SPIDER

Welchen Einfluss übt die Netzinfrastruktur auf die räumliche Verteilung der Stromerzeugung sowie deren Vergütung in Deutschland aus?
Wo genau lokalisieren sich Netzengpässe im europäischen Stromsystem, welche ökonomischen Kosten verursachen sie, und inwiefern kann der Netzausbau diese reduzieren?
Und wie würde sich eine Aufteilung der einheitlichen deutschen Gebotszone auf Redispatch und Strompreise auswirken?

Das europäische Strommarkt- und Netzmodell SPIDER (Spatial Planning and Investments of Distributed Energy Resources) optimiert Investitions- und Einsatzentscheidungen unter Berücksichtigung von Netzrestriktionen mittels Flow-Based Market Coupling (FBMC). Das Modell analysiert Preisbildung, Netzauslastung, Redispatch-Bedarfe sowie die Auswirkungen flexibler Lasten. SPIDER bewertet politische Rahmenbedingungen wie Gebotszonensplits oder Netzausbau und quantifiziert deren Einfluss auf die Standortwahl von Anlagen sowie die künftigen Stromgestehungskosten.

Abbildung 1: Positive und negative Redispatchmaßnahmen in der deutschen Gebotszone

SPIDER für Beratung und Forschung

Das Modell macht sichtbar, wo im Netz Engpässe entstehen und was ihre Behebung kostet, und liefert damit eine zentrale Entscheidungsgrundlage für Standortwahl, Investitionen und Regulierung. SPIDER bildet das bestehende Netz und den geplanten Ausbau ab. Je nach Forschungsfrage können unterschiedliche Gebotszonenkonfigurationen simuliert und weitere europäische Länder ergänzt werden.

SPIDER im Einsatz:

Standort- und Investitionsentscheidungen: kostenoptimale Standorte für Erzeugungsanlagen sowie flexible Lasten (z. B. Elektrolyseure) unter Berücksichtigung lokaler Netzengpässe identifizieren
Regulatorische Folgenabschätzung: Auswirkungen von Gebotszonensplits auf zonale Strompreise, den Anlageneinsatz sowie resultierende Redispatch-Bedarfe analysieren
Quantifizierung von Redispatch-Bedarf: Entwicklung von Redispatch-Mengen und -Kosten unter unterschiedlichen Szenarien hochaufgelöst simulieren
Bewertung von Flexibilitätsnutzen: systemdienlichen Einsatz von Flexibilitätsoptionen (z. B. Elektrolyseure, Wärmepumpen) und deren Wirkung auf Netzengpässe, lokale Grenzkosten und Systemkosten untersuchen
Bewertung von Netzausbauprojekten: Netzausbauvorhaben (innerdeutsch und grenzüberschreitend) und ihren Effekt auf Stromgestehungskosten und Systemkosten analysieren

SPIDER im Detail

Gegenüber einem Strommarktmodell ohne Netzrestriktionen (einer sogenannten Kupferplatte) verknüpft SPIDER die Markt- mit der Netzebene. Als lineares Optimierungsmodell minimiert SPIDER die System- beziehungsweise Redispatchkosten und simuliert dabei die Wechselwirkung zwischen Energiemärkten und physikalischen Netzrestriktionen. Diese Verknüpfung unterstützt drei zentrale Anwendungen: die präzise Identifikation lokaler Redispatchbedarfe samt zugehöriger Kosten, die Simulation eines Nodal-Pricing-Regimes, bei dem berechnete Preise die tatsächliche Knappheit von Netzkapazitäten an einzelnen Netzknoten widerspiegeln, sowie die Bewertung von Netzausbaumaßnahmen oder Speichereinsatz zur Engpassentlastung.

Methodisch simuliert SPIDER diese Wechselwirkung in drei Schritten: Zunächst ermittelt das Modell die grundlegenden Lastflüsse im Netz auf Basis von Erzeugungs- und Verbrauchsdaten. Anschließend simuliert es das ökonomische Marktergebnis und bestimmt den optimalen Kraftwerkseinsatz nach Grenzkosten, zunächst ohne die Netzengpässe vollständig zu berücksichtigen. Abschließend führt eine detaillierte Lastflussanalyse des europäischen Übertragungsnetzes zu einem optimierten, technologiespezifisch und regionalscharf bezifferten Redispatch, der die Netzstabilität bei minimalen Zusatzkosten sicherstellt.

Schematische Darstellung des Modells

Das Modell bildet das Übertragungsnetz ausgewählter europäischer Länder ab, wobei die physikalische Topologie auf rund 600 Netzknoten abstrahiert wird (davon rund 300 in Deutschland). Diese Darstellung umfasst sowohl das Drehstromnetz als auch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme (HGÜ). Um die künftige infrastrukturelle Entwicklung realitätsgetreu abzubilden, ist der Netzausbau gemäß den einschlägigen Planungsdokumenten hinterlegt, insbesondere dem europäischen Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) und dem nationalen Netzentwicklungsplan (NEP). Die räumliche Allokation von Erzeugungskapazitäten, der Verfügbarkeit erneuerbarer Energien (EE) und der Nachfrage erfolgt in einem spezifischen, EWI-eigenen Verarbeitungsschritt, der die Daten den 600 Netzknoten exakt zuweist und so eine präzise Simulation lokaler Netzbelastungen ermöglicht. Zeitlich ist SPIDER flexibel konzipiert: Es erlaubt sowohl die detaillierte Modellierung vollständiger Jahre (Dispatch mit 8.760 Stunden) als auch die Untersuchung langfristiger Entwicklungspfade mittels Typtagen (Invest), etwa in Fünf-Jahres-Schritten.