Transportation is embedded in the fabric of society and a key enabler of socio-economic development, but it is also a major source of carbon dioxide (CO2) and local air pollution (AP). Cities collectively account for around three quarters of total energy-related CO2 emissions, and the negative health impacts from local APs are most felt in dense urban environments. Thus, transitioning away from current fossil fuel regime in urban transportation is necessary to address both global and local challenges. Mathematical models as energy system optimisation models (ESOMs) are commonly applied to explore contrasting energy futures and to provide insights on how the energy system (or specific sub-sectors) may evolve under different conditions. However, ‘typical’ national level models are not fully adapted to capture the characteristics of local (city) transportation, and previous city-level ESOM based analyses have focused on decarbonisation of local energy systems, thus omitting other local policy considerations as e.g. air quality, and several studies excluded transportation altogether.  In this thesis, a generic city-level ESOM framework (TIMES-City) was further adapted and used to provide policy-relevant insights on the anticipated energy transition of the local transport sector. The underlying work rests on a systems analysis approach, building on careful consideration of the overall system performance and boundaries, understanding of specific system characteristics, and challenges and opportunities facing local ‘system managers’; this has implications for model representation and for quantitative and qualitative modelling assumptions. Further, availability and quality of local transport, energy and emission data needed to calibrate models poses significant challenges, and considerable effort was also put on producing projections for future transport demand (a key model input), using lessons and input data from traditional transport demand models. These considerations were addressed in Paper I.  The model was then applied to two different cases (in Sweden) to explore potential conflicts and co-benefits between ambitious climate targets and deep cuts in APs (Paper II), and to assess the roles of local and regional governments in CO2 mitigation when also considering ambitious national-scale policies (Paper III). The results of Paper II indicate that substituting fossil fuels for biofuels in conventional vehicles is the least-cost decarbonisation pathway, however this produces only minor or even negative benefits to air quality. While, zero-emission vehicles cut all local tail-pipe emissions, but their total impact on climate change mitigation is determined by upstream impacts from the conversion and distribution of energy carriers. Thus, ensuring low levels of total CO2 and APs from transportation calls for re-coupling of the local and global responsibilities and motivations into comprehensive mitigation strategies. The results of Paper III indicate that current Swedish national mitigation measures will drive down CO2 emissions in transportation considerably, but biofuel availability and BEV (battery electric vehicles) costs are critical for the rate and extent of the transition, while locally and regionally determined measures to enable shifts (from car) to active travelling, public transportation and home-based work have a much more limited direct impact. Nonetheless, these measures, along with city investments in BEVs and charging infrastructure which pave the way also for residents and local businesses, can help to reduce overall energy intensity of the transport sector, thus slowing down growth in fuel demand and contribute to reaching ambitious climate targets with limited renewable resources (as e.g. biofuels). The two studies (Papers II and III) illustrate the usefulness of applying comprehensive ESOMs also at sub-national levels, providing insights on both global and local sustainability implications as well as deeper understanding of the roles of local and regional decision-makers in enabling and supporting low-carbon transitions in transportation.

Diese Arbeit geht der Frage nach, ob sich durch die stattfindende Transformation zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem in Deutschland auch Marktchancen für innovative Marktteilnehmer, insbesondere für Speicherbetreiber, herausbilden. Die ökonomischen Effekte, die in Energiesystemen mit hohen Anteilen an variablen erneuerbaren Energien (vEE) auftreten, können durch deren Integrationskosten gemessen werden. Die wissenschaftlichen Untersuchungen in Bezug auf den zusätzlichen Speicher- bzw. Flexibilitätsbedarf für ein solches Energiesystem setzen häufig bei den Ungleichgewichten in der Systembilanz an. Den jeweiligen Methoden liegen jedoch unterschiedliche Annahmen und Rahmenbedingungen zu Grunde, sodass die Ergebnisse nur eingeschränkt miteinander verglichen werden können. Der stündlich schwankende Großhandelspreis an der Strombörse ist ein wichtiger Indikator, um den Flexibilitätsbedarf zu signalisieren. Viele Analysen legen historische oder auch prognostizierte Preiszeitreihen für eine Bewertung von Speicheroptionen zu Grunde. Jedoch wird dabei die Rückkopplung der Betriebsweise eines Energiespeichers auf die Marktpreise außen vor gelassen. In dieser Arbeit wird deshalb eine Methode entwickelt, um den Einfluss eines steigenden Marktvolumens an Speichern und anderen Flexibilitätsoptionen auf die Spotmarktpreise abzuschätzen. Untersucht wird der Einfluss des Speichereinsatzes auf die Stromnachfrage und die Spotmarktpreise in 2020 sowie 2030. Die hierfür zu definierenden Szenarien für den Strommarkt werden modellgestützt abgebildet und ausgewertet. Für die Beantwortung der Fragestellung werden techno-ökonomische Modelle, z.B. das Strommarktmodell MICOES zur Kraftwerkseinsatzplanung, das Modell DeSiflex zur Glättung der Residuallast durch integrierte Flexibilitätsoptionen sowie das Modell Arturflex zur Abschätzung der Arbitragegewinne durch Einsatz von Flexibilitätsoptionen am Spotmarkt, herangezogen.

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Diese Dokumentation beschreibt Daten zum deutschen Strom- Wärme- und Gassektor und ermöglicht eine modellgestützte Abbildung dieser Energiesysteme. Die Aufbereitung der Daten erfolgte im Rahmen des vom BMWi geförderten Forschungsprojekts LKD-EU (Langfristige Planung und kurzfristige Optimierung des Elektrizitätssystems in Deutschland im europäischen Kontext, FKZ 03ET4028C). In Zusammenarbeit mit dem Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), der Arbeitsgruppe Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik (WIP) der Technischen Universität Berlin (TUB), dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft (EE2), der Technischen Universität Dresden (TUD) und dem House of Energy Markets & Finance der Universität Duisburg-Essen (UDE). Ziel des Dokumentes ist es, Referenzdaten zur Verfügung zu stellen, die den aktuellen Zustand des deutschen Energiesystems repräsentieren. Das Bezugsjahr ist 2015. Diese Dokumentation trägt dazu bei, die Transparenz in der Verfügbarkeit von Daten zum deutschen Energiesystem zu erhöhen. / This data documentation describes a data set of the German electricity, heat, and natural gas sectors compiled within the research project ‘LKD-EU’ (Long-term planning and short-term optimization of the German electricity system within the European framework: Further development of methods and models to analyze the electricity system including the heat and gas sector). The project is a joined effort by the German Institute for Economic Research (DIW Berlin), the Workgroup for Infrastructure Policy (WIP) at Technische Universität Berlin (TUB), the Chair of Energy Economics (EE2) at Technische Universität Dresden (TUD), and the House of Energy Markets & Finance at University of Duisburg-Essen. The project was funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy through the grant ‘LKD-EU’, FKZ 03ET4028A. The objective of this paper is to document a reference data set representing the status quo of the German energy sector. We also update and extend parts of the previous DIW Data Documentation 75 (Egerer et al. 2014). While the focus is on the electricity sector, the heat and natural gas sectors are covered as well. With this reference data set, we aim to increase the transparency of energy infrastructure data in Germany. On the one hand, this documentation presents sources of original data and information used for the data set. On the other hand, it elaborates on the methodologies which have been applied to derive the data from respective sources in order to make it useful for modeling purposes and to promote a discussion about the underlying assumptions. Furthermore, we briefly discuss the underlying regulations with regard to data transparency in the energy sector. Where not otherwise stated, the data included in this report is given with reference to the year 2015 for Germany.

Diese Arbeit geht der Frage nach, ob sich durch die stattfindende Transformation zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem in Deutschland auch Marktchancen für innovative Marktteilnehmer, insbesondere für Speicherbetreiber, herausbilden. Die ökonomischen Effekte, die in Energiesystemen mit hohen Anteilen an variablen erneuerbaren Energien (vEE) auftreten, können durch deren Integrationskosten gemessen werden. Die wissenschaftlichen Untersuchungen in Bezug auf den zusätzlichen Speicher- bzw. Flexibilitätsbedarf für ein solches Energiesystem setzen häufig bei den Ungleichgewichten in der Systembilanz an. Den jeweiligen Methoden liegen jedoch unterschiedliche Annahmen und Rahmenbedingungen zu Grunde, sodass die Ergebnisse nur eingeschränkt miteinander verglichen werden können. Der stündlich schwankende Großhandelspreis an der Strombörse ist ein wichtiger Indikator, um den Flexibilitätsbedarf zu signalisieren. Viele Analysen legen historische oder auch prognostizierte Preiszeitreihen für eine Bewertung von Speicheroptionen zu Grunde. Jedoch wird dabei die Rückkopplung der Betriebsweise eines Energiespeichers auf die Marktpreise außen vor gelassen. In dieser Arbeit wird deshalb eine Methode entwickelt, um den Einfluss eines steigenden Marktvolumens an Speichern und anderen Flexibilitätsoptionen auf die Spotmarktpreise abzuschätzen. Untersucht wird der Einfluss des Speichereinsatzes auf die Stromnachfrage und die Spotmarktpreise in 2020 sowie 2030. Die hierfür zu definierenden Szenarien für den Strommarkt werden modellgestützt abgebildet und ausgewertet. Für die Beantwortung der Fragestellung werden techno-ökonomische Modelle, z.B. das Strommarktmodell MICOES zur Kraftwerkseinsatzplanung, das Modell DeSiflex zur Glättung der Residuallast durch integrierte Flexibilitätsoptionen sowie das Modell Arturflex zur Abschätzung der Arbitragegewinne durch Einsatz von Flexibilitätsoptionen am Spotmarkt, herangezogen.

Diese Dokumentation beschreibt Daten zum deutschen Strom- Wärme- und Gassektor und ermöglicht eine modellgestützte Abbildung dieser Energiesysteme. Die Aufbereitung der Daten erfolgte im Rahmen des vom BMWi geförderten Forschungsprojekts LKD-EU (Langfristige Planung und kurzfristige Optimierung des Elektrizitätssystems in Deutschland im europäischen Kontext, FKZ 03ET4028C). In Zusammenarbeit mit dem Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), der Arbeitsgruppe Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik (WIP) der Technischen Universität Berlin (TUB), dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft (EE2), der Technischen Universität Dresden (TUD) und dem House of Energy Markets & Finance der Universität Duisburg-Essen (UDE). Ziel des Dokumentes ist es, Referenzdaten zur Verfügung zu stellen, die den aktuellen Zustand des deutschen Energiesystems repräsentieren. Das Bezugsjahr ist 2015. Diese Dokumentation trägt dazu bei, die Transparenz in der Verfügbarkeit von Daten zum deutschen Energiesystem zu erhöhen. / This data documentation describes a data set of the German electricity, heat, and natural gas sectors compiled within the research project ‘LKD-EU’ (Long-term planning and short-term optimization of the German electricity system within the European framework: Further development of methods and models to analyze the electricity system including the heat and gas sector). The project is a joined effort by the German Institute for Economic Research (DIW Berlin), the Workgroup for Infrastructure Policy (WIP) at Technische Universität Berlin (TUB), the Chair of Energy Economics (EE2) at Technische Universität Dresden (TUD), and the House of Energy Markets & Finance at University of Duisburg-Essen. The project was funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy through the grant ‘LKD-EU’, FKZ 03ET4028A. The objective of this paper is to document a reference data set representing the status quo of the German energy sector. We also update and extend parts of the previous DIW Data Documentation 75 (Egerer et al. 2014). While the focus is on the electricity sector, the heat and natural gas sectors are covered as well. With this reference data set, we aim to increase the transparency of energy infrastructure data in Germany. On the one hand, this documentation presents sources of original data and information used for the data set. On the other hand, it elaborates on the methodologies which have been applied to derive the data from respective sources in order to make it useful for modeling purposes and to promote a discussion about the underlying assumptions. Furthermore, we briefly discuss the underlying regulations with regard to data transparency in the energy sector. Where not otherwise stated, the data included in this report is given with reference to the year 2015 for Germany.

Die Dissertationsschrift thematisiert die Frage nach den Kosten und Nutzen einer Diversifikationsstrategie im europäischen Erdgasmarkt und gliedert sich in neun Kapitel. In einer Vorbetrachtung beschreiben die Kapitel eins bis vier die Ausganglage mit Blick auf Angebots- und Nachfragestrukturen sowie der Gasinfrastruktur. Unsicherheiten in Bezug auf die Entwicklung der Nachfrage, Importverfügbarkeit und Preisniveaus werden diskutiert. In einem analytischen Rahmen wird das Thema Diversifikation in den Kontext der Energiesicherheit eingeordnet. Die Kapitel fünf bis sieben befassen sich mit der Beschreibung und der Analyse des europäischen Gasmarkts. Dafür wird ein lineares Modell, GAMAMOD-EU, entwickelt, welches als stochastische Optimierung den Ausbau der Erdgasinfrastruktur unter Einbezug von drei Unsicherheitsdimensionen in den Jahren 2030 und 2045 abbildet. Zusätzlich werden drei Diversifikationsstrategien in Hinblick auf Infrastrukturentwicklung und Versorgungssicherheit analysiert. In einer Erweiterung wird der Import Grüner Gase in die Betrachtung einbezogen. Kapitel acht stellt das deutsche Gasnetzmodell GAMAMOD-DE mit einer Fallstudie vor, die die Versorgungslage im kalten Winter 2012 nachmodelliert. Im abschließenden Kapitel neun werden die zu Beginn aufgeworfenen Forschungsfragen beantwortet, politische Handlungsempfehlungen gegeben und der weitere Forschungsbedarf skizziert.:Table of Contents List of Figures List of Tables Abbreviations Country Codes Nomenclature: GAMAMOD-EU Nomenclature: GAMAMOD-DE 1 Introduction 2 Uncertainties in Gas Markets 3 Diversification in Gas Markets to Ensure Security of Supply 4 Natural Gas Infrastructure 5 The European Natural Gas Market Model (GAMAMOD-EU) 6 Results on Security of Supply in the European Gas Market 7 Impact of Green Gas Imports on Infrastructure Investments 8 The German Natural Gas Market Model (GAMAMOD-DE) 9 Conclusion and Outlook Laws and Communication Papers References Appendix / The dissertation addresses the question of the costs and benefits of a diversification strategy in the European natural gas market and is divided into nine chapters. In a preliminary analysis, chapters one to four describe the initial situation with regard to supply and demand structures as well as the gas infrastructure. Uncertainties regarding the development of demand, import availability and price levels are discussed. In an analytical framework, the topic of diversification is placed in the context of energy security. Chapters five to seven deal with the description and analysis of the European gas market. For this purpose, a linear model, GAMAMOD-EU, is developed, which maps the expansion of the natural gas infrastructure as a stochastic optimisation, taking into account three uncertainty dimensions in the years 2030 and 2045. In addition, three diversification strategies are analysed with regard to infrastructure development and security of supply. In an extension, the import of green gases is included in the analysis. Chapter eight presents the German gas grid model GAMAMOD-DE with a case study, which models the supply situation in the cold winter of 2012. In the concluding chapter nine, the research questions raised at the beginning are answered, political recommendations for action are given and the need for further research is outlined.:Table of Contents List of Figures List of Tables Abbreviations Country Codes Nomenclature: GAMAMOD-EU Nomenclature: GAMAMOD-DE 1 Introduction 2 Uncertainties in Gas Markets 3 Diversification in Gas Markets to Ensure Security of Supply 4 Natural Gas Infrastructure 5 The European Natural Gas Market Model (GAMAMOD-EU) 6 Results on Security of Supply in the European Gas Market 7 Impact of Green Gas Imports on Infrastructure Investments 8 The German Natural Gas Market Model (GAMAMOD-DE) 9 Conclusion and Outlook Laws and Communication Papers References Appendix

Förnybar energi sägs vara en stor bidragande faktor till att lösa klimatproblem med global uppvärmning och den svenska regeringen har som mål att Sverige ska vara 100% fossilfritt år 2045. Ett förslag från Energimyndigheten är att cirka 5-10% av den svenska elkonsumtionen ska komma från solceller. Utvecklingen med solceller går framåt och allt fler privatpersoner och företag väljer att investera i det. Denna rapport ämnar att undersöka hur solceller kan dimensioneras för större kommersiella företag, samt även att kartlägga hur nyckelpersoner i koppling till företaget Dahl Sverige AB resonerar om hållbarhet och solceller. Dahl har valt att utvärdera möjligheten med solceller och används därför som ett studieobjekt i denna rapport. Efter insamling av av data kunde programmet System Advisor Model användas för att dimensionera solcellssystemet. Utifrån resultaten av simuleringarna togs tre olika storleksalternativ på solcellssystemet fram för att kunna fungera som beslutsunderlag vid beslutsfattande från Dahl; ett alternativ för att undvika energiskatten och främja det ekonomiska, ett för att undvika överproduktion och slutligen ett för maximal miljönytta. Dock kan en avvägning göras utifrån vad företaget själva accepterar för tröskelränta, eftersom att solcellssystemet blev mer miljövänligt men krävde en större investering allt eftersom storleken ökade. För att undersöka resonemang beträffande solceller och hållbarhet har intervjuer genomförts med fem nyckelpersoner i logistikprojektet där Dahl bygger ett nytt centrallager. Intervjuerna kategoriserades i sex olika teman. Dessa jämfördes sedan utifrån ett teoretiskt ramverk om olika paradigm: ett transformativt ekocentriskt paradigm samt ett dominant kulturellt paradigm. Resultatet synliggjorde att informanterna resonerade på olika sätt. Det fanns inslag av båda paradigmen men informanterna resonerade främst utifrån det dominanta kulturella paradigmet som motsvarar dagens marknadsdrivna konkurrensbaserade samhälle. Ett alternativ för att utveckla företaget i en mer hållbar riktning blir således att införa mer internutbildning för att främja en transformativ ekocentrisk världssyn. Denna slutsats uppskattas vara applicerbar även inom andra företag utanför Dahl. / Renewable energy is said to be a contributing factor in solving the environmental problems with global warming, which is why the Swedish Government has decided that Sweden will be 100% fossil free by 2045. A proposition from the Swedish Energy Agency is that around 5-10% of the Swedish consumption should come from solar energy. The development of solar PVs are going forward, and the number of private households and organisations that are choosing to invest are growing. This report aims to investigate how a solar PV system can be dimensioned for bigger commercial companies. It also seeks to map how stakeholders at Dahl Sverige AB, a large trading company in the plumbing industry, reason about solar cells and sustainability. Dahl is evaluating the possibilities with solar PVs, and will be used as a case in this report. After collecting data, the System Advisor Model program could be used to dimension the solar cell system. Based on the results of the simulations, three different size alternatives on the solar cell system were developed in order to be able to function as a basis for a decision for the study object; one option to avoid the energy tax and promote the economy, one to avoid overproduction and one for maximum environmental benefit. However, a trade-off could be made depending on what hurdle rate the company deems acceptable, as the solarsystem becomes more environmentally friendly but requires a larger investment as the size increases.To investigate reasoning regarding solar cells and sustainability, five interviews were conducted with five stakeholders with a connection to the logistics project to build a new central warehouse. The interviews went through a thematic analysis and the answers were characterized as six different themes. These were analysed on the basis of a theoretical framework that distinguishes between a dominant cultural paradigm and a transformative ecocentric paradigm. The result showed that the informants reasoned differently. There were elements from both paradigms, but the informants largely expressed opinions that could be characterized as the dominant cultural paradigm. An alternative for Dahl to become more sustainable was thus to introduce more internal training to promote a transformative ecocentric worldview. This conclusion is assessed to be applicable for other companies outside the Dahl case as well.

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Du fait de la flexibilité énergétique qu'ils offrent et de leur potentiel de diminution des émissions de GES et de polluants, les réseaux de chaleur (RdC) sont un des leviers d'actions des politiques énergétiques locales en constante progression. Leur déploiement et/ou rénovation n'est pas qu'une question technico-économique classique, dans la mesure où ils sont au cœur d'un ensemble d'acteurs interconnectés, aux objectifs spécifiques, tous parties prenantes des politiques énergétiques locales. Dans ce contexte, les outils permettant à ces différents acteurs l'évaluation des actions liées aux RdC sont très importants. Ils doivent permettre l'évaluation de scénarios de conception, d'actions de rénovation, de performance et de suivi... Parmi les outils permettant ces évaluations, les approches par modélisation sont souvent trop spécifiques à une situation, un type de réseau un acteur... Le travail réalisé consiste à développer un outils de modélisation de RdC, offrant la flexibilité recherchée. "HeatGrid" permet de modéliser des architectures de réseaux variées. A chaque pas de temps, le fonctionnement du réseau est simulé grâce au formalisme de la programmation linéaire. Cet outil peut être utilisé en phase de conception ou d'exploitation d'un réseau. L'approche de modélisation permet d'évaluer et de comparer sous les aspects économiques, énergétiques et techniques d'un RdC sous différents scénarios. Plusieurs exemples sont simulés et analysés dans le but d'illustrer le potentiel du modèle. / Because of the energy flexibility that they offer and their potential to reduce GHG emissions, disctrict heating (DH) networks are a tool of local energy policies in constant progression. Their develpment and/or renovation is not only a classic technico-economical question, insofar as interconnected stakeholders of local energy policies, taking into account specific objectives, are concerned by DH networks. In this context, tools which enable these different stakeholders to evaluate actions related to DH networks are essential. They must be helpful for the assessment of renovation actions, the monitoring and the evaluation of performances....Among the tools that allow theses evaluations, the modelling approaches are often too specific to a situation, a type of network, a stakeholder... The work of the thesis consists in developing a DH modeling tool that has this desired flexibility. The proposed tool "HeatGrid" can model various network architectures. At each time step, the network running is simulated via linear programming formalism. This tool can be applied either at the design stage of a DH or at the operating stage. The model based approach enables the evaluation and comparison of economic, energy and technical aspects of the DH system in different scenarios. Several examples are simulated and analyzed in order to illustrate the potential of the model.