Hintergrundmaterial

Das Ergebnis der Marktsimulation für das jeweils betrachtete Szenario ist ein Eingangsdatum für die Netzberechnungen, die zur Identifikation von Engpässen und zur Überprüfung der Wirksamkeit von Maßnahmen zur Beseitigung dieser Eng­pässe durchgeführt werden. Weitere Eingangsdaten sind die für die Marktsimulationen aufbereiteten Zeitreihen des Verbrauchs und der Einspeisung aus erneuerbaren Energien je Netzknoten in Deutschland und je Marktgebiet außerhalb Deutschlands. Über eine normierte Schnittstelle werden die Markt- und weiteren Eingangsdaten als Mittelwert über jede Stunde und für jeden Netzknoten automatisiert an das Netzberechnungsprogramm übergeben.

Ausland
Für jedes europäische Marktgebiet weist die Marktsimulation für jede Stunde des betrachteten Szenarios den Verbrauch, die Erzeugungsleistungen und die Austauschleistungen mit anderen Marktgebieten aus. Die Stundenmittelwerte der Verbrauchsleistung und der Erzeugungsleistung je Marktgebiet werden jeweils auf ihren höchsten auftretenden Wert normiert. Diese beiden normierten Werte je Marktgebiet und Stunde dienen als Mul­tiplikationsfaktor für die im Netzmodell knotenscharf vorhandenen Verbrauchsleistungen bzw. Leistungen von Er­zeugungseinheiten.

Verbrauch und Erzeugung in jedem Marktgebiet werden zu einer zeitpunktscharfen Bilanz zusammengefasst, die in den Netzberech­nungen zwingend eingehalten wird. Die Verlustleistung des modellierten Netzes jedes Marktgebietes wird über die Variation der Erzeugungsleistung im Rahmen der Netzberechnungen ausgeglichen. Verbindungen zwischen zwei Marktgebieten über Hochspannungs-Gleichstrom-Leitungen werden im Marktmodell und im Netzmodell als steuer­bar modelliert. Damit werden die über diese Verbindungen im Marktmodell ermittelten Leistungsflüsse direkt in das Netzmodell übernommen, während sich die Austauschleistungen im vermaschten Drehstromnetz erst im Laufe der Netzberechnungen ergeben.

Verbrauch
Die in den Marktsimulationen als Eingangsgröße verwendete Zeitreihe des Stromverbrauchs in Deutschland wird auf Basis historischer, regional unterschiedlicher Endverbraucherlasten inkl. Netzverlusten in unterlagerten Netzebenen ermittelt. Diese Zeitreihe wird auf die Vorgaben zur Höchstlast und zum Nettostromverbrauch aus dem genehmigten Szenariorahmen angepasst. Der jeweilige Verlustleistungsbedarf des modellierten Übertragungsnetzes wird in der Marktsimulation über eine zusätzliche Iteration (Netzberechnung) berücksichtigt.

Für die Verwendung in den Netzberechnungen für das deutsche Übertragungsnetz wird die deutsche Endverbraucherlastzeitreihe regional aufgeschlüsselt. Der Stromverbrauch zu einem Zeitpunkt wird dann über im Netzmodell hinterlegte Höchstlasten knotenscharf abgebildet.

Konventionelle Kraftwerke
Für die konventionellen Kraftwerke in Deutschland liegen aus den Marktsimulationen stündlich aufgelöste Einspeiseleistungen vor. Somit kann die Leistung der im Netzmodell als Netzeinspeisungen oder Generatoren modellierten Kraftwerke eingestellt werden. Die Einhaltung der minimalen und maximalen Leistung jedes Kraftwerks wird dabei im Netzberechnungsprogramm gewährleistet.

Erneuerbare Energien
Die in den Marktsimulationen als Eingangsgröße verwendete Summenzeitreihe aller Einspeisungen aus erneuerbaren Energien in Deutschland resultiert aus knotenscharf ermittelten Zeitreihen des regional unterschiedlichen Einspeiseverhaltens am jeweiligen Netzverknüpfungspunkt ermittelt. An das Netzmodell werden für Wind onshore und offshore sowie Photovoltaik die Einspeiseleistungen je Zeitpunkt und Netzknoten direkt übergeben. Für andere erneuerbare Energien werden normierte Zeitreihen zur Skalierung der im Netzmodell abgebildeten installierten Leistungen übergeben.

Die Leistungen der erneuerbaren Energien werden in einzelnen Szenarien um die Summe der „Dumped Power“ reduziert, um das Leistungsgleichgewicht einhalten zu können (vgl. Kapitel 3.2.4).