Dissertations / Theses on the topic 'Integration erneuerbarer Energien'

Zugl.: Kassel, Univ., Diss., 2006
Auch im Internet unter der Adresse http://kobra.bibliothek.uni-kassel.de/bitstream/urn:nbn:de:hebis:34-2006100414800/3/ManuelSanchez-JimenezPHDFinal2006.pdf verfügbar

The increasing share of renewable energies in the power sector influences the economic viability of investments in new conventional power plants. Many studies have investigated these issues by considering power plant operation or the long-term development of the power plant fleet. However, power plant decommissioning, investment and operation are intrinsically linked. This doctoral thesis therefore presents a modelling framework for an integrated consideration of power plant decommissioning, investment and operation. In a case study focusing on Germany, the effects of the integration of renewable energies on power plant decommissioning, investment and operation are evaluated in the context of different assumptions regarding the remaining lifetime of nuclear power plants. With regard to the use of nuclear power, a phase-out scenario and a scenario with lifetime extension of nuclear power plants (by on average 12 years) are considered. The results show that static decommissioning (i.e. considering fixed technical lifetimes) underestimates the capacity available in the power sector in the scenario without lifetime extension since retrofit measures (versus decommissioning) are not taken into account. In contrast, capacity available in the case of nuclear lifetime extension is overestimated since mothballing (versus regular operation) is not considered. If the impact on decommissioning decisions of profit margins accrued during power plant operation are considered (“dynamic decommissioning”), the electricity price reduction effect due to a lifetime extension is reduced by more than half in comparison to static decommissioning. Scarcity situations do not differ significantly between the scenarios with and without lifetime extension with dynamic decommissioning; in contrast, there is a significantly higher need for imports without lifetime extension with static decommissioning. The case study demonstrates that further system flexibility is needed for the integration of renewable energies. It can be further concluded that the share of flexible power plants is higher with the phase-out of nuclear power plants. With regard to the decommissioning dynamics, the phase-out can be considered as beneficial for the economic viability of fossil power plants. Furthermore, the phase-out does not, overall, lead to environmental disadvantages in the medium term, but may be beneficial in the long run since lock-in effects are avoided. Further research is required with regard to the consideration of future flexibility options and a new market design
Der steigende Anteil erneuerbarer Energien beeinflusst die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in neue konventionelle Kraftwerke. Zahlreiche Studien haben diese Aspekte in Bezug auf den Kraftwerksbetrieb oder die langfristige Entwicklung des Kraftwerksparks untersucht. Stilllegungen, Investitionen und Betrieb im Kraftwerkspark bedingen jedoch einander. Aus diesem Grund wird in dieser Doktorarbeit ein Modellierungsansatz für eine integrierte Betrachtung von Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb vorgestellt. In einer Fallstudie für Deutschland werden die Auswirkungen einer Integration erneuerbarer Energien auf Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb im Zusammenhang mit unterschiedlichen Annahmen über die Restlaufzeit von Kernkraftwerken untersucht. Bezogen auf die Nutzung der Kernenergie wird hierbei ein Ausstiegsszenario sowie ein Laufzeitverlängerungsszenario (Verlän-gerung der Laufzeit um durchschnittlich 12 Jahre) betrachtet. Die Ergebnisse zeigen, dass die statische Stilllegung (d.h. die Betrachtung fester technischer Lebensdauern) im Fall eines Verzichts auf die Laufzeitverlängerung die im Kraftwerkspark verfügbare Leistung unterschätzt, da Retrofit-Maßnahmen (im Vergleich zur Stilllegung) nicht berücksichtigt werden. Die verfügbare Leistung im Falle einer Laufzeitverlängerung wird dagegen überschätzt, da die Möglichkeit der Kaltreserve (im Vergleich zum regulären Betrieb) vernachlässigt wird. Werden die Rückwirkungen der im Betrieb erwirtschaftbaren Deckungsbeiträge auf Stilllegungsentscheidungen (“dynamische Stilllegung”) betrachtet, so wird der strompreissenkende Effekt durch die Laufzeitverlängerung im Vergleich zur statischen Stilllegung mehr als halbiert. Knappheitssitutationen unterscheiden sich nicht wesentlich mit und ohne Laufzeitverlängerung im Fall der dynamischen Stilllegung, während bei statischer Stilllegung ohne Laufzeitzeitverlängerung ein deutlich größerer Importbedarf besteht. Die Fallstudie zeigt, dass weitere Systemflexibilitäten für die Integration erneuerbarer Energien benötigt werden. Der Anteil flexibler Kraftwerke ist größer im Fall des Kernenergieausstiegs. Der Kernenergieausstieg wirkt sich in Bezug auf die Stilllegungsdynamik positiv auf die Wirtschaftlichkeit fossiler Kraftwerke aus. Insgesamt führt der Kernenergieausstieg zu keinen mittelfristig nachteiligen Umwelteffekten, er kann sich jedoch langfristig positiv auswirken, da Lock-in-Effekte vermieden werden. Es besteht weiterer Forschungsbedarf in Bezug auf die Berücksichtigung künftiger Flexibilitätsoptionen und ein neues Marktdesign

This thesis develops and applies methodological approaches for the analysis of intraday markets for electricity which are organised as continuous double auctions. The focus is to improve the understanding of how balancing forecast errors from weather-dependent renewable energy sources influences the outcomes of continuous intraday markets. This is important as it helps to assess how large amounts of renewable capacity can be utilised cost-efficiently and without stressing security of supply. In a first step, the thesis proposes a (non-mathematical) model of a continuous intraday market to show how the direction of the forecast error determines transactions between market participants, how these transactions relate to the formation of prices, and how the market integration of renewables can be improved. In a second step, the thesis provides a foundation for quantitative market analyses by modelling price-setting decisions for power generators and electricity demanders. This makes it possible to show that information on market participants' technical characteristics enables informed predictions of their market behaviour. In a third step, the thesis presents a computer simulation of a continuous intraday market. Implementing the simulation approach for the German power system allows calculation of the costs associated with the uncertain feed-in from renewables.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Energy consumption rates have been dramatically increasing on a global scale within the last few decades. A significant role in this increase is subjected by the recent high temperature levels especially at summer time which caused a rapid increase in the air conditioning demands. Such phenomena can be clearly observed in developing countries, especially those in hot climate regions, where people depend mainly on conventional air conditioning systems. These systems often show poor performance and thus negatively impact the environment which in turn contributes to global warming phenomena. In recent years, the demand for urban or district cooling technologies and networks has been increasing significantly as an alternative to conventional systems due to their higher efficiency and improved ecological impact. However, to obtain an efficient design for district cooling systems is a complex task that requires considering a wide range of cooling technologies, various network layout configuration possibilities, and several energy resources to be integrated. Thus, critical decisions have to be made regarding a variety of opportunities, options and technologies. The main objective of this thesis is to develop a tool to obtain preliminary design configurations and operation patterns for district cooling energy systems by performing roughly detailed optimizations and further, to introduce a decision-making approach to help decision makers in evaluating the economic aspects and environmental performance of urban cooling systems at an early design stage. Different aspects of the subject have been investigated in the literature by several researchers. A brief survey of the state of the art was carried out and revealed that mathematical programming models were the most common and successful technique for configuring and designing cooling systems for urban areas. As an outcome of the survey, multi objective optimization models were decided to be utilized to support the decision-making process. Hence, a multi objective optimization model has been developed to address the complicated issue of decision-making when designing a cooling system for an urban area or district. The model aims to optimize several elements of a cooling system such as: cooling network, cooling technologies, capacity and location of system equipment. In addition, various energy resources have been taken into consideration as well as different solar technologies such as: trough solar concentrators, vacuum solar collectors and PV panels. The model was developed based on the mixed integer linear programming method (MILP) and implemented using GAMS language. Two case studies were investigated using the developed model. The first case study consists of seven buildings representing a residential district while the second case study was a university campus district dominated by non-residential buildings. The study was carried out for several groups of scenarios investigating certain design parameters and operation conditions such as: Available area, production plant location, cold storage location constraints, piping prices, investment cost, constant and variable electricity tariffs, solar energy integration policy, waste heat availability, load shifting strategies, and the effect of outdoor temperature in hot regions on the district cooling system performance. The investigation consisted of three stages, with total annual cost and CO2 emissions being the first and second single objective optimization stages. The third stage was a multi objective optimization combining the earlier two single objectives. Later on, non-dominated solutions, i.e. Pareto solutions, were generated by obtaining several multi objective optimization scenarios based on the decision-makers’ preferences. Eventually, a decision-making approach was developed to help decision-makers in selecting a specific solution that best fits the designers’ or decision makers’ desires, based on the difference between the Utopia and Nadir values, i.e. total annual cost and CO2 emissions obtained at the single optimization stages
Die Energieverbrauchsraten haben in den letzten Jahrzehnten auf globaler Ebene dramatisch zugenommen. Diese Erhöhung ist zu einem großen Teil in den jüngst hohen Temperaturniveaus, vor allem in der Sommerzeit, begründet, die einen starken Anstieg der Nachfrage nach Klimaanlagen verursachen. Solche Ereignisse sind deutlich in Entwicklungsländern zu beobachten, vor allem in heißen Klimaregionen, wo Menschen vor allem konventionelle Klimaanlagensysteme benutzen. Diese Systeme verfügen meist über eine ineffiziente Leistungsfähigkeit und wirken sich somit negativ auf die Umwelt aus, was wiederum zur globalen Erwärmung beiträgt. In den letzten Jahren ist die Nachfrage nach Stadt- oder Fernkältetechnologien und -Netzwerken als Alternative zu konventionellen Systemen aufgrund ihrer höheren Effizienz und besseren ökologischen Verträglichkeit satrk gestiegen. Ein effizientes Design für Fernkühlsysteme zu erhalten, ist allerdings eine komplexe Aufgabe, die die Integration einer breite Palette von Kühltechnologien, verschiedener Konfigurationsmöglichkeiten von Netzwerk-Layouts und unterschiedlicher Energiequellen erfordert. Hierfür ist das Treffen kritischer Entscheidungen hinsichtlich einer Vielzahl von Möglichkeiten, Optionen und Technologien unabdingbar. Das Hauptziel dieser Arbeit ist es, ein Werkzeug zu entwickeln, das vorläufige Design-Konfigurationen und Betriebsmuster für Fernkälteenergiesysteme liefert, indem aureichend detaillierte Optimierungen durchgeführt werden. Zudem soll auch ein Ansatz zur Entscheidungsfindung vorgestellt werden, der Entscheidungsträger in einem frühen Planungsstadium bei der Bewertung städtischer Kühlungssysteme hinsichtlich der wirtschaftlichen Aspekte und Umweltleistung unterstützen soll. Unterschiedliche Aspekte dieser Problemstellung wurden in der Literatur von verschiedenen Forschern untersucht. Eine kurze Analyse des derzeitigen Stands der Technik ergab, dass mathematische Programmiermodelle die am weitesten verbreitete und erfolgreichste Methode für die Konfiguration und Gestaltung von Kühlsystemen für städtische Gebiete sind. Ein weiteres Ergebnis der Analyse war die Festlegung von Mehrzieloptimierungs-Modelles für die Unterstützung des Entscheidungsprozesses. Darauf basierend wurde im Rahmen der vorliegenden Arbeit ein Mehrzieloptimierungs-Modell für die Lösung des komplexen Entscheidungsfindungsprozesses bei der Gestaltung eines Kühlsystems für ein Stadtgebiet oder einen Bezirk entwickelt. Das Modell zielt darauf ab, mehrere Elemente des Kühlsystems zu optimieren, wie beispielsweise Kühlnetzwerke, Kühltechnologien sowie Kapazität und Lage der Systemtechnik. Zusätzlich werden verschiedene Energiequellen, auch solare wie Solarkonzentratoren, Vakuum-Solarkollektoren und PV-Module, berücksichtigt. Das Modell wurde auf Basis der gemischt-ganzzahlig linearen Optimierung (MILP) entwickelt und in GAMS Sprache implementiert. Zwei Fallstudien wurden mit dem entwickelten Modell untersucht. Die erste Fallstudie besteht aus sieben Gebäuden, die ein Wohnviertel darstellen, während die zweite Fallstudie einen Universitätscampus dominiert von Nichtwohngebäuden repräsentiert. Die Untersuchung wurde für mehrere Gruppen von Szenarien durchgeführt, wobei bestimmte Designparameter und Betriebsbedingungen überprüft werden, wie zum Beispiel die zur Verfügung stehende Fläche, Lage der Kühlanlage, örtliche Restriktionen der Kältespeicherung, Rohrpreise, Investitionskosten, konstante und variable Stromtarife, Strategie zur Einbindung der Solarenergie, Verfügbarkeit von Abwärme, Strategien der Lastenverschiebung, und die Wirkung der Außentemperatur in heißen Regionen auf die Leistung des Kühlsystems. Die Untersuchung bestand aus drei Stufen, wobei die jährlichen Gesamtkosten und die CO2-Emissionen die erste und zweite Einzelzieloptimierungsstufe darstellen. Die dritte Stufe war ein Pareto-Optimierung, die die beiden ersten Ziele kombiniert. Im Anschluss wurden nicht-dominante Lösungen, also Pareto-Lösungen, erzeugt, indem mehrere Pareto-Optimierungs-Szenarien basierend auf den Präferenzen der Entscheidungsträger abgebildet wurden. Schließlich wurde ein Ansatz zur Entscheidungsfindung entwickelt, um Entscheidungsträger bei der Auswahl einer bestimmten Lösung zu unterstützen, die am besten den Präferenzen des Planers oder des Entscheidungsträgers enstpricht, basierend auf der Differenz der Utopia und Nadir Werte, d.h. der jährlichen Gesamtkosten und CO2-Emissionen, die Ergebnis der einzelnen Optimierungsstufen sind

Mit den steigenden Anteilen der Wind- und Solarstromerzeugung als fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) wurden in den vergangenen Jahren aus der Energiewirtschaft, der Wissenschaft und Politik Forderungen laut, die FEE im Interesse einer effizienteren Förderung „besser“ in die liberalisierten Strommärkte zu integrieren (sog. Marktintegration der EE). Gefordert wird u. a., dass die FEE in Zukunft ähnlich wie die thermischen Kraftwerke ihre Stromproduktion an den Preissignalen der Großhandels-Strommärkte ausrichten, um somit zum besseren Ausgleich von Angebot und Nachfrage beizutragen. In die Diskussion zur grundlegenden Reform des EEG 2014 wurde u. a. die Einführung einer fixen statt variablen Marktprämie, einer kapazitiven Vergütung sowie die wettbewerbliche Ausschreibung anstatt administrativer Förderhöhen eingebracht. Investitionen in FEE-Anlagen als kapitalintensive Technologien sehen sich jedoch bei verstärkter Marktintegration unter den heute vorherrschenden Marktbedingungen – die primär auf einen thermischen Kraftwerkspark ausgelegt sind - zunehmenden Investitions- und Betriebsrisiken ausgesetzt, die durch Risikoaufschläge bei Eigen- und Fremdkapital in die Investitionskosten eingepreist werden. Neben steigenden Preisrisiken durch stärkere Preisvolatilitäten bei höheren FEE-Anteilen ergeben sich in Abhängigkeit der Förderinstrumente jedoch auch neue Mengenrisiken, da mit der Einführung der FEE-Direktvermarktung diese bei entsprechend niedrigen Preisen marktgetrieben abgeregelt werden. Durch den bereits in der Vergangenheit nachgewiesenen Merit-Order-Effekt und den Marktwertverlust der FEE durch den sog. Gleichzeitigkeitseffekt, stellt sich damit die Frage, ob sich ein System mit hohen Anteilen an FEE zukünftig rein marktendogen auf Basis eines Grenzkostenmarktes refinanzieren lässt. Mit Hilfe des im Rahmen der Dissertation weiterentwickelten agentenbasierten Strommarktmodells AMIRIS wurden zur Beantwortung der Fragestellung unterschiedliche Szenarioanalysen durchgeführt und auf der Akteurs- und Systemebene ausgewertet. Die stündlich aufgelösten Simulationsläufe von 2015-2035 zur Entwicklung der Refinanzierungsbedingungen der FEE, der FEE-Marktwerte sowie der assoziierten Fördereffizienz zur Erreichung der FEE-Ziele bei Anwendung einer variablen oder fixen Markt- sowie Kapazitätsprämie kommen dabei zu dem Ergebnis, dass die Refinanzierung eines allein marktendogenen Ausbaus von FEE-Anlagen unter den Bedingungen eines grenzkostenbasierten Strommarktes nicht möglich ist. Dies liegt primär an den zunehmend marktgetrieben abgeregelten Strommengen sowie den Marktwertverlusten durch den Gleichzeitigkeitseffekt. Problem ist hierbei, dass keiner der Anlagenbetreiber zum Zeitpunkt der Investition realistisch abschätzen kann, welcher Anteil der meteorologisch erzeugbaren Strommenge sich letztendlich am Markt absetzen lässt. Denn die vermarktbaren Strommengen hängen nicht nur vom Förderinstrument, sondern vor allem von der zukünftigen Flexibilität im System ab. Hinzu kommt, dass sich im Referenzszenario mit keinem der diskutierten Instrumente auch nur annäherungsweise die EE-Ausbauziele bis 2035 erreichen lassen. Zusätzlich kommt es beim derzeit implementierten EE-Direktvermarktungssystem über die Strombörse mit Wettbewerb zwischen den dezentralen Direktvermarktern bei der variablen Marktprämie zu ineffizienten Abregelungsentscheidungen, da in diesem Förderregime der Anreiz besteht, die stromgestehungskostentechnisch günstigsten FEE-Anlagen als erstes abzuregeln. Mit zunehmendem Anteil der FEE-Einspeisung wird es zukünftig bei einem dezentralen Direktvermarktungssystem außerdem zu hohen Informationsasymmetrien und damit einer ineffizienten Preisbildung im Stromgroßhandel kommen. Dies liegt an der Unkenntnis anderer Marktteilnehmer über die dezentrale Entscheidung abzuregelnder FEE-Mengen. Ein zentrales Direktvermarktungssystem mit einem sog. ‚Single-Buyer‘-Konzept könnte hier Abhilfe schaffen. Entgegen der vorherrschenden ökonomischen Theorie erweist sich die variable Marktprämie jedoch in allen untersuchten Szenarien als dynamisch effizienter als eine fixe Marktprämie, die wiederum effizienter wirkt als eine variable und fixe Kapazitätsprämie. Den größten Einfluss auf die absoluten als auch relativen Marktwerte der FEE; haben neben den Förderinstrumenten in absteigender Reihenfolge vor allem neue Stromverbraucher (P2X), ein zentrales statt dezentrales Direktvermarktungssystem, ein gleichmäßigeres Ausbauverhältnis zwischen Wind- und PV-Anlagen, eine gleichmäßigere Verteilung der Windanlagen zwischen Nord- und Süddeutschland, der flexible Einsatz von Biomasseanlagen, der Einsatz von Strom-zu-Strom-Speichern und zu relativ kleinen Anteilen auch eine systemdienlichere Auslegung der Anlagen (Schwachwindanlagen). Bessere Anreize zur Hebung der Flexibilitätspotentiale und damit bessere Integrationsmöglichkeiten der FEE bietet die Integration über die Stromvertriebe statt über den Stromgroßhandel.
With the increasing shares of wind and solar power generation as variable renewable energies (VRE), demands have been made in recent years from the energy industry, science and politics to integrate the VRE 'better' into the liberalised electricity markets in the interest of more efficient promotion (so-called market integration of renewables). One of the demands is that the VRE, like thermal power plants, should in future align its electricity production with the price signals of the wholesale electricity markets in order to contribute to a better balance between supply and demand. The discussion on the fundamental reform of the EEG 2014 included the introduction of a fixed instead of a variable market premium, a capacitive remuneration and a competitive tendering procedure instead of administrative subsidy amounts. Investments in VRE plants as capital-intensive technologies, however, are exposed to increasing investment and operating risks under today's prevailing market conditions - which are primarily designed for a thermal power plant park - as a result of increased market integration. In addition to rising price risks due to greater price volatility in the case of higher VRE shares, there are also new volume risks, depending on the support instruments used, as the introduction of VRE direct-marketing means that the power can be curtailed on a market-driven basis at correspondingly low prices. The merit order effect already proven in the past and the loss in market value of VRE due to the so-called simultaneity effect raise the question of whether a system with a high shares of VRE can be refinanced purely marketendogenously on the basis of a marginal cost market in the future. With the help of the agent-based electricity market model AMIRIS, which was further developed within the framework of the dissertation, different scenario analyses were carried out to answer the question and evaluated at the actor and system level. The hourly resolved simulation runs of 2015-2035 for the development of the refinancing conditions of the VRE, the VRE market values as well as the associated support efficiency in order to achieve the VRE targets with the application of a variable or fixed market and capacity premium come to the conclusion that the refinancing of a market endogenous expansion of VRE plants is not possible under the conditions of a marginal cost based electricity market. This is primarily due to the increasingly market-driven curtailment of VRE electricity volumes and the loss of market value due to the simultaneity effect. The problem here is that none of the plant operators can realistically estimate at the time of the investment what share of the meteorologically producible quantity of electricity can ultimately be sold on the market. This is because the quantities of electricity that can be marketed depend not only on the funding instrument, but above all on the future flexibility of the system. In addition, none of the instruments discussed in the reference scenario can even come close to achieving the renewable energy expansion targets by 2035. In addition, the currently implemented direct marketing system for renewables via the power exchange with competition between the decentralised direct marketers leads to inefficient curtailment decisions with regard to the variable market premium, since in this support regime there is an incentive to curtail the VRE plants with the lowest levelized-cost of electricity (LCOE) first. As the share of VRE increases, a decentralised direct marketing system will in future also lead to high information asymmetries and thus inefficient pricing in electricity wholesale. This is due to the unawareness of other market participants about the decentralised decision to curtailment VRE volumes. A central direct marketing system with a so-called 'single buyer' concept could remedy this situation. Contrary to the prevailing economic theory, the variable market premium proves to be dynamically more efficient than a fixed market premium in all scenarios examined, which in turn is more efficient than a variable and fixed capacity premium. The greatest influence on the absolute as well as relative market values of the VRE is exerted in descending order by new electricity consumers (P2X), a central instead of decentralised direct marketing system, a more even expansion ratio between wind and PV plants, a more even distribution of wind plants between northern and southern Germany, the flexible use of biomass plants, the use of electricity to electricity storage units and to relatively small proportions also a more system-oriented design of the plants (weakwind turbines). Better incentives to increase the flexibility potentials and thus better integration possibilities of the VRE are offered by the integration via the electricity utilities instead of the wholesale market.

Die Dissertationsschrift adressiert den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland für das Jahr 2030 und beantwortet damit die Frage nach den Einflüssen einer stärkeren Marktintegration der erneuerbaren Energien und die Wirkung dezentraler Speichersysteme auf den Netzausbau, welche in dieser Weise noch nicht analysiert wurden. Zusätzlich werden diesen Szenarien auch die Wirkung von zusätzlichen Einspeisekapazitäten aus erneuerbaren Energien bzw. einer reduzierten Last betrachtet. Schließlich werden die Effekte eines potenziellen Ausstieges aus der Stromerzeugung auf Braunkohlebasis in Gesamtdeutschland bzw. nur Teilen davon thematisiert. Bisherige Untersuchungen fokussierten u.a. die Wirkung von erneuerbaren Energien im Kontext des Ausbaus von europäischen Transportkapazitäten. Diese Analyse bewertet die Auswirkungen auf den Umfang des Netzausbaus mit Auflösung auf einzelnen Trassen, die Integration der erneuerbaren Energien mit hoher regionaler Auflösung und die Systemkosten als Indikator der volkswirtschaftlichen Bewertung. Der in der Arbeit entwickelte Ansatz zur mathematischen Lösung des Optimierungsproblems basiert auf der Weiterentwicklung des Benders-Dekompositionsansatzes. Im Ergebnis zeigt sich, dass eine stärkere Flexibilisierung der Einspeisung den Netzausbaubedarf senken kann. Auch dezentrale Speicher tragen dazu bei, wobei diese Option mit hohen Investitionen einhergeht. Der Zuwachs an Erzeugung aus erneuerbaren Energien führt zu mehr Netzausbau, während eine Reduktion der elektrischen Last diesen Anstieg abmildern kann. Bei der abschließenden Analyse der Wirkung des Braunkohleausstiegs wird der deutlich erhöhte Bedarf an weiteren Übertragungskapazitäten in Deutschland aufgedeckt, während ein auf Ostdeutschland begrenzter Ausstieg eine geringe Reduzierung ermöglicht.:1 Einleitung 1.1 Analyse der Ausgangslage 1.2 Zielstellung und Lösungsweg 1.3 Zusammenfassung 2 Grundlagen zum deutschen Elektroenergiesystem 2.1 Derzeitige Entwicklungen im deutschen Elektroenergiesystem und Strommarkt 2.2 Derzeitiges Marktdesign und der Einfluss der erneuerbaren Energien auf die Preisbildung 2.3 Einfluss der erneuerbaren Energien auf die Residuallast 2.4 Rolle der Übertragungsnetzbetreiber 2.5 Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen 2.6 Grundlagen zur Abregelung von erneuerbaren Energien 2.7 Planungsverfahren des Netzausbaus 3 Überblick und Klassifizierung von Analysen auf der Basis von Übertragungsnetzmodellen 3.1 Grundlagen zu Modellen in der Energiewirtschaft 3.2 Wirkung von Flexibilitätsmaßnahmen auf den Netzausbau 3.3 Wirkung von Veränderungen des regulatorischen Rahmens auf den Netzausbau 3.4 Ausprägungen des europäischen und deutschen Übertragungsnetzes in Zukunft 3.5 Methodische Ansätze zum Ermitteln bzw. Bewerten des Netzausbaus 3.6 Zusammenfassung zentraler Aspekte der Analyse und Modellierung des Netzausbaus in der Literatur 4 Formulierung des Übertragungsnetzausbaus im Stromnetzmodell ELMOD 4.1 Anforderungen an das Übertragungsnetzmodell 4.2 Vereinfachte Lastflussmodellierung 4.3 Ausgangsmodell für die Ermittlung des optimalen Übertragungsnetzes 4.4 Anwendung des NOVA-Prinzips im Stromnetzmodell ELMOD 4.5 Investitionen in das Übertragungsnetz 4.6 Modellierung der dezentralen Speicher 4.7 Zusammenfassung der Modellformulierung 5 Dekompositionsmethoden zum effizienten Lösen des Netzausbauproblems 5.1 Mathematische Analyse des Netzausbauproblems 5.2 Verfahren zur Lösung von Optimierungsproblemen 5.3 Anwendung der Benders-Dekomposition für die Berechnung des Netzausbaues 5.4 Anwendung des Karush-Kuhn-Tucker-Systems 6 Definition der Szenarien für die modellgestützte Untersuchung des Übertragungsnetzausbaus 6.1 Grundlagen zur Szenarientechnik 6.2 Begründung für die Nutzung eines deterministischen Optimierungsmodells 6.3 Bestimmung der Prämissen und Deskriptoren 6.4 Szenarienzusammenstellung 6.5 Referenzszenario als wahrscheinlichste Entwicklung des Energiesystems 6.6 Integrationsregime für fluktuierende erneuerbare Energien 6.7 Szenarien zur Reduktion des Netzausbaus durch dezentrale Energiespeicher 6.8 Wirkung eines weiteren EE-Ausbaus und Lastreduzierungen auf den Netzausbau 6.9 Einfluss eines Braunkohleausstiegs auf den Netzausbau 6.10 Aufbereitung übergreifender Eingangsdaten für die Modellierung 6.11 Methodik der Kalibrierung 6.12 Ergebnisse der Kalibrierung 6.13 Zusammenfassung und Überblick 7 Ergebnisse der modellgestützten Analyse 7.1 Ergebnisse des Referenzszenarios 7.2 Analyse verschiedener Integrationsmechanischmen von erneuerbaren Energien auf den Netzausbau 7.3 Auswirkungen von dezentralen Speichersysteme auf den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland 7.4 Analyse ausgewählter Komponenten der energiepolitischen Ziele 7.5 Auswirkungen verschiedener Braunkohleausstiegsszenarien in Deutschland auf den Ausbau des Übertragungsnetzes 7.6 Übergreifende Analyse der einflussstärksten Gestaltungsoptionen 8 Sensitivitätsanalyse zu ausgewählten szenarioübergreifenden Parametern 8.1 Definition der Sensitivitäten 8.2 Effekte auf die Jahreserzeugungen 8.3 Effekt der Sensitivitäten auf die Treibhausgasemissionen 8.4 Effekt der Sensitivitäten auf die Integration von erneuerbaren Energien 8.5 Effekt der Sensitivitäten auf den Netzausbau 8.6 Effekt der Sensitivitäten auf die Systemkosten 8.7 Fazit zur Sensitivitierung ausgewählter Eingangsgrößen 9 Zusammenfassungen und Ausblick 9.1 Zusammenfassung der Modellentwicklung und Lösung des Optimierungsmodells 9.2 Zusammenfassung der Modellergebnisse 9.3 Beantwortung der aufgestellten Forschungsfragen als Fazit 9.4 Ausblick auf weiterführende Analysen 10 Literaturverzeichnis A Anhang A.1 Einführung in die Benders-Dekomposition A.2 Nichtlineare, kontinuierliche Optimierung A.3 Grundlagen der Karush-Kuhn-Tucker-Theorie A.4 Anhang zur Analyse der Wirkung von dezentralen Speichern auf den Ausbau des Übertragungsnetzes A.5 Anhang zur Analyse der Wirkung der Komponenten der abgeleiteten energiepolitischen Ziele auf den Ausbau des Übertragungsnetzes

Die Dissertationsschrift untersucht die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt mit einem besonderen Fokus auf Wärmepumpen und Wärmenetzen. Vor dem Hintergrund des steigenden Ausbaus erneuerbarer Energien und der langfristigen Klimaziele stellt sich dabei die Frage der Wirkung, welche die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt auf die Reduktion der CO2-Emissionen, die Energiesystemkosten und die Integration der erneuerbaren Energien hat. Zur Beantwortung der Forschungsfrage wird das lineare Optimierungsmodell Enertile um zwei Wärmemodule zur Berücksichtigung von Wärmepumpen und Wärmenetzen erweitert. Im Unterschied zu anderen Modellen wird in der Implementierung für diese Arbeit der Ausbau und der Einsatz der erneuerbaren Energien, der KWK und der weiteren fossilen Kraftwerkskapazitäten gleichzeitig optimiert, wodurch eine Analyse der Wechselwirkungen zwischen dem Ausbau erneuerbarer Energien und der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt möglich ist. Die in dieser Arbeit vorgenommene modellgestützte Analyse zeigt die große Bedeutung der Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Im Rahmen einer langfristigen Dekarbonisierung der Energieversorgung durch einen verstärkten Ausbau von erneuerbaren Energien ergeben sich sowohl Chancen als auch Herausforderungen für die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Die Modellierung der Wärmepumpen zeigt für den gesamten Zeitraum ab 2020 deutlich geringere spezifische CO2-Emissionen gegenüber der Wärmeerzeugung in modernen Gasbrennwertkesseln. Die Ergebnisse zeigen auch, dass bivalente Systeme – die kombinierte Nutzung verschiedener Wärmeerzeugungstechnologien wie beispielsweise KWK, Gasheizkessel und Elektroheizkessel – vor dem Hintergrund der Umstrukturierung des Stromsektors eine wichtige Rolle spielen. Langfristig stellt die flexible Wärmebereistellung durch elektrische Heizungstechnologien insbesondere bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien eine kostengünstige und CO2-arme Alternative zur fossilen Wärmeerzeugung dar.:1 Einleitung 1 1.1 Ausgangslage 1 1.2 Problemstellung 3 1.3 Zielsetzung und Vorgehen 4 2 Rahmenbedingungen auf dem Strom- und Wärmemarkt in Deutschland 7 2.1 Rahmenbedingungen auf dem Strommarkt 7 2.2 Rahmenbedingungen auf dem Wärmemarkt 12 2.3 Schlussfolgerungen für diese Arbeit 16 3 Modellierung der Interaktionen von Strom- und Wärmemarkt 17 3.1 Stand der Forschung und Anforderungen an das Modell 17 3.2 Modelle zur Untersuchung von Strom- und Wärmemarkt 18 3.3 Stromsystemoptimierung Enertile 21 3.3.1 Eingangsdaten und Ergebnisse 23 3.3.2 Problemformulierung 24 3.4 Modellerweiterung zur Integration des Wärmemarktes 26 3.4.1 Wärmepumpen 26 3.4.2 Wärmenetze 32 4 Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 42 4.1 Unsicherheiten im Rahmen dieser Arbeit 42 4.2 Methoden zum Umgang mit Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 43 4.3 Szenarienentwicklung und Sensitivitäten 47 5 Definition von Szenarien zur Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 50 5.1 Szenarienübersicht 50 5.2 Zentrale Annahmen 51 5.3 Strommarkt 56 5.3.1 Erneuerbare Energien 56 5.3.2 Konventionelle Kraftwerke 57 5.3.3 Stromnachfrage 59 5.4 Wärmenetze 59 5.5 Wärmepumpen 63 5.6 Sensitivitäten 65 5.7 Kritische Reflexion der Annahmen 66 6 Modellgestützte Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 68 6.1 Einfluss auf die CO2-Emissionen 69 6.1.1 Strommarkt 69 6.1.2 Wärmepumpen 72 6.1.3 Wärmenetze 77 6.2 Entwicklung des Kraftwerksparks und des Erzeugungsmixes 82 6.2.1 Strommarkt 82 6.2.2 Wärmepumpen 95 6.2.3 Wärmenetze 106 6.2.4 Integration erneuerbarer Energien auf dem Strommarkt 128 6.3 Änderung der Systemkosten durch die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt 131 6.3.1 Kosten der Stromerzeugung 132 6.3.2 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmepumpen 134 6.3.3 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmenetze 136 6.4 Zusammenfassung der Szenarienanalyse 140 6.4.1 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei ambitionierten Klimaschutz 140 6.4.2 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei mäßigem Klimaschutz 141 7 Sensitivitäten 142 7.1 Stabile Brennstoffpreise 142 7.2 Potentiale von erneuerbaren Energien 145 7.3 Isolierte Effekte von Elektroheizkesseln und KWK 148 7.3.1 Keine KWK 148 7.3.2 Keine Elektroheizkessel 150 7.4 Hohe Flexibilität der Wärmepumpen 151 7.5 Zusammenfassung Sensitivitäten 152 8 Zusammenfassung 154 8.1 Motivation und Forschungsfrage 154 8.2 Methodisches Vorgehen 154 8.3 Ergebnisse 155 8.4 Schlussfolgerungen und kritische Reflektion 156 8.4.1 Szenarienanalyse 156 8.4.2 Methodik 157 8.4.3 Ausblick 159

This thesis develops and applies methodological approaches for the analysis of intraday markets for electricity which are organised as continuous double auctions. The focus is to improve the understanding of how balancing forecast errors from weather-dependent renewable energy sources influences the outcomes of continuous intraday markets. This is important as it helps to assess how large amounts of renewable capacity can be utilised cost-efficiently and without stressing security of supply. In a first step, the thesis proposes a (non-mathematical) model of a continuous intraday market to show how the direction of the forecast error determines transactions between market participants, how these transactions relate to the formation of prices, and how the market integration of renewables can be improved. In a second step, the thesis provides a foundation for quantitative market analyses by modelling price-setting decisions for power generators and electricity demanders. This makes it possible to show that information on market participants' technical characteristics enables informed predictions of their market behaviour. In a third step, the thesis presents a computer simulation of a continuous intraday market. Implementing the simulation approach for the German power system allows calculation of the costs associated with the uncertain feed-in from renewables.

The increasing share of renewable energies in the power sector influences the economic viability of investments in new conventional power plants. Many studies have investigated these issues by considering power plant operation or the long-term development of the power plant fleet. However, power plant decommissioning, investment and operation are intrinsically linked. This doctoral thesis therefore presents a modelling framework for an integrated consideration of power plant decommissioning, investment and operation. In a case study focusing on Germany, the effects of the integration of renewable energies on power plant decommissioning, investment and operation are evaluated in the context of different assumptions regarding the remaining lifetime of nuclear power plants. With regard to the use of nuclear power, a phase-out scenario and a scenario with lifetime extension of nuclear power plants (by on average 12 years) are considered. The results show that static decommissioning (i.e. considering fixed technical lifetimes) underestimates the capacity available in the power sector in the scenario without lifetime extension since retrofit measures (versus decommissioning) are not taken into account. In contrast, capacity available in the case of nuclear lifetime extension is overestimated since mothballing (versus regular operation) is not considered. If the impact on decommissioning decisions of profit margins accrued during power plant operation are considered (“dynamic decommissioning”), the electricity price reduction effect due to a lifetime extension is reduced by more than half in comparison to static decommissioning. Scarcity situations do not differ significantly between the scenarios with and without lifetime extension with dynamic decommissioning; in contrast, there is a significantly higher need for imports without lifetime extension with static decommissioning. The case study demonstrates that further system flexibility is needed for the integration of renewable energies. It can be further concluded that the share of flexible power plants is higher with the phase-out of nuclear power plants. With regard to the decommissioning dynamics, the phase-out can be considered as beneficial for the economic viability of fossil power plants. Furthermore, the phase-out does not, overall, lead to environmental disadvantages in the medium term, but may be beneficial in the long run since lock-in effects are avoided. Further research is required with regard to the consideration of future flexibility options and a new market design.
Der steigende Anteil erneuerbarer Energien beeinflusst die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in neue konventionelle Kraftwerke. Zahlreiche Studien haben diese Aspekte in Bezug auf den Kraftwerksbetrieb oder die langfristige Entwicklung des Kraftwerksparks untersucht. Stilllegungen, Investitionen und Betrieb im Kraftwerkspark bedingen jedoch einander. Aus diesem Grund wird in dieser Doktorarbeit ein Modellierungsansatz für eine integrierte Betrachtung von Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb vorgestellt. In einer Fallstudie für Deutschland werden die Auswirkungen einer Integration erneuerbarer Energien auf Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb im Zusammenhang mit unterschiedlichen Annahmen über die Restlaufzeit von Kernkraftwerken untersucht. Bezogen auf die Nutzung der Kernenergie wird hierbei ein Ausstiegsszenario sowie ein Laufzeitverlängerungsszenario (Verlän-gerung der Laufzeit um durchschnittlich 12 Jahre) betrachtet. Die Ergebnisse zeigen, dass die statische Stilllegung (d.h. die Betrachtung fester technischer Lebensdauern) im Fall eines Verzichts auf die Laufzeitverlängerung die im Kraftwerkspark verfügbare Leistung unterschätzt, da Retrofit-Maßnahmen (im Vergleich zur Stilllegung) nicht berücksichtigt werden. Die verfügbare Leistung im Falle einer Laufzeitverlängerung wird dagegen überschätzt, da die Möglichkeit der Kaltreserve (im Vergleich zum regulären Betrieb) vernachlässigt wird. Werden die Rückwirkungen der im Betrieb erwirtschaftbaren Deckungsbeiträge auf Stilllegungsentscheidungen (“dynamische Stilllegung”) betrachtet, so wird der strompreissenkende Effekt durch die Laufzeitverlängerung im Vergleich zur statischen Stilllegung mehr als halbiert. Knappheitssitutationen unterscheiden sich nicht wesentlich mit und ohne Laufzeitverlängerung im Fall der dynamischen Stilllegung, während bei statischer Stilllegung ohne Laufzeitzeitverlängerung ein deutlich größerer Importbedarf besteht. Die Fallstudie zeigt, dass weitere Systemflexibilitäten für die Integration erneuerbarer Energien benötigt werden. Der Anteil flexibler Kraftwerke ist größer im Fall des Kernenergieausstiegs. Der Kernenergieausstieg wirkt sich in Bezug auf die Stilllegungsdynamik positiv auf die Wirtschaftlichkeit fossiler Kraftwerke aus. Insgesamt führt der Kernenergieausstieg zu keinen mittelfristig nachteiligen Umwelteffekten, er kann sich jedoch langfristig positiv auswirken, da Lock-in-Effekte vermieden werden. Es besteht weiterer Forschungsbedarf in Bezug auf die Berücksichtigung künftiger Flexibilitätsoptionen und ein neues Marktdesign.