Abgeschlossene Projekte

Beschreibung

Das Projekt MEO - Modellversuche zur betrieblichen Energiesystemanalyse - ist eines von sechs Projekten des MODEX-Programms. Während sich viele der anderen MODEX-Projekte mit Fragen der klassischen Energiesystemanalyse befassen, will MEO den Weg zu einem neuen Teil der Energiesystemanalyse beschreiten. Aufgrund der Komplexität und des Umfangs der untersuchten Systeme müssen bei der Modellierung Vereinfachungen vorgenommen werden, beispielsweise hinsichtlich der zeitlichen und räumlichen Auflösung von Energieerzeugung und -verbrauch oder der Netzinfrastrukturen. Dadurch entsteht eine Lücke in der klassischen Energiesystemanalyse hinsichtlich der operativen Auswirkungen der Simulationsergebnisse auf das reale System. Zu den Ansätzen, diese Lücke zu schließen, gehören zum Beispiel Modelle, mit denen der Betrieb von Stromnetzen in hoher zeitlicher und räumlicher Auflösung simuliert werden kann, um zu ermitteln, wie sich bestimmte Erzeugungsstrukturen auf die Spannungsebenen auswirken. Es liegt auf der Hand, dass solche Modelle als Kompensation für die höhere Auflösung nur einen kleineren Systemumfang darstellen können. Daher konzentrieren sich die Modelle der betrieblichen Energiesystemanalyse auf bestimmte Aspekte des Energie-systems, wie z.B. die Modellierung von Regelungsstrategien für virtuelle Kraftwerke oder die Auswirkungen von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf (räumlich hochauflösende) Wärme- und Stromnetze. Das Konsortium im MEO untersucht acht Szenarien, in denen verschiedene Veränderungen innerhalb eines Verteilungsnetzes simuliert werden. Die Szenarien bilden die Grundlage für einen Vergleich von acht verschiedenen Modellierungsansätzen und umfassen z.B. den Ausbau von Solarstromerzeugungsanlagen, die Zunahme der E-Mobilität und den Ausbau von Wärmepumpen.

Description

The project MEO - Model experiments in operational energy system analysis - is one of six projects of the MODEX programme. The approaches needed to model the operative effects of the simulation results on real systems include, for example, models with which the operation of electricity grids can be simulated in high temporal and spatial resolution in order to determine how certain generation structures affect the voltage levels. It is obvious that such models can only represent a smaller system scope as compensation for the higher resolution. The consortium in MEO examines eight scenarios in which different changes within a distribution grid are simulated. The scenarios form the basis for a comparison of eight different modeling approaches and include, for example, the expansion of solar power generation plants, the increase in e-mobility and the expansion of heat pumps.

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Dr.-Ing. Nils Bornhorst

Beschreibung

Zielsetzung des Projekts RPC2 ist die Erarbeitung und Test von möglichen Maßnahmen zur Regelung des Blindleistungshaushaltes elektrischer Verteilnetze in der Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene.  Dafür  soll eine  aktive  und  situationsabhängige  Nutzung  des Blindleistungsbereitstellungspotenzials  aus  blindleistungsfähigen  Anlagen  (dezentrale Erzeugungsanlagen  aber  auch  (industrielle)  Kompensationsanlagen) sowie  der  Trafostufung im Verteilnetz erfolgen, um die Blindleistungsbilanz zielgerichtet zu beeinflussen.
Zum  einen  sollen  dabei  innovative  dezentrale  Verfahren  in  der  Niederspannungsebene und  zum  anderen  sollen  innovative  zentrale  und  spannungsebenenübergreifende Verfahren  in  der  Mittel-  und  Hochspannung  entwickelt  und  untersucht  werden.  Die zentralen  Verfahren  sollen  zudem  für  einen  netzbetreiberübergreifenden  Einsatz ausgestaltet werden.

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Jonas Haack

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Energieverteilungsnetze basieren zunehmend auf der wechselseitigen Verbindung von Infrastrukturen (Elektrizität, Gas, Nah-/Fernwärme, IKT): intelligente multimodale Energieverteilungssysteme (engl.: smart multimodal energy distribution systems (SMEDSs)). Einer der Schlüssel zur Transformation des Energiesystems hin zu einem hocheffizienten, auf erneuerbaren Energiequellen basierenden System, ist die Kopplung von Energiesektoren (Elektrizität, Wärme, Mobilität), sowie deren Überwachung und Steuerung durch Informations- und Kommunikationstechnik (IKT), also Digitalisierung. Ziel von Multi-Resilienz, als Teil des interdisziplinären Schwerpunktprogramms "Hybride und multimodale Energiesysteme: Systemtheoretische Methoden für die Transformation und den Betrieb komplexer Netze", ist es, die wechselseitige Resilienz von SMEDSs, die mit infrastrukturkoppelnden Anlagen verbunden sind, quantitativ zu bewerten und zu verbessern. Dazu werden zum einen neue Verfahren zur Modellierung und Verbesserung der Resilienz in SMEDSs entwickelt. Zum anderen werden neuartige Resilienz-verbessernde Konzepte für den Betrieb wechselseitig verbundener Infrastrukturen untersucht. Ziel ist dabei, sich vor Störungen, die innerhalb einer Infrastruktur (intra) oder zwischen Infrastrukturen (inter) wirken können, zu schützen und deren Auswirkungen zu mildern.

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Dr. Lars-Peter Lauven

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Ziel des Vorhabens SpiN-AI ist die Entwicklung und Erprobung von innovativen und praxisgerechten Verfahren und (Software-)Modulen einer netzplanerischen Spitzenkappung, sowie die Untersuchung und Bewertung der zur erwartenden Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf. Ein besonderer Schwerpunkt liegt dabei auf der Betrachtung und Untersuchung von spannungsebenenübergreifenden Planungsaufgaben und Netzausbaubedarfen in Hochspannung (HS) und Mittelspannung (MS). Dabei wird zum einem eine integrierte HS/MS-Planung des Verteilnetzbetreibers (VNB) Pfalzwerke Netz AG und zum anderen eine getrennte, aber sinnvoll (bzw. nach Möglichkeit optimal) abzustimmende Planung der HS bzw. MS in der Hand zweier VNBs betrachtet: Energie Netz Mitte GmbH (nur MS/ nachgelagerter VNB zu Avacon Netz GmbH) und Avacon Netz GmbH (vorgelagerter VNB zu Energie Netz Mitte GmbH mit HS-Netz). Zudem sind für die effektive und effiziente Durchführung der Arbeiten verschiedene Methoden bzw. Module, insbesondere für eine zeitreihenbasierte Netzplanung und für Prognoseverfahren weiterzuentwickeln und anzupassen, sowie Schnittstellen zum Netzbetrieb zu untersuchen und zu erweitern.

Description

The aim of the SpiN-AI project is the development and testing of innovative and practice-oriented procedures and (software) modules for renewable power curtailment, as well as the investigation and evaluation of the expected effects on grid expansion requirements. A special focus is on the consideration and investigation of cross-voltage planning and operation. On the one hand, an integrated HV/MV planning of the distribution grid operator (DSO) Pfalzwerke Netz AG and on the other hand a separate, but compatible planning of the HV or MV of two DSOs is considered: Energie Netz Mitte GmbH and Avacon Netz GmbH.

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Dr. Sebastian Wende-von Berg

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Das Projekt EU-SysFlex "Pan-European system with an efficient coordinated use of flexibilities for the integration of a large share of RES” beschäftigt sich mit den Herausforderungen an das europäische Stromnetz bei einer hohen Durchdringung an EE-Anlagen hinsichtlich der Erbringung von Systemdienstleistungen und der Bereitstellung und koordinierten Nutzung von Flexibilitäten. Im Rahmen des Projekts wird die Universität Kassel und das Fraunhofer IEE mit MITNETZ STROM als Teil der innogy SE einen Demonstrator aufbauen. Darin werden die in „SysDL 2.0“ erhaltenen Ergebnisse um die koordinierte Bereitstellung von Wirkleistung erweitert. Die Planung zur Ansteuerung der Flexibilitäten basiert auf Einsatzplänen (Day-Ahead, Redispatch) mit einem Zeithorizont von bis zu 48h.

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Dr.-Ing. Nils Bornhorst

Beschreibung

Die derzeitige Entwicklung in der Energieversorgung offenbart eine schnelle Zunahme regelbarer dezentraler Erzeugeranlagen (Photovoltaik-, Kraft-Wärme-Kopplungs-, Biogasanlagen etc.), Verbraucheranlagen (Waschmaschine, Klimaanlage, Wärmepumpe etc.), stationärer Speichersysteme und Elektrofahrzeuge. Diese Entwicklung führt zu einem signifikant andersartigen Systemverhalten, das zunächst verstanden werden muss, um dann Vorschläge für geeignete Verbesserungen der üblichen Regeln und Verfahren zu treffen.

Während dieses Vorhabens werden verschiedene Komponenten- und Netzmodelle für die dynamischen Analysen entwickelt und weiterentwickelt und in einer Netzsimulationsumgebung implementiert. Damit werden verschiedene Szenarien für zukünftige SmartGrids, also eines aktiven Netzbetriebs und strategischen Netzausbaus, unter Betrachtung realer Verteilnetzabschnitte eines Netzbetreibers entwickelt und untersucht. Daraus sollen wichtige Veränderungen für den Übergang vom derzeitigen passiven Verteilnetzbetrieb auf zukünftige SmartGrids identifiziert und Lösungsansätze entwickelt und bewertet werden.

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Dr.-Ing. Nils Bornhorst

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Für einen stabilen Netzbetrieb ist die Sicherstellung von Systemdienstleitungen (SDL), wie beispielsweise Spannungs- und Frequenzhaltung, essenziell. Vorprodukte zur Sicherstellung von SDL wurden bislang von konventionellen, an das Übertragungsnetz angeschlossenen Kraftwerken bereitgestellt, die jedoch im Zuge der Energiewende zunehmend durch erneuerbare, an Verteilnetze angeschlossene Erzeugungsanlagen ersetzt werden.

Dieses Vorhaben befasst sich daher mit der Fragestellung, wie sich SDL-Vorprodukte aus Verteilnetzen mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Erzeugungsanlagen bereitstellen lassen. Dazu müssen die räumlich verteilten Erzeuger, Verbraucher, Speicher und Betriebsmittel mit Hilfe einer intelligenten Betriebsführung derart gesteuert werden, dass die SDL-Vorprodukte an den Anschlusspunkten zum Übertragungsnetz erbracht werden. Eine geeignete Betriebsführung soll zunächst entwickelt, dann in Simulationen evaluiert und schließlich im Rahmen eines Feldtests implementiert werden.

Das Ziel des Projektes „SysDL 2.0“ ist es mit einer kontrollierten Blindleistungsbereitstellung der dezentralen Erzeugungsanlagen zur Spannungsstabilität sowohl im Verteilnetz, als auch im Übertragungsnetz beizutragen.

Beschreibung
Der Netzwiederaufbau (NWA) stellt eine seltene Extremsituation im elektrischen Versor-gungssystem dar. Er ist eine Systemdienstleistung, die von den systemverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) erbracht bzw. von diesen koordiniert wird. Die ÜNB sind in diesem Zusammenhang insbesondere auf die (Netz-)Inselbetriebsfähigkeit von Erzeugungseinheiten (>= 100 MW am Übertragungsnetz) und die Systemdienstleistung "Schwarzstartfähigkeit" angewiesen, die heute ausschließlich von thermischen oder hydraulischen Kraftwerken erbracht wird. Die Anzahl der verfügbaren Kraftwerksleistung ist jedoch rückläufig. Im Projekt Netz:Kraft werden Konzepte, Verfahren und Technologien entwickelt, mit denen Erneuerbarer-Energie-Anlagen (EEA) und intelligente Netzkomponenten zu aktiven Funktionsträgern beim NWA werden können.

Im Netz:Kraft-Konsortium sind Netzbetreiber, Hersteller und Forschung sind vertreten. Die Netzbetreiber werden Ergebnisse in laufenden Planungen berücksichtigen und bei der Überarbeitung von Konzepten anwenden. Die Hersteller und Dienstleister werden die Anforderungen an Komponenten und Verfahren bei der Produktentwicklung berücksichtigen. Die Forschungseinrichtungen werden ihre Erkenntnisse in der Beratung und Weiterführung langfristiger Forschung verwerten.

Die Universität Kassel betrachtet im Projekt Netz:Kraft zwei Schwerpunkte: zum einen die Entwicklung und Optimierung von innovativen NWA-Strategien, welche die Verteilnetze in einen zukünftigen NWA auf Grund ihrer immer größeren Erzeugungsleistungen miteinbeziehen; zum anderen die simulative Betrachtung der zu untersuchenden Netzgebiete und –ebenen, mit derer die oben genannte Optimierung vorangetrieben sowie validiert werden können.

Beschreibung

Das Projekt DREAM wird die Grundlage legen für ein neues heterarisches Betriebsführungskonzept für elektrische Verteilnetze. Dabei werden für eine stabile und kosteneffiziente Integration von dezentralen erneuerbaren Energien neue Mechanismen bereitgestellt, genauso wie eine verbesserte Integration der Verbraucher für einen ökonomischen und ökologischen Energieverbrauch.

Zur Anwendung kommt das Prinzip von autonomen Multi-Agenten-Systemen für die Überwachung und den Betrieb des elektrischen Verteilungsnetzes. Es wird dem System erlauben sich permanent an die aktuellen Betriebsbedingungen anzupassen und es robust gegenüber externen Störungen machen. Dies wiederum wird eine höhere Durchdringung von fluktuierenden Erzeugern wie PV und Wind im Verteilungsnetz erlauben und das Netz belastbarer gegenüber Fehler machen.

DREAM wird die ökonomische und technische Machbarkeit eines solchen neun Betriebsführungskonzeptes an Hand von mehreren Feldtests und Szenarien demonstrieren, während weitreichende Simulationen zur Beantwortung darüber hinausgehender Fragestellungen durchgeführt werden.

Beschreibung

Das Forschungsvorhaben „OpSim“ hat zum Ziel, eine Test- und Simulationsumgebung für Betriebs­führungen und Aggregatoren im Smart Grid mit sehr hohem Anteil erneuerbarer Energien zu entwickeln. Dazu gehören: virtuelle Kraftwerke, Verteilnetz-Betriebsführungen, Übertragungsnetz-Betriebsführungen sowie Betriebsführungen und Energiemanagementsysteme von dezentralen Erzeugungsanlagen auf Basis von erneuerbaren Energien, Speichern, Elektrofahrzeugen sowie Lasten auf allen Spannungsebenen des Verteilungsnetzes.

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Dr.-Ing. Nils Bornhorst

Beschreibung

In „OpSimEval“ sollen wesentliche Entwicklungs- und Implementierungsarbeiten an der Test- und Simulationsumgebung „OpSim“ durchgeführt werden, die eine Jahressimulationsfähigkeit und neuartige Netzplanungsansätze möglich machen. Die Jahressimulation aus „OpSimEval“ betrachtet das Netz und Betriebsführungen über lange Zeiträume. Dies ermöglicht eine realitätsnahe Abbildung saisonaler Schwankungen erneuerbarer Erzeuger und der Verbraucher. Dadurch können Betriebsführungsstrategien realitätsnah bewertet werden.

Die Verteilnetzplanung wird in Zukunft immer diffiziler. Es werden nicht nur zusätzliche Betriebsmittel installiert, sondern gegebenenfalls ändert sich dadurch zwischenzeitlich auch die optimale Betriebsführungsstrategie. Dies verlangt geradezu nach einer Verknüpfung zwischen Tools zur automatischen Netzplanung und einer Betriebsführungs-Jahressimulation und ist somit ein deutlicher Innovationspunkt. In dem zeitlichen Verlauf der Netzplanung (über mehrere Jahre) kann erstmalig eine Anpassung der Betriebsführung (und der damit verbundenen Kosten) berücksichtigt werden. Dies erlaubt dann eine erste integrierte Untersuchung zu neuartigen, automatisierten Netzplanungen, welche Betriebsführungen als Maßnahme einsetzen können.

Ansprechpartner

Dr. Lars-Peter Lauven

Beschreibung

Das Ziel des Kopernikus-Projekts ENSURE ist die Erforschung und Bereitstellung neuer Energienetzstrukturen für die Energiewende, um die bis zum Jahr 2050 angestrebten energiepolitischen Bestrebungen und Klimaschutzziele der Bundesregierung zu ermöglichen. Die neuen Rahmenbedingungen erforden tiefgreifende Anpassungen der elektrischen Energieversorgung und eine Kopplung verschiedener Energieträger und -sektoren (Strom, Gas, Wärme und Verkehr).
Hierfür wird eine umfassende Energiesystemoptimierung unter Berücksichtigung aller relevanten Energieträger und der dazugehörigen Infrastruktur vorgenommen. Ein Hauptziel ist die Erforschung der Ausgestaltung zentraler und dezentraler Energieversorgungsselemente im Gesamtsystem, um eine zuverlässige und sichere Energieversorgung unter technischen und sozoökonomischen Gesichtspunkten sowie Apsekten der Akzeptabilität gewährleisten zu können. Der Fokus liegt dabei auf der Erforschung neuartiger stabiler Systemführungskonzepte auf Basis innovativer Informations- und Kommunikationstechnologien sowie der Etablierung neuer Technologien zur Leistungsübertragung, Produktion, Beschaffung, Verteilung und Verarbeitung von Daten und Informationen.

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Steffen Meinecke

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Das Ziel des Vorhabens „SimBench“ ist die Entwicklung eines Benchmark-Datensatzes für Lösungen im Bereich der Netzanalyse, Netzplanung und Netzbetriebsführung. Dieser soll die Entwicklung solcher Lösungen unabhängig von Netzbetreibern und/oder einzelnen Netzdatensätzen möglich machen und zugleich eine Vergleichbarkeit verschiedener Entwicklungen auf diesem Gebiet gewährleisten.

Inhaltlich sind die Hauptaufgaben die Definition von Anwendungsfällen, die Auswahl von Kriterien und Methoden zur Bewertung eines geeigneten Benchmark-Datensatzes, die Entwicklung einer umfassenden Methodik zur Erzeugung und die Generierung des Benchmark-Datensatzes.

Abschließend wird der Benchmark-Datensatz anhand verschiedener Entwicklungen evaluiert, Möglichkeiten und Grenzen analysiert und die Bekanntmachung des Benchmark-Datensatzes in der Fachwelt vorangetrieben.

Die Universität Kassel ist als Projektkoordinator für die Gesamtprojektleitung zuständig.

Beschreibung

Die in Deutschland angestrebte Reduktion der Treibhausgasemissionen durch starken Ausbau der erneuerbaren Energien und die damit einhergehende Zunahme der Komplexität stellt die Stromnetze in der Zukunft vor große Aufgaben.

Viele der Aufgabenstellungen beruhen dabei auf im Kern probabilistische Problemstellungen. Diese können häufig vereinfachend durch deterministische Betrachtungen - Mittelwert und ggf. Worst-Case - angenähert gelöst werden. In wichtigen Aufgabenstellungen muss für belastbare Aussagen aber der probabilistische Problemraum insgesamt untersucht werden. Eine solche Untersuchung des gesamten Problemraums geschieht typischerweise durch eine Monte-Carlo-Simulation. Dieses Verfahren ist aber sehr rechenzeit- und ressourcenaufwändig und bereits bei heutigen Aufgabenstellungen müssen vielfach Vereinfachungen getroffen werden, die die Belastbarkeit der Ergebnisse und insbesondere die Extrapolierbarkeit der Ergebnisse einschränken.

Ein typischer Anwendungsfall für solche probabilistische Aufgabenstellungen in der Energiesystemtechnik ist beispielsweise die Netzausbauplanung. Der weitere Umbau der Verteilnetze zu Smart Grids mit mehr volatilen Erzeugern, dezentralen Speichern und intelligenten aktiven Betriebsmitteln im elektrischen Versorgungsnetz führt zu einer zunehmenden Unsicherheit sowohl in der räumlichen Planung (Wo entstehen neue Anlagen?), der Menge (Wie viel neue Anlagen wird es geben?) als auch der zeitlichen Planung (Wie wird die Einspeise- und Nachfrage-Charakteristik der Anlagen im Hinblick auf zeitliche Gradienten, sowie Maximal- und Minimalwerte zukünftig aussehen?). Diese und ähnliche Unsicherheiten müssen jeweils durch Wahrscheinlichkeitsverteilungen modelliert werden, wodurch alle potentiell vorkommenden Szenarien für den Ausbau erneuerbarer Energie entstehen.

In der Regel werden dabei aber viele dieser Berechnungen aufgrund gleicher oder doch sehr ähnlicher Eingangsdaten redundant sein. Daher sind neue, effiziente probabilistische Methoden notwendig, um den gesamten Lösungsraum für die Netzausbauplanung abbilden zu können. Daher sollen im Projekt PrIME Methoden für probabilistische Aufgabenstellungen in der Energiesystemtechnik betrachtet und grundlagenorientiert entwickelt werden. Die Methodenentwicklung soll sich exemplarisch an typischen probabilistischen Anwendungsfällen aus der Energiesystemtechnik orientieren, um eine hohe Praxisrelevanz für die Ergebnisse der grundlagenorientierten Forschung sicherzustellen. Solche Methoden bieten dann ein großes Anwendungspotenzial, sowohl in der Netzplanung als auch in der Netzbetriebsführung (bspw. Day-Ahead-Congestion-Forecast, DACF).

Als Teil eines Konsortiums bestehend aus Fraunhofer IEE, verschiedenen Arbeitsgruppen der Universität Kassel sowie einigen assozierten Netzbetreibern stellt das Fachgebiet e²n die Anwendbarkeit sowie Weiterentwicklung der möglichen Methoden sicher. Die entwickelten Methoden werden mit verschiedenen Netzberechnungsarten, wie z. B. Lastflussberechnungen und dynamische Echtzeitsimulationen (RMS, EMT), validiert, bewertet und optimiert. In diesem Zusammenhang können weitere Fragestellungen in der Netzplanung bzw. in der Netzbetriebsführung, wie beispielsweise die Bewertung der Investitionskosten oder die Bewertung der Betriebskosten, betrachtet und analysiert werden.

Beschreibung

Aufgrund des Ausbaus dezentraler Anlagen zur Stromerzeugung nehmen die Netzebenen der Nieder- und Mittelspannung, die in der Vergangenheit nur zur Stromverteilung an die Endkunden ausgelegt waren, teilweise bereits jetzt schon erhebliche Einspeiseaufgaben wahr. In Verbindung mit neuen Möglichkeiten im Netzausbau, welche sich aus innovativen Betriebsmitteln wie z.B. regelbaren Ortsnetztransformatoren oder Smart Metern ergeben, wird die Planungsaufgabe für Verteilnetzbetreiber zunehmen komplex. Ziel des Vorhabens ANaPlan ist die Simulation einer ganzheitlichen Netzausbauplanung, welche neben den Investitions- und Betriebskosten (CAPEX & OPEX) auch die Altersstruktur des Netzes in Form von Asset-Daten berücksichtigt. Durch den automatisierten Ansatz kann die Netzentwicklung in verschiedenen Varianten automatisiert simuliert und analysiert werden. Im Ergebnis wird so eine vorausschauende Netzplanung erstellt, welche die Gesamtkosten für Netzausbau und Netzbetrieb minimiert. Darauf Aufbauend werden anhand realer Netzdaten die Investitionsanreize überprüft, welche durch den regulatorischen Rahmen gesetzt werden, indem die Ergebnisse der technisch-wirtschaftlichen Optimierung mit der Anreizregulierung abgeglichen werden. So sollen eventuelle Verzerrungen bei den Investitionsanreizen, wie z.B. eine Bevorzugung von kapitalintensiven Maßnahmen gegenüber intelligenten Lösungen, untersucht werden.