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Modeling an integrated energy transformation of the electricity sector

an open-source analysis for Germany

Weibezahn, Jens

This thesis addresses research questions and implications in the context of the German and European energy transformation and is comprised of three parts: Part I starts with a chapter providing an introduction to the topic. Chapter 2 then focuses on the topic of "sector coupling" and the technical and economic challenges of coupling electricity, heat, and transportation, in order to further transform towards a system relying on renewables instead of fossil and fissil fuels as a primary source of energy. For Germany some practical quantitative scenarios for sector coupling until 2030 and 2050 are being discussed. Part II deals with economic dispatch modeling. In Chapter 3 a five-fold approach to open science is introduced and the advantages of open energy models are being discussed. A fully open-source bottom-up electricity sector model with high spatial resolution using the Julia programming environment is then developed describing source code and a data set for Germany. Following the open approach, the entire model code and used data set are publicly available and open-source solvers like ECOS and CLP are used. The model is then benchmarked regarding runtime of building and solving against a representation in GAMS as a commercial algebraic modeling language and against Gurobi, CPLEX, and Mosek as commercial solvers. Chapter 4 examines the ongoing discussion about potential effects of introducing bidding zones in Germany. An electricity sector model with network representation is applied to analyze the system implications and the distributional effects of two bidding zones in the German electricity system in 2012 and 2015. Results show a modest decrease in cross-zonal re-dispatch levels, particularly in 2015. However, overall network congestion and re-dispatch levels increase in 2015 and also remain on a high level in case of two bidding zones. Results are very sensitive to more than two bidding zones and additional line investments, illustrating the challenge to define stable price zones in a dynamic setting. Chapter 5 investigates the impact of uncertain photovoltaic generation on unit commitment decisions. This is done for a market following the rolling planning procedure employing a large-scale stochastic electricity market model (stELMOD). A novel approach to simulate a time-adaptive intra-day photovoltaic forecast, solely based on an exponential smoothing of deviations between realized and forecast values, is presented. Generation uncertainty is then incorporated by numerous multi-stage scenario trees that account for a decreasing forecast error over time. Results show that total system costs significantly increase when uncertainty of both wind and photovoltaic generation is included by a single forecast, with more frequent starting processes of flexible plants and rather inflexible power plants mainly deployed at part-load. Including the improvement of both wind and photovoltaic forecasts, the scheduling costs can be significantly reduced. Part III shifts the focus to issues of the decentral energy transformation. In Chapter 6 the interdependencies between transmission line infrastructure and the electricity mix are being assessed. In particular, it is tested how an energy system based on 100 % renewable sources operates under different transmission regimes, for example, copper plate or more constrained network topologies. A stylized model of optimal generation and storage investment and operation for the German electricity system is being developed. The few cases of transmission congestion in the results suggest that a high share of renewables can be accommodated by modest grid expansions and a large amount of short-term and long-term storage capacities. Chapter 7 deals with local electricity markets. Implications of recently proposed market designs under the current rules in the German market are tested using a simplistic equilibrium model representing heterogeneous market participants in an energy community with their respective objectives. We find that these proposed designs are financially unattractive to prosumers and consumers under the current regulatory framework and they even cause distributional effects within the community when local trade and self-consumption are exempt from taxes. Therefore, a novel market design is being introduced that allows for ownership and participation of renewable technologies for all community members. The analysis shows that this design has the potential to mitigate both distributional effects and the avoidance of system service charges, while simultaneously increasing end-user participation. The dissertation shows approaches and methodologies to overcome techno-economic challenges of the transformation towards renewable energy opening up even further research possibilities.
Diese Arbeit befasst sich mit Forschungsfragen und Implikationen im Kontext der deutschen und europäischen Energiewende und besteht aus drei Teilen: Teil I beginnt mit einem einführenden Kapitel zur Anwendung mathematisch-quantitativer Methoden auf Strommärkte. Kapitel 2 konzentriert sich dann auf das Thema "Sektorenkopplung" und die technischen und wirtschaftlichen Herausforderungen der Kopplung von Strom, Wärme und Verkehr, um die Transformation zu einem System voranzutreiben, das auf erneuerbare Energien statt auf fossile und fissile Brennstoffe setzt. Für Deutschland werden einige quantitative Szenarien für die Sektorenkopplung bis 2030 und 2050 diskutiert. Teil II befasst sich mit der ökonomischen Dispatch-Modellierung. In Kapitel 3 wird ein fünfdimensionaler Ansatz zur offenen Wissenschaft vorgestellt und die Vorteile offener Energiemodelle diskutiert. Anschließend wird ein Bottom-up-Stromsektormodell mit hoher räumlicher Auflösung unter Verwendung der Programmiersprache Julia entwickelt. Dem offenen Ansatz folgend, sind der gesamte Modellcode und der verwendete Datensatz öffentlich verfügbar, und es werden Open-Source-Solver wie ECOS und CLP verwendet. Das Modell wird dann hinsichtlich der Erstellungs- und Lösungslaufzeit mit einer Darstellung in GAMS als kommerzielle algebraische Modellierungssprache und mit Gurobi, CPLEX und Mosek als kommerzielle Solver verglichen. Kapitel 4 untersucht die Diskussion über mögliche Auswirkungen der Einführung von Preiszonen in Deutschland. Ein Stromsektormodell mit Netzdarstellung wird angewandt, um die Systemauswirkungen und Verteilungseffekte von zwei Preiszonen im deutschen Stromsystem in den Jahren 2012 und 2015 zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen einen kleinen Rückgang der zonenübergreifenden Redispatchmengen. Allerdings nehmen die Netzengpässe und Redispatchmengen insgesamt im Jahr 2015 zu und bleiben auch im Falle von zwei Preiszonen auf einem hohen Niveau. Die Ergebnisse reagieren sehr empfindlich auf mehr als zwei Preiszonen und zusätzliche Leitungsinvestitionen. Dies veranschaulicht die Herausforderung, stabile Preiszonen in einem dynamischen Umfeld zu definieren. Kapitel 5 untersucht die Auswirkungen einer unsicheren Photovoltaik-Erzeugung auf Unit-Commitment-Entscheidungen. Dies geschieht für einen Markt nach dem rollierenden Planungsverfahren unter Verwendung eines stochastischen Strommarktmodells (stELMOD). Ein neuartiger Ansatz zur Simulation einer zeitadaptiven untertägigen Photovoltaik-Prognose wird vorgestellt. Die Erzeugungsunsicherheit wird dann durch zahlreiche mehrstufige Szenariobäume berücksichtigt, die einen abnehmenden Prognosefehler im Laufe der Zeit simulieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die Systemkosten erheblich steigen, wenn die Unsicherheit sowohl der Wind- als auch der Photovoltaik-Erzeugung in einer einzigen Prognose berücksichtigt wird. Werden die Verbesserung beider Prognosen berücksichtigt können die Kosten erheblich gesenkt werden. Teil III verlagert den Schwerpunkt auf Fragen der dezentralen Energiewende. In Kapitel 6 werden die Interdependenzen zwischen der Übertragungsleitungsinfrastruktur und dem Strommix bewertet. Insbesondere wird getestet, wie ein Energiesystem, das zu 100 % auf erneuerbaren Energien basiert, unter verschiedenen Übertragungsregimen funktioniert. Es wird ein Modell der optimalen Investition und des optimalen Betriebs von Erzeugung und Speicherung für das deutsche Elektrizitätssystem entwickelt. Die wenigen Fälle von Übertragungsengpässen in den Ergebnissen deuten darauf hin, dass ein hoher Anteil erneuerbarer Energien durch geringe Netzausbauten und eine große Menge an kurz- und langfristigen Speicherkapazitäten bewältigt werden kann. Kapitel 7 befasst sich mit lokalen Strommärkten. Es werden die Implikationen vorgeschlagener Marktgestaltungen unter dem derzeitigen deutschen Marktdesign getestet. Die Analyse wird durch ein vereinfachtes Gleichgewichtsmodell durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass die Designs für Prosumenten und Verbraucher unter dem gegenwärtigen Regulierungsrahmen finanziell unattraktiv sind und sogar Verteilungseffekte innerhalb der Gemeinschaft verursachen können. Daher wird ein neues Marktdesign eingeführt, das den Besitz und die Teilnahme an erneuerbaren Technologien für alle Gemeindemitglieder ermöglicht. Die Analyse zeigt, dass dieses Design das Potenzial hat, sowohl Verteilungseffekte als auch die Vermeidung von Systemdienstleistungsentgelten zu mildern und gleichzeitig die Beteiligung der Endnutzer zu erhöhen. Die Dissertation zeigt Ansätze und Methoden zur Bewältigung der techno-ökonomischen Herausforderungen der Transformation hin zu erneuerbaren Energien auf, die weitere Forschungsmöglichkeiten eröffnen.