Rotorblätter von Windenergieanlagen (WEA) weisen häufig lange vor dem Erreichen der prognostizierten Lebensdauer von 20 bis 30 Jahren Risse in der Blattschale auf. Die Folge sind aufwendige Reparaturen am installierten und schwer zugänglichen Rotorblatt und der kostenintensive Nutzungsausfall durch den Stillstand der WEA. Als mögliche Initiatoren für die Schäden in der Blattschale der Rotorblätter gelten fertigungsbedingte Imperfektionen. Für die Untersuchung des Einflusses dieser Imperfektionen auf das Ermüdungsverhalten der Rotorblätter wurde an der BAM (Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung) ein Prüfstand für statische und zyklische Versuche von Schalensegmenten im intermediate scale entwickelt und betrieben. Die untersuchten Schalensegmente in Sandwichbauweise sind der Rotorblattschale von WEA im Hinblick auf die Strukturmechanik, die Halbzeuge, den Laminataufbau und dem eingesetzten Fertigungsverfahren ähnlich. Als Imperfektionen wurden verschiedenen Variationen von Lagenstößen in die Hautlagen und Schaumstöße mit Breitenvariation in den Stützkern reproduzierbar eingebracht. Die Überwachung des Schädigungszustandes während der Schwingversuche unter realistischen Lastszenarien erfolgt über eine kombinierte in situ Schädigungsüberwachung mittels passiver Thermografie und Felddehnungsmessung. Mit den durchgeführten Schwingversuchen, der begleitenden Überwachung des Schädigungszustandes sowie dem validierten FEM-Modell ließen sich die Schadensinitiation und die signifikante Reduktion der Lebensdauer durch die eingebrachten Imperfektionen zweifelsfrei nachweisen. Die abgeleiteten Designregeln liefern für die Ingenieurpraxis wichtige Konstruktionshinweise und unterstützen die betriebssichere Auslegung von gekrümmten Sandwichkonstruktionen wie beispielsweise WEA-Rotorblätter.:1 Einleitung 1.1 Motivation 1.2 Zielsetzung 2 Stand der Technik 2.1 Grundlagen FKV-Werkstoffe 2.2 Rotorblätter von Windenergieanlagen 2.2.1 Rotorblattfertigung im SCRIMP-Verfahren 2.2.2 Typische fertigungsbedingte Imperfektionen im Rotorblatt 2.2.3 Lasten am Rotorblatt 2.2.4 Rotorblattprüfung und Komponentenversuche 2.3. Schalentheorie von monolithischen und Sandwichstrukturen 2.3.1 Analytische Betrachtung orthotroper Schalen 2.3.2 Versagensverhalten von Sandwichstrukturen unter Druckbelastung 2.3.3 Analytische Beschreibung des Stabilitätsversagens von Sandwichstrukturen 2.4 Strukturverhalten von Sandwichstrukturen unter statischen und zyklischen Lasten 2.5 Versagenskriterium für monolithisches Laminat nach Puck 2.6 Ermüdungsverhalten monolithischer Winkel-Mehrschichtverbunde 2.7 Materialcharakterisierung der GFK-Decklagen 2.7.1 Statische Materialkennwerte der GFK-Decklagen 2.7.2 Schwingversuche zur Ermittlung der Wöhlerkurve der GFK-Decklagen 2.7.3 Lineare Schädigungsakkumulation zur Berechnung der Schadensbeiträge 2.7.4 Schädigungsmechanismen bei statischer Schub-Zug-Beanspruchung 2.7.5 Im RHV-Schwingversuch erfasste Schädigungsmechanismen 2.8 In situ Überwachung des Schädigungszustandes mittels zerstörungsfreier Prüfung 2.8.1 In situ Überwachung - Optische Felddehnungsmessung 2.8.2 In situ Überwachung – passive Thermografie 3 Versuchsplanung 3.1 Schalenprüfstand für Substrukturen-Versuche 3.1.1 Anforderungen an den Schalenprüfstand 3.1.2 Konstruktion und Umsetzung 3.1.3 Integrierte Zustandsüberwachung 3.2 Der Schalenprüfkörper für Substrukturen-Versuche 3.2.1 Schalenprüfkörper – Auslegung 3.2.2 Schalenprüfkörper - Fertigungsverfahren 3.2.3 Schalenprüfkörper - Eingebrachte Imperfektionen 4 Statische und zyklische Versuche an Schalenprüfkörpern 4.1 Statische Versuche an Schalenprüfkörpern 4.1.1 Mit der Felddehnungsmessung detektierte Prüfkörperverformung 4.1.2 Detektierte Z-Verschiebung mittels Felddehnungsmessung 4.1.3 Diskussion der detektierten Verformung des Schalenprüfkörpers 4.1.4 Fazit – statische Druckversuche an Sandwichschalen 4.2 Numerische Abbildung des Schalenprüfkörpers 4.2.1 Nichtlineare Stabilitätsanalyse - Schalenprüfkörper ohne Imperfektion 4.2.2 Validierung des im FEM-Schalenmodell modellierten komplexen Verformungsverhaltens unter statischer Axiallast 4.2.3 FEA – laminatschichtweise Analyse der Anstrengung (Zfb, Puck) 4.2.4 Diskussion FEM-Schalenmodell 4.3 Schwingversuche an Schalenprüfkörpern 4.3.1 Referenzprüfkörper – Einstufen-Schwingversuch 4.3.2 Referenzprüfkörper – Zweistufen-Schwingversuch 4.3.3 Referenzprüfkörper - lokaler Steifigkeitsabfall im Mehrstufen-Schwingversuch 4.3.4 Referenzprüfkörper: Fazit der Ein- und Mehrstufen-Schwingversuche 4.3.5 Zweistufen-Schwingversuche an Prüfkörpern mit Imperfektionen 4.3.6 Im Mehrstufen-Schwingversuch erreichte Lastspielzahlen 4.3.7 Nachweis der Schadensinitiierung - Ansatz zur erweiterten Auswertung der passiven Thermografie 5 Diskussion der Ergebnisse 5.1 Diskussion der statischen Schalenversuche 5.2 Diskussion der Schwingversuche von Schalenprüfköpern 5.2.1 Schadensakkumulationsprozess der Sandwich-Schalenprüfkörper unter Zug-Druck-Wechsellast 5.2.2 Lastspielzahlen: Vergleich Material- und Substrukturen-Versuche 5.2.3 Anstrengung: Vergleich Material- und Substrukturen-Versuche 5.2.4 Angewendete ZfP-Verfahren: Sichtprüfung, passive Thermografie und Felddehnungsmessung 5.3 Diskussion der Skalierung auf die Blattschale realer Rotorblätter 6 Ausblick 7 Zusammenfassung Literaturverzeichnis Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Anhang

The development of renewable energies and the desired independence from fossil energy sources are essential for security of supply. Wind energy turbines already account for the largest share of electricity generation in Germany. As part of modular precast concepts for wind turbine towers, vertical joints now divide the segments into even smaller components. This significantly reduces transport costs and installation time. The load-bearing behaviour of these segmented concrete towers is very complex due to the horizontal and vertical joints and the resulting restrained cross-sectional deformations. In the case of thin-walled half-shell segments now used in modern wind turbine towers, cross-sectional distortion and warping can significantly reduce the load-bearing capacity. Even under pure torsional loading, there is a decrease in the horizontal joint load capacity compared to conventional thin-walled circular rings. However, there are currently no design approaches for this new construction, as the structural behaviour is neither fully understood nor reliably modeled. This cumulative dissertation deals with the modeling of the torsional behaviour of segmented concrete towers for wind turbines based on the warping theory of thin-walled bars. Transferring the complex mechanical relationships into an understandable and comprehensible bar model allows differentiated evaluation approaches. In the case of segmented concrete towers, this leads to the long-term realization of even more innovative, higher and safer tower concepts. With this calculation approach, the practical engineer always remains in control of his or her own actions. Accordingly, the results can be used as a basis for evaluation without much need for interpretation, e.g. to assess the effect of restrained sectional warping on the distribution of normal stresses. The successive derivation of an engineering approach is presented using mechanical modeling concepts and non-linear numerical investigations as well as further (experimental) investigations. This provides the basis for future validation with carefully conducted tests on actual concrete segments. The core of the dissertation consists of four peer-reviewed papers that have already been published in scientifically proven journals (Structural Concrete and Engineering Structures). The framework story begins by explaining the scientific classification and relevance of the topic. The current state of the art is the basis for deriving research gaps and objectives, as well as a framework of hypotheses to be evaluated. Subsequently, the four papers are placed in the overall context of modeling the torsional behaviour of segmented concrete towers. Paper [A] deals with experimental investigations, analysis and evaluation of the joint behaviour of modular towers in large-scale tests. The gain of knowledge about the uneven distribution of forces in the horizontal joints also has a significant influence on the design models of the half-shell structure. Papers [B] and [C] present an engineering approach to determine the torsional behaviour of segmented concrete towers based on the warping theory of thin-walled bars. This calculation approach includes two methods for evaluating the internal forces of a half-shell pair and the associated stress calculation. A practical analysis method using an analogy to higher order beam theory is introduced to overcome the difficulties of numerical calculation by the finite element method. In this way, the load-bearing behaviour can be described as accurately as possible and the decisive influencing parameters can be isolated. Paper [D] presents the further development and the numerical and analytical validation of the engineering model for the entire tower structure. The influence of the adjacent segments on the torsional behaviour of the assembled half-shell tower is implemented in the model approach. This is based on analytical modeling using spring systems and extensive numerical investigations. Additional studies relate to the surface condition of ground concrete segments, the preliminary investigations on aluminium segments, the initial preliminary considerations on a coherent test design and the effects of multiple vertically divided segments. Finally, the findings are summarized and the overall result of the research is described by evaluating the hypotheses. In addition, the most important perspectives for future research and transfer achievements are pointed out. The presentation of the overall results of this dissertation impressively shows that the successive extension of the model approach leads to a more precise and differentiated isolation of the influencing variables. This improves the realistic representation of the torsional behaviour of assembled half-shells based on the warping theory of thin-walled bars, taking the application limits into account. However, the simplicity and applicability of the engineering model are not compromised by the continuous development. The analytically proven and numerically validated dependence on the slenderness ratio of the segments results in a better understanding of the load transfer in the modular precast structure. A much simplified internal force calculation can be used as the basis for the reinforced concrete design by applying the analogy to the tension rod under bending stress. The division of the load components provides a better understanding of the force flow of the modular structure. Accordingly, the combination of the tension rod analogy, the load redistribution principle and the modified deformation approach, taking the adjacent segments into account, allow the user to isolate and evaluate the influencing parameters of the torsional behaviour with little effort. Finally, in addition to model approaches and detailed numerical simulations, accompanying experimental investigations are required, and this dissertation provides the basis for a coherent and well-conceived experimental program. / Der Ausbau der erneuerbaren Energien und die angestrebte Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern sind für die Versorgungssicherheit unerlässlich. Den größten Anteil an der Stromerzeugung haben in Deutschland schon heute die Windenergieanlagen. Im Rahmen modularer Fertigteilkonzepte für Türme von Windenergieanlagen teilen mittlerweile Vertikalfugen die Segmente in immer kleinere Komponenten. Auf diese Weise können die Transportkosten und der Montageaufwand erheblich reduziert werden. Das Tragverhalten dieser segmentierten Betontürme ist aufgrund der horizontalen und vertikalen Fugen sowie der daraus resultierenden behinderten Querschnittsverformungen sehr komplex. Bei dünnwandigen Halbschalensegmenten, die inzwischen im modernen Turmbau für Windenergieanlagen eingesetzt werden, können Querschnittsverzerrungen und -verwölbungen die Tragfähigkeit erheblich beeinträchtigen. Bereits bei einer reinen Torsionsbelastung ist im Vergleich zu konventionellen dünnwandigen Kreisringen eine Abnahme der horizontalen Fugentragfähigkeit zu erkennen. Es existieren zurzeit jedoch noch keine Bemessungsansätze für die neuartige Konstruktion, da weder das Strukturverhalten vollständig verstanden ist, noch verlässlich modelliert werden kann. Diese kumulative Dissertation befasst sich daher mit der Modellierung des Torsionstragverhaltens von segmentierten Betontürmen für Windenergieanlagen auf Basis der Wölbtheorie dünnwandiger Stäbe. Ziel ist die realitätsnahe Abbildung des Torsionstragverhaltens der hybriden Turmkonstruktion durch die sukzessive Entwicklung eines Ingenieurmodells. Die Übertragung der komplexen mechanischen Zusammenhänge in ein verständliches Stabmodell ermöglicht differenzierte Bewertungsansätze. Dies führt im Anwendungsfall der segmentierten Betontürme langfristig zur Realisierung noch innovativerer, höherer und sicherer Turmkonzepte. Mit diesem Berechnungsansatz behalten die in der Praxis tätigen Ingenieur:innen stets die Kontrolle über das eigene Handeln. Die Ergebnisse können ohne besonderen Interpretationsbedarf als Bewertungsgrundlage verwendet werden, um z. B. die Auswirkungen des Phänomens der behinderten Querschnittsverwölbung auf die Verteilung der Normalspannungen zu beurteilen. Ausgehend von mechanischen Modellvorstellungen und nichtlinearen numerischen Untersuchungen sowie weiteren (experimentellen) Untersuchungen wird daher die sukzessive Herleitung eines ingenieurmäßigen Ansatzes vorgestellt. Dieser dient als Grundlage für die zukünftige Validierung im Zuge sorgfältig durchzuführender Versuche an Betonsegmenten. Den Kern der Dissertation bilden vier begutachtete Fachartikel, die bereits in wissenschaftlich anerkannten Fachzeitschriften (Structural Concrete und Engineering Structures) veröffentlicht wurden. Die Rahmenhandlung erläutert zu Beginn die wissenschaftliche Einordnung und Relevanz der Thematik. Der aktuelle Stand der Technik ist die Grundlage für die Ableitung von Forschungslücken und Zielsetzungen sowie eines zu evaluierenden Hypothesengerüsts. Darauf aufbauend erfolgt die Einordnung der vier Fachbeiträge in den Gesamtkontext der Modellierung des Torsionsverhaltens segmentierter Betontürme. Der Artikel [A] befasst sich mit experimentellen Untersuchungen und der Analyse und Bewertung des Fugentragverhaltens modularer Türme in Großversuchen. Die gewonnenen Erkenntnisse über die ungleichmäßige Kraftverteilung in den Horizontalfugen haben auch einen erheblichen Einfluss auf die Bemessungsmodelle der Halbschalenkonstruktion. In den Artikeln [B] und [C] wird ein ingenieurmäßiger Ansatz zur Ermittlung des Torsionsverhaltens von segmentierten Betontürmen vorgestellt, der auf der Wölbtheorie dünnwandiger Stäbe basiert. Dieser Berechnungsansatz beinhaltet zwei Methoden zur Ermittlung der inneren Schnittgrößen eines Halbschalenpaares und der zugehörigen Spannungsberechnung. Es wird eine praktikable Analysemethode in Analogie zur Balkentheorie höherer Ordnung eingeführt, um die Schwierigkeiten bei der numerischen Berechnung mit der Finiten Elemente Methode zu bewältigen. Damit kann das Tragverhalten möglichst genau beschrieben und die maßgeblichen Einflussparameter isoliert werden. In Artikel [D] wird die Weiterentwicklung sowie die numerische und analytische Validierung des Ingenieurmodells für die gesamte Turmstruktur vorgestellt. Der Einfluss der Nachbarsegmente auf das Torsionsverhalten des zusammengesetzten Halbschalenturms wird in den Modellansatz implementiert. Dies erfolgt auf der Grundlage analytischer Modellvorstellungen unter der Verwendung von Federsystemen und umfangreicher numerischer Untersuchungen. Ergänzende Betrachtungen umfassen die Oberflächenbeschaffenheit der geschliffenen Betonsegmente, die Voruntersuchungen an Aluminiumsegmenten, die ersten Vorüberlegungen zu einem kohärenten Versuchskonzept und die Auswirkungen von mehrfach vertikal geteilten Segmenten. Abschließend werden die gewonnenen Erkenntnisse zusammengefasst und das übergreifende Gesamtergebnis der Forschung wird über die Bewertung der Hypothesen beschrieben. Darüber hinaus werden die wichtigsten Perspektiven für zukünftige Forschungs- und Transferleistungen aufgezeigt. Die Darstellung des Gesamtergebnisses dieser Dissertation zeigt eindrucksvoll, dass die sukzessive Erweiterung des Modellansatzes zu einer genaueren und differenzierteren Isolierung der Einflussgrößen führt. Dies verbessert unter Berücksichtigung der Anwendungsgrenzen die realitätsnahe Abbildung des Torsionsverhaltens zusammengesetzter Halbschalen auf Basis der Wölbtheorie dünnwandiger Stäbe. Die kontinuierliche Weiterentwicklung geht nicht zulasten der Einfachheit und Anwendbarkeit des Ingenieurmodells. Dementsprechend führt die analytisch nachgewiesene und numerisch validierte Abhängigkeit vom Schlankheitsgrad der Segmente zu einem besseren Verständnis der Lastabtragung in der modularen Fertigteilstruktur. Die Anwendung der Analogie zum biegebeanspruchten Zugstab ermöglicht eine wesentlich vereinfachte Schnittgrößenermittlung als Grundlage für die Stahlbetonbemessung. Ein besseres Verständnis des Kraftflusses in der modularen Konstruktion wird durch die Aufteilung der Lastkomponenten erreicht. Die Zusammenführung der Ansätze aus Zugstabanalogie, Lastumverteilungsprinzip und modifiziertem Verformungsansatz unter Berücksichtigung der Nachbarsegmente ermöglichen es den Anwender:innen, die Einflussparameter des Torsionsverhaltens ohne großen Aufwand zu isolieren und zu bewerten. Schließlich sind neben den Modellansätzen und detaillierten numerischen Betrachtungen auch begleitende experimentelle Untersuchungen erforderlich, wobei diese Dissertation die Grundlage für ein schlüssiges und durchdachtes Versuchsprogramm darstellt.

Die Erreichung der ehrgeizigen Dekarbonisierungsziele Deutschlands erfordert eine massive Ausweitung der Onshore-Windenergie. In den letzten Jahren sahen sich Onshore-Wind Projektentwickler zunehmend mit sozialen und Umweltbedenken aufgrund von Landnutzungskonflikten konfrontiert. Aus regulatorischer Sicht stellen die weitere Integration von Onshore-Windkapazitäten in das deutsche Energiesystem besondere Herausforderungen in Bezug auf geografische und zeitliche Aspekte der Stromerzeugung dar. Die hohen Windgeschwindigkeiten und die vergleichsweise geringe Bevölkerungsdichte haben dazu geführt, dass Investoren in der Vergangenheit überproportional in den nördlichen Bundesländern Windparks entwickelten. Eine starke gleichzeitige Einspeisung von Strom an nahegelegenen Windstandorten führt jedoch zu einem Druck auf die Großhandelsstrompreise, was die Markterträge der Entwickler reduziert. Diese Arbeit zielt daher darauf ab, einen Beitrag zum zukünftigen Design des deutschen Energiesystems zu leisten und insbesondere den weiteren Ausbau der Onshore-Windenergie in Deutschland unter Berücksichtigung sozialer, Umwelt- und wirtschaftlicher Einschränkungen zu untersuchen. Dabei werden GIS-Software und ein neues inverses Zeitreihenmodellierungsverfahren genutzt, um das Windpotenzial und Landnutzungskonflikte zu analysieren. Zukünftige Marktszenarien werden mit Hilfe eines dekomposierten Kraftwerkseinsatz und -investitionsmodells hinsichtlich ihrer Wirkungen auf die ökonomische Effizienz der Marktintegration von Onshore-Windenergie bewertet, wobei Preisentwicklungen für CO2-Emissionszertifikate eine entscheidende Rolle spielen. Die Ergebnisse deuten auf eine abnehmende Rentabilität der Onshore-Windenergie in Deutschland hin, während der Süden Deutschlands aus ganzheitlicher Perspektive einen größeren Beitrag zur Windenergie leisten könnte.:I Analysis framework 1 1 Introduction 3 1.1 Research motivation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 1.2 Research objective, aims and questions . . . . . . . . . . . . . 5 1.3 Scientific contribution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.1 Research focus specification . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.2 Contribution regarding renewable energy potentials and levelised generation cost . . . . . . . . . . . . . . . 10 1.3.3 Contribution regarding generic wind time series modelling 12 1.3.4 Contribution regarding electricity market modelling and model decomposition . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.3.5 Contribution regarding evaluating the market integration of wind energy . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.4 Organisation of thesis and software tools applied . . . . . . . 20 2 Basics of electricity economics 23 2.1 Pricing and investments in electricity markets . . . . . . . . . 23 2.1.1 Long-term market equilibrium . . . . . . . . . . . . . . 23 2.1.2 Short-term market equilibrium . . . . . . . . . . . . . . 25 2.2 Interplay of price formation and renewable support . . . . . . 27 2.2.1 Definitions and concepts . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.2.2 Quantity and price effect of environmental policies and implications for geographic deployment pathways 29 II Regionalisation of data inputs 33 3 GIS-based windenergy potential analysis 35 3.1 Framing the approach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 3.1.1 Taxonomy of renewable potentials . . . . . . . . . . . 35 3.1.2 GIS-based analysis procedure . . . . . . . . . . . . . . 36 3.1.3 Three-stage sensitivity analysis . . . . . . . . . . . . . 37 3.2 Land assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.2.1 Land characteristics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.2.2 Results on the land availability . . . . . . . . . . . . . . 41 3.3 Technical potential . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 3.3.1 Technical wind turbine configuration . . . . . . . . . . 44 3.3.2 Electrical energy conversion . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.3.3 Wind-farm design . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.3.4 Results on the technical potential . . . . . . . . . . . . 47 3.4 Economic potential . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 3.4.1 Cost-potential curves at a country level . . . . . . . . 49 3.4.2 Cost-potential curves at a regional level . . . . . . . . 52 4 Generic wind energy feed-in time series 55 4.1 Generic wind speed data in energy systems analysis . . . . . . 55 4.1.1 Motivation of generic time series . . . . . . . . . . . . 55 4.1.2 Incorporation of time series generation into modelling setup . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 4.2 Dynamic adjustment of model size via clustering . . . . . . . 56 4.2.1 Introduction to hierarchical and partitional cluster methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 4.2.2 Euclidean distance as proximity measure . . . . . . . . 57 4.2.3 Linkage of observations and cluster verification . . . 58 4.2.4 Specification of input data and data organisation . . . 59 4.2.5 Results on cluster algorithm selection and representation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 4.3 Vector autoregressive stochastic process with Normal-to- Weibull transformation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.3.1 Wind characteristics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.3.2 Data description and handling . . . . . . . . . . . . . . 62 4.3.3 Additive modelling procedure . . . . . . . . . . . . . . 63 4.3.4 Standard Normal-to-Weibull transformation . . . . . . 64 4.3.5 Time series decomposition . . . . . . . . . . . . . . . . 67 4.3.6 (V)AR-Parameter estimation . . . . . . . . . . . . . . . 70 4.3.7 Statistical dependence between different locations . . 73 4.3.8 Time series simulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 4.3.9 Results on time series simulation . . . . . . . . . . . . 77 III Market model-based investigation 81 5 Modelling investment decisions in power markets 83 5.1 Motivation for illustration of model decomposition . . . . . . 83 5.2 Simplified market model formulation . . . . . . . . . . . . . . . 83 5.2.1 Power plant dispatch problem . . . . . . . . . . . . . . 83 5.2.2 Capacity expansion extension . . . . . . . . . . . . . . 84 5.2.3 Constraint matrix structure . . . . . . . . . . . . . . . . 85 5.3 Complexity reduction via Benders decomposition . . . . . . . 87 5.3.1 Benders strategies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 5.3.2 Single-cut procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 5.3.3 Multi-cut procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 5.4 Acceleration strategies for decomposed market models . . . . 98 5.4.1 Scenario solver . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.4.2 Distributed computing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.4.3 Regularisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.5 Numerical testing of model formulation and solving strategy 99 5.5.1 Preliminary remarks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 5.5.2 Effects of multiple cuts . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 5.5.3 Effects of scenario solver and parallelisation . . . . . . 101 5.5.4 Effects of regularisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 5.6 Implications for a large-scale application . . . . . . . . . . . . 105 6 ELTRAMOD-dec: A market model tailored for investigating the European electricity markets 107 6.1 Understanding the model design . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.1 Market modelling fundamentals . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.2 ELTRAMOD-dec’s model structure and solving conventions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.3 Central capacity planning assumptions . . . . . . . . . 109 6.1.4 Central market clearing assumptions . . . . . . . . . . 110 6.2 Mathematical formulation of ELTRAMOD-dec . . . . . . . . . 111 6.2.1 Nomenclature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 6.2.2 Master problem equations . . . . . . . . . . . . . . . . 114 6.2.3 Subproblem equations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 6.2.4 Program termination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 6.2.5 Research-specific extensions . . . . . . . . . . . . . . . 124 6.3 Data description and model calibration . . . . . . . . . . . . . 126 6.3.1 Base year modelling data . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 6.3.2 Model performance validation . . . . . . . . . . . . . . 131 6.3.3 Target year modelling data . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.4 Determination of ELTRAMOD-dec’s solving conventions and tuning parameters . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 6.4.1 Framing some modelling experiments . . . . . . . . . 137 6.4.2 Effects of regularisation on convergence behaviour . 138 6.4.3 Effects of time slicing on solution accuracy . . . . . . 142 6.4.4 Effects of decomposition on solving speed . . . . . . . 145 7 Model-based investigation of onshore wind deployment pathways in Germany 149 7.1 Scenario framework and key assumptions . . . . . . . . . . . . 149 7.1.1 Scenario creation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 7.1.2 Definition of market configuration . . . . . . . . . . . 152 7.1.3 Summary on scenario key assumptions . . . . . . . . . 154 7.2 Results on market integration at a market zone level . . . . . 155 7.2.1 Introducing market integration indicators . . . . . . . 155 7.2.2 Market integration indicators for baseline calculation 156 7.2.3 Market integration indicators for increased renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 7.2.4 Market integration indicators for ultimate renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 7.3 Results on market integration at a detailed regional level . . . 160 7.3.1 Introducing regional market integration indicators . . 160 7.3.2 Regional market integration indicators for baseline calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 7.3.3 Regional market integration indicators for increased renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . 163 7.3.4 Regional market integration indicators for ultimate renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . 164 8 Summary and conclusions 169 8.1 Findings regarding the market integration . . . . . . . . . . . . 169 8.1.1 Onshore wind resources constitute a limiting factor for achieving Germany’s energy transition . . . . . . 169 8.1.2 Distribution of wind farm fleet has a strong impact on market premia in the centre and south of Germany 170 8.2 Findings regarding the technical underpinning . . . . . . . . . 173 8.2.1 Generic wind speed velocities can be a powerful tool for power system modellers . . . . . . . . . . . . . . . 173 8.2.2 Decomposition enables efficient solving of large-scale power system investment and dispatch models . . . . 174 8.3 Implications for policymakers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 IV Appendix 179 A Additional tables and figures 181 B Code listings 187 Bibliography 199 / Achieving Germany's ambitious decarbonisation goals requires a massive expansion of onshore wind energy. In recent years, onshore wind project developers have increasingly faced social and environmental concerns due to land use conflicts. From a regulatory perspective, further integrating onshore wind capacity into the German energy system poses particular challenges regarding geographical and temporal aspects of electricity generation. High wind speeds and comparatively low population density have led investors to disproportionately develop wind farms in the northern states in the past. However, a strong simultaneous electricity feed-in at nearby wind sites suppresses wholesale electricity prices, reducing developers' market returns. This study aims to contribute to the future design of the German energy system and, in particular, to examine the further expansion of onshore wind energy in Germany, considering social, environmental, and economic constraints. GIS software and a new inverse time series modelling approach are utilised to investigate wind potential and land use conflicts. Future market scenarios are evaluated using a decomposed power plant dispatch and investment model regarding their effects on the economic efficiency of onshore wind energy market integration, with price developments for carbon emission certificates playing a crucial role. The results indicate a decreasing profitability of onshore wind energy in Germany, while from a holistic perspective, southern Germany could make a more significant contribution to wind energy at reasonable increases in support requirements.:I Analysis framework 1 1 Introduction 3 1.1 Research motivation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 1.2 Research objective, aims and questions . . . . . . . . . . . . . 5 1.3 Scientific contribution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.1 Research focus specification . . . . . . . . . . . . . . . 7 1.3.2 Contribution regarding renewable energy potentials and levelised generation cost . . . . . . . . . . . . . . . 10 1.3.3 Contribution regarding generic wind time series modelling 12 1.3.4 Contribution regarding electricity market modelling and model decomposition . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 1.3.5 Contribution regarding evaluating the market integration of wind energy . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 1.4 Organisation of thesis and software tools applied . . . . . . . 20 2 Basics of electricity economics 23 2.1 Pricing and investments in electricity markets . . . . . . . . . 23 2.1.1 Long-term market equilibrium . . . . . . . . . . . . . . 23 2.1.2 Short-term market equilibrium . . . . . . . . . . . . . . 25 2.2 Interplay of price formation and renewable support . . . . . . 27 2.2.1 Definitions and concepts . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.2.2 Quantity and price effect of environmental policies and implications for geographic deployment pathways 29 II Regionalisation of data inputs 33 3 GIS-based windenergy potential analysis 35 3.1 Framing the approach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 3.1.1 Taxonomy of renewable potentials . . . . . . . . . . . 35 3.1.2 GIS-based analysis procedure . . . . . . . . . . . . . . 36 3.1.3 Three-stage sensitivity analysis . . . . . . . . . . . . . 37 3.2 Land assessment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.2.1 Land characteristics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.2.2 Results on the land availability . . . . . . . . . . . . . . 41 3.3 Technical potential . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 3.3.1 Technical wind turbine configuration . . . . . . . . . . 44 3.3.2 Electrical energy conversion . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.3.3 Wind-farm design . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.3.4 Results on the technical potential . . . . . . . . . . . . 47 3.4 Economic potential . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 3.4.1 Cost-potential curves at a country level . . . . . . . . 49 3.4.2 Cost-potential curves at a regional level . . . . . . . . 52 4 Generic wind energy feed-in time series 55 4.1 Generic wind speed data in energy systems analysis . . . . . . 55 4.1.1 Motivation of generic time series . . . . . . . . . . . . 55 4.1.2 Incorporation of time series generation into modelling setup . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 4.2 Dynamic adjustment of model size via clustering . . . . . . . 56 4.2.1 Introduction to hierarchical and partitional cluster methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 4.2.2 Euclidean distance as proximity measure . . . . . . . . 57 4.2.3 Linkage of observations and cluster verification . . . 58 4.2.4 Specification of input data and data organisation . . . 59 4.2.5 Results on cluster algorithm selection and representation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 4.3 Vector autoregressive stochastic process with Normal-to- Weibull transformation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.3.1 Wind characteristics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.3.2 Data description and handling . . . . . . . . . . . . . . 62 4.3.3 Additive modelling procedure . . . . . . . . . . . . . . 63 4.3.4 Standard Normal-to-Weibull transformation . . . . . . 64 4.3.5 Time series decomposition . . . . . . . . . . . . . . . . 67 4.3.6 (V)AR-Parameter estimation . . . . . . . . . . . . . . . 70 4.3.7 Statistical dependence between different locations . . 73 4.3.8 Time series simulation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 4.3.9 Results on time series simulation . . . . . . . . . . . . 77 III Market model-based investigation 81 5 Modelling investment decisions in power markets 83 5.1 Motivation for illustration of model decomposition . . . . . . 83 5.2 Simplified market model formulation . . . . . . . . . . . . . . . 83 5.2.1 Power plant dispatch problem . . . . . . . . . . . . . . 83 5.2.2 Capacity expansion extension . . . . . . . . . . . . . . 84 5.2.3 Constraint matrix structure . . . . . . . . . . . . . . . . 85 5.3 Complexity reduction via Benders decomposition . . . . . . . 87 5.3.1 Benders strategies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 5.3.2 Single-cut procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 5.3.3 Multi-cut procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 5.4 Acceleration strategies for decomposed market models . . . . 98 5.4.1 Scenario solver . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.4.2 Distributed computing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.4.3 Regularisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 5.5 Numerical testing of model formulation and solving strategy 99 5.5.1 Preliminary remarks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 5.5.2 Effects of multiple cuts . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 5.5.3 Effects of scenario solver and parallelisation . . . . . . 101 5.5.4 Effects of regularisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 5.6 Implications for a large-scale application . . . . . . . . . . . . 105 6 ELTRAMOD-dec: A market model tailored for investigating the European electricity markets 107 6.1 Understanding the model design . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.1 Market modelling fundamentals . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.2 ELTRAMOD-dec’s model structure and solving conventions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 6.1.3 Central capacity planning assumptions . . . . . . . . . 109 6.1.4 Central market clearing assumptions . . . . . . . . . . 110 6.2 Mathematical formulation of ELTRAMOD-dec . . . . . . . . . 111 6.2.1 Nomenclature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 6.2.2 Master problem equations . . . . . . . . . . . . . . . . 114 6.2.3 Subproblem equations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 6.2.4 Program termination . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 6.2.5 Research-specific extensions . . . . . . . . . . . . . . . 124 6.3 Data description and model calibration . . . . . . . . . . . . . 126 6.3.1 Base year modelling data . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 6.3.2 Model performance validation . . . . . . . . . . . . . . 131 6.3.3 Target year modelling data . . . . . . . . . . . . . . . . 133 6.4 Determination of ELTRAMOD-dec’s solving conventions and tuning parameters . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 6.4.1 Framing some modelling experiments . . . . . . . . . 137 6.4.2 Effects of regularisation on convergence behaviour . 138 6.4.3 Effects of time slicing on solution accuracy . . . . . . 142 6.4.4 Effects of decomposition on solving speed . . . . . . . 145 7 Model-based investigation of onshore wind deployment pathways in Germany 149 7.1 Scenario framework and key assumptions . . . . . . . . . . . . 149 7.1.1 Scenario creation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 7.1.2 Definition of market configuration . . . . . . . . . . . 152 7.1.3 Summary on scenario key assumptions . . . . . . . . . 154 7.2 Results on market integration at a market zone level . . . . . 155 7.2.1 Introducing market integration indicators . . . . . . . 155 7.2.2 Market integration indicators for baseline calculation 156 7.2.3 Market integration indicators for increased renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 7.2.4 Market integration indicators for ultimate renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 7.3 Results on market integration at a detailed regional level . . . 160 7.3.1 Introducing regional market integration indicators . . 160 7.3.2 Regional market integration indicators for baseline calculation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 7.3.3 Regional market integration indicators for increased renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . 163 7.3.4 Regional market integration indicators for ultimate renewable uptake calculation . . . . . . . . . . . . . . . 164 8 Summary and conclusions 169 8.1 Findings regarding the market integration . . . . . . . . . . . . 169 8.1.1 Onshore wind resources constitute a limiting factor for achieving Germany’s energy transition . . . . . . 169 8.1.2 Distribution of wind farm fleet has a strong impact on market premia in the centre and south of Germany 170 8.2 Findings regarding the technical underpinning . . . . . . . . . 173 8.2.1 Generic wind speed velocities can be a powerful tool for power system modellers . . . . . . . . . . . . . . . 173 8.2.2 Decomposition enables efficient solving of large-scale power system investment and dispatch models . . . . 174 8.3 Implications for policymakers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 IV Appendix 179 A Additional tables and figures 181 B Code listings 187 Bibliography 199

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt.

This dissertation focuses on selected issues in regard to the mathematical modeling of electricity markets. In a first step the interrelations of electric power market modeling are highlighted a crossroad between operations research, applied economics, and engineering. In a second step the development of a large-scale continental European economic engineering model named ELMOD is described and the model is applied to the issue of wind integration. It is concluded that enabling the integration of low-carbon technologies appears feasible for wind energy. In a third step algorithmic work is carried out regarding a game theoretic model. Two approaches in order to solve a discretely-constrained mathematical program with equilibrium constraints using disjunctive constraints are presented. The first one reformulates the problem as a mixed-integer linear program and the second one applies the Benders decomposition technique. Selected numerical results are reported.

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt.

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Die fortgeschrittene Phase der Energiewende ist, neben einer zunehmenden Notwendigkeit zur Systemintegration, vor allem geprägt durch das Zutage treten grundsätzlicher Richtungsentscheidungen – der Schwerpunkt verschiebt sich also vom ‚Ob‘ zum ‚Wie‘. Heutige Infrastrukturentscheidungen begründen dabei ganz unterschiedliche Energiezukünfte, welche wiederum über sozio-technische Pfadabhängigkeiten auf Dauer gestellt werden. Die Arbeit rückt zunächst die hierfür maßgeblichen Stellschrauben in den Vordergrund und beleuchtet deren wirtschaftliche und technische Grundlagen sowie die Bandbreite konkurrierender politischer Steuerungsoptionen. Auf dieser Datengrundlage wird im Rahmen einer Clusteranalyse die Aktualisierung des politikfeldspezifischen Akteurskoalitionsmodells vorgeschlagen. Im Mittelpunkt steht dabei die strukturbildende Unterscheidung zwischen einer eher zentralen und einer eher dezentralen Energiezukunft. Die so skizzierte ‚Landkarte der Energiewende‘ ist weiterhin eingebettet in eine Untersuchung des Energiediskurses auf Akteurs- und Medienebene sowie durch eine Politikfeldanalyse, in der aktuelle steuerungspolitische Problemstellungen und Handlungsmuster auf Basis technologischer Fallbeispiele beleuchtet werden. Die Arbeit ist ein Ergebnis der Forschung im interdisziplinären Boysen-TU Dresden Graduiertenkolleg „Nachhaltige Energiesysteme – Interdependenz von technischer Gestaltung und gesellschaftlicher Akzeptanz.“

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt.

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt.