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Energy systems with high shares of renewable electricity are feasible, but require balancing measures such as storage, grid exchange or demand-side management to maintain system stability. The demand for these balancing options cannot be assessed separately since they influence each other. Therefore, a model was developed to analyze these mutual dependencies by optimizing a concerted use of balancing technologies. This model is presented here. It covers the European electricity system in hourly resolution. Since this leads to a large optimization problem, several options for reducing system complexity are presented. The application of the model is illustrated with a case study outlining the effects of pumped hydro storage and controlled charging of electric vehicles in central Europe.
In den letzten Jahren wurden zahlreiche Optimierungsmodelle entwickelt, um die Bewertung von Strategien für die zukünftige Entwicklung von Energieversorgungssystemen wissenschaftlich zu unterstützen. Analysen zur zukünftigen Ausgestaltung des Energiesystems und seines Betriebs, die auf der Anwendung dieser Modelle basieren, kommen jedoch meist zu unterschiedlichen Ergebnissen. Dies liegt zum einen an unterschiedlichen Annahmen in den Modelleingangsdaten, zum anderen an Unterschieden in den Modellformulierungen. Modelle zur Analyse nationaler Energiewendeszenarien unterscheiden sich in der Regel in ihrer räumlichen und zeitlichen Granularität sowie in ihrem technologischen Umfang und Detailgrad. Begrenzte Rechenkapazitäten machen einen Kompromiss zwischen diesen Dimensionen erforderlich. Eine hohe räumliche und/oder zeitliche Granularität geht somit mit einer starken Vereinfachung der Darstellung von Technologieeigenschaften einher. Diese Vereinfachungen können von Modell zu Modell unterschiedlich sein.
Vor dem Hintergrund dieser Problemstellung lag der Fokus des Projekts FlexMex auf der Bewertung des Einflusses der Modelleigenschaften auf die berechneten Ergebnisse. Um datenbedingte von modellbedingten Unterschieden zu trennen wurde somit ein einheitlicher Satz an Eingangsparametern entwickelt und in allen Modellen verwendet. Die Szenariovorgaben schließen dabei die techno- ökonomischen Technologieparameter, Brennstoff- und CO2-Zertifikatspreise, Annahmen zur Strom-, Wärme- und Wasserstoffnachfrage, das Dargebot der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie (EE) sowie die Potenziale von Lastmanagement und weiteren Flexibilitätsoptionen ein. Zudem wurden in den Szenarien ohne modellendogene Ausbauoptimierung auch die installierten Kapazitäten der betrachteten Energiewandler, -speicher und -netze harmonisiert. Die Ausnahme bildeten hier Untersuchungen mit Betrachtung einer modellendogenen Optimierung der Anlagenkapazitäten. Gemäß dem Fokus auf dem stündlichen Einsatz von Flexibilitätsoptionen wurden im Modellvergleich überwiegend Versorgungssysteme mit hohen Erzeugungsanteilen fluktuierender erneuerbarer Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik betrachtet.
Der Modellvergleich setzte sich aus zwei, aufeinander aufbauenden Teilen zusammen. Im ersten Teil des Vergleichs stand die detaillierte Analyse der Auswirkung von Unterschieden in den Modellierungsansätzen und der Abbildung einzelner Technologien im Vordergrund. Dafür wurden die betrachteten Flexibilitätsoptionen jeweils einzeln in einem stark vereinfachten System betrachtet. Dieses setzt sich zusammen aus fluktuierender Erzeugung aus Windenergie und Photovoltaik, jeweils mit der Option der Abregelung und der zu analysierenden alternativen Flexibilitätsoptionen. Aufgrund der Vielfalt der betrachteten Optionen - Stromspeicher, Stromübertragungsnetze, Lastmanagement und verschiedene Technologien der flexiblen Sektorenkopplung - ergeben sich daraus insgesamt 22 Modellläufen. Da sich die Unterschiede in der Technologieabbildung auf jeweils eine Technologie beschränken, können Abweichungen in den Ergebnissen diesen direkt zugeordnet werden.
Im zweiten Teil des Modellvergleichs wurden alle Flexibilitätsoptionen gemeinsam und folglich auch deren vielfältige Wechselwirkungen betrachtet. Im Rahmen der Betrachtung von 16 Testfällen wurde die sich aus der Modellwahl ergebende Unsicherheit in den Ergebnissen quantifiziert. Diese Testfälle unterscheiden sich im Ausbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen, in der Verfügbarkeit verschiedener Flexibilitätsoptionen, sowie in der Berücksichtigung eines endogenen Zubaus dieser Flexibilitätsoptionen.
Die Bundesregierung verfolgt das ambitionierte Ziel einer Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien auf 80 % bis 2030 bzw. einer nahezu vollständig erneuerbaren Stromversorgung 2035. Im Zuge der avisierten Elektrifizierung anderer Sektoren wie Wärme und Mobilität im Rahmen der Sektorenkopplung nimmt die Bedeutung des Stromsektors weiter zu. Angesichts der aktuellen geopolitischen Umwälzungen und den sich abzeichnenden Knappheiten für fossiles Gas wird in einer Kurzstudie evaluiert, welchen Platz Biogas in einem langfristig zukunftsfähigen Energiesystem einnehmen kann.
The reduction of greenhouse gas (GHG) emissions by energyintensive industries to a net zero level is a very ambitious and complex but still feasible challenge, as recent studies show for the EU level. "Industrial Transformation 2050" by Material Economics (2019) is of particular relevance, as it shows how GHG-neutrality can be achieved in Europe for the sectors chemicals (plastics and ammonia), steel and cement, based on three main decarbonisation strategies. The study determines the resulting total demands for renewable electricity, hydrogen and for the capture and storage of CO2 (CCS). However, it analyses neither the regional demand patterns that are essential for the required infrastructure nor the needed infrastructure itself.
Against this background the present paper determines the regional distribution of the resulting additional demands for electricity, hydrogen and CCS in Europe in the case that the two most energy and CCS intensive decarbonisation strategies of the study above will be realised for the existing industry structure. It explores the future infrastructure needs and identifies and qualitatively assesses different infrastructure solutions for the largest industrial cluster in Europe, i.e. the triangle between Antwerp, Rotterdam and Rhine-Ruhr. In addition, the two industrial regions of Southern France and Poland are also roughly examined.
The paper shows that the increase in demand resulting from a green transformation of industry will require substantial adaptation and expansion of existing infrastructures. These have not yet been the subject of infrastructure planning. In particular, the strong regional concentration of additional industrial demand in clusters (hot spots) must be taken into account. Due to their distance from the high-yield but remote renewable power generation potentials (sweet spots), these clusters further increase the infrastructural challenges. This is also true for the more dispersed cement production sites in relation to the remote CO2 storage facilities. The existing infrastructure plans should therefore be immediately expanded to include decarbonisation strategies of the industrial sector.
Im Forschungsprojekt "Landscaping" untersuchte das Wuppertal Institut die für Nordrhein-Westfalen aus heutiger Sicht denkbaren Technologieansätze, die dafür nötigen politischen Rahmenbedingungen sowie mögliche Innovationen entlang der Wertschöpfungsketten. Bestandteil des Berichts sind Steckbriefe, in denen die möglichen Technologien für treibhausgasneutrale Industrieprozesse samt offener Forschungsfragen und Infrastrukturbedarfe dargestellt sind. Das Projekt entstand im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen.
In order to ensure security of supply in a future energy system with a high share of volatile electricity generation, flexibility technologies are needed. Industrial demand-side management ranks as one of the most efficient flexibility options. This paper analyses the effect of the integration of industrial demand-side management through the flexibilisation of aluminium electrolysis and other flexibilities of the electricity system and adjacent sectors. The additional flexibility options include electricity storage, heat storage in district heating networks, controlled charging of electric vehicles, and buffer storage in hydrogen electrolysis. The utilisation of the flexibilities is modelled in different settings with an increasing share of renewable energies, applying a dispatch model. This paper compares which contributions the different flexibilities can make to emission reduction, avoidance of curtailment, and reduction of fuel and CO2 costs, and which circumstances contribute to a decrease or increase of overall emissions with additional flexibilities. The analysis stresses the rising importance of flexibilities in an energy system based on increasing shares of renewable electricity generation, and shows that flexibilities are generally suited to reduce carbon emissions. It is presented that the relative contribution towards the reduction of curtailment and costs of flexibilisation of aluminium electrolysis are high, whereby the absolute effect is small compared to the other options due to the limited number of available processes.
Das übergeordnete Ziel des Forschungs-Projektes RESTORE 2050 (Regenerative Stromversorgung & Speicherbedarf in 2050; Förderkennzeichen 03SF0439) war es, wissenschaftlich belastbare Handlungsempfehlungen für die Transformation des deutschen Stromsystems im europäischen Kontext zu geben. Dafür wurden auf Basis der zukünftig prognostizierten Entwicklung von Stromangebot und -nachfrage innerhalb des ENTSO-E Netzverbundes für den Zeithorizont des Jahres 2050 sowie mittels örtlich und zeitlich hoch aufgelöster meteorologischer Zeitreihen die Themenkomplexe (1) Nationale Ausbaustrategien für erneuerbare Energien, (2) Übertragungsnetzausbau und (3) Alternativmaßnahmen wie Lastmanagement, (4) Bedeutung des EE-Stromaustauschs mit Drittstaaten und (5) die Rolle von Stromspeichern auf Übertragungsnetzebene analysiert. Die aus den Untersuchungsergebnissen abgeleitenden Handlungsempfehlungen stellen wichtige Beiträge für die weitere Integration von erneuerbaren Energien dar und geben Hinweise für den Aufbau einer leistungsfähigen europäischen Infrastruktur.
In recent years, most countries in the Middle East and North Africa (MENA), including Jordan, Morocco and Tunisia, have rolled out national policies with the goal of decarbonising their economies. Energy policy goals in these countries have been characterised by expanding the deployment of renewable energy technologies in the electricity mix in the medium term (i.e., until 2030). This tacitly signals a transformation of socio-technical systems by 2030 and beyond. Nevertheless, how these policy objectives actually translate into future scenarios that can also take into account a long-term perspective up to 2050 and correspond to local preferences remains largely understudied. This paper aims to fill this gap by identifying the most widely preferred long-term electricity scenarios for Jordan, Morocco and Tunisia. During a series of two-day workshops (one in each country), the research team, along with local stakeholders, adopted a participatory approach to develop multiple 2050 electricity scenarios, which enabled electricity pathways to be modelled using Renewable Energy Pathway Simulation System GIS (renpassG!S). We subsequently used the Analytical Hierarchy Process (AHP) within a Multi-Criteria Analysis (MCA) to capture local preferences. The empirical findings show that local stakeholders in all three countries preferred electricity scenarios mainly or even exclusively based on renewables. The findings demonstrate a clear preference for renewable energies and show that useful insights can be generated using participatory approaches to energy planning.