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Die Energiepolitik der Bundesregierung strebt an, den Anteil erneuerbarer Energien in Deutschland zu erhöhen, bis 2050 80 % des Stromverbrauchs durch erneuerbare Energien abzudecken. Um die Fluktuationen von Energieangebot und -nachfrage auszugleichen, ist die Integration von Flexibilisierungsmaßnahmen in das Energiesystem von entscheidender Bedeutung, insbesondere bei der Nutzung fluktuierender erneuerbarer Energien. Diese Arbeit zielt darauf ab, mittels eines Modells zu bewerten, ob Energiespeichern die Netzsicherheit und -stabilität insgesamt verbessern können. Es wird der Bedarf und die Machbarkeit von Energiespeichersystemen diskutiert und es wird eine Regelstrategie für Netze mit Energiespeichersystemen entworfen. Zunächst werden verschiedene Energiespeichertechnologien und ihre Anwendungen beschrieben. Anschließend erfolgt eine Analyse des deutschen Stromsektors im Jahr 2021 sowie eine Beschreibung des Wetters in Deutschland und der Technologie für Wind- und Solarenergie. Das deutsche Stromsystem wird mit Python modelliert. Dabei werden Daten aus dem Jahr 2021 verwendet und das Stromsystem unter verschiedenen Energiespeicher-szenarien simuliert. Ein Schwerpunkt liegt auf der Weiterentwicklung von Regelstrategie für die Modellierung und Bewertung von Energiespeichern und Flexibilitätsoptionen im Allgemeinen. Eine Szenarioanalyse bewertet die Einführung von Energiespeicher, wobei Entwicklungspfade für den Ausbau erneuerbarer Energien im Stromsektor und den Kohleausstieg beschrieben werden. Dabei werden die Auswirkungen von Energiespeichern und Ausbau von Wind- und Solarenergie auf Stromüberschuss und CO_2-Emissionensfaktor untersucht. Die Ergebnisse der Szenarioanalyse zeigen, dass die Nachfrage nach Energiespeichern im deutschen Energiesystem durch den Ausbau erneuerbarer Energien steigt. Die Reduzierung von Treibhausgasen kann durch den Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien im Stromsystem erreicht werden. Stationäre Batterien im Netz dienen als Flexibilitäts-maßnahme zur kurzfristigen Anpassung von Stromangebot und -nachfrage, während Power-to-Gas für die langfristige Stromangebot und -nachfrage genutzt wird. Die Studie zeigt, dass Energiespeicher einen wesentlichen Beitrag zur Flexibilität und Netzstabilität des deutschen Energiesystems leisten können.Erneuerbare Energien:Abbildungsverzeichnis VII Tabellenverzeichnis IX Symbolverzeichnis XI Abkürzungsverzeichnis XV Kapitel 1 Einleitung 1 1.1 Hintergrund 1 1.2 Aufbau der Arbeit 2 Kapitel 2 Der Energiespeicher 4 2.1 Der Energiespeicher 4 2.2 Mechanische Speicher 5 2.2.1 Pumpenergiespeicher 6 2.2.2 Druckluftspeicher 8 2.2.3 Schwungradspeicher 10 2.3 Elektrischespeicher 12 2.3.1 Kondensatoren/Supercaps 12 2.3.2 Supraleitender magnetischer Spulen 14 2.4 Elektrochemische Speicher 15 2.4.1 Blei-Säure-Batterien 15 2.4.2 Lithium-Ionen-Batterien 17 2.4.3 Redox-Flow-Batterien 18 2.5 Chemischer Speicher 20 2.5.1 Power-to-Gas 21 2.5.2 Power-to-Liquid 23 2.6 Thermische Speicher 24 2.7 Energiespeicherstrukturen in Deutschland 25 Kapitel 3 Stromangebot und -nachfrage 28 3.1 Energiesystem 28 3.2 Analyse von Stromangebot und -nachfrage in Deutschland 29 3.3 Das Wetter in Deutschland 33 3.4 Windenergietechnik 35 3.5 Solarenergietechnik 36 Kapitel 4 Das Forschungsprojekt 38 4.1 Einleitung 38 4.2 Stromnetzmodell 38 4.2.1 Datenaufbereitung 39 4.2.2 Modellierung der Wind- und Photovoltaikanlage 40 4.2.3 Modellierung des Speichersystems 44 4.2.4 Modell des Stromnetzes 47 4.3 Simulation 49 4.3.1 Stromnetzmod ohne Energiespeicher 49 4.3.2 Stromnetz mit Batteriespeicher 51 4.3.3 Stromnetz mit hybriden Energiespeichern 53 4.4 Regelstrategie 55 4.4.1 Extraktion typischer Regelstrategie 55 4.4.2 Stromnetze mit Regelstrategie 57 Kapitel 5 Szenarien und Ergebnisse 60 5.1 Zukunftsprojektionen 60 5.1.1 Stromversorgung der letzten 25 Jahre 61 5.1.2 Zukunftsprojektionen 1 62 5.1.3 Zukunftsprojektionen 2 64 5.2 Zeitreihenanalyse 66 5.3 CO_2 - Emissionsfaktor 69 5.4 Bewertung des Modells 71 5.4.1 Bewertung des Netzmodells 72 5.4.2 Bewertung der Regelstrategie 73 5.5 Diskussion der Ergebnisse 74 5.5.1 Ergebnisse der erneuerbaren Energien auf das Netz 74 5.5.2 Ergebnisse der Energiespeicher auf das Netz 75 Kapitel 6 Fazit und Ausblick 78 6.1 Fazit 78 6.2 Ausblick 80 Quellenverzeichnis XVII Anhang XXIV

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

Der zur Umsetzung der Energiewende notwendige Netzausbau fällt regional sehr unterschiedlich hoch aus. Durch die bestehende Entgeltsystematik ergeben sich hierbei potentielle Mehrbelastungen für Stromkunden in Regionen mit einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien. Aktuell sind vor allem in den neuen Bundesländern höhere Entgelte zu verzeichnen. Im Rahmen dieses Kurzgutachtens werden mittels eines detaillierten Modells der Netzkosten auf den unterschiedlichen Spannungsebenen nach Landkreisen aufgeschlüsselte Netznutzungsentgelte bis zum Jahr 2024 prognostiziert. Darüber hinaus werden fünf Anpassungsvarianten der bestehenden Entgeltsystematik quantitativ analysiert und diskutiert:  Einheitliches Übertragungsnetzentgelt  Streichung der vermiedenen Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger  Preiskorridore für Endkundenentgelte  Bundeseinheitliche Entgelte für Endkunden  Wälzen der durch Erneuerbare Energien (EE) bedingten Verteilernetzkosten Aus den Analysen ergeben sich vor allem für die Varianten Entgeltkorridore, bundeseinheitliche Entgelte sowie für das Wälzen der EE-bedingten Verteilernetzkosten signifikante Entlastungseffekte für Kunden mit sehr hohen Entgelten bei moderater Mehrbelastung der übrigen Stromkunden. Obwohl die letzte Variante zu einer verursachungsgerechteren Kostenverteilung führen würde, ist deren Umsetzbarkeit äußerst fraglich. Erste Maßnahmen um ein Auseinanderdriften der Entgelte abzuschwächen, die deutlich einfacher umzusetzen sind, wären die Einführung eines einheitlichen Übertragungsnetzentgelts sowie die Streichung vermiedener Netznutzungsentgelte für dargebotsabhängige Erzeuger.

Mit dem Forschungsprojekt wurde das Ziel verfolgt, den Einfluss des Münchner Stromausfalls im Winter 2012 auf die Zahlungsbereitschaft für Versorgungssicherheit sowie auf die Akzeptanz für Erneuerbare Energien zu untersuchen. Das Ausfallereignis in München bot sich in besonderer Weise für eine Untersuchung an, da etwa die Hälfte des Stadtgebiets betroffen war, sodass eine Trennung nach beeinträchtigten und nicht-beeinträchtigen Haushalten aus einer nahezu homogenen Stichprobe ermöglicht wurde. Im Zentrum der Untersuchung steht eine repräsentative Bevölkerungsumfrage, die zwei Monate nach dem Ausfallereignis durchgeführt wurde. Dazu wurden über das Telefonlabor der Technischen Universität Dresden 526 Personen aus Münchner Privathaushalten befragt. Nach unseren Befunden beeinflusst eine kleine Versorgungsunterbrechung, wie in München, die Einstellung hinsichtlich der Erneuerbaren Energien nur unwesentlich. Allerdings können wir mit Hilfe der kontingenten Bewertungsmethode einen signifikanten Einfluss des Ausfalls auf die Zahlungsbereitschaft für eine sichere Versorgung nachweisen. Darüber ergeben sich aus unserer Studie Erkenntnisse für die Umsetzung der Energiewende: Beispielsweise wurde der Wert für die letzte gelieferte Kilowattstunde Strom (Value of Lost Load), das Last-Abschaltpotenzial von Haushalten sowie die Akzeptanz der Höhe der EEG-Umlage ermittelt.

Zur Umsetzung der Energiewende ist in den kommenden Jahren ein substantieller Netzausbau notwendig, der jedoch regional unterschiedlich stark ausfallen wird. Nach gegenwärtiger Gesetzeslage werden die folglich sehr unterschiedlich hohen Netzkosten von den Endkunden des jeweiligen Netzgebietes über die Netznutzungsentgelte getragen. Mittels eines detaillierten Modells der Kostenbestandteile der Netzkosten in den einzelnen Regionen wurden unter Berücksichtigung des erwarteten Netzausbaus sowie der demographischen Entwicklung die Netznutzungsentgelte, geschlüsselt nach den Kundengruppen Haushalt und Gewerbe sowie Industrie bis zum Jahr 2023 prognostiziert. Die anschließende Analyse eines bundesweiten Wälzens von Übertragungs- und Verteilungsnetzbestandteilen der Entgelte kommt zu dem Ergebnis, dass in Zukunft neben den ostdeutschen Flächenländern auch die Küstenländer Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie Teile Bayerns von einem bundeseinheitlichen Entgelt profitieren würden. Dabei stellt sich eine asymmetrische Verteilung von Be- und Entlastungen dar. Den zum Teil erheblichen jährlichen Entlastungen von bis zu 130 EUR pro 3-Personenhaushalt stehen in den süd- und westdeutschen Flächenländern vergleichsweise geringe Mehrbelastungen von maximal 30 EUR gegenüber. Gleichzeitig zeigt die Analyse, dass ein alleiniges Wälzen der Übertragungsnetzkosten zum heutigen Stand für Industriekunden in Ostdeutschland zwar merkliche Entlastungen mit sich bringen würde, diese aber zukünftig abnehmen und im Haushaltskundenbereich sehr gering ausfallen. Insgesamt lässt sich aus den Ergebnissen der Analyse schlussfolgern, dass die regionale Ungleichverteilung der Netzkosten tendenziell zunimmt und es Regionen in Deutschland gibt, in denen hohe Netzausbaukosten, eine negative demographische Entwicklung und eine geringe Kaufkraft zusammentreffen und so Privathaushalte sowie Industriebetriebe stark belasten.

The increasing share of renewable energies in the power sector influences the economic viability of investments in new conventional power plants. Many studies have investigated these issues by considering power plant operation or the long-term development of the power plant fleet. However, power plant decommissioning, investment and operation are intrinsically linked. This doctoral thesis therefore presents a modelling framework for an integrated consideration of power plant decommissioning, investment and operation. In a case study focusing on Germany, the effects of the integration of renewable energies on power plant decommissioning, investment and operation are evaluated in the context of different assumptions regarding the remaining lifetime of nuclear power plants. With regard to the use of nuclear power, a phase-out scenario and a scenario with lifetime extension of nuclear power plants (by on average 12 years) are considered. The results show that static decommissioning (i.e. considering fixed technical lifetimes) underestimates the capacity available in the power sector in the scenario without lifetime extension since retrofit measures (versus decommissioning) are not taken into account. In contrast, capacity available in the case of nuclear lifetime extension is overestimated since mothballing (versus regular operation) is not considered. If the impact on decommissioning decisions of profit margins accrued during power plant operation are considered (“dynamic decommissioning”), the electricity price reduction effect due to a lifetime extension is reduced by more than half in comparison to static decommissioning. Scarcity situations do not differ significantly between the scenarios with and without lifetime extension with dynamic decommissioning; in contrast, there is a significantly higher need for imports without lifetime extension with static decommissioning. The case study demonstrates that further system flexibility is needed for the integration of renewable energies. It can be further concluded that the share of flexible power plants is higher with the phase-out of nuclear power plants. With regard to the decommissioning dynamics, the phase-out can be considered as beneficial for the economic viability of fossil power plants. Furthermore, the phase-out does not, overall, lead to environmental disadvantages in the medium term, but may be beneficial in the long run since lock-in effects are avoided. Further research is required with regard to the consideration of future flexibility options and a new market design. / Der steigende Anteil erneuerbarer Energien beeinflusst die Wirtschaftlichkeit von Investitionen in neue konventionelle Kraftwerke. Zahlreiche Studien haben diese Aspekte in Bezug auf den Kraftwerksbetrieb oder die langfristige Entwicklung des Kraftwerksparks untersucht. Stilllegungen, Investitionen und Betrieb im Kraftwerkspark bedingen jedoch einander. Aus diesem Grund wird in dieser Doktorarbeit ein Modellierungsansatz für eine integrierte Betrachtung von Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb vorgestellt. In einer Fallstudie für Deutschland werden die Auswirkungen einer Integration erneuerbarer Energien auf Kraftwerksstilllegung, -investition und -betrieb im Zusammenhang mit unterschiedlichen Annahmen über die Restlaufzeit von Kernkraftwerken untersucht. Bezogen auf die Nutzung der Kernenergie wird hierbei ein Ausstiegsszenario sowie ein Laufzeitverlängerungsszenario (Verlän-gerung der Laufzeit um durchschnittlich 12 Jahre) betrachtet. Die Ergebnisse zeigen, dass die statische Stilllegung (d.h. die Betrachtung fester technischer Lebensdauern) im Fall eines Verzichts auf die Laufzeitverlängerung die im Kraftwerkspark verfügbare Leistung unterschätzt, da Retrofit-Maßnahmen (im Vergleich zur Stilllegung) nicht berücksichtigt werden. Die verfügbare Leistung im Falle einer Laufzeitverlängerung wird dagegen überschätzt, da die Möglichkeit der Kaltreserve (im Vergleich zum regulären Betrieb) vernachlässigt wird. Werden die Rückwirkungen der im Betrieb erwirtschaftbaren Deckungsbeiträge auf Stilllegungsentscheidungen (“dynamische Stilllegung”) betrachtet, so wird der strompreissenkende Effekt durch die Laufzeitverlängerung im Vergleich zur statischen Stilllegung mehr als halbiert. Knappheitssitutationen unterscheiden sich nicht wesentlich mit und ohne Laufzeitverlängerung im Fall der dynamischen Stilllegung, während bei statischer Stilllegung ohne Laufzeitzeitverlängerung ein deutlich größerer Importbedarf besteht. Die Fallstudie zeigt, dass weitere Systemflexibilitäten für die Integration erneuerbarer Energien benötigt werden. Der Anteil flexibler Kraftwerke ist größer im Fall des Kernenergieausstiegs. Der Kernenergieausstieg wirkt sich in Bezug auf die Stilllegungsdynamik positiv auf die Wirtschaftlichkeit fossiler Kraftwerke aus. Insgesamt führt der Kernenergieausstieg zu keinen mittelfristig nachteiligen Umwelteffekten, er kann sich jedoch langfristig positiv auswirken, da Lock-in-Effekte vermieden werden. Es besteht weiterer Forschungsbedarf in Bezug auf die Berücksichtigung künftiger Flexibilitätsoptionen und ein neues Marktdesign.

Die Begriffe Energiewende, Energieautarkie, Bioenergieregionen, nachhaltige Energieversorgung und Energieautonomie genießen in den aktuellen Debatten zum Thema Energiepolitik eine erhöhte Aufmerksamkeit. Die Energieversorgung in Deutschland muss sich in Zukunft nach Einschätzung der Bundesregierung und der Fachwelt grundlegend ändern, um den Ansprüchen von Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit und der Bezahlbarkeit genügen zu können. Das Konzept der Energieautonomie bzw. Energieautarkie kann diese Ansprüche am geeignetsten zusammenführen. Den Kommunen kommt bei der Energiewende eine besondere Rolle zu, da hier die Ursachen- und Wirkungszusammenhänge des menschlichen Handelns durch deren Kleinräumigkeit eng mit einander verbunden sind. Bisher ist die Frage nach Erfolgsfaktoren und hemmenden Faktoren von Energieautonomieprozessen noch relativ wenig erforscht. Im Zentrum dieser primär empirischen Arbeit steht daher die Frage, welche hemmende und fördernde Faktoren für die Durchführung einer kommunalen, energiepolitischen Transformation mit dem Ziel der Energieautonomie auf der Basis von 100% Erneuerbare Energien existieren. Der Fokus dieser Untersuchung liegt dabei auf dem Freistaat Sachsen, in welchem bisher keine Kommune eine vollständige Umsetzung des Konzeptes der Energieautonomie erreichen konnte. In einem ersten Schritt wurde mittels der Analyse von bereits zu dem Thema vorliegenden Leitfäden mögliche fördernde und hemmende Faktoren herausgearbeitet und strukturiert. Diese wurden in einem zweiten Schritt durch Experteninterviews ergänzt und zusammengeführt. Eine zweite Interviewrunde mit Akteuren aus fünf Beispielkommunen in Sachsen überprüfte im Anschluss daran, welche dieser Faktoren wirksam sind. Als Resultat dieser empirischen Forschungsarbeit konnten fünf fördernde und ein hemmender Faktor für die Entwicklung kommunaler Energieautonomieprozesse identifiziert und daraus Handlungsanweisungen für die Politik und interessierten Akteuren für eine Ausdehnung der energiepolitischen Bestrebungen in Richtung Energieautonomie abgeleitet werden.

The transition of the North African electricity system towards renewable energy technologies is analyzed in this thesis. Large potentials of photovoltaics (PV), concentrating solar power (CSP) and onshore wind power provide the opportunity to achieve a long-term shift from conventional power sources to a highly interconnected and sustainable electricity system based on renewable energy sources (RES). A multi-dimensional analysis evaluates the economic and technical effects on the electricity market as well as the socio-economic impact on manufacturing and employment caused by the large deployment of renewable energy technologies. The integration of renewable energy (RE) into the electricity system is modeled in a linear optimization model RESlion which minimizes total system costs of the long-term expansion planning and the hourly generation dispatch problem. With this model, the long-term portfolio mix of technologies, their site selection, required transmission capacities and the hourly operation are analyzed. The focus is set on the integration of renewable energy in the electricity systems of Morocco, Algeria, Tunisia, Libya and Egypt with the option to export electricity to Southern European countries. The model results of RESlion show that a very equal portfolio mix consisting of PV, CSP and onshore wind power is optimal in long-term scenarios for the electricity system. Until the year 2050, renewable energy sources dominate with over 70% the electricity generation due to their cost competiveness to conventional power sources. In the case of flexible and dispatchable electricity exports to Europe, all three RE technologies are used by the model at a medium cost perspective. The socio-economic impact of the scenarios is evaluated by a decision model (RETMD) for local manufacturing and job creation in the renewable energy sector which is developed by incorporating findings from expert interviews in the RE industry sector. The electricity scenarios are assessed regarding their potential to create local economic impact and local jobs in manufacturing RE components and constructing RE power plants. With 40,000 to 100,000 new jobs in the RE sector of North African countries, scenarios with substantial RE deployment can provide enormous benefits to the labor market and lead to additional economic growth. The deployment of renewable energy sources in North Africa is consequently accelerated and facilitated by finding a trade-off between an optimal technology portfolio from an electricity system perspective and the opportunities through local manufacturing. By developing two model approaches for evaluating the effects of renewable energy technologies in the electricity system and in the industrial sector, this thesis contributes to the literature on energy economics and energy policy for the large-scale integration of renewable energy in North Africa.

Der vorliegende 38. Band der Reihe 'Leipziger Beiträge zur Informatik' fasst die Ergebnisse der Fachtagung 'Betriebsführung und Instandhaltung regenerativer Energieanlagen (BIREA)' am 24. und 25. September 2012 in Leipzig zusammen. Die Fachtagung adressierte aktuelle Herausforderungen der Energiewirtschaft im Allgemeinen und der Branche der Erneuerbaren Energien im Speziellen. Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch wird sich von derzeit ca. 17 % im Jahre 2020 auf 35% verdoppeln und langfristig bis auf 80% steigen. Mit der wachsenden Bedeutung steigen auch die Anforderungen an die regenerative Energiebranche. Dabei stehen im Vordergrund: a) die Versorgungssicherheit und Netzstabilität, b) sinkende Einspeisevergütungen, c) die Betriebsoptimierung regenerativer Energieanlagen, d) die effiziente Instandhaltung regenerativer Energieanlagen, e) die Vernetzung von Energieerzeugern und -verbrauchern zu virtuellen Kraftwerken, f) Verfügbarkeitsgarantien für Energieanlagen sowie Strom- und Ausfallprognosen. Die Fachtagung fokussierte folgende Themen des Betriebs und der Instandhaltung regenerativer Energieanlagen: a) neuartige Dienstleistungen (z. B. Wirkungsgradanalyse, Ertragsprognosen, Ausfallprognosen), b) Standardisierungsprozesse (z. B. RDS-PP, IEC 61850 / IEC 61400-25), c) die IKT-unterstützte Optimierung (z. B. Lebenslaufakte, Betriebsführung, Instandhaltungsplanung).