Infolge vielfältiger Veränderungen im Elektrizitätsversorgungssystem steigt das Transporterfordernis im deutschen Über-tragungsnetz. Da die notwendigen Netzausbauvorhabenverzögert sind, nimmt der Bedarf an operativer Netzengpass-behebung zu. Dazu zählen markt- und netzbezogene Maßnahmen sowie zusätzliche Reserven, deren Einsätze im Rahmen der Kurzfristbetriebsplanung bestimmt werden. Dabei stellt die Anfahrtsentscheidung der Netzreserve eine besondere Herausforderung dar, weil diese lange Vorlaufzeiten aufweist und in der gesetzlichen Einsatzreihenfolge erst nachrangig eingesetzt werden darf. In der Betriebspraxis werden die Anfahrten der Netzreserve mittels prognosebasierter Netz-betriebssimulationen abgeleitet. Zur Beherrschung der hohen Unsicherheiten werden Sicherheitsaufschläge ausgehend von Erfahrungswerten verwendet. Diese Form die Unsicherheiten zu berücksichtigen kann einerseits zu Anfahrten führen, die ex post nicht nötig gewesen wären und damit nicht der gesetzlichen Einsatzreihenfolge entsprechen. Anderseits können zu niedrige Sicherheitsaufschläge die Unsicherheiten unterschätzen und die Netzsicherheit gefährden. Vor diesem Hintergrund wird im Rahmen der Dissertation der Einfluss von Unsicherheiten auf die Anfahrtsentscheidung der Netzreserve untersucht und unterschiedliche Ansätze zur differenzierten Abbildung der Unsicherheiten in Netzbetriebs-simulationen verglichen. Dazu wird ein zweistufiges methodisches Vorgehen entwickelt. Die erste Stufe dient der Abbildung der Unsicherheiten mithilfe von Szenarien. Dabei wird eine Monte-Carlo-Simulation unter Verwendung von Copulas ein-gesetzt, um auf Basis historischer Wetter- und Lastprognosefehler konsistente Szenarien der Einspeisung von Wind-energie- und Photovoltaikanlagen, der Verbraucherlast und der witterungsabhängigen Stromgrenzen der Freileitungen zu generieren. Auf dieser Basis ergänzt eine Kraftwerkseinsatzsimulation die jeweiligen Kraftwerkseinsätze und Handels-austausche. Diese Szenarien gehen in die zweite Verfahrensstufe ein, die als probabilistische oder stochastische Netz-betriebssimulation ausgeführt werden kann. Im Kern basieren beide Simulationen auf einem zweistufigen Optimierungs-problem, das die Anfahrten der Netzreserve und den Einsatz der Maßnahmen zur Behebung aller Engpässe mengen- und kostenmäßig minimiert. Dabei erfolgt die Optimierung in der probabilistischen Simulation für jedes Szenario unabhängig, wohingegen in der stochastischen Simulation die Anfahrten im Erwartungswert über alle Szenarien optimiert werden. Die exemplarischen Untersuchungen anhand eines Zukunftsszenarios im Jahr 2025 zeigen, dass die Bandbreite der Un-sicherheiten bei der Anfahrtsentscheidung der Netzreserve erheblich ist und insbesondere Extremszenarien hohe Abwei-chungen aufweisen. So führen die vielfältigen Unsicherheiten zu Netzengpässen in anderer Höhe, zu anderen Zeitpunkten oder in anderer geografischer Lage. In der Folge ergeben sich ebenfalls deutliche Unterschiede zwischen den Anfahrts-entscheidungen der Netzreservekraftwerke in der Anzahl und Auswahl der Anlagen. Insgesamt wird deutlich, dass die Ableitung der Anfahrtsentscheidung auf Basis der probabilistischen Simulation der Abwägung von Einsatzreihenfolge und Netzsicherheit nicht gerecht wird. Dahingegenist die stochastische Simulation mit gemeinsamer Berücksichtigung der Unsicherheiten im Optimierungsproblem überlegen, weil die Anfahrten einerseits häufi ger in Einklang mit der gesetzlichen Reihenfolge stehen und andererseits mögliche Kombinationen erforderlicher Netzreservekraftwerke erkannt werden und damit ein Beitrag zur Netzsicherheit geleistet wird.weiterlesen