenbereich elektrische Energie
beschafft und abgesetzt werden kann.
Den Vorgaben des zweiten Gesetzes zur Neuregelung
des Energiewirtschaftsrechtes [1] und der damit
verbundenen Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen
[2] folgend, wurde im September
2006 von der European Energy Exchange (EEX) in
Leipzig eine elektronische Intradayhandelsplattform
eingerichtet [3]. Durch diese Handelsplattform wird
mittelfristig der Stromhandel von Viertelstundenlieferungen
bis 45 Minuten vor Lieferbeginn ermöglicht.
Hierdurch wird den Erzeugungsgesellschaften neben
den bereits etablierten Strommärkten eine weitere
Vermarktungsalternative geboten.
Eine Absatzalternative bietet sich den Kraftwerksbetreibern
auch an den Handelsplätzen für Reserve, an
denen die Übertragungsnetzbetreiber ihren gesamten
Reservebedarf öffentlich ausschreiben. Insbesondere
durch den in Deutschland weiterhin starken Ausbau von
Windenergieanlagen ist ein steigender Bedarf an
Reserveleistung und damit verbunden eine steigende
Anforderung von Reservearbeit durch die Übertragungsnetzbetreiber
zu erwarten.
Die Aufgaben eines Kraftwerksbetreibers im untertäglichen
Zeitbereich sind die Lieferung der dem Übertragungsnetzbetreiber
am Vortag gemeldeten Fahrplanenergie,
die Vorhaltung der vermarkteten Reserveleistung
sowie die Erbringung der im Bedarfsfall vom
Übertragungsnetzbetreiber angeforderten Reservearbeit.
Hierbei besteht der Freiheitsgrad, die Aufteilung
der Fahrplanenergie kurzfristig und ohne Einschränkungen
vorzunehmen, während die Aufteilung der angeforderten
Reservearbeit und der vorzuhaltenden Reserveleistung
hinsichtlich der einzelnen Reservequalitäten
unterschieden werden müssen [4]. Dies stellt insbesondere
bei wachsendem Reservebedarf eine zunehmend
komplexere Planungsaufgabe dar.
Ziel der Arbeit ist daher die Entwicklung eines neuen
Rechenverfahrens, mit dem der untertägliche Kraftwerksbetrieb
zur Erfüllung dieser Planungsaufgabe
optimiert werden kann. Dabei werden die durch die
DISSERTATIONEN
Strukturveränderungen entstandenen neuen Absatzalternativen
mit ihren jeweiligen Planungsunsicherheiten
berücksichtigt, um vorhandenes Optimierungspotenzial
zu nutzen und die damit verbundenen Risiken zu
bewerten.
2 Analyse und Modellbildung
2.1 Abgrenzung des Betrachtungsbereiches
Für die Optimierung des untertäglichen Kraftwerksbetriebs
kann in der Regel ein Zeithorizont von einem Tag
angesetzt werden. Dies bedeutet, dass Ergebnisgrößen
einer mittelfristigen Planung, z. B. Handelsempfehlungen
für den Terminmarkt, als exogene Eingangsgrößen
für die untertägliche Planung vorgegeben
werden müssen. Da Kraftwerksbetreiber die Fahrpläne
dem jeweiligen ÜNB im Viertelstundenraster melden
müssen und die Minutenreserve (MR) jeweils als
Fahrplanlieferung zur vollen Viertelstunde eingesetzt
wird sowie innerhalb von 15 Minuten vollständig
aktivierbar sein muss, wird als Zeitraster die Viertelstunde
gewählt.
Das für die Optimierung resultierende System ist in
Bild 1 skizziert. Ein Unternehmen kann einen Erzeugungspark
bestehend aus thermischen und hydraulischen
Kraftwerken besitzen. Dem Unternehmen stehen
weiterhin Vermarktungsmöglichkeiten an Märkten für
elektrische Energie und Reserve zur Verfügung, die in
Abhängigkeit des Zeitpunktes der Optimierung berücksichtigt
werden müssen [4]. Die bereits getätigten
Geschäfte finden sich in der Komponente „abgeschlossene
Geschäfte“ wieder.
Ausfälle RA
thermische
Kraftwerke
∼∼∼
hydraulische
Kraftwerke
Spotmarkt Markt
für MR
Unsicherheiten
∼∼∼
abgeschl.
Geschäfte
Intradaymarkt
Preise Preise RA Preise
Bild 1: Systemabgrenzung
RA: Reservearbeit
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 31

DISSERTATIONEN
Für den betrachteten Zeithorizont sind nicht alle
Eingangsdaten deterministisch. Bild 1 zeigt neben dem
betrachteten System die Unsicherheiten, die im
Rahmen der Optimierung berücksichtigt werden
müssen.
2.2 Thermische Kraftwerke
In im Praxiseinsatz befindliche Verfahren zur Kraftwerkseinsatzplanung,
die zumeist ein stündliches
Zeitraster verwenden, werden thermische Kraftwerke
nach dem Stand der Technik, d. h. Abbildung der
Mindestzeiten, quadratischer Wärmeverbrauch etc.,
modelliert [5]. Bei einer untertäglichen Planung im
Viertelstundenraster müssen zusätzlich zu diesen
Modellierungsaspekten weitere Eigenschaften berücksichtigt
werden. Darunter fällt die Berücksichtigung der
maximalen Leistungsgradienten ΔP max , da nicht alle
thermischen Kraftwerke ihren Leistungsbereich innerhalb
von 15 Minuten durchfahren können [4]. Weiterhin
muss in einem untertäglichen Planungsverfahren eine
möglichst exakte Abbildung des Anfahrvorgangs
modelliert werden, da die Erzeugung während der
Anfahrt nicht vernachlässigt werden kann [4]. Zudem
kann die Abbildung von Kraftwerksausfällen, wie in
mittelfristigen Planungsverfahren üblich, nicht über
eine Leistungsreduktion erfolgen, sondern muss für
nicht disponible Ausfälle möglichst realistisch und
somit leistungsgenau abgebildet werden [4].
2.3 Hydraulische Kraftwerke
Durch das im Rahmen der untertäglichen Planung
verwendete Viertelstundenraster muss die Laufzeit des
Wassers zwischen zwei Speicherbecken berücksichtigt
werden. Während diese Laufzeit bei Speicher- und
Pumpspeicherkraftwerken irrelevant ist, liegen die
Laufzeiten von Laufwasserkraftwerken teilweise im
Stundenbereich.
Da in kurzfristigen Planungsverfahren eine leistungsgenaue
Betrachtung notwendig ist, müssen bei Pumpspeicherkraftwerken
diskrete Betriebszustände berücksichtigt
werden, da nicht alle Anlagen einen regelfähigen
Pumpbetrieb zulassen.
Hydraulische Kraftwerke haben hohe Leistungsgradienten,
kurze Aktivierungszeiten und eine hohe Verlässlichkeit,
so dass hydraulische Kraftwerke in dem hier zu
entwickelnden Planungsverfahren nach dem Stand der
Technik zzgl. der Berücksichtigung von Laufzeiten bei
Laufwasserkraftwerken sowie diskreten Pumpwerten
modelliert werden können.
2.4 Planungsunsicherheiten
Während die Preisunsicherheiten am Spot-, Intraday-
und Minutenreservemarkt sowie die Anforderung der
Reservearbeit durch das Verfahren der Szenarienanalyse
[6] abgebildet werden können, würde die Abbildung
der Ausfälle thermischer Kraftwerke einen starken
Anstieg der Szenarienanzahl in der Szenarienanalyse
zur Folge haben, wodurch die für den operativen Einsatz
notwendige kurze Rechenzeit eines Verfahrens zur
untertäglichen Planung des Kraftwerksbetriebs nicht
gewährleistet werden kann.
Um die Rechenzeit nicht stark zu verlängern und
trotzdem eine leistungsrichtige Betrachtung von
Kraftwerksausfällen zu ermöglichen, ist eine nachgeschaltete
Bilanzierung möglich. Hierbei wird nach
Abschluss der Bilanzierung für jedes Kraftwerk entsprechend
der zugehörigen Ausfallhäufigkeit und
Ausdauer eine Ausfallziehung durchgeführt. In der
ersten Stunde eines Ausfalls wird die fehlende Energie
über einen Reservevertrag gedeckt, während für die
weiteren Stunden die ausgefallene Leistung über den
Intradaymarkt gedeckt wird.
3 Verfahren
Zur Lösung des der untertäglichen Optimierung zu
Grunde liegenden Optimierungsproblems stehen
prinzipiell zwei verschiedene Ansätze zur Verfügung:
Eine geschlossene Lösung oder ein Zerlegungsansatz.
Verschiedene Literaturaussagen sowie eigene Voruntersuchungen
lassen den Zerlegungsansatz als den
hinsichtlich der Rechenzeit besten Lösungsansatz
erscheinen. Aus diesem Grund wurde der Zerlegungsansatz
nach Lagrange zur Lösung der untertäglichen
Planungsaufgabe gewählt. Bild 2 zeigt den Überblick
des verwendeten Verfahrens.
therm.
KW
Einlesen und Aufbereitung der Eingangsdaten
1. Optimierungsstufe: Lagrange Relaxation
hydr.
KW
Koordinationsstufe
Spotmarkt
Ganzzahligkeits- entscheidungen
2. Optimierungsstufe: Energieaufteilung
Bilanzierung und Ausgabe
Bild 2: Verfahrensüberblick
Intradaymarkt
Markt
für MR
32 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Nach dem Einlesen und Aufbereiten der Eingangsdaten
werden in der 1. Optimierungsstufe, der Lagrange
Relaxation, die Ganzzahligkeiten ermittelt. Die Zerlegung
erfolgt hierbei im Systembereich, wobei die
Einhaltung der systemkoppelnden Nebenbedingungen,
der Bilanzen für Fahrplanenergie, Reserveleistung und
-arbeit, iterativ über Lagrange Multiplikatoren koordiniert
wird.
Zur Optimierung des Einsatzes der einzelnen Systemkomponenten
können die bestgeeigneten Algorithmen
verwendet werden. Hierzu zählen die Genetischen
Algorithmen zur Bestimmung des Einsatzes thermischer
Erzeugungsanlagen [7] sowie die Gemischt-Ganzzahlig
Lineare Programmierung zur Ermittlung der Betriebsweise
hydraulischer Kraftwerksgruppen.
Nach Abschluss dieser Optimierungsstufe werden die
getroffenen Ganzzahligkeiten in die 2. Optimierungsstufe,
die Energieaufteilung, übernommen und das
verbleibende kontinuierliche Gesamtproblem wird in
geschlossener Form gelöst, so dass die Einhaltung der
systemkoppelnden Nebenbedingungen gewährleistet
ist.
4 Betriebsplanung vs. Vortagesplanung
4.1 Modellsystem
Das den Untersuchungen zu Grunde liegende Modellsystem
ist an deutsche Erzeugungsunternehmen
angelehnt, um durch die realitätsnahe Abbildung
praxisrelevante Aussagen zu ermöglichen. Es umfasst
etwa 5 % der in Deutschland installierten Kraftwerksleistung
und entspricht der deutschlandweiten Kraftwerksstruktur.
Das hydrothermische Erzeugungssystem besteht aus 10
thermischen Kraftwerken unterschiedlicher Erzeugungstechnologien
mit jeweils typischen charakteristischen
Kenngrößen sowie einem Pumpspeicherkraftwerk und
einer vernetzten hydraulischen Kraftwerksgruppe.
Dieses System kann am Spot- und Intradaymarkt für
Fahrplanenergie sowie am Markt für Minutenreserve
vermarktet werden. Die Spotmarktpreise sowie die
Preise am Markt für Minutenreserve entstammen
öffentlichen Quellen, während die Preise am Intradaymarkt
aufgrund der hohen Korrelation zwischen Spot-
und Intradaymarktpreisen [4] basierend auf den Spotmarktpreisen
generiert wurden.
Die Untersuchungen werden für einen exemplarischen
Arbeitstag im Sommer durchgeführt.
4.2 Methodik
DISSERTATIONEN
Um den Einfluss von Modellierungsrestriktionen und
Freiheitsgraden in der Betriebsplanung bewerten zu
können, wird das in Bild 3 skizzierte methodische
Vorgehen verwendet. Zunächst wird der Kraftwerkspark
in einer typischen Vortagesplanung am Spotmarkt und
an den Märkten für Minutenreserve vermarktet. Da für
diese Planung das übliche Stundenraster gewählt wird,
haben die Leistungsgradienten der thermischen
Kraftwerke keine einschränkende Auswirkung auf den
Betrieb der Kraftwerke. Anfahrkurven thermischer
Kraftwerke sowie diskrete Pumpwerte hydraulischer
Kraftwerksgruppen werden nicht betrachtet.
Vortagesplanung
Betriebsplanung
ohne Intradayhandel
Vergleich der
Einsatzpläne
Betriebsplanung
mit Intradayhandel
Vergleich der
Einsatzpläne
Vergleich der Deckungsbeiträge
Bild 3: Methodisches Vorgehen
Die so ermittelten Handelsempfehlungen an den Day-
Ahead Märkten stellen für die nachfolgenden Betriebsplanungen
Vorgaben dar, die erfüllt werden müssen. Da
die Betriebsplanungen im Viertelstundenraster durchgeführt
werden, müssen hierbei die Leistungsgradienten
thermischer Kraftwerke berücksichtigt werden.
Weiterhin werden aufgrund der genaueren Modellierung
Anfahrkurven thermischer und diskrete Pumpwerte
hydraulischer Kraftwerke abgebildet.
In der ersten Untersuchung zur Betriebsplanung besteht
keine Handelsmöglichkeit an einem Intradaymarkt, so
dass die abgeschlossenen Handelsgeschäfte allein
durch die einsatzfähigen Kraftwerke erfüllt werden
müssen. Der Einfluss der untertäglichen Restriktionen
kann durch Vergleich der Einsatzpläne beider Planungen
bewertet werden.
In der zweiten Untersuchung besteht zusätzlich die
Möglichkeit, freie Erzeugungskapazitäten an einem
Intradaymarkt zu vermarkten sowie an diesem Markt
Energie zu beschaffen. Ein Vergleich der Einsatzpläne
der beiden Betriebsplanungen ermöglicht eine Aussage
über die Auswirkungen des zusätzlichen Freiheitsgrades.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 33

DISSERTATIONEN
Abschließend erfolgt ein Vergleich der Deckungsbeiträge
aller drei Planungsstufen.
Alle Beispielrechnungen werden deterministisch für
den ausgewählten Tag durchgeführt. Ausfälle werden
in diesen Untersuchungen nicht betrachtet.
4.3 Vergleich der Fahrpläne
Beim Vergleich der Fahrpläne nach Vortagesplanung
sowie nach Betriebsplanung ohne Intradayhandelsmöglichkeit
sind bei den thermischen Kraftwerken
insbesondere zwei Effekte zu beobachten: Eine leicht
angepasste Erzeugung in den Abend- und Nachtstunden
sowie eine unterschiedliche Zunahme der erzeugten
elektrischen Energie in den Morgenstunden.
Die Fahrpläne der hydraulischen Kraftwerke nach
Betriebsplanung zeigen in den Abend- und Nachtstunden
eine höhere aufgenommene Pumpleistung, während
durch die Kombination der Erzeugung von elektrischer
Energie in Turbinen und der Aufnahme von
elektrischer Energie in Pumpen in den Morgenstunden
ein hoher Gradient erreicht wird.
Die unterschiedliche Erzeugung in den Abend- und
Nachtstunden ist auf die hydraulischen Pumpen
zurückzuführen, die in der Betriebsplanung nur in
diskreten Arbeitspunkten eingesetzt werden können.
Daher ist der Energiebedarf der Pumpen größer. Dieser
zusätzliche Bedarf wird von den thermischen Kraftwerken
bereitgestellt.
Der Einsatz aller Kraftwerke in den Morgenstunden
richtet sich nach den einzuhaltenden Spothandelsgeschäften.
Die Differenz zwischen den abgeschlossenen
Handelsgeschäften vor und nach 7.00 Uhr beträgt mehr
als 2000 MW, die nach Vortagesplanung überwiegend
durch rechtzeitige Anfahrt mehrerer thermischer
Kraftwerke gedeckt werden. In der Betriebsplanung ist
dies aufgrund der begrenzenden Leistungsänderungsgeschwindigkeiten
nicht möglich. Um diese Differenz
dennoch bereitstellen zu können, werden einerseits der
hohe Gradient der hydraulischen Kraftwerke genutzt
und andererseits vor 7.00 Uhr mehr thermische Kraftwerke
mit reduzierter Leistung betrieben, deren
größere Zahl in Summe einen größeren Gradienten
ergibt.
Durch diese beiden Effekte verändert sich der Einsatz
der thermischen Kraftwerksblöcke in der Betriebsplanung
deutlich. Nach Betriebsplanung wird bspw. in den
Nachtstunden ein thermisches Kraftwerk mehr eingesetzt,
um die benötigte Pumpenergie bereitzustellen.
Weiterhin werden nach Betriebsplanung vor 7.00 Uhr
gezielt zwei Kraftwerke in Betrieb genommen, so dass
durch die höhere Anzahl in Betrieb befindlicher thermischer
Blöcke die Differenzenergie vor und nach
7.00 Uhr geliefert werden kann.
4.4 Vergleich der Deckungsbeiträge
Der Großteil der Erlöse wird durch Verkauf der erzeugten
elektrischen Energie am Spotmarkt erwirtschaftet,
während der Hauptkostentreiber die Brennstoff- und
CO 2 -Kosten sind. Die aus Erlösen und Kosten resultierenden
Deckungsbeiträge sind in Bild 4 aufgetragen.
Der Deckungsbeitrag nach Vortagesplanung beträgt
2,08 Mio. EUR. Durch die veränderte Einsatzweise der
Kraftwerke erhöhen sich die Kosten für Brennstoffe und
CO 2 -Zertifikate um 0,04 Mio. EUR, so dass der erwirtschaftete
Deckungsbeitrag nach Betriebsplanung um
2 % auf 2,04 Mio. EUR sinkt.
DB
2,10
Mio. EUR
2,00
1,95
0,00
BPmI: Betriebsplanung
mit Intradayhandel
BPoI: Betriebsplanung
ohne Intradayhandel
DB: Deckungsbeitrag
VTP: Vortagesplanung
2,08 0,04 2,04 0,06 0,11 2,09
2 % 2 %
VTP Differenz BPoI Differenz BPmI
Deckungsbeitrag
zus. Brennstoffkosten
Einkauf Intradaymarkt
Verkauf Intradaymarkt
Bild 4: Deckungsbeiträge der drei Planungsstufen
Neben den bereits angesprochenen Erlösquellen
kommen bei der Betriebsplanung mit Intradayhandelsmöglichkeit
die Erlöse aus dem Verkauf am Intradaymarkt
und auf der Kostenseite Aufwendungen für den
Bezug von Energie am Intradaymarkt hinzu. Einerseits
werden Erzeugungskapazitäten am Intradaymarkt
vermarktet, wodurch zusätzliche Brennstoffkosten und
Erlöse anfallen, andererseits wird Energie vom Intradaymarkt
bezogen, wodurch eigene Brennstoffkosten
entfallen, aber Bezugskosten anfallen.
Insgesamt verbessert die Berücksichtigung des Intradayhandels
den Deckungsbeitrag. Der erhöhte Brennstoffbedarf
sowie der Bezug von Energie von dem
Intradaymarkt verursacht zwar Kosten in Höhe von
0,06 Mio. EUR, demgegenüber stehen jedoch Erlöse in
Höhe von 0,11 Mio. EUR durch die zusätzliche Vermark-
34 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

tungsmöglichkeit. Dies führt zu einer Deckungsbeitragssteigerung
um über 2 % auf 2,09 Mio. EUR.
5 Wesentliche Erkenntnisse
Die in der Vortagesplanung, die üblicherweise mit
geringerer Modellierungsgenauigkeit als die untertägliche
Betriebsplanung durchgeführt wird, festgelegten
Handelsgeschäfte am Spotmarkt und am Markt für
Minutenreserve können im realen Betrieb aufgrund der
begrenzenden Leistungsänderungsgeschwindigkeiten
der thermischen Kraftwerke sowie der diskreten
Arbeitspunkte der hydraulischen Pumpen von Pumpspeicherkraftwerken
u. U. nicht realisiert werden.
Vielfach sind zumindest die Fahrpläne vieler Kraftwerke
deutlich anzupassen, so dass deren unwirtschaftlichere
Fahrweise zu Einbußen im Deckungsbeitrag führen
kann. Um diese teilweise große Diskrepanz zwischen
Vortagesplanung und realem Betrieb zu verringern, ist
entweder eine genauere Modellierung oder zumindest
eine vereinfachte Abbildung der relevanten Restriktionen,
z. B. eine Beschränkung der Differenz von Spothandelsgeschäften
direkt aufeinander folgender
Stunden zur näherungsweisen Berücksichtigung von
Leistungsgradienten thermischer Kraftwerke, in der
Vortagesplanung zu empfehlen.
Die zusätzliche Handelsmöglichkeit an einem Intradaymarkt
erleichtert die Einhaltung von am Vortag abgeschlossenen
Handelsgeschäften, da der Intradaymarkt
strukturelle Schwächen des Kraftwerksparks ausgleichen
kann. So können bspw. ein erforderlicher Leistungsgradient
durch Ein- und Verkauf am Intradaymarkt
ergänzt werden und die Kraftwerke in effizienteren
Arbeitspunkten betrieben werden. Weiterhin bietet der
Intradayhandel die Möglichkeit, kurzfristig freie Erzeugungskapazitäten
zu vermarkten oder günstigere
Energie zu beziehen.
Zusätzliche Untersuchungen zum Einfluss von Planungsunsicherheiten
haben ergeben, dass die nicht
vorhersehbaren Ausfälle thermischer Kraftwerke
großen Einfluss auf den Deckungsbeitrag haben, da die
ausgefallene Leistung durch einen Reservevertrag und
Zukauf am Intradaymarkt ersetzt werden muss. Insbesondere
bei Kraftwerken mit hoher installierter Leistung
und geringen spezifischen Erzeugungskosten wirkt
sich ein Kraftwerksausfall deutlich negativ auf den
Deckungsbeitrag aus. Damit verglichen haben die zum
Planungszeitpunkt unbekannten Preise am Intradaymarkt
und die unbekannte Anforderung von Reservearbeit
durch den Übertragungsnetzbetreiber einen
geringeren Einfluss. Nach vorheriger Vermarktung am
Spotmarkt bietet der Intradaymarkt einen zusätzlichen
Freiheitsgrad. Da auf eine Teilnahme am untertäglichen
DISSERTATIONEN
Handel auch verzichtet werden kann, ist das Risiko
durch ungünstige Preise am Intradaymarkt beschränkt,
während sich bietende Chancen bei günstigen Preisen
genutzt werden können. Die unsichere Anforderung von
Reservearbeit wirkt sich überwiegend auf die daraus zu
erwartenden Erlöse aus, da die hierfür benötigten
Erzeugungskapazitäten ja vorgehalten werden müssen
und ihr Einsatz mit relativ hohen Arbeitspreisen lukrativ
vergütet wird. Bei geringer Einschätzung der Abrufwahrscheinlichkeit
von Reservearbeit bleibt das Risiko
eines niedrigen Deckungsbeitrages gering, während die
Chancen auf zusätzliche Gewinne steigen.
6 Literatur
[1] Der Deutsche Bundestag
Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
Bundesgesetzblatt, Jg. 2005, Teil I, Nr. 42
[2] Der Deutsche Bundestag
Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen
(Stromnetzzugangsverordnung –
StromNZV)
Bundesgesetzblatt, Jg. 2005, Teil I, Nr. 46
[3] European Energy Exchange
EEX: Erfolgreicher Start des Intraday-Handels
http://www.eex.de [Stand 30.01.2007]
[4] Hinüber, G.
Untertägige Optimierung des Kraftwerksbetriebs
an Märkten für elektrische Energie und Systemdienstleistungen
Jahresbericht 2005, ABEV Bd. 104, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2005, S. 79-82
[5] Neus, H.
Integrierte Planung von Brennstoffbeschaffung
und Energieeinsatz zur Stromerzeugung
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 95, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2003
[6] Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen
Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 103, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2005
[7] Hinüber, G.
Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs
an Märkten für elektrische Energie und Reserve
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2006, S. 97-101
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 35

DISSERTATIONEN
Strategische Ausbauplanung für elektrische Netze unter Unsicherheit
Strategic Expansion Planning for Electrical Networks Considering Uncertainties
Dr.-Ing. Tobias Paulun
tobias.paulun@iaew.rwth-aachen.de
Im regulierten Elektrizitätsmarkt sind die Betreiber elektrischer Netze gezwungen, Effizienzsteigerungspotenziale zu
identifizieren und zu nutzen, um hinreichende Erlöse erwirtschaften zu können. Aufgrund der hohen Kosten der in elektrischen
Netzen eingesetzten Betriebsmittel liegt dabei der Fokus auf einer Verbesserung des Netzplanungsprozesses und
einer bedarfsgerechten Anpassung der Netzstruktur. Hierfür ist der Einsatz rechnergestützter Optimierungsverfahren
sinnvoll. Die in den letzten Jahren entwickelten Optimierungswerkzeuge sind zwar zur Ermittlung langfristig kostenoptimaler
Netzstrukturen geeignet, berechnen jedoch nicht die optimale zeitliche Entwicklung bestehender Netze unter
unsicheren Randbedingungen. Ziel dieser Arbeit war es daher, ein entsprechendes Optimierungsverfahren zu entwickeln,
das unter Beachtung langfristig kostenoptimaler Netzstrukturen und existierender Unsicherheiten optimale Entwicklungspfade
für bestehende Netze ermittelt.
Due to the impending incentive regulation in the
liberalized European electricity market, network
operators are facing new challenges. In order to earn
adequate revenues in the future, potentials for increasing
the efficiency and reducing network costs need to
be utilized. The increasing pressure on network operators
can be met with an improved planning process. For
this purpose and as a result of the more and more
uncertain boundary conditions of network planning in
liberalized electricity markets, using computer-based
network optimization algorithms is inevitable.
On the one hand, in recent years, numerous methods
for long-term planning of electrical networks have been
developed and successfully applied. On the other hand,
the majority of existing optimization methods for
network expansion planning describes the planning
process without taking long-term cost-efficient network
structures into account. However, especially in regulated
electricity markets, existing networks should be
developed towards long-term cost-efficient network
structures in order to objectify planning decisions.
Existing methods that meet these requirements are not
capable of optimizing planning problems of practical
size, due to the use of exact optimization algorithms.
In this thesis, a computer-based optimization method
for calculating the optimal future development for
existing networks with respect to long-term costefficient
network structures has been developed.
Because an extensive demand for renewal is expected
especially in 110 kV networks for the next years and
due to the fact that efficient restructuring of this
voltage level can only be done by taking medium
voltage networks into account as well, this thesis is
focusing on 110 kV and medium voltage networks.
One of the key results of analyzing the planning process
is that the optimal future development of existing
networks depends on the future development of
uncertain boundary conditions. The relevant uncertainties
can be classified in technical, economical and
political uncertainties with different impact on the
optimal network development. Some of these uncertainties
initiate the realization of expansion steps and
have therefore direct influence on network development.
Thus, calculating discrete points in time for the
realization of expansion steps without regard to
uncertainties as done so far during network planning
does not meet practical requirements.
The optimization method developed in this thesis is
based on Ant Colony Optimization. For existing networks,
it calculates optimal expansion strategies that
allow a flexible future development of those networks
depending on the development of uncertain boundary
conditions. A short computing time even for planning
problems of practical size is obtained by combining
several heuristic optimization approaches.
Exemplary studies show the functionality and capability
of the developed method. In sensitivity analyses the
influence of boundary conditions on the optimal
expansion strategy and total network costs is analyzed.
The results prove that uncertain boundary conditions
lead to increasing total costs for the network operator.
Combined with existing methods for long-term planning
of electrical networks this newly developed method
allows solving practical planning problems completely
and in an objective manner for the first time.
36 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

1 Motivation
Durch die bevorstehende Anreizregulierung sind die
Betreiber elektrischer Netze gezwungen, Effizienzsteigerungspotenziale
zu identifizieren und zu nutzen, um
auch zukünftig hinreichende Erlöse erwirtschaften zu
können. Bereits in der Vergangenheit hat der Liberalisierungsprozess
in der Elektrizitätswirtschaft dazu
geführt, dass Netzbetreiber verstärkt mittels betriebswirtschaftlicher
Methoden bewertet und miteinander
verglichen werden. Diese Entwicklung wird sich durch
das von der Bundesnetzagentur vorgeschlagene
Regulierungskonzept weiter verstärken.
Eine sachgerechte Reduzierung der Netzkosten, die
nicht durch den Verzicht auf notwendige Investitionen
zu einer Verschlechterung der Versorgungsqualität und
–zuverlässigkeit führt, kann vor allem durch eine
Verbesserung des Netzplanungsprozesses und eine
bedarfsgerechte Anpassung der Netzstruktur erzielt
werden. Gleichzeitig werden durch das erfolgte Unbundling
von Stromerzeugung und –übertragung sowie
durch politische Faktoren wie die Förderung dezentraler
Erzeugungsanlagen die Randbedingungen der Planung
elektrischer Netze zunehmend unsicherer. Der Einsatz
rechnergestützter Optimierungsverfahren in der Netzplanung
ist daher unverzichtbar, um so mehr, da nur mit
Hilfe derartiger Verfahren eine Objektivierung von
Planungsentscheidungen erreicht werden kann, die
besonders im regulierten Strommarkt wichtig ist.
In den letzten Jahren wurden zahlreiche rechnerbasierte
Optimierungswerkzeuge zur Grundsatzplanung
elektrischer Netze entwickelt. In diesem Planungsschritt
werden üblicherweise unter weitgehender
Vernachlässigung des existierenden Anlagenbestandes
kostenoptimale Netzstrukturen, sog. Zielnetze, ermittelt.
Der Vergleich dieser Netzstrukturen mit den
existierenden Netzen gibt Aufschluss über die momentane
Effizienz der bestehenden Netze und wird auch als
Referenznetzanalyse bezeichnet. Offen bleibt dabei die
Frage, ob und in welchen Zeiträumen die langfristig
kostenoptimalen Netzstrukturen überhaupt erreicht
werden können [1].
Derartige Fragestellungen müssen in einer der
Grundsatzplanung nachgelagerten Ausbauplanung
analysiert werden. Anders als in der Grundsatzplanung,
in der die langfristig durchschnittlichen Kosten unterschiedlicher
Netzentwürfe betrachtet werden, ist das
Ziel der Ausbauplanung die Minimierung der Gesamtkosten
innerhalb eines gegebenen Zeitraums. Für
diesen Planungsschritt, in dem die optimale zeitliche
Entwicklung bestehender Netze ermittelt wird, existieren
jedoch nur wenige Verfahren, welche die Ergebnisse
der vorangegangenen Grundsatzplanung als Zielvor-
DISSERTATIONEN
gabe für die Netzentwicklung berücksichtigen können.
Existierende Verfahren, die diesen Anforderungen
genügen, sind dagegen aufgrund hoher Rechenzeiten
nicht zur Optimierung praxisüblicher Planungsaufgaben
geeignet [2].
Ziel dieser Arbeit war daher die Entwicklung eines
rechnergestützten Optimierungsverfahren, das die
optimale zeitliche Entwicklung bestehender Netze in
Richtung der zuvor bestimmten langfristig kostenoptimalen
Zielnetze ermittelt. Dabei müssen die existierenden
Planungsunsicherheiten besonders beachtet und
derart modelliert werden, dass auch die Berücksichtigung
einer praxisüblich großen Zahl relevanter Unsicherheiten
nicht zu unzulässig hohen Rechenzeiten
führt.
2 Analyse
Zu Beginn der Ausbauplanung werden die Ergebnisse
der vorangegangenen Grundsatzplanung analysiert. Aus
den Ergebnissen dieser Analyse werden anschließend
Randbedingungen abgeleitet, die den in der Ausbauplanung
zu durchsuchenden Lösungsraum sinnvoll
einschränken. Hierfür wird das bestehende Netz, das
als Basisnetz bezeichnet wird, mit den in der
Grundsatzplanung ermittelten langfristig kostenoptimalen
Netzstrukturen verglichen. Durch die Unterschiede
zwischen diesen Netzstrukturen sind Planungsprojekte
definiert, die durchgeführt werden können, um das
bestehende Netz in Richtung der langfristig optimalen
Zielnetze zu entwickeln (vgl. Bild 1).
Basisnetz Zielnetz Planungsprojekte
Abbau Zubau
Bild 1: Mögliche Planungsprojekte
Aufgabe der Ausbauplanung ist es anschließend, die
optimale Kombination von Planungsprojekten, die
innerhalb eines gegebenen Zeitraums durchgeführt
werden sollten, zu finden und diese Projekte optimal
zeitlich zu reihen. Kombinationen von Planungsprojekten,
die nicht gemeinsam in einem Zielnetz enthalten
sind, sind nicht zulässig, da nach Durchführung dieser
Projekte keines der Zielnetze mehr erreicht werden
kann.
Jeder Netzzustand, der bei Befolgen der Ausbaustrategie
erreicht werden kann, muss alle technischen
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 37

DISSERTATIONEN
Randbedingungen einhalten, die durch die maximal
zulässigen Betriebsmittelbelastungen, zulässige
Kurzschlussströme und die einzuhaltenden Spannungsgrenzen
gegeben sind.
Zielfunktion der Ausbauplanung ist die Minimierung
des Barwertes sämtlicher Investitions-, Instandhaltungs-
und Verlustkosten innerhalb des gegebenen
Zeitraums. Wird dieser Betrachtungszeitraum jedoch
auf einen bestimmten Zeitraum begrenzt, werden die
Folgen von Planungsprojekten, die kurz vor Ende dieses
Zeitraums durchgeführt werden, nicht mehr vollständig
berücksichtigt. Gleichzeitig ist es jedoch schwierig, die
Entwicklung von Randbedingungen der Planungsaufgabe
für einen langen Zeitraum bis zu einem fern liegenden
Prognosehorizont zu prognostizieren. Eine beliebige
Verlängerung des Betrachtungszeitraums ist daher
ebenfalls nicht sinnvoll.
Um dieses Problem zu lösen, wird in dieser Arbeit
neben dem Betrachtungszeitraum ein zusätzlicher
Optimierungszeitraum definiert. Der Betrachtungszeitraum
muss dabei mindestens den Optimierungszeitraum
umfassen und kann auch einen unendlich langen
Zeitraum darstellen (vgl. Bild 2). Es wird davon ausgegangen,
dass sich Randbedingungen der Planungsaufgabe
in dem über den Optimierungszeitraum hinausgehenden
Zeitraum nicht mehr ändern. Gleichzeitig wird
der letzte im Optimierungszeitraum erreichte Netzzustand
für den verbleibenden Betrachtungszeitraum
beibehalten, so dass auch die Folgen der zuletzt
umgesetzten Planungsprojekte bei der Bewertung der
Gesamtkosten berücksichtigt werden.
Ausgangspunkt
der Planung
(Basisnetz)
Optimierungszeitraum
Betrachtungszeitraum
Zeithorizont
der Grundsatzplanung
Bild 2: Optimierungs- und Betrachtungszeitraum
2.1 Planungsunsicherheiten
Die unsicheren Randbedingungen der Ausbauplanung
resultieren aus technischen, wirtschaftlichen und
politischen bzw. juristischen Unsicherheiten.
• Technische Unsicherheiten entstehen durch die
unsichere Entwicklung der Netznutzung sowie die
unsichere Nutzungsdauer der eingesetzten Betriebsmittel.
Die Entwicklung der Netznutzung wird
in dieser Arbeit durch eine allgemeine und eine
kundenbezogene Entwicklung von Einspeisungen
und Lasten beschrieben. Die allgemeine Entwicklung
kann durch einfache Prognose der – ggf. unsicheren
– durchschnittlichen Laststeigerungsrate in
Prozent pro Jahr angegeben werden, während die
kundenbezogene Entwicklung individuelle Entwicklungen
inkl. dem Anschluss oder Wegfall von Erzeugungseinheiten
oder Lasten beschreibt. Da die
kundenbezogene Entwicklung den optimalen Netzzustand
direkt beeinflusst – beispielsweise durch
Ausbaumaßnahmen, die zum Anschluss eines Kunden
notwendig sind – ist nicht nur der mögliche
Zeitpunkt des Kundenanschlusses relevant, sondern
auch der sog. Kenntniszeitpunkt, an dem der Netzbetreiber
sicher erfährt, ob ein Kunde angeschlossen
wird oder nicht. Liegt dieser Zeitpunkt ausreichend
vor dem Zeitpunkt des Anschlusses, kann
das Netz u. U. weiter in Richtung des später optimalen
Netzzustandes entwickelt werden.
• Wirtschaftliche Unsicherheiten ergeben sich aus
der unsicheren Entwicklung des Zinssatzes, betriebsmittelbezogener
Investitions- und Instandhaltungskosten
sowie der spezifischen Verlustkosten.
Im Gegensatz zu technischen Unsicherheiten beeinflussen
sie die optimale Netzentwicklung jedoch
nur indirekt, da Um- oder Ausbaumaßnahmen wirtschaftlich
sinnvoll, aber nicht technisch notwendig
sein können. Bei steigenden spezifischen Verlustkosten
kann beispielsweise die Investition in zusätzliche
Leitungen zur Verringerung der Übertragungsverluste
sinnvoll sein, während mit dem Betriebsmittelalter
steigende Instandhaltungskosten
die Erneuerung von Betriebsmitteln wirtschaftlich
werden lassen können.
• Politische Unsicherheiten haben andere Ursachen
als technische Unsicherheiten, können in ihrer Wirkung
auf das Netz jedoch wie technische Unsicherheiten
modelliert werden. Die Förderung dezentraler
Erzeugungsanlagen beeinflusst beispielsweise
die allgemeine und die kundenbezogene Entwicklung
von Einspeisungen und Lasten, während die
politische Einflussnahme auf Kraftwerksbetreiber
zur Änderung der Erzeugungsstruktur die kundenbezogene
Entwicklung beeinflusst. Zusätzlich zu politischen
sind jedoch auch juristische Unsicherheiten
relevant, da sich durch derartige Unsicherheiten die
Realisierung von Planungsprojekten verzögern
kann. Insbesondere in der Hoch- und Höchstspannungsebene
stellt die Dauer des Genehmigungsverfahrens
für neue Freileitungstrassen eine relevante
Unsicherheit dar und muss daher in der Ausbauplanung
berücksichtigt werden.
38 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Die Analyse der Planungsaufgabe zeigt, dass Unsicherheiten
mit direktem Einfluss auf das Netz die Realisierung
von Planungsprojekten bedingen und damit
auslösende Ereignisse für Planungsprojekte darstellen.
Es ist daher sinnvoll, die optimale Ausbaustrategie
durch Wenn/Dann-Beziehungen zwischen auslösenden
Ereignissen und Planungsprojekten zu beschreiben.
Eine derartige Modellierung ist praxisgerechter als der
bisher verfolgte Ansatz, diskrete Zeitpunkte für die
Realisierung von Planungsprojekten zu ermitteln, und
erhöht dadurch den Nutzen bei Anwendung rechnergestützter
Verfahren in der Ausbauplanung.
2.2 Bewertung von Ausbaustrategien
Wichtigstes Kriterium bei der Bewertung potenzieller
Ausbaustrategien sind die Gesamtkosten, die bei
Befolgen dieser Strategie innerhalb des Betrachtungszeitraums
entstehen. Aufgrund der bestehenden
Unsicherheiten und der Abhängigkeit der Ausbaustrategien
von der Entwicklung dieser Unsicherheiten sind
die Gesamtkosten im Betrachtungszeitraum ebenfalls
unsicher. Da die Wahrscheinlichkeitsverteilung des
Barwertes der Gesamtkosten in einer Bewertungsfunktion
bestimmt werden kann, können neben dem
Erwartungswert auch die Standardabweichung und
weitere Kriterien der Entscheidungstheorie wie Value
At Risk oder Conditional Value At Risk für den Vergleich
unterschiedlicher Ausbaustrategien verwendet werden.
Zusätzlich zu diesen monetären Bewertungsgrößen sind
weitere Kenngrößen für den Netzbetreiber relevant. So
ist beispielsweise der Entscheidungsspielraum, der
dem Netzbetreiber am Ende des Optimierungszeitraums
verbleibt oder die Verteilung der Investitionen auf die
einzelnen Jahre des Betrachtungszeitraums, von
Interesse [3]. In dieser Arbeit werden daher weitere
Bewertungskriterien definiert.
• Die Elastizität einer Ausbaustrategie ist definiert
als die Anzahl der Zielnetze, die am Ende des Optimierungszeitraums
noch erreicht werden können,
bezogen auf die Anzahl aller Zielnetze. Die Elastizität
ist damit ein Maß für den verbleibenden Entscheidungsspielraum
des Netzbetreibers nach Befolgen
der entsprechenden Ausbaustrategie.
• Die Flexibilität beschreibt die Wahrscheinlichkeit,
mit der zukünftig von der ermittelten Ausbaustrategie
nicht abgewichen werden muss. Dieses Bewertungskriterium
ist insbesondere dann sinnvoll,
wenn durch das frühzeitige Sicherstellen der technischen
Zulässigkeit auch für sehr unwahrscheinliche
Szenarien unsicherer Randbedingungen hohe
Kosten entstehen. Eine geringere Flexibilität führt
in diesem Fall zu niedrigeren Kosten, birgt jedoch
DISSERTATIONEN
das Risiko, bei Eintritt ungünstiger Szenarien zukünftig
langfristig optimale Entscheidungen nicht
durchführen zu können.
• Die Verteilung der Investitionen über die einzelnen
Jahre wird durch die Akzeptanz einer Ausbaustrategie
beschrieben. Hierfür kann der Netzbetreiber
maximale und minimale Investitionsbudgets für die
einzelnen Jahre vorgeben, die nach Möglichkeit
eingehalten werden sollen. Wichtig ist, dass diese
Grenzen bis zum Erreichen einer absoluten Grenze
verletzt werden dürfen, da durch Über- bzw. Unterschreiten
der vorgeschlagenen Budgets gleichzeitig
ein höherer Nutzen erzielt werden kann.
In dem entwickelten Verfahren sind alle vorgestellten
Bewertungskriterien optional, so dass sowohl die
Berücksichtigung unternehmensspezifischer Ziele als
auch eine einfach zu parametrierende Minimierung des
Erwartungswertes möglich ist.
3 Verfahren
3.1 Ameisenalgorithmus
Das in dieser Arbeit entwickelte Verfahren basiert auf
dem Optimierungsansatz des Ameisenalgorithmus [4].
Dieser ist angelehnt an die Futtersuche von Ameisen in
der Natur und wird auch als wissensbasierter Optimierungsalgorithmus
bezeichnet, da Ameisen den von
ihnen zurückgelegten Weg mit einem Duftstoff, dem
sog. Pheromon, markieren und somit Wissen über gute,
d. h. kurze Wege speichern. Bild 3 zeigt das Vorgehen
der Ameisen bei der Futtersuche.
Futtersuche
Nest Futter
Rückkehr zum Ausgangspunkt
Nest Futter
Bild 3: Futtersuche einer Ameise
Zu Beginn der Futtersuche bewegen sich die Ameisen
beinahe zufällig, da die Umgebung noch keinerlei
Pheromonmarkierungen enthält. Aufgrund der Größe
der Ameisenkolonie findet jedoch üblicherweise nach
kurzer Zeit zumindest eine Ameise eine Futterquelle in
der Nähe des Nestes. Bei der Rückkehr zum Nest steigt
die Wahrscheinlichkeit, mit der diese Ameise dem
zuvor von ihr markierten Weg folgt, da die Wahrschein-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 39

DISSERTATIONEN
lichkeit für die Wahl eines Weges proportional zu
dessen Pheromonkonzentration ist.
In der Natur bewegen sich alle Ameisen einer Kolonie
mit annähernd gleicher Geschwindigkeit. In gleicher
Zeit werden dadurch kurze Wege häufiger durchlaufen
als lange Wege, wodurch die Pheromonkonzentration
auf kurzen Wegen schneller ansteigt. Dies erhöht
wiederum die Wahrscheinlichkeit, mit der diese Wege
gewählt werden. Nach kurzer Zeit bildet sich dadurch
ein stabiles Optimum heraus, das üblicherweise in der
Nähe der optimalen Lösung liegt.
Um die Konvergenz in lokale Optima zu vermeiden,
nähert sich die Wahrscheinlichkeit für die Wahl eines
Weges auch bei hohen Pheromonkonzentrationen nur
asymptotisch 100 %. Zudem führt die Verwitterung der
Pheromonmarkierungen durch Umwelteinflüsse dazu,
dass auch nach dem Erreichen eines Optimums noch
alternative Lösungen betrachtet werden.
3.2 Entwickeltes Optimierungsverfahren
Bild 4 gibt einen Überblick über das entwickelte
Optimierungsverfahren.
Nein
Nein
Initialisierung
Stochastische Generierung
einer potenziellen Lösung
Lokale Suche
Technisch-wirtschaftliche
Bewertung der Lösung
Alle
Randbedingungen
erfüllt?
Ja
Iteration beendet?
Ja
Update der Wissensbasis
Abbruchkriterium
erfüllt?
Nein
Ja
Reparatur verletzter
Randbedingungen
Ergebnisausgabe
Bild 4: Entwickeltes Optimierungsverfahren
Nach der Initialisierungsphase, in der u. a. die Ergebnisse
der Grundsatzplanung analysiert werden, generiert
das Verfahren eine potenzielle Ausbaustrategie. In
diesem Schritt werden die technischen Randbedingungen
der Planungsaufgabe vernachlässigt, so dass die
erzeugte Lösung nach diesem Schritt nicht notwendigerweise
technisch zulässig ist.
Anschließend wird die generierte Lösung durch eine
lokalen Suche heuristisch modifiziert. In diesem Schritt
werden einfach zu identifizierende Verbesserungen
durchgeführt, um die Konvergenz des Verfahrens zu
beschleunigen.
Erst danach wird die bis hierhin ausschließlich stochastisch
und heuristisch erzeugte Lösung vollständig
technisch und wirtschaftlich bewertet. Dabei werden
sowohl die Gesamtkosten im Betrachtungszeitraum
ermittelt als auch alle technischen Randbedingungen
überprüft. Werden hierbei Verletzungen von Randbedingungen
festgestellt, wird die Ausbaustrategie
modifiziert, bis alle Randbedingungen eingehalten
werden. Da sich hierdurch die Gesamtkosten im
Betrachtungszeitraum geändert haben können, ist
anschließend eine erneute technisch-wirtschaftliche
Bewertung notwendig.
Die Generierung neuer Lösungen und die Auswahl der
Reparaturmaßnahmen erfolgt unter Beachtung der
Wissensbasis, in der die Ergebnisse vorangegangener
Bewertungen gespeichert werden. Die Wissensbasis
enthält dabei für jede Kombination aus auslösendem
Ereignis und möglichem Planungsprojekt einen Wert,
der proportional zur Anzahl der Ausbaustrategien hoher
Güte, in der diese Kombination aus Planungsprojekt
und auslösendem Ereignis vorgesehen war, ist. Die
Einträge in der Wissensbasis entsprechen damit den
Pheromonwerten des Ameisenalgorithmus.
Für lokale Suchalgorithmen steht mit der Wissensbasis
eine erheblich größere Basis als bei ausschließlicher
Betrachtung der Umgebung der aktuellen Lösung zur
Verfügung, was die Effizienz des Algorithmus erhöht
und damit die Rechenzeit des Verfahrens reduziert. Ein
Update der Wissensbasis erfolgt jedoch erst, wenn
eine vorgegebene Anzahl neuer Lösungen generiert und
bewertet wurde, d. h. nach Abschluss einer Iteration.
Der Grund hierfür ist, dass erst durch den Vergleich
mehrerer alternativer Lösungen die Güte der einzelnen
Lösungen bewertet werden kann. In dem entwickelten
Verfahren ist der Einfluss einzelner Lösungen auf die
Wissensbasis proportional zur Güte der Lösungen,
wodurch die Effizienz des Verfahrens weiter gesteigert
werden kann.
4 Exemplarische Ergebnisse
Im Folgenden wird die Ausbauplanung für ein realitätsnahes
Versorgungsgebiet, bestehend aus einem 110kV-
und zwei 20-kV-Netzen, durchgeführt. Die bestehenden
Netze in diesem Versorgungsgebiet zeigt Bild 5.
40 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Es wird ein Optimierungszeitraum von 25 Jahren
betrachtet, der Betrachtungszeitraum ist in dieser
Untersuchung nicht beschränkt. Innerhalb dieses
Zeitraums kann die Last im Versorgungsgebiet um
maximal 1 %/a steigen oder stagnieren, so dass sich
am Ende des Optimierungszeitraums eine Last zwischen
100 % und 125 % der derzeitigen Last ergibt.
380/110-kV-Station
110/20-kV-Station
20-kV-Station
110-kV-Stromkreis
20-kV-Stromkreis
Bild 5: Bestehende 110-kV- und 20-kV-Netze
Die Entwicklung der spezifischen Verlustkosten innerhalb
des Optimierungszeitraums ist ebenfalls unsicher.
Es wird erwartet, dass der Erwartungswert der spezifischen
Verlustkosten von derzeit 40 EUR/MWh über 25
Jahre auf 55 EUR/MWh ansteigt. Um die mit dem
Prognosehorizont steigende Unsicherheit dieser
Annahme abzubilden, steigt die Standardabweichung
der zu Beginn des Optimierungszeitraums sicheren
spezifischen Verlustkosten ebenfalls linear auf
5 EUR/MWh.
100%
Last
125%
Last
Spezifische Verlustkosten
40 EUR/MWh 70 EUR/MWh
ZN 1 ZN 2
ZN 3 ZN 4
380/110-kV-Station 110-kV-Stromkreis
110/20-kV-Station
20-kV-Station
20-kV-Stromkreis
Bild 6: Langfristig optimale Zielnetze
Zunächst werden in der Grundsatzplanung langfristig
kostenoptimale Netzstrukturen für die Extremszenarien
DISSERTATIONEN
unsicherer Randbedingungen ermittelt. Diese sind in
Bild 6 dargestellt.
Ziel der anschließenden Ausbauplanung ist in dieser
Untersuchung ausschließlich die Minimierung des
Erwartungswertes der Gesamtkosten. Um den Nutzen
durch Anwendung des Verfahrens quantifizieren zu
können, wird dieser Erwartungswert mit dem Barwert
der Gesamtkosten verglichen, die sich bei zyklischer
Erneuerung des Basisnetzes ergeben. Die zyklische
Erneuerung setzt dabei voraus, dass Betriebsmittel, die
altersbedingt erneuert werden müssen, durch identische
Betriebsmittel gleichen Typs ersetzt werden.
In Bild 7 ist neben dem Erwartungswert der Gesamtkosten
bei Befolgen der optimalen Ausbaustrategie und
bei zyklischer Erneuerung des Basisnetzes auch die
Wahrscheinlichkeitsverteilung dieser Kosten dargestellt.
Die Kosten der optimalen Ausbaustrategie sind
rund 12 % geringer als die Kosten der zyklischen
Erneuerung und dominieren die Verteilungsfunktion
dieser Kosten zudem deutlich.
Erwartungswert der Gesamtkosten
150
Mio. EUR
100
124,6
109,9
Verlustkosten
Instandhaltungskosten
50
Investitionskosten
0
Zyklische Optimale
Erneuerung Ausbaustrategie
Wahrscheinlichkeit
1
Optimale
Ausbaustrategie
0,5
0
Zyklische Erneuerung
des Basisnetzes
Mio. EUR
110 115 120 125
Bild 7: Erwartungswert und Wahrscheinlichkeitsverteilung
der Gesamtkosten im Betrachtungszeitraum
Neben den Gesamtkosten im Betrachtungszeitraum ist
interessant, inwieweit die zuvor ermittelten Zielnetze
erreicht werden können. Hierfür werden die langfristig
durchschnittlichen (annuitätischen) Kosten des Netzzustandes,
der am Ende des Optimierungszeitraums
erreicht wird (Bild 8), miteinander verglichen (Bild 9).
Der Vergleich von Struktur und Kosten der Zielnetze mit
dem erreichbaren Netzzustand zeigt, dass nicht das
vollständige Kostenreduktionspotenzial, das sich bei
ausschließlicher Betrachtung der Zielnetze ergeben
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 41

DISSERTATIONEN
würde, realisiert werden kann. Die Vorgabe von
Effizienzsteigerungsvorschriften allein auf Basis des
Ergebnisses der Grundsatzplanung ohne Beachtung der
Übergangskosten auf dem Weg zu effizienteren
Netzstrukturen ist somit nicht zulässig. Gleichzeitig
wird bei ausschließlicher Betrachtung der Zielnetze das
minimal realisierbare, langfristig wirksame Kostenreduktionspotenzial
unterschätzt, da das Zielnetz mit den
höchsten annuitätischen Kosten für ein Extremszenario
unsicherer Randbedingungen mit geringer Eintrittswahrscheinlichkeit
ermittelt wurde.
380/110-kV-Station
110/20-kV-Station
20-kV-Station
110-kV-Stromkreis
20-kV-Stromkreis
Bild 8: Netzzustand am Ende des Optimierungszeitraums
30
Mio.
EUR/a
Annuitätische Netzkosten
10
-17,5%
-16%
0
Basisnetz ZN 1 ZN 2
Verluste
110-kV-Leitungen
110-kV-Schaltanlagen
-10,8%
-9,6%
-10,2%
ZN 3 ZN 4 Erreichter
Netzzustand
110/20-kV-Transformatoren
20-kV-Betriebsmittel
Bild 9: Annuitätische Kosten der unterschiedlichen
Netzzustände
5 Zusammenfassung
Der im regulierten Elektrizitätsmarkt steigende Druck
auf die Netzbetreiber, Effizienzsteigerungspotenziale zu
identifizieren und zu nutzen, führt zu einer Überprüfung
der bisherigen Netzplanungspraxis. Zusammen mit den
durch die Liberalisierung gestiegenen Unsicherheiten
der Netzplanung erhöht sich die Notwendigkeit,
rechnergestützte Optimierungswerkzeuge bei der
Planung elektrischer Netze einzusetzen. Mit den
existierenden Verfahren zur Grundsatzplanung elektri-
scher Netze kann nicht der optimale Entwicklungspfad
für bestehende Netze ermittelt werden. Die Anwendung
derartiger Verfahren – beispielsweise in einer
Referenznetzanalyse – erlaubt daher auch keine
Aussagen über das tatsächlich realisierbare Kostenreduktionspotenzial
der Netzbetreiber. Existierende
Verfahren für diese Fragestellung sind aufgrund hoher
Rechenzeiten nicht für praxisübliche Planungsaufgaben
geeignet. Ziel dieser Arbeit war daher die Entwicklung
eines Verfahrens zur Ausbauplanung elektrischer Netze
mit handhabbarer Rechenzeit.
Das in dieser Arbeit entwickelte Verfahren ermittelt
Wenn/Dann-Beziehungen zwischen unsicheren Ereignissen
und Planungsprojekten. Diskrete Zeitpunkte, an
denen Planungsprojekte durchgeführt werden sollten,
müssen somit nicht mehr ermittelt werden, was einen
praxisgerechten Einsatz des Verfahrens ermöglicht.
Durch die Kombination des Ameisenalgorithmus mit
anderen heuristischen Optimierungsverfahren wird ein
effizienter, iterativer Algorithmus entwickelt, der in
wenigen Iterationen Lösungen in der Nähe des absoluten
Optimums findet. Exemplarische Untersuchungen
belegen die Funktionsfähigkeit des Verfahrens. Zusätzliche,
in dieser Arbeit durchgeführte Sensitivitätsanalysen
zeigen seine Leistungsfähigkeit. Zusammen mit
existierenden Verfahren zur Grundsatzplanung elektrischer
Netze wird mit dem neu entwickelten Verfahren
die vollständige, objektive Lösung praxisüblicher
Planungsaufgaben erstmalig möglich.
6 Literatur
[1] Maurer, Ch.; Fritz, W.
Modell- und Vergleichsnetzanalyse – Anwendungsbeispiele
für Strom- und Gasnetze
e/m/w – Zeitschrift für Energie, Markt, Wettbewerb
1, 2006, S. 22-25
[2] Sengbusch, K. v.
Einfluss von Planungsunsicherheiten auf die Ausbaustrategie
von 110-kV-Netzen
Dissertation, RWTH Aachen
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Bd. 88,
Klinkenberg Verlag, Aachen, 2002
[3] Hanuscheck, R.
Investitionsplanung auf der Grundlage vager Daten
Dissertation, Johann Wolfgang Goethe-
Universität Frankfurt
Schulz-Kirchner Verlag, 1986, Frankfurt
[4] Stützle, Th.; Dorigo, M.
ACO Algorithms for the Quadratic Assignment
Problem
New Ideas in Optimization, McGrawHill, 1999
42 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen
Automatic Long-Term Planning of Medium-Voltage Systems
Dr.-Ing. Xiaohu Tao
xiaohu.tao@iaew.rwth-aachen.de
DISSERTATIONEN
Mit Arbeitsaufnahme der Bundesnetzagentur und Einführung einer anreizbasierten Entgeltregulierung erhöht sich der
Kostendruck auf die Verteilungsnetzbetreiber. Bei der Erschließung von Kosteneinsparpotenzialen können mit rechnerbasierten
Optimierungsverfahren generierte Netze wichtige Erkenntnisse liefern. Sie können nicht nur als langfristig
anzustrebende Netzstrukturen und somit als Zielvorgabe für die nachgelagerte Ausbauplanung, sondern auch als objektiver
Bewertungsmaßstab für einen unternehmensinternen und unternehmensübergreifenden Effizienzvergleich eingesetzt
werden. Angesichts der großen Bedeutung der 20(10)-kV-Netze für Netzkosten und Versorgungsqualität ist die Ermittlung
von Referenznetzen für die 20(10)-kV-Ebene notwendig. Ziel dieser Arbeit war daher die Entwicklung eines Verfahrens für
die Grundsatzplanung von 20(10)-kV-Netzen, das alle relevanten Randbedingungen und Freiheitsgrade betrachtet und
kostengünstige Zielnetze auch unter Beachtung von Zuverlässigkeitsnebenbedingungen ermitteln kann. Exemplarische
Anwendungen auf reale Versorgungsaufgaben zeigen die Leistungsfähigkeit und Funktionalität dieses Verfahrens.
In the liberalised European electricity markets the
network operators are still monopoly companies due to
the natural monopoly of electric networks. To increase
the competition between network operators and to
check the usage of system fees, the German Federal
Network Agency was set up in 2005. It is expected that
the cost pressure on network companies will increase
further. It is necessary for the network companies to
reduce the costs through some measures, such as
check of the efficiency and restructure of existing networks.
“Green Field” based long-term network planning
can provide not only a reference network for the
efficiency analysis, but also a target network for the
restructure measures. Computer-aided network planning
tools are needed.
Since years there has been many research work on the
long-term planning of High-Voltage networks [3]. Only a
few work has been done for the optimal long-term
planning of Medium-Voltage-(MV-)networks. Considering
the incentive regulation of distribution networks
and new requirements of MV-networks, nowadays it
becomes very important to develop methods for the
long-term planning of MV-networks. The main reasons
are:
• MV-networks cause a big part of total costs of the
electric networks.
• MV-networks show a dominant effect on the reliability
of power supply for the Low-Voltage customers.
Around 80% of the non-availability of a Low-
Voltage customer is caused by a fault or an interruption
in MV-networks.
• Due to political rules on renewable energy the
number and the installed capacity of renewable
energy equipments have increased rapidly in the
last years. Such distributed generation (DG) is
mainly integrated in the MV-networks.
• MV-networks have been generally built according
to local requirements, i.e. without consideration of
long-term optimality. Thus, existing networks show
very complicated network structures which are
over-dimensioned for the present supply task.
Therefore, a fundamental and long-term optimality
based restructure of existing network structures is
meaningful and important.
In this work a new two-stage heuristic method for the
long-term planning of 20(10)-kV-networks which considers
all planning relevant constraints and degrees of
freedom and plans optimal target networks for largescale
problems with the consideration of constraints for
the reliability of power supply within some minutes.
Exemplary applications of the newly developed method
to real distribution systems show its capabilities.
As an important planning tool the method can be used
for various investigations, such as planning of longterm
target networks, efficiency analysis of existing
networks and quantifying of special effects, such as
integration of DG into existing networks or reliability of
power supply. Applications of this method for reference
network analysis in the incentive regulation enable an
objective evaluation of the cost situation of different
supply tasks. The developed method will be used by the
Federal Network Agency for the regulation of distribution
business in Germany.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 43

DISSERTATIONEN
1 Einleitung
Die Netzbetreiber sind Monopolunternehmen aufgrund
des natürlichen Monopols von elektrischen Netzen. Um
dennoch eine wettbewerbsähnliche Situation zu erreichen,
wurde 2005 in Deutschland die Bundesnetzagentur
(BNetzA) etabliert [1]. Der BNetzA obliegt die Überwachung
der Angemessenheit der Netznutzungsentgelte.
Dabei ist zu erwarten, dass sich mit der Umsetzung
des aktuell diskutierten Konzepts einer Anreizregulierung
der Kostendruck auf die Netzbetreiber deutlich
verstärken wird.
Die Netzbetreiber sehen sich somit der Notwendigkeit
ausgesetzt, ihre Kosten zu reduzieren. Hierzu stehen
ihnen einerseits kurzfristige, d. h. betrieblich, und
anderseits mittel- bis langfristige Maßnahmen zur
Verfügung. Kurzfristige Maßnahmen, wie die Reduzierung
des Aufwands für Netzbetrieb und Instandhaltung,
ermöglichen schnelle Kostenabsenkungen. Langfristig
bergen sie jedoch das Risiko einer Verkürzung der
Nutzungsdauer und Verringerung der Zuverlässigkeit
der Betriebsmittel und damit eines Absinkens der
gebotenen Versorgungsqualität.
Nur mittel- bis langfristig wirkende Maßnahmen, wie
z. B. die Überprüfung der Effizienz der bestehenden
Netzstrukturen und ggf. ihre Anpassung sowie die
Überarbeitung der Planungsgrundsätze, können weitere
Einsparpotenziale erschließen. Die Umsetzung erfordert
jedoch Verbesserungen der Methoden zur Netzplanung.
Deren hohe Systemkomplexität macht zu ihrer optimalen
Durchführung den Einsatz rechnerbasierter Optimierungsverfahren
notwendig. Im Mittelpunkt des Interesses
stehen dabei als erster notwendiger Schritt Verfahren,
die langfristig kostengünstige Netzstrukturen, so
genannte Zielnetze, ermitteln.
Während die Zielnetzplanung von Hochspannungs-(HS)-
Netzen seit langem Gegenstand der wissenschaftlichen
Forschung ist [3], betrachten bisher nur wenige Arbeiten
die optimale Auslegung von Mittelspannungs-(MS)-
Netzen. Vor dem Hintergrund der Anreizregulierung und
sich damit ergebender neuer Anforderungen an MS-
Netze erscheint eine Zielnetzplanung auch für diese
Spannungsebene notwendig. Dies ist unter anderem
durch folgende Aspekte begründet:
• MS-Netze verursachen einen großen Anteil der
gesamten Kosten der elektrischen Versorgungsnetze
und sind daher entscheidend für deren Wirtschaftlichkeit.
• MS-Netze haben einen dominierenden Einfluss auf
die Versorgungszuverlässigkeit der Endkunden. So
werden etwa 80% der Nichtverfügbarkeit eines
Niederspannungskunden durch Fehler oder Ausfälle
in MS-Netzen verursacht [2]. Um ein deutliches Absinken
der Versorgungszuverlässigkeit nach Einführung
der Anreizregulierung zu verhindern, wird das
Konzept der Anreizregulierung auch eine Qualitätsregulierung
beinhalten [1]. Diese Qualitätsregulierung
wird insbesondere das MS-Netz betreffen.
• Die politisch motivierte Förderung regenerativer
Energiequellen führt zu einem starken Zuwachs von
dezentralen Erzeugungsanlagen (DEA), die auch an
MS-Netze angeschlossen werden. Damit sind die
Planungsunsicherheiten in dieser Spannungsebene
bereits in der Vergangenheit stark angestiegen. Ein
weiterer Anstieg ist zu erwarten. Bei der Integration
von DEA in bestehende MS-Netze müssen unterschiedliche
technische Effekte beachtet werden.
• MS-Netze wurden in der Vergangenheit in der
Regel bedarfsgetrieben und schrittweise, d. h. ohne
langfristige Zielorientierung, geplant. Daher zeigen
diese Netze häufig eine für die aktuelle Versorgungsaufgabe
überdimensionierte und komplizierte
Netzstruktur. Angesichts der stabilen Lastentwicklung
und des hohen durchschnittlichen Betriebsmittelalters
in den bestehenden MS-Netzen erscheint
deshalb heute eine grundlegende, auch langfristig
auf Optimalität ausgerichtete Überarbeitung der
Netzstrukturen sinnvoll und durchführbar.
• In der MS-Ebene kommt eine Vielzahl von Netzformen
zum Einsatz. Diese treten auch innerhalb eines
Unternehmens häufig nebeneinander auf. Für eine
nur manuell durchgeführte und ohne Zielorientierung
betriebene Netzplanung ist deshalb die Entscheidung
über die langfristig optimale Netzform
quasi unmöglich.
Viele bestehende rechnergestützte Verfahren zur
Planung von MS-Netzen konzentrieren sich auf die
Planungsstufe der Ausbauplanung [4], betrachten aber
nicht die für eine langfristige Optimalität unbedingt
notwendige Zielorientierung, die nur eine Grundsatzplanung
liefern kann.
Vor diesem Hintergrund erscheint die Entwicklung
eines Verfahrens zur Bestimmung langfristig kostenoptimaler
Netzstrukturen von MS-Netzen, entsprechend
der Vorgehensweise einer Grundsatzplanung, für die
optimale Durchführung der anstehenden Planungsaufgaben
sinnvoll und notwendig. Ein solches Verfahren
kann über den Anwendungsbereich der Netzplanung
hinaus auch im regulatorischen Kontext eingesetzt
werden, wo mit Hilfe der Referenznetzanalyse die
Effizienz bestehender Netze durch Vergleich mit
44 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

echnerbasiert ermittelten optimalen Netzen ermittelt
werden soll [1].
Ziel dieser Arbeit war daher die Entwicklung eines
Verfahrens zur Ermittlung langfristig kostenoptimaler
MS-Netze unter Berücksichtigung aller planungsrelevanten,
insbesondere technischen Randbedingungen
und aller praxisüblichen Freiheitsgrade. Insbesondere
ist die Berücksichtigung der Integration von DEA
vorzusehen.
2 Analyse der Grundsatzplanung von
20(10)-kV-Netzen
2.1 Systemabgrenzung
Die MS-Ebene ist in einzelne, zur Kurzschlussstrombegrenzung
galvanisch getrennte Netzbereiche unterteilt,
die in der Regel mit der Nennspannung 10 kV oder
20 kV betrieben werden. Die Lage und Dimensionierung
der 110-kV-Stationen sind eng mit den 20(10)-kV-
Netzen verbunden und beeinflussen grundsätzlich
deren Struktur. In einigen Versorgungsgebieten besteht
eine explizite Wechselwirkung zwischen den 110-kV-
und den 20(10)-kV-Netzen durch Reservestellung für
110-kV-Netze über 20(10)-kV-Transportleitungen. In
ländlichen Gebieten ist eine solche Reservestellung
aufgrund des großen 110-kV-Stationsabstands nicht
von Vorteil [3]. In städtischen Gebieten kann prinzipiell
eine gemeinsame Planung des 110-kV-Netzes und der
20(10)-kV-Netze unter Berücksichtigung der 20(10)-kV-
Transportleitungen Vorteile, jedoch bei gleichzeitigem
Verlust der Flexibilität für die weitere Netzentwicklung,
bringen. Eine derartige gemeinsame Planung ist wegen
der erweiterten Problemgröße in der Praxis unüblich. In
dieser Arbeit liegt der Fokus daher auf der Planung der
20(10)-kV-Netze. Das überlagerte 110-kV-Netz wird als
feste Vorgabe betrachtet. Dementsprechend bleiben
die 0,4-kV-Netze bei der Planung der 20(10)-kV-Netze
unberücksichtigt.
2.2 Bewertungskriterien
2.2.1 Wirtschaftliche Bewertung
Für die ökonomische Bewertung sind alle durch die
Planungsentscheidung für 20(10)-kV-Netze verursachten
Ausgaben zu berücksichtigen. Diese umfassen
Investitionskosten und jährliche Betriebskosten.
2.2.2 Technische Bewertung
Netze werden als (n-1)-redundant angesehen, wenn sie
für jede beliebige, technisch mögliche und betrieblich
sinnvolle Ausgangssituation den Ausfall eines beliebi-
DISSERTATIONEN
gen Betriebsmittels ohne unzulässige Einschränkungen
ihrer Funktionsfähigkeit aufrechterhalten [5]. Das heißt,
Ausfälle führen nicht zu einer Verletzung der technischen
Anforderungen, wobei in der 20(10)-kV-Netzplanung
üblicherweise die maximale Belastbarkeit der
Betriebsmittel, die erforderliche Spannungsqualität
und die Kurzschlussstromgrenzen festgelegt sind. In der
20(10)-kV-Ebene wird das (n-1)-Kriterium auch dann als
erfüllt angesehen, wenn zwar nach einem Betriebsmittelausfall
eine Versorgungsunterbrechung auftritt,
diese jedoch durch Umschaltungen oder Einsatz von
Notstromaggregaten nach kurzer Zeit behoben werden
kann [5].
2.2.3 Spezifische Anforderungen
Zusätzlich zu den zuvor erläuterten, von elektrischen
Kenngrößen abhängigen technischen Kriterien werden
einige weitere Kriterien vorgestellt. Diese sind bei
Netzbetreibern häufig angewandte Entscheidungsregeln,
um Netzbetriebsführung und Störungsbeseitigung
zu vereinfachen. Sie sind insofern planungsrelevant und
auch im zu entwickelnden Verfahren zu berücksichtigen.
Sie umfassen:
• Maximale Abgangslänge und maximale Anzahl der
Stationen in einem Abgang
• und maximale Stationsanzahl im Stichanschluss
und deren Gesamtlast.
2.3 Freiheitsgrade der Grundsatzplanung
von 20(10)-kV-Netzen
Spannungsebene
10 kV und 20 kV werden als Standardspannungsebenen
für MS-Verteilungsnetze angesehen. Historisch bedingt
existieren noch einige MS-Netze mit Spannungen von
6 kV und 15 kV. Eine langfristige Umstellung dieser
Netze auf 10 kV oder 20 kV wird von den Netzbetreibern
jedoch zumeist angestrebt. In dem zu entwickelnden
Grundsatzplanungsverfahren kann die Spannungsebene
daher als durch den Netzplaner vorgegeben
angesehen werden.
Netzformen der 20(10)-kV-Netze
Neben der Spannungsebene ist die Wahl der Netzstruktur
von großer Bedeutung, da sie sowohl die Netzkosten
als auch die Versorgungsqualität beeinflusst. Aus
historischen Gründen finden sich in der Praxis in 20(10)kV-Netzen
unterschiedliche Netzformen, z. B. das
Strahlennetz, das Maschennetz, das Ring-/Strangnetz
evtl. mit Stichanschlüssen und das Netz mit Stützpunktstationen
wieder.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 45

DISSERTATIONEN
Im Strahlennetz sind keine Umschaltmöglichkeiten
vorhanden, wodurch das Strahlennetz eine hohe Unterbrechungsdauer
und somit eine niedrige Versorgungszuverlässigkeit
aufweist. Das Strahlennetz weist
üblicherweise die geringsten Investitionskosten aufgrund
geringster Anzahl an Betriebsmitteln auf. Angesichts
der niedrigen Versorgungszuverlässigkeit wird
eine derartige Netzform in Industrieländern jedoch
kaum angewendet. Mit einem Strahlennetz kann eine
Untergrenze für die Kosten von 20(10)-kV-Netzen
abgeleitet werden. Daher wird diese Bewertungsmethode
in Ländern wie Schweden durch die Regulierungsbehörde
für eine Effizienzanalyse der Verteilungsnetze
eingesetzt. Aus diesem Grund wird auch in dieser
Arbeit diese Netzform berücksichtigt.
Im Gegensatz zum Strahlennetz verliert das Maschennetz
im hohen Maß an Übersichtlichkeit. Daher wird
das Maschennetz von den Netzbetreibern in der Grundsatzplanung
für die 20(10)-kV-Netze nicht angestrebt
und bleibt daher in dieser Arbeit außer Betrachtung.
Beim Ring-/Strangnetz werden die 20(10)-kV-Stationen
in der Regel ausgehend von den 110-kV-Stationen
ringförmig verbunden. Zur Begrenzung der Ausfallfolgen
eines Leitungs- oder 20(10)-kV-Stationsfehlers
werden die Ringe im Normalbetrieb strahlenförmig
betrieben.
Vorliegende Untersuchungen zeigen, dass die Ring- und
Strangnetzform sowohl eine angemessen hohe Versorgungszuverlässigkeit
als auch eine gute Wirtschaftlichkeit
aufweisen und daher von Netzbetreibern für die
20(10)-kV-Netze als Standardnetzform für die Grundsatzplanung
präferiert werden. Ring- und Strangnetze
bilden entsprechend den Schwerpunkt dieser Arbeit.
Beim Ring-/Strangnetz mit Stützpunktstationen sind im
Versorgungsgebiet verteilte Stützpunktstationen über
20(10)-kV-Transportleitungen mehrfach redundant an
eine oder mehrere 110-kV-Stationen angeschlossen.
Das Ring-/Strangnetz mit Stützpunktstationen ist
grundsätzlich eine Kombination aus Ring-/Strangnetz
und vermaschtem 20(10)-kV-Transportnetz. Daher wird
das Ring-/Strangnetz mit Stützpunktstationen in dieser
Arbeit nicht explizit betrachtet.
Betriebsmittelwahl
Bei Neubau- und Erneuerungsmaßnahmen werden
aufgrund der Vorteile bei Einkauf, Lagerhaltung u. a.
nur wenige Standardbetriebsmitteltypen eingesetzt [3].
3 Modelle und Verfahren
3.1 Technisches Systemmodell
3.1.1 Entwickeltes heuristisches Verfahren
Das entwickelte heuristische Verfahren für die Grundsatzplanung
von 20(10)-kV-Netzen ist ein zweistufiges
Optimierungsverfahren [6]. In der ersten Stufe wird
durch das Eröffnungsverfahren eine zulässige Lösung
generiert, die in der zweiten Stufe iterativ verbessert
wird. Die Anzahl der Abgänge beeinflusst den Rechenaufwand
erheblich. Daher wird während des Optimierungsprozesses
ein spezieller Algorithmus angewandt,
um deren Anzahl möglichst frühzeitig zu reduzieren.
Wird das Abbruchkriterium erfüllt, bricht die Optimierung
ab und gibt die bis dahin ermittelten kostengünstigsten
und technisch zulässigen Lösungen aus. Bild 1
zeigt einen Überblick über den Ablauf des Verfahrens.
Versorgungsaufgabe, Freiheitsgrade, Randbedingungen
Optimierungsverfahren
Generierung einer zulässigen Startlösung
Iterative Lösungsverbesserung
Verbesserung durch Gesteuerte Lokale Suche
Verbesserung durch Large Neighborhood Search
Optimierung der Anzahl der Abgänge
Ergebnis: Kostengünstige, technisch zulässige Zielnetze
Bild 1: Überblick über das entwickelte Verfahren
Überprüfung der Randbedingungen
Sowohl in dem Eröffnungs- als auch in dem Verbesserungsverfahren
werden die Randbedingungen in jeder
Iteration überprüft. Zunächst werden die unternehmensspezifischen
Randbedingungen, z. B. die zulässige
Abgangslänge und die maximale Anzahl der Stationen
in einem Abgang, überprüft, was in der Regel nur
geringen Rechenaufwand erfordert. Falls eine dieser
Randbedingungen nicht erfüllt ist, bricht der Überprüfungsprozess
ab. Dadurch kann viel Rechenzeit für die
folgende aufwändige Überprüfung der technischen
Randbedingungen eingespart werden.
Die zu überprüfenden technischen Randbedingungen
hängen teilweise von der Lage der Trennstelle ab. Zur
Verringerung der Rechenzeit werden die technischen
Randbedingungen, die von der Lage der Trennstelle
abhängig sind und daher einen hohen Rechenaufwand
erfordern, im letzten Schritt überprüft.
46 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

4 Exemplarische Untersuchungen
4.1 Beispielnetz
Das betrachtete Versorgungsgebiet weist in einigen
Gebieten ländliche, im überwiegenden Teil jedoch
städtische Charakteristika auf. Die Gesamtfläche des
Versorgungsgebietes beträgt ca. 100 km 2
. An das
bestehende 10-kV-Netz, im Folgenden Ist-Netz genannt,
sind 265 10-kV-Netzstationen und -Kunden, davon 32
Stützpunktstationen, angeschlossen. An das Ist-Netz
sind keine Direkteinspeisungen angeschlossen. Aufgrund
der überwiegend städtischen Prägung des
Versorgungsgebietes werden ausschließlich Kabel
eingesetzt. Die gesamte Leitungslänge im Ist-Netz
beträgt ca. 220 km, die gleichzeitige Höchstlast
ca. 45 MW. Das Ist-Netz wird über zwei 110-kV-
Stationen mit jeweils zwei 31,5 MVA Transformatoren
gespeist. Bild 2 zeigt das Ist-Netz.
1 km
Fluss
Brücke
110/10-kV-Umspannstation
10-kV-Stützpunktstation
10-kV-Station und -Kunde
Bild 2: Bestehendes 10-kV-Netz
Die annuitätischen Netzkosten des Ist-Netzes belaufen
sich bei einem Zinssatz von 8%/a auf rund 3 Mio. EUR.
Die Unterbrechungshäufigkeit liegt zwischen 0,05 1/a
und 0,36 1/a bei einem Mittelwert von 0,18 1/a. Die
Bandbreite der Erwartungswerte der Unterbrechungsdauer
reicht von 25 Minuten bis zu 230 Minuten bei
einem Mittelwert von 50 Minuten.
4.2 Ermittlung kostenoptimaler Netze
Angesichts der relativ hohen Lastdichte im Versorgungsgebiet
werden in der Zielnetzplanung ausschließlich
Kabel vom Typ Al 185 mm 2 , der Standardkabeltyp
bei vielen Netzbetreibern, eingesetzt. In den zu entwickelnden
Zielnetzen soll auf aufwändige Stützpunktstationen
verzichtet werden.
Als Randbedingungen werden betrachtet:
DISSERTATIONEN
• Das (n-1)-Kriterium nach Umschaltung wird im
offen betriebenen Ring-/Strangnetz automatisch
erfüllt. Da im Fall einzelner Stichanschlüsse das
(n-1)-Kriterium strukturell nicht erfüllt wird, wird in
diesen Netzen der Einsatz von Notstromaggregaten
im Störungsfall vorgesehen.
• Eine Belastung von 120% für Leitungen ist im
gestörten Betrieb zulässig. Für 110/10-kV-Transformatoren
wird im Störungsfall eine Belastung von
110% erlaubt.
• Der maximale zulässige Spannungsfall beträgt 5%
im Normalbetrieb und 12% im gestörten Betrieb.
Zunächst wird mit dem entwickelten Verfahren für die
oben beschriebene Versorgungsaufgabe Zielnetz mit
Ringnetzstruktur ohne Betrachtung bestehender Anlagen
ermittelt. Bild 3 zeigt das Zielnetz.
Bild 3: Zielnetz „Ring“
Das Zielnetz weist gegenüber dem Ist-Netz eine deutlich
übersichtlichere Netzstruktur auf. Im Zielnetz ist die
Leitungslänge um knapp 60 km kürzer als im Ist-Netz.
Weiterhin werden 50 Leistungsschalter eingespart.
In Bild 6 ist zu erkennen, dass das Ist-Netz deutlich
höhere annuitätische Netzkosten gegenüber dem
Zielnetz aufweist. Im Zielnetz liegen die Erwartungswerte
der Unterbrechungshäufigkeit zwischen 0,13 1/a
und 0,33 1/a bei einem Mittelwert über alle Stationen
von 0,22 1/a. Aufgrund längerer Abgänge und einer
höheren Anzahl von Stationen pro Abgang sind diese
Werte höher als im Ist-Netz. Das Zielnetz weist aber
weiterhin ein angemessenes, praxisübliches Zuverlässigkeitsniveau
auf.
Die Rechenzeit des Verfahrens zur Ermittlung des
Zielnetzes beträgt auf einem üblichen Bürorechner
ca. 10 Minuten (CPU 1,8 GHz).
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 47

DISSERTATIONEN
Strahlennetz
Im Folgenden wird das minimale Strahlennetz für die
vorgegebene Versorgungsaufgabe mit dem entwickelten
Verfahren ermittelt. Das Zielnetz ist in Bild 4
dargestellt. Es weist insgesamt 142 km Leitungen auf
und damit rund 21 km weniger als das Zielnetz „Ring“.
Gleichzeitig werden 10 Leistungsschalter weniger als
im Zielnetz „Ring“ benötigt. Insgesamt weist das
Strahlennetz rund 8% geringere Kosten als das Zielnetz
„Ring“ auf (siehe Bild 6).
Bild 4: Zielnetz „Strahlen“
Aufgrund der fehlenden Umschaltmöglichkeiten weist
das Strahlennetz eine erheblich höhere Unterbrechungsdauer
als das vorher ermittelte Zielnetz auf.
Angesichts der schlechten Versorgungszuverlässigkeit
sind Strahlennetze daher in Deutschland nicht üblich.
Ringnetz mit DEA
Aufgrund des EEG [7] hat die Anzahl und die installierte
Leistung der an 20(10)-kV-Netze angeschlossenen DEA
stark zugenommen. Die Verteilungsnetzbetreiber beklagen,
dass die Integration von DEA in bestehende
20(10)-kV-Netze aufgrund der durch den Anschluss von
DEA verursachten Auswirkungen Mehrkosten bewirken
kann. Diese Mehrkosten können anhand eines Zielnetzvergleiches
objektiv quantifiziert werden. Im Folgenden
wird eine exemplarische Untersuchung zur Bewertung
der Auswirkungen des Anschlusses von DEA auf
Netzkosten und -struktur durchgeführt. Dazu wird für
die betrachtete Versorgungsaufgabe ein modellhaftes
Last/Einspeiseszenario mit DEA-Einspeisung in 16
Stationen untersucht. Die gesamte installierte Leistung
der DEA beträgt 18 MW.
Der Anschluss von DEA bewirkt eine eventuell unzulässige
Spannungserhöhung an den Anschlusspunkten.
Neben der quasistationären Spannungshaltung ist
dabei die VDEW-Anschlussrichtlinie für den Anschluss
von DEA an 20(10)-kV-Netze zu betrachten [8]. Entsprechend
dieser Anschlussrichtlinie darf die Spannung am
Anschlusspunkt mit und ohne DEA-Betrieb um maximal
2% schwanken. Das unter Einhaltung dieser Randbedingung
bei „Grüne-Wiese“-Planung ermittelte Ringnetz
ist in Bild 5 dargestellt. Es weist eine deutlich
unterschiedliche Netzstruktur zum Zielnetz „Ring“ ohne
Anschluss von DEA (Bild 3) auf. Gegenüber dem Ist-
Netz weist das Zielnetz ein Kostensenkungspotenzial
von 22% auf (siehe Bild 6).
Bild 5: Zielnetz „Ring WEA“
Annuitätische Netzkosten
4
Mio.€/a
2
0
3,0
Ist
-24%
Ring
-30%
-22%
Strahlen Ring WEA
WEA
Verluste
10-kV-Stützpunktstation
10-kV-Station
10-kV-LS-Felder
10-kV-Kabel
Bild 6: Vergleich der annuitätischen Kosten
5 Zusammenfassung
Mit Arbeitsaufnahme der Bundesnetzagentur und
Einführung einer anreizbasierten Entgeltregulierung
erhöht sich der Kostendruck auf die Verteilungsnetzbetreiber.
Bei der Erschließung von Kosteneinsparpotenzialen
können mit rechnerbasierten Optimierungsverfahren
generierte Netze wichtige Erkenntnisse
liefern. Sie können nicht nur als langfristig anzustrebende
Netzstrukturen und somit als Zielvorgabe für die
nachgelagerte Ausbauplanung, sondern auch als
objektiver Bewertungsmaßstab für einen unternehmensinternen
und unternehmensübergreifenden Effizienzvergleich
eingesetzt werden. Eine derartige
Anwendung strebt auch die Bundesnetzagentur mit
48 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

dem Verfahren der Referenznetzanalyse im regulatorischen
Kontext an.
20(10)-kV-Netze wurden in der Vergangenheit bedarfsnah
ohne langfristige Orientierung aufgebaut und
weisen daher heute häufig eine überdimensionierte,
unnötig komplexe Netzstruktur mit entsprechend hohen
Netzkosten auf. Angesichts der hohen Bedeutung der
20(10)-kV-Ebene für Netzkosten und Versorgungsqualität
gewinnt die kosten- und zuverlässigkeitsorientierte
Grundsatzplanung von Netzen dieser Spannungsebene
unter Beachtung aller planungsrelevanten Randbedingungen
und praxisüblichen Freiheitsgrade zunehmend
an Bedeutung. Die Forschung zu rechnerbasierten
Optimierungsverfahren im 20(10)-kV-Bereich konzentrierte
sich bisher auf die Planungsstufe der Ausbauplanung,
betrachtet aber nicht die für eine langfristige
Optimalität unbedingt notwendige Zielorientierung, die
nur eine Grundsatzplanung liefern kann.
In dieser Arbeit wurde ein Verfahren für die Grundsatzplanung
von 20(10)-kV-Netzen entwickelt. Es ermöglicht
erstmals eine Grundsatzplanung von 20(10)-kV-Netzen
unter Berücksichtigung aller planungsrelevanten Randbedingungen
und praxisüblichen Freiheitsgrade. Es
kann als wichtiges und praxistaugliches Werkzeug zur
Beantwortung vielfältiger Fragestellungen, z. B. zur
Ermittlung langfristig kostenoptimaler Zielnetze, zur
Effizienzbestimmung elektrischer Netze und zur Quantifizierung
von besonderen Einflüssen wie der Integration
dezentraler Erzeugungsanlagen oder der Vorgabe von
Zuverlässigkeitskennwerten eingesetzt werden. Eine
Anwendung des Verfahrens zur Referenznetzanalyse im
Rahmen der Anreizregulierung ermöglicht zudem eine
sachgerechte Beurteilung der Kostensituation bei
unterschiedlichen Versorgungsaufgaben.
6 Literatur
DISSERTATIONEN
[1] Bundesnetzagentur
Entwurf des Berichtes der Bundesnetzagentur
nach §112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung
nach §21a EnWG, 02.05.2006
[2] VDN
Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik, Berichtsjahr
2004, VDN e.V. beim VDEW, Berlin,
1. Ausgabe, November 2005
[3] Maurer, C.
Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung für
Hochspannungsnetze, Dissertation, Aachener
Beiträge zur Energieversorgung, Band 101, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2004
[4] Klein, L.; Koglin, H.-J.
Odin – Die dynamische Optimierung, Elektrizitätswirtschaft,
Jg. 88 (1989), Heft 3, S. 128 – 132
[5] Hosemann, G. (Hrsg.)
Elektrische Energietechnik, Band 3 (Netze), Springer-Verlag,
Berlin 2001
[6] Tao, X.; Haubrich, H.-J.
A Hybrid Metaheuristic Method for the Planning
of Medium-Voltage Systems, 15th Power Systems
Computation Conference 2005, Liège, Belgium,
August 22-26, 2005
[7] Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren
Energien im Strombereich, Bundesgesetzblatt
Jahrgang 2004, Bonn 2004
[8] VWEW
Eigenerzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz,
VWEW-Verlag, Frankfurt am Main, 2. Ausgabe,
1998
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 49

DISSERTATIONEN
Stochastische Tageseinsatzoptimierung vernetzter Wasserkraftwerke mit Hilfe
Genetischer Algorithmen
Stochastic Day-Ahead Generation Optimization of Interconnected Hydropower
Plants by means of Genetic Algorithm
M.Sc. Xiayang Zhao
xiayang.zhao@iaew.rwth-aachen.de
Aufgrund des steigenden Bedarfs an hydraulischer Energie und der erhöhten Planungsunsicherheit im liberalisierten
Strommarkt kommt der hydraulischen Energie eine hohe Bedeutung zu. Ziel dieser Arbeit ist deshalb die Entwicklung
eines leistungsfähigen Verfahrens für die stochastische Tageseinsatzoptimierung vernetzter Wasserkraftwerke. Hierbei
werden einerseits die komplexe Problemstruktur der vernetzten Wasserkraftwerke und andererseits die stochastischen
Eingangdaten berücksichtigt, wobei die technischen Rahmenbedingungen geeignet modelliert werden. Die Praxistauglichkeit
des entwickelten Verfahrens wurde durch Anwendung auf einen Modellsystem nachgewiesen. Die Ergebnisse
zeigen, dass das Verfahren ähnlich gute Lösungen wie exakte Verfahren bei niedrigeren Rechenzeiten liefert.
With the implementation of the Erneuerbare-Energien-
Gesetze (EEG) in 2004 and the Kyoto-Protokoll in 2005,
the hydro energy has played a great role in the generation
section of the electricity industry. At the same
time, the amount of installed capacity of the wind
energy leads to an arising demand of reserve energy.
Due to its high availability and high ramp rates the
hydro energy is an appropriate supplier for the reserve
energy. Hence the hydro energy becomes more important.
After the liberalisation of the electricity market, the
power exchange has been remarkably increasing with
volatile power prices. It leads to a large uncertainty of
the generation schedule of power plants. Moreover, the
change of the power industry structure leads to a tight
connection between generation schedule and power
exchange, so that the function of the generation
schedule has sustainable changed.
The main problem of the generation optimization for
interconnected hydro power plants comes from the
extremely tight coupling among the variables, which
lies in both the time and the topology sides. The
consideration of the electricity market leads to a new
uncertainty in generation optimization on the one hand,
and to a new degree of freedom on the other hand. Due
to the uncertainty and the various couplings, the
problem complexity is critical. For this reason, it is
required to develop a special efficient method with low
computational effort and time.
Genetic algorithms perform a parallel searching and are
capable to deal with problems with complicated
constraints, thus they are specially suitable for stochastic
optimization of interconnected hydro power plants.
They have already been applied by some researchers in
this field. However, most of them have not integrally
considered interconnected topology of hydro power
plants and the uncertainties.
In this work, a method based on genetic algorithms has
been developed which is supplemented by a localsearching-method
and a repair-approach. These two
approaches, which are based on the experience of
generation optimization of interconnected hydropower
plants, lead to better convergence and results.
A classic mathematic method, which has been developed
in IAEW, is used as a reference to evaluate the
optimization results. The exemplary investigation,
which is based on a practical model, shows that the
developed method provides similar optimal results. The
stochastic investigation of the optimization problem
shows that it can deliver a better expected value of
profit than the deterministic case.
1 Einleitung
Die grundlegenden Umwälzungen in der europäischen
Elektrizitätswirtschaft im vergangenen Jahrzehnt haben
die Rahmenbedingungen für den Einsatz von Kraftwerken
allgemein, insbesondere aber auch für den von
Wasserkraftwerken, deutlich verändert. In der Vergangenheit
wurden insbesondere Pumpspeicherkraftwerke
mit relativ geringer Speicherkapazität, sogenannte
Tagesspeichern, hauptsächlich zur Optimierung des
Einsatzes der thermischen Kraftwerke eines Energieversorgungsunternehmens
eingesetzt. Die Leistungsaufnahme
der Pumpspeicherkraftwerke in den Nachtstunden
ermöglichte eine nicht gedrosselte und somit
wirkungsgradoptimale Einspeisung der Grundlastkraftwerke
auch in den lastschwachen Nachtstunden.
Alternativ machte sie das kostenintensive und die
Anlagen stark belastende Abfahren von Mittellast-
50 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

kraftwerken für einige Stunden überflüssig. Die dabei
im Oberbecken gespeicherte potentielle Energie wurde
in den Tagstunden wieder turbiniert und senkte die
Lastspitze, während andernfalls der Einsatz teurer
Spitzenlastkraftwerke notwendig gewesen wäre.
Heute wird diese nur auf den Kraftwerkspool eines
Energieversorgungsunternehmens ausgerichtete
Einsatzweise den Anforderungen der in den vergangenen
Jahren entstandenen Energie- und Kapazitätsmärkte
nicht mehr gerecht. Hierfür sind verschiedene
Entwicklungen maßgebend:
• Die Entwicklung von liquiden und transparenten
Großhandelsmärkten für Fahrplanenergie wie den
europäischen Spot- und Terminmärkten hat dazu
geführt, dass Wasserkraftwerke nicht mehr nur von
einem Unternehmen zur Pooloptimierung eingesetzt
werden, sondern ihre Dienstleistung flexibel zu
Marktpreisen anbieten. Die starken Schwankungen
der Strompreise führten zu einer Zunahme der Unsicherheit
in der Kraftwerkseinsatzoptimierung.
Daher ist zu erwarten, dass sich durch eine explizit
stochastische Berücksichtigung der Strompreisunsicherheiten
wirtschaftliche Vorteile erzielen lassen.
• Die Anstrengungen der Europäischen Union und
insbesondere auch Deutschlands, aus Gründen des
Klimaschutzes die CO 2 -Emissionen zu begrenzen,
haben in den vergangenen Jahren zu einer hohen
staatlichen Förderung der Energieerzeugung auf
Basis erneuerbarer Energiequellen geführt. In
Deutschland wurde insbesondere die Erzeugungskapazität
von Windenergieanlagen stark ausgebaut.
Die Windgeschwindigkeiten und damit auch
die von Windenergieanlagen eingespeiste Energie
sind jedoch nicht exakt prognostizierbar. Wegen
ihrer sehr hohen Verfügbarkeiten und Leistungsänderungsgeschwindigkeiten
und den sehr flexiblen
Einsatzmöglichkeiten sind Speicherkraftwerke zur
Reservevorhaltung besonders geeignet. Sie werden
deswegen heute vielfach an mehreren Märkten,
nämlich den oben erwähnten Märkten für Fahrplanenergie
wie den neu entstandenen Märkten für
Reserveleistung, vermarktet.
Durch die beschriebenen erheblichen strukturellen
Veränderungen hat sich die Aufgabenstruktur der
Kraftwerkseinsatzoptimierung von Wasserkraftwerken
nachhaltig geändert, was die Entwicklung spezieller
Optimierungsmodelle und leistungsfähiger Algorithmen
unabdingbar macht. Die einen Tag umfassende eigentliche
Kraftwerkseinsatzplanung weist wegen ihrer
zeitlichen Nähe zum Kraftwerksbetrieb eine hohe
Komplexität auf. Diese erfordert nämlich einerseits
DISSERTATIONEN
eine hochgenaue Modellierung aller Randbedingungen,
andererseits ist wegen der üblicherweise kurzen
Zeiträume zur Lösung der Planungsaufgabe die Rechenzeit
hierfür eingesetzter Optimierungsverfahren ein
kritischer, häufig begrenzend wirkender Faktor.
In der Vergangenheit vorgelegte Arbeiten zu diesem
Themenbereich haben sich vielfach auf einzelne
Optimierungsansätze konzentriert, die häufig zu
Abstrichen bei der Modellierungsgenauigkeit oder zu
vergleichsweise langen Rechenzeiten führen. Weiterhin
weisen Arbeiten aus der Vergangenheit häufig den
Nachteil auf, dass die aufgrund der Entwicklungen der
vergangenen Jahre stark angestiegenen Unsicherheiten
oder spezielle technische Aspekte, wie die gerade im
alpinen Raum relevante Vernetzung einzelner Kraftwerke
zu ganzen Kraftwerkssystemen, nicht angemessen
berücksichtigt werden.
In dieser Arbeit soll deshalb grundsätzlich analysiert
werden, welche Optimierungsansätze für eine marktgerechte
Kraftwerkseinsatzplanung von vernetzten
Wasserkraftwerken geeignet erscheinen. Darauf
aufbauend soll ein entsprechendes Verfahren, das dem
oben beschriebenen veränderten Anforderungsprofil
genügt, entwickelt werden.
2 Analyse und Modellierung
2.1 Systemabgrenzung
Der Fokus dieser Arbeit liegt auf der Kraftwerkseinsatzplanung
vernetzter hydraulischer Erzeugungssysteme
unter Berücksichtigung von Planungsunsicherheiten.
Solche Systeme werden, insbesondere im
alpinen Raum, in der Regel von Handels- und Erzeugungsgesellschaften
betrieben, die über keine oder
eine vernachlässigbar geringe thermische Erzeugung
verfügen. Thermische Kraftwerke werden daher in
dieser Arbeit nicht betrachtet. Die Erweiterung des in
dieser Arbeit vorgestellten Verfahrens um die zusätzliche
Abbildung thermischer Kraftwerke ist jedoch
prinzipiell möglich. Im betrachteten System besteht für
Kraftwerksbetreiber die Möglichkeit – unter Berücksichtigung
bereits zuvor abgeschlossener Handelsgeschäfte,
beispielsweise am Terminmarkt, sowie
bestehender Reserveverträge – am Spotmarkt Fahrplanenergie
zu handeln. Das hydraulische System
besteht aus einem Netz von Speicherkraftwerken
(SKW), Pumpspeicherkraftwerken (PSKW) und Laufwasserkraftwerken
(LWKW). Der Zeithorizont umfasst
einen Tag bis hin zu einer Woche; als Zeitraster wird
eine Stunde gewählt, da dieses die kleinste zu handelnde
Zeiteinheit am Spotmarkt darstellt.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 51

DISSERTATIONEN
2.2 Speicherfähigkeit
Die Speicherung von potenzieller Energie in Form von
Wassermengen dient dazu, die Zeitpunkte des Zuflusses
und der Erzeugung der elektrischen Energie zu
entkoppeln, um so der Dargebotsabhängigkeit eines
Wasserkraftwerks entgegenzuwirken und die Energie
bedarfsgerecht erzeugen zu können. Als Maß für die
Speicherfähigkeit gilt die Regelkapazität eines Speicherbeckens,
die sich aus dem Verhältnis zwischen
dem Beckenvolumen und dem Zufluss ergibt. Da in der
Kraftwerkseinsatzoptimierung nicht die gesamte
hydraulisch gespeicherte Energie eines Speicherbeckens
innerhalb des Betrachtungszeitraums genutzt
werden soll, werden Mengen- oder Preisvorgaben
implementiert.
2.3 Vernetzte Wasserkraftwerke
Bei vernetzten Wasserkraftwerken hängt die Leistungsabgabe
eines Wasserkraftwerkes nicht linear von
Durchfluss und Fallhöhe ab und die Füllstandsveränderung
der Speicherbecken wird nicht linear durch die
Fallhöhe beeinflusst. Besonders in vernetzten hydraulischen
Gruppen wird die Erzeugungsleistung eines
Wasserkraftwerkes nicht nur vom eigenen Durchfluss,
sondern auch durch die Zuflüsse verknüpfter Becken
bestimmt. Wegen dieser topologischen und zeitlichen
Kopplungen vernetzter Wasserkraftwerke, ist eine
geeignete Betrachtung der recht komplexen Problemstrukturen
erforderlich.
2.4 Berücksichtigung der Unsicherheiten des
Strompreises
Das Grundprinzip der stochastischen Optimierung
besteht darin, dass Entscheidungen optimal bezüglich
aller möglichen Entwicklungen der unsicheren Planungsgrößen
getroffen werden. Daher wird aus
historischen Daten mit Hilfe statistischer Modelle eine
Vielzahl von Szenarien generiert, die jeweils mögliche
Realisierungen des stochastischen Datenprozesses in
der Zukunft widerspiegeln. Ein Szenarienbaum wird
erstellt, wobei von einer Standardabweichung des
Preisniveaus von 15% ausgegangen wird.
2.5 Modellierung des Optimierungsproblems
Die Aufgabe der Tageseinsatzoptimierung ist die
Maximierung des erwirtschafteten Deckungsbeitrags,
also der Differenz aus Erlösen und variablen Kosten.
Erlöse entstehen durch den Verkauf von Energie am
Strommarkt, während die variablen Kosten durch den
Betrieb der Kraftwerke und den Einkauf von Energie am
Strommarkt verursacht werden. Bei Wasserkraftwerken
sind die variablen Kosten vernachlässigbar.
Neben den komponentenspezifischen Nebenbedingungen
existieren systemweite Nebenbedingungen, wie
z. B. die Einhaltung der Leistungs- und Reservebilanz zu
jedem Zeitpunkt. Außerdem sind in jedem Zeitintervall
die Betriebsbereiche der Erzeugungsanlagen und die
Grenzen der Handelsvolumina, sowie die Einhaltung der
maximalen Bezugsleistungen zu berücksichtigen.
Für die vorliegende Optimierungsaufgabe besteht eine
Kopplung im System- und Zeitbereich. Die Leistungs-
und Reservebilanz-Nebenbedingungen verknüpfen in
jedem Zeitintervall die Systemkomponenten: hydraulische
Erzeugung, Spothandel und abgeschlossene
Handelsgeschäfte. Somit wirken sie systemweit
koppelnd. Mit Ausnahme der Leistungs- und Reservebilanz
wirken sich die Nebenbedingungen nur auf eine
Systemkomponente, wie z. B. die Einhaltung eines
minimalen Wasservolumens eines Speicherbeckens
oder die im Spothandel für den Erfüllungszeitraum
kontrahierte Leistung, aus. Bei vernetzten Wasserkraftwerken
gilt die Kontinuitätsgleichung sowohl für
mehrere Erzeugungskomponenten als auch für mehrere
Zeitintervalle.
3 Entwickeltes Verfahren
3.1 Genetische Algorithmen
Genetische Algorithmen sind heutzutage die in Forschung
und Anwendung zahlenmäßig dominierende
Variante der evolutionären Algorithmen. Sie basieren
auf der Idee, zunächst zufällig eine Menge von Lösungskandidaten
(Individuen) zu generieren, um
anschließend diejenigen zu identifizieren, die einem
bestimmten Gütekriterium (Fitness) am besten entsprechen.
Daraufhin werden die Eigenschaften (Gene)
dieser besten Individuen leicht modifiziert, um im
nächsten Schritt neue Individuen zu bilden, indem die
Gene dieser besten Individuen untereinander kombiniert
werden (Crossover und Mutation). Die neuen
Individuen bilden eine neue Generation. Die Robustheit
dieses Verfahrens folgt aus der Tatsache, dass einerseits
keine Annahmen für das gestellte Problem
getroffen werden müssen und ferner stets nur zulässige
Lösungen (Population) betrachtet werden. Dabei testet
der Genetische Algorithmus parallel mehrere Wege
zum Optimum und tauscht die Informationen über diese
Wege miteinander aus. So werden die Informationen
über das vorhandene Optimierungsproblem auf alle
Individuen der Population verteilt, um dadurch einer
frühzeitigen Konvergenz entgegenzuwirken.
3.2 Überblick über das Verfahren
Bild 1 zeigt eine Übersicht über das entwickelte, auf
Genetischen Algorithmen basierende Optimierungsver-
52 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

fahren zur Tageseinsatzoptimierung vernetzter Wasserkraftwerke.
Lokale
Suche
nein
Eingangsdaten
Parametrierung und
Initialisierung
Technische
Anforderung?
ja
Verbesserung der
Einsatzoptimierung
möglich?
ja
Berechnung des
Deckungsbeitrags
Abbruch
nein
Selektion,
Crossover,
Mutation
Ausgangsdaten
Bild 1: Verfahrensübersicht
nein
nein
ja
Reparaturmethode
Zu Beginn der Optimierung wird das Optimierungsverfahren
unter Berücksichtigung der Eingangsdaten
parametriert, die Variablen des Optimierungsproblems
im Genetischen Algorithmus abgebildet und die
Startpopulation generiert.
Eine Iteration beginnt mit der technischen Überprüfung
aller Individuen der aktuellen Population. Bei Verletzung
von Nebenbedingungen wird durch Anwendung
der Reparaturmethode (siehe Abschnitt 3.3) versucht,
die Nebenbedingungsverletzungen aufzuheben.
Die Optimierung ist um eine auf den Erfahrungen der
Einsatzoptimierung basierende Lokale Suche ergänzt,
um nach der Überprüfung der technischen Nebenbedingungen
jedes Individuum hinsichtlich einer möglichen
Verbesserung zu überprüfen (siehe Abschnitt 3.4).
Nach der Berechnung des Deckungsbeitrags aller
Individuen wird geprüft, ob eines der Abbruchkriterien
erfüllt ist. Sofern ein Abbruchkriterium erfüllt wird,
werden die bisher fittesten Individuen als Ergebnis
ausgeben. Wird kein Abbruchkriterium erfüllt, werden
die Genetischen Operatoren auf die Individuen angewandt
und eine neue Population erzeugt.
3.3 Reparaturansatz
DISSERTATIONEN
Die Reparaturmethode versucht bei Verletzung von
Nebenbedingungen – statt der einfachen Bestrafung –
die ungültige Lösung in den gültigen Lösungsraum zu
überführen [1]. Beim stochastischen Optimierungsproblem
vernetzter Wasserkraftwerke ist der Suchraum viel
größer als der Lösungsraum, so dass der Lösungsraum
nur mit erheblichem Rechenaufwand zu erreichen ist.
Die Reparaturmethode ist hierbei notwendig, um ein
effizienteres Verfahren zu entwickeln. Die Reparaturstrategien
orientierten sich an der Praxis der Einsatzoptimierung
vernetzter Wasserkraftwerke und werden
jeweils für z. B. Leistungsbilanz, Wasserbilanz und
Begrenzung der Speichervolumina durchgeführt.
3.4 Lokale Suche
Die Lokale Suche geht von einer gegebenen zulässigen
Lösung aus und sucht alle Lösungen in ihrer „Nachbarschaft“,
um danach aus diesen die beste Lösung
auszuwählen [2]. Da der Rechenzeitaufwand zur
Überprüfung der Randbedingungen in dieser Arbeit
relativ hoch ist, können nicht alle Nachbarschaftslösungen
auf ihre Zulässigkeit und Kosten hin überprüft
werden. Deswegen werden bei der Lokalen Suche in
dieser Arbeit nur solche Lösungen berücksichtigt, die
den gesamten Wasserverbrauch während des Planungszeitraums
nicht verändern bzw. die durch Verschiebung
der Durchflüsse in allen Zeitintervallen der
betrachteten Kraftwerkseinsatzplanung erzeugt wurden.
4 Exemplarische Untersuchung
4.1 Modellsystem
Das betrachtete Modellsystem besteht aus einer
hydraulisch vernetzten Gruppe, die 7 (Pump-) Speicherbecken,
6 Turbinen und 4 Pumpen beinhaltet. Die
Becken bilden jeweils Zweier- oder Dreierkaskaden und
sind stark miteinander vernetzt. Die summierte maximale
Erzeugungsleistung der Turbinen beträgt
135,5 MW und die der Pumpen 70,9 MW.
Bild 2 zeigt die den Untersuchungen zugrunde gelegte
Prohibitivpreisganglinie, deren Verlauf eine typische
Charakteristik aufweist und mit der Stromnachfrage
korreliert. Der Erwartungswert des Prohibitivpreises
schwankt im Tagesverlauf zwischen 20 und 80 Euro/MWh.
Die kumulierte eingekaufte bzw. verkaufte
Leistung kann täglich bis zu 100 MW betragen.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 53

DISSERTATIONEN
80
€/MWh
40
20
0
0
Bild 2: Spotpreis
5 10 15 15 Std.
Std.
4.2 Untersuchungsergebnisse
25
25
Aufgrund der Preisganglinie des Strommarktes und dem
hohen Preisniveau zur Mittagszeit stellen sich als
Ergebnis der Optimierung die in Bild 3 gezeigten
Handelsaktivitäten am Spotmarkt ein. Die Leistungen
der einzelnen Kraftwerke werden dabei für jede Stunde
summiert.
120
MW
40
0
-40
-80
Max. 100 MW
4 8 12 16 Std. 24
Min. -71 MW
Bild 3: Exemplarische tägliche Einsatzplanung
Erwartungsgemäß erfolgt der Pumpenbetrieb zu Zeiten
niedriger Spotmarktpreise und der Turbinenbetrieb zu
Hochpreiszeiten. Zu Beginn des Optimierungszeitraums
werden die Pumpen angefahren und erreichen in der
vierten Stunde die maximal mögliche Pumpleistung
(71 MW). Drei Stunden später setzt der Turbinenbetrieb
ein. Die maximale mögliche Turbinenleistung von
100 MW wird zur Hochpreiszeit am Mittag erreicht,
wohingegen nachts wieder die Pumpen betrieben
werden. Zudem zeigt das Ergebnis, dass Zuflüsse in
Niedrigpreiszeiten gesammelt werden, um die volle
Speicherfähigkeit der Becken in Zeiten höherer Spotmarktpreise
durch Verkauf von teurer Energie ausnutzen
zu können.
Zur Bewertung werden diese Ergebnisse mit einem am
IAEW entwickelten exakten Optimierungsverfahren
verglichen, das auf einer Lagrange Relaxation kombi-
niert mit Sukzessiv Linearer Programmierung, Network-
Flow und Benders-Zerlegung basiert. Für das hier
betrachtete Modellsystem liefern beide Verfahren
nahezu identische Deckungsbeiträge, das Ergebnis des
heuristischen Optimierungsverfahrens ist dabei im
Rahmen der üblichen Streuung heuristischer Verfahren
um etwa 0,1 % schlechter als das Ergebnis der exakten
Optimierung. Gleichzeitig liegt die Rechenzeit des
heuristischen Verfahrens jedoch deutlich unter der des
exakten Optimierungsansatzes.
%
Häufigkeit
20
100 Erwartungswert der
deterministischen
Optimierung
10
0
21 22 23 24 Tsd. € 25
Deckungsbeitrag
Bild 4: Untersuchungsergebnisse
Erwartungswert der
stochastischen
Optimierung
Stochastische
Optimierung
Bild 4 zeigt die statistische Verteilung des Deckungsbeitrags
aller Szenarien bei einer stochastischen
Optimierung und die Erwartungswerte des Deckungsbeitrags
bei einer stochastischen Optimierung und
einer deterministischen Optimierung. Dabei ist zu
erkennen, dass der stochastisch optimierte Einsatzplan
für eine Vielzahl möglicher Szenarien einen besseren
Wert liefert. Dies belegt auch der Erwartungswert der
stochastischen Optimierung, der um 2% höher als der
Deckungsbeitrag bei deterministischer Optimierung ist.
Für eine vollständige Bewertung eines Einsatzplans
inklusive des mit dem Kraftwerkseinsatz verbundenen
Risikos muss jedoch zusätzlich die Verteilungsfunktion
der Kosten berücksichtigt werden.
5 Zusammenfassung
Aufgrund des steigenden Interesses an hydraulischer
Energie und der erhöhten Planungsunsicherheit im
liberalisierten Strommarkt kommt der stochastischen
Einsatzoptimierung von Wasserkraftwerken eine hohe
Bedeutung zu. Die strukturellen Umbrüche in der
Energiewirtschaft haben die Anforderungen an die
Kraftwerkseinsatzoptimierung hydraulischer Kraftwerke
grundlegend geändert, was die Entwicklung spezieller
Optimierungsmodelle und leistungsfähiger Algorithmen
unabdingbar macht.
54 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Ziel dieser Arbeit war daher die Entwicklung eines
speziellen leistungsfähigen Verfahrens für die Einsatzoptimierung
vernetzter Wasserkraftwerke. Das Verfahren
basiert auf einen Genetischen Algorithmus kombiniert
mit einer Reparaturmethode und einem Algorithmus
der Lokalen Suche.
Die Ergebnisse zeigen, dass das entwickelte Verfahren
im Vergleich zu einem exakten Verfahren ähnlich gute
Lösungen bei niedrigeren Rechenzeiten liefert. Schließlich
wurden die Auswirkungen der Unsicherheit des
Spotpreises auf die Ergebnisse der Einsatzoptimierung
analysiert. Der Vergleich einer deterministischen und
einer stochastischen Optimierung ergab, dass der
stochastisch optimierte Einsatzplan wirtschaftlich
vorteilhafter und aus betrieblicher und technischer
Sicht flexibler ist.
6 Literatur
DISSERTATIONEN
[1] Gottlieb, J.
Evolutionary Algorithms for constrained optimization
Problems
shaker Verlag , Aachen, 2000
[2] B. Funke
Effiziente Lokale Suche für Vehicle Routing und
Scheduling Probleme mit Resourcenbeschränkungen
Dissertation von Institut der Mathematik und
Physik, RWTH Aachen, 2003
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 55

Optimierung des Ressourceneinsatzes für den Betrieb elektrischer Netze
Resource-Optimization for the Operation of Electrical Networks
Dipl.-Ing. Andreas Berg
andreas.berg@iaew.rwth-aachen.de
FORSCHUNGSPROJEKTE
Die Kosten für den Betrieb elektrischer Netze resultieren im Wesentlichen aus der Ressourcenbereitstellung (Eigen- und
Fremdpersonal, Material und Werkzeuge) zur Durchführung von Maßnahmen zur Instandhaltung, Störungsbeseitigung
sowie zur Erneuerung und Inbetriebnahme von Anlagen. Die Ressourceneinsatzstrategie der Netzbetreiber, d. h. die
Zusammenstellung der Ressourcen zum Netzbetrieb oder die Planung bekannter Betriebsprozesse, beeinflusst diese
Kosten maßgeblich. In dieser Arbeit wird daher ein Verfahren zur Bewertung und Optimierung des Ressourceneinsatzes
für den Betrieb elektrischer Netze entwickelt. Sämtliche Größen mit Auswirkungen auf den Ressourceneinsatz, z. B. das
Auftreten von Störungen oder unsichere Dauern der Betriebsprozesse, werden dabei berücksichtigt, um den Netzbetreibern
ein praxistaugliches Werkzeug zur Optimierung des Ressourceneinsatzes für den Netzbetrieb zur Verfügung zu
stellen.
Operation expenditures for electrical networks are mainly caused by costs of resources, e. g. field service personnel,
agency staff, material and tools. These resources are required for the execution of processes for maintenance, fault
clearance as well as for system renewal and initiation. The network operator’s resource allocation strategy for operating
the network depends on the available resources and the long-term planning of predictable processes. In this
research project, a method for evaluating and optimizing resources for the operation of electrical networks is developed.
For this, all relevant influencing factors on resource-allocation, e. g. uncertain fault-occurrences or the stochastic
behaviour of process-times, have to be considered. As a result, with this newly developed method, minimal costs for
operating the network may be quantified for network system operators.
1 Einleitung
Ziel des von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen
Anreizregulierungskonzepts ist es, die Erlöse der
Netzbetreiber angemessen zu begrenzen und gleichzeitig
Anreize für mehr Effizienz und frühzeitige Kostensenkungen
zu erreichen [1]. Um ihre Erlöse zu sichern,
müssen die Netzbetreiber daher Kostensenkungspotenziale
identifizieren.
Durch die bedarfsgerechte Anpassung der Netzstruktur
an die zu erfüllende Versorgungsaufgabe können
üblicherweise nur langfristig Kosten eingespart werden.
Dies ist durch die langen Nutzungsdauern der in
elektrischen Netzen eingesetzten Betriebsmittel und
die damit verbundene langfristige Kapitalbindung
begründet. Dagegen bietet die Optimierung des
Betriebsaufwands die Möglichkeit, auch kurzfristig
Einsparpotenziale zu realisieren.
Die Kosten für den Betrieb elektrischer Netze resultieren
im Wesentlichen aus dem Aufwand für die Instandhaltung
und Störungsbeseitigung sowie die Erneuerung
und Inbetriebnahmen von Anlagen. Sie sind direkt
durch die hierfür vom Netzbetreiber eingesetzten
Ressourcen (Personal, Material, Werkzeuge) bedingt.
Wesentlicher Freiheitsgrad für die Minimierung dieser
Kosten ist die Betriebsstrategie des Netzbetreibers,
welche die Verfügbarkeit der Ressourcen bestimmt.
Diese wird zusätzlich von Unsicherheiten beim Netzbetrieb,
wie z. B. dem unerwarteten Auftreten von
Störungen, beeinflusst. In bisherigen Methoden zur
Bewertung der Kosten für den Netzbetrieb werden
derartige Unsicherheiten nur eingeschränkt berücksichtigt
[2].
In dieser Forschungsarbeit wird ein Verfahren entwickelt,
das zur Minimierung der Kosten für den Betrieb
elektrischer Netze den zugehörigen Ressourceneinsatz
optimiert. Insbesondere die bei einer langfristigen
Planung des Ressourceneinsatzes auftretenden Unsicherheiten
werden dabei berücksichtigt. Einerseits wird
damit eine Kostenbewertung und -optimierung für den
Netzbetrieb möglich, andererseits können Strategien
zur Verbesserung des Ressourceneinsatzes abgeleitet
werden.
2 Analyse
Zum Betrieb elektrischer Netze sind Maßnahmen zur
Instandhaltung des Netzes sowie zur Störungsbeseitigung,
Erneuerung und Inbetriebnahme der Anlagen
durchzuführen. Diese Maßnahmen werden als Betriebsprozesse
und die zu deren Durchführung notwendigen
Einsatzmittel als Ressourcen bezeichnet.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 57

FORSCHUNGSPROJEKTE
2.1 Betrachtungsbereich
Der technische Betrachtungsbereich für die Optimierung
des Netzbetriebs ergibt sich üblicherweise
netzbetreiberspezifisch durch vorgegebene geographische
Bereiche und technische Organisationseinheiten
(z. B. differenziert nach Spannungsebenen), für deren
Betreuung Ressourcen eingeteilt sind. Der technische
Betrachtungsbereich definiert zusammen mit der
Netzbetriebsstrategie des Netzbetreibers die Art und
Anzahl der Betriebsprozesse, die bei einer Planung des
Ressourceneinsatzes zu berücksichtigen sind.
Der zeitliche Betrachtungsbereich bestimmt den
Zeitraum, für den der Netzbetrieb und damit der
zugehörige Ressourceneinsatz geplant wird. Er ist
fragestellungsabhängig zu wählen. Für die notwendige
Diskretisierung des Betrachtungszeitraums ist ein
Zeitraster von einer Stunde sinnvoll. Prozessanalysen
haben gezeigt, dass einzelne Prozessdauern zwar
kleiner als eine Stunde sein können, dann aber eine
Zusammenfassung gleicher Prozesse möglich ist.
2.2 Randbedingungen, Freiheitsgrade, Unsicherheiten
Wie in [3] gezeigt wurde, sind die wesentlichen
Randbedingungen für die Optimierung des Ressourceneinsatzes
die in dem Betrachtungszeitraum durchzuführenden
Betriebsprozesse. Dabei kann zwischen planbaren
Betriebsprozessen, die zum Planungszeitpunkt
bekannt sind und deren Durchführungszeitpunkte
langfristig planbar sind, und nicht planbaren Betriebsprozessen,
deren Auftreten von unsicheren Randbedingungen
abhängt, unterschieden werden. Die Menge
und Art der planbaren Betriebsprozesse ist Vorgabe des
Netzbetreibers und resultiert z. B. aus dessen Instandhaltungs-
und Erneuerungsstrategie.
Der Einsatz der dem Netzbetreiber zur Verfügung
stehenden Ressourcen zur Durchführung der Betriebsprozesse
sowie die Zusammenstellung der Ressourcen
sind für eine derartige Optimierung die wesentlichen
Freiheitsgrade.
Für gegebene Ressourcen hat der Netzbetreiber die
Möglichkeit, die Durchführungszeitpunkte für die
Betriebsprozesse langfristig zu planen und prozessspezifisch
zu entscheiden, welche Ressourcen zur Durchführung
eingesetzt werden sollen.
Die Ressourcen können aufgeteilt werden in:
• Eigenpersonal unterschiedlicher Qualifikation,
• Fremdpersonal,
• Material sowie
• Spezialfahrzeuge und –werkzeuge.
Die Planung des Ressourceneinsatzes unterliegt einer
Vielzahl von Unsicherheiten, die bei einer Optimierung
geeignet berücksichtigt werden müssen. Dabei kann
zwischen betriebsprozessbezogenen und ressourcenbezogenen
Unsicherheiten unterschieden werden.
Die zu berücksichtigenden betriebsprozessbezogenen
Unsicherheiten sind:
• Unsichere Dauer der Betriebsprozesse,
• Auftreten nicht planbarer Betriebsprozesse (Störungen
und unerwartete Defekte),
• Eingeschränkte Durchführbarkeit geplanter Prozesse
wegen fehlendem Material, Fremdpersonal oder
nicht erteilter Freischaltgenehmigung durch die
Netzführung.
Die ressourcenbezogenen Unsicherheiten beeinflussen
im Wesentlichen die Verfügbarkeit der eigenen Mitarbeiter.
Dabei muss berücksichtigt werden, dass Personal
kurzfristig ausfallen kann (z. B. wegen Krankheit)
und somit zuvor geplante Betriebsprozesse nicht
durchgeführt werden können.
Es ist zu erwarten, dass die Unsicherheiten den Ressourceneinsatz
maßgeblich beeinflussen. Ein Verfahren
zur Ressourceneinsatzoptimierung muss demnach
sämtliche Unsicherheiten beim Netzbetrieb berücksichtigen,
damit einerseits praxisgerechte Ressourceneinsatzpläne
resultieren und andererseits der Einfluss
der Unsicherheiten auf die Kosten für den Ressourceneinsatz
quantifiziert werden kann.
3 Verfahren
3.1 Überblick
Bild 1 gibt einen Überblick über das Verfahren zur
Ressourceneinsatzplanung.
Für vorgegebene Ressourcen werden in der Ressourceneinsatzplanung
die Ausführungszeitpunkte für die
langfristig bekannten, planbaren Prozesse bestimmt.
Weiterhin wird für jeden Prozess die Entscheidung über
Eigen- und Fremdpersonal getroffen.
Die Unsicherheiten beim Netzbetrieb werden bei der
Planung des Ressourceneinsatzes durch die integrierte
Simulation des Netzbetriebs berücksichtigt.
58 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Unsicherheiten
Planbare
Betriebsprozesse
Nicht
planbare
Betriebsprozesse
Ressourceneinsatzplanung
�� Planung der Durchführungszeitpunkte
�� Eigen-/Fremdpersonalentscheidung
Bewertung der Ressourcen
Unsichere Kosten für
�� Fremdpersonal
�� Nicht durchführbare Prozesse
�� Umplanungen von Prozessen
Ressourcen
Simulation des Netzbetriebs
Bild 1: Verfahrensüberblick
Das Ergebnis der Simulation ist eine Wahrscheinlichkeitsverteilung
der Gesamtkosten im betrachteten
Zeitraum. Dabei werden Kosten für Fremdpersonal,
nicht durchgeführte Betriebsprozesse und Umplanungen
von Betriebsprozessen monetär bewertet. Diese
Wahrscheinlichkeitsverteilung kann mit den aus dem
Risikomanagement bekannten Methoden analysiert und
für die Bewertung des ermittelten Ressourceneinsatzplanes
herangezogen werden.
Die optimale Planung des Ressourceneinsatzes ermöglicht
eine objektive Bewertung der Auslastung der
vorgegebenen Ressourcen unter Berücksichtigung der
Unsicherheiten beim Netzbetrieb. Auf dieser Basis kann
eine Minimierung der Ressourcen erfolgen. Beispielsweise
können schwach ausgelastete Ressourcen
eingespart werden, um die Kosten für den Netzbetrieb
zu reduzieren.
3.2 Optimierungsansatz zur Ressourceneinsatzplanung
Die Optimierung der Ausführungszeitpunkte der
Betriebsprozesse bei vorgegebenen Ressourcen und
gleichzeitiger prozessspezifischer Eigen-/Fremdpersonalentscheidung
ist ein kombinatorisches Optimierungsproblem.
Derartige Probleme lassen sich durch
mathematisch exakte (z. B. Branch and Bound) oder
heuristische Verfahren (z. B. Evolutionäre Algorithmen)
lösen [4].
Während exakte Verfahren die Optimalität der Lösung
garantieren, lassen heuristische Ansätze keine Aussage
über die Qualität einer gefundenen Lösung zu.
FORSCHUNGSPROJEKTE
Ein wesentlicher Nachteil exakter Verfahren ist jedoch
der häufig exponentielle Anstieg der Rechenzeit mit der
Problemgröße, wohingegen heuristische Ansätze eher
logarithmische bis quadratische Abhängigkeiten
zwischen Problemgröße und Rechenzeit aufweisen.
Optimierungsvariablen sind der Ausführungszeitpunkt
und die Entscheidung zwischen Eigen- und Fremdpersonal
für jeden planbaren Betriebsprozess. Aufgrund
der Vielzahl der so für übliche Ressourceneinsatzplanungen
zu bestimmenden Variablen und der damit
einhergehenden Problemgröße wird in dieser Arbeit ein
heuristischer Ansatz zur Ermittlung optimaler Ressourceneinsatzpläne
gewählt, der auf Genetischen Algorithmen
[5] basiert. Diese Algorithmen arbeiten in
Anlehnung an die Evolution in der Natur. Dabei wird
eine Menge von Ressourceneinsatzplänen stochastisch
erzeugt und bewertet. In Analogie zu den Begriffen aus
der Evolutionstheorie stellt jeder Ressourceneinsatzplan
ein Individuum und die Gesamtheit der erzeugten
Ressourceneinsatzpläne eine Population dar. Die
besten Ressourceneinsatzpläne der Population werden
neu kombiniert, wobei kostengünstige Ressourceneinsatzpläne
beibehalten werden. Dieses Vorgehen
wird oftmals wiederholt, wobei die neue Population
jeweils aus der Vorgängerpopulation erzeugt wird. Da
dies auf Basis der besten Individuen geschieht, werden
die positiven Eigenschaften der Vorgängerpopulation
weitergegeben. So wird iterativ eine Konvergenz in
Richtung eines optimalen Ressourceneinsatzplanes
erzielt.
Die Bewertung der Ressourceneinsatzpläne beruht auf
einer Kostenbewertung für deren Durchführung. Dabei
werden die Unsicherheiten beim Netzbetrieb berücksichtigt,
indem die Simulation des Ressourceneinsatzes
in den Optimierungsalgorithmus integriert wird.
3.3 Simulation des Netzbetriebs zur Berücksichtigung
von Unsicherheiten
Bild 2 gibt einen Überblick über die bei der Bewertung
gewählte Vorgehensweise. Die zeitsequentielle
Durchführung des Ressourceneinsatzplanes wird über
den Betrachtungszeitraum simuliert und bewertet.
Dabei sind die einzusetzenden Ressourcen und die
Unsicherheiten Vorgaben für die Simulation. Die
unsicheren Größen werden über Verteilungsfunktionen
abgebildet.
Durch mehrfache Simulation können so die Auswirkungen
unterschiedlicher Auftrittsszenarien für die Unsicherheiten
auf einen Ressourceneinsatzplan betrachtet
werden.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 59

FORSCHUNGSPROJEKTE
Ressourceneinsatzplan für
vorgegebene Ressourcen
Unsicherheiten beim
Netzbetrieb
Zeitsequentielle Simulation des
Ressourceneinsatzes
Reaktion auf:
- unerwartete Prozessüberschneidungen
- nicht durchführbare Prozesse
- Störungen
- kurzfristig auftretende unerwartete Defekte
Ausnutzung verfügbarer Ressourcen durch:
- Einplanen zuvor nicht durchführbarer Prozesse
Wahrscheinlichkeitsverteilung der Kosten zur
Durchführung des Ressourceneinsatzplanes
Bild 2: Simulation des Netzbetriebs
Im Verlauf der Simulation muss als Reaktion auf das
Auftreten stochastischer Effekte (wie z. B. Prozessüberschneidungen
wegen unerwartet langer Prozessdauern)
durch kurzfristiges Umplanen der Betriebsprozesse
reagiert werden. Damit diese sequentielle Änderung
des Ressourceneinsatzplanes möglichst praxisnah
erfolgt, werden hierzu reale Entscheidungen der
Netzbetriebsplaner durch heuristische Regeln nachgebildet.
Um die zur Verfügung stehenden Ressourcen im
Betrachtungszeitraum möglichst optimal auszulasten,
wird mittels geeigneter Heuristiken kontinuierlich
geprüft, ob nicht durchführbare Prozesse im Simulationsverlauf
noch eingeplant werden können.
Die Simulation liefert eine realistische Bewertung
gegebener Ressourcenpläne, da der Einfluss sämtlicher
unsicherer Größen berücksichtigt wird. Bei einer
ausreichenden Anzahl an Simulationen ist nach Abschluss
der Konvergenz die Wahrscheinlichkeitsverteilung
der Kosten zur Durchführung des Ressourceneinsatzplanes
bekannt.
4 Zusammenfassung und Ausblick
Um die Kosten für den Netzbetrieb zu minimieren,
haben Netzbetreiber einerseits die Möglichkeit, die
Netzbetriebsstrategie, d. h. Instandhaltungs- und
Erneuerungsmaßnahmen, anzupassen. Andererseits
kann der Ressourceneinsatz zum Betrieb der Netze
optimiert werden.
In dieser Forschungsarbeit wird ein Optimierungsverfahren
entwickelt, das in einem ersten Schritt kostengünstige
Einsatzpläne für vorgegebene Ressourcen
ermittelt. Auf der Basis dieser Pläne soll in einem
zweiten Schritt eine Anpassung der Ressourcen
erfolgen, um die kostengünstigsten Ressourcenkombinationen
für den Netzbetrieb zu bestimmen.
Die Ergebnisse dieser Optimierung können einerseits
für eine objektive Bewertung des Netzbetriebsaufwands
zu Grunde gelegt werden und so eine Rechtfertigung
der für den Netzbetrieb minimal notwendigen
unsicheren Kosten ermöglichen. Andererseits können
Strategien zur Verbesserung des Ressourceneinsatzes
abgeleitet werden.
5 Literatur
[1] Bundesnetzagentur
Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a
EnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach
§ 21a EnWG
Bundesnetzagentur Bonn, 2006, S. 13ff
[2] Obergünner, M.
Bewertung und Optimierung des Instandhaltungsaufwands
elektrischer Verteilungsnetze
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 102, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2005
[3] Berg, A.
Ressourcenplanung für den Betrieb elektrischer
Hoch- und Höchstspannungsnetze
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2006
[4] Neumann, K.; Morlock, M.
Operations Research
Carl Hanser Verlag München Wien, 1993,
S. 380ff
[5] Heistermann, J.
Genetische Algorithmen
B. G. Teubner Verlagsgesellschaft Stuttgart Leipzig,
1994
60 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

1 Einleitung
Dem Stand der Technik in der Netzplanung entsprechend
werden die elektrischen Netze der einzelnen
Spannungsebenen manuell oder rechnergestützt von
den über- und unterlagerten Spannungsebenen getrennt
geplant und Wechselwirkungen zwischen diesen
vernachlässigt. Dies ist auf die Komplexität der Planung
und auf die bisher langen Rechenzeiten bestehender
Verfahren bei größeren Optimierungsproblemen
zurückzuführen. Neue Verfahrenansätze zeigen jedoch,
dass auch größere Probleme in handhabbarer Rechenzeit
lösbar sind, so dass erstmalig die Frage des
Nutzens einer spannungsebenenübergreifenden
Planung objektiv beantwortet werden kann.
2 Analyse
2.1 Netzkonzepte bei getrennter und spannungsebenenübergreifender
Planung
Der Fokus der Arbeit liegt in der spannungsebenenübergreifenden
Planung von HS- und MS-Netzen. Bei
der Planung beider Spannungsebenen werden drei
unterschiedliche Netzkonzepte angewandt.
Bei der getrennten Planung wird folgendes Netzkonzept
verfolgt:
1. Aufgrund der getrennten Planung ist eine eigensichere
Auslegung des HS-Netzes notwendig. Das
FORSCHUNGSPROJEKTE
Bewertung des Nutzens einer spannungsebenenübergreifenden Planung von
Hoch- und Mittelspannungsnetzen
Evaluating the Benefit of Voltage Comprehensive Planning of High and Medium
Voltage Networks
Dipl.-Ing. Thorsten Borchard
thorsten.borchard@iaew.rwth-aachen.de
Bei der Planung elektrischer Verteilungsnetze werden zur Verbesserung und Objektivierung der Planung vermehrt
computergestützte Optimierungsverfahren eingesetzt. Derzeitige Verfahren sind aufgrund der Rechenleistung und dem
Stand der Technik in der Netzplanung so ausgelegt, dass sie nur eine Spannungsebene bei Vernachlässigung von
Wechselwirkungen mit über- und unterlagerten Spannungsebenen berücksichtigen. Mit den bestehenden Verfahren
lassen sich für jede Spannungsebene getrennt kostenminimale Netzstrukturen ermitteln, doch bleibt die Frage offen, ob
bei einer spannungsebenenübergreifenden Planung ein zusätzliches Kosteneinsparpotenzial erreichbar ist. Die gestiegene
Rechenleistung und neue Verfahrensansätze lassen diese Frage erstmalig objektiv beantworten.
Planning of distribution networks has been more and more improved and objectified by computer based tools. Due to
the computing power and the state of the art in the network planning these tools have been developed to optimize only
one voltage level while neglecting the neighboured ones. Cost-efficient distribution networks for a single voltage level
can be determined by using these tools, but the benefit of a voltage comprehensive planning of high and medium
voltage networks has not been estimated so far. This research project evaluates this benefit.
MS-Netz wird als reines Verteilungsnetz geplant.
(siehe Bild 1a).
Bei der spannungsebenenübergreifenden Planung sind
folgende zwei Netzkonzepte denkbar:
2. Nicht notwendigerweise eigensicheres HS-Netz
und MS-Transport- und Verteilungsnetz (siehe
Bild 1b) und
3. nicht notwendigerweise eigensicheres HS-Netz mit
MS-Strangnetz (siehe Bild 1c).
Bei den spannungsebenenübergreifenden Netzkonzepten
ist eine eigensichere Auslegung des HS-Netzes
gegenüber der getrennten Planung nicht zwingend
erforderlich, da die Redundanz zur Erfüllung von
Planungskriterien, wie z. B. das (n-1)-Kriterium, auch
über das MS-Netz erfüllt werden kann. Bei Netzkonzept
2 kann die Reservestellung – statt wie in Netzkonzept
1 mit eigensicherer Umspannung in und
eigensicherem HS-Anschluss der Umspannstationen –
über das MS-Transportnetz erfolgen. Die in der MS-
Ebene befindlichen Ortsnetz- und Kundenstationen
werden ausgehend von den HS/MS-Umspann- oder
MS-Schwerpunktstationen über reine Verteilungsnetze
mit Ringstruktur versorgt.
Netzkonzept 3 weist in der MS-Ebene ein Strangnetz
auf, das i. d. R. wie ein MS-Ringnetz als reines Verteilungsnetz
realisiert ist. Bei entsprechender Auslegung
bzw. geringerer Vorbelastung des MS-Strangnetzes
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 61

FORSCHUNGSPROJEKTE
kann dieses auch Transportfunktion übernehmen, so
dass wie bei Netzkonzept 2 mit MS-Transport- und
Ringnetz die Reservestellung durch das MS-Strangnetz
möglich ist.
a) b)
c)
HS-Leitung,
HS-Schaltanlage
MS-Leitung,
MS-Schaltanlage
HS/MS-Transformator
Ortsnetzstation
Bild 1: HS/MS-Netzkonzepte bei getrennter und
spannungsebenenübergreifender Planung
2.2 Potenzial bei spannungsebenenübergreifender
Planung
Analysen zur Abschätzung zusätzlicher Kosteneinsparpotenziale
bei spannungsebenenübergreifender
Planung zeigen, dass sich aufgrund der erhöhten
Leitungskapazität bei einer Betriebsspannung von 20 kV
im MS-Netz höhere Kostenreduzierungspotenziale als
bei 10 kV erzielen lassen. Des Weiteren zeigt sich, dass
ein Vorteil der spannungsebenenübergreifenden
Planung nur bei höheren Lastdichten existiert. Untersuchungen
an homogenen Versorgungsgebieten zeigen,
dass dieser Vorteil ab ca. 1 MVA/km² vorliegt und mit
steigender Lastdichte anwächst. Bei spannungsebenenübergreifend
geplanten, homogenen Versorgungsgebieten
mit einer Lastdichte von 5 MVA/km² und
Netzkonzept MS-Transport- und Verteilungsnetz stellt
sich ein zusätzliches Kostenreduzierungspotenzial von
8% ein. Bei Wahl des Netzkonzeptes mit MS-
Strangnetz und gleichzeitiger Reservestellung zeigt sich
nur eine Kostenreduzierung von 5%. Bei Änderung
letzteren Netzkonzeptes in eine Kombination aus MS-
Strang- und Ringnetz ergibt sich gegenüber Netzkonzept
2 ein leicht höheres Kostenreduzierungspotenzial
von 8,5%. Dieses Netzkonzept weist jedoch technische
Nachteile durch eine aufwändigere Realisierung auf, da
zusätzliche Randbedingungen zur Gewährleistung eines
sicheren Betriebs erfüllt werden müssen.
3 Verfahren
Die Bewertung des Nutzens einer spannungsebenenübergreifenden
Planung von HS- und MS-Netz erfolgt
durch den bewertenden Vergleich von getrennt mit
spannungsebenenübergreifend geplanten Netzen, die
im Rahmen einer Grundsatzplanung ermittelt werden.
Die Bewertung der Netze erfolgt anhand ihrer annuitätischen
Kosten und Versorgungszuverlässigkeit.
Zur Ermittlung getrennt geplanter Zielnetze kann auf
bestehende Verfahren zurückgegriffen werden [1, 2]. Da
derzeit kein Verfahren zur spannungsebenenübergreifenden
Planung vorliegt, wird im Rahmen dieser Arbeit
ein derartiges Verfahren entwickelt.
Das neu entwickelte Verfahren ist in mehrere Stufen
unterteilt (siehe Bild 2). In einer dem Optimierungsverfahren
vorgeschalteten Verfahrensvorstufe wird für die
spannungsebenenübergreifenden Netzkonzepte ein
MS-Transport- bzw. Strangnetzbereich identifiziert, der
zusammen mit dem HS-Netzbereich in das Optimierungsverfahren
überführt wird. Der ebenfalls ausgewiesene
Verteilungsnetzbereich wird separat mit dem
bestehenden Verfahren [2] geplant.
Getrennte Planung
Planung der
MS-Ebene mit [2]
Planung der
HS-Ebene mit [1]
Ergebnis
Ergebnis
Kostenminimales
MS-Netz
Kostenminimales
HS-Netz
Spannungsebenenübergreifende
Planung
Planung der HS-Ebene
und MS-Transport-
/Strangnetzebene mit
neuentwickeltem
Verfahren
Ergebnis
Kostenminimales
HS-MS-Netz
Bewertender Vergleich
Verfahrensvorstufe
Planung der MS-
Verteilungsebene
mit [2]
Kosten und Versorgungszuverlässigkeit
Bild 2: Verfahrensübersicht zur getrennten und
spannungsebenenübergreifenden Planung
62 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

4 Erste Ergebnisse
Im Folgenden werden für eine reale Versorgungsaufgabe
erste Ergebnisse dargestellt. Die Versorgungsaufgabe
beinhaltet ein städtisches Versorgungsgebiet mit
einer Fläche von 170 km² und Höchstlast von 420 MVA.
Das Versorgungsgebiet wird von zwei HöS/HS-
Umspannstationen gespeist.
Die Planung beinhaltet die getrennte und spannungsebenenübergreifende
Planung mit Netzkonzept 2 für die
HS- und MS-Ebene. In Bild 3a ist zur besseren Übersicht
nur das HS-Netz dargstellt. Das HS-Netz weist
eine einfache Netzstruktur in Form eines Stranges und
zwei Stiche auf. Die HS/MS-Umspannstationen sind
eigensicher ausgelegt. Bei der spannungsebenenübergreifenden
Planung wurden Variantenrechnungen mit
Netzkonzept 2 bei unterschiedlicher Anzahl von MS-
Schwerpunktstationen im MS-Transportnetz durchgeführt.
Bild 3b zeigt die Variante mit im Schnitt einer
angrenzenden MS-Schwerpunktstation pro HS/MS-
Umspannstation. Es zeigt sich, dass die Umspannung
und der HS-Anschluss einiger HS/MS-Umspannstationen
bei der spannungsebenenübergreifenden
Planung nicht mehr eigensicher ausgelegt sind. Die
Redundanz erfolgt über das MS-Transportnetz und
benachbarte HS/MS-Umspannstationen. Einige
HS/MS-Umspannstationen weisen keine Umspannung
mehr auf; sie stellen MS-Schwerpunkstationen dar. Der
Kostenvergleich zeigt, dass sich bei der Variantenrechnung
ein zusätzliches Kostenreduzierungspotenzial von
bis zu 8% ergeben kann. Die Variantenrechnung belegt,
dass bei Wahl weniger MS-Schwerpunktstationen die
Kosteneinsparungen vor allem in der HS-Ebene sowie
in der HS/MS-Umspannung liegen, die höher als die
zusätzlich anfallenden Kosten für ein MS-Transportnetz
ausfallen. Bei Wahl einer höheren Anzahl von MS-
Schwerpunktstationen im MS-Transportnetz erhöhen
sich die Mehrkosten derart, dass diese durch Kostenreduzierung,
die sich nun auch im MS-Verteilungsnetz
aufgrund geringerer Gesamtstromkreislänge ergeben,
nicht kompensiert werden können. Der Vergleich der
Versorgungszuverlässigkeit zeigt, dass es bei spannungsebenenübergreifender
Planung und nicht eigensicherer
Auslegung der einzelnen Spannungsebenen zu
keinen Zuverlässigkeitseinbußen kommt.
5 Zusammenfassung
Die derzeitige Planung elektrischer Netze umfasst
meist nur eine Spannungsebene. Diese Vorgehensweise
kann zu unnötiger struktureller Redundanz in den
einzelnen Spannungsebenen und somit zu höheren
Netzkosten führen. Das Ziel dieser Arbeit ist daher die
Bewertung des Nutzens einer spannungsebenenübergreifenden
Planung mit Fokus auf HS- und MS-Netzen.
Erste Ergebnisse zeigen, dass sich gegenüber der
FORSCHUNGSPROJEKTE
getrennten Planung bei spannungsebenenübergreifender
Planung eine zusätzliche Kostenersparnis von 8%
ergeben kann.
b)
a)
2
3
2
1
2
2
3
4x 3x
2
3
1
3x
2
2
2
0
1 Anzahl HS/MS-Transformatoren pro Umspannstation
MS-Transportleitung (3x: Anzahl paralleler Leitungen)
HS-Leitung
HöS/HS- Umspannstation
HS/MS- Umspannstation
MS- Schwerpunktstation
Bild 3: Getrennt und spannungsebenenübergreifend
geplante Netze (Ausschnitt: HS-Netz
und MS-Transportnetz)
6 Literatur
[1] Maurer, Ch.
Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung für
Hochspannungsnetze
Dissertation RWTH Aachen, Aachener Beiträge
zur Energieversorgung, Bd. 101, Klinkenberg Verlag,
Aachen 2004[2]
[2] Tao, X.
Automatisierte Grundsatzplanung für Mittelspannungsnetze
Dissertation RWTH Aachen, Aachener Beiträge
zur Energieversorgung, Bd. 112, Tao, X
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 63
2
2
1
2
2
2
2
2

FORSCHUNGSPROJEKTE
Strukturmerkmale für die vergleichende Bewertung von Niederspannungsnetzen
Structural Characteristics for Comparative Benchmark of Low Voltage Networks
Dipl.-Ing. Hermann Egger
hermann.egger@iaew.rwth-aachen.de
Durch die Liberalisierung des Strommarktes wird Stromkunden die Möglichkeit geboten, unter Anbietern für elektrische
Energie frei zu wählen. Zu diesem Zweck müssen die Netzbetreiber ihre Netze diskriminierungsfrei zur Verfügung
stellen und erhalten für diese Dienstleistung ein Entgelt. Bisher war die Beurteilung der Angemessenheit der Netznutzungsentgelte
lediglich durch Vergleiche unterschiedlicher Netzbetreiber möglich, da nicht alle relevanten Versorgungsgegebenheiten
erfasst werden konnten. Ziel dieser Arbeit ist es daher, für die direkte Beurteilung unterschiedlicher
Versorgungsaufgaben geeignete kostenrelevante Strukturmerkmale abzuleiten.
Due to the liberalisation of the market for electrical energy, the costumers can choose between different providers for
electrical energy. Because of that, network operators have to provide their distribution networks without discrimination
and receive reward for this service. So far, the evaluation of the adequacy of the received rewards was just possible by
comparison of different network operators because it was not possible to acquire all important effects and conditions of
the supply areas. Within the scope of this work, adequate structural characteristics for direct evaluation of different
supply areas should be elaborated.
1 Einleitung und Ziel der Arbeit
Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes
2005 (EnWG) wurde in Deutschland durch den Gesetzgeber
ein Konzept zur anreizorientierten Regulierung im
Bereich der Elektrizitätsversorgung vorgegeben. Ziel
dieser Regulierungsart ist es, aufbauend auf dem
ersten Energiewirtschaftsgesetz von 1998, den diskriminierungsfreien
Zugang elektrischer Netze zur Nutzung
Dritter weiter zu stärken und so den Wettbewerb
innerhalb des Marktes für elektrische Energie weiter zu
forcieren. Die Angemessenheit der von den Netzbetreibern
erhobenen Netznutzungsentgelte soll dabei einer
genauen Prüfung unterzogen werden. Für die Bewertung
der Angemessenheit von Netznutzungsentgelte
sieht das EnWG das Vergleichsmarktprinzip vor,
welches durch einen Effizienzvergleich strukturell
ähnlicher Netzbetreiber beschrieben wird. Die Identifikation
vergleichbarer Netzbetreiber setzt geeignete,
kostenrelevante Strukturmerkmale voraus.
Da die Niederspannungsebene einen wesentlichen
Anteil der Netznutzungsentgelte verursacht, ist insbesondere
in dieser Spannungsebene eine genaue
Betrachtung und Bewertung der Angemessenheit der
Netznutzungsentgelte notwendig. Bisher in Betracht
gezogene mögliche Strukturmerkmale [1] der Niederspannungsebene
sind nicht das Ergebnis genauer
Untersuchungen, sondern stellen vielmehr eine Vorsortierung
dar, um Hinweise auf mögliche Strukturklassen
zu erhalten [2, 3]. Bereits unternommene Versuche,
mittels statistischer Untersuchungen Korrelationen
zwischen Netznutzungsentgelten und unterschiedlichen
Strukturmerkmalen zu ermitteln, erbrachten nicht die
erwarteten Aussagen hinsichtlich der Identifikation
kostenrelevanter Strukturmerkmale [4]. Ein wichtiger
Grund hierfür sind die in den Netznutzungsentgelten
enthaltenen Kosten, die nicht durch Strukturmerkmale
des Versorgungsgebietes beeinflusst werden. Daher
wird im Rahmen dieser Arbeit der Untersuchungsansatz
der Referenznetzanalyse gewählt, welcher die Ermittlung
kostenoptimaler Netze für realitätsnahe Versorgungsaufgaben
ermöglicht. Auf diese Weise können
Korrelationen zwischen möglichen Strukturmerkmalen
der Versorgungsaufgabe und dem minimalen Aufwand
für die Errichtung eines NS-Verteilungsnetzes ermittelt
werden.
Ziel dieser Arbeit ist es, anhand unterschiedlicher
Versorgungsaufgaben kostenrelevante Strukturmerkmale
für NS-Verteilungsnetze abzuleiten.
2 Analyse
2.1 Kosten der Niederspannungsebene
In Bild 1 ist die Zusammensetzung in der Niederspannungsebene
entstehender Netzkosten dargestellt,
wobei in dieser Arbeit Kosten überlagerter Spannungsebenen
sowie Kosten für Verwaltung nicht berücksichtigt
werden. Auf dieser Basis kann ein objektiver
Vergleich der Netzkosten zwischen unterschiedlichen
NS-Verteilungsnetzen durchgeführt werden. Die
Netzkosten in der Niederspannungsebene setzen sich
aus einem vom Netzbetreiber beeinflussbaren und
einem nicht beeinflussbaren Anteil zusammen.
64 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Vom Netzbetreiber nicht
beeinflussbare Kosten
Versorgungsaufgabe
Technische
Mindestanforderungen
Vom Netzbetreiber
beeinflussbare Kosten
Planungskriterien
Individuelle Anforderungen
an die Versorgungsqualität
Minimal notwendige
Kosten
Zusatzkosten
Netzkosten
Bild 1: Kosten der Niederspannungsebene
Im Rahmen dieser Arbeit sollen ausschließlich die vom
Netzbetreiber nicht beeinflussbaren Kosten untersucht
werden. Diese werden durch die zu erfüllende Versorgungsaufgabe
sowie die einzuhaltenden technischen
Randbedingungen bestimmt. Technische Randbedingungen
stellen eine wichtige Einflussgröße auf die vom
Netzbetreiber nicht beeinflussbaren Kosten dar und
sind bei der Planung von NS-Verteilungsnetzen als
feste Randbedingung zu erfüllen. Der eventuell verbleibende
Kostenanteil der vom Netzbetreiber beeinflussbaren
Kosten beruht auf ineffizienten Unternehmensprozessen
des Netzbetreibers, welche sich in Planungskriterien
sowie individuellen Anforderungen des
Netzbetreibers an die Versorgungsqualität widerspiegeln.
Da Einflüsse der historischen Entwicklung bestehender
NS-Verteilungsnetze auf ihre Kosten weder den
vom Netzbetreiber beeinflussbaren noch den vom Netzbetreiber
nicht beeinflussbaren Kosten eindeutig zugeordnet
werden können, werden diese im Rahmen dieser
Arbeit nicht betrachtet.
2.2 Betrachteter Systembereich
In bereits durchgeführten Untersuchungen [5] wurde
der Einfluss möglicher Strukturmerkmale auf die NS-
Verteilnetzkosten erörtert und mögliche kostenrelevante
Strukturmerkmale abgeleitet. Diese Untersuchungen
wurden jedoch nur für ideal homogene (städtische) Versorgungsaufgaben
durchgeführt. Da die hinreichend
genaue Modellierung realitätsnaher, inhomogener Versorgungsaufgaben
nicht in Betracht gezogen wurde,
liegt der Fokus dieser Arbeit auf der Untersuchung inhomogener,
kleinstädtisch bzw. ländlicher Versorgungsaufgaben.
Bei Netzbetreibern mit ausgedehnten Versorgungsgebieten
mit einer großen Anzahl von NS-Verteilungsnetzen
kommt es zu einer großen Durchmischung
unterschiedlicher Versorgungsaufgaben. Um dennoch
eindeutige Strukturmerkmale ableiten zu können, wird
der betrachtete Systembereich in dieser Arbeit auf den
FORSCHUNGSPROJEKTE
Versorgungsbereich einer Ortsnetzstation unter Einhaltung
der technischen Randbedingungen [2] eingegrenzt.
3 Methodisches Vorgehen
Bild 2 zeigt einen Überblick über den gewählten
Untersuchungsansatz. Um die Auswirkung unterschiedlicher
möglicher Strukturmerkmale auf die Netzkosten
zu quantifizieren, wird die im Folgenden beschriebene
Vorgehensweise eingesetzt.
Bild 2: Methodik
M NS- Mögliche Verteilungsnetze Strukturmerkmale
zum Erkenntnisgewinn
Generierung synthetischer
Versorgungsaufgaben
Generierung von synthetischen
Versorgungsaufgaben
Planung kostenminimaler
Referenznetze
Generierung von Referenznetzen
Auswertung
Kostenrelevante Strukturmerkmale Strukturmerkmale
Unter Einhaltung vorgegebener, möglicher Strukturmerkmale
wird eine synthetische Versorgungsaufgabe
generiert. Darauf aufbauend wird diese Versorgungsaufgabe
einem rechnerbasierten Optimierungsverfahren
zugeführt, welches unter Beachtung technischer
Randbedingungen einen NS-Verteilungsnetzentwurf mit
minimalen Netzkosten ermittelt [2]. Um den Einfluss
möglicher Strukturmerkmale auf die Netzkosten beurteilen
zu können, müssen Variantenrechnungen mit
derselben Parametrierung möglicher Strukturmerkmale
unter Variation eines möglichen Strukturmerkmals
durchgeführt werden. Hierfür wird eine Vielzahl synthetischer
Versorgungsaufgaben entworfen. Der Grad
der Beeinflussung der Netzkosten durch Variation möglicher
Strukturmerkmale ist ein Maß für die Relevanz
des betrachteten möglichen Strukturmerkmals. Im Verlauf
der Untersuchungen muss jedoch ein ständiger Abgleich
der durch Variationsrechnungen gewonnenen
Erkenntnisse hinsichtlich weiterer, noch nicht in
Betracht gezogener möglicher Strukturmerkmale durchgeführt
werden.
4 Erste Ergebnisse
Im Folgenden soll die oben beschriebene Methodik angewandt
werden. Ausgangspunkt der Untersuchungen
ist eine reale Versorgungsaufgabe. In einer ersten Untersuchung
werden alle betrachteten möglichen
Strukturmerkmale konstant gehalten, lediglich Parame-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 65

FORSCHUNGSPROJEKTE
ter, welche die Initialisierung von Zufallsprozessen bei
der synthetischen Generierung von Versorgungsaufgaben
darstellen, werden verändert.
Diese Untersuchung wird für zwei unterschiedliche
Siedlungsstrukturen durchgeführt [2]. Diese Siedlungsstrukturen
unterscheiden sich in der räumlichen
Aufteilung ihrer Kunden. Zum einen werden diese
Kunden in konzentrierter Form um das Zentrum der
Versorgungsaufgabe verteilt (Konzentrierte Siedlungsstruktur),
zum anderen erfolgt die Verteilung der
Kunden im betrachteten Versorgungsgebiet in Siedlungsgruppen
(Verteilte Siedlungsstruktur).
Da dieses Vorgehen eine Wissensbasis hinsichtlich der
realitätsnahen Parametrierung möglicher Strukturmerkmale
bei der Generierung synthetischer Versorgungsaufgaben
erfordert, wurde im Vorfeld eine
umfangreiche Analyse realer Versorgungsaufgaben
durchgeführt.
In weiterer Folge werden für eine einheitliche Konfiguration
möglicher Strukturmerkmale je Siedlungsstruktur
10 Versorgungsaufgaben mit unterschiedlichen Initialisierungen
verfahrensinterner Zufallsprozesse generiert
und für diese Versorgungsaufgaben kostenminimale,
vollständig verkabelte NS-Verteilungsnetze geplant.
Netzkosten
Konzentrierte
Siedlungsstruktur
10
Tsd.
€
a
6
4
2
Verluste
Leitungen
Unterschiedliche Zufallszahlen
Trassen
Transformator
Verteilte
Siedlungsstruktur
0,7
0,5
0,3
0,1
Homogenität der
Lage der Kunden
Homogenität
Bild 3: Einfluss von Zufallsprozessen auf die
Netzkosten unterschiedlicher Siedlungsstrukturen
Die in Bild 3 dargestellten Ergebnisse zeigen, dass sich
innerhalb der betrachteten Siedlungsstrukturen eine
Streuung der Netzkosten ergibt. Diese Streuung lässt
sich durch die Auswirkung der bereits beschriebenen,
unterschiedlich initialisierten verfahrensinternen
Zufallsprozesse auf die Homogenität der Lage der
Kundenanschlüsse des NS-Verteilungsnetzentwurfes
begründen. Der Vergleich der Netzkosten zwischen den
Siedlungsstrukturen zeigt eine durchschnittliche
Kostendifferenz von ca. 30 %. Diese Kostendifferenz
kann wiederum durch die Homogenität der Lage der
Kundenanschlüsse der ermittelten NS-Verteilungsnetz-
entwürfe spezifiziert werden. Aufgrund der Tatsache,
dass es bei der Bildung von Siedlungsgruppen (Verteilte
Siedlungsstruktur) zu einer lokalen Konzentration der
Kunden und somit im Vergleich zu einer weiträumigen
Verteilung der Kunden (Konzentrierte Siedlungsstruktur)
zu deutlich geringeren Trassen- und Leitungslängen
kommt, ist diese Differenz der Netzkosten nachvollziehbar.
5 Zusammenfassung und Ausblick
Ziel dieser Arbeit ist es, kostenrelevante Strukturmerkmale
für den Quervergleich von NS-Verteilungsnetzbetreibern
zu bestimmen. Aus ersten Ergebnissen lässt
sich ableiten, dass die zu betrachtende Siedlungsstruktur
einen signifikanten Einfluss auf die Kosten der NS-
Verteilungsnetze hat und somit bereits ein mögliches
kostenrelevantes Strukturmerkmal darstellt. Die
Ursache der sich einstellenden Kostenunterschiede
liegt in der unterschiedlichen Homogenität der Lage der
Kundenanschlüsse der betrachteten NS-Verteilungsnetzentwürfe.
In einem weiteren Schritt soll nun die Auswirkung der
Variation unterschiedlicher möglicher Strukturmerkmale
auf die Netzkosten untersucht werden. Dieser Einfluss
soll durch Einsatz von Signifikanztests verifiziert
werden. Abschließend können dann kostenrelevante
Strukturmerkmale für die vergleichende Bewertung von
Niederspannungsnetzen abgeleitet werden.
6 Literatur
[1] VDN
http://www.vdn-berlin.de
[Stand Februar 2007]
[2] Egger, H.
Strukturmerkmale von Niederspannungsnetzen
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2006
[3] Löppen, S.
Ermittlung kostenbestimmender Strukturmerkmale
für Mittel- und Niederspannungsnetze
Jahresbericht 2004, ABEV Bd. 98, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2004
[4] Mahn, U.
Zusammenhänge zwischen Netzkosten und Strukturmerkmalen
bei Verteilungsnetzbetreibern
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 100 (2001), Heft 12,
S. 28-31
[5] Katzfey, J.; Nissen, J.; Vetter, F. et al
Modellnetzverfahren zur Bestimmung kostentreibender
Strukturmerkmale
Elektrizitätswirtschaft, Jg. 103 (2004), Heft 6,
S. 14-22
66 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Analyse des kurzfristigen strategischen Verhaltens an Strommärkten
Analysis of the Short-term Strategical Behaviour in Power Markets
Dipl.-Ing. Pablo Frezzi
Pablo.Frezzi@iaew.rwth-aachen.de
1 Einleitung
In den heutigen Elektrizitätsmärkten können oligopolistische
Strukturen beobachtet werden. Im Gegensatz zu
Märkten mit vollkommener Konkurrenz befinden sich
die Marktteilnehmer nicht mehr in einer passiven
Umgebung als Preisnehmer, sondern sowohl der Preis
als auch die Dynamik des Marktes sind von den
Strategien der Teilnehmer abhängig. Dies macht die
Elektrizitätsmärkte besonders anfällig, unter Marktmacht
zu leiden. Unter Marktmacht versteht man die
Fähigkeit eines einzelnen Marktteilnehmers bzw. einer
kleinen Gruppe von Marktteilnehmern, den Marktpreis
zu ihren Gunsten zu beeinflussen, um die Gewinne zu
erhöhen [1]. Eine Möglichkeit, Marktmacht auszuüben,
ist durch die Koordination von Strategien zwischen den
Marktteilnehmern. Diese Koordination muss nicht
unbedingt ausdrücklich kollusiv und folglich strafbar
sein. Märkte mit erhöhter Konzentration, sich wiederholenden
Interaktionen, Marktzutrittsbarrieren und
Koordination zwischen den Teilnehmern, die von sich
wiederholenden Versteigerungsprozessen abgeleitet
werden, sind besonders anfällig für Kollusion. Die
heutigen Strommärkte erfüllen diese Bedingungen und
FORSCHUNGSPROJEKTE
Im letzten Jahrzehnt wurden die Elektrizitätsmärkte in vielen Ländern restrukturiert, um die Elektrizitätspreise durch
steigenden Wettbewerb zu reduzieren. Durch diese Liberalisierung, die besonders im Erzeugungssektor stattfand,
wurde der bislang monopolistisch strukturierte Elektrizitätsmarkt von einem Wettbewerbsmarkt abgelöst. Trotz des
ursprünglichen Ziels der Liberalisierung, den Wettbewerb des Marktes zu erhöhen, haben viele Fusionen und Übernahmen
zwischen Stromerzeugungsunternehmen stattgefunden, welche die Konzentration des Marktes erhöht haben.
Diese steigende Konzentration zusammen mit einigen Eigenschaften des Stromhandels ermöglichen die Ausübung von
Marktmacht bzw. Kollusion. Im Rahmen dieses Forschungsprojekts wird ein Simulationsmodell entwickelt, das den
Elektrizitätsmarkt als ein Oligopol betrachtet. Mittels der Spieltheorie wird die Konkurrenz zwischen den Marktteilnehmern
als ein wiederholtes Spiel mit unvollständiger Information modelliert. Durch künstliche Intelligenz und Multi-
Agenten-Systeme wird die Anpassungsfähigkeit und die Entwicklung des Verhaltens der Marktteilnehmer im Laufe der
Zeit berücksichtigt. Der Anwendungsbereich des Simulationsmodells liegt besonders bei Kartell-, aber auch bei Regulierungsbehörden.
In the last decade, power markets of many countries were restructured in order to reduce the electricity prices by
means of growing competition. Through this liberalisation, which took place especially in the generation sector, the
monopolistic power market was replaced by a competitive structure. In spite of the original aim of the liberalisation,
which was the increase of the competition, many mergers and acquisitions were carried out, which have intensified the
concentration of the market. This growing concentration combined with characteristics of the market may cause the
exercise of market power and collusion respectively. In the context of this research project, a simulation model is
developed considering the power market as an oligopoly. Applying game theory, the competition amongst market
participants is modelled as a repeated game with incomplete information. By means of artificial intelligence and multiagent
systems, the adaptability and the evolution of the behaviour of the market participants in the course of the time
are considered. The scope of application of the simulation model aims especially at regulatory authorities and antitrust
agencies.
können deswegen Kollusion erleiden. Die Marktmacht
bzw. Kollusion verursacht einen Wohlfahrtsverlust
durch die Erhöhung der Strompreise und die Übertragung
von Gewinnen. Außerdem können die langfristigen
Verzerrungen der Preise unwirtschaftliche Investitionen
hervorrufen. Nach der Liberalisierung ist die
Ausübung von Marktmacht ein weltweites Problem
geworden, das in verschiedenen Ländern zu beobachten
ist. Angesichts der Folgen besteht ein starker
Bedarf an Modellen, die die Marktmacht sowohl ex
ante als auch ex post erkennen und bewerten. Die
Anwendung dieser Modelle ist nicht nur auf die
Strategieentwicklung für Marktteilnehmer beschränkt.
Regulierungsbehörden benötigen neue Werkzeuge, um
sowohl Marktmacht und kollusives Verhalten zu
identifizieren, als auch um ihre Folgen einzuschätzen. In
diesem Kontext weisen die European Transmission
System Operators (ETSO) sowohl auf die Ausübung von
Marktmacht als auch auf die Wichtigkeit der Entwicklung
von neuen Modellen zur Marktanalyse hin [2].
Das Ziel des Forschungsprojekts ist die kurzfristige
Analyse von Marktmachtausübung unter Beachtung der
Konzentration des Marktes, der technischen Restriktio-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 67

FORSCHUNGSPROJEKTE
nen der Kraftwerksblöcke und des Übertragungsnetzes
sowie die Verfügbarkeit der Kraftwerksblöcke und die
stochastischen Fluktuationen der Nachfrage. Besonders
relevant für die Forschung ist auch die Erkennung von
kollusivem Verhalten und seinen wichtigsten Ursachen.
Der Anwendungsbereich liegt bei Regulierungsbehörden
sowie Kartellämtern, die die Verantwortung tragen,
gerechten Wettbewerb am Markt zu sichern.
2 Übersicht des Simulationsmodells
Das Modell, das im Rahmen des Forschungsprojekts
entwickelt wird, ist auf die Analyse der kurzfristigen
Preisstrategien der Stromerzeugungsunternehmen
(SEU) fokussiert, die sich aus nichtkooperativem
Verhalten ableiten. Die Spieltheorie wird angewendet,
um den Strommarkt als ein wiederholtes Spiel mit
unvollständiger Information zu modellieren. Der
Wettbewerb zwischen den SEU wird als ein wiederholter
Bertrand Wettbewerb simuliert. Das anpassungsfähige
Verhalten der SEU wird als begrenzt rational
mittels Reinforcement-Learning dargestellt. Das
Reinforcement-Learning ist ein iterativer Algorithmus,
der auf einer Versuchs-und-Irrtums-Methode beruht.
Ein Multi-Agenten-System wird entwickelt, in dem die
SEU Energie als unabhängige Entitäten in einer computergestützten
Simulation vermarkten. Die Multi-
Agenten-Systeme sind bottom-up-Modelle, die sich auf
die Modellierung von individuellen Entitäten konzentrieren,
im Vergleich zu den top-down-Modellen, welche
die Systeme als eine Aggregation von Entitäten
betrachten [3]. So werden die SEU individuell modelliert,
wobei das Verhalten und die Strategien, die sich
in realen Märkten beobachten lassen, abgebildet
werden. Damit ist es möglich, das Verhalten zu erkennen,
das sich von den Interaktionen zwischen ihnen
ableitet. Das Modell beruht auf einem iterativen
zweistufigen Optimierungsverfahren. Im Bild 1 wird
eine Verfahrensübersicht des Modells dargestellt. In
der ersten Stufe wählt jedes SEU unter Berücksichtigung
seiner Erfahrung und eigenen Kostenstruktur, die
von seinem eigenen Portfolio an Kraftwerken abhängt,
seine Preisstrategien sowohl für den Spotmarkt als
120
[€/MWh]
Preis
80
60
40
Januar
auch für den Intraday-Markt aus, mit dem Ziel, den
eigenen Deckungsbeitrag zu maximieren. In der zweiten
Optimierungsstufe werden die Strompreise und die
Energiebilanzen des Spot- und des Intraday-Marktes
unter Minimierung der Erzeugungskosten bestimmt. In
dieser Stufe werden die Nebenbedingungen des
Übertragungsnetzes berücksichtigt. Die Verfügbarkeit
der Kraftwerke und das Verhalten der Nachfrage
werden durch entsprechende stochastische Verfahren
modelliert. Nach der zweiten Optimierungsstufe
werden die Preisstrategien gemäß den Ergebnissen
dieser Stufe bewertet und aktualisiert. Nach einer
bestimmten Anzahl an Iterationen wird ein Gleichgewicht
erreicht, in dem bei einem gegebenen Verhalten
der Konkurrenten kein SEU durch abweichendes
Verhalten einen höheren Deckungsbeitrag erwirtschaften
kann (Nash-Gleichgewicht). Da der Zeitraum auf
weniger als ein Jahr beschränkt wird, unterstellt man
eine konstante Kostenstruktur sowie installierte
Erzeugungskapazität.
1. Optimierungsstufe: Auswahl von Strategien
2. Optimierungsstufe
Energiebilanz und Marktpreisberechnung
Intraday-
Spotmarkt
Markt
SEU
Nachfrage
Übertragungsnetz Kraftwerke Szenarien
Bewertung und Aktualisierung der Strategien
Gleichgewichtszustand und optimale Strategien
Bild 1: Verfahrensübersicht
3 Simulationsergebnisse
Im Folgenden werden exemplarische Ergebnisse
anhand eines Modellsystems dargestellt. Das Modellsystem
umfasst sechs thermische Erzeugungstechnologien
und 100 Kraftwerke. Der Erzeugungsmix ist
angelehnt an den deutschen Erzeugungspark und die
Erzeugungskapazität beträgt 44.420 MW.
20
Werktag Samstag Sonntag
20
Werktag Samstag Sonntag
0
1 7 13 19 1 7 13
vollkommener
Konkurrenzmarkt
19 1 7 [h] 19
100 SEU
0
1 7
10 SEU
13 19 1 7 13 19 1
5 SEU
7 [h] 19
Bild 2: Simulierte Strompreise
120
[€/MWh]
68 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
Preis
80
60
40
Juli

1600
[Mio. €]
800
400
+ 1,78%
Januar
+ 42,45%
+ 73,61%
0 0
vollkommener
Konkurrenzmarkt 100 SEU 10 SEU 5 SEU
80
[%]
60
50
40
30
20
10
1600
[Mio. €]
800
400
+ 2,69%
Juli
+ 42,98%
FORSCHUNGSPROJEKTE
+ 69,18%
0 0
vollkommener
Konkurrenzmarkt 100 SEU 10 SEU 5 SEU
Erzeugungskosten Produzentenrente prozentuale Variation der Erlöse
Bild 3: Erzeugungskosten, Produzentenrente und prozentuale Variation der Erlöse
Bild 2 stellt die Entwicklung des Strompreises eines
typischen Werktages sowie für einen Samstag und
Sonntag anhand vier verschiedener Marktstrukturen
dar. Die resultierenden Strompreise für zwei Nachfrageszenarien
- Januar und Juli - werden gezeigt. Diese
Nachfrageszenarien wurden mittels statistischer Daten
der vier größten Übertragungsnetzbetreiber erstellt. Die
berücksichtigten Marktstrukturen entsprechen einem
vollkommenen Konkurrenzmarkt ohne Marktmachtausübung
und drei Strukturen mit 100 beziehungsweise 10
und 5 SEU. Die Untersuchungsergebnisse zeigen, dass
je weniger Marktteilnehmer der Markt hat und somit je
konzentrierter der Markt ist, desto höher sind die
Strompreise. Im Bild 3 werden die Erzeugungskosten,
die Produzentenrente und die prozentuale Variation der
Erlöse der simulierten Marktstrukturen im Vergleich
zum vollkommenen Konkurrenzmarkt dargestellt. Da der
Einsatz der Kraftwerke ähnlich ist, sind die Erzeugungskosten
für die vier Marktszenarien auf gleichem
Niveau. Im Gegensatz dazu sind die Produzentenrenten
unterschiedlich wegen der Ausübung von Marktmacht
(Kollusion). Diese Ergebnisse zeigen deutlich die
Existenz von Anreizen zur Marktmachtausübung und
den Zusammenhang zwischen Marktmacht und Konzentration
des Marktes. Zusätzliche Simulationen
werden derzeit durchgeführt, um den Einfluss auf die
Preisstrategien bestimmter Unsicherheiten, z. B.
Kraftwerksausfälle, Variationen der Nachfrage usw., zu
bewerten. Erste Ergebnisse zeigen, dass je größer die
Unsicherheiten sind, desto geringer sind die Möglichkeiten,
Kollusion ausüben zu können.
4 Zusammenfassung und Ausblick
Die heutigen Elektrizitätsmärkte sind aufgrund ihrer
oligopolistischen Struktur besonders anfällig, unter
Marktmacht zu leiden. Nach der Liberalisierung ist die
Ausübung von Marktmacht ein weltweites Problem
geworden, das sich in verschiedenen Ländern beobachten
lässt. Eine Möglichkeit, Marktmacht auszuüben, die
häufig an Strommärkten zu beobachten ist, ist die
80
[%]
60
50
40
30
20
10
Koordination von Strategien zwischen den Marktteilnehmern.
Da eine derartige Marktmacht nicht unbedingt
ausdrücklich ausgeübt wird, ist sie relativ schwierig
zu erkennen und zu quantifizieren. Infolgedessen
und unter Berücksichtigung der Folgen besteht ein
steigender Bedarf an Modellen zur Marktmachtanalyse.
Im Rahmen dieses Forschungsprojektes wird der
Elektrizitätsmarkt als ein Multi-Agenten-System
modelliert, in dem sich die Marktteilnehmer wie
individuelle Entitäten des Simulationsmodells verhalten.
Zur Modellierung des Entscheidungsfindungsprozesses
wird Reinforcement-Learning verwendet. In
diesem Artikel wird die Entwicklung des Strompreises
für vier verschiedene Marktstrukturen dargestellt, die
unterschiedlichen Konzentrationsgraden entsprechen.
Die dargestellten Ergebnisse beweisen den engen
Zusammenhang zwischen Marktmacht bzw. Kollusion
und dem Konzentrationsgrad des Marktes. Je konzentrierter
der Markt ist, desto höher sind die Anreize,
Kollusion auszuüben. Zusätzliche Simulationen werden
derzeit durchgeführt, um den Einfluss auf die Preisstrategien
bestimmter Unsicherheiten zu bewerten.
Erweiterungen zur Berücksichtigung des Übertragungsnetzes
sind derzeit in Entwicklung. Insbesondere ist zu
untersuchen, wie das Übertragungsnetz bzw. deren
Bedingungen das Verhalten der Marktteilnehmer sowie
die Dynamik des Marktes beeinflussen.
5 Literatur
[1] Stoft, S.
Power Systems Economics, IEEE/Wiley,
ISBN 0-471-15040-1, 2002, S. 316.
[2] European Transmission System Operators (ETSO).
Towards a sustainable European market design.
Position paper, www.etso-net.org, 2005.
[3] Weiß, G.
Multi-agent Systems, MIT Press,
ISBN 0-262-23203-0, 2000
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 69

FORSCHUNGSPROJEKTE
Bewertung kostenrelevanter Einflussgrößen für Übertragungsnetze
Estimation of Cost Drivers in Transmission Networks
Dipl.-Ing. Roland Hermes
Roland.Hermes@iaew.rwth-aachen.de
Die Bundesnetzagentur hat als Regulierungsbehörde in Deutschland das Ziel, den Wettbewerb im Bereich der Elektrizitätsversorgung
weiter zu verstärken. Dies setzt einen diskriminierungsfreien Netzzugang und angemessene Netznutzungsentgelte
für alle Netzkunden voraus. Bisherige Untersuchungen haben sich dabei auf die Verteilungsnetzebenen
konzentriert, da diese den Großteil der gesamten Netzkosten ausmachen. Eine Regulierung dieser Netzebenen kann
jedoch nur dann effektiv umgesetzt werden, wenn alle Spannungsebenen bezüglich ihrer Kosten bewertet und somit
eine Verlagerung von Kosten in die Übertragungsebene ausgeschlossen werden kann. Ziel dieser Arbeit ist es daher, in
einem ersten Schritt ein Referenznetzanalyseverfahren für Übertragungsnetze zu entwickeln, mit dem in einem zweiten
Schritt kostentreibende Einflussgrößen für Übertragungsnetze bestimmt werden können.
The regulation of the electrical energy market intends to establish competition in this sector. Therefore it is necessary
to ensure a free network access and adequate transmission fees for all customers. In previous analyses the main focus
has been set on distribution networks. Nevertheless, an effective regulation requires a benchmarking model for all
voltage levels to prohibit the shifting of costs in non-controlled network parts. Therefore within the scope of this thesis,
a method to generate reference networks will be developed. Afterwards it will be possible to identify cost driving
parameters for transmission networks.
1 Einleitung
Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes
(EnWG) im Jahr 2005 wurde die Bundesnetzagentur mit
der Regulierung der Elektrizitätsversorgung beauftragt.
Das Ziel dieser Regulierung liegt in der Schaffung eines
wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs innerhalb
des Elektrizitätsmarktes. Die Netznutzungsentgelte der
einzelnen Netzbetreiber stehen besonders im Fokus, da
eine diskriminierungsfreie und preisgünstige Durchleitung
von Strom notwendige Voraussetzung für einen
freien Wettbewerb ist.
Für die Bewertung der Netznutzungsentgelte sieht das
EnWG das Vergleichsmarktprinzip vor. Dieses entspricht
einer Gegenüberstellung mehrerer strukturell
vergleichbarer Netze [1]. Für die Verteilungsnetzebenen
ist diese Vorgehensweise bereits umfassend diskutiert
und durch die Entwicklung praxisgerechter Verfahren
als sinnvoll belegt worden. Allerdings wurde bisher die
Übertragungsnetzebene noch nicht näher betrachtet.
Eine umfassende Regulierung ist jedoch nur bei
Betrachtung aller Spannungsebenen möglich, da sonst
die Gefahr besteht, dass Kosten in nicht bewertete
Netzbereiche verschoben werden.
Bisherige Untersuchungen haben gezeigt, dass ein
fairer Vergleich von Netzbetreibern nur unter Berücksichtigung
von exogenen Kostentreibern möglich ist.
Daher bedarf es der Ableitung übertragungsnetzspezifischer
Strukturmerkmale. Eine Übernahme bestehender
Ergebnisse aus dem Bereich der Verteilungsnetze ist
dabei aufgrund der unterschiedlichen Planungsanforderungen
nicht möglich.
Ziel dieser Arbeit ist daher die Identifizierung und
Bewertung von exogenen Einflussgrößen auf die
Kosten von Übertragungsnetzen (ÜN).
2 Analyse und Modellbildung
Die Netznutzungsentgelte der Höchstspannungsebene
setzen sich nach der Stromnetzentgeltverordnung im
Gegensatz zu den unterlagerten Netzebenen aus zwei
Komponenten zusammen [2]
• Höchstspannungsnetzkosten (Leitungs-, Gestänge-,
Schaltanlagenkosten etc.) und
• Kosten für Systemdienstleistungen (Regelenergie,
Systemführung).
Da die Kosten der Systemdienstleistungen nur vergleichend
bewertet werden können, liegt der Fokus dieser
Arbeit auf den Höchstspannungsnetzkosten, die durch
die installierten Betriebsmittel verursacht werden.
Neben den zugehörigen Investitions- und Instandhaltungskosten
sind die Netzverlustkosten zu betrachten.
In dieser Arbeit werden zunächst reale Netze bezüglich
ihrer Netzkosten verglichen. Danach können dann
Anforderungen an das zu entwickelnde Verfahren für
allgemeine Aussagen abgeleitet werden. Vergleich der
70 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Netzkosten repräsentativer europäischer Übertragungsnetze
Da es in Deutschland nur vier Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB) gibt, ist es für einen qualitativen Vergleich
von Netzkosten nicht ausreichend, sich auf die nationalen
Netzbereiche zu konzentrieren. Im Rahmen der
UCTE sind allerdings aus Gründen der Versorgungssicherheit
viele ÜN zu einem synchronen Verbundnetz
zusammengeschlossen, die miteinander verglichen
werden können.
Unter Annahme von durchschnittlichen Betriebsmittelkosten
lassen sich somit Kostenabschätzungen für
europäische ÜN durchführen. Für eine Auswahl von
UCTE-Ländern ist eine solche Kostenabschätzung
bezogen auf die Versorgungsfläche in Bild 1 dargestellt.
Netzkosten pro Fläche
Mittelwert
DE AT BE CH ES FR IT NL
Bild 1: Flächenbezogene Übertragungsnetzkosten
europäischer ÜN
Die unterschiedlichen Netzkosten lassen sich zum Teil
durch einfache Betrachtung der ÜN erklären. So
entstehen die hohen flächenbezogenen Netzkosten in
der Schweiz vornehmlich aus einem hohen 220-kV-
Leitungsanteil, weshalb für die benötigten Leistungstransporte
eine relativ hohe Leitungsdichte erforderlich
ist. Diese Netzkosten sind durch historische Planungsentscheidungen
zugunsten der 220-kV-Netzebene
begründet.
Neben den schweizerischen Netzkosten weichen die
Netzkosten in Frankreich und Spanien nennenswert
vom Mittelwert ab. Diese Länder besitzen eine vergleichbare
Versorgungsfläche, allerdings ist sowohl der
jährliche Stromverbrauch als auch die jährliche Stromerzeugung
in Frankreich etwa doppelt so hoch wie in
Spanien. Zusätzlich wird der Kosteneinfluss durch die
Positionierung der Kraftwerke deutlich, die in Spanien
verbrauchsnah angesiedelt sind, in Frankreich hingegen
vornehmlich im Westen und Südwesten und damit in
großer Entfernung von den Lastzentren stehen.
Diese qualitativen Aussagen verdeutlichen, dass zum
einen planerische Entscheidungen, zum anderen
FORSCHUNGSPROJEKTE
exogene Größen die Netzkosten beeinflussen. Für eine
objektive Überprüfung ist es daher notwendig, ein
Verfahren zu entwickeln, das die Möglichkeit besitzt,
die exogenen Größen abzubilden, um so planerische
Entscheidungen bewerten zu können.
2.1 Ansätze zur Quantifizierung möglicher
Strukturparameter
Für die Bewertung der Kosteneffizienz von Energienetzen
haben sich analytische Verfahren bewährt, die für
gegebene Randbedingungen kostenoptimale Netze
ermitteln. Derartige Verfahren werden unter der
Bezeichnung Analytische Kostenmodelle zusammengefasst,
wobei vor allem die Modellnetzanalyse (MNA)
und die Referenznetzanalyse (RNA) im regulatorischen
Umfeld gebräuchlich sind [3].
Aufgrund der im Vergleich zu Verteilungsnetzen
geringen Anzahl von Betriebsmitteln und der deutlichen
Unterschiede zwischen den Netzgebieten kann die
stark abstrahierende MNA für Übertragungsnetze nicht
angewendet werden. Daher wird in dieser Arbeit ein
Referenznetzanalyseverfahren entwickelt, welches den
planerischen Anforderungen der Übertragungsnetzebene
gerecht wird.
Durch Sensitivitätsrechnungen kann ausschließlich mit
Hilfe der RNA auch der Einfluss einzelner Strukturgrößen
auf die Übertragungsnetzkosten bewertet werden
[4].
2.2 Modellierung und Systemabgrenzung
Im Gegensatz zur Referenznetzanalyse für Verteilungsnetze
reicht es bei Übertragungsnetzen nicht aus, die
Versorgungsaufgabe als einzige Eingangsgröße zu
wählen, die die Positionen und eingespeiste bzw.
entnommene Leistung der Netzkunden sowie technische
Anforderungen umfasst [3]. Aufgrund des weiträumigen
Verbundnetzes und der steigenden Leistungstransporte
muss zusätzlich eine Transportaufgabe
definiert werden. Diese Transportaufgabe umfasst
Leistungstransporte, die durch die angrenzenden
Netzbereiche verursacht werden. Daher wird die
Systemabgrenzung, wie in Bild 2 dargestellt, gewählt.
Um die direkten Einflüsse der benachbarten Netze
abzubilden, wird ein Fremdnetz in zwei Bereiche
unterteilt. Die erste Masche, die an das zu optimierende
Netzgebiet angrenzt, wird exakt modelliert, da diese
wesentlich die Aufteilung von Leistungsflüssen auf den
betrachteten Netzbereich bestimmt. Das übrige Fremdnetz
wird durch ein Netzäquivalent abgebildet.
Das verwendete Netzäquivalent besteht aus Ersatzeinspeisungen
(Bild 2: Nr. 2) und –querzweigen (Bild 2: Nr.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 71

FORSCHUNGSPROJEKTE
4), welche zur Nachbildung verschiedener Transportszenarien
verwendet werden können, und aus Ersatzlängszweigen
(Bild 2: Nr. 3), welche die Transporteigenschaften
des reduzierten Netzbereiches modellieren.
Technische Systemgrenze
~ Kompensationselemente
380kV / 220kV
1
110kV
Bild 2: Betrachteter Systembereich
3 Methodisches Vorgehen
Fremdnetz
2
4
3
1 Last
2 Ersatzeinspeisung
3 Ersatzlängszweig
4 Ersatzquerzweig
Die Bewertung möglicher kostenrelevanter Einflussgrößen
erfolgt durch Parametervariation bei realitätsnahen
Übertragungsnetzbereichen. Es werden einzelne
Eingangsgrößen innerhalb des in Abschnitt 2.3 gezeigten
Systemmodells variiert und die entsprechenden
Kosteneinflüsse mit Hilfe der Referenznetzanalyse
bewertet (s. Bild 3).
Parametervariation
Bild 3: Verfahrensablauf
Versorgungs- & Transportaufgabe
Referenznetzanalyse
Wirtschaftliche Bewertung
Kostenrelevante Strukturparameter
Für die Ermittlung von HöS-Referenznetzen sind
verschiedene Optimierungsansätze möglich. Für eine
geeignete Berücksichtigung der technischen Randbedingungen
bei Übertragungsnetzen und zur Minimierung
der Rechenzeit wird in dieser Arbeit ein heuristischer
Optimierungsansatz gewählt, der bereits in
verschiedenen Netzplanungsverfahren am IAEW
erprobt wurde [4]. Aufgrund der in Abschnitt 2.3
beschriebenen Modellanforderungen ist es jedoch
notwendig, die vorhandenen Modelle zu erweitern.
Weiterhin müssen die spezifischen technischen
Anforderungen der Übertragungsnetzebene ausreichend
abgebildet werden, so dass die technischen
Sicherheitsanforderungen von den erzeugten Referenznetzen
eingehalten werden.
Abschließend kann die Parametervariation zur Identifikation
von Kosteneinflüssen sowohl für Eingangsgrößen
der Versorgungsaufgabe, wie z. B. Lastdichte,
Abstände zwischen Einspeisungen und Lasten, als auch
für Eingangsgrößen der Transportaufgabe, d. h. unterschiedliche
Transportszenarien, durchgeführt werden.
Dieses Vorgehen ermöglicht es, die verschiedenen
möglichen Kosteneinflüsse objektiv zu bewerten und
die kostenrelevanten Strukturparameter zu identifizieren.
4 Zusammenfassung
Ziel dieser Arbeit ist die Bewertung von kostenrelevanten
Einflussgrößen für Übertragungsnetze. Eine objektive
Analyse bedarf daher einer Modellierung der
übertragungsnetzspezifischen Aufgaben. Für eine
Referenznetzanalyse ist es daher notwendig, neben
einer Versorgungsaufgabe zusätzlich eine Transportaufgabe
zu definieren.
Durch eine gezielte Variation der Eingangsgrößen ist es
somit möglich, sowohl Kosteneinflüsse der Versorgungsaufgabe
als auch die Abhängigkeit der Netzkosten
von Leistungstransporten zu quantifizieren.
5 Literatur
[1] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
§21 Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang
[2] Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV)
§13 Kostenstellen
[3] Entwurf des Berichtes der Bundesnetzagentur
nach §112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierung
§ 21a EnWG
http://www.bundesnetzagentur.de
[Stand Januar 2007]
[4] Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2006 Druckstufenübergreifende
Planung von Gasverteilungsnetzen
72 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Druckstufenübergreifende Planung von Gasverteilungsnetzen
Long-Term Planning of Natural Gas Distribution Networks
Dipl.-Ing. Michael Hübner
michael.huebner@iaew.rwth-aachen.de
1 Einleitung
Durch die Regulierung der deutschen Gas- und Strommärkte
hat sich der Kostendruck auf die Netzbetreiber
erhöht. Insbesondere sind die Gasnetzbetreiber gezwungen,
die Effizienz ihrer Netze zu erhöhen, um bei
sinkenden Netzentgelten im Quervergleich zu konkurrierenden
Netzbetreibern bestehen zu können. Das größte
Kostensenkungspotenzial weist der Verteilungsbereich
auf, da sich hier einerseits im Gegensatz zum Fernleitungsnetz
größere Freiheitsgrade bei der Netzplanung
bieten und dieser Netzbereich andererseits den größten
Anteil der Gesamtkosten ausmacht [1].
Daher liegt der Fokus dieser Arbeit auf der Entwicklung
eines Grundsatzplanungsverfahrens, das sowohl eine
Strukturoptimierung als auch eine optimale Dimensionierung
der Betriebsmittel von Gasverteilungsnetzen
ermöglicht. Erste Analysen haben zudem gezeigt, dass
zwischen aufeinander aufbauenden Druckebenen eines
Gasnetzes starke Wechselwirkungen bestehen, die
unter Umständen großen Einfluss auf den Netzpla-
FORSCHUNGSPROJEKTE
Die Einführung einer Regulierungsbehörde für Strom- und Gasnetze in Deutschland hat zu einem erhöhten Kostendruck
auf die Netzbetreiber geführt. Daher müssen insbesondere Gasnetzbetreiber, deren Fokus bislang insbesondere auf der
Einhaltung der vom Deutschen Verband für Gas und Wasser (DVGW) geforderten technischen Sicherheit gelegen hat,
Kostensenkungspotenziale im Bereich der Netzstruktur aufdecken. Die Reduzierung kurzfristig beeinflussbarer Kosten –
beispielsweise durch Verringerung des Instandhaltungsaufwands oder den Verzicht auf notwendige Investitionen –
bietet nur ein begrenztes Kostensenkungspotenzial, falls das hohe Zuverlässigkeits- und Sicherheitsniveau existierender
Netze auch zukünftig gewährleistet werden soll. Sinnvoller ist der Ansatz, durch Verbesserung des Netzplanungsprozesses
effiziente Netze zu ermitteln, die im Vergleich mit existierenden Netzen bei geringeren Kosten eine zumindest
gleichwertige Versorgungsqualität und -sicherheit bieten. Daher ist der Einsatz eines rechnergestützten Netzplanungswerkzeugs
zur objektiven Ermittlung langfristig kosteneffizienter Netzstrukturen notwendig. Bislang existieren
keine Werkzeuge zur geschlossenen Planung von Gasverteilungsnetzen unterschiedlicher Druckstufen. Vorrangiges Ziel
dieser Arbeit ist daher die Entwicklung eines rechnergestützten Verfahrens zur druckstufenübergreifenden Grundsatzplanung
von Gasverteilungsnetzen.
The cost pressure on distribution companies has increased as a result of the upcoming regulatory framework in the
German power and gas markets. Therefore in particular gas network operators, who focused mainly on the compliance
of the technical safety proposed by the German Technical and Scientific Association for Gas and Water, need to reveal
potentials for a cut down in the field of network planning. The reduction of directly controllable costs in the short-term
– e.g. a decline in maintenance work or an abandonment of investments – provides a limited lowering of costs if the
high reliability and safety standards of existing networks should be maintained. A refinement of the network planning
process seems a sensible approach in order to determine efficient networks which provide for an equivalent level of
reliability and technical safety as the existing network and at the same time lower costs,. Therefore the application of a
computer-based network planning instrument for the objective determination of long-term cost-efficient networks is
necessary. So far, no instrument exists for the integrated planning of gas distribution networks with different pressure
stages. Hence, this work aims on the development of a computer-based technique for the integrated planning of gas
distribution networks with variable pressure stages.
nungsprozess haben können. Desweiteren stellt die
Netzstruktur, z. B. Ring-, Strang-, Strahlen- und Maschennetzstruktur,
einen Freiheitsgrad bei der Planung
von Gasverteilungsnetzen dar. Die Zuordnung von
Netzstruktur zu den gewählten Druckstufen muss in
Abhängigkeit von der Versorgungsaufgabe, den unternehmensinternen
Vorgaben hinsichtlich der minimal
einzuhaltenden Versorgungszuverlässigkeit und den
Mehrkosten bei Erhöhung des Vermaschungsgrades
erfolgen.
1.1 Systemabgrenzung
Der Gastransport von den Explorationsfeldern bis zu
den Endkunden kann grob in zwei Netzebenen – das
Fernleitungs- und das Verteilungsnetz – eingeteilt
werden. Der Fokus dieser Arbeit liegt auf den Druckebenen
Nieder-, Mittel- und Hochdruck bis zu einem
Druckniveau von ca. 25 bar (siehe Bild 1).
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 73

FORSCHUNGSPROJEKTE
Druckregler
Systemgrenze
Fernleitungsnetz
Bild 1: Betrachteter Systembereich
Speicher
Regionale
Verteilung
Städtische
Verteilung
2 Grundsatzplanung von Gasverteilungsnetzen
Grundlage für die Ermittlung kosteneffizienter Netzstrukturen,
so genannter Zielnetze, ist eine vollständige
Beschreibung der Randbedingungen und Freiheitsgrade
der Netzplanung. Die einzelnen Eingangsdaten werden
im Folgenden kurz diskutiert.
2.1 Technische Randbedingungen
Die Versorgungsaufgabe ist charakterisiert durch die
geographische Lage und Abnahmemenge der zu
versorgenden Kunden sowie mögliche Einspeisepunkte
und das an diesen Punkten beziehbare Gasvolumen.
Technische Mindestanforderungen beschreiben die
minimal und maximal zulässigen Drücke, die für jeden
Knoten getrennt definiert werden können, sowie
zulässige Volumenströme und Strömungsgeschwindigkeiten
in Rohrleitungen und innerhalb von Druckreglern
in Abhängigkeit von den verwendeten Betriebsmitteltypen.
Unternehmensspezifische Planungsgrundsätze sind
Restriktionen, die über die technischen Mindestanforderungen
hinausgehen. Über die Vorgabe des maximal
zulässigen Druckverlustes im Netz kann beispielsweise
der Vermaschungsgrad der zu ermittelnden Zielnetze
und damit die Versorgungszuverlässigkeit beeinflusst
werden. Die Versorgungssicherheit wird allein durch
die technischen Mindestanforderungen beschrieben.
Werden unternehmensspezifische Planungsgrundsätze
bei der Zielnetzoptimierung berücksichtigt, muss daher
vorab oder in Variantenrechnungen sorgfältig geprüft
werden, welche zusätzlichen Kosten durch diese
Vorgaben entstehen.
2.2 Freiheitsgrade
Für die Ermittlung der Zielnetze, welche die gegebene
Versorgungsaufgabe unter den zu beachtenden Randbedingungen
mit minimalen Kosten erfüllen, müssen
die nutzbaren Trassen und mögliche Standorte für
Reglerstationen im Versorgungsgebiet bekannt sein.
Die zur Verfügung stehenden Betriebsmitteltypen sind
dabei ebenfalls Eingangsdatum der Netzoptimierung.
Aufgabe der Netzoptimierung ist dann die Auswahl der
zu realisierenden Trassen und Standorte bei gleichzeitig
optimaler Dimensionierung der Betriebsmittel.
In Gasverteilungsnetzen existieren erhebliche Freiheitsgrade
bei der Dimensionierung der Betriebsmittel.
Dies führt zu starken Wechselwirkungen zwischen
einzelnen Netzebenen, da Transportaufgaben überlagerter
Ebenen durch stärkere Dimensionierung der
Rohre in unterlagerte Ebenen verlagert werden können
und umgekehrt. Da die Investitionskosten für den Bau
einer Rohrleitung nicht proportional mit dem Querschnitt
des Rohres steigen, lässt sich vor Beginn der
Optimierung häufig nicht eindeutig festlegen, welche
funktionalen Netzebenen in dem betrachteten Netzgebiet
realisiert werden sollten. Zudem ist die Auswahl
der optimalen Nenndrücke weitestgehend unabhängig
von den verwendeten Rohrleitungsquerschnitten, so
dass auch diese Planungsentscheidungen ein Ergebnis
der Optimierung darstellen.
Dem Netzoptimierungsverfahren wird daher nur die
maximal zulässige Anzahl funktionaler Netzebenen
ohne Angabe von Nenndrücken vorgegeben. Die in den
einzelnen Ebenen verwendeten Nenndrücke ergeben
sich durch die Dimensionierung der Druckregler, die
über ihren Ausspeisedruck den Druck im Netz beeinflussen.
Dadurch ist es grundsätzlich möglich, dass
Regler mit unterschiedlichen Ausspeisedrücken in eine
gemeinsame Netzebene einspeisen, was beispielsweise
zur Versorgung einer lokal erhöhten Lastdichte
sinnvoll sein kann. Ergebnis der Optimierung kann
jedoch insbesondere auch ein vollständiger Verzicht auf
einzelne Netzebenen sein, falls die Realisierung dieser
Netzebenen zu zusätzlichen Kosten führt.
2.3 Verwendeter Optimierungsalgorithmus
In der Literatur lassen sich verschiedene Verfahren zur
Grundsatzplanung von Gasverteilungsnetzen finden, die
zur Lösung eingeschränkter Fragestellungen eingesetzt
werden können [2]. Der Großteil der Arbeiten basiert
auf so genannten heuristischen Verfahren, die iterativ
mehrere ähnlich kostengünstige Lösungen für die
gestellte Planungsaufgabe in kurzer Rechenzeit ermitteln.
Der limitierende Faktor dieser Arbeiten lässt sich
bei der Ausgestaltung der Systemgrenze und des
Optimierungsalgorithmus finden, da die bisherigen
Arbeiten weder in der Lage sind, unterschiedliche an
die Versorgungsaufgabe angepasste Netzstrukturen zu
entwerfen, noch eine integrierte Optimierung der
Druckebenenwahl zu gewährleisten. Um die beiden
letztgenannten Punkte aufzunehmen, wurde in dieser
74 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Arbeit ein mehrstufiger, iterativer Ansatz zur Optimierung
von Gasverteilungsnetzen gewählt (siehe Bild 2)
Vorabanalyse der Versorgungsaufgabe
Geeignete Codierung der Freiheitsgrade
Initialisierung zufälliger Druckstufen- und Netzstrukturwahl
Netzaufbau
Druckstufe
Netzaufbau
x
Strukturoptimierung, Technische Überprüfung
Druckstufenübergreifende Optimierung
Variation der Druckstufen und Netzstrukturen, bis Lösungsgüte erreicht
Kostenoptimales Gasverteilungsnetz
Bild 2: Ablauf des Optimierungsverfahrens
Vor der Optimierungsphase wird die Versorgungsaufgabe
anhand von Netzkenngrößen analysiert, um die
Freiheitsgrade und somit den Lösungsraum geeignet
einschränken zu können.
In der Initialisierungsphase des Verfahrens werden
zunächst mehrere Lösungen stochastisch generiert, die
als Ausgangspunkt der iterativen Optimierung dienen.
Hierzu werden die einzelnen Planungsvariablen –
beispielsweise die Entscheidung über die Realisierung
einer Druckebene oder die Wahl der Netzstruktur – mit
zufälligen Werten belegt. Eine hohe Variabilität der
generierten Lösungen stellt sicher, dass während der
Optimierung ein großer Teil des Lösungsraums analysiert
wird.
Die in dieser Arbeit zugrunde gelegten Algorithmen für
die anschließende Strukturoptimierung jeder einzelnen
Druckebene basieren auf Genetischen Algorithmen, der
Gesteuerten Lokalen Suche und der Large Neighbourhood
Search, die in den vergangenen Jahren
vielfach erfolgreich zur Planung von Versorgungsnetzen
eingesetzt wurden [3,4].
Eine einzelne Iteration der Strukturoptimierung der
ausgewählten Druckebene und Netzstruktur gliedert
sich in mehrere Schritte. Zunächst werden die einzuhaltenden
technischen Randbedingungen für alle Netzentwürfe
überprüft. Netzentwürfe, die eine oder
mehrere dieser Randbedingungen verletzen, werden
mittels sog. Reparaturalgorithmen in den zulässigen
Lösungsraum überführt. So kann ein unzulässig hohes
Druckgefälle im Netz beispielsweise durch zusätzliche
Realisierung von Rohrleitungen reduziert werden. Bei
der Auswahl der optimalen Reparaturmaßnahmen
werden sowohl die technischen Auswirkungen als auch
FORSCHUNGSPROJEKTE
die zusätzlich entstehenden Kosten der einzelnen
Maßnahmen berücksichtigt.
Wird über mehrere Iterationen keine Lösungsverbesserung
mehr erzielt, werden die kostengünstigsten
Druckebenen und zugeordneten Netzstrukturen, die alle
technischen Randbedingungen erfüllen, ausgegeben.
Aufgrund der üblicherweise großen Strukturunterschiede
zwischen den ermittelten Netzen lassen sich anhand
des Ergebnisses die Auswirkungen von lokalen Änderungen
der Netzstruktur auf die Kosten des Netzes
unmittelbar bewerten.
3 Zusammenfassung
Ziel dieser Arbeit ist die Entwicklung eines Verfahrens
zur druckstufenübergreifenden Planung von Gasverteilungsnetzen.
Erste Untersuchungen haben die Anwendbarkeit
von heuristischen Verfahren aus dem Bereich
der Planung von Stromnetzen unterschiedlicher Spannungsebenen
gezeigt. Zusätzlich zur Strukturoptimierung
jeder einzelnen Druckebene ist aufgrund der
starken Wechselwirkungen zwischen den Druckebenen
eine ganzheitliche Betrachtung des gesamten Netzgebietes
notwendig. Dazu werden zum einen druckstufenübergreifende
Strukturoptimierungen und zum
anderen ein auf Genetischen Algorithmen basierendes
Verfahren zur Druckebenen- und Netzstrukturwahl
angewendet.
4 Literatur
[1] Bundesverband der deutschen Gas- und
Wasserwirtschaft e.V.
Gasstatistik der Bundesrepublik Deutschland,
123. Statistik 2001
[2] Duarte, H.; Goldbarg, E.; Goldbarg, M.
A Tabu Search Algorithm for Optimization of Gas
Distribution Networks
EvoCOP 2006, LNCS 3906, pp. 37-48;
Springer-Verlag Berlin Heidelberg
[3] Maurer, Ch.
Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung
für Hochspannungsnetze
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 101,
Klingenberg Verlag, Aachen 2004
[4] Tao, X.
Automatisierte Grundsatzplanung für
Mittelspannungsnetze
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109,
Klingenberg Verlag, Aachen 2006
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 75

FORSCHUNGSPROJEKTE
Wahrscheinlichkeitsverteilungen von Zuverlässigkeitskenngrößen elektrischer
Verteilungsnetze
Probability Distributions of Reliability Characteristics for Electrical Distribution
Networks
Dipl.-Ing. Simon Krahl
simon.krahl@iaew.rwth-aachen.de
Mit dem neuen Energiewirtschaftsgesetz ist in Deutschland die Einführung einer Qualitätsregulierung vorgesehen.
Sinnvollerweise wird diese durch Bewertung von Qualitätskenngrößen und darauf aufbauend durch eine monetäre
Belohnung oder Bestrafung von Netzbetreibern realisiert. Um das damit verbundene finanzielle Risiko der Netzbetreiber
bewerten zu können, ist die Betrachtung der Wahrscheinlichkeitsverteilungen der Zuverlässigkeitskenngrößen erforderlich.
Ziel dieser Arbeit ist daher die Entwicklung von Verfahren zur Bestimmung von Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der Zuverlässigkeitskenngrößen von Mittelspannungsnetzen. Zuverlässigkeitsberechnungen basieren auf Eingangsdaten,
die üblicherweise nicht exakt bekannt sind. Um eine angemessene Aussagefähigkeit der errechneten Zuverlässigkeitskenngrößen
zu gewährleisten, müssen die sich daraus ergebenden Unsicherheiten bewertet werden. Insgesamt
ergibt sich mit diesem Forschungsvorhaben die Möglichkeit, verschiedene Mechanismen zur Qualitätsregulierung
einander gegenüber zu stellen und deren Auswirkungen auf die Netzbetreiber zu bewerten.
It is intended that the German regulatory authority establishes a quality regulation for electricity distribution networks.
Therefore, reliability characteristics are evaluated and, based on this, a monetary punishment of network operators is
realised. In order to estimate the financial risk induced by this, the probability distributions of the reliability characteristics
are necessary. Within this research project a method shall be developed with the objective to estimate the probability
distribution of reliability characteristics of medium voltage networks. Reliability calculations are based on data
which is usually not exactly known. The outcome of this are uncertainties in the reliability characteristics. In order to
guarantee an adequate significance of the calculated results this uncertainties should be assessable in the developed
method. In consequence of this research project, it is possible to compare different alternatives of quality regulation
approaches and to estimate their effects on the network operators.
1 Einleitung
Im neuen Energiewirtschaftsgesetz der Bundesrepublik
Deutschland [1] ist mit der Einführung einer Anreizregulierung
für elektrische Energieversorgungssysteme auch
eine Qualitätsregulierung vorgesehen. Sinnvollerweise
wird diese durch Bewertung von Qualitätskenngrößen
und darauf aufbauend durch eine monetäre Belohnung
oder Bestrafung von Netzbetreibern realisiert.
In [2] werden verschiedene Instrumente zur Realisierung
einer Qualitätsregulierung vorgeschlagen. Unter
anderem werden garantierte Standards genannt, bei
denen für bestimmte Qualitätskenngrößen Grenzwerte
vorgegeben werden. Eine Grenzwertüberschreitung hat
Strafzahlungen für den Netzbetreiber zur Folge. In
Bild 1 ist beispielhaft ein garantierter Standard für die
Unterbrechungsdauer T U eines Kunden und die entsprechende
Verteilungsdichte dieser Zuverlässigkeitskenngröße
dargestellt. Die schraffierte Fläche stellt die
Wahrscheinlichkeit einer Grenzwertüberschreitung dar.
Es ist ersichtlich, dass zur Bewertung der Risiken von
Strafzahlungen die Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der entsprechenden Zuverlässigkeitskenngrößen uner-
lässlich sind. Diese Schlussfolgerung gilt genauso für
andere mögliche Formen der Qualitätsregulierung.
Verteilungsdichte
Garantierter Standard
Wahrscheinlichkeit einer
Grenzwertüberschreitung
Unterbrechungsdauer T U
Bild 1: Beispiel für einen garantierten Standard zur
Unterbrechungsdauer T U
2 Ziel der Arbeit
In der Vergangenheit beschränken sich Betrachtungen
zur Versorgungszuverlässigkeit elektrischer Energieversorgungssysteme
üblicherweise auf die Erwartungswerte
der Zuverlässigkeitskenngrößen. Wie das
Beispiel in Abschnitt 1 zeigt, beschreiben diese das
Systemverhalten allerdings nur unvollständig. Für eine
detaillierte Beantwortung von Fragestellungen, die sich
im Kontext einer Qualitätsregulierung ergeben, sind die
Wahrscheinlichkeitsverteilungen erforderlich. Das Ziel
dieses Forschungsvorhabens ist daher die Entwicklung
76 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

eines Verfahrens, mit dem die Wahrscheinlichkeitsverteilungen
von Zuverlässigkeitskenngrößen ermittelt
werden können. Mit einem solchen Verfahren lassen
sich unterschiedliche Ansätze zur Qualitätsregulierung
einander gegenüberstellen und die sich daraus ergebenen
finanziellen Risiken für Netzbetreiber quantifizieren.
3 Analyse
3.1 Zuverlässigkeitskenngrößen
Die Zuverlässigkeitsberechnung prognostiziert ausgehend
von dem Verhalten einzelner Komponenten des
betrachteten Systems und dem Zusammenwirken der
Systemkomponenten das zukünftige Verhalten des
Gesamtsystems, indem Zuverlässigkeitskenngrößen
errechnet werden. Es haben sich die folgenden Zuverlässigkeitskenngrößen
etabliert [3], die in dieser Arbeit
als Zufallsvariablen mit entsprechenden Wahrscheinlichkeitsverteilungen
aufgefasst werden.
• Unterbrechungshäufigkeit H U : Diese Kenngröße
gibt die Anzahl der Versorgungsunterbrechungen
bezogen auf den Betrachtungszeitraum an.
• Unterbrechungsdauer T U : Diese Kenngröße gibt
die Dauer einer Versorgungsunterbrechung an.
• Nichtverfügbarkeit Q U : Diese Kenngröße gibt
die Dauer bezogen auf den Betrachtungszeitraum
an, während der ein Kunde nicht versorgt ist.
3.2 Abgrenzung des Betrachtungsbereichs
Bild 2 zeigt eine Auswertung von Versorgungsunterbrechungen
von NS-Kunden aufgeschlüsselt nach verursachender
Spannungsebene [3]. Demnach wird die
Versorgungszuverlässigkeit eines in der NS-Ebene
angeschlossenen Netzkunden zu etwa 80 % durch die
MS-Ebene bestimmt. Aufgrund dieses dominierenden
Einflusses ist eine Fokussierung dieses Forschungsvorhabens
auf die MS-Ebene gerechtfertigt.
3.3 Einflussgrößen
Sollen nicht wie bisher üblich nur die Erwartungswerte
der Zuverlässigkeitskenngrößen ermittelt werden
sondern auch deren Wahrscheinlichkeitsverteilungen,
so wird eine genauere Modellierung der zugrunde
liegenden Einflussgrößen und Prozesse erforderlich.
Die VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik [3] stellt
für einen Teil der erforderlichen Daten eine gute
Datenbasis dar. So können die Ausfallhäufigkeiten der
Betriebsmittel und die Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der Reparaturdauern bestimmt werden.
Unterbrechungshäufigkeit H U in 1/a
0.4
0.3
0.2
0.1
0
H U
aus
HS
aus
MS
aus
NS
FORSCHUNGSPROJEKTE
Q U
20
15
10
5
0
Nichtverfügbarkeit Q U in min/a
Bild 2: Mittlere Verfügbarkeit von NS-Kunden
aufgeschlüsselt nach verursachender Spannungsebene
(Erwartungswerte 2005) [3]
Ein wesentlicher Bestandteil jeder Zuverlässigkeitsberechnung
ist die Simulation der Störungsabläufe, mit
dem Ziel, die von Komponentenausfällen betroffenen
Netzkunden und die Dauern der Versorgungsunterbrechungen
zu ermitteln. Somit können Aussagen über die
Wahrscheinlichkeit von Unterbrechungen von individuellen
Netzkunden gemacht werden. Die MS-Ebene ist
üblicherweise nicht vollständig mit Fernmelde- und
Fernwirktechnik ausgestattet und erfordert in den
meisten Fällen eine manuelle Störungsbeseitigung
durch Entstörpersonal. Der Ablauf der Störungsbeseitigung
wird durch eine Vielzahl von Faktoren bestimmt
[4], die teils einen stochastischen Charakter haben und
die zur Bestimmung der Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der Zuverlässigkeitskenngrößen durch entsprechende
Wahrscheinlichkeitsverteilungen modelliert
werden müssen. Als Beispiel sei hier die Fahrzeit eines
Entstörtrupps von einer Ortsnetzstation zu einer
anderen genannt.
3.4 Unsicherheiten
Alle Ingenieurberechnungen basieren auf Modellen, die
die Realität nicht exakt abbilden können. Darüber
hinaus sind die verwendeten Eingangsdaten mit
Unsicherheiten behaftet. Diese Unsicherheiten lassen
sich folgendermaßen unterscheiden [5]:
• Zufällige Variation von Einflussgrößen (aleatorische
Unsicherheit)
• Ungenaue Kenntnis (epistemische Unsicherheit)
Aleatorische Unsicherheiten sind eine Folge der
stochastischen Natur der entsprechenden Einflussgrößen.
Zweck der Zuverlässigkeitsbewertung ist eben den
Einfluss dieser Unsicherheiten auf das Systemverhalten
zu beschreiben.
Epistemische Unsicherheiten sind die Folge ungenauer
Kenntnis von Einflussgrößen. Viele Einflussgrößen zur
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 77

FORSCHUNGSPROJEKTE
Zuverlässigkeitsberechnung lassen sich mit vertretbarem
Aufwand nicht exakt bestimmen, weil z. B. keine
ausreichende Datenbasis zur Verfügung steht oder aber
nur eine Expertenbeurteilung möglich ist. Bei der Zuverlässigkeitsberechnung
muss sichergestellt sein, dass
die epistemischen Unsicherheiten die Ergebnisse nicht
in einem Maß beeinflussen, dass die gesuchten Aussagen
über die aleatorischen Unsicherheiten unmöglich
werden.
4 Verfahren und Modellbildung
Ziel dieses Forschungsvorhabens ist die Entwicklung
von Verfahren, welche unter Berücksichtigung aller
relevanten Eingangsgrößen die Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der Zuverlässigkeitskenngrößen von MS-
Netzen ermitteln. Zur Bestimmung der Erwartungswerte
der Zuverlässigkeitskenngrößen existieren bereits
Ansätze, welche im Rahmen dieses Forschungsvorhabens
entsprechend weiterentwickelt werden sollen. So
ist in [4] ein Verfahren beschrieben, welches die
Störungsbeseitigung in MS-Abgängen nachbildet und
dabei die Störungsbeseitigungsstrategie als Optimierungsaufgabe
auffasst. Darauf aufbauend soll ein
Verfahren entwickelt werden, welches auf wahrscheinlichkeitsverteilten
Eingangs- und Zielgrößen basiert.
Die in diesem Ansatz gewählte Modellierung ist sehr
detailliert, was in der Praxis bei Zuverlässigkeitsberechnungen
zu Problemen führt, da entsprechend viele
Eingangsdaten erforderlich sind. Diese stehen in praxisnahen
Anwendungen aber oft nicht zur Verfügung oder
sind zumindest mit großen Unsicherheiten behaftet
(siehe Abschnitt 3.4). Unter Beachtung dieser Unsicherheiten
ist daher zu untersuchen, ob ein derartig detailliertes
Vorgehen für eine Zuverlässigkeitsuntersuchung
überhaupt sinnvoll und notwendig ist.
Ein Verfahren, welches auf einer vereinfachten Modellierung
des Störungsgeschehens beruht und entsprechend
geringere Anforderungen an Eingangsdaten und
Rechenzeit stellt, kann ein sinnvollerer Ansatz zur
Zuverlässigkeitsberechnung von MS-Netzen sein, da
aufgrund von Unsicherheiten in den Eingangsdaten
ähnliche Ergebnisgenauigkeiten erzielt werden können
wie mit einem detaillierten Ansatz. Parallel zu dem
oben genannten soll daher ein Verfahren entwickelt
werden, welches auf einer einfachen Modellierung des
Störungsgeschehens beruht und die Störungsbeseitigung
mittels heuristischer Regeln nachbildet. Die
Ergebnisse dieser heuristischen Betrachtung lassen
sich dann mit denen der oben genannten optimalen
Vorgehensweise verifizieren.
In beiden Ansätzen sollen die Unsicherheiten in den
Eingangsdaten und in den verwendeten Modellen geeignet
nachgebildet und deren Einfluss auf die Zuverlässigkeitskenngrößen
bestimmt werden. Bei einer
Auswertung der Zuverlässigkeitskenngrößen müssen
die darin enthaltenen Unsicherheiten berücksichtigt
werden.
5 Zusammenfassung und Ausblick
Durch die Einführung einer Qualitätsregulierung ergeben
sich finanzielle Risiken für Netzbetreiber, die von
der bereitgestellten Versorgungszuverlässigkeit abhängen.
Sollen diese Risiken bewertet werden, so ist
die Betrachtung von Wahrscheinlichkeitsverteilungen
der Zuverlässigkeitskenngrößen erforderlich.
Ziel dieses Forschungsvorhabens ist die Entwicklung
von Verfahren, welche die Wahrscheinlichkeitsverteilungen
von Zuverlässigkeitskenngrößen ermitteln. Die
dazu notwendigen Eingangsdaten sind mit Unsicherheiten
behaftet. Die sich daraus ergebenden Unsicherheiten
in den Ergebnissen sollen mit den zu entwickelnden
Verfahren bewertet werden können.
Solche Verfahren bieten prinzipiell die Möglichkeit, den
Einfluss verschiedener Ansätze zur Qualitätsregulierung
zu bewerten und die sich daraus ergebenden finanziellen
Risiken für die Netzbetreiber zu quantifizieren.
Schlussendlich ergibt sich damit für Netzbetreiber die
Möglichkeit, Investitionen zur Verbesserung der Versorgungszuverlässigkeit
den sich daraus ergebenden
Verringerungen von finanziellen Risiken gegenüberzustellen.
6 Literatur
[1] Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
§ 21a Regulierungsvorgaben für Anreize für eine
effiziente Leistungserbringung
[2] Wissenschaftliches Institut für Infrastruktur und
Kommunikationsdienste – WIK
Indikatoren zur Messung von Qualität und Zuverlässigkeit
in Strom- und Gasversorgungsnetzen
April 2006
[3] Verband der Netzbetreiber - VDN – e.V. beim
VDEW
VDN-Verfügbarkeitsstatistik – Berichtsjahr 2005
[4] Rolauffs, S.
Aufwand- und Nutzen-Bewertung einer rechnergeführten
Störungsbeseitigung in Mittelspannungsnetzen
Dissertation RWTH-Aachen, ABEV Bd. 94, Klinkenberg
Verlag, Aachen, 2003
[5] Knetsch, T.
Unsicherheiten in Ingenieurberechnungen
Dissertation Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg,
2004
78 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Bewertung der Struktur elektrischer Übertragungsnetze
Evaluating the Structure of Electrical Transmission Networks
Dipl.-Ing. Christian Krane
christian.krane@iaew.rwth-aachen.de
1 Einleitung
1.1 Motivation
Der Anteil dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen ist
infolge der im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) [1]
festgelegten Anschlusspflicht für derartige Erzeugungsanlagen
und der garantierten Vergütung für die in
diesen Anlagen erzeugte Leistung in den letzten Jahren
stark gestiegen. Maßgeblichen Anteil an dieser
Entwicklung hat die Windenergie (Bild 1), deren Anteil
aufgrund der geplanten Offshore-Windparks zukünftig
deutlich steigen wird. Daraus resultieren sowohl
mittelfristige Unsicherheiten hinsichtlich der installierten
Leistung in Windenergieanlagen (WEA) als auch
kurzfristige Unsicherheiten durch deren Dargebotsabhängigkeit.
Die Berücksichtigung der genannten Unsicherheiten
würde unter Beibehaltung bislang üblicher Planungsgrundsätze
(d. h. Netzauslegung anhand deterministischer
worst-case-Szenarien [2]) einen deutlichen
Anstieg der Netzkosten aufgrund zusätzlich notwendiger
Ausbaumaßnahmen bewirken.
Daher gewinnt die Frage nach der notwendigen, an die
Anforderungen der Netznutzer angepassten Qualität
der Netze zunehmend an Bedeutung. Sowohl eine zu
hohe Netzqualität (z. B. durch die Festlegung maximaler
FORSCHUNGSPROJEKTE
Erhöhte Unsicherheiten bei der Netznutzung der in den letzten Jahren stark zunehmenden dargebotsabhängigen
Erzeugungsanlagen bewirken eine Zunahme möglicher Netznutzungsszenarien mit der Konsequenz, dass bisher übliche
Verfahren zur Planung von Übertragungsnetzen aufgrund der (n-1)-sicheren Auslegung für alle denkbaren Netznutzungszustände
zu wirtschaftlich nicht optimalen Ausbauentscheidungen führen können. Daher stellt sich für die Übertragungsnetzbetreiber
gerade im Hinblick auf die beginnende Regulierung und dem damit verbundenen erhöhten Kostendruck
die Frage, inwiefern die bestehenden Netze derzeit und in Zukunft die an sie gestellten Anforderungen erfüllen
und wie diese Erfüllung anhand von Bewertungskenngrößen beschrieben werden kann. In dieser Forschungsarbeit
sollen objektive Kenngrößen zur Bewertung der Struktur elektrischer Übertragungsnetze ermittelt werden, die den
Vergleich unterschiedlicher Netzausbauvarianten sowie den Quervergleich unterschiedlicher Netze erlauben.
Increased uncertainties in terms of the utilization of the power grid by wind turbines lead to a huge variety of scenerios
regarding the utilization of the power grid. The consequence is that the common planning process for transmission
networks using the (n-1)-criteria for all scenarios of utilization of the power grid may yield unreasonable decisions
regarding the upgrading of the power grid. These decisions in the planning process increase the capital costs of the
power grid. Since expected regulation of the German electricity market is increasing cost pressure on the grid operators,
the grid operators want to know whether the existing grids meet the requirements and how the fulfilment of these
requirements can be described by key figures. In this study objective key figures will be identified to evaluate the
quality of the network structure of transmission networks.
Netznutzungsentgelte) als auch eine zu geringe Netzqualität
(z. B. durch Pönalen) kann Kosten für den
Netzbetreiber bedeuten.
4
Installierte WEA-Leistung
Zubau
GW
kummuliert
2
1
0
1996 1998 2000 2002 2004 2006 0
0
1996 1998 2000 2002 2004 2006 0
Jahr
24
GW
12
Bild 1: Entwicklung der installierten WEA-Leistung
in Deutschland
1.2 Qualität
Grundsätzlich kann die Qualität einer Einheit als der
Erfüllungsgrad der Anforderungen verstanden werden.
Während der Erfüllungsgrad der Anforderungen der an
die Verteilungsnetze angeschlossenen Netznutzer
mittels probabilistischer Zuverlässigkeitsanalysen
bestimmt werden kann, ist dies auf der Übertragungs-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 79
6

FORSCHUNGSPROJEKTE
ebene aufgrund der vielseitigeren Anforderungen an
die Übertragungsnetze unzureichend [3].
Zur Objektivierung der Qualität von Übertragungsnetzen
wird eine weitgehend separate Bewertung des Komponentenzustandes
und der Netzstruktur durchgeführt.
Die Bewertung des Komponentenzustandes umfasst
dabei alle Faktoren, die Einfluss auf die Erfüllung der
Anforderungen der betrachteten Komponente haben.
Hier gibt es bereits vielfältige Bewertungsmethoden
(z. B. [4]). Die Bewertung der Netzstruktur beantwortet
die Frage, wie gut das System als Ganzes (d. h. das
Zusammenwirken aller Netzkomponenten) die Anforderungen
erfüllt. Für diese Fragestellung existiert bislang
kein systematischer Ansatz.
1.3 Ziel der Arbeit
In dieser Forschungsarbeit sollen objektive Kenngrößen
zur Bewertung der Struktur elektrischer Übertragungsnetze
ermittelt werden, die den Vergleich unterschiedlicher
Netzausbauvarianten sowie den Quervergleich
unterschiedlicher Netze unter Berücksichtigung der
erwähnten Unsicherheiten erlauben.
2 Analyse
2.1 Betrachteter Systembereich
Elektrische Übertragungsnetze dienen dem weiträumigen
Transport von elektrischer Energie. Diese Funktion
übernehmen im UCTE-Verbund stark vermascht und
redundant ausgelegte Höchstspannungsnetze mit
Nennspannungen von 380 kV bzw. 220 kV. Die Transportfunktion
unterlagerter Hochspannungsnetze mit
Nennspannungen von z. B. in Deutschland 110 kV ist
regional stark begrenzt. Sie werden daher in dieser
Arbeit nicht betrachtet (Bild 2).
Der Fokus dieser Arbeit liegt auf der Bewertung der
Netzstruktur. Unterdimensionierungen von Netzanschlüssen,
die häufig nicht im Verantwortungsbereich
der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) liegen, sollen
nicht bewertet werden. Daher wird die Umspannebene
zwischen Höchstspannung und Hochspannung nicht
berücksichtigt. Der Betrachtungsbereich endet an der
letzten Übergabestation, die redundant, d. h. über
mindestens zwei Trassen, in das Übertragungsnetz
eingebunden ist.
Nachbarnetz
Verteilungsnetz
Systemgrenze
Übertragungsnetz
(220/380 kV)
Bild 2: Abgrenzung des Systembereichs
2.2 Systemsicherheit
Einspeisung
~
Industrienetz
Die ÜNB unterscheiden nach planungsrelevanten und
nicht planungsrelevanten Ausfällen [2]. Planungsrelevante
Ausfälle sind der Einfachausfall einer Leitung,
eines Transformators oder eines Kraftwerksblocks.
Nicht planungsrelevante Ausfälle sind der Common-
Mode-Ausfall (Ausfall mehrer Stromkreise eines
Freileitungsgestänges aufgrund einer gemeinsamen
Ursache), der Sammelschienenausfall und der stochastische
Mehrfachausfall.
Die Systemsicherheit ist gewährleistet, solange
Grenzwertverletzungen (GWV) infolge planungsrelevanter
Ausfälle vermieden werden. Vorübergehende GWV
infolge nicht planungsrelevanter Ausfälle werden
akzeptiert, da bei derart schwerwiegenden Ausfällen
die großräumige Netzübertragungsfunktion oft nur
durch Nutzung der Redundanzen benachbarter Übertragungsnetze
aufrechterhalten werden kann.
Relevante GWV aus Sicht der ÜNB sind die Verletzung
der Spannungsgrenzen, der statischen oder transienten
Stabilität, der Kurzschlussnebenbedingungen und die
Verletzung der Strombelastungsgrenzen der Betriebsmittel,
da es infolge dieser GWV zu Folgeauslösungen
und zum Teil großflächigen Versorgungsunterbrechungen
bis hin zum Zusammenbruch des Netzes kommen
kann.
2.3 Mögliche Bewertungskenngrößen
Der Betriebszustand eines Übertragungsnetzes kann
anhand eines Betriebsdiagramms dargestellt werden.
Wesentliches Kriterium zur Unterscheidung der Betriebszustände
ist dabei die Beurteilung der Systemsicherheit
[5].
Die Gewährleistung der Systemsicherheit ist die
wichtigste Aufgabe der ÜNB zur Erfüllung der Anforderungen
der an die Übertragungsnetze angeschlossenen
Netznutzer und das zentrale Kriterium zur Bewertung
der Netzstruktur. In Analogie zum Betriebsdiagramm
elektrischer Übertragungsnetze wird daher auch für die
80 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Bewertung der Netzstruktur elektrischer Übertragungsnetze
ein Zustandsmodell verwendet, das die Systemzustände
anhand des Kriteriums Systemsicherheit
unterscheidet (Bild 3).
Normal
Systemsicherheit gewährleistet
Änderung des
Gegenmaßnahmen
Systemzustands des ÜNB ausreichend
Gefährdet
Verlust der Systemsicherheit erwartet
Gegenmaßnahmen
des ÜNB unzureichend
Kritisch
Systemsicherheit nicht gewährleistet, aber keine GWV
Kritischer
Ausfall
Ausfall
Systemsicherheit nicht gewährleistet, GWV vorhanden
Bild 3: Relevante Betriebszustände und Zustandsübergänge
Ausgangszustand des Systems ist der Normalzustand.
Ändert sich der Systemzustand, kann das System in den
gefährdeten Zustand übergehen. Der Zustandsübergang
erfolgt, sobald der ÜNB die Erkenntnis gewinnt, dass
ohne Gegenmaßnahmen der Verlust der Systemsicherheit
droht. Da nicht zu erwarten ist, dass der ÜNB von
sich aus einen derartigen Zustandsübergang initiiert,
kann dieser Zustandsübergang nur durch Veränderung
der vom ÜNB nicht steuerbare Einflussgrößen auf den
Systemzustand erfolgen. Dazu zählen die Betriebsmittelbelastbarkeit
beispielsweise durch Veränderung der
Umgebungstemperatur und das Netznutzerverhalten.
Beides kann im Bereich von wenigen Stunden hinreichend
genau prognostiziert werden, sodass dem ÜNB
ausreichend Zeit zur Verfügung steht, durch geeignete
Gegenmaßnahmen den Übergang in den kritischen
Zustand zu vermeiden. Gelingt dies nicht, kann das
System durch einen kritischen Ausfall in den Zustand
„Ausfall“ übergehen. Alle Ausfälle, die zu GWV führen,
werden als kritische Ausfälle bezeichnet.
Als mögliche Bewertungskenngrößen bieten sich die
Häufigkeit von Zustandsübergängen und die Wahrscheinlichkeiten
von Betriebszuständen an. Dabei kann
zwischen Netz- und Netznutzersicht unterschieden
werden. Bei der Ermittlung der Kenngrößen aus
Netzsicht werden alle GWV im betrachteten Netzbereich
berücksichtigt. Für die Kenngrößen aus Netznutzersicht
werden nur die GWV berücksichtigt, die eine
direkte Auswirkung auf die Übergabestation des
betrachteten Netznutzers haben.
FORSCHUNGSPROJEKTE
3 Zusammenfassung und Ausblick
Erhöhte Unsicherheiten in der Netzplanung führen bei
Anwendung derzeitig praxisüblicher Planungsverfahren
zu nicht optimalen Ausbauentscheidungen. Mittelfristig
hat dies bei Beibehaltung derzeitiger Planungspraxis
steigende Netzkosten zur Folge. Neue Bewertungsmethoden
zur Ergänzung bislang üblicher Planungsverfahren
sind daher notwendig.
In dieser Arbeit wird ein Verfahren zur Berechung
objektiver Kennzahlen zur Bewertung der Struktur
elektrischer Übertragungsnetze entwickelt. Die ermittelten
Kennzahlen sollen quantitative Vergleiche
unterschiedlicher Netze sowie verschiedener Ausbauvarianten
unter Berücksichtigung der beschriebenen
Unsicherheiten erlauben.
Nach Abschluss der Verfahrensentwicklung soll anhand
realer Übertragungsnetze die Funktionalität des
Verfahrens gezeigt und die ermittelten Ergebniskenngrößen
hinsichtlich ihrer Eignung zur Beurteilung der
Qualität der Netzstruktur von Übertragungsnetze
geprüft werden.
4 Literatur
[1] Der Deutsche Bundestag
Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien
Bundesgesetzblatt, Jg. 2004, Teil I, Nr. 40
[2] Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW
TransmissionCode 2003 – Netz- und Systemregeln
der deutschen Übertragungsnetzbetreiber
VDN, Berlin, August 2003
[3] Katzfey, J.
Probabilistische Bewertung der Netzbetriebsplanung
im liberalisierten Strommarkt
ABEV Band 79, Klinkenberg Verlag, Aachen, 2002
[4] Drescher, D.; Balzer, G.; Neumann, C.; Meister, R.
Beurteilung des Alterungsverhaltens von Hochspannungsleistungsschaltern
Elektrizitätswirtschaft, Bd. 104 (2005), Heft 3;
S. 58-63
[5] Denzel, D.
Operation of Interconnected Power Systems
Skriptum zur gleichnamigen Vorlesung
IAEW, RWTH, Aachen, 2006
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 81

FORSCHUNGSPROJEKTE
Simulation des europäischen Marktes für elektrische Energie
Simulation of the European Market for Electrical Energy
Dipl.-Ing. Tobias Mirbach
tobias.mirbach@iaew.rwth-aachen.de
Die Etablierung eines effizienten grenzüberschreitenden Marktes für elektrische Energie ist eines der Hauptziele der
EU-weiten Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte. Hierzu wurden grundsätzliche Rahmenbedingungen für das Engpassmanagement
festgelegt sowie neue Engpassmanagementmethoden eingeführt. Zudem haben in den kommenden
Jahrzehnten der enorme altersbedingte Erneuerungsbedarf der Kraftwerke in Europa und energiepolitische Maßnahmen,
wie der in Deutschland geplante Ausstieg aus der Kernenergienutzung sowie die Einführung von CO 2 -Zertifikaten,
Rückwirkungen auf den zukünftigen Kraftwerkspark und somit auf die Kostenstruktur der elektrischen Energieerzeugung.
Zudem ist ein starker Konzentrationsprozess zu beobachten, was eventuelle Handelsstrategien von Unternehmen
und deren Einfluss auf die Preisbildung am Strommarkt begünstigt. Im Rahmen dieser Arbeit soll ein Fundamentalmodell
des europäischen Strommarktes unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen bei der Energieerzeugung
und -übertragung sowie der Einflussnahme von Handelsstrategien auf die Preisbildung entwickelt werden. Dabei sollen
die Auswirkungen der strukturellen Veränderungen im europäischen Energiesektor speziell auf die zukünftige Strompreisentwicklung
untersucht und bewertet werden.
The establishment of an efficient cross-border market for electrical energy is one of the main objectives of the pan-
European liberalisation of the power market. Therefore basic conditions for the congestion management have been
determined and new methods for cross-border trading have been introduced. Additionally, the substitution of the
installed capacity of power plants due to obsolescence in the following decades as well as political decisions that has
an impact on the power market, e. g. the phase out of the nuclear power in Germany and the implementation of emission
certificates, will influence the generation costs. Furthermore, there is an increasing concentration in the European
Power Market which encourages trading strategies of companies that affect the market price. Within the scope of this
work, a method to simulate the European Market for electrical energy will be developed by means of adequate models
to take into account the technical constraints of power generation and transmission as well as the impact of trading
strategies on the pricing. Thereby, the influence of the structural changes in the power market on the development of
the market price will be investigated.
1 Hintergrund
In Folge der europaweiten Liberalisierung des Energiesektors
stehen Stromerzeugungsunternehmen (SEU) in
nationalem sowie internationalem Wettbewerb. Darüber
hinaus sehen sie sich veränderten Rahmenbedingungen
gegenüber, die maßgeblich die zukünftige
Strompreisentwicklung und somit die Wirtschaftlichkeit
des eigenen Kraftwerksparks beeinflussen. So wurden,
um einen volkswirtschaftlich effizienten europäischen
Strommarkt zu etablieren, grundsätzliche Rahmenbedingungen
für die Durchführung des Engpassmanagements
festgelegt [1]. Außerdem wurden 2004
die Exportkosten für den grenzüberschreitenden Handel
abgeschafft [2]. Diese Maßnahmen führten in den
vergangenen Jahren zu einem zunehmenden, grenzüberschreitenden
Handel von elektrischer Energie.
Auch in Zukunft ist durch die Einführung neuer Engpassmanagementmethoden
ein intensivierter intereuropäischer
Stromhandel zu erwarten. Speziell implizite
Auktionen, d. h. eine Kombination der Reservierung von
Übertragungskapazitäten sowie der Abwicklung von
Stromhandelsgeschäften, ermöglichen eine optimierte
Nutzung der Übertragungskapazitäten. Eine Folge des
zunehmenden, grenzüberschreitenden Handels auf die
Strompreisentwicklung ist der zu beobachtende Anstieg
der Korrelation der Marktpreise zwischen den zentraleuropäischen
Strombörsen in den vergangenen Jahren
(Bild 1). Dies führt dazu, dass eine isolierte Sichtweise
nationaler Strommärkte nicht ausreicht und der europäische
Strommarkt gesamthaft betrachtet werden muss.
Korrelationskoeffizient
1
0.9
0.8
0.7
0.6
EEX (D) /
APX (NL)
EEX (D) /
EXAA (A)
EEX (D) /
Powernext (F)
2002
2003
2004
2005
Bild 1: Korrelation der logarithmierten Strompreise
zwischen zentraleuropäischen Börsen [3]
Darüber hinaus weist der europäische Erzeugungspark
altersbedingt einen großen Erneuerungsbedarf in den
82 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

kommenden Jahren auf. Zudem haben weitere energiepolitische
Maßnahmen, wie bspw. die Einführung
des CO 2 -Zertifikatehandels, die politisch angestrebten
Förderziele der regenerativen Elektrizitätserzeugung,
der geplante Ausstieg aus der Kernenergienutzung in
Deutschland u. a., Rückwirkungen auf das gesamteuropäische
System der elektrischen Energieversorgung, so
dass Veränderungen in der europäischen Erzeugungsstruktur
und somit der Kostenstruktur zur Erzeugung
elektrischer Energie zu erwarten sind.
Zudem ist speziell in Deutschland im Zuge der Liberalisierung
ein starker Konzentrationsprozess auf dem
Energiesektor resultierend aus Unternehmenszukäufen
und Fusionen zu verzeichnen. Dies begünstigt eventuelle
Handelsstrategien der SEU und deren Einfluss auf
die Preisbildung am Strommarkt. Überdies sind internationale
Kapitalverflechtungen von SEU zu beobachten.
Die beschriebenen strukturellen Veränderungen in der
europäischen Energiewirtschaft und deren Einfluss auf
die zukünftige Preisbildung am Strommarkt motivieren
die Untersuchung der zukünftigen Strompreisentwicklung.
Mögliche Modelle sind hierbei Fundamentalmodelle,
die den Markt für elektrische Energie simulieren.
Neben der grenzkostenbasierten fundamentalen Strompreiskomponente
kann zusätzlich eine nichtfundamentale
Preiskomponente resultierend aus den Handelsstrategien
der SEU abgebildet werden. Vorteil
dieser Modelle ist die Abbildung der strukturellen
Veränderungen, wie dem intensivierten grenzüberschreitenden
Handel, die zu erwartende veränderte
Erzeugungskostenstruktur des europäischen Kraftwerksparks
sowie die Auswirkungen der veränderten
Anbieterstruktur. Ziel dieser Arbeit ist somit die
Untersuchung der zukünftigen Strompreisentwicklung
unter Anwendung eines Fundamentalmodells zur
Simulation des europäischen Strommarktes, das die
technischen Restriktionen der Energieerzeugung und -
übertragung sowie die Einflussnahme von Handelsstrategien
auf die Preisbildung berücksichtigt.
2 Analyse und Modellbildung
2.1 Abgrenzung des Betrachtungsbereiches
Fokus der Untersuchungen ist ein mittelfristiger Zeithorizont
von einem bis hin zu wenigen Jahren in die
Zukunft. Die betrachteten Länder umfassen Deutschland
sowie seine Anrainerstaaten und zusätzlich Italien,
das maßgeblich die Engpasssituation in Zentraleuropa
beeinflusst (Bild 2). Der Stromsektor jedes Landes
gliedert sich in eine Angebots- sowie eine Nachfrageseite.
Die Angebotsseite repräsentieren die jeweiligen
SEU eines Landes, die ihr Angebot an elektrischer
Energie schwerpunktmäßig aus thermischen sowie
hydraulischen Kraftwerken generieren. Demgegenüber
FORSCHUNGSPROJEKTE
steht eine Nachfrage an Fahrplanenergie- und Reservebedarf.
Darüber hinaus sind Einflussfaktoren auf die
Angebots- und Nachfrageseite, wie die Einspeisung
aus Windenergieanlagen (WEA) u. a., zu berücksichtigen.
Ein grenzüberschreitender Handel ist zwischen
allen Ländern entsprechend der jeweiligen Übertragungskapazität
möglich, die wahlweise über Net
Transfer Capacities (NTC) oder den linearen Lastfluss
abgebildet werden kann.
SEU
Angebot
therm. hydr.
KW KW
∼∼ ∼
∼∼ ∼
SEU
� WEA-Einspeisung
� Primärenergiepreise
� Engpasssituation
� ...
Bild 2: Betrachtungsbereich
Nachfrage
Fahrplan
Reserve
2.2 Einflussfaktoren auf den Strompreis
Die Einflussfaktoren auf den Strompreis lassen sich
prinzipiell in eine fundamentale und nichtfundamentale
Komponente differenzieren. Einflussfaktoren werden
als fundamental bezeichnet, wenn sie das Angebot
bzw. die Nachfrage nach elektrischer Energie direkt
beeinflussen. Im Gegensatz dazu sind nichtfundamentale
Komponenten marktbedingt, d. h. je nach
Anbieterstruktur kann das Bieterverhalten der Marktteilnehmer,
bspw. um Investitionskosten für Kraftwerke
zu kompensieren, den Marktpreis beeinflussen. Bild 3
zeigt die wesentlichen Einflussfaktoren auf den Strompreis,
differenziert nach fundamentaler und nichtfundamentaler
Komponente. Hinsichtlich des zu entwickelnden
Fundamentalmodells zzgl. der Abbildung von
Handelsstrategien sind diese Einflussfaktoren für die
Länder des betrachteten Systems zu analysieren.
KW-Verfügbarkeit
Bieterverhalten
Strompreis
Saison/
Wetter
Im-/Export
(Engpasssituation)
CO 2 -Preise
ErzeugungsstrukturPrimärenergiepreise
fundamental
nichtfundamental
Bild 3: Einflussfaktoren auf den Strompreis
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 83

FORSCHUNGSPROJEKTE
Mittels einer Benchmark-Analyse, bei der ex-post historische
Erzeugungskosten eines Kraftwerksparks, die
fundamentale Preiskomponente, über eine Kraftwerkseinsatzoptimierung
generiert und mit den historischen
Marktpreisen verglichen werden, können die beiden
Preiskomponenten analysiert werden. Erste Untersuchungsergebnisse
einer Benchmark-Analyse für den
deutschen Erzeugungspark haben gezeigt, dass für die
Abschätzung des Strompreises die nichtfundamentale
Komponente speziell zu Peak-Zeiten einen gewissen
Anteil am Strommarktpreis ausmacht und daher
abgebildet werden muss.
3 Methodisches Vorgehen
Der methodische Ansatz gliedert sich in drei Stufen, die
iterativ durchlaufen werden (Bild 4):
Stromerzeugungsplanung (SE-Planung), Strategieplanung
und grenzüberschreitendes Matching.
SE-Planung
SE-Planung
SE-Planung
SE-Planung
SEU und
Länder
Strategieplanung
Angebotskurven
(stdl.)
Matching
national grenzüberschreitend
Land i Land j ... Land n
Preis
Preis Menge
SE-Kostenkurven
(stdl.)
SEU und
Länder
Bild 4: Methodischer Ansatz
Marktpreise (stdl.)
Energiemengen (stdl.)
In der SE-Planung wird der Einsatz des Erzeugungsparks
jedes SEU optimiert, so dass für diese Planungsstufe
Informationen, wie technische Daten zum Kraftwerkspark,
Primärenergiepreise, Zuflüsse der hydraulischen
Kraftwerke u. a., erforderlich sind. Das Ergebnis der SE-
Planung ist eine stündliche SE-Kostenkurve je SEU. In
der nachfolgenden Strategieplanung wird ausgehend
von der SE-Kostenkurve der angebotene Preis bzw. die
angebotene Menge des jeweiligen SEU strategisch
variiert. Das nachfolgende grenzüberschreitende
Matching aggregiert diese optimierten Angebotskurven
über alle SEU eines Landes zu einer Angebotskurve je
Land und bestimmt zusammen mit der Nachfragekurve
des entsprechenden Landes einen Marktpreis. Hierbei
wird unter der Einhaltung der entsprechenden Übertragungskapazitäten
der grenzüberschreitende Energieaustausch
unter Maximierung von Konsumenten- und
Produzentenrente volkswirtschaftlich optimiert. Der
stündliche Marktpreis für jedes Land sowie eine
stündliche Erzeugungsmenge je SEU sind wiederum
Eingangsdaten für eine erneute SE-Planung. Dieser
Vorgang des Durchlaufens der drei Planungsstufen
kann anschließend iterativ wiederholt werden. Neben
den Marktpreisen und Erzeugungsmengen sind die
einzelnen Deckungsbeiträge je SEU sowie der grenzüberschreitende
Energietransfer weitere Ergebnisse der
Optimierung.
4 Zusammenfassung und Ausblick
Die veränderten Rahmenbedingungen in der europäischen
Energiewirtschaft, wie neue Engpassmanagementmethoden,
CO 2 -Zertifikatehandel, Kernenergieausstieg
u. a., führen zu einem intensivierten grenzüberschreitenden
Handel sowie zu einer Veränderung
der Erzeugungskostenstruktur des europäischen
Kraftwerksparks. Zusätzlich begünstigt die veränderte
Anbieterstruktur die potenzielle Einflussnahme großer
SEU auf die Preisbildung am Strommarkt. Insbesondere
für SEU hinsichtlich der wirtschaftlichen Bewertung
bestehender Anlagen bzw. Investitionsentscheidungen
in eventuelle Aus- und Neubauprojekte sowie auch
bspw. für mittel- bis langfristige Handelsgeschäfte ist
die Untersuchung der zukünftigen Strompreisentwicklung,
die veränderten Rahmenbedingungen ausgesetzt
ist, von Interesse. Fundamentalmodelle ermöglichen die
Abbildung zukünftiger Preisbildungsprozesse unter
Berücksichtigung dieser strukturellen Veränderungen
auf dem Stromsektor. Zum Aufbau eines möglichst
realitätsnahen Modellsystems für den europäischen
Strommarkt wurden die relevanten Einflussfaktoren auf
die zukünftige Strompreisentwicklung, differenziert
nach fundamentaler und nichtfundamentaler Komponente,
identifiziert und analysiert. Im Folgenden wird
das Verfahren zur Simulation des europäischen Strommarktes
unter Verwendung geeigneter Modelle entwickelt.
In den Untersuchungen soll die Auswirkung der
veränderten Rahmenbedingungen, wie dem intensivierten
grenzüberschreitenden Handel, die zu erwartende
veränderte Erzeugungskostenstruktur des europäischen
Kraftwerksparks sowie die Auswirkungen der veränderten
Anbieterstruktur, speziell auf die zukünftige Strompreisentwicklung
untersucht und bewertet werden.
5 Literatur
[1] Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des Europäischen
Parlaments und des Rates über die Netzzugangsbedingungen
für den grenzüberschreitenden
Stromhandel, 26. Juni 2003
[2] Europäische Kommission
10th Electricity Regulatory Forum of Florence
http://ec.europa.eu (Stand 01.02.2007)
[3] Internetseite E-Control
Marktbericht 2006
http://www.e-control.at (Stand 01.02.2007)
84 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Systemtechnische Auswirkungen einer großflächigen Verkabelung von
110-kV-Überlandnetzen
System-Oriented Effects of Cabling Rural 110 kV Networks
Dipl.-Ing. Simon Ohrem
simon.ohrem@iaew.rwth-aachen.de
1 Motivation
Kabel mit einer Isolierung aus vernetztem Polyäthylen
(VPE-Kabel) haben sich in den letzten Jahrzehnten als
zuverlässige und wartungsarme Betriebsmittel bewährt.
In städtischen 110-kV-Netzen werden aus
Mangel an Freileitungstrassen fast ausschließlich
Kabel zur Versorgung genutzt, da der Platzbedarf einer
Kabeltrasse geringer ist. In ländlichen 110-kV-Netzen
hingegen werden bisher überwiegend Freileitungen
verwendet.
Die Freileitungstechnik ist zwar einfach, robust, günstig
und bewährt, verändert das Landschaftsbild jedoch
nachhaltig. Kabel sind durch die unauffällige unterirdische
Verlegung nicht so präsent, gesellschaftlich eher
akzeptiert und aus Sicht der Bevölkerung die bevorzugte
Übertragungstechnik. Vermiedene Verzögerungen
beim Netzausbau, die durch langwierige Genehmigungsverfahren
neuer Freileitungstrassen entstehen
und die Resistenz von Kabeln gegen atmosphärische
Störungen sind weitere Vorteile, die eventuelle Mehrkosten
einer Kabellösung rechtfertigen können. Im Zuge
des anstehenden Erneuerungsbedarfs in der 110-kV-
Ebene stellen VPE-Kabel möglicherweise auch in
ländlichen Netzen eine Alternative zur Freileitung dar.
FORSCHUNGSPROJEKTE
Bisher werden 110-kV-Netze in ländlichen Gebieten mit geringer Lastdichte nahezu ausschließlich in Freileitungstechnik
geplant und errichtet. Langwierige Genehmigungsverfahren für neue Freileitungstrassen verzögern zunehmend den
Netzausbau und -umbau. Moderne VPE-isolierte Kabel bieten neben Vorteilen bei der Erschließung neuer Trassen eine
zuverlässige wartungsarme unterirdische Übertragungstechnik, die gegenüber Freileitungen gesellschaftlich eher
akzeptiert ist. Im Zuge des anstehenden Erneuerungsbedarfs in der 110-kV-Ebene stellen VPE-Kabel möglicherweise
auch in ländlichen Netzen eine Alternative zur Freileitung dar. In dieser Arbeit werden auf Grundlage von synthetischen
und realen Versorgungsaufgaben Freileitungs- und Kabelnetze vergleichend geplant und die systemtechnischen Auswirkungen
einer Verkabelung untersucht. Ob und unter welchen Voraussetzungen ein großflächiger Einsatz von VPE-
Kabeln in ländlichen 110-kV-Netzen technisch und wirtschaftlich sinnvoll sein kann, wird in einem anschließenden
technisch-wirtschaftlichen Vergleich von Kabel- und Freileitungsnetzen ermittelt.
So far 110 kV networks are planned and established exclusively in overhead line technology in areas with small load
density. Long approval procedures for new overhead lines delay the development of the networks. Apart from advantages
finding new routes, nowadays modern XLPE-insulated cables offer a reliable maintenance-poor underground
transmission technique which is socially rather accepted opposite to overhead lines. In order to renew the 110 kV
networks, XLPE-insulated cables possibly represent an alternative to overhead lines in rural networks. In this study
overhead line and cable grids are planned on basis of synthetic and real tasks of supply and the system-oriented effects
of the cabling are stated. This study will determine whether and under which conditions the use of XLPE-insulated
cables in rural 110 kV networks is technical and economical reasonable.
2 Kunststoffisolierte Hochspannungskabel
in der Energieversorgung
Getrieben durch den Fortschritt im Bereich der Kunststoffisolierungen
wurden Mitte der 60er Jahre die
ersten Polyäthylen (PE) isolierten Hochspannungskabel
hergestellt. Ein Jahrzehnt später werden Kabel mit
einer Isolierung aus vernetztem Polyäthylen entwickelt.
Weil VPE-Kabel einen festen Isolierstoff nutzen,
wartungsfrei sind, günstige und schlanke Garnituren
aus Silikon verwendet werden können, geringere
Verluste aufweisen, größere Übertragungsleistungen
zulassen und eine höhere Dauertemperaturbeständigkeit
gewährleisten, haben sie in der Hochspannungsebene
bei den Neuinstallationen die papierisolierten
Kabel fast vollständig verdrängt.
Trotz der deutlichen Verbesserungen der Kabeltechnik
ist der Kabelanteil in der 110-kV-Ebene in den letzten
Jahren nahezu unverändert auf niedrigem Niveau
verblieben. Bild 1 zeigt den prozentualen Kabelanteil an
der gesamten Stromkreislänge in der 110-kV-Ebene in
Deutschland. Ersichtlich ist ein Kabelanteil von sechs
Prozent, der bisher nur zu einem geringen Teil aus VPE-
Kabeln besteht.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 85

FORSCHUNGSPROJEKTE
Stromkreislänge
Freileitung
6%
ges. Stromkreislänge: 74.700 km
Stromkreislänge Kabel
13% VPE
18% PE
20%
22%
26%
Sonstige
Öl isoliert
Gas isoliert
Bild 1: 110-kV-Stromkreislänge in Deutschland [1]
Die durchgeführte Analyse der Stromkreislängen der 71
deutschen Hochspannungsnetzbetreiber zeigt, dass die
großen Netzbetreiber, die weitläufige Gebiete versorgen,
kaum Kabel einsetzen (vgl. Bild 2). Der größere
Teil der Kabel ist bei den kleineren Netzbetreibern mit
weniger als 500 km Stromkreislänge im Einsatz, deren
Netzbereiche überwiegend Ballungszentren und
städtische Gebiete abdecken. In ländlichen Gebieten, in
denen längere Strecken zu überbrücken sind, kommen
bisher kaum Kabel zum Einsatz.
22
10
10³
km
6
4
2
0
Stromkreislänge Freileitungen
Stromkreislänge Kabel
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819-71
Hochspannungsnetzbetreiber
Bild 2: Stromkreislängen der 71 deutschen Hochspannungsnetzbetreiber
[eigene Erhebung
auf Grundlage veröffentlichter Daten nach
§27 StromNEV]
3 Ziel der Arbeit
Durch die vorangegangenen Überlegungen stellt sich
die Frage, ob und unter welchen Voraussetzungen ein
großflächiger Einsatz von VPE-Kabeln in ländlichen 110kV-Netzen
technisch und wirtschaftlich eine sinnvolle
Alternative zur bisher üblichen Freileitungstechnik
darstellt. Ziel der Arbeit ist es, die systemtechnischen
und wirtschaftlichen Auswirkungen einer vollständigen
Verkabelung der 110-kV-Netzebene in ländlichen Gebieten
zu untersuchen.
4 Methodisches Vorgehen
Grundlage der durchzuführenden Untersuchungen sind
kostenoptimale Netzentwürfe, die für synthetische und
reale ländliche Versorgungsaufgaben mithilfe eines
praxiserprobten, am IAEW entwickelten Netzplanungs-
verfahren ermittelt werden [2]. Im ersten Schritt
werden für jede Versorgungsaufgabe zwei Grundsatzplanungen,
die einem „Grüne-Wiese“-Ansatz entsprechen,
durchgeführt (siehe Bild 3). Das Ergebnis ist die
kostenoptimale Netzstruktur eines reinen 110-kV-
Kabelnetzes und eines reinen 110-kV-Freileitungsnetzes
für die jeweilige Versorgungsaufgabe. Die Netzentwürfe
sind frei von subjektiven Größen und nur durch die
unterschiedlichen Leitungstechnologien beeinflusst, so
dass sie in einer Gegenüberstellung einen objektiven
technisch-wirtschaftlichen Vergleich ermöglichen, in
dem die Freileitungsnetze als Referenz dienen.
Analyse aktueller
110-kV-Kabeltechnik
ländliche Versorgungsaufgaben
synthetisch
real
Grundsatzplanung 110-kV-Netze
reine Kabelnetze
reine Freileitungsnetze
systemtechnische Auswirkungen ländlicher 110-kV-Kabelnetze
technisch-wirtschaftlicher Vergleich
Kabelnetze
Freileitungsnetze
Bild 3: Methodisches Vorgehen
VPE-Kabel weisen gegenüber Freileitungen andere
charakteristische elektrische Eigenschaften auf, was
über das Betriebsmittel hinaus andere technische
Anforderungen an das gesamte System des 110-kV-
Netzes zur Folge hat. Die systemtechnischen Auswirkungen
reiner Kabelnetze sind zunächst zu prüfen und
ggf. zusätzliche Randbedingungen zu identifizieren, die
bei der Grundsatzplanung zusätzlich zu den bisherigen
berücksichtigt werden müssen.
4.1 Systemtechnische Auswirkungen
Die bisher erkannten und zu betrachtenden Auswirkungen
reiner ländlicher Kabelnetze sind in der folgenden
Auflistung näher beschrieben:
• Blindleistungsbedarf
Die hohe Permittivitätszahl des VPE-Isolators und
der geringe Abstand zwischen Leiter und Erde sind
ursächlich für den um ein vielfaches höheren Kapazitätsbelag
von Kabeln im Vergleich zu Freileitungen.
Kabel können innerhalb der thermisch zulässigen
Grenzen nur unterhalb ihrer natürlichen Leistung
betrieben werden und stellen daher Blindleistungserzeuger
im Netz dar. In weit ausgedehnten
Kabelnetzen ist daher eine geeignete Blindleistungskompensation
– gerade im Schwachlastfall –
erforderlich.
86 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

• Kurzschlussströme
Kabel weisen geringere Impedanzen als Freileitungen
auf. In reinen Kabelnetzen sind aus diesem
Grund höhere Kurzschlussströme als in Freileitungsnetzen
zu erwarten. Ob ein üblicher maximal
erlaubter Kurzschlussstrom von I k ’’= 31,5 kA ausreicht
oder gegebenenfalls andere Maßnahmen zur
Beherrschung der Kurzschlussströme zu ergreifen
sind – wie z. B. der Einsatz von Kurzschlussstrombegrenzern
– ist zu untersuchen.
• Netzplanungskonzepte
Für ländliche reine 110-kV-Kabelnetze bestehen
derzeit noch keine allgemein anerkannten Planungskriterien
wie sie für 110-kV-Freileitungsnetze
existieren. Durch die Verkabelung sind möglicherweise
andere Netzplanungskonzepte für ländliche
110-kV-Netze wirtschaftlich sinnvoll oder technisch
sogar notwendig.
• Versorgungszuverlässigkeit
Allgemein ist die Ausfallhäufigkeit von Kabeln gegenüber
Freileitungen geringer, da Kabel gegen
atmosphärische Störungen geschützt sind. Kommt
es jedoch zu einer Störung mit Schaden an einem
Kabel, ist die Unterbrechungsdauer aufgrund von
nötigen Erdarbeiten länger als die von Freileitungen.
Die in Bild 2 aus der VDN-Statistik [1] aufgeführte
Schadenshäufigkeit von Kabeln ist ein
Durchschnittswert, der alle Kabeltechnologien einschließt.
Es ist zu erwarten, dass durch den großflächigen
Einsatz von VPE-Kabeln in der 110-kV-
Ebene die Nichtverfügbarkeit gesenkt werden kann
und die Versorgung von atmosphärischen Einflüssen
unabhängig wird. Mögliche Auswirkungen und
deren Wechselwirkung mit den Netzplanungskonzepten
werden in dieser Forschungsarbeit mittels
probabilistischer Zuverlässigkeitsanalyse [3] bewertet.
3
1/100 km
1
0
ohne Schaden
mit Schaden
Kabel Freileitung
Bild 2: Häufigkeit von Störungen mit und ohne
Schaden [1]
FORSCHUNGSPROJEKTE
• Sternpunktbehandlung
In Deutschland wird der überwiegende Teil der
110-kV-Netze mit kompensiertem Sternpunkt betrieben
um die Auswirkungen einpoliger Fehlerströme,
die z. B. durch atmosphärische Einwirkung
entstehen können, zu minimieren. Erdschlüsse in
Kabelnetzen führen zur Zerstörung der Isolation und
müssen deshalb frühzeitig durch den Schutz detektiert
und unverzüglich abgeschaltet werden. Um
dies bei reinen Kabelnetzen sicherzustellen, ist eine
starre bzw. niederohmige Sternpunkterdung in diesen
Netzen notwendig.
• Wirtschaftliche Aspekte
Die Aufwendungen für ein 110-kV-VPE-Kabel und
seine Verlegung übersteigen die Kosten für die Errichtung
einer Freileitung. Die in der Literatur angegebenen
Mehrkostenfaktoren weisen eine hohe
Bandbreite auf und sind sehr fallspezifisch. In dieser
Arbeit sind für die Kabellegung Kostensätze
speziell für ländliche Gebiete anzunehmen. Neben
den Aufwendungen für die Trasse unterscheiden
sich Instandhaltungskosten und Verluste der reinen
Kabelnetze ebenfalls von denen, die sich für Freileitungsnetze
ergeben. Um einen Vergleich unter wirtschaftlichen
Gesichtspunkten durchzuführen, sind
neben den erwähnten auch die Aufwendungen einzubeziehen,
die aufgrund systemtechnischer Einflüsse
der jeweiligen Übertragungstechnik entstehen.
5 Literatur
[1] Verband der Netzbetreiber (VDN) e.V. beim
VDEW
VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik
Berichtsjahr 2004, 1. Ausgabe November 2005
[2] Maurer, C.
Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung für
Hochspannungsnetze, Dissertation RWTH Aachen
ABEV Bd. 101, Klinkenberg Verlag, Aachen, 2004
[3] Cheng, S.; Sengbusch, K. v.; Vennegerts, H.
Rechnergestützte probabilistische Zuverlässigkeitsanalyse
– Weiterentwicklung von RAMSES
Jahresbericht 2003, ABEV Bd. 92
Klinkenberg Verlag, Aachen, 2003
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 87

FORSCHUNGSPROJEKTE
Stochastische Optimierung von Erdgasportfolios
Stochastic Optimization of Natural Gas Portfolios
Dipl.-Ing. M.Sc. Uwe Padberg
uwe.padberg@iaew.rwth-aachen.de
In den kommenden Jahren wird aufgrund der steigenden Attraktivität der Stromerzeugung in Erdgaskraftwerken durch
verhältnismäßig geringe Treibhausgasemissionen und einer zunehmenden Verbreitung des Erdgasverbrauchs in Haushalten
mit einem deutlichen Anstieg des Erdgasverbrauchs gerechnet. Zusätzlich entstehen durch die Liberalisierung
des Erdgasmarktes für Handelsunternehmen im Erdgassektor Chancen, neue Kunden zu gewinnen und Risiken, Kunden
an die Konkurrenz zu verlieren. Somit wird ein steigender Kostendruck aufgrund des zunehmenden Wettbewerbs im
Erdgassektor erwartet. Unter diesen Umständen wird die Optimierung von Erdgasportfolios für Handelsunternehmen
zunehmend wichtiger. Diese Optimierung muss unter Berücksichtigung von Unsicherheiten erfolgen. So hängt beispielsweise
der Bedarf an Erdgas sehr stark von der Außentemperatur ab. Des Weiteren kann der Gaspreis politisch
beeinflusst werden oder bedingt durch zunehmend schwierigere technische Produktionsbedingungen ansteigen. Daher
ist das Ziel dieser Arbeit die Entwicklung eines Verfahrens, das das profitmaximale Erdgasportfolio unter Berücksichtigung
von Unsicherheiten und technischen Rahmenbedingungen bestimmt.
Within the next years a significant increase for the demand of natural gas is expected due to the increasing attraction
of electricity generation in gas fired plants with comparatively low greenhouse gas emissions and an ascending
diffusion in household consumption. Additionally, for commercial enterprises of the natural gas sector, chances to
acquire new customers and risks to lose own customers to competitors emerge from the liberalization of the natural gas
market. Thus, a rising cost pressure in the natural gas sector caused by the intensifying competition is expected. Under
these circumstances, the optimization of natural gas portfolios of commercial enterprises becomes more important.
Under consideration of the uncertainties, this optimization has to be carried out. For example, the demand on natural
gas strongly depends on the outdoor temperature. The gas price might be influenced by policy or may rise due to
aggravating production conditions. Therefore, the objective of this work is the development of an optimization method
to calculate a profit-maximising natural gas portfolio under consideration of planning uncertainties and technical frame
conditions.
1 Einleitung
Durch die Liberalisierung des Erdgasmarktes haben
Endverbraucher die freie Wahl ihres Versorgers,
wodurch sich derzeit ein Preiswettbewerb zwischen
den Erdgashandelsunternehmen entwickelt. Diese
haben dadurch einerseits die Chance, neue Kunden zu
gewinnen, andererseits entsteht die Gefahr, Kunden an
die Konkurrenz zu verlieren [1].
Im HuK-Sektor (Haushalte und Kleinverbraucher) wird
Erdgas verstärkt zur Wärmeerzeugung eingesetzt. Die
Verwendung von Erdgas wird zudem durch den Handel
mit Emissionszertifikaten begünstigt, da Erdgas die
niedrigsten spezifischen CO 2 -Emissionen aller fossilen
Energieträger aufweist.
Der voraussichtliche Anstieg des Erdgasverbrauchs und
der einsetzende Wettbewerb auf dem Gasmarkt
zwingen die Handelsunternehmen der Gaswirtschaft,
die benötigten Erdgasmengen möglichst kostengünstig
zu beschaffen. Dabei sind Unsicherheiten in der
Beschaffungsplanung zu berücksichtigen. Diese
Unsicherheiten betreffen einerseits die Nachfrage, die
sehr stark von der Außentemperatur abhängig ist und
andererseits die Preise für Erdgas, die durch zunehmend
steigende Erschließungskosten für neue Felder,
aber auch durch politische Einflussnahme variieren
können.
Daher ist das Ziel der hier vorgestellten Arbeit die
Entwicklung eines Verfahrens zur Bestimmung von
optimalen Erdgasportfolios für Erdgashandelsunternehmen
unter Berücksichtigung von technischen
Rahmenbedingungen und Unsicherheiten.
2 Analyse und Modellbildung
In diesem Abschnitt werden die Komponenten eines
Erdgasversorgungssystems analysiert (Bild 1).
2.1 Erdgaslagerstätten
Erdgas ist ein Naturprodukt, das aus unterirdischen Lagerstätten
durch Ausförderung gewonnen (produziert)
wird. Der größte Anteil des deutschen Erdgases wird
importiert, ein geringer Anteil stammt aus innerdeutscher
Produktion.
88 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Betreiber von weit entfernten Produktionsstätten sind
aufgrund der hohen Erschließungskosten von Gaslagerstätten
lediglich an langfristigen Lieferverträgen mit
einer möglichst konstanten Produktion interessiert. Erdgasquellen,
die verbrauchsnäher liegen, können
dagegen dem aktuellen Gasbedarf angepasst produzieren.
Erdgaslagerstätten
LNG-
Transport
Erdgasbörsen
Saisonale
Speicher
Handelsunternehmen Verbraucher
Transportnetze
Gasfluss
Handel
Netz- und Speicherzugang
Temperatur Unsicherheiten
Preise
Ausfälle
Bild 1: Betrachtetes System
2.2 Erdgasspeicher
Bezugsverträge
Tagesspeicher
Verteilnetze
Temperatur
Zur Sicherung der Versorgung werden in Deutschland
saisonale Erdgasspeicher sowie Wochen- und Tagesspeicher
verwendet. Man unterscheidet zwischen
Kavernen-, Poren- und Röhrenspeichern.
Bei Kavernenspeichern handelt es sich um Hohlräume
im Fels (Felskavernenspeicher) oder künstlich angelegte
Hohlräume in Salzstöcken (Salzkavernenspeicher).
Kavernenspeicher haben in der Regel verhältnismäßig
hohe Ein- und Ausspeiseleistungen, so dass sie zur
Deckung von hohen Bezugsspitzen und zum Einsatz als
Handelsgasspeicher geeignet sind.
Bei Porenspeichern handelt es sich um ehemalige oder
noch in Betrieb befindliche Erdgaslagerstätten sowie
um so genannte Aquiferspeicher. Das Erdgas wird in
beiden Fällen in porösen Gesteinsschichten gespeichert,
wobei im Falle von Aquiferspeichern das bisher
dort vorhandene Grundwasser durch das Gas verdrängt
wird. Porenspeicher weisen in der Regel ein größeres
Volumen und eine geringere Ein- und Ausspeiseleistung
als Kavernenspeicher auf. Sowohl bei Kavernen- als
auch bei Porenspeichern sind die Ein- und Ausspeiseleistungen
in der Regel vom jeweiligen Speicherfüllstand
abhängig.
Zum Ausgleich täglicher Lastschwankungen dienen
Tagesspeicher, wie z. B. Röhrenspeicher. Aufgrund des
geringen Volumens wird dieser Speicher täglich zu
FORSCHUNGSPROJEKTE
Zeiten geringen Erdgasbedarfs befüllt und zu Hochlastzeiten
entleert.
Alle Erdgasspeichertypen und verbrauchsnahe Lagerstätten
können trotz ihrer unterschiedlichen Charakteristiken
durch ein einheitliches Modell abgebildet
werden.
2.3 Transport- und Verteilnetze
Der Erdgastransport zum Verbraucher erfolgt entweder
in gasförmigem Zustand in Pipelines oder verflüssigt
per Schiff. Vorteile des Pipelinetransports sind die bei
verhältnismäßig kurzen Distanzen geringeren Investitionskosten
in die Infrastruktur. Vorteile für Liquefied
Natural Gas (LNG) ergeben sich für große Distanzen
zwischen Erdgaslagerstätte und Verbraucher, da die
eigentlichen Transportkosten sehr gering sind. Da der
Erdgastransport nicht im Aufgabenbereich des Handelsunternehmens
liegt, werden die technischen
Einschränkungen des Erdgastransports nur soweit
betrachtet, wie sie das Handelsunternehmen betreffen.
2.4 Netz- und Speicherzugang
Der Netzzugang zum Transportnetz erfolgt in Deutschland
nach einem Entry-Exit-System. Das Transportnetz
ist in Deutschland derzeit in 19 Marktgebiete unterteilt,
diese Zahl wird sich jedoch in Zukunft durch Zusammenlegungen
voraussichtlich deutlich verringern [1]. In
jedem Marktgebiet ist aus Sicht eines Handelsunternehmens
der Abschluss eines Entry- und eines Exit-
Vertrages sowie eines Bilanzkreisvertrages, der die
gleichzeitige Ein- und Ausspeisung regelt, notwendig,
um Erdgas zu transportieren. Für das Handelsunternehmen
erfolgt damit bei Abschluss dieser Verträge der
Erdgastransport, der im Verantwortungsbereich des
Netzbetreibers liegt. Die Einhaltung von technischen
Randbedingungen wie beispielsweise die Nichtüberschreitung
der maximalen Entry- und Exitkapazität
eines Zugangspunktes ist bei Abschluss der Verträge zu
berücksichtigen. Die Preisberechnung ergibt sich aus
der Dauer und dem Zeitpunkt der Buchung.
Die Entgelte zur Speichernutzung sind nicht reguliert,
so dass sich eine Vielzahl an Berechnungsmodellen
entwickelt hat. Verbreitet ist das Angebot der Buchung
von so genannten Speicherpaketen, die als eine feste
Kombination von Arbeitsgasvolumen, Ein- und Ausspeiseleistung
definiert sind. Im Verfahren sind die Entgelte
zur Nutzung der Erdgasspeicher und -netze zu berücksichtigen.
2.5 Erdgasbezugsverträge
Die derzeit wichtigste Form des Erdgasbezugs in
Deutschland stellen langfristige, teilweise über mehre-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 89

FORSCHUNGSPROJEKTE
re Jahrzehnte laufende Bezugsverträge mit ausländischen
Produzenten dar. Im innerdeutschen Handel sind
langfristige Verträge verboten.
Im Wesentlichen sind zwei Vertragstypen zu unterscheiden,
die beide im Verfahren betrachtet werden
müssen: Profil- und Vollversorgungsverträge. In Profilverträgen
wird in jedem Zeitintervall die Lieferung einer
festgelegten Gasmenge vereinbart, die unabhängig
vom Erdgasbedarf ist. In Versorgungsverträgen wird
demgegenüber eine bedarfsabhängige Gaslieferung
vereinbart. Zusätzliche Einschränkungen, z. B. ein
Maximalbezug, der auch bei höherem Bedarf nicht
überschritten werden darf, sind möglich. In der Regel
weisen diese verbrauchsabhängigen Erdgasbezugsverträge
Arbeits- und Leistungspreiskomponenten auf: Mit
dem Arbeitspreis wird die bezogene Erdgasmenge
vergütet. Der Leistungspreis stellt eine weitere Preiskomponente
dar, mit dem die höchste in einer Messperiode
aufgetretene Bezugsspitze vergütet wird.
2.6 Erdgasbörsen
Erdgas kann in Europa an Börsen oder Handelplätzen in
Großbritannien, in Belgien und in den Niederlanden
gehandelt werden. Dabei ist sowohl der Handel von
kurzfristigen Produkten im Tages- bis Wochenbereich
als auch von langfristigen Produkten im Monats- bis
Jahresbereich möglich. Der Handel erfolgt an einem so
genannten virtuellen Handelspunkt. In Deutschland
existiert derzeit keine Erdgasbörse. Die EEX wird im
Gaswirtschaftsjahr 2007/2008 den börslichen Erdgashandel
auch in Deutschland einführen [2]. Die teilweise
sehr eingeschränkte Liquidität von Erdgasbörsen muss
im Verfahren berücksichtigt werden.
2.7 Unsicherheiten
Verschiedene Unsicherheiten sind bei der Planung
eines Gaswirtschaftsjahres für ein Handelsunternehmen
zu berücksichtigen. Die Außentemperatur hat
einen großen Einfluss auf den Erdgasverbrauch, da der
weitaus größte Teil des Erdgases zur Wärmeerzeugung
verwendet wird. Auch preisliche Unsicherheiten sind zu
berücksichtigen. Bei der Versorgungszuverlässigkeit hat
der Ausfall eines Erdgasspeichers die schwerwiegendsten
Auswirkungen. Die Zuverlässigkeit von Transportnetzen
ist sehr groß. Die Unsicherheiten werden durch
die Szenarienanalyse modelliert, die den Vorteil bietet,
dass sich für die nahe Zukunft eindeutige Handelsentscheidungen
unter Berücksichtigung der Unsicherheiten
ergeben.
3 Verfahren
Die Zielfunktion des Verfahrens ist die Maximierung
des Deckungsbeitrags, der sich als Differenz der Erlöse
und der variablen Kosten eines Erdgashandelsunternehmens
darstellt. Auf der Erlösseite stehen dabei die
Zahlungen der Endverbraucher an das Handelsunternehmen
sowie Einkünfte aus Gasverkäufen an andere
Unternehmen oder Erdgasbörsen. Die variablen Kosten
setzen sich zusammen aus den eigenen Beschaffungskosten
für das Erdgas aus Bezugverträgen und Einkäufen
an Börsen. Zusätzlich sind Nutzungsentgelte für
Erdgasspeicher und -netze zu entrichten, die je nach
Buchungsdauer und -zeitraum in unterschiedlicher Höhe
festgesetzt sind. Für das Optimierungsproblem sind
technische und organisatorische Randbedingungen zu
beachten. In Erdgasbezugsverträgen können maximale
oder minimale Abnahmemengen den Erdgasbezug
einschränken sowie eine definierte Gesamtabnahmemenge
im Jahresverlauf festgelegt sein. Bei Börsen ist
zu beachten, dass nur standardisierte, zeitübergreifende
Produkte gehandelt werden können.
Technische Randbedingungen sind für Erdgasspeicher
und -netze zu beachten. So sind bei Erdgasspeichern
z. B. die füllstandsabhängige Änderung der Ein- und
Ausspeiseleistung zu berücksichtigen sowie technisch
bedingte Ober- und Untergrenzen für den Speicherfüllstand
und die Ein- und Ausspeiseleistungen. In Erdgasnetzen
stellt die maximal buchbare Entry- und Exitkapazität
eine Begrenzung für die transportierbare Gasmenge
dar.
4 Ausblick
Die Ergebnisse der Modellierung zeigen, dass bei der
Optimierung eines Erdgasportfolios ein quadratisches
Optimierungsproblem mit linearen Nebenbedingungen
und einigen Ganzzahligkeitsentscheidungen vorliegt. Im
Folgenden soll ein Verfahren implementiert werden,
das zur Lösung dieses Problem auf die Verwendung von
Standardsolvern zurückgreift.
5 Literatur
[1] N. N.
RWE will wie E.ON bundesweit Gas anbieten
Faz, 05.02.2007
[2] Lindgens, P.; Menzel, H.-B.
„Erdgas ist sehr wichtig und könnte das zweite
Standbein der EEX werden“
e/m/w, Heft 5/2006, S. 60 – 61
90 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Netzbetrieb mit Freileitungs-Monitoring
Network Operation with Overhead Line Monitoring
Dipl.-Ing. Tilman Ringelband
tilman.ringelband@iaew.rwth-aachen.de
FORSCHUNGSPROJEKTE
Durch die wachsende Einspeisung von Windenergie steigt die Belastung des elektrischen Übertragungsnetzes. Bisher
wird darauf zum einen mit Erzeugungsmanagement für Windparks und zum anderen mit Netzausbau reagiert. Alternativ
können jedoch Reserven des bestehenden Netzes genutzt werden. Durch Messung der Wetterbedingungen entlang
einer Freileitung im Rahmen eines Freileitungs-Monitoring oder durch direkte Temperaturmessung der Leiterseile kann
die zulässige Strombelastbarkeit der Leitung, statt wie bisher konstant festgelegt, dynamisch angepasst werden. In
dieser Arbeit wird daher der Zusammenhang von maximaler Strombelastbarkeit und Wetterbedingungen analysiert und
modelliert. Simulationen des Netzbetriebs mit Freileitungs-Monitoring sollen zeigen, inwiefern dieses die Übertragungskapazität
und eventuell die Netzsicherheit erhöhen kann.
Due to the growing feed-in of wind energy the system load of electrical transmission networks increases. Up to now
transmission system operators rise to this challenge by generation management of wind farms or expanding their
transmission networks. Alternatively, reserves of the existing transmission network can be exploited by dynamic
thermal ratings utilising overhead line monitoring. Until now constantly determined values of the maximum ampacity of
overhead lines have been used. However, the maximum ampacity of a line can be calculated dynamically by measuring
the weather conditions along the overhead line. This research work will analyse and model the correlation between
maximum ampacity and the weather conditions. Simulating the network operation quantifies the enhancement of
transport capacity and the improvement of the secure power supply that can be achieved by overhead line monitoring.
1 Einleitung
1.1 Motivation
Für die kommenden Jahre wird bedingt durch die
wachsende Einspeisung von Windenergie und durch
den zunehmenden grenzüberschreitenden Stromhandel
eine stark ansteigende Belastung des elektrischen
Übertragungsnetzes erwartet. Diese zunehmende
Belastung wird nennenswerte Netzausbauten erfordern
[1]. Da der Ausbau des Übertragungsnetzes, insbesondere
bedingt durch lange Genehmigungsverfahren, nur
begrenzt mit der schnell anwachsenden installierten
Leistung von Windenergieanlagen Schritt halten kann,
hat der Gesetzgeber den Übertragungsnetzbetreibern
zugestanden, Strom aus erneuerbaren Energien nicht
abzunehmen, wenn deren Netz bereits durch Strom aus
anderen, früher angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung
von Strom aus erneuerbaren Energien ausgelastet
ist [2]. Dieses als Erzeugungsmanagement bezeichnete
Vorgehen stellt jedoch nur eine Übergangslösung dar,
da andererseits unverzüglich das Netz ausgebaut
werden muss, um neue Anlagen zur Erzeugung von
Strom aus erneuerbaren Energien anzuschließen.
Vor dem Hintergrund der hohen Kapitalkosten für den
Ausbau des Übertragungsnetzes und des Kostendrucks
durch die Regulierung der Netznutzungsentgelte
besteht bei den Betreibern von Übertragungsnetzen ein
Bedarf nach Maßnahmen, die eine kostengünstige
Alternative bzw. Ergänzung zum Netzausbau darstellen.
Ein geeigneter Ansatz für eine solche Maßnahme
besteht in der Ausnutzung von Reserven des bestehenden
Netzes. Bisher wird der thermische Grenzstrom von
Freileitungen in der Regel unter konservativen Annahmen
festgelegt [3]. Wenn die Freileitungen im Rahmen
eines Freileitungs-Monitoring (FM) mit echtzeitfähigen
Telemetrie-Systemen ausgestattet werden, ist es
jedoch möglich, den thermischen Grenzstrom während
des Netzbetriebes dynamisch zu berechen. Durch den
damit potentiell höheren Grenzstrom kann die Übertragungskapazität
bestehender Leitungen erhöht werden.
Erfolgreiche Feldversuche im Ausland [4, 5] zeigen eine
Erhöhung der Übertragungskapazität von 5 - 15% [6].
Vor diesem Hintergrund ist auch in Deutschland ein
Feldversuch angelaufen [7].
Dennoch muss konstatiert werden, dass die dynamische
Bemessung von Freileitungen auf Basis eines
Monitoring bislang nur punktuell eingesetzt wird,
obwohl Monitoring- und Datenübertragungssysteme
wie auch Algorithmen zur dynamischen Bemessung von
Leitungen kommerziell verfügbar sind [8]. Als Grund
werden vor allem Schwierigkeiten bei der Integration in
die Netzbetriebsführung angeführt [6, 7].
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 91

FORSCHUNGSPROJEKTE
1.2 Ziel der Arbeit 3 Weiteres Vorgehen
Wegen der genannten Schwierigkeiten bei der Implementierung
des FM sollen geeignete Verfahren zur
Integration verschiedener Konzepte desselben in die
Netzbetriebsführung analysiert werden. Um die Möglichkeiten
und Grenzen der verschiedenen Konzepte und
Verfahren beurteilen zu können, soll anschließend der
Betrieb des Netzes unter Einsatz von FM simuliert
werden. Auf dieser Basis soll insbesondere untersucht
werden, inwieweit
• die Drosselung von Windenergieanlagen im
Rahmen des Erzeugungsmanagements vermieden
werden kann,
• Netzausbau und –verstärkungsmaßnahmen
wirtschaftlich sinnvoll ersetzt oder ergänzt werden
können und
• die Netzsicherheit bei vermiedenem Netzausbau
gewährleistet bleibt.
2 Analyse
2.1 Abgrenzung des Betrachtungsbereichs
Wegen der stark wachsenden installierten Leistung von
Onshore- und Offshore-Windparks in last- und strukturschwachen
Gebieten und des damit verbundenen
Transports einer hohen Leistung über weite Strecken
ist die Anwendung des FM vor allem im Hoch- und
Höchstspannungsnetz sinnvoll. Die Untersuchungen
konzentrieren sich daher auf diese Spannungsebenen.
Im Hoch- und besonders im Höchstspannungsnetz sind
Freileitungen weit häufiger anzutreffen als Kabel. Da
außerdem Kabel von Wetterbedingungen weitgehend
unbeeinflusst sind, soll das prinzipiell durchführbare
Monitoring von Kabeln in dieser Arbeit nicht betrachtet
werden.
2.2 Konzepte zum Freileitungs-Monitoring
Die verschiedenen Konzepte zum FM unterscheiden
sich v. a. durch die telemetrisch erfassten physikalischen
Größen. Die einfachsten Methoden basieren auf
der Messung der Umgebungstemperatur [6]. Genauere
Ergebnisse lassen sich durch die zusätzliche Berücksichtigung
von Windgeschwindigkeit und Richtung
erzielen. Auch der Leiterstrom stellt eine wichtige
Einflussgröße dar, die in der Regel ohnehin gemessen
wird. Ein grundsätzlich anderer Ansatz besteht darin,
die Zugspannung des Leiterseils zu messen, um daraus
dessen Durchhang zu berechnen. Auf dieser Basis ist
ebenfalls eine dynamische Berechnung der Stromtragfähigkeit
möglich [5].
In einem ersten Schritt werden die verschiedenen
Konzepte des FM näher analysiert. Nach der Identifikation
sinnvoller Konzepte werden diese modelliert und in
Verfahren zur Simulation des Netzbetriebs integriert.
Unter Verwendung einer zu erstellenden Wetterdatenbasis
werden Untersuchungen zu einem möglichen
Vorteil von FM hinsichtlich der Substitution von Netzausbaumaßnahmen,
der Vermeidung von Erzeugungsmanagement
und der Wahrung der Netzsicherheit
durchgeführt.
4 Literatur
[1] Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration
von Windenergie in Deutschland an Land
und Offshore bis zum Jahre 2020
(dena-Netzstudie), S. 106 - 125
Deutsche Energie-Agentur, Berlin 2005
[2] Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien
(Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG) vom
21.07.2004, §4
Bundesgesetzblatt Jahrgang 2004 Teil I Nr. 40
[3] DIN EN 50128:2001 Leiter für Freileitungen –
Leiter aus konzentrisch verseilten runden Drähten,
S.24
Deutsches Institut für Normung e. V., Berlin 2001
[4] Engelhardt, J.S.; Basu, S.P.
Design, Installation, and Field Experience with an
Overhead Transmission Dynamic Line Rating System
IEEE Transmission and Distribution Conference
1996. Proceedings, S. 366 - 370
IEEE 1996
[5] Dynamic Circuit Thermal Line Rating
California Energy Commission
Los Angeles 1999
[6] Adapa, R.; Douglass D. A.
Dynamic Thermal Ratings: Monitors and Calculation
Methods
PES 2005 Conference and Exposition in Africa.
Proceedings of the Inaugural IEEE, S. 163 - 167
Durban 2005
[7] Iken, J.
Mehr Windstrom ins Netz
Sonne Wind & Wärme 11, 2006, S. 108 - 110
[8] Distributed Temperature Monitoring of Energy
Transmission Systems
Lios Technology, Köln 2006
http://www.lios-tech.com/
92 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

1 Einleitung
Der fluktuierende und stochastische Charakter der
Einspeisung aus Windenergieanlagen (WEA) in Verbindung
mit der prognostizierten Anlagenkonzentration
führt zu absehbar großen Herausforderungen bei der
Integration von WEA in das System der elektrischen
Energieversorgung. Zum einen muss ein hohes Maß an
kurzfristiger Reserve bereit gehalten werden, zum anderen
kann die Ballung von WEA in last- und strukturschwachen
Netzbereichen in Starkwindzeiten zu evtl.
unzulässig hohen Belastungen der Übertragungsnetze
führen. Mögliche Abhilfemaßnahmen sehen heute zum
einen Netzverstärkungen, zum anderen Erzeugungsmanagement,
d. h. Abschaltung der WEA bei unzulässiger
Netzbelastung, vor. Alternativ könnte zukünftig der
energiewirtschaftliche Nutzen und die Systemintegration
von Windenergieanlagen durch Speichertechnologien
gefördert werden. Diese ermöglichen es, die fluktuierende
WEA-Einspeisung von der Netzeinspeisung
zeitlich zu entkoppeln und ihr so den Charakter eines
kontinuierlich und geplant einsetzbaren Kraftwerks zu
geben.
Zu diesem Zweck erscheinen Druckluftspeicher, auch
Compressed Air Energy Storages (CAES) genannt,
besonders geeignet. Ihre Investitionskosten bewegen
sich im gleichen Bereich wie die von Pumpspeicherkraftwerken.
Im Gegensatz zu diesen benötigen sie zur
Speicherung Kavernen oder Aquifere, die in Europa an
FORSCHUNGSPROJEKTE
Verbesserte Netzintegration von Windenergieanlagen mittels Druckluftspeichern
Advanced Integration of Wind Power by Compressed Air Energy Storages (CAES)
Dipl.-Ing. Philipp Siemes
philipp.siemes@iaew.rwth-aachen.de
Europa und insbesondere Deutschland sind weltweit führend bei der installierten Leistung von Windenergieanlagen
(WEA). Die hohe Zahl an WEA verursacht aber bereits heute Probleme bei der Integration in das bestehende Stromversorgungssystem,
die sich mittelbar auf deren mangelnde Steuerbarkeit zurückführen lassen. Druckluftspeicher, auch
Compressed Air Energy Storages (CAES) genannt, können durch die Entkopplung der WEA-Einspeisung vom restlichen
Energieversorgungssystem zur Lösung bzw. Minderung dieser Probleme beitragen. Nach Analyse möglicher Einsatzstrategien
von CAES und deren Wirkungsweisen werden Verfahren zur Auslegung und systemtechnischen Bewertung der
aktuell verfügbaren und zukünftigen CAES-Technologie vorgestellt. Diese umfassen die Positionierung, Dimensionierung
und abschließende wirtschaftliche Bewertung von CAES.
Wind energy is increasing globally at a fast pace. A considerable fraction of today’s installed capacity is situated in
Europe and particularly in Germany. At this stage, the large number of wind turbines has already been causing troubles
with their integration into the existing power system. All these matters originate indirectly from the lack of wind
turbines’ controllability. Therefore the use of Compressed Air Energy Storages (CAES) might help to reduce these
matters through decoupling of wind turbines’ feed-in from the remaining power system. After the analysis of different
CAES control strategies and their actions, the procedures for design and evaluation of both available and future CAES
Technology are presented. These procedures comprehend the positioning, dimensioning and the concluding economical
evaluation of CAES.
allen windstarken Standorten in ausreichender Zahl
vorhanden sind. Im Weiteren werden im Anschluss an
die Analyse die Verfahren zur Auslegung und systemtechnischen
Bewertung der aktuell verfügbaren und
zukünftigen CAES-Technologie zur Integration von
WEA-Einspeisung in das System der Energieversorgung
vorgestellt.
2 Analyse
2.1 CAES-Varianten
Die Energiespeicherung mittels Drucklufttechnik ist
eine in Deutschland seit 1978 eingesetzte Technologie.
Die im Kraftwerk Huntorf der E.ON Kraftwerke AG
eingesetzte Technologie nutzt die mittels elektrischer
Energie komprimierte Luft in einem Gasturbinenprozess.
Energetisch ergibt sich für diese Variante ein Wirkungsgrad
von 42%. Ein weiteres CAES-Kraftwerk wird
in McIntosh, Alabama, USA, seit den 90er Jahren
betrieben, bei dem über Wärmerückgewinnung bereits
ein Wirkungsgrad von 54% erreicht wird. Technisch
fortentwickelte Varianten, wie sie derzeit auch im
Rahmen des im 5. Rahmenprogramm von der EU
geförderten Projektes „Advanced adiabatic compressed
air energy storage (AA-CAES)“ [1] von technischer Seite
untersucht werden, erreichen durch einen speziellen
Wärmespeicher Wirkungsgrade von bis zu 70% bei
vollständiger Emissionsfreiheit. Da selbst ein Prototyp
dieses AA-CAES nicht vor 2010 zu erwarten ist, wird
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 93

FORSCHUNGSPROJEKTE
sowohl der Einsatz derzeit verfügbarer CAES-
Technologie, als auch der zukünftige Einsatz von AA-
CAES untersucht.
2.2 Wirkungsweisen
Wie bereits einleitend beschrieben, könnte durch CAES
die Integration von Windenergieanlagen unterstützt
werden, indem der Speicher direkt an den Märkten für
Fahrplanenergie und Minutenreserve vermarktet wird
und so mittelbar den Wert der WEA-Einspeisung steigert.
Alternativ kann ein Speicher in direkter Kombination
mit einem Kollektiv von WEA zur Veredelung der
WEA-Einspeisung eingesetzt werden. Zuletzt ist auch
denkbar, dass die Zwischenspeicherung zur Vermeidung
von Netzüberlastungen eingesetzt wird, indem
ähnlich heutiger Redispatch-Maßnahmen gezielt Leitungen
oder Regionen entlastet werden.
3 Verfahren
Der erste Schritt bei der Auslegung von CAES zur Integration
von WEA-Einspeisung besteht in der Ermittlung
geeigneter Standorte. Zum einen kommen nur Standorte
mit den nötigen geologischen Strukturen, also Salzstöcke
oder Aquifere, in Frage. Zum anderen werden
bei einem Speichereinsatz zur gezielten Entlastung
einzelner Übertragungsleitungen auch Anforderungen
aus elektrotechnischer Sicht an die geographische
Speicherpositionierung gestellt. Diese Anforderungen
werden in Kapitel 3.1 genauer erläutert. Nach der Positionierung
des CAES erfolgt im zweiten Schritt die
geeignete Dimensionierung, die wesentlich von der
antizipierten Wirkungsweise abhängt. Das Verfahren
der Dimensionierung wird in Kapitel 3.2 behandelt,
bevor in Kapitel 3.3 die wirtschaftliche Bewertung
erfolgt.
3.1 Positionierung
In eng vermaschten Höchstspannungsnetzen sind die
Übertragungsverluste relativ gering, benachbarte Netzknoten
elektrisch eng gekoppelt und das Spannungsniveau
an allen Netzknoten nahezu gleichmäßig. Unter
diesen Voraussetzungen ist der Zusammenhang zwischen
der Wirkflussänderung auf einem Zweig und der
Veränderung der Einspeisung an einem Knoten bei
gegebener Netztopologie nahezu linear [2]. Die Übertragungsfähigkeit
im UCTE-Verbundnetz ist zumeist
durch die thermische Belastbarkeit der Leitungen und
Transformatoren und damit durch die Ströme begrenzt.
Unter der Voraussetzung geringer Blindleistungstransporte
kann eine äquivalente Wirklastflussgrenze F max
abgeleitet werden. Diese Netzrestriktionen können
durch folgendes lineares Ungleichungssystem beschrieben
und als Nebenbedingungen der Optimierungsaufgabe
modelliert werden.
Zweig 1
.
m
Knoten 1 … n
Knoten
M 0
...
Zweig 1
. M
m-1 1
Sensitivit Sensitivitäts-
Sensitivit Sensitivitätsmatrix
•
ΔP ΔP ΔP ΔP
≤
Kompressorleistung
Zweige
F
max
F max
F max
F max
F max
max. Zweigbelastung
Einzuhaltende Nebenbedingungen des Gleichungssystems
sind entsprechend des (n-1)-Kriteriums die maximalen
Zweigbelastungen. Die Zielfunktion der linearen
Optimierung entspricht im einfachsten Fall der Minimierung
der zu errichtenden CAES-Kompressorleistung.
Eine Minimierung der Einspeicherleistung muss jedoch
kein Gesamtkostenminimum darstellen, da die Kosten
beim Kavernenbau nicht proportional zum benötigten
Speichervolumen sind. Weiterhin ist die Errichtung von
Kavernen an Standorten, die bereits über eine bestehende
Infrastruktur verfügen, z. B. zur Speicherung von
Erdgas, deutlich kostengünstiger als an neuen Standorten.
Da die Soleentsorgung einen großen Kostenfaktor
bei der Kavernenerrichtung darstellt, sind zudem
küstennahe Standorte zu bevorzugen. Diese unterschiedlichen
Kostenfaktoren können durch eine entsprechende
Anpassung der Koeffizienten des Gleichungssystems
berücksichtigt werden. Die Optimierung
des Gleichungssystems liefert dann anstelle der
minimalen Kompressorleistung das Gesamtkostenminimum.
3.2 Dimensionierung
Der modulare Aufbau eines CAES in Kompressormaschinensatz
zur Verdichtung von Luft, Entspannungsmaschinensatz
zur Erzeugung von elektrischer Energie und
Kavernen zur Speicherung von Druckluft bietet die
Möglichkeit, einen CAES individuell und in Abhängigkeit
von seiner jeweiligen Anwendung zu dimensionieren.
Zwischenspeicherung
Reduktion / Angebot von Reserve
zur Netzentlastung Vermarktung von Fahrplanenergie
Netzentlastung bestimmt
Kompressorleistung
Simulation von Lastdaten
und Windeinspeisung
Kompressorleistung ist
Freiheitsgrad
Zeitreihe d.WEA- Zeitreihe d.WEA-
Prognosefehlers Einspeisung
Simulation des
Speichereinsatzes
Reserveleistung, -energie
Fahrplanenergie
Optimale Dimensionierung von
Speicher und Turbine
Bild 1: Dimensionierung von CAES
94 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Die Verfahrensübersicht bei der Dimensionierung von
CAES je nach angestrebter Wirkungsweise ist in Bild 1
dargestellt. Wird der Speicher zur Netzentlastung eingesetzt,
dann ist die benötigte Kompressorleistung
Ergebnis des linearen Gleichungssystems zur Positionierung
(siehe Kapitel 3.1) und damit Eingangsdatum
der Dimensionierung. Als erstes wird mittels einer
Lastflusssimulation des Übertragungsnetzes eine Zeitreihe
der Leistungsflüsse auf den zu entlastenden
Leitungen berechnet. Diese Zeitreihe bestimmt den
Speichereinsatz und ist somit Eingangsdatum für die
darauf folgende Simulation des Speichereinsatzes. Bei
der Simulation des Speichereinsatzes wird durch
iterative Anpassung der beiden Freiheitsgrade Speichervolumen
und Turbinenleistung das optimale
Verhältnis zwischen den drei Größen Kompressorleistung,
Turbinenleistung und Speichervolumen für den
gegebenen Einsatzzweck ermittelt.
Soll der Speicher zur Vermarktung von Fahrplanenergie
und Minutenreserve oder zur Veredelung der WEA-Einspeisung
eingesetzt werden, so sind alle drei Größen
Kompressorleistung, Turbinenleistung und Speichervolumen
als Freiheitsgrade anzusetzen. Eingangsdatum
für die Simulation des Speichereinsatzes ist in diesem
Fall die Zeitreihe des WEA-Prognosefehlers bzw. die
Zeitreihe der WEA-Einspeisung. Wie beim Speichereinsatz
zur Netzentlastung wird bei dieser Simulation
des Speichereinsatzes durch iterative Anpassung der
drei Freiheitsgrade das optimale Verhältnis dieser
ermittelt. Nachdem dieses optimale Verhältnis zwischen
Kompressorleistung, Turbinenleistung und Speichervolumen
ermittelt ist, wird durch dieselbe Simulation
die Zeitreihe des Speichereinsatzes ermittelt.
3.3 Wirtschaftliche Bewertung
FORSCHUNGSPROJEKTE
Mit der Zeitreihe des Speichereinsatzes können die zu
erwartenden Einnahmen direkt den zu erwartenden
Annuitäten der Errichtungs- und Betriebskosten gegenübergestellt
werden. Je nach Ergebnis der wirtschaftlichen
Bewertung kann eine Neudimensionierung mit
einer anderen Speichereinsatzstrategie oder auch einer
Kombination verschiedener Einsatzstrategien erfolgen.
4 Zusammenfassung
Das dargestellte Forschungsvorhaben hat das Ziel, den
möglichen Beitrag von Druckluftspeichern bei der
Integration von WEA in das bestehende Energieversorgungssystem
zu untersuchen und gleichzeitig Druckluftspeicher
technisch-wirtschaftlich zu bewerten. In
Kapitel 2 wird die CAES-Technologie mit ihren Anwendungsmöglichkeit
analysiert. In Kapitel 3 wird das
Verfahren zur geografischen Positionierung, zur Dimensionierung
und zur wirtschaftlichen Bewertung von
CAES dargestellt.
5 Literatur
[1] The European Commission Community Research
Advanced adiabatic compressed air energy storage
(AA-CAES)
http://cordis.europa.eu/data/PROJ_EESD/ACTIO
NeqDndSESIONeq3155200595ndDOCeq5ndTB
LeqEN_PROJ.htm
[2] Schlecht, D.
Lastflussbasierte Vergabe von Übertragungsrechten
im UCTE-Verbund
Dissertation RWTH Aachen, ABEV Bd. 100, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2004
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 95

FORSCHUNGSPROJEKTE
Strompreismodelle für die mittelfristige Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Electricity Price Models for Midterm Generation and Trading Planning
Dipl.-Ing. Bernd Tersteegen
bernd.tersteegen@iaew.rwth-aachen.de
Die Etablierung liquider Märkte für elektrische Energie hat dazu geführt, dass der Strompreis zur bestimmenden Größe
für operative und strategische Fragen in den Bereichen der Stromerzeugung und dessen Handel sowie Vertriebs geworden
ist. Diese Größe ist insbesondere aufgrund der Nichtspeicherbarkeit der Ware elektrische Energie mit großer
Unsicherheit behaftet. Daher ist eine möglichst genaue Kenntnis der zukünftigen Strompreisentwicklung für eine
Vielzahl von Fragestellungen in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung von hoher Bedeutung. Ausgehend von einer
Analyse der deterministischen und stochastischen Eigenschaften der Strompreise sowie der sie beeinflussenden
exogenen Größen werden in dem hier vorgestellten Forschungsvorhaben Strompreismodelle für die mittelfristige
Stromerzeugungs- und Handelsplanung entwickelt.
Since liquid markets for electrical energy are established, the price for electrical energy has become the decisive factor
for operational and strategic questions in the field of power generation, trading and sale. Due to the non-storability of
the commodity electrical energy its price is associated with uncertainties. Good knowledge of the future development
of electricity prices is highly significant for a variety of questions in the area of generation and trading planning. Based
on an analysis of the deterministic and stochastic characteristics of electricity prices as well as of exogenous factors
influencing the electricity price, electricity price models for midterm generation and trading planning are developed in
the presented research project.
1 Einleitung
Seit der Liberalisierung der europäischen Märkte für
elektrische Energie und getrieben durch die Vorschriften
der Europäischen Kommission zur Entflechtung der
ehemals vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen
haben sich börsliche wie bilaterale Handelsmöglichkeiten
für elektrische Energie entwickelt.
Sowohl börslicher als auch bilateraler Handel haben
inzwischen eine hinreichende Liquidität erreicht, so
dass für die Ware elektrische Energie ein belastbarer
Marktpreis existiert, der durch den Börsenhandel
transparent wird. Dies hat dazu geführt, dass in der
betrieblichen Praxis die Erzeugung elektrischer Energie
nicht mehr an der Vertriebslast sondern an den Marktpreisen
ausgerichtet wird. Der Strompreis ist damit zur
bestimmenden Größe für operative wie strategische
Entscheidungen in nahezu der gesamten Wertschöpfungskette
der Ware elektrische Energie geworden.
Dies betrifft insbesondere Fragestellungen im mittelfristigen
Zeitbereich, der ähnlich der Energieeinsatzplanung
den Zeithorizont mehrerer Monate bis zu wenigen
Jahren umfasst.
Die Nichtspeicherbarkeit des betrachteten Wirtschaftsguts
und die kurzfristig hohe Inelastizität der Nachfrage
führen zu hochvolatilen Marktpreisen. Stromerzeugungs-,
Handels- wie auch Vertriebsunternehmen
sehen sich aufgrund dieser Volatilität einer wesentlichen
Preisunsicherheit ausgesetzt. Eine genaue
Kenntnis über die zukünftige Entwicklung der Strom-
preise ist für die Qualität der operativen und strategischen
Entscheidungen von großer Bedeutung.
Ziel des hier vorgestellten Forschungsvorhabens ist die
Entwicklung von Strompreismodellen, die eine möglichst
exakte Abschätzung des zukünftigen Verlaufs der
Strompreise als Eingangsgröße für die mittelfristige
Stromerzeugungs- und Handelsplanung erlauben.
2 Analyse
2.1 Eigenschaften der Strompreise
Zur Formulierung geeigneter Strompreismodelle ist eine
genaue Kenntnis der Eigenschaften von Strompreisen
wichtig. Eine übliche Herangehensweise ist die Verwendung
von Methoden der deskriptiven und explorativen
Zeitreihenanalyse, deren erster Schritt eine visuelle
Auswertung der vorliegenden historischen Preiszeitreihe
ist. Die daraus abgeleiteten Hypothesen werden mit
statistischen Verfahren verifiziert.
Erste Ergebnisse einer solchen visuellen Untersuchung
sowie das Heranziehen in der Literatur diskutierter
Analysen [1,2], führen zur grundsätzlichen Unterscheidung
zwischen deterministischen und stochastischen
Eigenschaften.
Die deterministischen Eigenschaften fassen sämtliche
systematischen, also durch äußere Effekte erklärbaren,
Anteile zusammen. Bei Strompreisen ist insbesondere
96 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

ein periodisches Verhalten festzustellen, welches auf
die von der Jahreszeit und der Geschäftstätigkeit
abhängige Nachfrageseite des Preisbildungsprozesses
zurückzuführen ist. Es sind sowohl eine Jahressaison
als auch charakteristische Tagesfiguren zu beobachten.
Zudem lässt die visuelle Auswertung das Vorliegen
eines langfristigen Trends vermuten.
Zu den stochastischen, d. h. zufallsbedingten, Eigenschaften
der Strompreise zählen die Mean-Reversion
Eigenschaft, die hohe Volatilität sowie das Auftreten
extremer Preisspitzen. Als Mean-Reversion bezeichnet
man die Eigenschaft der Strompreise, um ein längerfristiges
Preisniveau mit kurzfristigen Ausschlägen zu
schwanken. Dies erscheint plausibel, da der Angebotsseite
des Preisbildungsprozesses die Erzeugungsgrenzkosten
zugrunde liegen. Diese haben einen Einfluss auf
das längerfristige Preisniveau der Strompreise, Abweichungen
davon sind auf kurzfristige Schwankungen der
Angebots- bzw. Nachfrageseite zurückzuführen. Die
hohe Volatilität resultiert ebenfalls aus diesen Schwankungen
und weist eine zeitliche Varianz auf. Aufgrund
der Nichtlinearität der Grenzkostenkurve, die im
Schwachlastbereich flacher als im Starklastbereich
verläuft, führen Nachfrageschwankungen in Schwachlastzeiten
bei gleicher Grenzkostenkurve zu geringeren
Preisschwankungen als in Starklastzeiten. Durch
Kraftwerksausfälle, extreme klimatische Gegebenheiten
oder auch irrationales Bieterverhalten kann es
kurzfristig zu extremen Preisspitzen kommen. Im Jahr
2006 ist es an der deutschen Strombörse European
Energy Exchange bspw. in einzelnen Stunden zu Preisen
von bis zu rund 2500 EUR/MWh gekommen [3].
Neben den deterministischen und stochastischen
Eigenschaften, lässt sich feststellen, dass die Strompreise
auch von exogenen Größen, wie bspw. den
Brennstoffkosten oder den Preisen für Emissionszertifikate,
beeinflusst werden. Mit den Mitteln der Regressionsanalyse
lassen sich derartige Abhängigkeiten
belegen. Unter Umständen lassen sich solche Korrelationen
allerdings nicht eindeutig feststellen, da in der
Regel eine Vielzahl von Größen miteinander in Wechselwirkungen
stehen. Im Falle der Strompreise ist
davon auszugehen, dass die Erwartung des Marktes
über die in den Preisbildungsprozessen implizierten
Wechselwirkungen sowie die Entwicklung der die
Strompreise beeinflussenden Größen in den Terminmarktpreisen
widergespiegelt sind. Diese könnten
daher zur aggregierten Abbildung des Einflusses der
exogenen Größen anstelle der exogenen Größen selbst
herangezogen werden.
Aufgrund von Unsicherheiten in der Entwicklung der die
Strompreise beeinflussenden Größen, besteht für die
Strompreise ebenfalls eine Unsicherheit hinsichtlich
ihrer längerfristigen Entwicklung. Neben einer die
FORSCHUNGSPROJEKTE
kurzfristigen stochastischen Effekte abbildenden
Berücksichtigung kurzfristiger Zeitabhängigkeiten sind
daher auch längerfristige Zeitabhängigkeiten der
Strompreise zu berücksichtigen.
2.2 Strompreismodelle
Zur Modellierung der Strompreise sind in der Literatur
zwei wesentliche Klassen von Modellen bekannt, deren
grundlegende Ideen im Folgenden erläutert werden.
2.2.1 Fundamentalmodelle
Der den Fundamentalmodellen zugrunde liegende
Ansatz geht davon aus, dass sich die Strompreise
vollständig durch Abbildung wesentlicher physikalischer
und wirtschaftlicher Zusammenhänge beschreiben
lassen. Ausgehend von einer grenzkostenbasierten
Preisbildung werden Fundamentalmodelle häufig um
spieltheoretische Modelle zur Abbildung strategischen
Bieterverhaltens ergänzt, das mit einer oligopolistischen
Marktstruktur begründet wird.
Für die Modellierung der Angebots- wie der Nachfrageseite
entsteht ein hoher Datenaufwand. Hinsichtlich
der Angebotsseite ist bspw. eine detaillierte Kenntnis
des Kraftwerksparks und der Brennstoffpreise notwendig.
Die Entwicklung beider Größen muss ebenfalls
möglichst exakt abgebildet werden. Die notwendige
Detaillierung einzelner Elemente des Fundamentalmodells
orientiert sich dabei an den untersuchten Fragestellungen
und dem betrachteten Zeitbereich. Fundamentalmodelle
finden meist im mittel- bis langfristigen
Zeitbereich Anwendung.
2.2.2 Stochastische Modelle
Die Grundidee stochastischer Modelle basiert auf der
Annahme, dass sich sämtliche Marktinformationen, die
zur Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der
betrachteten Größe relevant sind, in den historischen
Ausprägungen dieser Größe widerspiegeln. In dieser
Grundform entsprechen stochastische Modelle im
Wesentlichen einer Fortschreibung der aus den historischen
Daten abgeleiteten deterministischen und
stochastischen Eigenschaften in die Zukunft. Voraussetzung
für die Anwendbarkeit solcher Modelle ist die
Zulässigkeit der Annahme, dass die historischen
Eigenschaften der Preise auch für die Zukunft Geltung
haben. Längerfristige Entwicklungen, wie bspw. eine
Veränderung des Kraftwerksparks, können dazu führen,
dass diese Annahme nicht mehr oder nur noch teilweise
gültig ist. Daher finden stochastische Modelle in der
Regel im kurz- bis mittelfristigen Zeitbereich Anwendung.
Zusätzlich besteht die Möglichkeit stochastische
Modelle durch die Betrachtung exogener Größen zu
ergänzen, um auf diese Weise die Genauigkeit des
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 97

FORSCHUNGSPROJEKTE
Strompreismodells insbesondere hinsichtlich der
Berücksichtigung sich vollziehender Strukturumbrüche
zu verbessern.
Der Fokus dieser Arbeit liegt auf der Anwendung
stochastischer Modelle zur Strompreismodellierung, da
sie für die betrachteten Fragestellungen am viel
versprechendsten erscheinen.
3 Ausblick
In dieser Arbeit sollen ausgehend von einer Analyse der
Eigenschaften von Spot- und Terminmarktpreisen sowie
deren gegenseitigen Abhängigkeiten Strompreismodelle
für den mittelfristigen Zeitbereich entwickelt werden.
Ebenfalls wird untersucht, welche exogenen
Größen den Strompreis beeinflussen. Zur gemeinsamen
Modellierung der deterministischen und stochastischen
Eigenschaften der Strompreise sowie der exogenen
Einflüsse scheint die Wahl eines Mehrkomponentenmodells,
wie Bild 1 dargestellt, sinnvoll.
Deterministische Komponente
Strompreismodell
Stochastische Komponente
Exogene Komponente
Bild 1: Mehrkomponentenmodell für Strompreise
Der wesentliche Forschungsbedarf besteht in der
Ausgestaltung der stochastischen wie der exogenen
Komponente. Für erstere werden geeignete stochastische
Prozesse ausgewählt, die es erlauben, alle
relevanten stochastischen Eigenschaften abzubilden.
Für die Ausgestaltung der exogenen Komponente wird
untersucht, ob der Einfluss exogener Größen auf den
Strompreis im Modell unmittelbar durch Regressoren
abgebildet werden kann. Alternativ wird analysiert, ob
die Markteinschätzung, wie sie sich bspw. im Terminmarktpreis
widerspiegelt, zur Abbildung der Wechselwirkungen
zwischen exogenen Größen und dem
Strompreis besser geeignet ist.
4 Literatur
[1] Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen
Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen, Aachener Beiträge
zur Energieversorgung, Bd. 103, Klinkenberg Verlag,
Aachen 2005
[3] Borgmann, E.
Preisrisikomanagement im liberalisierten deutschen
Strommarkt
Dissertation TU Bergakademie Freiberg
Freiberger Dissertationen Online, Nr. 244, 2004
www.fridolin.tu-freiberg.de
Stand 23.2.2007
[3] Webseite der European Energy Exchange (EEX)
www.eex.de
Stand 23.2.2007
98 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

1 Einleitung
1.1 Motivation der Arbeit
Mit Inkrafttreten des novellierten Energiewirtschaftsgesetzes
ist erstmals die Einführung einer Anreizregulierung
für die Betreiber elektrischer Energieverteilungsnetze
in Deutschland vorgesehen. Auf diese
Weise soll die Bewirtschaftung der natürlichen Netzmonopole
zukünftig einen wirksamen und unverfälschten
Wettbewerb erfahren. In diesem Zusammenhang
ist für die notwendige Effizienzbestimmung einzelner
Netzbetreiber sowie zur individuellen Festlegung
angemessener Netzzugangsentgelte und Erlöse die
Anwendung analytischer Kostenmodelle vorgesehen.
Eine ausschließliche Bewertung von Kosten und
Erlösen ohne Berücksichtigung der Versorgungsqualität
kann in diesem Zusammenhang nicht sinnvoll sein, da
ein auf diese Weise stimuliertes Effizienzstreben der
Netzbetreiber langfristig zu Kostenreduktionen führt,
die gleichzeitig zu Lasten der Versorgungsqualität
gehen [1]. Aus diesem Grund sieht das EnWG ausdrücklich
die Erweiterung der Anreizregulierung um einzelne
Aspekte einer Qualitätsregulierung vor (vgl. §21a
Absatz 5, EnWG).
FORSCHUNGSPROJEKTE
Kosten der Versorgungszuverlässigkeit elektrischer Verteilungsnetze
Correlations between Supply Reliability and Costs of Distribution Networks
Dipl.-Ing. Frank Wirtz
Frank.Wirtz@iaew.rwth-aachen.de
Der Aufbau einer Regulierungsbehörde für Strom und Gas in Deutschland und die fortschreitende Einführung von
Regulierungsstandards nach europäischem Vorbild führt bei vielen deutschen Netzbetreibern zu einer kritischen Bewertung
der Kosten und Qualität ihrer Netze. Die unterschiedlichen Einflüsse auf die Versorgungszuverlässigkeit als
wichtiges Qualitätsmerkmal von Verteilungsnetzen und deren spezifische Kosten sind jedoch bisher nur unzureichend
bekannt. Aus diesem Grund sollen in dieser Forschungsarbeit die Auswirkungen relevanter Einflussgrößen auf die
spezifischen Kosten der Versorgungszuverlässigkeit analysiert und quantifiziert werden. Dazu sind sowohl die charakteristischen
Strukturmerkmale der Versorgungszuverlässigkeit abzuleiten als auch die signifikanten Einflussmöglichkeiten
der Netzbetreiber auf den Zusammenhang von Kosten und Zuverlässigkeit zu quantifizieren. Mit den Ergebnissen dieser
Arbeit wird es möglich sein, Zuverlässigkeit und Kosten von Verteilungsnetzen in Planungs- und Bewertungsprozessen
besser aufeinander abzustimmen.
Due to the establishment of a regulation authority, German system operators will have to face similar regulation
methods and standards concerning costs and reliability, as they are already established in several European countries.
Hence, they have to ensure reasonable use-of-system charges while providing an appropriate level of reliability of
supply. However, correlations between reliability and costs are still insufficient established. For this reason the research
objective of this study comprises the analysis and quantification of correlations and dependencies among the
reliability of supply, network costs and significant influencing parameters. Therefore, the effect of significant influencing
parameters, concerning the area to be supplied and the planning strategies of the system operator, on correlations
between reliability and costs have to be quantified. Furthermore, structural features affecting the reliability of supply
have to be identified. With results of this study system operators as well as regulation authorities can achieve a more
efficient adjustment of supply reliability and network costs concerning individual distribution networks.
Die zukünftige Anwendung analytischer Kostenmodelle
führt bei vielen Netzbetreibern zu der Frage nach den
minimalen Netzzugangsentgelten oder Netzkosten, die
eine angemessene Versorgungsqualität und gleichzeitig
eine nachhaltige Bewirtschaftung ihrer Netze unter den
individuellen Randbedingungen ermöglichen.
Der Zusammenhang zwischen der Versorgungszuverlässigkeit
als wichtigem Qualitätskriterium elektrischer
Verteilungsnetze und den Netzkosten sowie die
Auswirkungen unterschiedlicher Randbedingungen und
Freiheitsgrade der Netzplanung auf dieses Wirkungsgefüge
sind bis heute jedoch nur unzureichend untersucht.
Die Einführung diskriminierungsfreier und effizienter
Kosten- und Qualitätsregulierungsstandards aber auch
die Bestimmung von Verteilungsnetzstrukturen mit
angemessenem Kosten- und Qualitätsniveau würde
durch eine Quantifizierung dieser Zusammenhänge
erleichtert.
1.2 Ziel der Arbeit
Ziel dieser Forschungsarbeit ist die quantitative
Bewertung des Einflusses unterschiedlicher Randbedingungen
und Freiheitsgrade der Netzplanung auf das
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 99

FORSCHUNGSPROJEKTE
Wirkungsgefüge von Versorgungszuverlässigkeit und
Netzkosten von Mittelspannungsnetzen. Zu den
betrachtungsrelevanten Einflussgrößen zählen dabei
sowohl charakteristische Strukturmerkmale der Versorgungsaufgabe
als auch individuelle Vorgaben der
Netzplanung.
2 Analyse
2.1 Systembereich
Auswertungen der VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik
[2] sowie internationale Studien des Council of
European Energy Regulators (CEER) [3] belegen, dass
der wesentliche Anteil störungsbedingter Versorgungsunterbrechungen
von NS-Kunden durch die Verteilungsnetze
der Mittelspannungsebene verursacht wird.
Im Hinblick auf das Ziel dieser Forschungsarbeit liegt
der Fokus der geplanten Untersuchungen somit auf der
Analyse von Mittelspannungsnetzen.
2.2 Relevante Einflussgrößen
Die wesentlichen Einflussgrößen auf Versorgungszuverlässigkeit
und Kosten von Mittelspannungsnetzen
lassen sich nach Bild 1 grundsätzlich in zwei Kategorien
einteilen.
Versorgungszuverlässigkeit
Einflussgrößen (Planungsvorgaben)
Strukturmerkmale der
Versorgungsaufgabe
Charakteristische Kenngrößen
des Versorgungsgebiets und
der Netzkunden
nicht
beeinflussbar
Technische Randbedingungen
Bild 1: Relevante Einflussgrößen
Netzkosten
netzplanerische
Freiheitsgrade
Freiheitsgrade bei Netzstruktur,
Netzausstattung und
Netzbetrieb
beeinflussbar
Strukturmerkmale der Versorgungsaufgabe beschreiben
das Versorgungsgebiet und die dort ansässige Netzkundenstruktur.
Sie umfassen die unveränderlichen
Randbedingungen der Versorgungsaufgabe, die durch
den Netzbetreiber nicht beeinflusst werden können. Zu
diesen Einflussgrößen zählen beispielsweise Last- und
Anschlussdichte, die Inhomogenität der Lastverteilung,
die Siedlungsstruktur sowie topographische Besonderheiten
des Versorgungsgebiets. Die zweite Kategorie
von Einflussgrößen umfasst netzplanerische Freiheitsgrade,
die der individuellen Strategie des Netzbetreibers
unterliegen. Zu diesen Einflussgrößen zählen u. a.
Freiheitsgrade hinsichtlich Struktur, Ausstattung und
Betrieb elektrischer Netze.
Zusätzlichen Einfluss auf Kosten und Zuverlässigkeit
haben die beim Netzplanungsprozess einzuhaltenden
technischen Randbedingungen. Dazu zählen Vorgaben
zur Netzsicherheit sowie Grenzwerte für Spannungshaltung
und Kurzschlussströme. Normen, Standards oder
Betriebsmittelspezifikationen erlauben jedoch oftmals
nur sehr eingeschränkte Variationsmöglichkeiten,
wodurch für die Untersuchungen dieser Forschungsarbeit
praxisübliche Grenzwerte als feste Randbedingung
angenommen werden.
2.3 Kosten der Versorgungszuverlässigkeit
Werden beim Netzplanungsprozess Grenzwerte der
Versorgungszuverlässigkeit berücksichtigt, so kann für
eine individuelle Versorgungsaufgabe unter Berücksichtigung
aller relevanten Planungsvorgaben die kostengünstigste
Netzstruktur bestimmt werden, die zusätzlich
ein vordefiniertes Zuverlässigkeitsniveau erfüllt.
Die Zuverlässigkeit wird dabei anhand geeigneter
probabilistischer Kenngrößen, z. B. der kundenbezogenen
Unterbrechungshäufigkeit oder Unterbrechungsdauer,
bestimmt. Die betrachtungsrelevanten Netzkosten
umfassen ausschließlich unmittelbar netzbedingte
Kosten, wie Investitions-, Betriebs- und Verlustkosten.
Eine Variation der Versorgungszuverlässigkeitsgrenzwerte
bei sonst unveränderten Planungsvorgaben führt
zu unterschiedlichen kostenminimalen Verteilungsnetzstrukturen.
Auf diese Weise kann ein direkter Zusammenhang
zwischen den minimal erreichbaren Netzkosten
und den Grenzwerten der Versorgungszuverlässigkeit
hergestellt werden. Dieser Zusammenhang wird
ganz wesentlich von den Strukturmerkmalen der
Versorgungsaufgabe sowie der Parametrierung netzplanerischer
Freiheitsgrade beeinflusst.
3 Geplante Vorgehensweise
3.1 Verfahrensauswahl
Die Untersuchungen dieser Forschungsarbeit sollen
durch Modellierung und Analyse synthetischer Versorgungsszenarien
erfolgen. Im Vergleich zu einer statistischen
Auswertung realer Versorgungsszenarien liefert
der synthetische Ansatz eindeutige funktionale Zusammenhänge
zwischen den Einflussgrößen (Strukturmerkmale
der Versorgungsaufgabe, netzplanerische
Freiheitsgrade), der Versorgungszuverlässigkeit und den
spezifischen Netzkosten.
3.2 Allgemeiner Untersuchungsansatz
Die geplanten Untersuchungen dieser Forschungsarbeit
basieren auf einem mehrstufigen Ansatz (siehe Bild 2).
100 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Als Grundlage für jedes Untersuchungsszenario wird
zunächst mithilfe einer rechnerbasierten Modellierung
eine charakteristische Versorgungsaufgabe generiert,
die unter Berücksichtigung der individuell vordefinierten
Strukturmerkmale ein charakteristisches Versorgungsgebiet
mit einer entsprechenden Netzkundenstruktur
umfasst. Das resultierende synthetische
Netzgebiet berücksichtigt alle wesentlichen Zusammenhänge
einer realen Versorgungsaufgabe und
spiegelt somit hinreichend realitätsnah die vordefinierten
Strukturmerkmale wider.
Für jede Versorgungsaufgabe muss eine Netzstruktur
generiert werden, die alle spezifischen Planungsvorgaben
und technischen Randbedingungen berücksichtigt
und gleichzeitig unter Einhaltung der vorgegebenen
Zuverlässigkeitsgrenzwerte kostenminimal ist. Diese
Planungsaufgabe wird unter Anwendung eines praxiserprobten,
rechnerbasierten Optimierungsverfahrens [4]
gelöst, das die geschlossene Optimierung auch großer
Mittelspannungsnetze unter Berücksichtigung aller
planungsrelevanten Randbedingungen und Freiheitsgrade
ermöglicht.
Durch Variation der Zuverlässigkeitsrandbedingungen
und Auswertung der resultierenden Untersuchungsszenarien
kann der Zusammenhang zwischen den minimalen
Netzkosten und Grenzwerten der Versorgungszuverlässigkeit
für eine konkrete Versorgungsaufgabe und
unter Berücksichtigung spezifischer Planungsvorgaben
bestimmt werden.
Mit dem beschriebenen Verfahren soll zunächst der
Einfluss der Versorgungsaufgabe auf die Versorgungszuverlässigkeit
untersucht werden. Dazu werden
wesentliche Strukturmerkmale innerhalb praxisüblicher
Bandbreiten variiert, so dass eine Vielzahl von Versorgungsszenarien
entstehen, die sich jeweils in einem
Strukturmerkmal unterscheiden. Für jedes Untersuchungsszenario
können im Rahmen der Grenzkostenanalyse
die minimalen Netzkosten für ein vorgegebenes
Zuverlässigkeitsniveau ermittelt werden. Durch die
vergleichende Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit
von Netzstrukturen, die unterschiedliche Versorgungsaufgaben
mit äquivalenten Netzkosten erfüllen,
können die Einflüsse individueller Strukturmerkmale auf
die Versorgungszuverlässigkeit quantifiziert und so
Strukturmerkmale mit signifikantem Einfluss auf die
Versorgungszuverlässigkeit abgeleitet werden. Darüber
hinaus sollen die Einflussmöglichkeiten der Netzbetreiber
auf das Wirkungsgefüge von Netzkosten und
Versorgungszuverlässigkeit bewertet werden. Diese
Untersuchungen basieren auf einer begrenzten Anzahl
FORSCHUNGSPROJEKTE
konkreter Versorgungsaufgaben. Für einzelne Versorgu8ngsaufgaben
werden individuelle Planungsvorgaben
in praxisüblichen Bandbreiten variiert, um so Auswirkungen
auf Zuverlässigkeit und Kosten quantifizieren zu
können.
Untersuchungsszenario
Definition der
Versorgungsaufgabe
individuelle Parametrierung
von Strukturmerkmalen
Rechnerbasierte Grundsatzplanung
Generierung kostenminimaler
Netzstrukturen
Einhaltung von Grenzwerten
der Versorgungszuverlässigkeit
Bewertung von Zuverlässigkeit
und Kosten
Netzplanerische
Freiheitsgrade
spezifische Vorgaben für
Netzplanung und -betrieb
Quantifizierung von Einflussgrößen auf die Kosten der
Versorgungszuverlässigkeit
Strukturmerkmale der Versorgungszuverlässigkeit
Zuverlässigkeitsgrenzwerte
Technische
Randbedingungen
Betriebsmittelkenngrößen
- Kosten
- Zuverlässigkeit
Grenzkosten der Versorgungszuverlässigkeit
Bild 2: Methodisches Vorgehen
4 Literatur
[1] Wagner, R.; Cohnen, B.
Sicherung der Versorgungsqualität unter Anreizregulierung
– Ansätze aus UK und Niederlande
e/m/w Zeitschrift für Energie, Markt, Wettbewerb,
Heft 2/2005
[2] VDN e.V. beim VDEW
VDEW/VDN - Störungsstatistik
VWEW-Verlag, Frankfurt a. M., 1994-2001
[3] Electricity Working Group on Quality of Supply
Second Benchmarking Report on Quality of Electricity
Supply 2003
Council of European Energy Regulators (CEER),
Brüssel, 2003
[4] Tao, X.; Haubrich, H.-J.; Maurer, C.
Automatisierte Grundsatzplanung für Mittelspannungsnetze
et, 56.Jg. (2006), Heft 3, S. 8-11
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 101

FORSCHUNGSPROJEKTE
Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit von Gasnetzen
Evaluation of the Reliability of Gas Networks
Dipl.-Ing. Patrick Wittenberg
pw@iaew.rwth-aachen.de
Aufgrund der steigenden Bedeutung von Erdgas als Energieträger wird eine sichere Erdgasversorgung der Kunden
immer wichtiger. Dabei wird im Gasfach zwischen der Sicherheit und der Sicherstellung der Versorgung unterschieden.
Ein wesentlicher Bestandteil der Sicherstellung der Versorgung ist die Versorgungszuverlässigkeit der Gasnetze. Um
diese bei der Planung oder Bewertung von Netzen zu berücksichtigen, muss sie bestimmt werden können. In dieser
Arbeit sollen daher Kenngrößen ermittelt werden, die eine Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit von Gasnetzen
ermöglichen. Störungsstatistiken der Netze können als Grundlage dienen.
As a result of the growing relevance of natural gas as an energy source, a save natural gas supply of the customers
becomes more and more important. The gas community differentiates between the security and the securing of the gas
supply. A main component of the securing of the supply is the reliability of the gas networks. The reliability could make
a useful contribution to extension planning and evaluation of gas networks. In this thesis, key figures evaluating the
reliability of gas networks shall be identified. Existing disturbance statistics can serve as a basis.
1 Motivation
Die wachsende Bedeutung von Erdgas als Energieträger
[1] forciert den Ausbau von Gasnetzen. Gasnetzbetreiber
(GNB) sind daran interessiert, eine sichere
Versorgung zu möglichst geringen Kosten zu gewährleisten.
Dabei wird zwischen der Sicherheit (für Personen
und Betriebsmittel) und der Sicherstellung der
Versorgung unterschieden. Ein wesentlicher Faktor der
Sicherstellung der Versorgung ist die Versorgungszuverlässigkeit
der Gasnetze. Auf diese kann der GNB mit
gezielter Ausbauplanung seines Netzes Einfluss
nehmen. Mit der Möglichkeit der Bewertung der
Versorgungszuverlässigkeit können die Netze den
Bedürfnissen der Kunden und denen der GNB angepasst
werden.
Die Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit von
Gasnetzen gewinnt ebenfalls durch die bevorstehende
Anreizregulierung an Bedeutung. Eine ausschließlich
auf Effizienzsteigerung ausgelegte Anreizregulierung
könnte zu Einsparungen zu Lasten der Versorgungszuverlässigkeit
führen. Um dies zu verhindern, kann die
Versorgungszuverlässigkeit als Gegenpol zu den
Netzkosten in die Bewertung der Netze einbezogen
werden [2].
Laut dem Zweiten Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
sind GNB dazu verpflichtet, der
Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Bericht über
aufgetretene Versorgungsunterbrechungen vorzulegen
[3]. Die Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches
e.V. (DVGW) sammelt ebenfalls Störungsdaten der
GNB. Diese Statistiken können eine Grundlage zur
Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit von Gasnetzen
darstellen.
Ziel der Arbeit ist es, Kenngrößen, die eine Bewertung
der Versorgungszuverlässigkeit von Gasnetzen ermöglichen,
zu identifizieren. GNB wären somit in der Lage
mittels Prognosen die Versorgungszuverlässigkeit ihrer
Gasnetze zu optimieren. Die BNetzA könnte die Kenngrößen
als Qualitätsmaß für die vergleichende Bewertung
von Gasnetzen nutzen.
2 Geplantes Vorgehen
Zunächst werden die unterschiedlichen Störungen und
die Abläufe zur Störungsbeseitigung von GNB eruiert,
um eine realitätsnahe Wissensbasis zu erhalten.
Aufgrund der Erkenntnisse dieser Analyse und mit Hilfe
der Störungsstatistiken werden dann mögliche Kenngrößen
zur Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit
von Gasnetzen abgeleitet. Hierbei gilt es, Analogien zur
Bestimmung der Versorgungszuverlässigkeit im Stromsektor
auszunutzen.
3 Literatur
[1] Piller-Kornherr, C.; Baldia, P.
Energieträger Gas weltweit stark im Kommen
DVGW Jahresrevue – Sonderausgabe für das
deutsche Gas- und Wasserfach 2006/2007, 2006,
S.50-53
[2] Müller-Kirchenbauer, J. Dr.-Ing.
Strom und Gasnetzregulierung - Anreizregulierung
Vorlesung WS 2006/2007, S. 23-24,
RWTH Aachen
[3] Der Deutsche Bundestag
Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
Bundesgesetzblatt, Jg. 2005, Teil I, Nr. 42, § 52
102 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

FORSCHUNGSPROJEKTE
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 103

Methoden zur Preiskalkulation für den Stromvertrieb
Methods of Price Calculation for Sales Departments of
Electrical Energy Suppliers
STUDIENBEISPIELE
Dipl.-Ing. M.Sc. Uwe Padberg; Dr.-Ing. Thomas Hartmann; Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig
uwe.padberg@iaew.rwth-aachen.de
Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. techn. Hermann Egger; Dipl.-Ing. Dr. techn. Thomas Schwaninger, KELAG – Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft,
Klagenfurt
Aufgrund der Liberalisierung des Stromsektors profitieren Endkunden von einem Preiswettbewerb, der den Vertrieb von
Energieversorgungsunternehmen vor neue Herausforderungen stellt: Einerseits können neue Kunden akquiriert werden,
andererseits besteht die Gefahr des Verlusts von Bestandskunden an die Konkurrenz. Der Vertrieb muss daher Kunden
einen konkurrenzfähigen Strompreis anbieten. Zur Berechnung dieses Preises ist die Kenntnis der eigenen Beschaffungskosten
sowie der weiteren Kosten infolge risikobehafteter Planungsgrößen essentiell, um die eigene Rentabilität
zu gewährleisten. Insbesondere für Großkunden, die individuell ein stark unterschiedliches Lastverhalten aufweisen
können, stellt die Ermittlung der Beschaffungskosten eine anspruchsvolle Aufgabe dar. Aus dieser Motivation erfolgte
die Entwicklung eines Verfahrens, das die Preiskalkulation unter Berücksichtigung der Strommarktpreise sowie der
Struktur und Prognosegüte des Kundenprofils ermöglicht. Die Kosten zur Versorgung eines Kunden werden unter
Einbeziehung risikobehafteter Planungsgrößen bei unterschiedlichen Handelsstrategien am Strommarkt quantifiziert.
Due to the liberalisation of the electricity sector, end consumers benefit from a price competition which leads to a new
challenge for the sales department of energy supply companies. On the one hand, the chance of acquiring new customers
arises. On the other hand, the risk of losing customers to competitors emerges. Hence, the sales department has to
offer a competitive electricity price to customers. For the calculation of prices for a profitable offer, it is essential to
know the procurement costs as well as the costs originating from planning risks in order to remain profitable. Particularly
for bulk customers, with their individual and varying load characteristics, the quantification of the costs is a
challenging task. This is the motivation for the development of a method to support the price calculation under consideration
of uncertainties of market prices as well as the structure and forecast quality of the customer demand. The
costs for the supply of customers are determined on the basis of planning risks and different trading strategies at the
energy markets.
1 Einleitung
Durch die Liberalisierung des Stromsektors hat sich ein
Preiswettbewerb entwickelt, der es Endverbrauchern
ermöglicht, ihren Versorger frei zu wählen. Energieversorgungsunternehmen
wird dadurch einerseits die
Chance eröffnet, Kunden außerhalb des ursprünglichen
Versorgungsgebietes zu akquirieren, andererseits besteht
die Gefahr des Versorgerwechsels von Bestandskunden
zu einem konkurrierenden Stromversorger.
Auf diese veränderten Rahmenbedingungen muss der
Vertrieb von Energieversorgungsunternehmen reagieren,
indem er einen konkurrenzfähig kalkulierten
Strompreis anbietet. Um die eigene Profitabilität zu
gewährleisten, ist es notwendig, die anfallenden
Kosten zur Kundenversorgung zu kennen. Für Kleinkunden
können die Kosten des untereinander vergleichbaren
Lastverhaltens aufgrund von Mittelungseffekten
und der großen Anzahl der Kunden im Portfolio hinreichend
genau ermittelt werden. Großkunden hingegen
weisen sehr individuelle Lastverläufe auf, die im Ver-
gleich zu Kleinkunden deutliche Abweichungen des tatsächlichen
Verbrauchs vom geplanten Lastverhalten
aufweisen können, was die Kosten der Versorgung beeinflusst.
Zudem ist eine vollständige Energiebeschaffung
zu sicheren Preisen am Strommarkt nicht möglich.
Durch diese Unsicherheiten wird die Ermittlung eines
fairen, d. h. sowohl konkurrenzfähigen als auch kostendeckenden
Preisangebots erschwert. In dieser Studie
wurde in Zusammenarbeit mit KELAG ein Verfahren zur
Strompreiskalkulation von Endkunden entwickelt, in
dem die Beschaffungskosten unter Berücksichtigung
der Unsicherheiten des Lastverhaltens sowie der Preisrisiken
am Strommarkt quantifiziert werden können.
2 Methodisches Vorgehen
2.1 Vorgehen bei der Kundenakquisition
Um als Versorger einen Großkunden gewinnen oder
halten zu können, ist es notwendig, ein konkurrenzfähiges
Angebot zu unterbreiten, wobei aufgrund des
homogenen Gutes "elektrische Energie" die Preisvor-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 103

STUDIENBEISPIELE
stellung des Kunden das entscheidende Differenzierungskriterium
ist. Diese Preisvorstellungen ergeben
sich aus Angeboten konkurrierender Stromversorger
und den Kosten, die sich aus der Versorgung des
Kunden ergeben.
Die Preisgestaltung muss sich daher an den tatsächlichen
Beschaffungskosten zur Versorgung des Kunden
orientieren. Bei der Preiskalkulation lassen sich dabei
drei Preiskomponenten identifizieren:
• Basispreis
• Strukturierungszuschlag
• Risikozuschlag
Der Basispreis ergibt sich durch die Kosten von Standardprodukten
im Monats- bis Jahresbereich, wie z. B.
an der European Energy Exchange (EEX). Dabei werden
die Standardprodukte unverzüglich nach Auftragserteilung
(back-to-back-Beschaffung) zu bekannten Preisen
in der Menge gehandelt, die dem prognostizierten
Lastverlauf des Kunden weitestgehend entspricht.
Dabei ist die minimale Lieferrate von 1 MW zu beachten.
Bei dieser Beschaffung existiert keine Preisunsicherheit,
so dass sich als Basispreis lediglich die
Kosten der Börsenprodukte am Terminmarkt ergeben.
Eine exakte Deckung des prognostizierten Lastbedarfs
des Kunden ist jedoch allein durch den Handel von
Terminprodukten nicht möglich, was bei der Verwendung
eines stündlichen oder viertelstündlichen Zeitrasters
deutlich wird. Je nach der Strukturierung der
prognostizierten Last können z. B. Schwankungen im
Stundenbereich nicht durch Beschaffung am Terminmarkt
ausgeglichen werden. Ebenso ist die Beschaffung
von Energiemengen von weniger als 1 MW am
Terminmarkt nicht möglich. Diese stündlichen Lastschwankungen
müssen am Spotmarkt ausgeglichen
werden. Viertelstündliche Schwankungen des prognostizierten
Lastverlaufs werden ex-post am Markt für
Ausgleichsenergie glattgestellt und verrechnet. Als
Berechnungsgrundlage wird der Erwartungswert der
Kosten am Spot- und Ausgleichsenergiemarkt verwendet.
Somit ergibt sich zusätzlich zum Basispreis ein
Strukturierungszuschlag in Abhängigkeit des Lastprofils.
Die Preiskalkulation der Kunden kann aus zwei Gründen
nicht risikolos erfolgen. Einerseits sind die Preise für
den Spot- und Ausgleichsenergiemarkt zum Zeitpunkt
der Angebotserstellung für den Kunden nicht bekannt,
was zu einem Preisrisiko führt. Andererseits stellt das
Lastprofil des Kunden lediglich eine Prognose dar.
Daher kann der tatsächliche Lastverlauf des Kunden
Abweichungen von der Prognose aufweisen. Diese
Abweichungen sind, da sie erst im Nachhinein bekannt
sind, durch Ausgleichsenergie glattzustellen und
werden somit ex-post verrechnet. Da diese Preise
risikobehaftet sind, kann von den Kunden beispielsweise
ein Risikozuschlag erhoben werden, dessen Höhe
von der Genauigkeit seiner Prognose abhängig ist. So
kann der Kunde z. B. eine Bandbreite wählen, innerhalb
derer Abweichungen des tatsächlichen Lastverlaufs
vom prognostizierten Lastverlaufs ohne Sanktionen
zugelassen sind. Werden diese Toleranzen überschritten,
muss der Kunde für die entstehenden Mehrkosten
vollständig aufkommen. Je geringer die Bandbreite der
Lastabweichung ist, auf die sich der Kunde eingrenzen
lässt, desto geringer kann dieser Risikozuschlag
ausfallen.
Somit können mit dem zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses
bekannten Basispreis der Terminmarktprodukte,
dem durch die Strukturierung der Last bedingten
Strukturierungszuschlag und dem Risikozuschlag, der
aufgrund der Ungenauigkeit der Last- und Preisprognosen
abhängig von der Prognosegüte zu beachten ist, die
Beschaffungskosten quantifiziert werden.
2.2 Verwendete Methodik
Das Verfahren zur Ermittlung der Beschaffungskosten
basiert auf Markt- sowie Kundendaten. Die Abbildung
der unsicheren Spot- und Ausgleichsenergiemarktpreise
erfolgt durch eine Analyse der statistischen Eigenschaften
von historischen Spot- und Ausgleichsenergiemarktdaten,
so dass Preismodelle abgeleitet werden
können. Damit werden eine Vielzahl von Preisszenarien
generiert, die als Eingangsdaten für die nachfolgenden
Verfahrensschritte dienen. Die Terminmarktpreise
werden als sichere Planungsgröße betrachtet, da sie
zum Zeitpunkt der Kostenermittlung bekannt sind.
Zusätzlich sind Prognosen für die jeweiligen Lastprofile
der zu versorgenden Kunden erforderlich. Diese Prognosen
können sowohl auf synthetischen als auch auf
historischen Lastprofilen basieren. Die strukturelle
Charakteristik der Last und die Prognoseunsicherheit
wird über eine Vielzahl von Lastszenarien abgebildet
[1].
3 Verfahren zum Vertriebsportfolio
management
Das Verfahrensprinzip zum stochastischen Vertriebsportfoliomanagement
ist in Bild 1 dargestellt.
Die Eingangsdaten des Verfahrens sind Preise und
Lastszenarien für den Betrachtungszeitraum. Die zum
Zeitpunkt der Angebotserstellung risikobehafteten
104 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Daten, d. h. Kundenlast, Spot- und Ausgleichsenergiemarktpreise,
sind über eine Vielzahl von Szenarien
abgebildet. Einzig die Terminmarktpreise sind ein
sicheres Planungsdatum. Mit dieser stochastischen
Betrachtungsweise ist es möglich, die Struktur des
Lastprofils, die Prognosegüte der Kundenlast sowie die
Preisunsicherheiten in die Kostenermittlung mit
einzubeziehen.
Szenarien
Last
Bildung
EW-Szenario
Terminmarkt
Spotmarkt
Bildung
EW-Szenario
Ermittlung der
Terminmarktentscheidungen
Simulation der Szenarien
Bilanzierung und
Ergebnisauswertung
AE-Markt
Preise
Bild 1: Verfahren zum Vertriebsportfoliomanagement
Die Handelsentscheidungen am Terminmarkt werden
im ersten Verfahrensschritt in Bild 1 ermittelt. Die
einzelnen Szenarien, die mögliche Realisationen der
unsicheren Größen abbilden, werden zur Bildung der
Handelsentscheidungen am Terminmarkt als Erwartungswert
der Preisszenarien nicht herangezogen. Das
Planungsszenario spiegelt die Erwartung der unsicheren
Größen wider. Standardmäßig wird zu diesem
Zweck ein Erwartungswertszenario aus allen Last- und
Spotmarktpreisszenarien generiert. Alternativ zu einem
Erwartungswertszenario kann das Planungsszenario
auch nach anderen Kriterien definiert werden. Das
Planungsszenario dient als Entscheidungsgrundlage für
den Handel am Terminmarkt. Die Handelsentscheidungen
können nach zwei unterschiedlichen Strategien
getroffen werden, der Mengen- und der Kostenminimierung
(Bild 2). Die Preise am Ausgleichsenergiemarkt
gehen nicht mit in die Handelsentscheidungen am
Terminmarkt ein, da der Ausgleichsenergiemarkt
lediglich zum Ausgleich von Prognoseabweichungen
bzw. Abweichungen viertelstündlicher Lastwerte von
der stündlichen Handelsmenge genutzt wird.
Die Strategie der Mengenminimierung stellt eine
risikoaverse Vorgehensweise dar [2]. Das Lastprofil des
Kunden wird mit einem minimalen Handelsvolumen am
Spot- und Ausgleichsenergiemarkt am risikolosen
Terminmarkt beschafft. Die verbleibende Menge wird
am Spotmarkt gehandelt und am Ausgleichsenergiemarkt
glattgestellt. Bei dieser Strategie müssen keine
STUDIENBEISPIELE
Marktpreise berücksichtigt werden, so dass keine
kostenoptimale Beschaffung erfolgt.
Die Strategie der Kostenminimierung versucht, eine
möglichst kostenoptimale Beschaffung zu erzielen. Das
Entscheidungskriterium sind hier die Termin- und die
Spotmarktpreise. Der Ausgleichsenergiemarkt wird
nicht zur Kostenminimierung herangezogen, sondern
nach wie vor lediglich zum Ausgleich von Lastabweichungen
genutzt. Je nach Terminmarktpreis und den
Erwartungswerten der Spotmarktpreise kann sich eine
Konstellation ergeben, für die in einem Zeitraum die
Energie am Spotmarkt günstiger als am risikolosen
Terminmarkt beschafft werden kann. In diesem Fall
wird die elektrische Energie am risikobehafteten
Spotmarkt beschafft. Um das Risiko des Portfolios zu
steuern, wird als Steuergröße eine so genannte
"Zwangsmenge" vorgegeben, die ein prozentuales
minimales Volumen für den Handel am Terminmarkt
vorgibt, falls der Spotmarkt ein günstigeres Preisniveau
als der Terminmarkt aufweist. Diese Vorgabe führt zu
einer Abweichung von der kostenoptimalen Lösung. Um
das Verhältnis von Risiko zu Kosten zu quantifizieren,
wird die Kostenminimierung bei Variation der Zwangsmenge
mehrmals durchlaufen. Ergebnis sowohl der
Mengen- als auch Kostenminimierung sind die Handelsentscheidungen
am Terminmarkt.
Terminmarkt
(Preise nicht
relevant)
Ermittlung der
Terminmarktentscheidungen
Mengenminimierung
Last
EW-Szenario
Spotmarkt
EW-Szenario
Terminmarkt
(Preise relevant)
Zwangshandel Terminmarkt
Gefahr des vollständigen Spothandels
Risikobegrenzung durch Zwangsmenge
Kostenminimierung
Terminmarktentscheidungen
Bild 2: Strategien der Handelsentscheidungen
Der zweite Verfahrensschritt in Bild 1 übernimmt die
Terminmarktentscheidungen als Eingangsdatum. Für
jede Kombination aus Spotmarktpreis- und Lastszenario
wird eine Simulation durchgeführt, für die die Beschaffungskosten
ermittelt werden. Zur Verrechnung der
viertelstündlichen Ausgleichsmengen werden die
Szenarien der Ausgleichsenergiemarktpreise herangezogen.
Für jede Kombination werden die Kosten
bilanziert und das Beschaffungsportfolio ermittelt.
Aus der Gesamtheit der simulierten Szenarien kann
eine Verteilungsfunktion der Beschaffungskosten
bestimmt werden. Für die Kostenminimierung wird
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 105

STUDIENBEISPIELE
zusätzlich eine Portfoliofunktion [3], d. h. Beschaffungskosten
und Risiko in Abhängigkeit der Zwangsmenge
am Terminmarkt, ermittelt, die damit die Eigenschaften
der zu realisierenden Portfolios darstellt.
Aus der Kostenverteilungsfunktion können Kenngrößen
wie most-likely-case (am wahrscheinlichsten zu
erwartende Beschaffungskosten), worst-case (Kosten
im 10 %-Quantil der ungünstigsten Fälle) und best-case
(Kosten im 10 %-Quantil der günstigsten Fälle) extrahiert
werden. Aus der Streuung der Verteilungsfunktion
bzw. der Differenz most-likely-case zu worst-case kann
das Risiko für einen Kunden quantifiziert werden,
woraus der Risikoaufschlag für die Angebotserstellung
abgeleitet werden kann.
4 Exemplarische Ergebnisse
Zur Veranschaulichung werden für einen exemplarischen
Kunden die Beschaffungskosten für einen
Planungszeitraum von einem Jahr mit dem zuvor
beschriebenen Verfahren bestimmt.
Als Eingangsdaten dienen die Preise der Terminprodukte
an der EEX. Die Unsicherheit der Kundenlast wird
anhand von sieben historischen Realisationen abgebildet.
Die Kostenbestimmung wird mittels der Strategie
Kostenminimierung durchgeführt. Dabei wird die
Zwangsmenge von 0 % bis 100 % in 10 %-Schritten
variiert. Zum Vergleich wird eine Mengenminimierung
durchgeführt.
In Bild 3 ist die Portfoliofunktion der Beschaffungskosten
dargestellt, d. h. die Kosten im worst-case über den
zu erwartenden Kosten (most-likely-case). Das Risiko
bei der Beschaffung kann durch eine Erhöhung der
Zwangsmenge, d. h. Vorgabe eines prozentualen
Handelsvolumens am Terminmarkt reduziert werden, da
so die Kosten im worst-case sinken. Dafür steigt der
Erwartungswert (most-likely-case) der Beschaffungskosten
an. Aus diesem Zusammenhang kann das zu
erwartende Risiko und die zu erwartenden Beschaffungskosten
einer risikobehafteten Beschaffung
eingegrenzt werden.
Bild 4 zeigt die jeweiligen Beschaffungskosten bei Vorgabe
unterschiedlicher Zwangsmengen für den Terminmarkthandel.
Hier sind die Kosten für den best-, worst-
und most-likely-case dargestellt. Es ist zu erkennen,
dass für eine hohe Zwangsmenge die Kosten im worstcase
geringer werden (Risiko wird minimiert), gleichzeitig
jedoch die Beschaffungskosten im best-case und im
most-likely-case ansteigen (Chance wird verringert).
Kosten
worstcase
Zwangsmenge 0 %
Mengenminimierung
Zwangsmenge 100 %
Kosten most-likely-case
Bild 3: Portfoliofunktion der Beschaffungskosten
Somit kann mit dem Verfahren die Bandbreite der zu
erwartenden Beschaffungskosten bei den jeweils
vorgegebenen Zwangsmengen ermittelt werden.
Spezifische
most-likely-case
Kosten
worst-case
best-case
0 20 40 60 % 100
Zwangsmenge
Bild 4: Entwicklung der Beschaffungskosten als
Funktion der risikobehafteten Beschaffungsmengen
Das Verfahren bietet zudem die Möglichkeit, Aussagen
über die Verteilung der Beschaffungskosten in den einzelnen
Szenarien zu treffen. Dabei werden sämtliche
Beschaffungskosten für jede mögliche Szenarienkombination
und für jede vorgegebene Zwangsmenge ermittelt.
Die Ergebnisse sind in Bild 5 als Verteilungsdichtefunktion
exemplarisch für den zwangsweisen Einkauf
von 0 %, 50 % und 100 % der gesamten Energiemenge
am Terminmarkt dargestellt. Bei niedrigen
Zwangsmengen ergibt sich eine breite Verteilungsdichtefunktion
der Beschaffungskosten. Bei großen
Zwangsmengen ist das Maximum sehr deutlich ausgeprägt.
Die Streuung der Beschaffungskosten ist geringer,
jedoch tritt das Maximum der Verteilungsdichtefunktion
bei höheren Kosten auf als bei niedrigen
Zwangsmengen. Durch Erhöhung der Zwangsmenge
werden Kosten in ungünstigen Szenarien reduziert
(siehe Markierung in Bild 5).
Aus dieser Darstellung ist zudem erkennbar, dass auch
bei einer Zwangsmenge von 100 % das Risiko nicht
vollständig vermieden, sondern lediglich minimiert wird
und ein Restrisiko grundsätzlich immer verbleibt.
Dieses Restrisiko ergibt sich aufgrund unsicherer Spot-
106 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

und Ausgleichsenergiemarktpreise und der Lastcharakteristik.
Die einzelnen Preiskomponenten Basispreis, Strukturierungs-
und Risikozuschlag (siehe 2.1) sind in Bild 6
aufgeschlüsselt. Dabei errechnet sich der Strukturierungszuschlag
als Differenz des vom Verfahren ermittelten
Erwartungswerts der Beschaffungskosten und
des Basispreises, der durch die Beschaffung am
Terminmarkt bestimmt wird. Der Erwartungswert der
Beschaffungskosten spiegelt somit die Summe der
Handelsmengen am Termin-, Spot- und Ausgleichsmarkt
ohne Betrachtung von Risiken wider.
Verteilungs- Zwangsmenge 50 %
dichte
Zwangsmenge 0 %
Zwangsmenge 100 %
schlechteste Szenarien
Kosten
Bild 5: Verteilungsdichtefunktion der Beschaffungskosten
für unterschiedliche Zwangsmengen
Das Risiko ergibt sich zum einen aus der Abweichung
der tatsächlichen Kundenlast vom prognostizierten
Lastprofil und zum anderen durch Preisrisiken, die durch
einen Risikozuschlag erfasst werden. Durch die Simulation
einer Vielzahl an Last- und Preisszenarien kann mit
Hilfe des entwickelten Verfahrens der Risikozuschlag
bestimmt werden.
Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass neben
einer Bestimmung der Beschaffungskosten eine
Quantifizierung des Risikos bzw. der Chance bei
stochastischer Betrachtung von Last und Preisen
möglich ist.
Spezifische
Kosten
worst-case
most-likely
case
best-case
Risikozuschlag
Strukturierungszuschlag
Basispreis
Bild 6: Quantifizierung von Strukturierungs- und
Risikozuschlag
5 Zusammenfassung und Ausblick
STUDIENBEISPIELE
Im liberalisierten Strommarkt erfordert eine faire
Angebotserstellung für Großkunden eine individuelle
Ermittlung der Beschaffungskosten. Dabei ist der
Basispreis zuzüglich von Strukturierungs- und Risikozuschlägen
zu Grunde zu legen.
Am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
wurde deshalb in Zusammenarbeit mit KELAG
ein Verfahren entwickelt, das eine stochastische
Preiskalkulation für Stromkunden ermöglicht und
Handelsentscheidungen an den Märkten für elektrische
Energie durch Verwendung unterschiedlicher Strategien
ermittelt. Durch Berücksichtigung einer Vielzahl an
Last- und Preisszenarien ist eine Quantifizierung der
Beschaffungskosten unter Risikogesichtspunkten
möglich.
Eine mögliche Anwendung des Verfahrens ist die
Untersuchung von Portfolioeffekten durch die Nutzung
von Synergien bei einer Strombeschaffung für die
Gesamtheit von unterschiedlich strukturierten Kundenprofilen
[2].
6 Literatur
[1] Hartmann, T.; Blaesig, B.; Padberg, U.; Egger, H.;
Schwaninger, T.
Vertriebsportfoliomanagment
Jahresbericht 2006, ABEV Bd. 109, Klinkenberg
Verlag, Aachen 2006
[2] Schwaninger, T.
Zur Berücksichtigung des Portfolioeffektes bei der
Preisgestaltung für Großkunden in der Elektrizitätswirtschaft
Dissertation TU Graz 2006
[3] Blaesig, B.
Methoden des Risikomanagements in der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen 2007
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 107

STUDIENBEISPIELE
Bewertung von Ausbauoptionen hydraulischer Kraftwerksgruppen
Evaluating Optional Expansion for Interconnected Hydro Power Plants
Dipl.-Ing. Tobias Mirbach; Dr.-Ing. Gerd Hinüber
tobias.mirbach@iaew.rwth-aachen.de, gerd.hinueber@iaew.rwth-aachen.de
Im Zuge der europaweiten Liberalisierung des Energiesektors stehen Stromerzeugungsunternehmen in nationalem wie
internationalem Wettbewerb. Zudem ergeben sich veränderte Rahmenbedingungen in Folge von Angebots- und Nachfragestrukturentwicklungen,
und es bieten sich neue Absatzalternativen, wie bspw. an den Märkten für Reserve. Diese
Entwicklungen erfordern bei den Unternehmen Überlegungen zur Anpassung der Struktur des eigenen Erzeugungsparks
und somit eine Evaluierung eventueller Aus- und Neubauprojekte. Da Investitionen speziell in hydraulische Kraftwerksgruppen
kapitalintensiv sowie irreversibel sind und sich durch lange Projektierungs- und Abschreibungszeiten kennzeichnen,
ist eine fundierte Bewertung dieser Projekte hinsichtlich ihrer Rentabilität, die im Wesentlichen von der
Marktpreisentwicklung abhängt, notwendig. Die zukünftigen Marktpreise wurden im Rahmen dieser Studie über
Entwicklungsszenarien relevanter Einflussgrößen generiert, auf Basis derer der zukünftige Wert von Ausbauoptionen
abgeschätzt wurde. Anhand eines Vergleichs von zu erwartendem Erlöspotenzial und entsprechenden Investitionskosten
kann die Rentabilität verschiedener Ausbauoptionen bestimmt und Entscheidungen über einen eventuellen Kraftwerksausbau
getätigt werden.
Due to the liberalisation of the European electricity market, power generation companies are exposed to national and
international competition. In addition, there are new conditions because of the changing situation of supply and
demand as well as new marketing opportunities, e.g. reserve markets. For this reason, it is essential to the power
generation companies to reconsider the portfolio of generating assets, and the question of evaluating potential projects
of expansion is gaining in importance. Especially expansion for interconnected hydro power plants are characterized by
long project planning and amortization periods, hence, it is essential to investigate their economic profitability which
primarily depends on the market price. In the scope of this study, the market prices for the future period under consideration
are based on scenarios of possible realisations of the relevant influencing factors. On the basis of these market
prices, the potential projects have been evaluated. The economic profitability of different projects for expansion can be
determined by comparing the revenues with the investment costs, and conclusions can be made concerning the decision-making.
1 Hintergrund
Im liberalisierten europäischen Markt für elektrische
Energie bieten sich Erzeugungsunternehmen derzeit
attraktive Vermarktungsmöglichkeiten sowohl an
Märkten für elektrische Fahrplanenergie als auch an
den in jüngerer Vergangenheit preislich sehr interessanten
Märkten für Reserve.
Darüber hinaus sieht sich die Energiewirtschaft einer
Reihe von weiteren einschneidenden Veränderungen
gegenüber. Neben der geografischen Ausweitung des
Marktes und damit der Veränderung sowohl der
Angebots- als auch der Nachfragestruktur durch die
bereits zum 01.05.2004 begonnene Osterweiterung der
EU sind hier der Handel mit Emissionszertifikaten
beginnend mit dem 01.01.2005 [1] sowie die Wasserrahmenrichtlinie
des Europäischen Rates und des
Parlaments [2] als europaweit wirkende Veränderungen
zu nennen. Daneben stehen eine Vielzahl nationaler
energiepolitischer Entscheidungen, wie bspw. politisch
angestrebte Förderziele der regenerativen Elektrizitätserzeugung
oder das Gesetz zur geordneten Beendigung
der Kernenergienutzung zur gewerblichen Stromerzeugung
in Deutschland [3], die ebenfalls Rückwirkungen
auf das gesamteuropäische System der elektrischen
Energieversorgung haben werden.
Vor diesem Hintergrund stellt sich für Stromerzeugungsunternehmen
die Frage, ob ihr Erzeugungsportfolio
den geänderten Rahmenbedingungen entsprechend
zusammengesetzt ist oder eine Anpassung oder
Erweiterung des eigenen Erzeugungsparks ökonomisch
sinnvoll erscheint. Allgemein stehen Erzeugungsunternehmen
bei derartigen Fragestellungen vor der Aufgabe,
die Rentabilität der meist sehr kapitalintensiven
und durch lange Abschreibungszeiten gekennzeichneten
Projekte nachhaltig abzuschätzen. Die Rentabilität
einer derartigen Investition wird über die Relation
zwischen wohlbekannten Investitionsaufwendungen
und demgegenüber nur unsicher einschätzbaren Erlösen
während der Betriebsphase bestimmt.
Ziel der Studie ist die Analyse und strukturierte Bewertung
der die langfristige Marktpreisentwicklung
108 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

nachhaltig beeinflussenden Größen und eine Abschätzung
einerseits der Sensitivität dieser Größen auf die
Marktpreise, andererseits deren wahrscheinliche Entwicklung
basierend auf der Analyse und Konsolidierung
einer Vielzahl von Prognosestudien. Daraus werden
eine Einschätzung des Wertes von Ausbauoptionen
hydraulischer Kraftwerksgruppen sowie das Investitionsrisiko
bei unterschiedlichen Marktentwicklungen
abgeleitet.
2 Methodisches Vorgehen
Die Bewertung der möglichen Ausbauoptionen erfolgt
basierend auf dem Ansatz einer Vermarktung am
zukünftigen Strommarkt, wozu jedoch die Verwendung
zukünftiger Marktpreise erforderlich ist. Diese Preise
sind nicht bekannt und müssen für die Zukunft prognostiziert
werden. Hierbei kann jedoch keine Extrapolation
der historischen Marktpreise durchgeführt werden, da
bei dieser Vorgehensweise veränderte Randbedingungen
in der Zukunft nicht berücksichtigt werden.
Stattdessen wird das im Folgenden beschriebene
methodische Vorgehen verwendet, das auf der Überlegung
der Zusammensetzung der Marktpreise aus
fundamentaler sowie nichtfundamentaler Komponente
aufbaut. Die fundamentale Preiskomponente stellt
hierbei eine erklärbare Komponente dar, die auf den
Grenzkosten des Erzeugungssystems basiert. Die
nichtfundamental getriebene Komponente repräsentiert
einen nicht erklärbaren Aufschlag, der den unvollkommenen
Markt sowie das strategische Bieterverhalten
der Marktteilnehmer abbildet. Einen Überblick über das
methodische Vorgehen gibt Bild 1.
Festlegung von
zukünftigen
Entwicklungsszenarien
Marktsimulation zur
Ermittlung der
zukünftigen Grenzkosten
Analyse des historischen
Verhältnisses von
Grenzkosten zu
Marktpreisen
Ableitung
mathematischer
Modelle und
zukünftiger Szenarien
Synthese zu Szenarien zukünftiger Marktpreise
Simulation Simulation der der Vermarktung Vermarktung von von Ausbauoptionen
Ausbauoptionen
Simulation Simulation der der der
Vermarktung Vermarktung von von von
Ausbauoptionen
Ausbauoptionen
Simulation der der Vermarktung von von Ausbauoptionen
Bild 1: Methodisches Vorgehen
Zur Ermittlung der zukünftigen Grenzkosten, d. h. der
fundamentalen Preiskomponente, müssen zunächst die
möglichen Entwicklungsszenarien für den Betrach-
STUDIENBEISPIELE
tungsbereich festgelegt werden. Auf dieser Basis
werden Marktsimulationen durchgeführt, aus denen die
zukünftigen Grenzkosten bestimmt werden können.
Um die zukünftige nichtfundamental getriebene
Preiskomponente abzuschätzen, wird zunächst der
historische Aufschlag aus Differenzbildung zwischen
den historischen Marktpreisen und historischen
Grenzkosten, die durch Marktsimulationen für vergangene
Jahre bestimmt werden können, ermittelt. Diese
Zeitreihe der historischen Aufschläge wird im Anschluss
analysiert und die charakteristischen mathematischen
Eigenschaften abgeleitet. Abschließend werden
die historischen Aufschläge unter Beibehaltung der
mathematischen Eigenschaften in die Zukunft fortgeschrieben,
was aufgrund der stochastischen Anteile zur
Abbildung verschiedener möglicher Szenarien, d. h.
möglicher zukünftiger Realisationen, führt. In der
Synthese erfolgt die Addition der zwei im Vorfeld
beschriebenen Komponenten. Unter Verwendung dieser
generierten Marktpreise können die Ausbauoptionen
durch Simulation der Vermarktung am Strommarkt
bewertet werden.
2.1 Ermittlung der fundamentalen Preiskomponente
Die Ermittlung der fundamentalen Preiskomponente
erfolgt durch Marktsimulationen. Hierfür wird zunächst
der Betrachtungsbereich abgegrenzt, bevor die relevanten
Einflussgrößen auf die Erlössituation von Kraftwerksausbauten
analysiert und quantifiziert werden.
2.1.1 Abgrenzung des Betrachtungsbereiches
Die geografische Abgrenzung des zu untersuchenden
Systems orientiert sich an der Situation des UCTE-
Verbundnetzes. Betrachtet wird das zentraleuropäische
System, bestehend aus Deutschland, Österreich,
Italien, Schweiz, Frankreich sowie Belgien/Niederlande.
Die neuen EU-Mitgliedsländer Polen,
Tschechien, Slowakei, Ungarn und Slowenien werden
in aggregierter Form (EU Ost) berücksichtigt. Die
Nordel-Länder bleiben ebenso wie Großbritannien
wegen ihrer eng begrenzten Kuppelkapazitäten außer
Betracht.
Da das Untersuchungsziel die Ableitung der Wirtschaftlichkeit
von Kraftwerksausbauten darstellt, ist eine
dementsprechend sinnvolle zeitliche Abgrenzung
vorzunehmen. Als Analysezeitraum für die nachfolgenden
Untersuchungen werden daher die Jahre 2010 bis
2030 angesetzt. Aufgrund der Komplexität der Optimierungsrechnungen
beschränken sich die Untersuchungen
auf ausgewählte Jahre.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 109

STUDIENBEISPIELE
2.1.2 Einflussgrößen
Angebotsseite
Die Erlöse aus zugebauter Kraftwerksleistung werden
stark beeinflusst durch den Kraftwerkspark, in den die
neue Erzeugungsleistung eingebracht wird. Dabei sind
die Erzeugungsstruktur, d. h. die Zusammensetzung des
Kraftwerksparks nach Technologie und Primärenergie
sowie die Höhe der freien Leistung relevant. Unter der
freien Leistung ist die Differenz der verfügbaren
Erzeugungsleistung und der Nachfrage zu verstehen.
Der Kraftwerkspark erfährt in seinem zeitlichen Verlauf
verschiedene Zu- und Rückbauten und verändert sich in
seiner Struktur sowie bzgl. der freien Leistung. So
werden im Betrachtungszeitraum in erheblichem Umfang
alte Anlagen durch moderne Kraftwerke ersetzt.
Weiterhin tritt mit den neuen EU-Ländern zusätzliche
freie Leistung in Konkurrenz zu der installierten Kapazität
im westeuropäischen System. Die erwartete zeitliche
Entwicklung des aggregierten Kraftwerksparks im
betrachteten System zeigt Bild 2 für exemplarische
Jahre [4-10].
600
GW
installierte
Leistung 400
300
200
100
0
2010 2016 2020 2030
LWKW
PSKW
SKW
Öl/Sonstige
Gas
Bild 2: Entwicklung des Kraftwerksparks
(D + A + I + CH + F + B/NL + EU-Ost)
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Der Ausbau von Windenergieanlagen (WEA) wird
insbesondere in Deutschland stark politisch gefördert.
Prognosestudien machen hinsichtlich der Entwicklung
der ausgebauten WEA-Leistung stark unterschiedliche
Aussagen. Bild 3 zeigt für die betrachteten Länder
Prognosen bzgl. des minimal sowie maximal zu erwartenden
Ausbaus, der in späteren Jahren durch off-shore
WEA dominiert ist [10, 11].
Weiterhin ist die Einspeisecharakteristik von WEA zu
berücksichtigen, die in ihrer Erzeugung stark dargebotsabhängig
und saisonal wie täglich unterschiedlich hoch
ist. Aus dieser fluktuierenden Einspeisung ergibt sich
ein erhöhter Bedarf an Reserve, insbesondere Minuten-
bis Stundenreserve, was Rückwirkungen auf den
thermischen und hydraulischen Kraftwerkseinsatz hat.
120
GW
installierte
Leistung 80
60
40
20
0
min. WEA-Ausbau
max. WEA-Ausbau
2010 2016 2020 2030
Bild 3: Ausbau der installierten WEA-Leistung
EU-Ost
I
CH
B/NL
Nachfrageseite
Auf der Nachfrageseite wird die in den einzelnen
Ländern im betrachteten Zeitraum zu erwartende
Entwicklung des Bedarfs an Fahrplanenergie sowie an
Reserveleistung abgebildet.
Die Nachfrage nach Fahrplanenergie hat, je nach
Region und Zeitpunkt, einen charakteristischen Verlauf.
Bei z. B. stündlich aufgelöster Lastkurve kann ein
typischer Tages- sowie Wochenverlauf erkannt werden.
Weiterhin sind saisonale Charakteristika erkennbar; die
nachgefragte Energie ist im Winter bspw. größer als im
Sommer. Unter der Annahme, dass sich die Nachfragecharakteristik
nicht grundlegend ändert, kann daraus
sowie aus dem prognostizierten Lastanstieg die in den
einzelnen Ländern zu erwartende Last im betrachteten
Zeitraum abgebildet werden.
Der Bedarf an Reserveleistung kann, je nach Reserveart,
anhand des Last- und Windprognosefehlers sowie
der Leistung der größten Erzeugungsblöcke dimensioniert
werden. Da sich die Nachfrage nach Fahrplanenergie
und die maximale Blockgröße im System kaum
ändern, ist die im Betrachtungszeitraum in einigen
Ländern stark zunehmende installierte WEA-Leistung
Hauptursache für eine steigende Reservenachfrage. Bei
einem großflächigen und starken WEA-Ausbau, bei
dem die installierte WEA-Leistung betragsmäßig 20 %
bis 40 % der Höchstlast erreichen könnte, erhöht sich
primär der Minutenreservebedarf. In guter Näherung
kann ein linearer Anstieg für Länder mit starkem WEA-
Ausbau, bspw. Deutschland, um etwa 500 MW zusätzlicher
Minutenreserve pro 1000 MW zusätzlich installierter
WEA-Leistung unterstellt werden, wobei für
schwachen WEA-Ausbau der zusätzliche Reservebedarf
vergleichsweise gering ist [12].
Wirtschaftliche und politische Entwicklungen
Als wirtschaftliche Einflussgröße auf die Erlössituation
von Kraftwerksausbauten sind die Primärenergiepreise
zu nennen. Die Erzeugungskosten und damit der Einsatz
110 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
A
F
D

der thermischen Kraftwerke wird maßgeblich durch die
Primärenergiepreise bestimmt. Die Entwicklung der
Primärenergiepreise für den untersuchten Betrachtungszeitraum
wird aus der Konsolidierung und Analyse
einer Vielzahl von Prognosestudien bestimmt. Zudem
ist zu berücksichtigen, dass aufgrund der unterschiedlichen
Standorte der Kraftwerke unterschiedlich hohe
Transportkosten anfallen, was in dieser Studie durch
länderspezifische Primärenergiepreise abgebildet wird.
Als politische Einflussgrößen werden die Auswirkungen
der Einführung von Emissionsrechten für Kohlendioxid
(CO 2 ), sog. Zertifikaten, sowie die Auswirkungen durch
die EU-Wasserrahmenrichtlinie (EU-WRR) berücksichtigt.
Durch die Einführung von CO 2 -Zertifikaten haben
sich für Betreiber fossil gefeuerter Kraftwerke seit dem
01.01.2005 neue Rahmenbedingungen ergeben. So
werden seitdem entsprechend der angestrebten
Gesamtmenge an zulässigem CO 2 -Ausstoss auf Basis
einer nationalen Bemessungsgrundlage jedem Emittenten
Emissionszertifikate zugeteilt (Nationaler Allokationsplan),
die unter den Emittenten, aber auch anderen
Marktteilnehmern, gehandelt werden können. Bei der
Erzeugung elektrischer Energie fallen je nach Kraftwerk
und Primärenergie unterschiedlich hohe spezifische
CO 2 -Emissionen an, die mit dem Preis eines Emissionszertifikats
monetär bewertet werden können [13].
Die EU-WRR sieht die Festlegung von Pflicht- und
Restwassermengen für Fliessgewässer und maximale
Schwallbewegungen bei Speicherkraftwerken vor. Das
kann zu einer deutlichen Einschränkung der erzeugbaren
Energiemenge bei Wasserkraftwerken bzw. der
flexibel einsetzbaren Leistung bei Speicherkraftwerken
führen.
Marktgrenzen
Relevant für die Erlössituation von Kraftwerksausbauten
ist die Abgrenzung der Absatzmärkte. So sind
neben den nationalen Märkten für Fahrplanenergie
auch ausländische Märkte zugänglich, um Kraftwerkskapazitäten
zu vermarkten. Ein Handel ist zwischen
allen betrachteten Ländern möglich. Zusätzlich zur
grenzüberschreitenden Lieferung von Fahrplanenergie
wird die Vorhaltung und der Abruf von Minutenreserve
international abgebildet. Einschränkendes Kriterium für
den grenzüberschreitenden Handel stellen die Übertragungskapazitäten
an Landesgrenzen im betrachteten
System dar.
2.1.3 Ableitung von Szenarien
Ausgehend von einem sog. Erwartungswertszenario
(EW-Szenario) der zukünftigen Marktpreisentwicklung,
das eine „wahrscheinliche“ Entwicklung der wesentli-
STUDIENBEISPIELE
chen Einflussgrößen beinhaltet, werden für Einflussgrößen,
die im Betrachtungszeitraum mit großen
Unsicherheiten behaftet sind, mit Hilfe zusätzlicher
Szenarien Variationen vorgenommen, um die Bandbreite
der möglichen Realisationen in der Zukunft nachzubilden.
Im EW-Szenario ist die Entwicklung des Kraftwerksparks
in den einzelnen Ländern (inkl. der EU-Ost
Länder) mit Berücksichtigung des Kernenergieausstiegs
in Deutschland, eine Entwicklung der national differenzierten
Primärenergiepreise gemäß der Prognosen, ein
mittlerer WEA-Ausbau sowie ein internationaler
Minutenreservehandel angenommen. Auf Basis der
Ergebnisse von Szenarien der zukünftigen Marktpreise,
in denen die Entwicklung der Einflussgrößen singulär
verändert wird, werden weitere Szenarien generiert, in
denen mehrere Einflussgrößen auf die Erlössituation
der Ausbauoptionen kombiniert modifiziert werden.
2.1.4 Marktsimulation
Zur Ermittlung der fundamentalen Preiskomponente
wird das Verfahren der Marktsimulation angewandt.
Dabei wird die Nachfrage in Form einer zeitvariablen
Last durch die in den jeweiligen Jahren des Untersuchungszeitraums
zur Verfügung stehenden Kraftwerke
unter Einhaltung technischer Nebenbedingungen sowie
der Vorhaltung von Reserve gedeckt. Dazu wird ein
Optimierungsproblem mit der Zielfunktion formuliert,
mit minimalen variablen Erzeugungskosten der thermischen
Kraftwerke sowie optimalem Einsatz der Wassermengen
hydraulischer Kraftwerke die Nachfrage zu
jedem Optimierungszeitpunkt zu decken. Somit wird
das betrachtete System volkswirtschaftlich optimiert.
Als Nebenbedingungen müssen bspw. Restriktionen für
den Kraftwerksbetrieb sowie begrenzte Kapazitäten
des Übertragungsnetzes an den jeweiligen Landesgrenzen
berücksichtigt werden, da diese Rückwirkungen auf
den Kraftwerkseinsatz und somit auf die Kostenstruktur
haben. Dabei werden die zuvor genannten Einflussgrößen
und ihre Szenarien als Eingangsdaten genutzt.
Wesentliches Ergebnis sind die stündlichen Grenzkosten
für Deutschland, die fundamentale Komponente des
Marktpreises.
2.2 Ermittlung der nichtfundamentalen Preiskomponente
Zur Ermittlung der historischen nichtfundamentalen
Preiskomponente werden zunächst Marktsimulationen
für vergangene Jahre durchgeführt. Die Differenz
zwischen den realisierten Spotmarktpreisen an der EEX
und den ermittelten, historischen Grenzkosten stellt die
nichtfundamentale Preiskomponente für den zu Grunde
gelegten Zeitraum dar.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 111

STUDIENBEISPIELE
Durch die Ableitung mathematischer Modelle wird in
einem nächsten Schritt die historische nichtfundamentale
Komponente des Marktpreises in die Zukunft für
die ausgewählten Jahre des Betrachtungszeitraums
fortgeschrieben. Dabei wird die nichtfundamentale
Preiskomponente mit Hilfe eines Szenarienbaums
modelliert, wobei die Erstellung des Szenarienbaums
mit einem am IAEW entwickelten Verfahren erfolgt
[14].
2.3 Vermarktung der Ausbauoptionen
Zur Bewertung der Vermarktung der Ausbauoptionen
am Spotmarkt wird auf ein praxisbewährtes Optimierungsverfahren
zur Kraftwerkseinsatzoptimierung zurückgegriffen
[15]. Die Zielfunktion des Gesamtproblems
kann dabei als Maximierung des am Markt
erwirtschafteten Deckungsbeitrages formuliert werden.
Das Gesamtverfahren liefert als Ergebnis der Optimierung
neben dem erwirtschafteten Deckungsbeitrag die
Erzeugung und den Bewirtschaftungsfahrplan der
hydraulischen Kraftwerke sowie Handelsempfehlungen
für den Spotmarkt.
3 Ergebnisse
Auf Basis der verschiedenen Entwicklungsszenarien der
zukünftigen Marktpreise für die ausgewählten Jahre
des Betrachtungszeitraums wird die Vermarktung der zu
bewertenden Ausbauoptionen simuliert. Als Ergebnisgröße
wird in den Untersuchungen der erwirtschaftete
Deckungsbeitrag, der sich aus der Differenz von Erlösen
und variablen Kosten ergibt, herangezogen.
Aufbauend auf diesen Ergebnissen wird eine vergleichende
Bewertung aller Untersuchungen durchgeführt.
Hierzu wird eine vergleichende Grafik (Bild 4) generiert,
deren prinzipieller Aufbau im Folgenden exemplarisch
anhand einer Ausbauoption für ein exemplarisches Jahr
erläutert wird. Zunächst werden die im jeweiligen Jahr
erwirtschafteten Deckungsbeiträge für das EW-Szenario
sowie für alle Szenarienrechnungen aufgetragen.
Daraus lassen sich, ausgehend vom EW-Szenario, die
minimal sowie maximal zu erwartenden Erlöse im
rechten Bildteil ableiten. Somit kann für jede Ausbauoption
und jedes Jahr ein Bereich des zu erwirtschaftenden
Deckungsbeitrages von Minimal- bis Maximalszenario
über alle Untersuchungen quantifiziert und als
Konzentrat abgebildet werden.
Auf Basis der erläuterten Darstellung zeigt Bild 5 die
konzentrierten Ergebnisse zu den Deckungsbeiträgen
aller Untersuchungen exemplarisch für zwei Ausbauoptionen
A und B über die betrachteten Jahre. Die Ergebnisse
verdeutlichen, dass in beiden Optionen der
Deckungsbeitrag kontinuierlich ansteigt, was in dem
generell zu erwartenden Anstieg der Grenzkosten und
somit auch der Marktpreise im Betrachtungszeitraum
begründet ist.
Deckungsbeitrag
[ ]
Mio. EUR
a
...
EW-Szenario Szenarien
Bild 4: Ergebnisdarstellung
Maximalszenario
EW-Szenario
Minimalszenario
Ursache für den Anstieg der Grenzkosten sind im
Wesentlichen der erwartete Anstieg der Primärenergiekosten
sowie der Zubau von WEA-Leistung in
Europa und der damit einhergehende Mehrbedarf an
Reserveleistung. Überdies wird deutlich, dass die
Bandbreite im Deckungsbeitrag über alle Untersuchungen
langfristig über den Betrachtungszeitraum anwächst.
Dies ist in der mit wachsendem Zeithorizont
zunehmenden Prognoseunsicherheit bzgl. der relevanten
Einflussgrößen auf die Erlössituation der Ausbauoptionen
begründet.
Deckungsbeitrag
[ ]
Mio. EUR
a
Zeit
Option
A B
Bild 5: Gesamtdarstellung der Erlösentwicklung
Auf Basis dieser Ergebnisse kann die Rentabilität von
Investitionen für verschiedene Ausbauoptionen in
einem weiteren Schritt über die Relation zwischen der
generierten Bandbreite des Erlöspotenzials und den
entsprechenden Investitionsaufwendungen abgeschätzt
werden. Darüber hinaus können die relevanten Einflussgrößen
auf die Erlössituation identifiziert werden.
112 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

4 Zusammenfassung
Als Entscheidungshilfe für eventuelle Investitionen
werden in der vorliegenden Studie verschiedene
Kraftwerksausbauoptionen durch Simulation der
Vermarktung am zukünftigen Strommarkt bewertet. Da
Marktpreise aus fundamentaler sowie nichtfundamentaler
Preiskomponente bestehen, wird zunächst die
fundamentale Komponente durch Marktsimulationen
für den betrachteten Zeitraum bestimmt. Um die
unsicheren Entwicklungen der europäischen Energiewirtschaft
abzubilden, werden die wesentlichen
Einflussgrößen auf das Erlöspotenzial identifiziert und
anschließend auf Basis einer Vielzahl an Prognosestudien
quantifiziert. Aufbauend auf den Analysen dieser
Einflussgrößen werden Szenarien definiert, die konkrete
Realisationen der Einflussgrößen beinhalten und
somit den Entwicklungsraum über die Zeit erfassen.
Auf Basis der fundamentalen Preiskomponente und der
historischen Marktpreise des zugehörigen Zeitraums
wird ex post die nichtfundamentale Preiskomponente
ermittelt und mittels einer mathematischen Analyse für
den Betrachtungszeitraum fortgeschrieben. Die Synthese
dieser beiden Komponenten ergibt die zukünftigen
Strommarktpreise, mit denen die Vermarktung verschiedener
Kraftwerksausbauoptionen simuliert wird.
Die kumulierte Betrachtung aller Szenarienrechnungen
gibt Aufschluss über das Investitionsrisiko. Die Ergebnisse
zeigen, dass unter Berücksichtigung der Entwicklungen
der relevanten Einflussgrößen auf die Erlössituation,
wie bspw. des zu erwartenden Anstiegs der
Primärenergiepreise sowie des weiterhin anhaltenden
WEA-Ausbaus, für die verschiedenen Ausbauoptionen
– ohne Betrachtung der Investitionskosten – eine
nachhaltige Erlössituation zu erwarten ist.
Auf Basis der Ergebnisse kann die Rentabilität verschiedener
Ausbauoptionen anhand eines Vergleichs
von zu erwartendem Erlöspotenzial und den entsprechenden
Investitionskosten bestimmt und somit
Entscheidungen über einen eventuellen Kraftwerksausbau
getätigt werden.
5 Literatur
[1] Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur
Emission von Treibhausgasen
34 BimSchV, 2003
[2] Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments
und des Rates vom 23. Oktober 2000 zur
Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen
der Gemeinschaft im Bereich Wasserpolitik
STUDIENBEISPIELE
[3] Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung
zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität
BGBI I 2002 Nr. 26 vom 26.04.2002
[4] E-Control GmbH
http://www.e-control.at [Stand 20.10.2006]
[5] Bundesamt für Energie (BFE)
Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2005
http://www.energie-schweiz.ch [Stand
20.10.2006]
[6] Verband der Netzbetreiber VDN e. V. beim VDEW
Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung
in Deutschland
2002
[7] Gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité
http://www.rte-france.com [Stand 20.10.2006]
[8] ENEL
http://www.enel.it [Stand 20.10.2006]
[9] Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale
http://www.grtn.it [Stand 12.05.2004]
[10] Union of the Electricity Industry (eurelectric)
Statistics and prospects for the European electricity
sector (1980-1990, 2000-2020) (EURPROG)
2004
[11] The European Wind Energy Association (EWEA)
Wind Power Targets for Europe: 75,000 MW by
2010
2003
[12] Dany, G.
Kraftwerksreserve in elektrischen Verbundsystemen
mit hohem Windanteil
Dissertation RWTH Aachen 2000
[13] Neus, H.
Integrierte Planung von Brennstoffbeschaffung
und Energieeinsatz zur Stromerzeugung
Dissertation RWTH Aachen 2003
[14] Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen
Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Dissertation RWTH Aachen 2005
[15] Hartmann, T.; Blaesig, B.; Hinüber, G.;
Haubrich, H.-J.
Stochastic Optimization in Generation and Trading
Planning
In: Operations Research Proceedings 2006, Selected
Papers of the Annual International Conference
of the German Operations Research Society
(GOR)
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 113

STUDIENBEISPIELE
Ökonomische Bewertung verschiedener Engpassmanagementmethoden
Economic Assessment of Different Congestion Management Methods
Dr.-Ing. Gerd Hinüber, IAEW
Dr.-Ing. Christian Zimmer; Dr.-Ing. Christoph Maurer; Dipl.-Ing. Lutz Eckenroth, Consentec GmbH
Dr. Christoph Riechmann; Dr. Uli Brunner, Frontier Economics
gerd.hinueber@iaew.rwth-aachen.de
Zur effizienteren Nutzung der marktgebietsüberschreitenden Übertragungskapazitäten wird in Deutschland das Verfahren
des Open Market Coupling (OMC) diskutiert. Dieses Verfahren vereint explizite und implizite Kapazitätsauktionen,
weshalb auch von einem Hybridmodell gesprochen wird. Die Bundesnetzagentur hat in diesem Zusammenhang ein
Gutachten beauftragt, in dem ökonomische Aspekte einer Einführung von OMC untersucht werden sollten. Hierbei
sollte der mögliche Effizienzgewinn abgeschätzt werden, der durch OMC relativ zu einem Regime mit expliziten Auktionen
erzielt werden kann. Weiterhin war zu untersuchen, ob OMC kompatibel mit den derzeitigen Marktregeln und den
Anforderungen aus der EU-Verordnung 1228/2003 ist und welche Ausgestaltungsmöglichkeiten sich für eine Implementierung
bieten.
For a more efficient use of the cross-border transmission capacities, the method of Open Market Coupling (OMC) is
discussed in Germany. This method is based on hybrid auctioning, i.e. a combination of explicit and implicit auctioning.
The German regulator, the Federal Network Agency, has ordered a report, in which the economic aspects of an introduction
of OMC should be analysed. In particular, the possible benefit in efficiency compared to a regime with explicit
auctions had to be estimated. Additionally, the compatibility of OMC with current market arrangements as well as with
the requirements of Regulation 1228/2003/EC had to be checked. Finally, the study investigated which design option
can be chosen for an implementation of OMC.
1 Hintergrund und Projektauftrag
Die EU-Verordnung 1228 aus dem Jahr 2003 [1]
schreibt für die Vergabe grenzüberschreitender Übertragungskapazitäten
marktbasierte Verfahren vor. In der
Folge wurde von den Marktteilnehmern in Europa eine
Reihe verschiedener Methoden zum Engpassmanagement
(EPM) diskutiert und – neben den bereits praktizierten
Auktionen – an weiteren Grenzen eingeführt.
Im Ergebnis wiesen die praktizierten Verfahren mit separaten
Auktionen für explizite Kapazitätsrechte und für
Energie Ineffizienzen auf. Diese manifestierten sich in
ungenutzter Kapazität zwischen zwei Ländern trotz
Preisdifferenzen zwischen den Energiemärkten. Mitunter
kam es auch zu Kapazitätsnutzung in der „falschen
Richtung“, also in Richtung einer Niedrigpreiszone.
Analytische Überlegungen legten nahe, dass durch eine
Kopplung von Kapazitätsauktionen und Stromhandelsgeschäften
derartige Ineffizienzen vermieden werden
können. Bei solchen Auktionen dient die Nutzung von
Kapazitätsrechten dem verbesserten grenzüberschreitenden
Clearing zwischen Handelsplätzen (z. B. Strombörsen).
Teilnehmer am Energiemarkt partizipieren über
die Strombörsen implizit an der Nutzung der Kuppelkapazität
an den Grenzen. Daher spricht man hier auch
von impliziten Kapazitätsauktionen.
In diesem Zusammenhang wird in Deutschland das
Verfahren des Open Market Coupling (OMC) diskutiert.
Bei diesem Verfahren werden explizite und implizite
Auktionen kombiniert, weshalb auch von einem „Hybridmodell“
gesprochen wird.
Während durch die Synchronisation von Energie- und
Kapazitätsmärkten eine effizientere Nutzung der
grenzüberschreitenden Leitungen erzielt werden kann,
ist die Etablierung einer impliziten Auktion kosten- und
zeitaufwändiger als eine explizite Auktion. Dies liegt
u. a. daran, dass die Schaffung einer Abwicklungsstelle
(eines Auction Office) notwendig wird.
Die Bundesnetzagentur hat vor diesem Hintergrund das
Konsortium von Frontier Economics (London/Köln),
Consentec (Aachen) und IAEW damit beauftragt, den
möglichen Effizienzgewinn abzuschätzen, der durch
OMC relativ zu einem Regime mit expliziten Auktionen
erzielt werden kann. Dabei sollte in Abweichung vom
Status Quo vorausgesetzt werden, dass in jedem Fall
ein grenzüberschreitender Intraday-Handel existiert.
Weiterhin war zu untersuchen, ob OMC kompatibel mit
den derzeitigen Marktregeln und den Anforderungen
aus der Verordnung EC 1228/2003 ist, und welche
Ausgestaltungsmöglichkeiten sich für eine Implementierung
bieten.
114 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

2 Ergebnisse der quantitativen Untersuchung
Die Ergebnisse der quantitativen Abschätzung des
Nutzenzuwachses deuten darauf hin, dass die Einführung
von OMC tatsächlich Wohlfahrtsgewinne erlaubt.
Insbesondere lässt sich folgern, dass
• durch die geplante Einführung von grenzüberschreitendem
Intraday-Handel bereits Effizienzpotenziale
bei der Vergabe von Kapazitätsrechten ausgeschöpft
werden können (d. h. einige der beobachteten
Ineffizienzen expliziter Auktionen abgebaut
werden).
• durch die Einführung von OMC (allein an den
Grenzen Richtung Frankreich und den Niederlanden
sowie auf Basis von Daten für 2005) zusätzliches
Optimierungspotenzial in der Größenordnung von
8-12 Mio. EUR/Jahr realisiert werden können. Dieses
zusätzliche Potenzial entsteht, da nicht alle
Kraftwerkskapazitäten so flexibel eingesetzt werden
können, dass sie kurzfristig („intraday“) zu einer
Optimierung beitragen können. Diese Kapazitäten
können am effizientesten im Rahmen einer synchronisierten
Energie- und Kapazitätsauktion dayahead
eingeplant werden.
• die Einführung eines Kapazitätsmodells unter
Beachtung zu erwartender Lastflüsse (so genanntes
Power Transfer Distribution Factor (PTDF) Modell)
die Realisierung weiterer Effizienzgewinne, sowohl
im Fall expliziter Auktionen als auch bei OMC, ermöglicht.
Die Vorteile des PTDF-Modells werden im
Fall eines perfekten Intraday-Marktes weitestgehend
auf Intraday-Basis und nicht über das OMC
realisiert. Ist der Intraday-Markt hingegen nicht perfekt,
können die Vorteile des PTDF-Modells über
das OMC-Verfahren ausgeschöpft werden.
• die Zusatzkosten der Schaffung eines Auction
Office bei Einführung von OMC bei weniger als
1 Mio. EUR/Jahr liegen.
• damit die Einführung eines OMC-Mechanismus
z. B. an den Grenzen zu den Niederlanden und
Frankreich Nettowohlfahrtsgewinne in Höhe von 7-
11 Mio. EUR/Jahr nach sich ziehen würde.
• die grundsätzlichen Effizienzvorteile von OMC
gegenüber expliziten Auktionen unabhängig davon
bestehen, ob systematische Preisdifferenzen zwischen
Ländern bestehen, solange kurzfristige Preisschwankungen
zwischen den jeweiligen Ländern
auftreten.
Die quantitative Abschätzung der Effizienzgewinne
basierte auf einer Schätzung der zusätzlichen Handelsgewinne
unter OMC relativ zu einem Referenzszenario
STUDIENBEISPIELE
mit expliziten Auktionen. Diese Schätzung erfolgte
dabei unter sehr konservativen Annahmen (d. h. die
Vorteile des OMC wurden tendenziell unterschätzt). Im
Referenzszenario (und auch im Szenario mit OMC)
wurde z. B. die Existenz eines perfekten grenzüberschreitenden
Intraday-Marktes unterstellt, über den
bereits umfangreiche Optimierungspotenziale ausgeschöpft
werden könnten. In einem solchen perfekten
Intraday-Markt müssten Kapazitäten über implizite
Auktionen vergeben werden, oder sie müssten in Form
von Kapazitätspflichten in einem liquiden Markt
gehandelt werden, in dem alle neuen Transaktionen
laufend in das System eingepflegt werden, um die
jeweils verfügbaren Übertragungskapazitäten in
Echtzeit fortlaufend neu zu ermitteln. Wird kein Intraday-Markt
eingeführt oder ist er nicht entsprechend
perfekt, würden die durch OMC realisierbaren Optimierungspotenziale
höher ausfallen als im Rahmen des
Gutachtens geschätzt.
Eine Abschätzung, wie sich die Vorteile des OMC auf
verschiedene Stakeholder verteilen, war nicht Gegenstand
des Gutachtens.
3 Compliance
Dem in diesem Beitrag vorgestellten ökonomischen
Gutachten [2] gingen ein juristisches [3] und ein
technisches , ebenfalls vom IAEW erstelltes [4] Gutachten
voraus. Während insbesondere im juristischen
Gutachten ein Großteil der rechtlichen Aspekte des
OMC erörtert wurde, wird in dieser Studie ergänzend
die Kompatibilität alternativer Engpassmanagementregimes
mit den Anforderungen aus dem Regulierungsumfeld
geprüft. Hierbei zeigt sich, dass
• sowohl explizite Kapazitätsauktionen als auch das
Open Market Coupling (OMC) kompatibel mit der
Verordnung EC 1228/2003, die marktorientierte Zuteilungsverfahren
an engpassbehafteten Grenzen
vorsieht, sind. Diese Einschätzung gilt sowohl im
Hinblick auf die allgemeinen Grundsätze für das
Engpassmanagement (Art. 6 der Verordnung) als
auch hinsichtlich der Anforderungen an die Transparenz
des Verfahrens.
• OMC kompatibel mit Vorrangregeln für bestimmte
Erzeugungsarten, z. B. für Windenergie in Deutschland,
ist.
• OMC einen Beitrag zur Unterminierung strategischen
Anbieterverhaltens (wo dies vorliegt) leisten
kann. Insbesondere wird durch die Synchronisation
von Kapazitäts- und Energiemarkt das Potenzial für
strategische Verhaltensweisen reduziert.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 115

STUDIENBEISPIELE
4 Ausgestaltungsmöglichkeiten 5 Schlussfolgerung
Für die Implementierung des OMC bestehen zahlreiche
Ausgestaltungsoptionen:
1. Geographische Reichweite
• Die zunächst nächstliegende Ausgestaltungsoption
dürfte jene des OMC an den
Grenzen zu Frankreich, den Niederlanden und
ggf. Dänemark bzw. Nordpool sein. Nicht nur
existieren in allen genannten Ländern liquide
Stromgroßhandelsmärkte und Engpässe für den
grenzüberschreitenden Stromaustausch, sondern
es ist auch geplant, an anderen Außengrenzen
dieser Länder implizite Auktionen für
grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten
einzuführen (z. B. Market Coupling zwischen
Norwegen und den Niederlanden über das geplante
NorNed Kabel) bzw. es existieren bereits
Mechanismen für den grenzüberschreitenden
Stromhandel mittels impliziter Auktionen (z. B.
Schweden-Deutschland über das Kontek-Kabel
und trilaterales Market Coupling zwischen Belgien,
Frankreich und den Niederlanden).
• Eine Ausdehnung von OMC auf weitere Länder
wird derzeit noch durch fehlende liquide Großhandelsmärkte
bzw. Handelsplattformen in der
Schweiz, Tschechien und Polen erschwert. Allerdings
ist zu bedenken, dass sich eine entsprechende
Liquidität durch die Einführung eines
OMC mit diesen Ländern entwickeln könnte.
Das Gutachten kommt zu dem Schluss, dass die
Einführung von OMC auch bei konservativer Schätzung
Nettowohlfahrtsgewinne von min. 7-11 Mio. EUR/Jahr
erwarten lässt, wenn man alleine die Grenzen nach
Frankreich und den Niederlanden betrachtet. Die
Ausweitung auf weitere Grenzen würde tendenziell
einen höheren Nutzenzuwachs erwarten lassen,
während die Zusatzkosten nahezu unverändert blieben.
Das Verfahren ist kompatibel mit den regulatorischen
Rahmenbedingungen sowohl auf europäischer Ebene
(insbesondere Verordnung 1228/2003) als auch auf
nationaler Ebene (z. B. Einspeisevorrang für erneuerbare
Energien).
6 Literatur
• Zwischen Deutschland und Österreich liegen
derzeit keine Kapazitätsengpässe vor, so dass
sich an dieser Grenze auch nicht die Frage nach
einer Engpassbewirtschaftung stellt. [4] IAEW
• Auch innerhalb Deutschlands wäre die Anwendung
eines OMC-Ansatzes denkbar, sollten in
Zukunft systematische Engpässe innerhalb
Deutschlands auftreten. Mit impliziten Auktionsverfahren
innerhalb eines Landes liegen
z. B. bereits Erfahrungen aus Norwegen und
aus Italien vor.
2. Die Aufteilung der Engpassrenten, die beim OMC
anfallen, könnte einerseits anhand ökonomischer
Indikatoren über die Wertigkeit der Engpässe und
andererseits lastflussbasiert erfolgen. Darüber
hinaus sind mittels Gewichtungen und Kombinationen
von Methoden diverse Untervarianten denkbar.
Letztlich ist es eine Frage der Gewichtung der
jeweiligen Vor- und Nachteile sowie Anreizwirkungen,
welche Methode – oder Methodenkombination
– aus regulatorischer Sicht zu favorisieren
wäre.
[1] Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des europäischen
Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über
die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden
Stromhandel
Amtsblatt der Europäischen Union Nr. L176/1,
15.07.2003
[2] Frontier Economics, Consentec, IAEW
Ökonomische Bewertung verschiedener Engpassmanagementmethoden
www.bundesnetzagentur.de [Stand 22.01.2007]
[3] Zentrum für Angewandte Rechtswissenschaft der
Universität Karlsruhe
Rechtsgutachten über die Etablierung eines Auction
Office im Rahmen des Open Market Coupling
www.bundesnetzagentur.de [Stand 22.01.2007]
Technische Fragen beim Open Market Coupling –
OMC
www.bundesnetzagentur.de [Stand 22.01.2007]
116 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

STUDIENBEISPIELE
Bewertung des Optimierungspotenzials zur Integration des Windstroms in das
Verbundsystem
Potentials to Optimize the Integration of Wind Energy into the German Interconnected
System
Dipl.-Ing. Philipp Siemes, IAEW; Dr.-Ing. Hendrik Vennegeerts, FGH; Dipl.-Ing. Simon Ohrem, IAEW
philipp.siemes@iaew.rwth-aachen.de, hendrik.vennegeerts@fgh-ma.de, simon.ohrem@iaew.rwth-aachen.de
Die große Anzahl der in Deutschland installierten Windenergieanlagen (WEA) erfordert bereits heute hohe Anstrengungen
zur Integration in das bestehende Energieversorgungssystem. Aufbauend auf den Erkenntnissen der dena-
Netzstudie soll die vorgestellte Studie neue Lösungsansätze für die Integration von WEA untersuchen und mögliche
Lösungsansätze und weiteren Forschungsbedarf aufzeigen. Die vom IAEW bearbeiteten und im Folgenden genauer
dargestellten Themenschwerpunkte umfassen die Untersuchung verschiedener Strategien eines Einspeisemanagements,
Einrichtung eines Intraday-Handels, Nutzung von Lastmanagement, Ansätze zur Reduktion des mit dem Lastprognosefehler
verbundenen Reservebedarfs, Potenziale von kurz- bis mittelfristig verfügbaren Speichertechnologien
und Möglichkeiten zur Verringerung der Auswirkungen auf angrenzende ausländische Netze.
At this stage, the large number of wind turbines in Germany is already causing troubles with their integration into the
existing power system. Therefore the scope of this study is the investigation of new approaches for integration of wind
turbines on the basis of the dena Grid Study’s outcomes. This study is intended to provide a new basis for continuative
projects. The parts handled by IAEW, which are presented in the following, comprehend the investigation of various
strategies for generation management of wind turbines, establishment of an intraday trade, use of load management,
approaches for reduction of reserve demand due to load forecast error, potentials of short- and medium-termed available
storage technologies and options to reduce the wind turbines’ impacts on bordering foreign interconnected
systems.
1 Hintergrund
Das Ziel nationaler und europäischer Energiepolitik ist,
den Energiebedarf zunehmend durch regenerative
Quellen und vor allem durch Windenergieanlagen
(WEA) zu decken. Der fluktuierende Charakter der
Einspeisung aus WEA führt aber bereits heute in
Verbindung mit ihrer ungenauen Prognose dazu, dass
kurzfristige Reserveleistung in erheblichem Umfang
bereitgehalten werden muss. Zudem kann die Ballung
von WEA in last- und strukturschwachen Netzbereichen
in Starkwindzeiten zu evtl. unzulässig hohen Belastungen
der Übertragungsnetze führen. Das Ziel der vorgestellten
Studie ist, aufbauend auf den Erkenntnissen
der im Jahr 2003 abgeschlossenen dena-Netzstudie [1],
neue Lösungsansätze für die Integration von WEA zu
untersuchen und weiteren Forschungsbedarf aufzuzeigen.
Dazu hat das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit (BMU) ein Konsortium
bestehend aus IAEW und FGH mit der vorgestellten
Studie beauftragt. Die im Weiteren aufgelisteten, vom
IAEW untersuchten, Themenschwerpunkte werden in
den folgenden Kapiteln detailliert dargestellt.
• Potenziale eines Einspeisemanagements in Hinblick
auf die Optimierung des Regel- und Reserveenergiebedarfs
• Potenziale zur verbesserten Integration der Windenergie
durch die Schaffung eines Intraday-Handels
• Potenziale eines kurz- bis mittelfristig realisierbaren
Lastmanagements speziell in Bezug auf die Anforderungen
der verbesserten Integration der Windenergie
• Bewertung des Lastprognosefehlers sowie des
damit im Zusammenhang stehenden Regel- und
Reserveenergiebedarfs
• Potenziale kurz- und mittelfristig verfügbarer
Speichertechnologien
Die von der FGH untersuchten Themenschwerpunkte
werden im Weiteren nicht genauer ausgeführt. Es handelt
sich um die Module
• Darstellung der Anlageneigenschaften für Systemdienstleistungen
und Bewertung der Möglichkeiten
zur Weiterentwicklung von Anschlussbedingungen
für WEA
• Darstellung netz- und anlagenseitiger Lösungsmöglichkeiten
der Spannungstrichterproblematik
• Potenziale eines Leitungstemperaturmonitorings
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 117

STUDIENBEISPIELE
• Abschätzungen zur Wirtschaftlichkeit von Erdkabeln
als Alternative zu Freileitungen
• Möglichkeiten zur Verringerung der Auswirkungen
auf angrenzende ausländische Netze
2 Potenziale eines Einspeisemanagements
Aufgrund ihrer begrenzten Prognostizierbarkeit verursacht
die Einspeisung aus WEA bereits heute einen
deutlichen Mehrbedarf an der für einen sicheren Netzbetrieb
vorzuhaltenden Kraftwerksreserve. Für den in
der Zukunft erwarteten Ausbau der Windenergie in
Deutschland würde der Windprognosefehler zum dominierenden
Faktor für die Bemessung der vorzuhaltenden
Kraftwerksreserve. Durch ein Einspeisemanagement
(ESM) kann zumindest teilweise eine Steuerbarkeit der
WEA-Einspeisung erreicht und hierdurch der windbedingte
Mehrbedarf an Kraftwerksreserve reduziert
werden.
Grundsätzlich sind zwei Arten der Drosselung von WEA
denkbar. Bei der ersten Variante wird eine ständige
Drosselung zur Bereitstellung von positiver und negativer
Minutenreserve durchgeführt. Die technische Realisierbarkeit
dieser Variante ist aufgrund der derzeit
geltenden Fassung der strengen Präqualifikationsrichtlinien
für Anbieter von Reserveleistung jedoch fraglich.
Zudem ist sie auch wirtschaftlich ungünstig, da bei
ständiger Androsselung von WEA ein großer Teil der
potenziellen Einspeisung ungenutzt bleibt. Bei der
zweiten Variante werden WEA nur zeitweise bei
Auftreten von sehr großen WEA-Prognosefehlern gedrosselt,
um negative Minutenreserve einzusparen.
Diese Variante hat gegenüber der ersten den Vorteil,
dass sie technisch einfach realisierbar ist. Zudem ist
sie auch wirtschaftlich sinnvoll, da bereits bei sehr
seltener Androsselung ein nicht vernachlässigbarer Teil
an negativer Minutenreserveleistung eingespart werden
kann. Eine mögliche Vorgehensweise beim Einsatz
des ESM ist auf den folgenden beiden Bildern beispielhaft
dargestellt.
MW
WEA-Einspeisung
WEA-Prognose
0 h 24 h
Bild 1: WEA-Einspeisung und –Prognose
Um den windbedingten negativen Minutenreservebedarf
zu senken, wird die WEA-Einspeisung soweit gedrosselt,
dass der maximale positive Prognosefehler
nach oben begrenzt wird. Die Grenze, ab der die
Drosselung einsetzt, ist gestrichelt eingetragen (Bild 2).
Die dann aufgrund ESM nicht eingespeiste Windenergie
entspricht den in Bild 1 ausgefüllten Flächen.
MW
Grenze ESM
WEA-Prognosefehler
0 h 24 h
Bild 2: WEA-Prognosefehler bei Einsatz von ESM
Im Folgenden werden die Auswirkungen eines ESM
quantitativ abgeschätzt. Die installierte WEA-Leistung
für das Jahr 2020 wird in Anlehnung an die dena-
Netzstudie [1] und in Absprache mit dem Auftraggeber
zwischen 30 GW und 48,2 GW angesetzt. Um den Einfluss
des ESM auf den Minutenreservebedarf als auch
auf die WEA-Einspeisung zu verdeutlichen, sind die
Bandbreiten des windbedingten Mehrbedarfs an
negativer Minutenreserve und der aufgrund von ESM
nicht eingespeisten Energie aus WEA im gleichen
Diagramm (Bild 3) dargestellt. Die oberen Schranken
der Bänder entsprechen 48,2 GW, die unteren einer
installierten WEA-Leistung von 30 GW.
6
ΔP [GW]
ΔW [TWh/a]
4
0
0 5 10 15 % 25 30
WEA-Prognosefehler / P inst,WEA
118 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007
10
8
2
Bild 3: Mehrbedarf an Minutenreserveleistung vs.
nicht eingespeiste Energie über max. WEA-
Prognosefehler
Die rechten Enden der Kurven kennzeichnen den Fall
ohne ESM. Die Schnittpunkte mit der Ordinate kennzeichnen
vollständiges ESM, also der Einsatz des ESM
schon bei der geringsten positiven Abweichung von der
Prognose. Würde das ESM oberhalb einem WEA-
Prognosefehler von ca. 14% angewendet (entspricht
einem Einsatz von ca. 100 Stunden pro Jahr), dann
könnte der windbedingte Mehrbedarf an negativer
Minutenreserveleistung auf ungefähr 5,2 GW (bei
48,2 GW installierter WEA-Leistung), also um ca. 45%
gesenkt werden. Dabei würden 200 GWh/a an WEA-
Einspeisung, das entspricht 0,2% der erwarteten jährlichen
Gesamteinspeisung, nicht genutzt werden. Bewertet
man die nicht eingespeiste Windenergie mit der

Einspeisevergütung und die eingesparte Minutenreserve
mit heutigen Marktpreisen, zeigt sich, dass die
Anwendung von ESM in größerem Umfang wirtschaftlich
sein kann. Eine volkswirtschaftliche Betrachtung
unter Berücksichtigung des Klimaschutzes würde eine
genauere Untersuchung erfordern.
3 Potenziale eines Intraday-Handels
Die Einspeisung großer WEA-Kollektive weist aufgrund
von Ausgleichseffekten nur relativ geringe Gradienten
auf. Basierend auf Kurzzeitprognosen wenige Stunden
vor dem Betrieb, die im Vergleich zu den für die Fahrplananmeldung
eingesetzten Vortagesprognosen deutlich
höhere Prognosegüten aufweisen, könnte der
Windprognosefehler zu einem bedeutenden Anteil
durch eine zusätzliche, längerfristig aktivierbare Stundenreserve
abgedeckt werden. Geringere Anforderungen
an die Aktivierungszeit aufgrund längerer Vorlaufzeiten
als bei der innerhalb von 15 Minuten aktivierbaren
Minutenreserve lassen für eine solche Reserve
geringere spezifische Kosten erwarten. Die Beschaffung
dieser längerfristigen Reserve könnte neben einer
öffentlichen Ausschreibung, wie bei anderen Reservearten,
über einen ausreichend liquiden Intraday-Handel
erfolgen.
Für eine beispielhafte Regelzone und eine in Deutschland
angenommene installierte WEA-Leistung von
30 GW sind in Bild 4 die Kosten der Reservevorhaltung
bei heutigen Marktpreisen dargestellt. Für das heute
nicht erhältliche Produkt der Stundenreserve wird
gemäß einer Analyse der europäischen Intraday-Märkte
angenommen, dass es im Gegensatz zur Minutenreserve
keinen Leistungspreis hat. Der Arbeitspreis der
Stundenreserve entspricht dem mittleren Spotmarktpreis.
Wie Bild 4 zeigt, kann durch den Einsatz von
Stundenreserve trotz der geringeren spezifischen
Kosten der Beschaffung am Intradaymarkt kein wesentlicher
wirtschaftlicher Vorteil gegenüber der heute
ausschließlichen Vorhaltung von Minutenreserve erzielt
werden. Dies ist auf den in Summe steigenden Beschaffungsbedarf
zurückzuführen.
4 Potenziale eines Lastmanagements
Eine jederzeit ausgeglichene Leistungsbilanz im Elektrizitätsverbund
wird derzeit durch die Bereitstellung von
Regel- und Reserveleistung – also durch eine Anpassung
der Einspeisung – gewährleistet. Die prinzipiell
ebenso mögliche Anpassung des Bedarfs durch ein
nachfrageseitiges Lastmanagement wird bisher hingegen
nur in geringem Umfang genutzt.
Vor dem Hintergrund einer sich verändernden Erzeugungsstruktur,
die durch die verstärkte Einbindung der
dargebotsabhängigen Windenergie zukünftig noch weit
STUDIENBEISPIELE
größeren Unsicherheiten unterliegt, könnte es sinnvoll
sein, die Steuerung der Last stärker als bisher zum
Leistungsbilanzausgleich einzusetzen.
Mio. €/a
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 119
600
300
150
0
Beschaffung Intraday-Markt
Negative Minutenreserve
Positive Minutenreserve
Day-Ahead 4h 2h
Bild 4: Kosten der Reservebeschaffung für eine
beispielhafte Regelzone
Industriekunden nehmen z. T. bereits heute mit ihren
disponiblen Prozessen (z. B. Chlorelektrolyse) unter
Beachtung der Präqualifikationsrichtlinien am Minutenreservemarkt
teil. Der Anreiz für Unternehmen, diese
zusätzliche Vermarktungsmöglichkeit zu nutzen, ergibt
sich aus den erzielbaren Preisen. Somit ist hier das
zukünftige Preisniveau für Minutenreserve entscheidend.
Weiterhin ist grundsätzlich auch eine Lastabschaltung
bei privaten Haushalten denkbar. Hier kommt jedoch
nur die verschiebbare Nutzung elektrische Geräte, wie
der Waschmaschine, Spülmaschine, dem Trockner oder
des Kühlschranks in Betracht. Durchgeführte Feldstudien
[2] zeigen, dass Kunden häufig Vorbehalte gegen
die extern veranlasste Abschaltung der Geräte haben,
da ihnen die persönliche Kontrolle über das Gerät fehlt
und zudem versicherungstechnische Bedingungen der
u. U. fehlenden Beaufsichtigung fraglich sind. Des Weiteren
stehen dem, bei einer flächendeckenden Anwendung,
großen Potenzial die nicht unerheblichen Anschaffungskosten
je Haushalt für elektronischen
Drehstromzähler, Anzeigegerät, Stromwertschalter und
Signalübertragungsgerät gegenüber.
5 Bewertung des Lastprognosefehlers
Mit dem durch die Liberalisierung bedingten Unbundling
hat sich die Informationsbasis für den Übertragungsnetzbetreiber
und damit dessen Durchführung der
Prognose zukünftiger Netzsituationen stark verändert.
Dies hat insbesondere auch Auswirkungen auf die
Lastprognose, die einen wesentlichen Einfluss auf den
Regel- und Reserveenergiebedarf besitzt. In diesem
Abschnitt wird einerseits die Entwicklung des Lastprognosefehlers
eingeschätzt und andererseits Ansätze
zur Erhöhung der Prognosegüte hinsichtlich ihrer
Potenziale bewertet. Die Ansätze zur Erhöhung der Prognosegüte
hinterfragen auch die derzeitige Aufteilung
Deutschlands in vier Regelzonen mit jeweils getrennter

STUDIENBEISPIELE
Lastprognose und Ausregelung von Bilanzabweichungen.
Die Optimierungspotenziale werden wie in Kapitel 2 für
eine beispielhafte Regelzone bei einer in Deutschland
installierten WEA-Leistung zwischen 30 GW und
48,2 GW ermittelt. Im Folgenden werden für diese
Regelzone die Optimierungspotenziale des Reservebedarfs
bei einer gemeinsamen Ausregelung („Poolung“)
von wind- und lastbedingter Reserve und bei gemeinsamer
Reservevorhaltung in Deutschland bestimmt.
Bei der Poolung von wind- und lastbedingter Reserve
wird analog zum unverzüglichen Horizontalausgleich
der Windenergie auch der Lastprognosefehler entsprechend
dem jährlichen Energieabsatz auf die vier
Regelzonen aufgeteilt. Dies hat den Vorteil, dass der
heute prinzipiell mögliche gegensätzliche Reserveeinsatz
zur Ausregelung der Lastprognosefehler in den
einzelnen Regelzonen vermieden wird.
Bei einer gemeinsamen Reservevorhaltung für Deutschland
werden alle Einflussfaktoren auf den Reservebedarf
gemeinsam ausgeregelt. Dies sind im Einzelnen
Kraftwerksausfälle, Lastschwankungen, Lastprognosefehler
und der WEA-Prognosefehler. Der vorzuhaltende
Reservebedarf wird analog zum unverzüglichen Horizontalausgleich
der Windenergie entsprechend dem
jeweiligen jährlichen Energieabsatz auf die vier Übertragungsnetzbetreiber
aufgeteilt.
Sowohl die Poolung von wind- und lastbedingter Reserve
als auch die gemeinsame Reservevorhaltung weisen
im besten Fall Einsparpotenziale von etwa 20% an
Minutenreserveleistung und -energie auf. Aufgrund der
nicht vollständigen Korrelation der heutigen Lastprognosefehler
können diese Werte in der Praxis jedoch
nicht erreicht werden. Stattdessen wird das realisierbare
Einsparpotenzial deutlich niedriger sein.
Weiterhin verursachen beide Ansätze durch die entstehenden
Ausgleichsflüsse eine zusätzliche Netzbelastung.
Bei der Poolung von wind- und lastbedingter
Reserve entstehen im Fall entgegen gesetzter Vorzeichen
der Lastprognosefehler zweier Regelzonen Ausgleichsflüsse
zwischen diesen Regelzonen. Aufgrund
der genannten Korrelation der einzelnen Lastprognosefehler
wird der Betrag dieser Ausgleichflüsse jedoch
relativ gering sein. Dagegen kann im Fall der gemeinsamen
Reservevorhaltung bei einem Kraftwerksausfall
durch die Aushilfe aus benachbarten Regelzonen eine
deutliche zusätzliche Belastung der betroffenen Kuppelleitungen
hervorgerufen werden.
Ein weiterer Vorteil der Poolung von wind- und lastbedingter
Reserve ist, dass in diesem Fall auch weiterhin
Aushilfsmöglichkeiten zwischen den vier heutigen Re-
gelzonen bestehen. Im Fall der gemeinsamen Reservevorhaltung
wäre dagegen zur Aufrechterhaltung der
heutigen Systemsicherheit eine geringere Defizit-
/Überschusswahrscheinlichkeit als die heutigen 10
Stunden pro Jahr und Regelzone erforderlich, was die
erzielbaren Einsparpotenziale einschränken würde.
6 Potenziale kurz- und mittelfristig verfügbarer
Speichertechnologien
Als Alternative und Ergänzung zu Netzausbau und der
verstärkten Bereitstellung von Kraftwerksreserve könnten
zukünftig zur Systemintegration von WEA auch moderne
Speichertechnologien genutzt werden. Diese
ermöglichen es, die fluktuierende Erzeugung elektrischer
Energie aus Windenergie von der Netzeinspeisung
zeitlich zu entkoppeln und ihr so den Charakter
eines kontinuierlich und geplant einsetzbaren Kraftwerks
zu geben. Hierfür sind Speichertechnologien
erforderlich, die sowohl hinsichtlich der installierten
Leistung, des Energieinhalts und der geografischen
Lage den Kapazitäten und Standorten der WEA anpassbar
sind. Diese Anforderungen erfüllt insbesondere die
Technologie der Druckluftspeicher, auch Compressed
Air Energy Storage (CAES) genannt, da sie folgende
Vorteile gegenüber anderen Speichertechnologien zu
bieten hat:
Sie ist langjährig erprobt und kommerziell verfügbar,
sie ist großtechnisch im erforderlichen Kapazitätsrahmen
verfügbar, ihr Potenzial in Deutschland ist nicht,
wie bspw. bei Pumpspeicherkraftwerken, bereits ausgeschöpft
und die geologisch bedingten, potenziellen
Standorte befinden sich in der Küstenregion, wodurch
eine wirksame Beeinflussung der Leistungsflüsse zur
Vermeidung von Engpässen ermöglicht werden könnte.
Die technisch-wirtschaftliche Bewertung auf Basis von
historischen Daten des Strommarktes ergibt, dass der
Neubau eines CAES bei einer ausschließlichen Vermarktung
von Fahrplanenergie aus heutiger Sicht nicht
wirtschaftlich ist. Nur durch die zusätzliche Vermarktung
von Minutenreserve bzw. die Vermeidung von
Minutenreservebedarf kann auf Basis von historischen
Daten ein betriebswirtschaftlicher Gewinn erreicht
werden. Aufgrund der sehr unsicheren Entwicklung der
Reservemärkte sind die damit verbundenen Erträge
nicht belastbar genug abschätzbar, um eine Investition
der Energiewirtschaft in CAES zum Einsatz als Reservekraftwerk
zu rechtfertigen.
Eine Errichtung von CAES zum vorrangigen Einsatz der
Netzentlastung ist aufgrund der deutlich höheren Investitionskosten
keine Alternative zum heute notwendigen
Netzausbau. Jedoch kann bei geeigneter geographischer
Positionierung des CAES ein zeitweiliger
Einsatz zur Netzentlastung und damit i. d. R. eine Ver-
120 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

meidung von Erzeugungsmanagement erfolgen. Weiterhin
werden durch Reduzierung der Preisdifferenzen
auf den Strommärkten, durch Erhöhung der gesicherten
Leistung von WEA und durch Verringerung der Auswirkungen
des WEA-Prognosefehlers weitere systemtechnische
Nutzeffekte erzielt, die derzeit nicht betriebswirtschaftlich
ergebniswirksam werden. Die
Untersuchungen zeigen, dass die Abschätzung der zukünftigen
Wirtschaftlichkeit von CAES im Vergleich zur
Abschätzung der zukünftigen Wirtschaftlichkeit von
konventionellen Kraftwerken aufgrund der zahlreichen
Anwendungsmöglichkeiten und der damit zusammenhängenden
komplexen Einsatzstrategie mit größeren
Unsicherheiten verbunden ist.
7 Literatur
[1] Deutsche Energie Agentur, Berlin
http://www.offshore-wind.de/media
/article004593/dena-Netzstudie,
Haupttext, 20r.pdf
STUDIENBEISPIELE
[2] Energiestiftung Schleswig-Holstein
Entwicklung und Test eines lastabhängigen Echtzeit-Tarifs
in Eckernförde
Oktober 1997
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 121

STUDIENBEISPIELE
Folgen der Großstörung in der Region Münsterland für Planung und Betrieb
von 110-kV-Überlandnetzen
Consequences of Wide-area Outages in 110 kV Overhead Line Networks on
Network Planning and Operation
Dipl.-Ing. Thorsten Borchard; Dipl.-Ing. Simon Ohrem, IAEW
Dr.-Ing. Christian Zimmer; Dipl.-Ing. Lutz Eckenroth, Consentec GmbH
thorsten.borchard@iaew.rwth-aachen.de, simon.ohrem@iaew.rwth-aachen.de
Infolge der überraschend vielen Großstörungen der elektrischen Energieversorgung in den vergangenen Jahren wird
derzeit die Angemessenheit von Netzauslegung und vorbeugenden Maßnahmen kritisch hinterfragt. Nach der – zumindest
für einzelne Kundengruppen – mehrtägigen Versorgungsunterbrechung im Versorgungsgebiet der RWE Westfalen-
Weser-Ems AG (RWE) im Münsterland aufgrund widriger Witterungsverhältnisse im November 2005 gilt dies insbesondere
für die nahezu ausschließlich in Freileitungstechnik errichteten 110-kV-Überlandnetze. Verschiedene Gutachten
haben RWE mittlerweile eine den geltenden Standards entsprechende Auslegung ihrer Freileitungen bescheinigt. In der
öffentlichen und vor allem politischen Diskussion ergibt sich nun jedoch die Frage nach den Standards selbst, d. h. ob
Störfälle wie der im Münsterland überhaupt zu vermeiden sind und welche Maßnahmen dafür notwendig wären.
Mögliche Ansatzpunkte für eine Veränderung der geübten Praxis bieten sich z. B. in der flächendeckenden Verkabelung
von 110-kV-Netzen, erhöhten technischen Standards zur Anlagenauslegung, verschärften Instandhaltungsvorschriften
oder erweiterten Netzsicherheitskriterien.
Due to several wide-area power outages in electrical networks in the last few years the suitability of network planning
criteria and emergency measures are presently under discussion. After the wide-area outage caused by bad weather
conditions in the supply area of RWE Westfalen-Weser-Ems AG (RWE) in the Münsterland region in November 2005,
this particularly applies to 110 kV overhead line networks. Meanwhile different appraisals certified RWE the standard
appropriate design of their overhead lines. In the public and political discussion now ,however, the standards themselves
are questioned. For instance, increasing the degree of meshing, installation of reserve cables or complete
cabling of 110 kV could serve to avoid or mitigate wide-area outages.
1 Zielsetzung
Das Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und
Energie des Landes Nordrhein-Westfalen hat über den
Projektträger Energie, Technologie, Nachhaltigkeit
(ETN) am Forschungszentrum Jülich das Konsortium
bestehend aus dem Institut für Elektrische Anlagen und
Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen, der
CONSENTEC Consulting für Energiewirtschaft und -
technik GmbH, Aachen, und dem Institut für Hochspannungstechnik
der RWTH Aachen mit einer wissenschaftlichen
Untersuchung beauftragt. Ziel der Untersuchung
war es, Planungs- und Betriebsstandards von
110-kV-Überlandnetzen im Hinblick auf die Abmilderung
der Folgen künftiger witterungsbedingter Großstörungen
zu bewerten.
Auch wenn die o. g. Ereignisse im Münsterland den
Anlass für die Untersuchung bilden, wurde die Fragestellung
soweit wie möglich verallgemeinernd behandelt,
um vom Einzelfall losgelöste Erkenntnisse zu
erhalten. Speziell für die netzplanerischen Maßnahmen
diente das Münsterland jedoch als Fallbeispiel, so dass
insbesondere die hierzu vorgelegten quantitativen
Ergebnisse nicht verallgemeinert werden dürfen.
Die Untersuchungen und deren Ergebnisse die vom
IAEW und der CONSENTEC GmbH durchgeführt
wurden, sind in den folgenden drei Abschnitten zusammengefasst.
2 Quervergleich von Auslegungsstandards
und Auslegungspraxis
Die Analysen haben ergeben, dass von den deutschen
Netzbetreibern wie auch in den betrachteten Nachbarländern
Österreich und Niederlande die 110-kV-
Überlandnetze nach sehr ähnlichen Kriterien ausgelegt
werden. An erster Stelle ist hier das (n-1)-Kriterium zu
nennen, das als allgemein anerkanntes und bewährtes
Kriterium verwendet wird. Das (n-1)-Kriterium schreibt
vor, dass der Ausfall eines Betriebsmittels zu keiner
Versorgungsunterbrechung führen darf [1]. Hierbei
werden üblicherweise Einzelausfälle von Leitungen und
Transformatoren berücksichtigt, nicht jedoch Sammelschienenausfälle
und Common-Mode-Ausfälle von
Mehrfachleitungen.
122 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Einige Netzbetreiber verwenden über das (n-1)-
Kriterium hinausgehende Kriterien:
• Die (n-1)-Sicherheit wird teilweise auch bei Außerbetriebnahme
eines Betriebsmittels zu Wartungszwecken
gefordert. Hierbei wird allerdings ein reduziertes
Lastszenario und nicht – wie beim (n-1)-
Kriterium – der Höchstlastfall betrachtet.
• Die probabilistische Zuverlässigkeitsanalyse wird
verstärkt als Ergänzung zum deterministischen (n-
1)-Kriterium eingesetzt. Sie ermöglicht eine Prognose
der Zuverlässigkeit von Netzvarianten auf
Grundlage statistischer Beschreibungen des Ausfallverhaltens
von Betriebsmitteln. Dabei können
insbesondere auch über das (n-1)-Kriterium hinausgehende,
seltenere Fehlerarten (Sammelschienenausfälle,
Common-Mode-Fehler) berücksichtigt
werden. So können gleichermaßen (n-1)-sichere
Netzvarianten anhand ihres Zuverlässigkeitsniveaus
unterschieden werden.
Aus den deutschlandweit weitgehend einheitlichen
Planungskriterien haben sich in der zweiten Hälfte des
letzten Jahrhunderts im Grundsatz einander ähnliche
Überlandnetze entwickelt:
• Die Netze sind praktisch vollständig in Freileitungstechnik
ausgeführt, da sich damit die o. g. Kriterien
am wirtschaftlichsten erfüllen lassen. Kabel kommen
in der 110-kV-Ebene nur in städtischen Gebieten
zum Einsatz.
• Die Netzstruktur besteht aus Maschen bildenden
Stammstrecken zwischen den Einspeisestationen
aus der Höchstspannungsebene mit Abzweigungen
zum Anschluss der Hoch-/ Mittelspannungsstationen
an jeweils eine Stammstrecke. Bezüglich der
konkreten Ausgestaltung (z. B. Länge der
Stammstrecke, Anzahl der 110-kV-Stationen je
Stammstrecke, Länge der Abzweige) bestehen keine
allgemeingültigen Vorgaben.
Generell ist festzustellen, dass sich die Planungskriterien
zur Netzauslegung auf die Robustheit der Netze
gegenüber empirisch erfassbaren Ereignissen konzentrieren,
die so häufig sind, dass sie sich durch statistische
Kenngrößen beschreiben lassen (Bild 1). Auf die
Robustheit gegenüber singulären Großstörungen haben
diese Kriterien jedoch nur einen vergleichsweise
geringen Einfluss: Art und Anzahl der Ausfälle z. B. bei
der Großstörung im Münsterland gingen weit über alle
Planungskriterien hinaus. Daher müssen solche Szenarien
separat analysiert werden. Dabei sind einerseits
betriebliche Maßnahmen zu betrachten, mit denen die
Dauer der Versorgungsunterbrechung verringert werden
kann, und andererseits Änderungen der Netzstruktur
STUDIENBEISPIELE
mit dem Ziel, die Auswirkungen auch seltener, extremer
Wetterlagen zu begrenzen, und schließlich die
Wahl von Betriebsmitteln, insbesondere von Leitungen,
speziell gegen derartige Wetterlagen unempfindlicherer
Dimensionierung und Typisierung.
Ereignis
Häufigkeit
Umfang des
Ereignisses
Analysetechnik
Einfachfehler
(Leitung,
Transformator)
Transformator)
Mehrfachfehler,
Common-
Mode
Deterministische
Überprüfung
Probabilistische
Zuverlässigkeitsberechnung
Häufige Einzelereignisse
� Gegenstand von
Planungskriterien
Großstörungen
Singuläre
Großereignisse
� Gegenstand
des Krisenmanagements
Bild 1: Planungskriterien für 110-kV-Überlandnetze
decken witterungsbedingte oder sonstige
Großstörungen nicht ab
3 Betriebliche Maßnahmen und
Kommunikation
Unsere stichprobenartige Befragung deutscher und
ausländischer Verteilungsnetzbetreiber hat ergeben,
dass umfangreiche organisatorische Vorkehrungen für
den Großstörungsfall getroffen werden. So existieren
Organisationsstrukturen, die weitgehend dem VDN-
Leitfaden zur Beherrschung von Großstörungen [2]
entsprechen, Krisenräume und Krisenstäbe sind
vorbereitet, regelmäßige Übungen des Ernstfalls finden
statt.
Die für den Großstörungsfall vorgesehenen betrieblichen
Maßnahmen umfassen neben der Nutzung
netzseitiger Reserven das Vorhalten von Provisorien
(Leiterseile, Masten, Notstromaggregate etc.) und die
wechselseitige Aushilfe der Netzbetreiber mit Personal
und Material. Für die Kommunikation zwischen Leitstelle
und Entstörpersonal setzen die Netzbetreiber
unterschiedliche, teilweise redundante Techniken
(Betriebstelefon und Betriebsfunk, öffentliches Telefon,
Mobilfunk) ein.
Die Erfahrung bei der Großstörung im Münsterland hat
gezeigt, dass die hierfür vorbereiteten organisatorischen
Strukturen gut gegriffen haben [3]. So wurde
beispielsweise die Unterstützung durch benachbarte
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 123

STUDIENBEISPIELE
Netzbetreiber gelobt, die Anlagenprovisorien und
Notstromaggregate in großer Zahl zur Verfügung
stellten. Allerdings war die Kommunikation insbesondere
über öffentliche Netze teilweise eingeschränkt.
Vor allem die je nach Mobilfunkbetreiber fehlende oder
recht kurze Pufferung der Stromversorgung der Telekommunikationsstationen
wirkte sich negativ aus, da
sie den lokalen Ausfall oder eine durch Teilausfall und
den krisenbedingt hohen Kommunikationsbedarf der
Bevölkerung bedingte Überlastung des Mobilfunknetzes
nach sich zog.
Eine Verbesserung für künftige Störungsfälle bestünde
somit darin, eine (längere) Notstrompufferung der
Mobilfunkstationen vorzusehen oder eine autarke
Infrastruktur wie den Betriebsfunk aufzubauen bzw. zu
erhalten.
Zudem hat die Erfahrung gezeigt, dass zwar die Bereitschaft
zur gegenseitigen Aushilfe hoch, die Ermittlung
der verfügbaren Ressourcen aber aufwendig war und
so zu Verzögerungen bei der Wiederversorgung beitrug.
Die Einrichtung des im o. g. VDN-Leitfaden vorgeschlagenen
netzbetreiberübergreifenden Registers derartiger
Ressourcen könnte einen wertvollen Beitrag dazu
leisten, dass Provisorien künftig schneller angefordert
und eingesetzt werden können.
3.1.1 Netzplanerische/systemtechnische
Maßnahmen
3.2 Untersuchungsgegenstand
Betriebliche Maßnahmen können, wie oben diskutiert,
im Falle von Großstörungen die Dauer der Versorgungsunterbrechungen
reduzieren. Zusätzlich stellt sich
die Frage, ob bzw. wie sich die Netze selbst so gestalten
lassen, dass witterungsbedingte Großstörungen
wie die im Münsterland gar nicht erst eintreten oder
zumindest in ihrem Ausmaß deutlich begrenzt werden.
Kennzeichnend für eine solche Störung ist, dass infolge
einer regional konzentrierten extremen Wetterlage die
– auf statistisch relevante Störungsereignisse ausgelegte
– Redundanz der heute typischen Netze nicht
mehr ausreicht. Im Rahmen dieser Grundsatzuntersuchung
wurden typische 110-kV-Freileitungsnetzstrukturen
betrachtet und als Störungsereignis angenommen,
dass alle Tragmasten einer Stammstrecke
aufgrund hoher Schnee- und Eislast sowie starkem
Wind brechen.
Die betrachteten Maßnahmen lassen sich in zwei
Kategorien unterteilen:
• Einsatz andersartiger Betriebsmittel, die weniger
witterungsempfindlich sind
• Erhöhung der Netzredundanz, so dass selbst bei
Ausfall einer Stammstrecke keine großräumige Versorgungsunterbrechung
auftritt
Neben einer qualitativen Analyse der Wirksamkeit und
Realisierbarkeit dieser Maßnahmen wurde anhand
fiktiver Netzbeispiele auch deren Kosten grob abgeschätzt.
Hierbei wurden langfristige annuitätische
Kosten neu zu errichtender Netze („Grüne-Wiese-
Ansatz“) zugrunde gelegt.
Bei der nachfolgenden Beschreibung der Maßnahmen
wird zunächst auf deren Wirksamkeit und Realisierbarkeit
eingegangen und anschließend eine übergreifende
Beurteilung unter Berücksichtigung der Kostenwirkung
vorgenommen.
3.3 Betriebsmittelwahl
3.3.1 Zweierbündel statt Einfachbeseilung
Die im Münsterland aufgetretene rotationssymmetrische
Vereisung der Leiterseile wird u. a. auf die
Torsionsmöglichkeit der Einfachseile zurückgeführt, die
bei Bündelleitern so nicht gegeben sein soll.
Allerdings lässt die im Münsterland aufgetretene
erhebliche Überschreitung der mechanischen Belastungsgrenzwerte
vermuten, dass auch bei Bündelleitern
noch eine Überlastung hätte auftreten können. Zudem
weisen Bündelleiter einen höheren Windwiderstand als
Einfachseile auf. In der Vergangenheit wurden bei
Bündelleitern Eisanhaftungen in Flügelform beobachtet,
die zu starken Schwingungen – so genanntem Seiltanzen
– geführt haben. Ein Übergang auf Zweierbündel
(mit dementsprechender Mastverstärkung oder sogar
Mastersatz) erscheint daher beim heutigen Wissensstand
zur Vermeidung witterungsbedingter Großstörungen
nicht hilfreich.
3.3.2 Einsatz stärkerer Masten
Aus Kostengründen sind Freileitungsmasten überwiegend
als Tragmasten und nur zu einem Teil (durchschnittlich
etwa einem Viertel) als Abspannmasten
ausgeführt. Tragmasten können keine horizontalen
Zugkräfte aufnehmen und sind damit besonders anfällig
für kaskadenartige Mastumbrüche. Bei ausschließlicher
Verwendung von Abspannmasten kann aufgrund deren
höherer Stabilität erwartet werden, dass solche
Kaskadeneffekte nicht auftreten. Aufgrund der größeren
Gründungsfläche von Abspannmasten wäre die
Maßnahme selbst in bestehender Trasse nicht ohne
124 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Genehmigungsverfahren und nur unter Einsatz von
Provisorien und vorübergehender Netzschwächung zu
realisieren. Dabei sind jedoch weniger Verzögerungen
zu erwarten als bei Maßnahmen, die neue Leitungstrassen
erfordern (s. u.).
3.3.3 Vollständige Verkabelung
Kabelnetze sind klimatischen Störeinflüssen nicht
ausgesetzt. Daher könnten bei vollständiger Verkabelung
witterungsbedingte Großstörungen völlig vermieden
werden. Eine Umstellung von Freileitung auf Kabel
könnte allerdings nur sehr langfristig geschehen und
würde – da überhaupt nur wirtschaftlich bei altersbedingtem
Ersatz der Freileitungen – sich über Jahrzehnte
erstrecken. Der Umstellungsprozess wäre zudem
problematisch, da sich die Topologien kostenoptimaler
Kabel- und Freileitungsnetze deutlich unterscheiden.
3.4 Erhöhung der Netzredundanz
3.4.1 Stärkere Vermaschung
Durch Zubau von Querverbindungen könnten die am
Ende von Abzweigungen gelegenen 110-kV-Stationen
jeweils an eine zweite Stammstrecke angeschlossen
werden. Da ein gleichzeitiger Komplettausfall mehrerer
Stammstrecken (der eine Wiederversorgung mit Netzprovisorien
nicht erlaubt) äußerst unwahrscheinlich ist,
könnten witterungsbedingte Großstörungen hierdurch
sehr stark reduziert werden. Die zusätzlichen Leitungen
könnten als Freileitung (kostengünstiger) oder Kabel
(leichter realisierbar) ausgeführt werden.
3.4.2 Reservestellung über die Mittelspannungsebene
Ziel dieser Maßnahme ist es, den Ausfall der 110-kV-
Stammstrecke durch Mittelspannungs-Reservekabel
zwischen Einspeisestation und 110-kV-Stationen
zumindest teilweise abzufangen. Diese Maßnahme
wäre ohne Genehmigungsverfahren relativ leicht
realisierbar. Eine vollständige Reservestellung, bei der
die Reservekabel auch Redundanz für Wartungsabschaltungen
oder (n-1)-Fehler im 110-kV-Netz stellen,
ist aufgrund der großen Stationsabstände in ländlichen
Regionen allerdings nicht möglich. Insbesondere in
Gebieten mit 10-kV-Mittelspannung – hierzu zählt auch
das Münsterland – begrenzt der zulässige Spannungsfall
die überbrückbare Distanz erheblich. Selbst in
Regionen mit 20-kV-Mittelspannung könnte durchschnittlich
nur etwa die Hälfte der 110-kV-Stationen
erreicht werden.
Alternativ könnten die Mittelspannungs-Reservekabel
als reine Notversorgung vorgesehen werden. Dann
STUDIENBEISPIELE
könnte – allerdings nur in 20-kV-Mittelspannungsgebieten
– im Großstörungsfall eine eingeschränkte Versorgung
(unter Inkaufnahme tageszeitlich rollierender
Lastabschaltungen und/oder eines zeitweise reduzierten
Spannungsniveaus) aller 110-kV-Stationen aufrechterhalten
werden.
3.4.3 Reservestellung über 110 kV-Kabel
Die bei der Mittelspannungsreserve erwähnten Einschränkungen
würden bei Einsatz von 110-kV-Reservekabeln
vermieden, allerdings unter Inkaufnahme einer
schwierigeren Realisierbarkeit und wesentlich höherer
Kosten.
3.4.4 Einschleifung statt Doppelstich
Zur Verbesserung der Versorgungssicherheit wird auch
diskutiert, statt Anschluss im Doppelstich die Abzweigleitungen
in einen der beiden Stromkreise ihrer
Stammstrecke einzuschleifen. Diese Maßnahme sichert
jedoch nur den einseitigen Common-Mode-Ausfall der
Stammstrecke ab. Wenn wie im erlebten Großstörungsfall
die Stammstrecke beiderseits der Verzweigungspunkte
unterbrochen ist, bleibt diese Maßnahme
wirkungslos.
3.5 Vergleich und Kostenbewertung
In Tabelle 1 sind die Ergebnisse hinsichtlich der
Wirksamkeit und Realisierbarkeit der untersuchten
Maßnahmen schematisch zusammengefasst. In der
letzten Spalte sind zudem die grob abgeschätzten
Mehrkosten gegenüber heute üblichen 110-kV-
Überlandnetzen angegeben.
Unter den zur Vermeidung witterungsbedingter Großstörung
geeigneten Maßnahmen sind der Ersatz von
Tragmasten durch Abspannmasten, die Reservestellung
über Mittelspannungskabel in 20-kV-Netzen sowie –
eingeschränkt – der begrenzte Einsatz von 110-kV-
Kabeln (Vermaschung oder Reservekabel) am ehesten
realisierbar.
Es zeigt sich, dass alle wirksamen Maßnahmen mit
erheblichen Mehrkosten verbunden sind. Diese betragen
unter den hier getroffenen Annahmen zwischen
40% und über 90% der derzeitigen 110-kV-Netzkosten
auf Basis von Wiederbeschaffungswerten..
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 125

STUDIENBEISPIELE
Maßnahme
Wirksamkeit Realisierbarkeit
Mehrkosten des
110-kV-Netzes
Zweierbündel statt
Einfachbeseilung
-
keine Bewertung, da Wirkung fraglich
Einsatz stärkerer
Masten
+ + ~ 40%
Stärkere
Freileitung
+ - ~ 40%
Vermaschung Kabel
+ o ~ 80%
Mittelspannungs-
Reservekabel
10 kV
20 kV
einige Stationen
alle Stationen
-
o
o
keine Bewertung, da nicht wirksam
+ > 10%
+ > 40%
110-kV-
Reservekabel
+ o > 90%
Einschleifung statt
Doppelstiche
-
keine Bewertung, da nicht wirksam
Tab. 1: Gegenüberstellung der netzplanerischen/systemtechnischen Maßnahmen
Kostengünstiger sind allein die 20-kV-Reservekabel,
jedoch nur dann, wenn sie sich auf die Absicherung der
den Einspeisestationen nächstgelegenen 110-kV-
Stationen beschränken und somit im Großstörungsfall
nur eine Teilversorgung gewährleisten. In ländlichen
Regionen mit 10-kV-Mittelspannungsnetzen (wie im
Münsterland) ist die Mittelspannungsreserve nicht
einsetzbar. Der Einsatz von zusätzlichen 110-kV-Kabeln
kann je nach Variante einen Kostenanstieg bis zur
annähernden Verdopplung der 110-kV-Kosten bewirken.
(Eine vollständige Kabelnetzalternative würde zwar bei
Grüne-Wiese-Betrachtung theoretisch geringere
Mehrkosten von 60% gegenüber der Freileitungsvariante
aufweisen, wäre jedoch nur in einem jahrzehntelangen
Umstellungsprozess und deshalb auch nicht in
dieser optimalen Form erreichbar, so dass diese
grundsätzlich wirksamste Maßnahme ausscheidet.)
Es sei angemerkt, dass eine Beurteilung der Angemessenheit
von Maßnahmen im Sinne einer Kosten-
Nutzen-Abwägung nicht Gegenstand dieser Studie war.
Die hier gewonnenen Erkenntnisse können jedoch als
Basis für weitergehende Erörterungen und Empfehlungen
dienen.
4 Literatur
[1] H.-P. Gerach, J. Nissen, P. Schildge,
Planungsgrundsätze im Hochspannungsnetz,
Energiewirtschaftliche Tagesfragen,
46. Jg. Heft 12, 1996
[2] Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW,
Leitfaden zur Beherrschung von Großstörungen,
Projektgruppe „Vorsorgemaßnahmen zur Beherrschung
der Auswirkungen von Großstörungen“,
Ausgabe 1.0, April 2006
[3] Witterungsbedingte Stromausfälle in
Nordrhein-Westfalen,
Ausschussprotokoll der 6. Sitzung,
APr 14/89, 09.12.2005
126 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Kurzberichte über institutsspezifische Aktivitäten
Betriebswirtschaftliche Grundlagen für
Ingenieure mit Unternehmensplanspiel
Dipl.-Ing Thorsten Borchard; Dipl.-Ing Simon Krahl
Die Integration betriebswirtschaftlicher und technischer
Fragestellungen in Industrieunternehmen und die damit
verbundene Fokussierung auf monetäre Aspekte in der
gesamten Wertschöpfungskette dieser Unternehmen
verlangt von den Ingenieuren die Kenntnis grundlegender
betriebswirtschaftlicher Zusammenhänge und
Konzepte. Der insbesondere für Studierende im Hauptstudium
angebotene Intensivkurs „Betriebswirtschaftliche
Grundlagen für Ingenieure mit Unternehmensplanspiel“
soll dem Erwerb dieser Kenntnisse dienen. Dabei
wird der Schwerpunkt nicht nur auf den Erwerb theoretischen
Wissens gelegt, sondern ebenso auf die
Vertiefung dieses Wissens durch praktische Anwendung.
Diese Ziele werden durch die Verbindung einer
einführenden Vorlesung mit ergänzender Übung und
einem computerbasierten Unternehmensplanspiel
verfolgt. Die in dieser Form an der RWTH einzigartige
Veranstaltung trifft bei den Studierenden auf hohe
Resonanz. Immer wieder wird die Notwendigkeit,
Kenntnisse betriebswirtschaftlicher Grundlagen als
Zusatzqualifikation für den Berufseinstieg vorweisen zu
können, als Motivation genannt, dieses Wahlfach zu
belegen. Dabei ist die Zuhörerzahl von ca. 75 Studierenden
pro Jahr so groß, dass die Veranstaltung
zweimal jedes Semester angeboten werden muss, um
eine für gute Lernerfolge ausreichend geringe Kursgröße
zu erreichen.
Im Rahmen der Vorlesung werden den Studierenden
grundlegende Themen der Betriebswirtschaftslehre
näher gebracht. So lernen die Studierenden Grundlagen
der Bilanzierung und Bilanzanalyse sowie der Investitions-
und Kostenrechnung, die sie später im Unternehmensplanspiel
bei Führung ihres Unternehmens
anwenden müssen. Die Bereiche Rechtsformen,
Organisation, Unternehmensbewertung, Stromhandel
und Unternehmensberatung runden die theoretische
Einführung ab.
In dem computerbasierten Unternehmensplanspiel
müssen jeweils drei Studierende ein virtuelles Unternehmen
der Energieversorgungsbranche leiten. Dieses
Unternehmen steht mit fünf anderen Unternehmen über
einen simulierten Zeitraum von zehn Jahren im Wettbewerb.
Neben dem Ziel, ihr Unternehmen auf einen
der ersten Plätze zu führen, gibt es für die Teilnehmer
auch Preise zu gewinnen. Für die jeweils drei bestplat-
KURZBERICHTE
zierten Teams wurden in diesem Jahr zwei Exkursionen
durchgeführt.
Die erste Exkursion führte zur Trianel European Energy
Trading GmbH, Aachen, wo die Studierenden durch
Herrn Dipl.-Volksw. Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung
der Trianel, eine Einführung in die
Tätigkeiten des Unternehmens bekamen. Im Anschluss
wurde jedem Student der drei bestplatzierten Gruppen
im Rahmen einer Siegerehrung einen Büchergutschein
als Anerkennung seiner Leistung von Herrn Becker
überreicht.
Die zweite Exkursion führte zur Stadtwerke Aachen AG.
Nach dem Besuch der Umspannstation Verlautenheide
wurde das Wasserwerk Eichler Stollen mit einer
Führung durch den Wassermeister besichtigt. Nach
einem stärkenden Mittagessen in den Carolus Thermen
besuchten die Studenten die Zentralwarte. Den Abschluss
der Exkursion bildete die Siegerehrung der drei
bestplatzierten Gruppen durch Herrn Dipl.-Ing. Roß,
Geschäftsführer der STAWAG Netz GmbH, der als Preis
Büchergutscheine überreichte.
Exkursion zur Stadtwerke Aachen AG
Die Auszeichnung der erfolgreichsten Teams durch die
Unternehmen steigert die Motivation der Studierenden
zum Erwerb praktisch anwendbarer Kenntnisse der
Betriebswirtschaftslehre und zeigt die Bedeutung der
erlernten Inhalte für das spätere Berufsleben.
Studiengang Wirtschaftsingenieurwesen
Fachrichtung Elektrische Energietechnik
Dipl.-Ing. Andreas Berg
Mit dem Studiengang Wirtschaftsingenieurwesen
Elektrische Energietechnik wird den Studierenden der
RWTH seit dem Wintersemester 2003/04 die Möglich-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 127

KURZBERICHTE
keit gegeben, ein Studium an der Schnittstelle zwischen
Technik und Wirtschaft zu absolvieren. Die in
Zusammenarbeit zwischen dem IAEW und der Fakultät
für Wirtschaftswissenschaften neu konzipierte Fachrichtung
vermittelt den Studierenden sowohl fundierte
ingenieurwissenschaftliche Kenntnisse im Bereich der
Elektrischen Energietechnik als auch das erforderliche
ökonomische Wissen, um den von der Praxis geforderten
Ansprüchen gerecht zu werden.
120
100
80
60
40
20
0
WS 03/04 WS 04/05 WS 05/06 WS 06/07
Neueinschreibungen seit dem Wintersemester 2003/2004
Das Interesse an dem Studiengang steigt in den letzten
Jahren stetig und die Zahl der Neueinschreibungen
liegt im WS 06/07 bei 121. Damit sind ein Viertel der
Erstsemester des Fachbereiches Elektrotechnik und
Informationstechnik bereits als Studierende des
Wirtschaftsingenieurwesens eingeschrieben.
Bisher endet der Studiengang mit dem Abschluss
Diplom-Wirtschaftsingenieur. Ab dem kommenden
Wintersemester wird die Umstellung des Diplom-
Studienganges auf einen konsekutiven Bachelor/Master-Studiengang
durchgeführt, so dass die
Studierenden zukünftig mit dem Titel Bachelor- bzw.
Master of Science (B.Sc./M.Sc.) abschließen werden.
Diplom
Vordiplom
Hauptstudium
Grundstudium
Master
Bachelor
Masterstudium
Bachelorstudium
Bisher Ab WS 07/08
Verlaufsvergleich zwischen Diplom- und Masterstudium
10. Sem.
6. Sem.
4. Sem.
Studienbeginn
Der Bachelor-Studiengang dauert drei Jahre (sechs
Semester) und vermittelt den Studierenden die zur
Erfüllung der Anforderungen der Berufswelt erforderlichen
Kenntnisse, Fähigkeiten und Fertigkeiten, die sie
zu wissenschaftlichem Arbeiten, dem kritischen
Einordnen neuer Erkenntnisse und verantwortlichem
Handeln befähigen. Der Bachelor-Studiengang entspricht
zwar einer berufsbefähigenden Ausbildung, soll
allerdings im Wesentlichen auf den anschließenden
Master-Studiengang vorbereiten, in dem die im Bachelor-Studium
erworbenen Kenntnisse vertieft werden. Es
ist ausdrücklich vorgesehen, dass die Studierenden das
Bachelor-Studium als Grundlage nutzen, um sich
akademisch bis zum Master of Science weiterzubilden.
Erst das Ausbildungsniveau des Master-Abschlusses
entspricht dem des früheren Diploms.
Im Bachelor-Studiengang werden in verschiedenen
Lehrformen wie Vorlesungen, Übungen und Praktika die
Grundlagen für mathematisch-naturwissenschaftlichtechnisches
sowie wirtschaftliches Verständnis gelegt
und in weiterführenden Veranstaltungen vertieft. Das
Studium gliedert sich in einen Pflichtbereich, der fest
vorgegeben ist, einen Wahlpflichtbereich und einen
Integrationsbereich. Der Wahlpflichtbereich bietet den
Studierenden die Möglichkeit, ihre ingenieurwissenschaftlichen
Kenntnisse durch energietechnische
Fachvorlesungen zu erweitern. Im Integrationsbereich
werden fachübergreifende Inhalte aus dem Bereich der
Wirtschaftsinformatik und –statistik vermittelt. In
einem 12-wöchigen Industriepraktikum sollen die
Studierenden erste praktische Erfahrungen in der
Wirtschaft sammeln. Abgeschlossen wird der Bachelor-
Studiengang mit der Bachelorarbeit. In dieser ersten
wissenschaftlichen Arbeit sollen die Studierenden
nachweisen, dass sie in der Lage sind, ein Problem aus
dem Bereich des Wirtschaftsingenieurwesens in einer
vorgegebenen Frist selbständig in wissenschaftlichem
Arbeitsstil zu bearbeiten.
Bereits im Bachelor-Studiengang stehen die Studierenden
frühzeitig in engem Kontakt zum IAEW. Dies ist
einerseits durch die am IAEW ansässige Fachstudienberatung
für Studierende des Wirtschaftsingenieurwesens
Elektrische Energietechnik bedingt. Andererseits
bietet die fachliche Ausrichtung des IAEW den Studierenden
die Möglichkeit, bereits während ihres Studiums
die erworbenen Kenntnisse zur Beantwortung
praxisorientierter Fragestellungen anzuwenden, z. B. im
Rahmen einer hilfswissenschaftlichen Tätigkeit. So
bekommen die Studierenden weitere Einblicke in
mögliche Aufgabenfelder, die bei der späteren konkreten
Berufsentscheidung eine wichtige Hilfestellung
sind.
128 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Ein Rückblick auf die noch kurze Geschichte des neuen
Studienganges Wirtschaftsingenieurwesen Elektrische
Energietechnik an der RWTH zeigt, dass dieser anspruchsvolle,
interdisziplinäre Studiengang sowohl den
neuen Anforderungen des Arbeitsmarktes als auch den
Erwartungen der Studierenden gerecht wird.
Projektarbeiten für Studierende am IAEW
Dipl.-Ing. Tobias Mirbach
Für den Studiengang Elektrotechnik/Informationstechnik
bietet das IAEW Studierenden semesterbegleitende
Projektthemen an. Ziel dieser Projekte ist es, den
Studierenden über praxisnahe Fragestellungen einen
Einblick in energiewirtschaftliche Themenbereiche zu
geben. Dazu müssen sich die Studierenden in das
jeweilige Projektthema einarbeiten und gegebene
Fragestellungen im Team selbstständig bearbeiten. Die
Untersuchungen erfolgen unter Nutzung von rechnergestützten
und praxisbewährten (Optimierungs-)Verfahren
der Bereiche Zuverlässigkeitsbewertung, Netz- sowie
Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung, die am IAEW
entwickelt wurden. Die erzielten Ergebnisse werden im
Anschluss in Form eines Vortrages aufbereitet und den
Mitarbeitern des IAEW sowie Gästen aus der Energiewirtschaft
im Rahmen einer Vortragsveranstaltung mit
anschließender Diskussionsrunde präsentiert.
Im Sommersemester 2006 nahmen 19 Studierende,
aufgeteilt in sechs Gruppen, im Wintersemester
2006 / 2007 acht Studenten, aufgeteilt in drei Gruppen,
an dem Studentenprojekt teil. Dabei wurden die
folgenden Projektthemen angeboten und bearbeitet:
• Zuverlässigkeitsbewertung eines 110/20-kV-Netzes
im Ist-Zustand und bei Anschluss eines Industriekunden
• Der Weg zum langfristig optimalen Hochspannungsnetz
• Einsatz von Wasserkraftwerken im Strommarkt
Aufgabe des Projektes „Zuverlässigkeitsbewertung
eines 110/20-kV-Netzes im Ist-Zustand und bei Anschluss
eines Industriekunden“ ist es, zunächst ein real
existierendes Netz hinsichtlich Kosten und Versorgungszuverlässigkeit
quantitativ zu bewerten. Dabei
werden die üblichen Verfahren der Zuverlässigkeitsbewertung
angewendet. Darauf aufbauend soll der
Anschluss eines Industriekunden an das zuvor betrachtete
Netz untersucht werden. Hierzu werden die Kosten
verschiedener Anschlussvarianten unter Berücksichtigung
aller technischen Kriterien wie (n-1)-Sicherheit
und vorgegebene Zuverlässigkeitskenngrößen bestimmt
und vergleichend bewertet. Die Berechnungen der
KURZBERICHTE
Zuverlässigkeit werden händisch und unter Zuhilfenahme
moderner rechnergestützter Netzanalyseverfahren
durchgeführt.
Die Projektgruppe „Der Weg zum langfristig optimalen Hochspannungsnetz“
bei der Ergebnispräsentation
Das Projekt „Der Weg zum langfristig optimalen
Hochspannungsnetz“ hat die Ermittlung eines wirtschaftlich
sinnvollen Ausbauplanes für ein bestehendes
reales 110-kV-Netz hin zu einem kostenoptimalen 110kV-Netz
sowie die Quantifizierung des dadurch entstehenden
Einsparpotenzials zum Ziel. Zur Bestimmung der
einzelnen Übergangszustände ist es notwendig, neben
den Zu- und Abbaukosten die Altersstruktur der bestehenden
Betriebsmittel in die Betrachtung mit einzubeziehen.
Alle Zwischenzustände müssen den technischen
Sicherheitskriterien genügen. Für diese Überprüfung
wird ein am IAEW entwickeltes Programmpaket
zur Netzzustandsanalyse eingesetzt.
Im Rahmen des Projektes „Einsatz von Wasserkraftwerken
im Strommarkt“ soll für eine reale Wasserkraftwerksgruppe
im Alpenraum der optimale Einsatz –
orientiert an Marktpreisen – ermittelt werden. Dabei
sind bspw. die sich im Zeithorizont der Planungsrechnungen
ändernden Zuflüsse zu den Speicherbecken
sowie die unsicheren Marktpreise für elektrische
Energie durch Varianten abzubilden und zu bewerten.
Zusätzlich können eventuelle Ausbauvarianten der
bestehenden Kraftwerksgruppe mit in die Untersuchung
einbezogen und ihre Auswirkung auf den zu erzielenden
Deckungsbeitrag analysiert sowie Aussagen über die
Rentabilität der Investition getroffen werden. Für diese
Analyse wird zunächst aus öffentlich zugänglichen
Quellen ein Datenmodell der Wasserkraftwerksgruppe
abgeleitet sowie Zufluss- und Marktpreisvarianten
generiert. Die Quantifizierung des Wertes erfolgt
anschließend unter Nutzung eines am IAEW entwickelten,
praxisbewährten Optimierungsverfahrens.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 129

KURZBERICHTE
Interdisziplinäre Vorlesung „Berufsumfeld von
Energietechnik-Ingenieuren und Wirtschaftsingenieuren
in der Praxis“
Dipl.-Ing. Frank Wirtz
Durch die positiven Erfahrungen der letzten Jahre
sowie die unverändert positive Resonanz der Studenten
wurde die interdisziplinäre Vorlesung „Berufsumfeld
von Ingenieuren und Wirtschaftsingenieuren in der
Praxis“ auch im Wintersemester 2006/2007 wieder in
das Lehrangebot des Instituts aufgenommen.
Im Rahmen des Aktionsprogramms „Qualität der Lehre
– Innovative Reformprojekte von überregionalem
Interesse“ des Ministeriums für Wissenschaft und
Forschung des Landes Nordrhein-Westfalen wurde
diese Vorlesung vom Institut für Elektrische Anlagen
und Energiewirtschaft konzipiert und in diesem Wintersemester
nunmehr zum zehnten Mal angeboten.
Die Vorlesung richtet sich insbesondere an Studenten
der Ingenieurwissenschaften im Hauptstudium. Neben
Studenten der Kernfächer Elektrotechnik und Maschinenbau
haben in diesem Jahr erstmals Studenten aus
dem Hauptstudium des neuen Studiengangs Wirtschaftsingenieurwesen
für elektrische Energietechnik
der RWTH Aachen an dieser Veranstaltung teilgenommen.
Grundsätzlich steht die Vorlesung allen Fachrichtungen
offen. Ziel der Veranstaltung ist es, Studenten
einen Einblick in Themenbereiche zu vermitteln, mit
denen sie im späteren Beruf oder bei der Suche nach
dem richtigen Arbeitsumfeld konfrontiert werden, die
jedoch nicht Inhalt von fachbezogenen Vorlesungen
sein können.
Auch in diesem Jahr haben zahlreiche Studenten an der
Vorlesung teilgenommen, wobei insbesondere die rege
Teilnahme von Studenten des neuen Studiengangs
Wirtschaftsingenieurwesen erfreulich war. Die gute
Resonanz auf dieses Vorlesungsangebot zeigt, dass das
Interesse an interdisziplinären Veranstaltungen von
studentischer Seite weiterhin hoch ist.
Der Erfolg der Veranstaltung basiert jedoch ganz
wesentlich auf dem Engagement der zahlreichen
Referenten aus der Praxis, die auch in diesem Jahr
wieder zu ganz unterschiedlichen Themenfeldern
gewonnen werden konnten. Es gelang ihnen den
Studenten eine interessante Mischung aus themenspezifischem
Fachwissen und praxisnahen Beispielen zu
vermitteln und so immer wieder das Interesse der
Studenten zu wecken. Auf diese Weise entstanden
angeregte Diskussionen mit und unter den Studenten.
In interaktiven Übungen erhielten die Studenten zu
einigen Themenbereichen die Möglichkeit, die erlernten
theoretischen Ansätze in die Praxis umzusetzen.
Referenten und ihre Beiträge im WS 2006/2007:
Dr. B. Flechner
Project Manager Common SA Platform, ABB Automation
Technologies AB, Schweden
Dr.-Hut, alles gut? – Promotion oder Direkteinstieg
Dr. H. Neus
McKinsey & Company Inc., Düsseldorf
Grundlagen des Projektmanagements
C. Schramm
Betriebsratsvorsitzender der ASEAG, Aachen
Innerbetriebliche Mitbestimmung
Dr. K. Engels
Consultant CC Utilities, Roland Berger Strategy
Consultants, Düsseldorf
Ingenieure in der Beratung – Ausdruck der Technik-
Renaissance?
M. Naumann
HR Marketing & Development Systeme,
ABB AG, Mannheim
Assessment-Center – Was steckt dahinter?
Dr. A. Moser
European Energy Exchange (EEX) AG, Leipzig
Stromhandel an Börsen
Dr. M. Ritzau
BET Büro für Energiewirtschaft und Technische Planung
GmbH, Aachen
Der Weg in die Selbständigkeit
A. Jordan
Siemens AG, Power Transmission and Distribution,
Human Resources
Personalentwicklung und –förderung
E.ON Avacon/IAEW-Seminar „Grundlagen der
elektrischen Energieversorgung“
Dipl.-Ing. Hermann Egger; Dipl.-Ing. Philipp Siemes; Dr.-Ing. Dipl.-
Kfm. Boris Blaesig; Dipl.-Ing. Christian Krane
Im August 2006 wurde erstmals von Mitarbeitern des
IAEW in enger Zusammenarbeit mit E.ON Avacon das
Seminar „Grundlagen der Energieversorgung“ gehalten.
Ziel dieses Seminars ist es, Mitarbeitern von E.ON
Avacon, die nicht dem technischen Fachbereich zuzuordnen
sind, auf verständlichem Niveau einen breiten
Überblick über die elektrische Energieversorgung –
130 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

welche die Kernkompetenz ihres Unternehmens
darstellt – zu vermitteln.
Der im Rahmen dieser Veranstaltung behandelte
Themenbereich erstreckt sich, ausgehend von den
physikalischen Grundlagen der Elektrotechnik über die
Erzeugung und Übertragung elektrischer Energie bis hin
zum rechtlichen und wirtschaftlichen Basiswissen der
Energieversorgung. Das Seminar wird nicht in Form
einer Frontalveranstaltung, sondern als interaktive
Diskussion zwischen Referenten und Teilnehmern
durchgeführt. Darüber hinaus werden im Anschluss an
die Vorträge und in den Pausen häufig offene Fragestellungen
und aktuelle Ereignisse der Energiewirtschaft in
der Runde diskutiert.
Besichtigung der E.ON AVACON Umspannstation Oschersleben
Das sehr erfolgreiche Seminar wurde bereits vier Mal
mit jeweils über 20 Teilnehmern in Krottdorf bei
Helmstedt und in Laatzen bei Hannover durchgeführt.
Die positive Resonanz bei den Seminarteilnehmern und
die große Nachfrage unter den Mitarbeitern von E.ON
Avacon haben dazu geführt, dass das Seminar zu einem
festen Bestandteil im Rahmen der betriebsinternen
Weiterbildung geworden ist. Dies ist letztendlich auch
auf die ausgezeichnete Organisation der Veranstaltung
seitens E.ON Avacon zurückzuführen.
Aachener Energiemanager Strom und Gas
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig
Gemeinsam mit der Aachener Trianel European Energy
Trading GmbH und der RWTH International Academy,
der Weiterbildungsakademie der RWTH Aachen, hat
das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
ein vierwöchiges Weiterbildungsangebot zum
Thema Energiemanagement entwickelt und bereits zum
fünften Mal durchgeführt. Ziel dieses vierwöchigen
Kurses ist die Vermittlung von technischen, wirtschaftlichen
und juristischen Aspekten der kompletten
Wertschöpfungskette der Energiewirtschaft. Besonde-
KURZBERICHTE
rer Wert wird dabei auf die Einordnung der Einzelaspekte
in den Gesamtzusammenhang und die zu beachtenden
Wechselwirkungen gelegt.
Der Kurs richtet sich insbesondere an Fach- und
Führungskräfte aus den Bereichen Energievertrieb,
-Beschaffung, -Handel und Controlling kommunaler und
regionaler Energieversorgungsunternehmen sowie
energieintensiven Industrieunternehmen.
Durch eine ausgewogene Mischung von Referaten aus
wissenschaftlicher Theorie und Praxis wird den Teilnehmern
neben soliden Grundlagen auch die Anwendung
des Erlernten nahe gebracht. Neben Beiträgen der
initiierenden Partner Trianel und IAEW haben sich
zudem eine Reihe weiterer namhafter Unternehmen,
v. a. auch aus dem Kreis der FGE Mitgliedsunternehmen,
in die inhaltliche Ausgestaltung eingebracht.
Ebenfalls in den Kurs, der mit einer Zertifikatsprüfung
der RWTH Aachen abgeschlossen wird, integriert sind
die optionalen Spot- und Terminmarktschulungen und
-prüfungen der EEX. Die neue Programmstruktur, die im
Sommersemester dieses Jahres zum ersten Mal
angeboten wird, entzerrt die einzelnen Wochenblocke,
so dass die Teilnehmer Weiterbildung und Beruf besser
vereinbaren können. Die Durchführungen des Kurses
sind jeweils für Frühjahr und Herbst geplant, wobei die
Partner mit z. T. variierten Kursinhalten beständig den
aktuellen Entwicklungen Rechnung tragen. Zudem
wurde dieses Jahr ein Follow-up-Vertiefungsseminar
angeboten, bei dem die ehemaligen Teilnehmer die
Möglichkeit hatten, das Netzwerk der Energiemanager-
Alumni zu erweitern sowie ihr im Kurs erworbenes
Wissen zu vertiefen.
Nähere Informationen sind unter:
http://www.aachener-energiemanager.de abrufbar.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 131

KURZBERICHTE
Neuer internationaler Weiterbildungskurs
"Sustainable Energy Markets"
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig;
Dipl.-Ing. Simon Ohrem
Das European Energy Institute (EEI) – ein virtuelles
Institut, dem, neben Prof. Haubrich, 15 weitere Professoren
aus ganz Europa angehören – hat sich zur
Aufgabe gemacht, in Kooperation Energiefragestellungen
wissenschaftlich zu beantworten, politische Entscheidungsträger
zu beraten und ein Kompetenzzentrum
„Energie“ aufzubauen. In dem Institut sind sowohl
Ingenieure, Ökonomen als auch Juristen vertreten, so
dass alle Fragestellungen von technischer, wirtschaftlicher
und rechtlicher Seite betrachtet werden können.
Als eine seiner Aufgaben sieht das EEI die Entwicklung
und Durchführung von Weiterbildungsprogrammen.
Im Februar dieses Jahres startete erstmalig der zweijährige
Weiterbildungskurs mit dem Namen „Sustainable
Energy Markets – An Advanced, Multidisciplinary
Training Program“, der von den Mitgliedern des EEI
wissenschaftlich betreut wird. Der Kurs besteht aus elf
zweiwöchigen Modulen, die jeweils in einer europäischen
Stadt abgehalten werden und von denen mindestens
acht belegt werden müssen, um den Kurs erfolgreich
abzuschließen. Neben den betreuenden Professoren
gestalten den Kurs Entscheidungsträger aus Politik
und Industrie mit. Dadurch bietet der Kurs den Teilnehmern
zum einen die Möglichkeit, ihr Wissen im
Bereich der Energiemärkte zu vertiefen, zum anderen
ein Netzwerk zu knüpfen, das für die weitere berufliche
Laufbahn entscheidende Vorteile bieten kann.
Weitere Informationen zum EEI und dem Weiterbildungsprogramm
sind unter http://www.eeinstitute.org/
zu erhalten.
Berufsbegleitender Masterstudiengang
"Energiewirtschaft"
Dr.-Ing. Dipl.-Kfm. Boris Blaesig
In Kooperation mit der Universität Münster und dem
Haus der Technik in Essen, einem Außeninstitut der
RWTH, wird ein neuer Masterstudiengang der Fachrichtung
„Energiewirtschaft“ entstehen. Dieser Studiengang
richtet sich primär an Ingenieure und Naturwissenschaftler
mit mehrjähriger Berufserfahrung, die in
einem berufsbegleitenden Studium ihr Wissen in Bezug
auf Ökonomie und Technik in der Energiewirtschaft
aufbauen und vertiefen können.
Den Studierenden werden in zwei Jahren neben
ausgewählten Grundlagen vor allem praxisnahe Inhalte
vermittelt. Berufsbegleitend wird das Wissen in
Blöcken von jeweils einer Woche sowie an Freitag-
Samstags-Blöcken in Präsenzveranstaltungen vermittelt
und durch einen großen Teil Selbststudium ergänzt. Die
Veranstaltungen werden von Professoren der beteiligten
Universitäten sowie ausgewählten Dozenten aus
der Praxis durchgeführt, um die Verzahnung zwischen
Praxis und Theorie herzustellen. Eine Masterarbeit soll
das Studium durch die selbständige Bearbeitung einer
wissenschaftlichen Aufgabenstellung abschließen. Den
Absolventen wird nach erfolgreicher Teilnahme der
Titel „Master of Science“ von der Universität Münster
und der RWTH Aachen verliehen. Der Studiengang wird
pro Jahrgang auf 24 Teilnehmer beschränkt.
Nach erfolgreicher Akkreditierung bei der ASIIN wird
der Studiengang im Juni 2007 erstmalig starten. Die
wissenschaftliche Leitung übernehmen Prof. Dr.
Ströbele von der Universität Münster und Prof. Dr.
Haubrich von der RWTH Aachen. Träger des Studiengangs
ist das Haus der Technik, das auch die Anmeldungen
entgegen nehmen wird. Nähere Informationen
sind unter http://www.iaew.rwth-aachen.de abrufbar.
Masterstudiengang „Electrical Power
Engineering“ an der RWTH Aachen
Dr.-Ing. Xiaohu Tao; Dipl.-Ing. Hermann Egger
Der Masterstudiengang "Electrical Power Engineering"
stellt ein Angebot für hoch qualifizierte ausländische
Kandidaten dar, ihre Kenntnisse und Fähigkeiten in der
Energietechnik und -wirtschaft an der RWTH Aachen zu
erweitern und zu vertiefen. Das Programm richtet sich
an Kandidaten, die bereits einen Bachelor-Grad an
einer international anerkannten ausländischen Hochschule
erworben haben. Ihnen soll für ihre akademische
Weiterbildung eine attraktive Alternative zum Studium
an den bisher bevorzugten amerikanischen Hochschulen
geboten werden.
Die Studienanfänger können zwischen einem englisch-
und einem deutschsprachigen Studiengang wählen. Bei
beiden beinhalten die ersten drei Semester Vorlesungen,
Übungen, Praktika sowie die Teilnahme an
technischen Exkursionen. Das vierte Semester besteht
aus einem 8-wöchigen Industriepraktikum und einer
Masterarbeit, die innerhalb von vier Monaten erstellt
werden muss. Nach erfolgreichem Bestehen der
Prüfungen wird den Absolventen der akademische Grad
eines „Master of Science“ verliehen. Dieser Titel
berechtigt zur Promotion.
Der seit 1998 in der RWTH Aachen eingeführte Studiengang
entwickelt sich mit großem Erfolg. Im Wintersemester
2006/07 haben 26 Studienanfänger aus 8
Nationen das Studium in diesem Studiengang aufge-
132 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

nommen. Damit sind seit Beginn des Programms
insgesamt 175 Studierende aus 32 unterschiedlichen
Nationen eingeschrieben. Bisher haben über 70
Studierende ihr Studium sehr erfolgreich abgeschlossen,
was zum einen auf die herausragende Qualität der
Studenten, zum anderen auf die sehr gute Betreuung
durch das IAEW zurückzuführen ist.
Um den Studenten den Einstieg in das Studium sowie
in die fremde Kultur zu erleichtern, können sie an
vielfältigen, für sie eigens organisierten Veranstaltungen
teilnehmen. So findet z. B. zu Beginn jedes Semesters
eine Informationsveranstaltung statt, in der die
Studienschwerpunkte dieses Semesters erläutert
werden und die Studierenden ihre Fragen mit den
Betreuern des Programms diskutieren können. Kurz vor
Weihnachten wird ein Besuch des Aachener Weihnachtsmarktes
organisiert. Dabei haben die Studierenden
die Gelegenheit, ihre Erfahrungen bei Glühwein mit
den Betreuern und untereinander auszutauschen.
Besichtigung der Stadt Monschau
Zusätzlich wurde im November 2006 eine Besichtigung
der Stadt Monschau organisiert. Im Rahmen dieser
Besichtigung folgten die Studenten auch gerne der
Einladung von Professor Haubrich zum gemeinsamen
Abendessen, um mit ihm in fachlicher sowie persönlicher
Hinsicht ins Gespräch zu kommen.
Neues Layout der IAEW-Webseiten
Robert Piront
Nach Einführung der IAEW-Webseiten vor etwa
15 Jahren und zunehmenden Problemen bei deren
Pflege wurde das Layout der IAEW-Webseiten Ende
2006 auf Basis eines Content-Management-Systems
(CMS) überarbeitet.
Die Vorteile eines CMS sind vielseitig. So bietet sich
den Rechnerbetreuern u. a. die Möglichkeit einer
dezentralen Wartung des Systems, d. h. die Pflege des
KURZBERICHTE
Webservers kann plattformunabhängig von jedem
Rechner aus erfolgen.
Screenshot des Content-Management-Systems
Da die alten Webseiten auf Basis von HTML-Befehlen
erstellt wurden, die jeder Mitarbeiter nach eigenem
Kenntnisstand umgesetzt hat, war ein einheitliches
Layout von thematisch gleichen Seiten, wie bspw. den
persönlichen Seiten, nicht sichergestellt. Durch das
neue System können die Mitarbeiter nun unabhängig
von einer bestimmten Programmiersprache die Seiten
an Hand von Formatvorlagen erstellen, was eine
vereinfachte Überarbeitung der Webseiten möglicht.
Durch die Trennung der Inhalte vom Design der Webseiten
wird zudem ein konsistentes Design gewährleistet.
Weiterhin kann durch Zuweisung von Berechtigungen
für bestimmte Nutzergruppen erreicht werden, dass
anders als bei den alten Webseiten mehrere Mitarbeiter
für den Inhalt einer speziellen Seite verantwortlich
sein können. Unautorisierte Veränderungen von
Inhalten können über diese Berechtigungen ebenfalls
verhindert werden. Mit Verwendung des CMS sind die
Webseiten des IAEW nun technisch auf dem neuesten
und optisch ansprechendem Stand.
Exkursionen
Dipl.-Ing. Pablo Frezzi; Dipl.-Ing. M.Sc. Uwe Padberg; Dipl.-Ing. Simon
Ohren
Auch in den beiden letzten Semestern veranstaltete
das IAEW aufgrund des großen Zuspruchs in den
vergangenen Jahren zahlreiche Exkursionen für die
Studenten. Begleitend zur Vorlesung „Elektrische
Anlagen“ fanden dabei insgesamt 4 Exkursionen statt:
Das Braunkohlekraftwerk in Niederaußem, das Pumpspeicherkraftwerk
in Vianden, die Firma Driescher
GmbH in Wegberg und die Firma STAWAG in Aachen
wurden besucht.
Die Exkursionen dienen der Vermittlung von Einblicken
in die Praxis, um theoretische Grundlagen aus den
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 133

KURZBERICHTE
Vorlesungen zur Energietechnik zu vertiefen und stellen
somit einen wichtigen Bestandteil der Ingenieurausbildung
dar.
Am 5.12.2006 wurde eine Exkursion zum Braunkohlekraftwerk
mit optimierter Anlagentechnik (BoA) der
RWE Power in Niederaußem durchgeführt. Beim
Besuch des 2003 in Betrieb gegangenen Kraftwerksblocks
wurde den Teilnehmern zunächst in einem
Vortrag die technischen Besonderheiten der neuen
Technologie erklärt. Anschließend erfolgte die Besichtigung
der Leitwarte, des Kesselhauses und der
gesamten Kraftwerksanlage. Beim gemeinsamen
Mittagessen bestand die Möglichkeit zu einer intensiven
Diskussion.
Die Leitwarte im Braunkohlekraftwerk Niederaußem
Ebenfalls am 5.12.2006 wurde eine Exkursion zum
Pumpspeicherkraftwerk nach Vianden in Luxemburg
durchgeführt. Die günstige topographische Lage und
geologischen Begebenheiten des Ourtals prädestinieren
es als Standort eines Pumpspeicherkraftwerkes. So
entstand Anfang der sechziger Jahre das Pumpspeicherkraftwerk
Vianden. Anhand eines einführenden
Kurzfilms wurde die Historie sowie der prinzipielle
Aufbau des Kraftwerkes mit Ober- und Unterbecken
aufgezeigt, die über zwei Druckrohrleitungen und
Unterwasserstollen miteinander verbunden sind. In
einer Präsentation wurden weitere Informationen über
den Personalaufwand, die erforderlichen Instandhaltungsmaßnahmen
sowie die Anbindung des Kraftwerks
an das Höchstspannungsnetz von RWE vermittelt. In
einer anschließenden Führung durch die unterirdische
Kaverne wurden anhand der einzelnen Komponenten
der Maschinensätze die jeweiligen Prozessschritte bei
der Energieerzeugung erläutert. Abschließend fand die
Besichtigung des Unterbeckens - bestehend aus einem
natürlichen Stau und einer Talsperre - sowie des
Oberbeckens statt.
Eine dritte Exkursion am 5.12.2006 führte die Teilnehmer
zur Firma Driescher GmbH in Wegberg. Nach
einem einführenden Vortrag, in dem der Geschäftsführer
die Geschichte, die Produkte und die Märkte der
Firma vorstellte, wurde die Fabrikanlage besichtigt. Die
Sektoren, in denen die Trennschalter und SF 6 -isolierte
Schaltanlagen hergestellt werden, riefen das besonderes
Interesse der Studenten hervor, die Fragen über die
unterschiedlichen angewendeten Technologien stellten.
Bei einem abschließenden Mittagessen ergab sich
die Möglichkeit zur Diskussion.
Teilnehmer der Exkursion zur Firma Driescher GmbH
Am 16.1.2007 folgte eine weitere Exkursion zur
STAWAG in Aachen. Hier wurden zunächst ein HS/MS-
Umspannwerk der STAWAG und anschließend die
Leitwarte der STAWAG besichtigt, in der nicht nur die
Strom-, sondern auch die Erdgas- und Wasserversorgung
sowie die Beleuchtung der Stadt zentral geführt
werden.
Studierendenentwicklung an der RWTH Aachen
und am IAEW
Dr.-Ing. Tobias Paulun
Trotz der guten Berufschancen und interessanten
Karriereperspektiven für Elektroingenieure ist die Zahl
der Studienanfänger in der Elektro- und Informationstechnik
im Wintersemester 2006/07 an den Universitäten
und Fachhochschulen erneut rückläufig. Begannen
letztes Jahr noch rund 17.700 Studenten das Studium
der Elektrotechnik an einer deutschen Hochschule
(8.210 Studenten an einer Universität und 9.468
Studenten an einer Fachhochschule), so sind es im
Wintersemester 2006/07 nur noch 16.954 (7.868
Immatrikulationen an Universitäten und 9.086 an
Fachhochschulen). Nach Schätzungen des VDE werden
im Jahr 2007 rund 9.600 Absolventen die Hochschulen
verlassen, welche den Bedarf nach Experten in Wirtschaft
und Forschung nicht decken können [1].
134 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Dieser allgemeine Trend in Deutschland ist auch an der
RWTH zu beobachten. Nach einem deutlichen Zuwachs
der Studienanfänger in der Elektro- und Informationstechnik
in den letzten Jahren haben sich zum Wintersemester
2006/2007 knapp 300 Studenten im
1. Semester eingeschrieben, womit die Zahl der
Studienanfänger deutlich gesunken ist. Dies ist auch
auf die zu diesem Semester an der RWTH erstmalig
erhobenen Studiengebühren für Studienanfänger
zurückzuführen. Auch in den Masterstudiengängen ist
die Zahl der Neuanfänger im Vergleich zum Vorjahr
etwas gesunken. Im Wintersemester 2006/2007 haben
25 Masterstudierende ihr Studium begonnen, zur Zeit
sind rund 80 Studierende im Masterstudiengang
Electrical Power Engineering an der RWTH Aachen
immatrikuliert.
Im letzten Jahr haben 16 Studierende ihr Studium an
der RWTH Aachen erfolgreich mit einer Diplom- oder
Masterarbeit am IAEW beendet. Darüber hinaus
wurden 6 Studienarbeiten am IAEW angefertigt, sodass
die Zahl der am IAEW betreuten Studenten zwar im
Vergleich zum Vorjahr leicht gesunken ist, der Anteil
der vom IAEW betreuten Absolventen der Fakultät für
Elektro- und Informationstechnik jedoch insgesamt auf
dem Niveau der vergangenen Jahre blieb.
Holger Hartel (links) und Georg Honnen-Louven (rechts) bei einer
Bootsfahrt mit chinesischen Kollegen
Die Zahl der studentischen Hilfskräfte am Institut, die
mit einem wöchentlichen Arbeitspensum von 8 Stunden
pro Woche in Forschungs- und Industrieprojekten
eingebunden sind, liegt bei durchschnittlich 15. Auch
an diesen Zahlen zeigt sich das weiterhin große
Interesse der Studierenden an der Kombination aus
technischen und wirtschaftlichen Fragestellungen.
Aufgrund der intensiven Kontakte zu ausländischen
Universitäten und Unternehmen war es auch in diesem
Jahr möglich, mehreren Studierenden Praktika oder
Diplomarbeiten im Ausland zu vermitteln. So konnte
Paul Baltes ein Praktikum in England absolvieren. Georg
KURZBERICHTE
Honnen-Louven und Martin Scheufen konnte ein
Praktikum in Argentinien vermittelt werden. Gleich vier
Studenten – Harald Bremke, Benjamin Preidecker,
Holger Hartel und ebenfalls Georg Honnen-Louven –
wurde die Möglichkeit gegeben, ein Praktikum bzw.
eine Diplomarbeit in China durchzuführen.
[1] VDE: 4 Prozent weniger Studienanfänger in der
Elektro- und Informationstechnik
twv – Mitteilungen Technisch Wissenschaftlicher
Vereine Aachen, Nr. 3/4,
Februar/März 2007, 35. Jahrgang, VDI-Verlag
Preise und Auszeichnungen
Dr.-Ing. Tobias Paulun
Im vergangenen Jahr vergab die Otto-Junker-Stiftung
zum vierzehnten Mal Preise für hervorragende Studienleistungen
in der Fakultät für Georessourcen und
Materialtechnik und in der Fakultät für Elektrotechnik
und Informationstechnik der RWTH Aachen. In Anwesenheit
von Prof. Winfried Dahl, dem Vorsitzenden des
Beirats der Otto-Junker-Stiftung, Rechtsanwalt Werner
Stegemann, dem Vorsitzenden des Kuratoriums der
Otto-Junker-Stiftung und dem Rektor der RWTH
Aachen, Prof. Burkhard Rauhut, nahmen die diesjährigen
Preisträger, unter ihnen Dipl.-Ing. Simon Krahl und
Dipl.-Ing. Tobias Paulun vom IAEW, ihre Ehrungen
entgegen.
Von links: Dr.-Ing. Tobias Paulun, (IAEW), Rektor Burkhard Rauhut,
Dipl.-Ing. Simon Krahl, (IAEW), Professor Winfried Dahl, Dipl.-Ing.
Jenny Rudnizki, Rechtsanwalt Werner Stegemann, Dipl.-Ing. Andreas
Lützerath
Die Otto-Junker-Stiftung wurde 1970 von Dr.-Ing. e. h.
Otto Junker, dem Gründer der Otto Junker GmbH in
Lammersdorf, ins Leben gerufen. Er fühlte sich stets
eng mit der RWTH Aachen verbunden und schätzte den
Austausch mit der Wissenschaft. In den vergangenen
Jahren hat die Stiftung die Hochschule in zahlreichen
Einzelprojekten unterstützt, sie zählt zu den größten
Einzelförderern der RWTH Aachen.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 135

KURZBERICHTE
Ebenfalls wurden im vergangenen Jahr die Friedrich-
Wilhelm-Preise für herausragende wissenschaftliche
Leistungen vergeben. Der Friedrich-Wilhelm-Preis geht
auf den preußischen Kronprinzen Friedrich-Wilhelm
zurück, den späteren 99-Tage-Kaiser Friedrich III. Als
dieser 1858 nach seiner Vermählung mit Prinzessin
Victoria in London auf dem Grenzbahnhof in Herbesthal
wieder preußischen Boden betrat, überreichten ihm
Aachener Bürger eine Spende in Höhe von 5.000 Talern
zur Gründung einer Polytechnischen Schule. Das Geld
bildete später den Grundstock der Friedrich-Wilhelm-
Stiftung, mit der die Wissenschaft und die Studierenden
der Aachener Hochschule seit Jahrzehnten gefördert
werden. Unter den Preisträgern für herausragende
Dissertationen befand sich Dr.-Ing. Hagen Schmöller,
ehemaliger Mitarbeiter des IAEW, einen Preis für eine
hervorragende Diplomarbeit erhielt unter anderem
Dipl.-Ing. Tobias Paulun.
Von links: Frau Beckmann, Frau M.Sc. Manolescu, Dipl.-Ing. Bernd
Tersteegen (IAEW), Dipl.-Ing. Voges, (Siemens AG, Bereichsvorstand
Power Generation)
Mit dem Werner von Siemens Excellence Award, der
jährlich an ausgesuchten deutschen Hochschulen
vergeben wird, wurde in diesem Jahr Dipl.-Ing. Bernd
Tersteegen für seine Diplomarbeit „Market Coupling –
Ermittlung des bestmöglichen Marktgleichgewichtes“
ausgezeichnet. Mit diesem Preis werden Abschlussarbeiten
honoriert, die innovative Lösungen zu ausgewählten
Fragestellungen erarbeiten. Neben der wissenschaftlichen
Leistung werden vor allem der Innovationsgrad
und die praktische Umsetzbarkeit der Arbeit
von einer Jury bewertet.
Im vergangenen Jahr wurde zudem der Studienpreis
der SEW Eurodrive Stiftung vergeben. Mit diesem Preis
wurden im vergangenen Jahr bundesweit sechs
Absolventen elektrotechnischer Fakultäten, fünf
Absolventen im Fachbereich Maschinenbau und
ebenfalls fünf Absolventen wirtschaftswissenschaftlicher
Studiengänge ausgezeichnet. Den Diplomandenpreis,
der für hohe Leistungen und eine kurze Studiendauer
vergeben wird, erhielt unter anderem Dipl.-Ing.
Tobias Paulun vom IAEW.
The 9 th
International Conference on Probabilistic
Methods Applied to Power Systems, Stockholm,
Schweden
Dr.-Ing. Xiaohu Tao
Die "9th International Conference on Probabilistic Methods
Applied to Power Systems" fand vom 11. bis 15.
Juni 2006 in Stockholm/Schweden statt. Zu dieser von
der Power Engineering Society des IEEE und der
Universität Royal Institute of Technology (KTH) geförderten
Konferenz nahm das IAEW mit dem Beitrag
„A Two-Stage Heuristic Method for the Planning of
Medium Voltage Distribution Networks with Large-
Scale Distributed Generation“ teil.
Feier in der Stockholmer Stadthalle
Insgesamt wurden ca. 200 Vorträge aus 35 Ländern
über den Stand der Technik der Energieversorgung,
insbesondere der Anwendung probabilistischer Verfahren
für die Energieversorgung. Die wesentlichen
Themen waren:
• Stochastische Optimierung,
• Monte Carlo Verfahren und Markov Modelle,
• Zuverlässigkeitsanalyse,
• Risiko Analyse,
• und dezentrale Erzeugung
Neben den technischen Vorträgen wurden ebenfalls
zahlreiche kulturelle Veranstaltungen organisiert. Die
Tagung endete mit einer gemeinsamen Feier in der
Stadthalle, in der auch in jedem Jahr der Nobelpreis
verliehen wird.
Betriebsausflug nach Lammersdorf
Dipl.-Ing. Bernd Tersteegen
Nach einem verregneten August wurde Anfang September
die Gunst einer viel versprechenden Wetter-
136 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

prognose genutzt, und das Institut brach am 6. September
2006 zur alljährlichen Fahrradtour nach Lammersdorf
auf. Wie immer nahmen fast alle Mitarbeiterinnen
und Mitarbeiter wie auch die Studierenden des IAEW
daran teil.
Als Aufwärmetappe wurde die Strecke vom Institut zum
Relais Königsberg am Fuße der „Himmelsleiter“
ausgewählt. Auf dem Weg dorthin kam es zum ersten
Höhepunkt der Fahrt. Professor Haubrich weihte unter
dem tosenden Applaus aller Institutsangehörigen sein
restauriertes Moped ein und wies auf der weiteren
Strecke Richtung Lammersdorf den Fahrradfahrern den
Weg.
Prof. Haubrich weist den Teilnehmern des Betriebsausflugs mit
seinem frisch restaurierten Moped den Weg
Mittagessen und Krafttanken im Garten von Prof. Haubrich
Zur Mittagsstunde empfing die teils, mehr teils weniger
von den harten Anstiegen der Nordeifel gezeichneten
Teilnehmer des Betriebsausflugs im Garten von Professor
Haubrich ein ausgezeichnetes Mittagessen. Nach
ausreichender Stärkung in flüssiger und fester Form
setzte sich der Tross am frühen Nachmittag wieder
Richtung Aachen in Bewegung. Wohlbehalten dort
eingetroffen, ließen zahlreiche Institutsangehörige den
herrlichen Spätsommertag mit einem gemeinsamen
Getränk auf dem Aachener Marktplatz ausklingen.
Institutsreise nach China
Dipl.-Ing. Tobias Mirbach
KURZBERICHTE
Am 22. März 2007 brach das gesamte Institutsteam zu
einer zwölftägigen China-Reise auf, um sich einen
direkten Eindruck von der rasanten technischwirtschaftlichen
Entwicklung dieses fernen Landes und
seiner fremden Kultur zu verschaffen. Erstes Ziel war
Shanghai, von wo aus wir eine zehntägige Rundreise
durch die Provinzen Shanghai, Zhejiang, An’hui und
Jiangsu bei zumeist sonnigem Wetter und frühsommerlichen
Temperaturen starteten.
Geburtstagsfeier von Philipp Siemes "hoch über den Wolken"
Shanghai
Nach Ankunft am Flughafen Pudong und Transfer per
Transrapid mit kurzzeitig 431km/h gelangten wir in das
Zentrum der Hafenstadt Shanghai, mit geschätzten 14
Mio. Einwohnern die größte Metropole Chinas. In den
folgenden beiden Tagen wurden sowohl das Stadtzentrum
(Bund, Huangpu-Fluss, Nanjing Road, Jin Mao
Tower) sowie die Altstadt besichtigt.
Blick vom Bund auf die Skyline von Shanghai
Hangzhou
Die Hauptstadt der Provinz Zhejiang war die zweite
Station der Chinareise.
Neben einer Bootsfahrt auf dem Westsee und dem
Besuch einer Seidenfabrik, eines Tee-Museums sowie
des berühmten Ling Yin Tempels wurde eine Produkti-
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 137

KURZBERICHTE
onsstätte der Firma Siemens für Hochspannungsleistungsschalter
besichtigt.
Primäres Ziel unseres Hangzhou-Besuches war ein
Treffen mit Professoren und Studierenden der renommierten
Zhejiang Universität. Vor Prof. Han, Leiter der
elektrotechnischen Fakultät, und Kollegen sowie etwa
30 chinesischen Studenten referierten Dr. Tao über das
Master-Programm Electrical Power Engineering an der
RWTH Aachen sowie Herr Siemes zum Thema Netzintegration
von Windenergieanlagen.
Produktionsstätte von Siemens für Hochspannungsleistungsschalter
(während der Mittagspause)
Anstrengender Aufstieg in den Gelben Bergen
Tunxi und Umgebung
Das nächste Ziel war die Kleinstadt Tunxi, gelegen in
der An‘hui Provinz. Von hier aus wurde eine Tagestour
nach Huang Shan, den „Gelben Bergen“, durchgeführt,
einem UNESCO Weltnatur- und Kulturerbe. Bei strahlendem
Sonnenschein machten wir eine mehrstündige
Wanderung in der bis zu 1900 m hohen, schroffen
Berglandschaft unternommen. Am Folgetag stand ein
Besuch von Hongchun – einem für die An‘hui Provinz
typischen historischen Dorf – auf dem Programm.
Huang Shan („Gelbe Berge“)
Suzhou
In der Provinz Jiangsu besuchten wir Tongli, berühmt
für seine zahlreichen Wasserstraßen und seit 2000
UNESCO Weltkulturerbe. Nach einer Bootsfahrt durch
die Kanäle der Stadt wurden historische Bauten und
Gärten aus der Ming- und Qing-Dynastie besichtigt. In
Suzhou standen das Wahrzeichen der Stadt, die
Tigerhügel-Pagode, sowie eine der berühmten chinesischen
Gartenanlagen und zum Abschluss der Besuch
einer chinesischen Oper auf dem Programm.
Shanghai
Zurück in Shanghai, fand – sonntags! – ein Treffen mit
wichtigen Vertretern von Shanghai Municipal Electric
Power Company statt. Nach einer Vorstellung des
Unternehmens durch Vizepräsident Ruan, referierte
Herr Tersteegen über die Stromausfälle in Europa.
Nach intensiver Diskussion wurde dann das Dispatching-Center
von Shanghai-Power besichtigt.
138 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Vortrag von Herrn Ruan, Vizepräsident Shanghai Power
Unsere Chinareise schloss mit einem Festessen, zu dem
Herr Cai, Vorstand von Yencheng Power, Herr Dr. Li
Naihu, ehemaliger Doktorand des IAEW, Prof. Tang aus
Nanjing und Vertreter von Jiangsu Power zum Teil weit
angereist waren. Dabei wurde auch die Trinkfestigkeit
beider Seiten bis an die Grenze getestet.
KURZBERICHTE
Abendessen in Shanghai mit Prof. Tang, Southeast University,
Nanjing
Die zahlreichen, faszinierenden Eindrücke dieser Reise
werden allen Teilnehmern noch lange positiv in Erinnerung
bleiben und das Zusammenhörigkeitsgefühl des
Institutsteams stärken.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 139

Veröffentlichungen im Berichtszeitraum
VERÖFFENTLICHUNGEN
Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2006 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen in Verbindung
mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 109, Klinkenberg Verlag, Aachen 2006
Tao, X.; Haubrich, H.-J.
A Two-Stage Heuristic Method for the Planning of Medium Voltage Distribution Networks with Large-Scale
Distributed Generation
9th International Conference on Probabilistic Methods Applied on Power Systems, Stockholm, 11.06.2006 - 15.06.2006
Maurer, C.; Paulun, T.; Haubrich, H.-J.
Planning of High Voltage Networks under Special Consideration of Uncertainties of Load and Generation
Proceedings of CIGRE 2006
Maurer, C.; Hinüber, G.; Haubrich H.-J.; Zimmer, C.
Aktuelle Entwicklungen im grenzüberschreitenden Engpassmanagement
VDE Kongress 2006 - Innovations for Europe, VDE-Verlag Berlin Offenbach, Vol. 2, S. 159-164, 2006
Siemes, P.; Haubrich H.-J.; Vennegeerts, H.; Ohrem, S.
Potentials to Optimize the Integration of Wind Energy into the German Interconnected System
6th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Offshore Wind
Farms, Delft, 26.10.2006 - 28.10.2006
Tao, X.; Haubrich, H.-J.
Optimal Planning of Distribution systems with Distributed Generation
CRIS Workshop 2006 - Influence of Distributed and Renewable Generation on Power System Security,
Magdeburg, 06.12.2006 - 08.12.2006,
Proceedings of the CRIS WORKSHOP 2006, S. 185-189
Paulun, T.
Strategic Expansion Planning for Electrical Networks Considering Uncertainties
European Transactions on Electrical Power, 16. Jg. (2006), Heft 6, S. 661-671
Paulun, T.
Strategic Expansion Planning for Electrical Networks Considering Uncertainties
Seminar for Young Researchers in Power Systems, University of Manchester
Manchester 2006
Hartmann, Thomas; Blaesig, Boris; Hinüber, Gerd; Haubrich H.-J..
Stochastic Optimization in Generation and Trading Planning
Operations Research Proceedings 2006
Karl H. Waldmann (Herausgeber), Ulrike M. Stocker (Herausgeber)
Springer Verlag GmbH; Auflage: 1 (April 2007)
ISBN-10: 3540699945
Frezzi, P.; Garcés, F.; Haubrich, H.-J.
Analysis of Short-term Strategic Behaviour in Power Markets
Décimo Segundo Encuentro Regional Ibero-americano del CIGRÉ
Foz de Iguazú, Brasilien, 20.05.2007 - 24.05.2007
Padberg, U.; Haubrich H.-J.
Stochastic Optimization of Natural Gas Portfolios
2nd Workshop on Energy Economics and Technology Market Development, Market Power and Market Regulation
Dresden, 13.04.2007
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 141

VERÖFFENTLICHUNGEN
Mirbach, T.; Haubrich H.-J.
Simulation of the Central European Market for Electrical Energy
2nd Workshop on Energy Economics and Technology Market Development, Market Power and Market Regulation
Dresden, 13.04.2007
Paulun, T.; Hübner, M.; Maurer, Ch.; Haubrich, H.-J.
Rechnergestützte Ermittlung langfristig kostenoptimaler Netzstrukturen für Gasverteilungsnetze
GWF - Gas/Erdgas, 148. Jg. (2007), Heft 3, S. 151-154
Blaesig, B.; Haubrich H.-J.
Integriertes Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 57. Jahrgang (2007), Heft 1/2; S. 44 - 47
Czauderna, C.; Vennegeerts, H.; Slupinski, A.; Wirtz, F.
Serving Power Quality Needs - Operational Optimization and Customer Orientation in Industrial Distribution
Networks
CIRED, 19th International Conference on Electricity Distribution, Vienna, May 2007
Tersteegen, B.; Hinüber, G.; Mirbach, T.; Haubrich, H.-J.
Untersuchung zur Praxistauglichkeit eines Open Market Coupling-Verfahrens
Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Band 57 (2007), Heft 4, S. 37-39
Adsoongnoen, C.; Ongsakul, W.; Maurer, C.; Haubrich, H.-J.
A new transmission pricing approach for the electricity cross-border trade in the ASEAN Power Grid
European Transactions on Electrical Power, Band 17 (2007), Heft 2, S. 135-149
Löppen, S.
Strukturmerkmale zur vergleichenden Bewertung von Mittelspannungsnetzen
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 110, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Hinüber, G.
Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für Fahrplanenergie und Reserve
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 111, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Tao, X.
Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 112, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Blaesig, B.
Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 113, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Hartmann, T.
Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 114, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Paulun, T.
Strategische Ausbauplanung für elektrische Netze unter Unsicherheit
Aachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 115, Klinkenberg Verlag, Aachen 2007
Tersteegen, B.; Hinüber, G.; Haubrich, H.-J.
Open Market Coupling – A Step towards the Internal Electricity Market in Europe?
4th International Conference "The European Electricity Market. EEM-07", Cracow, May 23-25, 2007
142 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Diplom- und Masterarbeiten
DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Die Diplomarbeit mit einer Bearbeitungszeit von 6 Monaten bildet in der Regel den Abschluss des Elektrotechnikstudiums
mit 5 Jahren Regelstudienzeit. Demgegenüber dauert die Masterarbeit des Studiengangs "Electrical Power Engineering"
4 Monate bei einer Regelstudienzeit von 2 Jahren. Hierbei wird von Seiten der Betreuer streng auf selbstständiges
Arbeiten und Einhaltung von Zeitrahmen und Thema geachtet. Der Abschlussvortrag in freier Rede mit anschließender
Diskussion geht in die Bewertung der Arbeit ein. Nachfolgend sind die im Berichtszeitraum abgeschlossenen Diplomarbeiten
und Masterarbeiten aufgelistet.
Harald Bremke
Generierung charakteristischer Versorgungsaufgaben
für Mittel- und Niederspannungsnetze
Die Kosten für Netze der MS-
und NS-Ebene werden von der zu
erfüllenden Versorgungsaufgabe
beeinflusst. Um Untersuchungen
zu kostentreibenden Merkmalen
von Versorgungsaufgaben durchführen
zu können, müssen synthetische
Versorgungsaufgaben
mit vordefinierten Merkmalen
generiert werden. In dieser Arbeit soll ein bestehendes
Verfahren zur Erstellung synthetischer Versorgungsaufgaben
unter Berücksichtigung aller für MS- und NS-
Netze relevanten Einflussgrößen weiterentwickelt
werden.
Daoxiong Zhang
Strategien zur Optimierung der Zuverlässigkeitsanalyse
in ausgedehnten Verteilungsnetzen
In dieser Arbeit sollen die
Arbeitsabläufe der Zuverlässigkeitsberechnungen
mit
PSS/SINCAL und dem integriertenZuverlässigkeitsberechnungsmodul
ZUBER der
Forschungsgemeinschaft für
Elektrische Anlagen und
Stromwirtschaft e.V. (FGH) für
die Untersuchungen in Mittelspannungsnetzen vereinfacht
werden. Insbesondere umfasst dies Maßnahmen
zur Vereinfachung der Datenerfassung und Netzmodellierung
für Standardnetzkonfigurationen.
Sebastian Klabes
Spannungsebenenübergreifende Planung elektrischer
Verteilungsnetze unter Berücksichtigung
dezentraler Einspeisung
Derzeitige Verfahren zur
Planung elektrischer Netze
beschränken sich auf die
Optimierung einer Spannungsebene.
Der Nutzen einer
gemeinsamen Planung mehrerer
Spannungsebenen stellt weiterhin
eine offene Fragestellung
dar. Die derzeitig beobachtete
zunehmende Integration dezentraler Eigenerzeugungsanlagen
(DEA) in die Verteilungsnetze muss zukünftig
auch im Planungsprozess Berücksichtigung finden. Ziel
dieser Arbeit ist deshalb die Erweiterung eines Verfahrens
zur Grundsatzplanung von HS- und MS-Netzen
unter besonderer Berücksichtigung der DEA.
Luis Alberto Garcia Palomino
Erstellung und Ergebnisverifikation eines elektrischen
Netzmodells in den Netzberechnungsprogrammen
NEPLAN und SIMPOW
In dieser Arbeit werden die
IEEE-Reglermodelle der
Programme NEPLAN und
SIMPOW hinsichtlich
dynamischer Simulationen im
Zeitbereich und dem
Kleinsignalverhalten verglichen.
Hierzu wird ein
Industrienetzmodell in beiden
Programmen aufgenommen und anhand dieses Netzes
werden Berechnungen und Simulationen durchgeführt.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 143

DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Sebastian Hoppenrath
Entwicklung von Planungskriterien für die
rechnergestützte Ermittlung von wirtschaftlich
optimalen Netzstrukturen
Mit der Einführung einer
Regulierungsbehörde für den
Strom- und Gasbereich ist der
Kostendruck auf Gasverteilungsnetzbetreiber
gestiegen.
Damit sind sie gezwungen,
Einsparpotenziale in ihren
Netzen zu erschließen, um eine
Effizienzsteigerung zu erreichen.
Im Rahmen dieser Arbeit sollen alternative
Netzstrukturen anhand von homogenen Versorgungsaufgaben
bezüglich ihrer Wirtschaftlichkeit, Sicherheit
und Zuverlässigkeit untersucht werden. Dabei sind die
vorhandenen Kopplungen zwischen den Netzebenen
geeignet zu berücksichtigen. Mithilfe der gewonnenen
Erkenntnisse sollen anschließend Planungskriterien für
die Ermittlung kostenoptimaler Netze für eine gegebene
Versorgungsaufgabe formuliert werden.
Caroline Nansubuga
Beeinflussung kritischer Spannungseinbrüche
durch Netzstruktur und Gerätebestand
Die Spannungskonstanz am
Anschlusspunkt der Kunden
ist ein wichtiges Merkmal der
Versorgungsqualität. Spannungseinbrüche,
die vor
allem durch elektrische
Fehler im Netz hervorgerufen
werden, können bei sensitiven
industriellen Kundenanlagen
teure Produktionsausfälle verursachen. In dieser
Arbeit werden unterschiedliche Möglichkeiten bewertet,
die Netzspannungsqualität bezüglich Spannungseinbrüche
zu verbessern. Dabei werden die Auswirkung
von unterschiedlichen Netzstrukturen, Sternpunktbehandlung
des Netzes sowie die im Netz eingebauten
Schutzeinrichtungen auf die Ausfallhäufigkeit am
Kundenanschluss untersucht.
Nils Habedank
Vergleichende Untersuchungen verschiedener
Risikomanagementmethoden in der Stromerzeugungs-
und Handelsplanung
Mit der Liberalisierung des
Marktes für elektrische Energie
und der daraus resultierenden
Intensivierung des Stromhandels
sind die Risiken, denen
Energieversorgungsunternehmen
ausgesetzt sind, deutlich
gestiegen. Dies wird verstärkt
durch die jetzt fehlende Möglichkeit,
durch entsprechende Preisanpassungen Kosten
auf die Endverbraucher abzuwälzen. Daher ist die
Bedeutung des Risikomanagements gewachsen. Sind
die Risiken identifiziert und analysiert, besteht die
Aufgabe des Risikomanagements darin, die Steuerung
des Risikos mit verschiedenen Instrumenten vorzunehmen.
Dabei gibt es die Möglichkeit, Risiken zu akzeptieren,
zu vermeiden, zu mindern oder zu übertragen. Ziel
dieser Arbeit ist es, verschiedene Risiken durch ausgewählte
Instrumente in der Stromerzeugungs- und
Handelsplanung in einem integrierten oder alternativ
einem nachgeschalteten Optimierungsschritt zu
reduzieren.
Xiaohan Wu
Untersuchung von Einflussgrößen auf die Berechnung
der harmonischen Netzimpedanz von
Wechselspannungsnetzen in der Umgebung von
HGÜ-Umrichterstationen
Zur Berechnung der harmonischen
Netzimpedanz wird das
umliegende Wechselspannungsnetz
einschließlich sämtlicher
Netzelemente in einem Modell
nachgebildet. In dieser Arbeit
soll der Einfluss der Modellierung
dieser Netzelemente auf die
harmonische Netzimpedanz
untersucht werden. Besondere Beachtung soll dabei die
Modellierung von Generatoren, Leitungen und Lasten in
der Umgebung von HGÜ-Umrichterstationen zukommen.
144 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Kerstin Meisa
Entwicklung eines rechnergestützten Verfahrens
zur Ermittlung von HöS-Referenznetzen
Durch die Einführung der Regulierungsbehörde
in Deutschland
soll ein angemessener Wettbewerb
im Bereich der
Elektrizitätsversorgung gewährleistet
werden. Zur Identifikation
der kostentreibenden Einflüsse
hat sich als Analysewerkzeug das
Referenznetzverfahren als
geeignet herausgestellt. Als Eingangsgröße für dieses
Verfahren dient in der Verteilnetzebene die entsprechende
Versorgungsaufgabe des zu analysierenden
Gebietes. Diese ist allerdings für die HöS-Ebene nicht
ausreichend, da zusätzlich die Kosteneinflüsse der
Transportaufgabe berücksichtigt werden müssen.
Hierbei sind z. B. Einflüsse angrenzender HöS-Netze
oder der Erzeugungs- und Lastverteilung in einem
Netzgebiet zu untersuchen. Ziel dieser Arbeit ist
zunächst die Analyse von HöS-Netzen, um Unterschiede
zu Verteilungsnetzen zu identifizieren. Auf dieser
Basis soll eine geeignete Abbildung dieser Parameter
gefunden werden, um dann ein Verfahren zur Erzeugung
von HöS-Referenznetzen zu entwickeln.
Sachin Prabhakar Mulay
Planung von Schutz und Steuerung für Hochspannungsschaltanlagen
Die Planung und Auslegung der
Schutzeinrichtungen und Steuerungen
für Hochspannungsschaltanlagen
erfordert detaillierte
Kenntnis über unterschiedlichste
Aspekte des Schaltanlagenbaus.
In dieser Arbeit sollen
alle notwendigen Informationen
zur Durchführung dieser Tätigkeiten
gesammelt und in einem Handbuch für Planungsingenieure
zusammengefasst werden.
David Kemnitz
DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Entwicklung eines rechnergestützten Verfahrens
zur Optimierung des Ressourceneinsatzes zum
Betrieb elektrischer Netze
Durch Wettbewerb und Netztarif-Regulierung
sind die Netzbetreiber
einem erhöhten
Kostendruck ausgesetzt. Die
Kosten für den Betrieb elektrischer
Netze sind kurzfristig
beeinflussbar und werden
maßgeblich durch den Ressourceneinsatz
(Personal, Material,
Werkzeuge) bestimmt. Optimierbarer Freiheitsgrad bei
der Planung des Ressourceneinsatzes ist die Verteilung
von bekannten, planbaren Prozessen auf die verfügbaren
Mitarbeiter und die benötigten Arbeitsmaterialien
sowie die Vergabe von Prozessen an Fremdfirmen.
Dabei muss berücksichtigt werden, dass die Dauern
sämtlicher Betriebsprozesse und das Auftreten von
nicht planbaren Prozessen von unsicheren Randbedingungen
abhängen. In dieser Arbeit soll ein rechnergestütztes
Verfahren entwickelt werden, das die Simulation
des Netzbetriebs in ein Verfahren zur Optimierung
des Ressourceneinsatzes für den Betrieb elektrischer
Netze integriert.
Siva Kumar Kota
Verbrauchsprognose in Energieübertragungsnetzen
Die Prognose des Energieverbrauchs
ist ein wesentlicher
Bestandteil der Arbeit der
Netzbetreiber. Dazu werden
umfangreiche Daten über den
historischen Energieverbrauch
gespeichert. In dieser Arbeit
wird eine bestehende Datenbank
mit gespeicherten Daten so an
neue Anforderungen für die mit dieser Datenbank
durchgeführten Prognosen angepasst.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 145

DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Matthias Kraft
Ermittlung kostenrelevanter Einflussgrößen für
Niederspannungsnetze
Aufgrund der Tatsache, dass die
Niederspannungsebene einen
wesentlichen Anteil an den
Netznutzungsentgelten verursacht,
ist insbesondere in dieser
Spannungsebene eine genaue
Betrachtung der Netzkosten
erforderlich, um so die Angemessenheit
der Netznutzungsentgelte
beurteilen zu können. Bereits unternommene
Versuche, mittels statistischer Untersuchungen Korrelationen
zwischen Netznutzungsentgelten und unterschiedlichen
kostenrelevanten Einflussgrößen zu
ermitteln, brachten nicht den gewünschten Erfolg. In
dieser Arbeit soll daher der Ansatz der Referenznetzanalyse
gewählt werden, welcher auf der Nachbildung
des Netzplanungsprozesses anhand realitätsnaher
Versorgungsaufgaben basiert.
Kabengele Bredt
Analyse zusätzlicher Ertragspotentiale unterschiedlicher
Kraftwerkstypen durch Nutzung der
Möglichkeiten der Reserveleistungsmärkte
Vor dem Hintergrund der
kontinuierlich wachsenden
Möglichkeiten des kurzfristigen
regelzonenüberschreitenden
Energieaustauschs erscheint
eine diversifizierte Vermarktungsstrategie
der vorhandenen
Erzeugungsleistung unter
Berücksichtigung des Regelleistungsmarktes
zunehmend attraktiv. Für ein führendes
kommunales Netzwerk mit derzeit ca. 600 MW Erzeugungsleistung
verteilt auf eine Vielzahl Kleinanlagen,
und weiteren 2300 MW geplanter bzw. im Bau befindlicher
Großkraftwerksleistung ist daher aktuell zu
untersuchen, ob und in welchem Maße eine Vermarktung
der elektrischen Leistung im Reserveleistungsmarkt,
zusätzlich zum Forward- und Spotmarkt wirtschaftlich
sinnvoll ist und wie diese Vermarktung
prozessual umgesetzt werden kann.
Daniel Krönung
Einfluss von Grenzwerten der Versorgungszuverlässigkeit
auf die Kosten von Verteilungsnetzen
Auf der Grundlage des novellierten
Energiewirtschaftsgesetzes
(EnWG) hat die Bundesnetzagentur
in 2006 ein System zur
Anreizregulierung für Elektrizitätsversorgungsnetze
in Deutschland
eingeführt. Da eine ausschließliche
Regulierung der
Netzkosten langfristig zu Qualitätsverlusten
führen würde, schreibt das EnWG ausdrücklich
eine Erweiterung der Anreizregulierung um
einzelne Aspekte einer Qualitätsregulierung vor. Zur
Bestimmung effizienter und diskriminierungsfreier
Qualitätsregulierungsinstrumenten wird in dieser Arbeit
der Einfluss von Grenzwerten der Versorgungszuverlässigkeit
auf die Kosten von Verteilungsnetzen untersucht.
Martin Spata
Ermittlung von Kenngrößen zur Bewertung der
Netzstruktur elektrischer Übertragungsnetze
Forciert durch weiträumige
Stromausfälle in den USA und
Europa wird verstärkt über
Mechanismen diskutiert, die
ein unangemessenes Absenken
der Netzqualität vermeiden.
Neben der Beurteilung
des Komponentenzustands
gewinnt dabei die Bewertung
der Netzstruktur zunehmend an Bedeutung. Zur Bewertung
der Netzstruktur sind die Anforderungen der an
das Übertragungsnetz angeschlossenen Netznutzer und
die Eingriffe des Netzbetreibers zur Vermeidung
ungewünschter Auswirkungen auf die Netznutzer
nachzubilden. Mittels vorhandener Bewertungsverfahren
sollen in dieser Arbeit geeignete Kenngrößen zur
Bewertung der Netzstruktur elektrischer Übertragungsnetze
ermittelt werden. Dazu ist der Einfluss von
Ausfällen, der Netznutzung und der Netzgröße auf die
Bewertungskenngrößen zu analysieren und dann
anhand dieser Ergebnisse objektive Bewertungskenngrößen
abzuleiten.
146 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Swetlana Kujat
Bewertung einer rechnergeführten Störungsbeseitigung
in Mittelspannungsnetzen
Durch die Berücksichtigung
der Versorgungszuverlässigkeit
in der Regulierung
gewinnt die Sicherstellung
kurzer Wiederversorgungsdauern
in Mittelspannungsnetzen
eine hohe Bedeutung.
In diesen Netzen
bestehen bei der Fehlerortung
und den überwiegend manuell vorzunehmenden
Schalthandlungen wesentliche Freiheitsgrade hinsichtlich
der Aktionsauswahl und -reihenfolge. In dieser
Arbeit sollen ermittelte Wiederversorgungsstrategien
für unterschiedliche reale Netze abhängig von der
verwendeten Zielfunktion analysiert und mit bestehenden
Strategien aus der Praxis verglichen werden. Auf
dieser Basis ist auch der angedachte Einsatz des
Verfahrens im Rahmen eines Trainings für das Betriebspersonal
vorzubereiten.
Hongyan Lu
Ermittlung langfristig kostenoptimaler Netzstrukturen
für einen Verteilungsnetzbereich eines
großstädtischen Netzbetreibers
Mit der Arbeitsaufnahme der Bundesnetzagentur als
Regulierungsbehörde in Deutschland steigt der Kostendruck
auf die Netzbetreiber. Vor diesem Hintergrund
stellt sich die Frage nach der
zukünftigen Entwicklung und
den zu erwartenden langfristigen
Kostensenkungspotenzial
der Netze. In dieser Arbeit soll
ein MS-Netzbereich analysiert
und in einer Planung optimiert
werden. In Variantenrechnungen
sollen verschiedene kosteneffiziente
Netzstrukturen bei unterschiedlicher Lage und
Anzahl der Einspeisungen ermittelt werden. Ziel der
Arbeit ist es, die für den gegebenen Netzbereich optimalen
Netzstrukturen zu ermitteln. Dabei sind sowohl
technische wie wirtschaftliche Gesichtspunkte zu
beachten.
Liang Tao
DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Bewertung der Auswirkungen von dezentralen
Erzeugungsanlagen auf zukünftige Netzstrukturen
Die derzeitig beobachtete
zunehmende Integration
dezentraler Eigenerzeugungsanlagen
in die Verteilungsnetze
verändert langfristig auch die
Struktur der Netze. Ziel dieser
Arbeit ist die Untersuchung der
technischen und wirtschaftlichen
Auswirkungen einer
hohen Durchdringung von dezentralen Erzeugungsanlagen
in zukünftigen Energieversorgungsnetzen.
Simon Prousch
Grundsatz- und Ausbauplanung von elektrischen
Verteilungsnetzen für einen großstädtischen
Energieversorger
Durch die Liberalisierung in
der Elektrizitätswirtschaft und
der Einführung einer Regulierungsbehörde
für Strom
stehen die Energieversorger
unter einem erhöhten Kostendruck.
Vor diesem Hintergrund
stellen sich die Energieversorger
die Frage nach der
Effizienz ihrer bestehenden Energieversorgungsstrukturen
und deren zukünftigen Entwicklung. Zur Beantwortung
dieser Fragestellung werden vermehrt rechnerbasierte
Netzoptimierungsverfahren eingesetzt. Ziel der
Arbeit ist es, in enger Kooperation mit dem Energieversorger
eine praxisnahe Netzplanung der Mittelspannungsnetze
und Gasverteilungsnetze unter technischen
und wirtschaftlichen Gesichtspunkten durchzuführen.
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 147

DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Miguel Wong Georg Honnen-Louven
Visualisierung und Monitoring des dynamischen
Systemverhaltens im Fall von Betriebsmittelausfällen
Im Programmsystem
NETOMAC kann das dynamische
Verhalten von elektrischen
Systemen simuliert
werden. Es wurde eine
automatisch arbeitende
Ausfallsimulation erstellt, die
mittels einem sog. Contingency-builders
die zu simulierenden
Ausfallrechnungen generiert. Mittels eines sog.
Criteria-builders können Kriterien definiert werden,
nach denen die Ausfallsimulationen bewertet werden.
Da das System im Rahmen einer Dynamic Security
Assessment eingesetzt werden soll, muss das Zeitverhalten
optimiert werden. Ziel ist es, die wesentlichen
Informationen des dynamischen Systemverhaltens
schnell und ausreichend für die Beurteilung einer
Ausfallsituation bereit zu stellen und dabei die zeitlichen
Rahmenbedingungen einzuhalten.
Entwicklung eines Verfahrens zur rechnergestützten
Grundsatzplanung von Gasverteilungsnetzen
Bisherige Verfahrensansätze für
die rechnergestützte Optimierung
von Gasverteilungsnetzen sind
nicht in der Lage praxisübliche
Problemgrößen unter Berücksichtigung
der wesentlichen technischen
Randbedingungen und
Freiheitsgrade zu lösen. Ziel
dieser Arbeit ist die Entwicklung
und Implementierung eines kombinatorischen Optimierungsverfahrens
zur langfristig optimalen Gasverteilnetzplanung.
Anschließend soll die Funktionsfähigkeit
des Verfahrens durch exemplarische Untersuchungen
an real existierenden Netzen überprüft werden.
Sebastian Stein
Bewertung der Kosteneinflüsse von Leistungstransporten
in Übertragungsnetzen
Yiping Xu Zur Identifikation der kosten-
Analyse der operativen Vorteile beim Betrieb von
Microgrids
Microgrids sind eigenständige
Verteilungsnetze mit
verteilter Einspeisung,
Energiespeichern und
steuerbaren Verbrauchern.
Sie können sowohl innerhalb
des Verbundsystems aus
auch eigenständig betrieben
werden. Ziel dieser Arbeit ist
die Identifizierung möglicher Vorteile von Microgrids
auf regionaler, nationaler und europäischer Ebene.
Wesentliche Punkte dabei sind die Bewertung der
Versorgungszuverlässigkeit, der Verluste und möglicher
Vorteile für die angeschlossenen Netzkunden.
treibenden Einflüsse ist als
Analysewerkzeug das Referenznetzverfahren
geeignet und
vielfach praxiserprobt. Als
Eingangsgröße für dieses
Verfahren dient in der Verteilungsnetzebene
die Versorgungsaufgabe
des zu analysierenden
Gebietes. Für die Übertragungsnetzebene ist
dies nicht ausreichend, da zusätzlich Kosteneinflüsse
der Transportaufgabe berücksichtigt werden müssen.
Ziel dieser Arbeit ist zunächst die Analyse realer
Leistungstransporte in Übertragungsnetzen. Danach
sollen diese Leistungstransporte durch eine entsprechende
Transportaufgabe modelliert werden, um
abschließend mit Hilfe der Referenznetzanalyse die
Kosteneinflüsse dieser Leistungstransporte zu bewerten.
148 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

Studienarbeiten
DIPLOM-, MASTER- UND STUDIENARBEITEN
Mindestens eine Studienarbeit mit einem Arbeitsumfang von etwa 6 Wochen ist für alle Diplomstudenten im Fachbereich
Elektrotechnik verpflichtend. Nachfolgend sind die im Berichtszeitraum abgeschlossenen Studienarbeiten aufgelistet.
Fröhlich, Thomas
Instandhaltungsmaßnahmen in den Verteilungsnetzen
eines regionalen Netzbetreibers
Honnen-Louven, Georg
Qualitative Bewertung von Strukturparametern in der
Höchstspannungsebene
Kraft, Matthias
Berücksichtigung von Schutzmaßnahmen bei rechnergestützter
Planung von Niederspannungsnetzen
Preidecker, Benjamin
Zuverlässigkeitsberechnung von Verteilungsnetzen
mittels Monte-Carlo Simulation und GO Methode
Schütze, Tobias
Analyse und Bewertung verschiedener Algorithmen zur
Lastflussberechnung hinsichtlich der Anwendbarkeit für
Gasnetze
Stein, Sebastian
Bewertung des Ressourcenbedarfs für den Betrieb
elektrischer Netze
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 149

ABGESCHLOSSENE DISSERTATIONEN
Liste der abgeschlossenen Dissertationen seit Dienstantritt von Professor Haubrich
Jürgen Dennersmann
Eigenschaften der Spannungs- und Frequenzregelung im Vergleich von Großverbund-
und Inselsystemen
Thomas Seitz Zuverlässigkeitsanalysen von Elektrizitätsversorgungssystemen mit dezentralen
Erzeugungsanlagen unter Einsatz der Fuzzy-Set-Theorie
Ditmar Heinz Erweiterte Anforderungen an die Spannungs-Blindleistungsoptimierung bei
closed-loop-Einsatz
Joachim Schneider Bewertung von Drehstrom- und Gleichstromvarianten für Hochleistungsfernübertragungen
im Großverbund
Guido Wolff Zuverlässigkeitsanalysen von Mittelspannungskabelnetzen unter Berücksichtigung
vorübergehend nutzbarer Übertragungsreserven
Erik Uwe Landeck Zuverlässigkeitsbewertung von Leistungstransiten in Verbundsystemen 1995
Bernd Flechner Die notwendige Modellierungsgenauigkeit bei der Energieeinsatzplanung in
hydrothermischen Kraftwerkssystemen
Jürgen Walter Elsing Auswirkungen kommunaler Eigenerzeugung mit KWK-Anlagen auf die Stromerzeugungskosten
der Vorlieferanten
Mohsen Nayebzadeh Platzierung und Auslegung von statischen Kompensatoren zur Dämpfung von
Netzpendelungen
Albert Moser Langfristig optimale Struktur und Betriebsmittelwahl für 110-kV-Überlandnetze 1995
Johannes Gerhard Groß Optimierung von Blockeinsatz und Lastfluss in zentralen Bahnstromversorgungssystemen
Omar Hassan Saleh Al-Sakaf Tageslastprognose mit Hilfe Künstlicher Neuronaler Netze im Vergleich mit
praxisbewährten Verfahren
Oliver Schmitt Grundsätzliche Beurteilung der Übertragungsreserven in Hochspannungs-
Freileitungsnetzen
Johannes Hoffmann Optimale Energieeinsatzplanung in industriellen Kraft-Wärme-
Kopplungssystemen
Guido Daniëls Betrieb von Mittelspannungsnetzen mit hoher Blockheizkraftwerk-Einspeisung 1996
Thomas Tischbein Identifikation der Oberschwingungsimpedanz von Mittelspannungsnetzen 1996
Alexander Montebaur Zuverlässigkeitsanalysen industrieller Elektrizitätsversorgungsnetze unter
Einschluß der Produktionsprozesse
Andreas Heider Technikfolgenbewertung des Elektro-PKW bei geschlossener Betrachtung von
Verkehr und Energieversorgung
Wolfgang Fritz Topologieoptimierung zur Verlustreduktion in Hoch- und Höchstspannungsnetzen
Dirk Biermann Kooperationen beim kommunalen Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung
der Vorlieferanten
Peter Vossiek Berücksichtigung von Wiederversorgungsstrategien bei der Zuverlässigkeitsanalyse
elektrischer Verteilungsnetze
Stefan Nießen Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung im liberalisierten Strommarkt 1998
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 151
1993
1994
1994
1994
1995
1995
1995
1995
1995
1995
1996
1996
1996
1997
1997
1998
1998

ABGESCHLOSSENE DISSERTATIONEN
Jürgen Tzschoppe Anschlussmöglichkeiten für Windenergieanlagen an Mittelspannungsnetze 1998
Alexander Kox Planung von Mittelspannungsnetzen unter Berücksichtigung betrieblicher
Freiheitsgrade bei der Störungsbeseitigung
Gabriël Clemens Zuverlässigkeitsorientiertes Zusammenwirken von Netz- und Kraftwerksbetreibern
im Verteilungssektor
Martin Rolf Grundsatzuntersuchung zur Bewertung von Durchleitungen in Höchst- und
Hochspannungsnetzen
Michael Fipper Zuverlässigkeitsorientierte Bewertung von Instandhaltungsstrategien für
elektrische Verteilungsnetze
Marc Roggenbau Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber zur Minutenreservehaltung in
elektrischen Verbundsystemen
Petr Rudenko Anforderungen an die Primärregelung im transkontinentalen Großverbund 1999
Daniel Greco Bewertung der Zuverlässigkeit elektrischer Verbundsysteme unter Berücksichtigung
wichtiger Netzbeschränkungen
Andreas Ewert Fremdnetzidentifikation für die Überwachung und Steuerung des Netzbetriebes
Johannes Plettner-Marliani Optimierung der Erzeugungsstruktur lokaler Inselsysteme 2000
Gundolf Dany Kraftwerksreserven in elektrischen Verbundsystemen mit hohem Windenergieanteil
Christian Czauderna Zuverlässigkeitsorientierte Bewertung digitaler Sekundärtechniksysteme in
elektrischen Netzen
Gabriele Ripper Vergleich von Steuermechanismen für den kurzfristigen Einsatz hydraulischer
Jahresspeicher
Christian Zimmer Berücksichtigung des internationalen Stromhandels bei der Betriebsplanung
europäischer Übertragungsnetzbetreiber
Klaus Engels Probabilistische Bewertung der Spannungsqualität in Verteilungsnetzen 2000
Eric Jennes Realisierungsmöglichkeiten kurzfristiger Netzzustandsprognosen 2000
Sven Filter Zur Modellgenauigkeit der mittelfristigen Einsatzoptimierung von Querverbundunternehmen
Boris Stern Kraftwerkseinsatz und Stromhandel unter Berücksichtigung von Planungsunsicherheiten
Armin Braun Anlagen- und Strukturoptimierung von 110-kV-Netzen 2001
Jörg Katzfey Probabilistische Bewertung der Netzbetriebsplanung im liberalisierten Strommarkt
Klaus von Sengbusch Einfluss von Planungsunsicherheiten auf die Ausbaustrategie von 110-kV-
Netzen
Benedikt Krasenbrink Integrierte Jahresplanung von Elektrizitätserzeugung und –handel 2001
Haijun Feng Adaptiver Kompensationsregler für erdschlusskompensierte Hochspannungsnetze
Branko Pribicevic Planung der Strombeschaffung kommunaler Energieversorgungsunternehmen 2002
152
1998
1998
1998
1998
1999
1999
1999
2000
2000
2000
2000
2001
2001
2001
2001
2002
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

ABGESCHLOSSENE DISSERTATIONEN
Markus Stobrawe Minimierung von Verlust- und Blindleistungsbezugskosten der Hoch- und
Höchstspannungsnetzbetreiber
Peter Wolffram Ermittlung und Bewertung kostenrelevanter Struktureinflüsse auf 110-kV-
Netze
Stefan Rolauffs Aufwand- und Nutzen-Bewertung einer rechnergeführten Störungsbeseitigung
in Mittelspannungsnetzen
Heiko Neus Integrierte Planung von Brennstoffbeschaffung und Energieeinsatz zur Stromerzeugung
Pariya Cumperayot Effekte der Modellierungsgenauigkeit auf die Ermittlung der Systemgrenzkosten
in liberalisierten Elektrizitätsmärkten
Daniel Schlecht Lastflussbasierte Vergabe von Übertragungsrechten im UCTE-Verbund 2004
Hendrik Vennegeerts Zuverlässigkeitstechnische und wirtschaftliche Bewertung der Instandhaltung
in elektrischen Verteilungsnetzen
Christoph Maurer Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung für Hochspannungsnetze 2004
Markus Obergünner Bewertung und Optimierung des Instandhaltungsaufwands elektrischer
Verteilungsnetze
Hagen Schmöller Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen Stromerzeugungs- und
Handelsplanung
Carsten Matheus Technische und wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten supraleitender Energiekabel
Feng Li Bewertung von Ausbaumaßnahmen zur Engpassbeseitigung im UCTE-
Verbundsystem
Dirk Cremer Nutzbare Übertragungskapazitäten für den kurzfristigen grenzüberschreitenden
Stromhandel unter Berücksichtigung von Prognoseunsicherheiten
Song Cheng Automatische Reduktion der Ausfallkombinationen bei der Zuverlässigkeitsberechnung
großer Netze
Swen Löppen Strukturmerkmale zur vergleichenden Bewertung von Mittelspannungsnetzen 2006
Gerd Hinüber Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für Fahrplanenergie
und Reserve
Xiaohu Tao Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen 2006
Boris Bläsig Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung 2007
Thomas Hartmann Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisiertem Strommarkt 2007
Tobias Paulun Strategische Ausbauplanung für Elektrische Netze unter Unsicherheit 2007
Xia Yang Zhao Stochastische Tageseinsatzoptimierung vernetzter Wasserkraftwerke mit Hilfe
Genetischer Algorithmen
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 153
2002
2003
2003
2003
2004
2004
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2006
2007

Veröffentlichungsreihe
„Aachener Beiträge zur Energieversorgung“ – ABEV
VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Seit 1992 werden die wesentlichen Forschungsergebnisse des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der
RWTH Aachen und der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V. in der Buchreihe "Aachener Beiträge
zur Energieversorgung" (ABEV) veröffentlicht. Die Bände dieser Reihe können über den Buchhandel oder das Institut
bezogen werden. Bisher sind erschienen:
Band 1 Büttgenbach, S.
Erweiterter Einsatz der Spannungs-Blindleistungs-Optimierung in Verbundsystemen
1. Auflage 1992, ISBN 3-86073-056-8
Band 2 Büchner, J.
Zur Frage der Auswirkungen regenerativer Energiequellen auf das dynamische Verhalten von
elektrischen Inselsystemen
1. Auflage 1992, ISBN 3-86073-057-6
Band 3 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1991 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1992, ISBN 3-86073-082-7
Band 4 Nick, W. R.
Bewertung redundant geplanter Hoch- und Mittelspannungsverteilungsnetze im Hinblick auf
Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-106-8
Band 5 Drepper, W.
Kraft-Wärme-Kopplung in der kommunalen Energieversorgung bei vollständiger
Berücksichtigung des elektrischen Verbundsystems
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-098-3
Band 6 Sierig, J.
Photovoltaik und Energiespeicher in elektrischen Energieversorgungssystemen
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-151-3
Band 7 Hinz, H.-J.
Planung der Erzeugungs- und Übertragungsreserve in geographisch weit ausgedehnten
elektrischen Energieversorgungssystemen
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-150-5
Band 8 Klafka, P.
Langfristige Betriebsplanung industrieller Kraft-Wärme-Kopplungssysteme unter
Berücksichtigung stochastischer Einflüsse
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-128-9
Band 9 Scholten, J.
Optimale Energieeinsatzplanung thermischer Kraftwerkssysteme
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-162-9
Band 10 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
1. Russisch-Deutsches Zuverlässigkeitsseminar "Zuverlässigkeit elektrischer Energieversorgungssysteme",
Plyos, Russland, 06.09.93 - 11.09.93
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-169-6
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 155

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 11 Dennersmann, J.
Eigenschaften der Spannungs- und Frequenzregelung im Vergleich von Großverbund- und Inselsystemen
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-170-X
Band 12 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1992/93 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH
Aachen in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e. V.,
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-175-0
Band 13 Haubrich, H.-J.
Elektrische Energieversorgungssysteme – Technische und wirtschaftliche Zusammenhänge
Skriptum zur Vorlesung "Elektrische Anlagen I"
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-204-8
Band 14 Rassow, J.
Abhilfemaßnahmen gegen Spannungszusammenbrüche in Verbundsystemen
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-220-X
Band 15 Hubert, R.
Untersuchung der Gas- und Feuchteverteilung im Bereich eines Endlager-Bohrloches für radioaktive
wärmefreisetzende Abfälle in Steinsalzformationen
1. Auflage 1993, ISBN 3-86073-221-8
Band 16 Breidenich, G.
Gekoppelte Berechnung der thermomechanischen Feldgrößen in einer Steinsalzformation infolge
der Einlagerung radioaktiver wärmefreisetzender Abfälle
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-222-6
Band 17 Hoffmann, P.
Berücksichtigung diskreter Steuermöglichkeiten bei der Spannungs-Blindleistungs-Optimierung
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-223-4
Band 18 Seitz, Th.
Zuverlässigkeitsanalysen von Elektrizitätsversorgungssystemen mit dezentralen Erzeugungsanlagen
unter Einsatz der Fuzzy-Set-Theorie
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-224-2
Band 19 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
FGE-Tagung 1993 "Neue Ordnungsrahmen und Systemführungskonzepte in der Elektrizitätswirtschaft",
Aachen, 30.09.93 – 01.10.93
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-225-0
Band 20 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
1. Russisch-Deutsches Zuverlässigkeitsseminar "Zuverlässigkeit elektrischer
Energieversorgungssysteme", Plyos, Russland, 06.09.93 – 11.09.93, Teil 2
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-226-9
Band 21 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
2. Deutsch-Russisches Zuverlässigkeitsseminar "Zuverlässigkeit elektrischer Energieversorgungssysteme",
Aachen, 23.08.94 – 25.08.94
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-227-7
Band 22 Haubrich, H.-J.
Jahresbericht 1993/94 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH
Aachen in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.,
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-228-5
Band 23 Heinz, D.
Erweiterte Anforderungen an die Spannungs-Blindleistungsoptimierung bei closed-loop-Einsatz
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-229-3
156 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 24 Nayebzadeh, M.
Platzierung und Auslegung von statischen Kompensatoren zur Dämpfung von Netzpendelungen
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-320-6
Band 25 Jürgens, B. P.
Tageseinsatzplanung in hydrothermischen Kraftwerkssystemen – ein Verfahrensvergleich
1. Auflage 1994, ISBN 3-86073-321-4
Band 26 Schneider, J.
Bewertung von Drehstrom- und Gleichstromvarianten für Hochleistungsfernübertragungen im
Großverbund
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-322-2
Band 27 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1995 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-323-0
Band 28 Landeck, E. U.
Zuverlässigkeitsbewertung von Leistungstransiten in Verbundsystemen
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-324-9
Band 29 Elsing, J. W.
Auswirkungen kommunaler Eigenerzeugung mit KWK-Anlagen auf die Stromerzeugungskosten
der Vorlieferanten
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-325-7
Band 30 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
2. Deutsch-Russisches Zuverlässigkeitsseminar "Zuverlässigkeit elektrischer Energieversorgungssysteme",
Aachen, 23.08.94 – 25.08.94, Teil 2
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-226-5
Band 31 Al-Sakaf, O. H. S.
Tageslastprognose mit Hilfe Künstlich Neuronaler Netze im Vergleich mit praxisbewährten
Verfahren
1. Auflage 1995, ISBN 3-86073-327-3
Band 32 Wolff, G. B.
Zuverlässigkeitsanalysen von Mittelspannungskabelnetzen unter Berücksichtigung vorübergehend
nutzbarer Übertragungsreserven
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-328-1
Band 33 Flechner, B. A.
Die notwendige Modellierungsgenauigkeit bei der Energieeinsatzplanung in hydrothermischen
Kraftwerkssystemen
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-329-X
Band 34 Groß, J. G.
Optimierung von Blockeinsatz und Lastfluss in zentralen Bahnstromversorgungssystemen
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-490-3
Band 35 Moser, A.
Langfristig optimale Struktur und Betriebsmittelwahl für 110-kV-Überlandnetze
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-491-1
Band 36 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Zuverlässigkeitsberechnung von Verteilungsnetzen
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-492-X
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 157

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 37 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1996 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-493-8
Band 38 Schmitt, O.
Grundsätzliche Beurteilung der Übertragungsreserven in Hochspannungs-Freileitungsnetzen
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-494-6
Band 39 Daniels, G.
Betrieb von Mittelspannungsnetzen mit hoher Blockheizkraftwerk-Einspeisung
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-495-4
Band 40 Hoffmann, J.
Optimale Energieeinsatzplanung in industriellen Kraft-Wärme-Kopplungssystemen
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-496-2
Band 41 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
FGE-Tagung 1996 "Neue Verfahren und Kriterien der Ausbau- und Betriebsplanung in der Stromversorgung",
Aachen, 26.09.96 – 27.09.96
1. Auflage 1996, ISBN 3-86073-497-0
Band 42 Montebaur, A.
Zuverlässigkeitsanalysen industrieller Elektrizitätsversorgungsnetze unter Einschluß der Produktionsprozesse
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-498-9
Band 43 Tischbein, Th.
Identifikation der Oberschwingungsimpedanz von Mittelspannungsnetzen
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-499-7
Band 44 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Seminar "110-kV-Netzausbauplanung – Freileitung oder Kabel?" vom 13.11.1996
Eurogress, Aachen
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-489-X
Band 45 Heider, A.
Technikfolgenbewertung des Elektro-PKW bei geschlossener Betrachtung von Verkehr und
Energieversorgung
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-610-8
Band 46 Fritz, W.
Topologieoptimierung zur Verlustreduktion in Hoch- und Höchstspannungsnetzen
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-611-6
Band 47 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1997 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1997, ISBN 3-86073-612-4
Band 48 Vossiek, P.
Berücksichtigung von Wiederversorgungsstrategien bei der Zuverlässigkeitsanalyse elektrischer
Verteilungsnetze
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-0-1
Band 49 Biermann, D.
Kooperation beim kommunalen Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung der Vorlieferanten
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-2-8
158 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 50 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1998 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-1-X
Band 51 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 1998
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-6-0
Band 52 Tzschoppe, J.
Anschlussmöglichkeiten für Windenergieanlagen an Mittelspannungsnetze
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-3-6
Band 53 Kox, A.
Planung von Mittelspannungsnetzen unter Berücksichtigung betrieblicher Freiheitsgrade bei der
Störungsbeseitigung
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-4-4
Band 54 Nießen, S.
Kraftwerkseinsatz- und Handelsplanung im liberalisierten Strommarkt
1. Auflage 1998, ISBN 3-9806394-5-2
Band 55 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Einführung in das Umfeld des Ingenieurberufes
1. Auflage 1998
Band 56 Rolf, M.
Grundsatzuntersuchung zur Bewertung von Durchleitungen in Höchst- und Hochspannungsnetzen
1. Auflage 1999, ISBN 3-9806394-8-7
Band 57 Roggenbau, M.
Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber zur Minutenreservehaltung in elektrischen Verbundsystemen
1. Auflage 1999, ISBN 3-9806394-7-9
Band 58 Fipper, M.
Zuverlässigkeitsorientierte Bewertung von Instandhaltungsstrategien für elektrische Verteilungsnetze
1. Auflage 1999, ISBN 3-934318-01-0
Band 59 Rudenko, P.
Anforderungen an die Primärregelung im transkontinentalen Großverbund
1. Auflage 1999, ISBN 3-934318-02-9
Band 60 Clemens, G.
Zuverlässigkeitsorientiertes Zusammenwirken von Netz- und Kraftwerksbetreibern im Verteilungssektor
1. Auflage 1999, ISBN 3-934318-00-2
Band 61 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 1999 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 1999, ISBN 3-934318-04-5
Band 62 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 1999
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 1999
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 159

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 63 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
FGE-Tagung 1999 "Netzbetrieb und Stromhandel im freien Markt", Aachen,
30.09.99 – 01.10.99
1. Auflage 1999
Band 64 Ewert, A.
Fremdnetzidentifikation für die Überwachung und Steuerung des Netzbetriebes
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-05-3
Band 65 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2000 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-06-1
Band 66 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 2000
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 2000
Band 67 Plettner-Marliani, J.
Optimierung der Erzeugungsstruktur lokaler Inselsysteme
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-07-X
Band 68 Edwin, K. W.
Mensch und Technik – Grundgesetze systemtechnischer Planung
1. Auflage 2000
Band 69 Ripper, G.
Vergleich von Steuermechanismen für den kurzfristigen Einsatz hydraulischer
Jahresspeicher
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-08-8
Band 70 Czauderna, C.
Zuverlässigkeitsorientierte Bewertung digitaler Sekundärtechniksysteme in elektrischen Netzen
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-09-6
Band 71 Dany, G.
Kraftwerksreserve in elektrischen Verbundsystemen mit hohem Windenergieanteil
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-10-X
Band 72 Engels, K.
Probabilistische Bewertung der Spannungsqualität in Verteilungsnetzen
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-11-8
Band 73 Zimmer, C.
Berücksichtigung des internationalen Stromhandels bei der Betriebsplanung europäischer Übertragungsnetzbetreiber
1. Auflage 2000, ISBN 3-934318-12-6
Band 74 Jennes, E.
Realisierungsmöglichkeiten kurzfristiger Netzzustandsprognosen
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-14-2
Band 75 Filter, S.
Zur Modellgenauigkeit der mittelfristigen Einsatzoptimierung von Querverbundunternehmen
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-15-0
160 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 76 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2001 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH
Aachen e.V.
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-19-3
Band 77 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 2001
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 2001
Band 78 Stern, B.
Kraftwerkseinsatz und Stromhandel unter Berücksichtigung von Planungsunsicher-
heiten
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-20-7
Band 79 Katzfey, J.
Probabilistische Bewertung der Netzbetriebsplanung im liberalisierten Strommarkt
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-29-0
Band 80 Braun, A.
Anlagen- und Strukturoptimierung von 110-kV-Netzen
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-27-4
Band 81 Krasenbrink, B.
Integrierte Jahresplanung von Elektrizitätserzeugung und -handel
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-28-2
Band 82 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Analysis of Electricity Network Capacities and Identification of Congestion
1. Auflage 2001
Band 83 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Markt und Netze – Effizienz und Qualität der Stromversorgung
1. Auflage 2001
Band 84 Feng, H.
Adaptiver Kompensationsregler für erdschlusskompensierte Hochspannungsnetze
1. Auflage 2001
Band 85 Stobrawe, M.
Minimierung von Verlust- und Blindleistungsbezugskosten der Hoch- und Höchstspannungsnetzbetreiber
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-37-1
Band 86 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2002 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-33-9
Band 87 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 2002
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 2002
Band 88 Sengbusch, K. von
Einfluss von Planungsunsicherheiten auf die Ausbaustrategie von 110-kV-Netzen
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-34-7
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 161

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 89 Pribicevic, B.
Planung von Strombeschaffung kommunaler Energieversorgungsunternehmen
1. Auflage 2002, ISBN 3-934318-35-5
Band 90 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Preise und Bedingungen der Nutzung von Stromnetzen in ausgewählten europäischen Ländern
1. Auflage 2002
Band 91 Wolffram, Peter
Ermittlung und Bewertung kostenrelevanter Struktureinflüsse auf 110-kV-Netze
1. Auflage 2003, ISBN 3-934318-39-8
Band 92 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2003 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2001, ISBN 3-934318-46-0
Band 93 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Annual Report 2003
Institute of Power Systems and Power Economics (IAEW) and Research Society
Energy (FGE) at Aachen University of Technology (RWTH Aachen)
1. Auflage 2003
Band 94 Rolauffs, S.
Aufwand- und Nutzen-Bewertung einer rechnergeführten Störungsbeseitigung in Mittelspannungsnetzen
1. Auflage 2003, ISBN 3-934318-42-8
Band 95 Neus, H.
Integrierte Planung von Brennstoffbeschaffung und Energieeinsatz zur Stromerzeugung
1. Auflage 2003, ISBN 3-934318-472-9
Band 96 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Markt und Netze – Rechtsrahmen, Effizienz und Qualität der Stromversorgung
1. Auflage 2003
Band 97 Cumperayot, P.
Effects of Modeling Accuracy on the System Marginal Costs Simulation in Deregulated Electricity
Markets
1. Auflage 2004, ISBN 3-934318-50-9
Band 98 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2004 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2004, ISBN 3-934318-52-5
Band 99 Vennegeerts, H.
Zuverlässigkeitstechnische und wirtschaftliche Bewertung der Instandhaltung in elektrischen
Verteilungsnetzen
1. Auflage 2004, ISBN 3-934318-54-1
Band 100 Schlecht, D.
Lastflussbasierte Vergabe von Übertragungsrechten im UCTE-Verbund
1. Auflage 2004, ISBN 3-934318-55-X
Band 101 Maurer, C.
Integrierte Grundsatz- und Ausbauplanung für Hochspannungsnetze
1. Auflage 2004, ISBN 3-934318-56-8
162 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 102 Obergünner, M.
Bewertung und Optimierung des Instandhaltungsaufwands elektrischer Verteilungsnetze
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-58-4
Band 103 Schmöller, H. K.
Modellierung von Unsicherheiten bei der mittelfristigen Stromerzeugungs- und Handelsplanung
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-59-2
Band 104 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2005 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-60-6
Band 105 Matheus, C.
Technische und wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten supraleitender Energiekabel
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-66-5
Band 106 Li, F.
Bewertung von Ausbaumaßnahmen zur Engpassbeseitigung im UCTE-Verbundnetz
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-67-3
Band 107 Cremer, D.
Nutzbare Übertragungskapazitäten für den kurzfristigen grenzüberschreitenden Stromhandel
unter Berücksichtigung von Prognoseunsicherheiten
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-68-1
Band 108 Cheng, S.
Automatische Reduktion der Ausfallkombinationen bei der Zuverlässigkeitsberechnung großer
Netze
1. Auflage 2005, ISBN 3-934318-70-3
Band 109 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2006 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2006, ISBN 3-934318-71-1
Band 110 Löppen, S.
Strukturmerkmale zur vergleichenden Bewertung von Mittelspannungsnetzen
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-72-4
Band 111 Hinüber, G.
Untertägliche Optimierung des Kraftwerksbetriebs an Märkten für Fahrplanenergie und Reserve
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-73-1
Band 112 Tao, X.
Automatisierte Grundsatzplanung von Mittelspannungsnetzen
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-74-8
Band 113 Blaesig, B.
Risikomanagement in der Stromerzeugungs- und Handelsplanung
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-75-5
Band 114 Hartmann, T.
Bewertung von Kraftwerken und Verträgen im liberalisierten Strommarkt
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-76-2
IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 163

VERÖFFENTLICHUNGSREIHE ABEV
Band 115 Paulun, T.
Strategische Ausbauplanung für elektrische Netze unter Unsicherheit
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-77-9
Band 116 Haubrich, H.-J. (Hrsg.)
Jahresbericht 2007 des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen
in Verbindung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V.
1. Auflage 2007, ISBN 978-3-934318-78-6
164 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007