This thesis on the “Impacts of extreme hydro-meteorological events on electricity generation and possible adaptation measures – a GIS-based approach for corporate risk management and enhanced climate mitigation concepts in Germany” presents an identification of hydro-meteorological extreme events in Germany and their effects on electricity generating units, i.e. on conventional thermal and nuclear power plants as well as on installations of the renewable energies of hydropower, wind energy and photovoltaic installations. In addition, adaptation measures and strategies are named that help power plant operators to prepare for a changing climate. Due to the different requirements of large facility operators and local planners and owners of renewable energies, the work contains the two approaches of corporate risk management and climate mitigation concepts. A changing climate not only consists of a shift in mean values of weather parameters such as global and regional air temperature and precipitation, but may also result in more frequent and more severe single events such as extreme precipitation, tornadoes and thunderstorms. In two case studies, these findings are implemented into an adjusted general risk management structure. This is enhanced by the use of Geographical Information Systems (GIS) to accomplish a localisation of events and infrastructure. The first example gives insight into the consequences of ice throw from wind turbines and how climate mitigation concepts can act as a framework for an adapted, sustainable energy planning. The second example on the other hand highlights a GIS-based flood risk management for thermal power plants and the benefits of an adjusted corporate risk management cycle. The described approach leads to an integrated management of extreme hydro-meteorological events at power plant site respectively district level by combining two cycles of site-related and local planning in addition to GIS-based analyses. This is demonstrated as an example by the comparison of two districts in Germany. The practical outcome is a comprehensive support for decision-making processes. / Die vorliegende Arbeit zum Thema “Einflüsse extremer hydro-meteorologischer Ereignisse auf Elektrizitätserzeugung und mögliche Anpassungsmaßnahmen – ein GIS-basierter Ansatz für ein betriebliches Umweltrisikomanagement und erweiterte Klimaschutzkonzepte in Deutschland” identifiziert zunächst die relevanten hydro-meteorologischen Ereignisse und ihre Auswirkungen auf elektrizitätserzeugende Einheiten in Deutschland. Dies sind hier konventionelle thermische Kraftwerke und Kernkraftwerke sowie die Installationen der Erneuerbaren Energien Wasserkraft, Windenergie und Photovoltaik. Im Anschluss werden Anpassungsmaßnahmen und strategien aufgezeigt, die es den Betreibern von Kraftwerken ermöglichen, sich auf ein sich veränderndes Klima vorzubereiten. Durch die verschiedenen Voraussetzungen für Betreiber großer Anlagen und die Regionalplanung und Besitzer von Anlagen Erneuerbarer Energien werden zwei Ansätze verfolgt. Der eine Ansatz beinhaltet betriebliches Umweltrisikomanagement, der andere beleuchtet den Aspekt Anpassung als Erweiterung von Klimaschutzkonzepten. Der Klimawandel in diesem Sinne beinhaltet nicht nur die Veränderungen in Mittelwerten, wie zum Beispiel der regionalen und globalen Lufttemperaturen oder des Niederschlages, sondern auch ein verändertes Verhalten von extremen Einzelereignissen, wie häufigere und schwerere Extremniederschläge, Tornados und Gewitter. In zwei Fallbeispielen werden diese Ergebnisse in eine Risikomanagementstruktur eingebunden und durch die Verwendung von Geographischen Informationssystemen (GIS) lokalisiert und erweitert. Das erste Beispiel zeigt die Konsequenzen von Eiswurf von Windenergieanlagen und wie Klimaschutzkonzepte als Rahmen für eine angepasste, nachhaltige Energieplanung dienen können. Das zweite Beispiel hebt die Notwendigkeit von GIS-gestützten Hochwasserrisikoanalysen für thermische Kraftwerke und die Vorteile eines angepassten betrieblichen Umweltrisikomanagements hervor. Die beschriebene Vorgehensweise kombiniert zwei Managementzyklen. Dabei werden die standortspezifische Planung und Regionalplanung sowie GIS-basierte Analysen verknüpft. Dies wird am Beispiel zweier Landkreise verdeutlicht. Das Resultat ist ein umfassender Ansatz zur Unterstützung von Entscheidungsprozessen.

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland ist eine der Erfolgsgeschichten GRÜNER Politik. 2007 wurden 14 Prozent des Stromes von Erneuerbarer Energie bereitgestellt. Diese Studie von der 'Vereinigung zur Förderung der Nutzung Erneuerbarer Energien / VEE SACHSEN e.V.' unter Federführung von Herrn Dipl.-Ing. Hans- Jürgen Schlegel zeigt, dass Sachsen bereits im Jahre 2020 82 Prozent des gegenwärtigen Stromverbrauchs aus Erneuerbaren Energien wird bestreiten können. Windenergie, Photovoltaik, Biomasse und Biogas tragen jeweils zu einem Drittel dazu bei.:Autorenübersicht 2 Gliederung 3 Abkürzungsverzeichnis 5 1. Vorwort der Autoren 8 2. Klimawandel und Umbau der Energieversorgung 9 2.1 Klimawandel, Klimafolgen 9 2.2 Klimaschutzstrategien 12 2.2.1 Erneuerbarer Energien 12 2.2.2 Energieeffizienz 14 3. Nutzung Erneuerbarer Energien in Sachsen 15 3.1 Windenergienutzung 15 3.1.1 Ausgangssituation und kurzer historischer Abriss 15 3.1.2 Nutzungsstand 2007/2008 16 3.1.3 Technisch-realistisches Windenergiepotenzial 19 3.1.4 Potenzialbewertung aus aktueller Sicht 20 3.1.5 Umsetzungsmöglichkeiten für das technisch-realistische Potenzial 25 3.1.6 Mittelfristige Umsetzung bis 2012 31 3.1 7 Repowering von Windenergiealtanlagen 31 3.1.8 Längerfristige Umsetzung bis 2020 34 3.1.9 Ergebnisbewertung und Zusammenfassung 35 3.2 Solarenergienutzung 38 3.2.1 Historie - Sächsische Pioniere der Photovoltaik 38 3.2.2 Stromeinspeisegesetz und 1.000-Dächer-Programm 39 3.2.3 Kostendeckende Vergütung (KV) – Aachener Modell 40 3.2.4 100.000 - Dächer-Programm 40 3.2.5 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) 41 3.2.6. Vergleich in Europa – aktueller Stand 2008 41 3.2.7 Photovoltaik in Sachsen – aktueller Stand 2008 42 3.2.7.1 Die sächsische Photovoltaik als Teil des Solarvalley Mitteldeutschland 42 3.2.7.2 PV-Industrie 43 3.2.7.3 PV-Forschung 47 3.2.8 Voraussetzung für solare Nutzung 48 3.2.9 PV-Anlagen 50 3.2.10 PV-Anteil am Elektroenergieverbrauch 2008 57 3.2.11 PV-Entwicklung in Sachsen bis 2020 57 3.2.11.1 Einschätzung des technisch-realistischen Solarpotenzials 57 3.2.11.2 Methoden zur Ermittlung von relevanten PV-Dachflächen 63 3.2.11.3 Konkurrenz zwischen Photovoltaik und Solarthermie 64 3.2.12 Einschätzung der PV-Entwicklung bis 2020 65 3.3 Biomasseenergienutzung 70 3.3.1 Übersicht feste Biomasseenergie 70 3.3.2 Biomassepotenziale (feste Energieträger) 71 3.3.2.1 Theoretisches Potenzial 71 3.3.2.2 Technisches Potenzial feste Biomasse 71 3.3.2.3 Verwertung des tatsächlich genutzten Biomassepotenzials 76 3.3.3 Abschätzung der Potenzialentwicklung feste Biomasse bis 2020 85 3.3.4 Biogasnutzung 93 3.3.4.1 Übersicht Biogas 93 3.3.4.2 Potenzialabschätzung für 2007 95 3.3.4.3 Potenzialabschätzung für 2020 103 3.3.4.4 Potenzialvergleich 105 3.3.4.5 Ergebnisbewertung und Zusammenfassung 108 3.4 Wasserkraftnutzung 110 3.4.1 Kurzer historischer Abriss der Wasserkraftnutzung 110 3.4.2 Sächsische Flussgebiete und Niederschlag 111 3.4.3 Anteil des Wasserkraftstromes am Stromverbrauch 116 3.4.4 Wasserkraftanlagen und Abschätzung des Wasserkraftpotenzials 116 3.4.4.1 Potenzialabschätzung nach der Literatur 116 3.4.4.2 Datenmaterial und untersuchte Größen 116 3.4.4.3 Potenzial – alle Flussgebiete 118 3.4.4.4 Potenzial – Flussgebiet - Mulde / Weiße Elster 120 3.4.4.5 Potenzial – Flussgebiet - Elbegebiet 123 3.4.4.6 Potenzial – Flussgebiet - Neiße / Schwarze Elster 124 3.4.5 Interessenkonflikte und Argumentationen 126 3.4.6 Ergebnisbewertung und Zusammenfassung 131 3.5 Geothermienutzung 134 3.6 Kombination erneuerbarer Energieträger 136 3.7 Politische und bürokratische Hemmnisse 139 4. Zusammenfassung und Darstellung der Gesamtergebnisse 142 5. Literaturverzeichnis 144

Ziel der Dissertation ist, die Bereitstellung positiver Minutenreserve durch dezentrale Klein-KWK-Anlagen unter technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkten zu bewerten. Die Grundlage einer solchen Bewertung bilden detaillierte Kenntnisse des Abrufverhaltens positiver Minutenreserve. Deshalb wird die Inanspruchnahme positiver Minutenreserve untersucht und als stochastischer Prozess modelliert. Auf dieser Basis erfolgen Betrachtungen zur Dimensionierung der Wärmespeicher, zum Netzbetrieb mit hoher Dichte dezentraler Klein-KWK-Anlagen und zur Wirtschaftlichkeit eines solchen Konzeptes. Die abschließende ganzheitliche Betrachtung liefert Hinweise zur optimalen Betriebsweise der Klein-KWK-Anlagen. / From the technical point of view, virtual power plants consisting of small decentralized co-generation plants are able to provide positive tertiary reserve power for the European electricity transmission grid. For serious analyses, detailed knowledge about the load-characteristic of called reserve power is essentially. In order to examine grid operation, heat storage capacity and optimized power plant operation, the switch-on times of co-generation plants and the co-generated heat during reserve power provision have to be estimated. Aiming this, the called positive tertiary reserve power in Germany is analyzed and a mathematical model of the call-characteristic is synthesized. Furthermore, the results of examining grid operation, optimizing heat storage capacity and power plant operation are given. Calls of positive tertiary reserve power usually occur suddenly, non-scheduled and jumpy. Sometimes, there are single calls. Usually, calls occur clustered, i.e. one call is directly followed by further calls. Positive reserve power is much higher frequented under peak-load conditions than under base-load conditions. The characteristic of calling positive tertiary reserve power deeply depends on the control area. From the mathematical point of view, a Poisson-process fits non-scheduled and jumpy occurring events. Each jump marks a call date of positive tertiary reserve power. The values of the called power fit a logarithmical normal distribution. The lengths of the call-clusters satisfactorily fit a geometrical distribution. The expected value of called reserve energy is modeled dependent from the time of the day. The model is essential for simulating all combinations of switch-on times of co-generation plants and of co-generated heat volumes that might occur during providing reserve power. Aiming to optimize the installed heat storage capacity, the quote of heat use has to be examined. From both technical and ecological point of view, installing large heat storages is desirable in order to use all co-generated heat. From the economical point of view, installing any heat storage is not sensible. The solution of this trade-off is installing a heat storage that guarantees less or equal CO2-emissions than a conventional power plant fired with natural gas. The results of this thesis lead to 1 kWh heat storage capacity per 1 kW installed electrical power as rule of thumb. Concerning grid operation in steady state, a much higher density of co-generation plants than expected is technically installable. A general rule for extending the installable decentralized power cannot be deducted. Examining economics, decentalized co-genertation plants are desired to provide balancing power during their stand-by times. Building a virtual power plant only in order to provide reserve power is not economically sensible. From the power plant owners' view, providing positive tertiary reserve power by small decentralized co-generation plants is generally sustainable.

Ziel der Dissertation ist, die Bereitstellung positiver Minutenreserve durch dezentrale Klein-KWK-Anlagen unter technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkten zu bewerten. Die Grundlage einer solchen Bewertung bilden detaillierte Kenntnisse des Abrufverhaltens positiver Minutenreserve. Deshalb wird die Inanspruchnahme positiver Minutenreserve untersucht und als stochastischer Prozess modelliert. Auf dieser Basis erfolgen Betrachtungen zur Dimensionierung der Wärmespeicher, zum Netzbetrieb mit hoher Dichte dezentraler Klein-KWK-Anlagen und zur Wirtschaftlichkeit eines solchen Konzeptes. Die abschließende ganzheitliche Betrachtung liefert Hinweise zur optimalen Betriebsweise der Klein-KWK-Anlagen. / From the technical point of view, virtual power plants consisting of small decentralized co-generation plants are able to provide positive tertiary reserve power for the European electricity transmission grid. For serious analyses, detailed knowledge about the load-characteristic of called reserve power is essentially. In order to examine grid operation, heat storage capacity and optimized power plant operation, the switch-on times of co-generation plants and the co-generated heat during reserve power provision have to be estimated. Aiming this, the called positive tertiary reserve power in Germany is analyzed and a mathematical model of the call-characteristic is synthesized. Furthermore, the results of examining grid operation, optimizing heat storage capacity and power plant operation are given. Calls of positive tertiary reserve power usually occur suddenly, non-scheduled and jumpy. Sometimes, there are single calls. Usually, calls occur clustered, i.e. one call is directly followed by further calls. Positive reserve power is much higher frequented under peak-load conditions than under base-load conditions. The characteristic of calling positive tertiary reserve power deeply depends on the control area. From the mathematical point of view, a Poisson-process fits non-scheduled and jumpy occurring events. Each jump marks a call date of positive tertiary reserve power. The values of the called power fit a logarithmical normal distribution. The lengths of the call-clusters satisfactorily fit a geometrical distribution. The expected value of called reserve energy is modeled dependent from the time of the day. The model is essential for simulating all combinations of switch-on times of co-generation plants and of co-generated heat volumes that might occur during providing reserve power. Aiming to optimize the installed heat storage capacity, the quote of heat use has to be examined. From both technical and ecological point of view, installing large heat storages is desirable in order to use all co-generated heat. From the economical point of view, installing any heat storage is not sensible. The solution of this trade-off is installing a heat storage that guarantees less or equal CO2-emissions than a conventional power plant fired with natural gas. The results of this thesis lead to 1 kWh heat storage capacity per 1 kW installed electrical power as rule of thumb. Concerning grid operation in steady state, a much higher density of co-generation plants than expected is technically installable. A general rule for extending the installable decentralized power cannot be deducted. Examining economics, decentalized co-genertation plants are desired to provide balancing power during their stand-by times. Building a virtual power plant only in order to provide reserve power is not economically sensible. From the power plant owners' view, providing positive tertiary reserve power by small decentralized co-generation plants is generally sustainable.

Electricity grids require the ancillary services frequency control, grid operation, re-establishment of supply and voltage stability for a proper operation. Historically, conventional power plants in the transmission grid were the main source providing these services. An increasing share of decentralized renewable energy in the electricity mix causes decreasing dispatch times for conventional power plants and may consequently lead to a partial replacement of these technologies. Decentralized energy sources are technically capable of providing ancillary services. This work focuses on the provision of reactive power for voltage stability from decentralized sources. The aim is to answer the question of how voltage stability and reactive power management can be achieved in a future electricity system with increasing shares of decentralized renewable energy sources in an economical and efficient way. A methodology that takes reactive power and voltage stability in an electricity system into account is developed. It allows for the evaluation of the economic benefits of different reactive power supply options. A non-linear and a linearized techno-economic grid model are formulated for this purpose. The analysis reveals an increasing importance of reactive power from the distribution grid in future development scenarios, in particular if delays in grid extension are taken into account. The bottom-up assessment indicates a savings potential of up to 40 mio. EUR per year if reactive power sources in the distribution grid provide reactive power in a controlled manner. Although these savings constitute only a small portion of the total cost of the electricity system, reactive power from decentralized energy sources contributes to the change towards a system based on renewable energy sources. A comparison of different reactive power remuneration mechanisms shows that a variety of approaches exist that could replace the inflexible mechanisms of obligatory provision and penalized consumption of reactive power that are mostly in place nowadays.

Electricity grids require the ancillary services frequency control, grid operation, re-establishment of supply and voltage stability for a proper operation. Historically, conventional power plants in the transmission grid were the main source providing these services. An increasing share of decentralized renewable energy in the electricity mix causes decreasing dispatch times for conventional power plants and may consequently lead to a partial replacement of these technologies. Decentralized energy sources are technically capable of providing ancillary services. This work focuses on the provision of reactive power for voltage stability from decentralized sources. The aim is to answer the question of how voltage stability and reactive power management can be achieved in a future electricity system with increasing shares of decentralized renewable energy sources in an economical and efficient way. A methodology that takes reactive power and voltage stability in an electricity system into account is developed. It allows for the evaluation of the economic benefits of different reactive power supply options. A non-linear and a linearized techno-economic grid model are formulated for this purpose. The analysis reveals an increasing importance of reactive power from the distribution grid in future development scenarios, in particular if delays in grid extension are taken into account. The bottom-up assessment indicates a savings potential of up to 40 mio. EUR per year if reactive power sources in the distribution grid provide reactive power in a controlled manner. Although these savings constitute only a small portion of the total cost of the electricity system, reactive power from decentralized energy sources contributes to the change towards a system based on renewable energy sources. A comparison of different reactive power remuneration mechanisms shows that a variety of approaches exist that could replace the inflexible mechanisms of obligatory provision and penalized consumption of reactive power that are mostly in place nowadays.

Die Dissertation liefert einen Beitrag zur Modellierung und optimalen Ansteuerung von vernetzten hybriden Energiesystemen. Die Arbeit beschreibt die Entwicklung einer modellprädiktiven Regelung (MPC) für konkrete Energiesysteme. Dafür wird eine Betrachtung zu berücksichtigender wirtschaftlicher und technischer Rahmenbedingungen vorgenommen, die zur Formulierung notwendiger Nebenbedingungen für die MPC genutzt wird. Für den Umgang mit dem ansteigenden Rechenbedarf der MPC bei steigender Systemzahl wird ein alternativer Ansatz auf Basis eines auktionsbasierten Algorithmus vorgestellt. Die Modellierung der Energiesysteme wird ausgehend von einer bestehenden Laboranlage vorgenommen. Die Erprobung der vorgestellten Ansätze erfolgt in einer Simulationsumgebung, die die Untersuchung verschiedener Szenarien erlaubt. Im Rahmen der Simulationsszenarien mit unterschiedlicher Systemzahl und Zusammensetzung der Energie-systeme wird eine Sensibilitätsanalyse der vorgestellten MPC vorgenommen. Die Interpretation der Ergebnisse erfolgt auf Basis numerischer und empirischer Bewertungskriterien.