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    <title>EconStor Collection:</title>
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    <dc:date>2026-05-01T13:42:02Z</dc:date>
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  <item rdf:about="https://hdl.handle.net/10419/308787">
    <title>Output-orientierte Regulierung und die Energiewendekompetenz in der Anreizregulierung: Was ist gemeint und was sind Optionen?</title>
    <link>https://hdl.handle.net/10419/308787</link>
    <description>Title: Output-orientierte Regulierung und die Energiewendekompetenz in der Anreizregulierung: Was ist gemeint und was sind Optionen?
Authors: Brunekreeft, Gert; Worm, Heike
Abstract: Ziel einer output-orientierten Regulierung (OOR) ist die gezielte Anreizung vorgegebener Leistungsziele (Outputs), die im Rahmen einer ansonsten vorwiegend auf Kosteneffizienz ausgerichteten Anreizregulierung nicht im gesellschaftlich erwünschten Maße gefördert werden. Sie ergänzt die im Kern fortbestehende Anreizregulierung durch Erlöselemente, die an das Erreichen spezifischer Leistungsziele gekoppelt sind. In Deutschland wurde diese Thematik von der Bundesnetzagentur mit einer sogenannten Energiewendekompetenz (EWK) aufgegriffen. In diesem Beitrag besprechen wir für Strom- und Gasnetze mögliche Anwendungsbereiche für OOR/EWK-Elemente. Aufgrund der Aktualität wurden folgende Elemente vertieft. Für Stromnetze: 1. Geschwindigkeit von Netzanschlüssen, 2. Entwicklung von Smart Grids und 3. Standardisierung. Für Gasnetze: 1. Vermeidung von Gasverlusten, 2. THG-Emissionsvermeidung und 3. Stakeholderbeteiligung.</description>
    <dc:date>2025-01-01T00:00:00Z</dc:date>
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  <item rdf:about="https://hdl.handle.net/10419/299386">
    <title>Policy measures to apply the Whole System Approach (WSA) in energy infrastructures</title>
    <link>https://hdl.handle.net/10419/299386</link>
    <description>Title: Policy measures to apply the Whole System Approach (WSA) in energy infrastructures
Authors: Brunekreeft, Gert; Bauknecht, Dierk; Palovic, Martin; Pechan, Anna; Flachsbarth, Franziska; Koch, Matthias
Abstract: Following liberalization and especially the energy transition, energy infrastructures are developing rapidly and significantly. Electricity networks are expanded to facilitate connection of renewable energies and new load such as heat pumps and electric mobility. On the one hand, gas networks are preparing for a phase-out and, on the other hand, for a possible repurposing for transportation of hydrogen. At a communal level, the heat supply moves towards heat pumps and district heating, both in turn affecting electricity and gas infrastructure. Lastly, infrastructure for hydrogen and CO2 for CCS are being developed. These developments affect various stages within the energy sectors. These simultaneous and interactive developments require coordination between and within the different energy infrastructure. Improving the coordination of energy infrastructures has been coined Whole System Approach (WSA). In this report, we examine approaches and policy measures for applying the Whole System Approach.</description>
    <dc:date>2024-01-01T00:00:00Z</dc:date>
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  <item rdf:about="https://hdl.handle.net/10419/301207">
    <title>TSO coordination and strategic behaviour: A game theoretical and simulation model study based on the German electricity grid</title>
    <link>https://hdl.handle.net/10419/301207</link>
    <description>Title: TSO coordination and strategic behaviour: A game theoretical and simulation model study based on the German electricity grid
Authors: Flachsbarth, Franziska; Pechan, Anna; Palovic, Martin; Koch, Matthias; Bauknecht, Dierk; Brunekreeft, Gert
Abstract: The electricity grid includes multiple network areas managed by different operators, with transmission system operators (TSOs) handling high-voltage areas and distribution system operators managing midto low-voltage areas. These areas are interconnected and synchronized, creating classical external effects where one operator's actions impact others. Recently, high voltage direct current (HVDC) lines have been introduced, offering operators greater flexibility and control over power flows compared to conventional alternating current (AC) lines, thereby reducing congestion and losses. However, HVDC lines can significantly affect neighbouring grids, potentially leading to strategic behaviour by network operators. This paper examines the strategic use of HVDC lines, using a model-based approach on projected 2030 market data in the German electricity system. It finds that without explicit coordination mechanisms most hours result in incentives for non-cooperative outcomes, with only three hours within one year showing incentives for a cooperative outcome. Despite lower overall system costs with cooperation, asymmetric distribution of cooperation benefits prevents long-term cooperation. Thus, cost-revenuesharing schemes are needed to promote cooperation and balance benefits.</description>
    <dc:date>2024-01-01T00:00:00Z</dc:date>
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  <item rdf:about="https://hdl.handle.net/10419/268812">
    <title>Future of Gas: Umgang mit stranded asset Risiken bei der Erdgasinfrastruktur</title>
    <link>https://hdl.handle.net/10419/268812</link>
    <description>Title: Future of Gas: Umgang mit stranded asset Risiken bei der Erdgasinfrastruktur
Authors: Buchmann, Marius; Brunekreeft, Gert; Palovic, Martin; Anna Pechan, Anna
Abstract: Im Fokus des Projektvorhabens stand der Umgang mit stranded asset Risiken im Bereich der Gasnetze, die sich durch die neuen politischen Rahmenbedingungen zur Klimaneutralität bis 2045 ergeben. Basierend auf einer Analyse der international bereits umgesetzten Ansätze zur Adressierung des stranded asset Risikos wurden einzelne Ansätze modellgestützt auf ihre Anwendung in Deutschland hin untersucht. Folgende Kernaussagen können aus der Analyse abgeleitet werden: Eine anteilige Reduktion des stranded asset Risikos für den Netzbetreiber durch die Anpassung des Abschreibungsprofils über einen flexiblen Anpassungsfaktor (im Sinne z.B. einer degressiven Abschreibung) analog zur Umsetzung in den Niederlanden kann ein effektiver Weg sein, das stranded asset Risiko für die Netzbetreiber zu reduzieren. Es verbleibt aber ein Restrisiko bei den Netzbetreibern. Hier gibt es verschiedene Optionen, um mit diesem Restrisiko zu verfahren. Möglich wäre eine ergänzende Kürzung der Abschreibungsdauer in Kombination mit der Einführung eines Anpassungsfaktors. Dies würde aber bedeuten, dass das komplette stranded asset Risiko durch die Netznutzer getragen werden müsste. Dies wäre vor dem Hintergrund der Verursachergerechtigkeit zu prüfen. Alternativ könnte der Staat das verbleibende Restrisiko nach Anwendung eines Anpassungsfaktors anteilig übernehmen. Verbleibt ein Restrisiko bei den Netzbetreibern, so kann dieses Risiko genutzt werden, um mit einem Anreizmechanismus Effizienzanreize (Vermeidung von Strandes assets durch Umwidmung) zu verbessern. Die genaue Ausgestaltung eines solchen Mechanismus, der eine Aufteilung des stranded asset Risikos über die Nutzung eines Anpassungsfaktors und unter Anwendung eines Anreizmechanismus für den Netzbetreiber vorsieht, ist dabei noch offen und müsste detaillierter untersucht werden. Ebenfalls offen ist aktuell, wie Kosten zur Stilllegung oder zum Rückbau der Erdgasnetze, falls diese nicht umgenutzt werden können, behandelt werden sollten. Hierbei handelt es sich um ein weiteres zentrales Handlungsfeld, das im Rahmen des Projekts skizziert wurde, aber nicht Teil der Detailanalyse war.</description>
    <dc:date>2023-01-01T00:00:00Z</dc:date>
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