Energiezukunft 2030 - - Schlüsseltechnologien und Techniklinien - Beiträge zum IKARUS-Workshop 2000 am 2./3. Mai 2000

Ausgehend von der Erklärung der Bundesregierung aus dem Jahre 1990, die CO$_{2}$ Emission in Deutschland nachhaltig zu reduzieren, haben verschiedene deutsche Forschungseinrichtungen im Auftrage des damaligen Bundesministeriums für Forschung und Technologie gemeinsam ein umfassendes Instrumentarium unter dem Namen IKARU5 (Instrument für Klimagas-Reduktions-Strategien) entwickelt. Ziel ist es, das nationale Energiesystem und dessen Emissionsquellen für Treibhausgase zu erfassen sowie unterschiedliche Ansätze zur Klimagas-Minderung zu bewerten. Im Laufe der derzeitigen Aktualisierungsphase im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie hat das Forschungskonsortium sich weiteren Herausforderungen zu stellen: Welchen Einfluss nimmt die Liberalisierung auf die Entwicklung von Energieeffizienz und Energieträgersubstitution und den Einsatz emeuerbarer Energien? Wie stellen sich die technischen und ökonomischen Rahmendaten der heute bekannten Technologien im Jahr 2030 dar? Gibt es neue "SchIüsseltechnologien", die die energiewirtschaftliche Entwicklung binnen drei Jahrzehnten deutlich verändern können? Das Anliegen dieser Veranstaltung ist eine Diskussion um die IKARUS Technikszenarien im Jahr 2030 aus dem Bewußtsein, dass sich durch reine Fortschreibung der bisherigen bewährten technischen und ökonomischen Ansätze keine befriedigenden und belastbaren Ergebnisse erwarten lassen. So ist neben der Erfassung und Beschreibung technischer Visionen z.B. auch eine Vorstellung über das gesellschaftliche Umfeld mit seinen Strukturen der Wohn-, Arbeits-, Produkt- und Verkehrswelt zu entwickeln. Dabei werden ganz besonders neue Formen der Informations- und Telekommunikationstechnologie eine wichtige Rolle spielen, die Auswirkungen auf fast alle Lebensbereiche des Menschen haben werden. Ober die aktuellen und zukünftig absehbaren energie- und umweltpolitischen Entwicklungen hinaus wie: [...

Energieprognose Bayern 2030

Im Gutachten „Energieprognose Bayern 2030“ wird untersucht, wie sich die erfolgten Veränderungen der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen auf die Entwicklung von Energieversorgung und -anwendung in Bayern auswirken und welche Folgen dies wiederum auf die Entwicklung der energiebezogenen Emissionen haben wird. Damit sollen Daten und Analysen vorgelegt werden, die eine belastbare Basis für die Ausgestaltung der energiepolitischen Rahmenbedingungen in Bayern darstellen, die sich an den Zielen einer sicheren, wirtschaftlichen, umwelt- und nachweltverträglichen, d. h. dem Leitbild der „nachhaltigen Entwicklung“ entsprechenden Energieversorgung orientiert, so dass sowohl die ökonomischen als auch die ökologischen Anforderungen an die Energieversorgung bestmöglich erfüllt werden können

Evaluation of Flexibility Options in Medium-Voltage Grids

Der fortschreitende Transformationsprozess des Energieversorgungssystems führt zu einer erheblich steigenden Anzahl von Erzeugungsanlagen, Speichersystemen und neuer Lasten im Verteilnetz. Gleichzeitig erfordert das Gesamtsystem mehr Flexibilität, um die Volatilität der Stromerzeugung durch Wind- und Photovoltaikanlagen bestmöglich auszugleichen. Beide Entwicklungen haben massive Auswirkungen auf die zukünftige Planung und den Betrieb von Verteilnetzen. Die Flexibilität einzelner Akteure kann bei einer rein marktorientierten Betriebsweise neue Netzengpässe verursachen, aber gleichermaßen durch eine netzdienliche Betriebsweise bestehende Netzengpässe auflösen. Um Ineffizienzen im Gesamtsystem zu vermeiden, ist es daher erstrebenswert, das Zusammenspiel von Netz und Markt tiefergehend zu analysieren und Rahmenbedingungen zu schaffen, die eine bestmögliche Nutzung der vorhandenen Flexibilitätspotentiale erlauben. Die vorliegende Arbeit setzt an dieser Schnittstelle an und stellt ein Verfahren für die Analyse und Bewertung des netzdienlichen Einsatzes von Flexibilitätsoptionen in Mittelspannungsnetzen vor. Den Kern der Arbeit bildet die Verknüpfung eines eigenständigen, generischen Anlagenmodells mit einem Netzmodell. Das entwickelte Anlagenmodell basiert auf dem Power Nodes Modeling Framework, das für die Berücksichtigung von sektorenübergreifenden Aspekten erweitert wurde. Das Modell eignet sich für die Modellierung komplexer Anlagen, die sowohl mehrere Flexibilitätsoptionen als auch nicht flexible Prozesse aufweisen. Das Netzmodell dient zur Berechnung der verbleibenden Netzkapazität bzw. des Flexibilitätsbedarfs am Netzverknüpfungspunkt der Flexibilitätsoptionen. Hierfür wird in einem neuartigen Ansatz ein Optimal-Power-Flow-Berechnungsverfahren für die Anwendung in MS-Netzen geeignet modifiziert. Mit den OPF-Berechnungen lassen sich die Netzkapazitätsgrenzen unter Berücksichtigung sämtlicher Grenzwerte (Knotenspannungen und Betriebsmittelauslastungen) des Netzgebiets bestimmen. Die Anwendung der Modelle erfolgt auf zwei reale Mittelspannungsnetze unter Berücksichtigung von Szenarien zur Entwicklung der Versorgungsaufgabe bis 2035. Auf Basis von Jahressimulationen in viertelstündlicher Auflösung erfolgt eine detaillierte Analyse der verbleibenden Netzkapazitäten, des Flexibilitätsbedarfs und der Auswirkungen auf den marktorientierten Betrieb der Flexibilitätsoptionen. Aus den umfangreichen Simulationsergebnissen werden allgemeine Erkenntnisse für die Netzplanung, den Netzbetrieb, die Flexibilitätsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens abgeleitet.The ongoing transformation process of the energy supply system is leading to a considerable increase in the number of decentralized generation facilities, storage systems and new loads on distribution level. At the same time, the overall system requires more flexibility in order to balance out the volatility of power generation from wind and photovoltaic plants in the best possible way. Both developments have a massive impact on the future planning and operation of distribution grids. The flexibility of individual players in a purely market-oriented mode of operation can cause new grid bottlenecks, but can also resolve existing grid bottlenecks through a grid-compatible mode of operation. In order to avoid inefficiencies in the overall system, it is therefore desirable to analyse the interaction between grid and market in greater depth and to create regulatory conditions that allow the best possible use of the existing flexibility potentials. This work presents a procedure for the analysis and evaluation of the grid-compatible use of flexibility options in medium-voltage grids. The core of the work is the linking of an independent, generic plant model with a grid model. The developed plant model is based on the Power Nodes Modeling Framework, which has been extended to consider cross-sectoral aspects. The model is suitable for the modelling of complex plants, which have several flexibility options as well as inflexible processes. The grid model is used to calculate the remaining grid capacity or the flexibility requirement at the grid connection point of the flexibility options. For this purpose, an Optimal Power Flow (OPF) calculation method is modified in a novel approach for use in MV grids. With the OPF calculations, the grid capacity limits can be determined taking into account all limit values (node voltages and branch currents). The models are applied to two real medium-voltage grids under consideration of scenarios for the development of the supply task until 2035. On the basis of annual simulations in quarter-hourly resolution, a detailed analysis of the remaining grid capacities, the flexibility requirements and the effects on the market-oriented operation of the flexibility options is performed. From the extensive simulation results, general findings for grid planning, grid operation, flexibility provision by plant operators and the further development of the regulatory framework are derived

Evaluation of Flexibility Options in Medium-Voltage Grids

Der fortschreitende Transformationsprozess des Energieversorgungssystems führt zu einer erheblich steigenden Anzahl von Erzeugungsanlagen, Speichersystemen und neuer Lasten im Verteilnetz. Gleichzeitig erfordert das Gesamtsystem mehr Flexibilität, um die Volatilität der Stromerzeugung durch Wind- und Photovoltaikanlagen bestmöglich auszugleichen. Beide Entwicklungen haben massive Auswirkungen auf die zukünftige Planung und den Betrieb von Verteilnetzen. Die Flexibilität einzelner Akteure kann bei einer rein marktorientierten Betriebsweise neue Netzengpässe verursachen, aber gleichermaßen durch eine netzdienliche Betriebsweise bestehende Netzengpässe auflösen. Um Ineffizienzen im Gesamtsystem zu vermeiden, ist es daher erstrebenswert, das Zusammenspiel von Netz und Markt tiefergehend zu analysieren und Rahmenbedingungen zu schaffen, die eine bestmögliche Nutzung der vorhandenen Flexibilitätspotentiale erlauben. Die vorliegende Arbeit setzt an dieser Schnittstelle an und stellt ein Verfahren für die Analyse und Bewertung des netzdienlichen Einsatzes von Flexibilitätsoptionen in Mittelspannungsnetzen vor. Den Kern der Arbeit bildet die Verknüpfung eines eigenständigen, generischen Anlagenmodells mit einem Netzmodell. Das entwickelte Anlagenmodell basiert auf dem Power Nodes Modeling Framework, das für die Berücksichtigung von sektorenübergreifenden Aspekten erweitert wurde. Das Modell eignet sich für die Modellierung komplexer Anlagen, die sowohl mehrere Flexibilitätsoptionen als auch nicht flexible Prozesse aufweisen. Das Netzmodell dient zur Berechnung der verbleibenden Netzkapazität bzw. des Flexibilitätsbedarfs am Netzverknüpfungspunkt der Flexibilitätsoptionen. Hierfür wird in einem neuartigen Ansatz ein Optimal-Power-Flow-Berechnungsverfahren für die Anwendung in MS-Netzen geeignet modifiziert. Mit den OPF-Berechnungen lassen sich die Netzkapazitätsgrenzen unter Berücksichtigung sämtlicher Grenzwerte (Knotenspannungen und Betriebsmittelauslastungen) des Netzgebiets bestimmen. Die Anwendung der Modelle erfolgt auf zwei reale Mittelspannungsnetze unter Berücksichtigung von Szenarien zur Entwicklung der Versorgungsaufgabe bis 2035. Auf Basis von Jahressimulationen in viertelstündlicher Auflösung erfolgt eine detaillierte Analyse der verbleibenden Netzkapazitäten, des Flexibilitätsbedarfs und der Auswirkungen auf den marktorientierten Betrieb der Flexibilitätsoptionen. Aus den umfangreichen Simulationsergebnissen werden allgemeine Erkenntnisse für die Netzplanung, den Netzbetrieb, die Flexibilitätsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens abgeleitet.The ongoing transformation process of the energy supply system is leading to a considerable increase in the number of decentralized generation facilities, storage systems and new loads on distribution level. At the same time, the overall system requires more flexibility in order to balance out the volatility of power generation from wind and photovoltaic plants in the best possible way. Both developments have a massive impact on the future planning and operation of distribution grids. The flexibility of individual players in a purely market-oriented mode of operation can cause new grid bottlenecks, but can also resolve existing grid bottlenecks through a grid-compatible mode of operation. In order to avoid inefficiencies in the overall system, it is therefore desirable to analyse the interaction between grid and market in greater depth and to create regulatory conditions that allow the best possible use of the existing flexibility potentials. This work presents a procedure for the analysis and evaluation of the grid-compatible use of flexibility options in medium-voltage grids. The core of the work is the linking of an independent, generic plant model with a grid model. The developed plant model is based on the Power Nodes Modeling Framework, which has been extended to consider cross-sectoral aspects. The model is suitable for the modelling of complex plants, which have several flexibility options as well as inflexible processes. The grid model is used to calculate the remaining grid capacity or the flexibility requirement at the grid connection point of the flexibility options. For this purpose, an Optimal Power Flow (OPF) calculation method is modified in a novel approach for use in MV grids. With the OPF calculations, the grid capacity limits can be determined taking into account all limit values (node voltages and branch currents). The models are applied to two real medium-voltage grids under consideration of scenarios for the development of the supply task until 2035. On the basis of annual simulations in quarter-hourly resolution, a detailed analysis of the remaining grid capacities, the flexibility requirements and the effects on the market-oriented operation of the flexibility options is performed. From the extensive simulation results, general findings for grid planning, grid operation, flexibility provision by plant operators and the further development of the regulatory framework are derived

Energieforschung Teil 1 und 2: Manuskripte der Vorlesungen des 2. Jülicher Ferienkurses "Energieforschung" vom 22. September bis 2. Oktober 1996 im Forschungszentrum Jülich

Mit dem 2. Ferienkurs $\textit{Energieforschung}$ wenden sich die Veranstalter erneut an Studierende und jüngere WissenschaftlerInnen auf dem Gebiet $\textit{Energieforschung}$. Der Ferienkurs vemittelt Kenntnisse im Umfeld von Technik, Wirtschaft und Wissenschaft. Im Vordergrund steht die ganzheitliche Betrachtung energietechnischer und energiewirtschaftlicher Systeme mit ihren Auswirkungen auf die Umwelt. In Anbetracht der Komplexität der zu betrachtenden Systeme kann dies nur an Hand ausgewählter Beispiele erfolgen. Ein Blick auf Themen, die in der (deutschen) Energiewirtschaft gegenwärtig diskutiert werden, zeigt, daß zum Teil beachtliche Fortschritte zu verzeichnen sind: • Die Modernisierung des Kraftwerkparks, insbesondere in den neuen Bundesländern, schreitet weiter voran. Hier sei beispielhaft das Braunkohlen-Großkraftwerk in Schkopau genannt, das 1996 in Betrieb genommen wurde. Fortschritte sind nicht nur auf dem Gebiet der konventionellen Kraftwerkstechnik zu verzeichnen, sondern auch bei zukünftigen Optionen. Das Fusionsexperiment WENDEL STEIN 7-X erhielt eine Finanzierungszusage der Kommission der EG über Investitionen von 320 Mio. DM. • Die regenerativen Energiequellen werden zunehmend stärker auch bei größeren Demonstrationsvorhaben genutzt. Das in Betrieb genommene Solarkraftwerk des Wissenschaftspark Gelsenkirchen besitzt die derzeit größte, auf einem Dach errichtete Solaranlage der Welt. Die Betreiber rechnen mit 190000 kWh Solarstrom pro Jahr. Die Rolle der regenerativen Energiequellen und ihr Beitrag zur Stromversorgung in Deutschland wird gegenwärtig am Stromeinspeisegesetz problematisiert. • Seit April 1995 gilt die Umweltaudit-Verordnung zur Verbesserung des betrieblichen Umweltschutzes in allen Mitgliedsstaaten der Europäischen Union. Die Gas-, Elektrizitätsund Wasserwerke Köln AG ist das erste Energieversorgungsunternehmen in Deutschland, das eine validierte Umwelterkiärung abgegeben hat und in das EG-Verzeichnis der eingetragenen Standorte aufgenommen wurde. • Die energiepolitische Komponente der Diskussion um den Standort Deutschland geht von einem stagnierenden Primärenergiebedarf sowie einer zunehmenden Integration in den europäischen Energiemarkt aus. Innerhalb der EU zeichnet sich ein Kompromiß über die Gestaltung der ersten Schritte zu einem Binnenmarkt ab. Die leitungsgebundene Energiewirtschaft steht in diesem Zusammenhang mit der zu erwartenden Änderung des Energiewirtschafts- und Kartellgesetzes vor großen Veränderungen, die bis in die Organisationsstruicturen der Unternehmen ausstrahlen. • Die internationale Situation läßt sich zum einen durch eine voraussichtlich auf längere Sicht weiter steigende Nachfrage nach Primärenergie und auf der anderen Seite durch Maßnahmen zum Klimaschutz charakterisieren. Die Wechselwirkungen und Implikationen dieser beiden zum Teil gegenläufigen Trends waren Gegenstand der Weltenergiekonferenz in Tokio. Joint Implementation scheint als Instrument geeignet, einen Kompromiß zwischen technischen Möglichkeiten in den hochindustrialisierten Ländern und einer wachsenden Nachfrage nach Energie in den weniger entwickelten Ländern mit hohem Wirtschaftswachstum zu bieten. Die im Sommer 1996 publizierten Ergebnisse des Intergovemmental Panel on Climate Change (IPCC) bestätigen und präzisieren die Kenntnisse über den anthropogenen Treibhauseffekt. Sie liefern die Grundlage rur eine Beratung von weitergehenden Maßnahmen zum Klimaschutz. [...

Ökobilanzierung 2009 : Ansätze und Weiterentwicklungen zur Operationalisierung von Nachhaltigkeit ; Tagungsband der fünften Ökobilanz-Werkstatt, Campus Weihenstephan, Freising, 5. bis 7. Oktober 2009

Als entscheidungsunterstützendes Werkzeug im Sinn nachhaltiger Entwicklung ist Ökobilanzierung einerseits standardisiert, unterliegt andererseits einer steten Weiterentwicklung. Der Tagungsband zur fünften Ökobilanz-Werkstatt 2009 beinhaltet Beiträge und Diskussionen u.a. zur Allokationsfrage, Product Carbon Footprint, Fragestellungen im Zusammenhang nachwachsender Rohstoffe wie Nutzungskonkurrenzen und Flächeninanspruchnahme - um nur einige wenige Stichworte zu nennen

Internationaler Klimaschutz unter besonderer Berücksichtigung der CCS-Technologie: Quantitative Analyse auf globaler Ebene und für Deutschland

Seit Beginn der industriellen Revolution im 18. Jahrhundert ist der Wohlstand und die wirtschaftliche Entwicklung fast aller Länder der Erde maßgeblich an die Nutzung fossiler Brennstoffe wie Öl, Kohle oder Gas gekoppelt. Bei deren Verbrennung werden jedoch Treibhausgase wie z.B. Kohlenstoffdioxid (CO2) freigesetzt, die wiederum den anthropogenen Klimawandel forcieren. Da sich CO2 nahezu gleichmäßig in der Atmosphäre verteilt, muss auch die nachhaltige Reduktion im Rahmen einer globalen Klimaschutzstrategie angegangen werden. Dem Elektrizitäts- und Wärmesektor kommt dabei eine tragende Rolle zu, da diesem Sektor ungefähr 50% der weltweiten CO2-Emissionen zuzuschreiben sind. Weitgehende CO2-Minderungsverpflichtungen bedingen jedoch deutliche Veränderungen innerhalb dieses Sektors und haben mittel- und langfristig einen kompletten Strukturwechsel (z.B. Zuwachs Erneuerbarer Energien, Nutzung von Speichertechnologien etc.) zur Folge. Eine Technologie, die beim Übergang zu einem 100% erneuerbaren Stromsektor helfen kann, ist die sogenannte Carbon Capture and Storage Technologie - kurz CCS. Dabei wird in Kohle- oder Gaskraftwerken das im Abgas enthaltene CO2 größtenteils abgeschieden, transportiert und letztendlich in unterirdischen Speichern endgelagert. Insbesondere rasant wachsende Volkswirtschaften wie China und Indien können damit bei der Stromerzeugung auf heimische und billige Brennstoffe wie Steinkohle zurückgreifen und trotzdem Emissionen in diesem Sektor signifikant reduzieren. Vor diesem Hintergrund werden in der vorliegenden Arbeit zunächst der aktuelle Wissensstand zur globalen Erwärmung dargestellt und erforderliche Klimaschutzstrategien zur Eindämmung diskutiert. Eine mögliche Nutzung der CCS-Technologie wird sowohl von den globalen Klimaschutzzielen und –strategien als auch von den jeweiligen nationalen bzw. supranationalen Energie- und Klimaschutzpolitiken beeinflusst. Darauf aufbauend wird die mögliche globale Diffusion der CCS-Technologie im Spannungsfeld von CO2-Reduktionspfaden, etablierten Kraftwerkstechnologien und Erneuerbaren Energien untersucht. Dabei wird ein zweiteiliger Modellansatz verfolgt. Es wird zum einen auf globaler Ebene (bis zum Jahr 2100) im Rahmen von verschiedenen Szenarien modelliert, ob CCS eine wirtschaftliche Technologieoption zur Erreichung ambitionierter Klimaschutzziele darstellt. Zum anderen wird eine mögliche Diffusion der CCS-Technologie auf nationaler Ebene in Deutschland modelliert (bis zum Jahr 2050). Über diesen Ansatz wird herausgearbeitet, wie sich die zur Eindämmung notwendigen CO2-Reduktionen auf den Erzeugungsmix eines speziellen Landes auswirken

Wirkung der Maßnahmen der Bundesregierung innerhalb der Zielarchitektur zum Umbau der Energieversorgung

Um die weitere Entwicklung der Energiewende zu gestalten, wurde mit dem Ersten Fortschrittsbericht zur Energiewende eine Strukturierung der verschiedenen Energiewendeziele nach Sektoren und Kategorien vorgenommen und in eine Hierarchie nach Strategie- und Steuerungsebene gebracht. Diese Strukturierung der Ziele wird in dieser Studie (und auch darüber hinaus) als Zielarchitektur bezeichnet. In der vorliegenden Studie werden die Wirkungen der Instrumente innerhalb der Zielarchitektur und ihr Zusammenspiel zur Erreichung der energiepolitischen Ziele analysiert. Auf Basis der erzielten Ergebnisse wird die Zielarchitektur im Hinblick auf die Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele sowie einer weiteren Optimierung der Energiewende hin untersucht. Dabei sollen insbesondere anhand der beiden Leitkriterien Kosteneffizienz und Systemintegration mögliche Korridore für Steuerungsziele wie auch Flexibilisierungsoptionen der Ziele identifiziert werden