Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4497
Main Title: Integrating variable electricity supply from wind and solar PV into power systems
Translated Title: Integration von variabler Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen in Stromsystemen
Author(s): Ueckerdt, Falko
Advisor(s): Edenhofer, Ottmar
Referee(s): Edenhofer, Ottmar
Brecha, Robert
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Die Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik unterscheidet sich von fossilen und nuklearen Kraftwerken durch ihre Dargebotsabhängigkeit. Die Kraftwerksleistung von Wind und Solar schwankt in Abhängigkeit von Wetterbedingungen und kann nur begrenzt zur Deckung der aktuellen Stromnachfrage reguliert werden. Dies verursacht „Integrationskosten“ die zusätzlich zu den Stromgestehungskosten im Stromsystem anfallen. Diese Doktorarbeit hat das Ziel die ökonomische Bewertung von Wind und Solar im Hinblick auf deren Dargebotsabhängigkeit und Integrationskosten zu verbessern. Die drei Unterziele sind Beiträge zum Verständis i) der Ökonomie der Dargebotsabhängigkeit von Wind und Solar, ii) der Darstellung von Dargebotsabhängigkeit in numerischen Modellen und iii) der mit Wind und Solar verbundenen kurzfristigen Kosten und Umverteilungseffekte. Zunächst präsentiere ich einen analytischen Rahmen für die Ökonomie der Dargebotsabhängigkeit. Er basiert auf einer neuen Definition von Integrationskosten, die im Unterschied zu früheren Definitionen einen klaren Bezug zu ökonomischer Theorie aufweist und alle Kosten der Dargebotsabhängigkeit umfasst. Der analytische Rahmen zeigt die Existenz einer neuen Integrationskostenkomponente: Profilkosten. Die Komponente erfasst den niedrigen Kapazitätsbeitrag von Wind und Solar, die Reduktion der Betriebsstunden von regelbaren Kraftwerken und potentiell überproduzierte erneuerbare Erzeugung. Auf Basis des entwickelten analytischen Rahmens werden Integrationskosten für die Stromerzeugung aus Windkraft quantifiziert. Mit einer umfassenden Literaturrecherche und neuen Modellergebnissen wird gezeigt, dass (marginale) Integrationskosten mit höheren Anteilen von Wind steigen und ungefähr 25–45 €/MWh bei einem Anteil von etwa 30% betragen. Diese Werte sind hoch im Vergleich zu typischen durchschnittlichen Börsenstrompreisen oder Gestehungskosten von Wind von etwa 60 €/MWh. Integrationskosten reduzieren den optimalen und wettbewerbsfähigen Anteil von Wind und Solar. Die ökonomische Attraktivität von Wind und Solar könnte jedoch steigen, wenn die vollen Kosten von konventionellen Erzeugungstechnologien berücksichtigt werden, vor allem die externen Kosten des Klimawandels aufgrund der Nutzung fossiler Energieträger sowie Gesundheitsrisiken bei der Nutzung der Kernenergie. Zudem können Integrationskosten durch den Ausbau von Integrationsoptionen gesenkt werden. So könnten Profilkosten durch einen strukturellen Wandel von kapitalintensiven Grundlastkraftwerken hin zu Mittel- und Spitzenlastkraftwerken wie Gaskraftwerken deutlich reduziert werden. Noch tiefgehendere Veränderungen des Energiesystems, wie eine Veränderung der zeitlichen Struktur von Nachfrageprofilen, weitreichende Übertragungsnetze oder Energiespeicher, könnten Integrationskosten weiter reduzieren. Der zweite übergeordnete Beitrag dieser Arbeit ist die Entwicklung eines Ansatzes zur Verbesserung der Darstellung von Dargebotsabhängigkeit in Integrated-Assessment-Modellen. Der RLDC Ansatz erlaubt eine explizite Modellierung von Profilkosten, der wichtigsten Komponente von Integrationskosten. Residuale Lastdauerkurven werden in einem langfristigen Energie-Ökonomie-Modell implementiert. Hiermit können sowohl Integrationsherausforderungen als auch induzierte Systemanpassungen endogen modelliert werden. Die Systemanpassungen umfassen Veränderungen des konventionellen Kapazitätsmixes oder den Ausbau von Power-to-Gas, d.h. der Speicherung von erneuerbarem Strom als Wasserstoff oder Methan. Der dritte Beitrag zeigt, dass in einer kurzfristigen Perspektive, wenn Förderinstrumente den Ausbau von Wind und Solar treiben, besonders hohe Integrationskosten entstehen können. Diese Kosten entstehen nicht nur aufgrund der Dargebotsabhängigkeit, sondern aufgrund einer ungünstigen Kombination von drei Aspekten: der Dargebotsabhängigkeit, eines für den Ausbau von Wind und Solar ungünstiges bestehendes Stromsystem, und einer niedrigen Erneuerungsrate des bestehenden Kapitals im Stromsystem. Daraus kann eine Barriere für einen langfristig optimalen Ausbau von Wind und Solar entstehen. Umverteilungseffekte verstärken diesen potentiellen „Lock-in-Effekt“. Wenn Umverteilungseffekte von der Gesellschaft oder einzelnen Akteuren nicht erwünscht sind, können sie zu einem Hemmnis für die Einführung der zugrunde liegenden Instrumente sein. Eine Kombination aus mehren Instrumenten, wie der Förderung von Wind und Solar und einer Bepreisung von CO2-Emissionen, kann es politischen EntscheiderInnen erlauben, Umverteilung zu reduzieren.
In contrast to energy supply from fossil and nuclear power plants, wind power and solar PV are variable. Their output is dependent on weather, and cannot always be supplied on demand. Variability causes “integration costs” in addition to generation costs of variable renewable energy (VRE). This thesis aims to improve the economic evaluation of VRE in particular with respect to their variability and corresponding integration costs. Its three main ambitions are contributing to the understanding of i) the economics of variability, ii) the modeling of variability and iii) the short-term costs and distributional effects induced by VRE. First, I present a framework for the economics of variability. It is based on a new definition of integration costs that, in contrast to previous definitions, relates to economic theory more clearly and captures all costs of variability. This reveals an important new component of integration costs, termed “profile costs”. They account for the low capacity credit of VRE, reduced utilization of dispatchable plants and over-produced VRE generation. Based on this framework the thesis quantifies integration costs for wind. From a literature review and own modeling it is shown that (marginal) integration costs increase with penetration and reach about 25–45 €/MWh at wind shares of about 30%. This is substantial compared to the average whole-sale electricity price or generation costs of wind of about 60 €/MWh. Integration costs reduce the optimal and competitive share of VRE and can discourage high shares of VRE. However, the economic viability of VRE would increase if the full cost of conventional generation technologies were accounted for, foremost the climate change externality of fossil energy and the health risks of nuclear power. In addition, integration options might significantly reduce integration costs. This thesis helps identifying suitable integration options by revealing the most important integration challenges. A shift from capital-intensive base load plants to peak load gas plants substantially reduces profile costs. More fundamental changes in the energy system like a substantial change of demand patterns, long-distance transmission grid expansion or seasonal storage technologies could further reduce integration costs. The second contribution of this thesis is an approach to improve the modeling of variability in IAMs based on the above insights into the economics of variability. The RLDC approach explicitly accounts for the most important integration costs component profile costs, by implementing residual load duration curves (RLDC) into a long-term energy-economy model. Hereby not only major integration challenges but also the optimal energy system’s response can be modeled endogenously such as changes in the conventional capacity mix or the deployment of hydrogen and methane storage facilities (power-to-gas storage). In its third contribution this thesis shows that in the short term, when VRE are driven by support policies, particularly high integration costs can be induced. These costs are not only imposed by VRE’s variability but by an adverse combination of three aspects: variability, an unfavorable legacy power system, and a low capital turnover rate. This might create a barrier to reaching the long-term optimal deployment of VRE. Redistribution effects intensify this potential lock-in effect. If large redistribution flows are not desired by society or single actors, they can present implementation barriers to specific policy instruments. Combining two policies, renewables support and carbon pricing, might allow policy makers to reduce redistribution effects.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus4-67203
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/4794
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4497
Exam Date: 15-Jul-2014
Issue Date: 30-Jul-2015
Date Available: 30-Jul-2015
DDC Class: 500 Naturwissenschaften und Mathematik
Subject(s): Erneuerbare Energie
Klimawandel
Integration
Variabilität
Stromsektormodellierung
Renewable energy
climate change
integration
variability
power sector modeling
Creative Commons License: https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/de/
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