dynELMOD: A dynamic investment and dispatch model for the future European electricity market

This Data Documentation presents a dynamic investment and dispatch model for Europe named dynELMOD. The model endogenously determines investments into conventional and renewable power plants, different storage technologies including demand side management measures, and the electricity grid in five-year steps in Europe until 2050 under full or myopic foresight. The underlying electricity grid and cross-border interaction between countries is approximated using a flow-based market coupling approach using a PTDF matrix. Carbon emission restictions can be modeled using an emission path, an emission budget, or an emission price. For the investment decisions a time frame reduction technique is applied, which is also presented in this document. The code and the dataset are made publicly available under an open source license on the website of DIW Berlin. The model results show that under almost complete decarbonization renewable energy sources in conjunction with storage capacities will provide the majority of the electricity generation in Europe. At the same time with a rising renewables share, especially after 2040, the need for storage capacities increases. No additional capacity from nuclear energy or fossil fuels is installed, due to high costs and in order to meet the greenhouse gas emission target

New cross-border electricity balancing arrangements in Europe

The European electricity system is undergoing significant changes, not only with respect to developments in generation and networks but also the arrangements for the operation of the system. These are specified in the Network Codes endorsed by regulators, network operators and the European Commission with the objective to create an \Internal Energy Market". In 2013, European network operators formulated the Network Code on Electricity Balancing (NC EB) which foresees arrangements to foster cross-border exchange of balancing services with the objective to lower overall costs and to increase social welfare. Assuming that Switzerland adopts the \Electricity Agreement" which would make EU Electricity rulings binding also in Switzerland, we perform an quantitative analysis of the region consisting of Switzerland, Austria, and Germany. To conduct our analysis, we use an electricity market model with a detailed representation of power plants, scheduled power withdrawals and localized imbalances leading to the need to reserve balancing capacity and activate balancing energy. We consider different levels of integration, as outlined in the NC EB. Our results show that coordinated procurement and activation of balancing services lead to cost decreases, but at the same time distributional effects, which might need to be compensated are incurred

Power System Impacts of Electric Vehicles in Germany: Charging with Coal or Renewables?

We analyze future scenarios of integrating electric vehicles (EV) into the German power system, drawing on different assumptions on the charging mode. We use a numerical dispatch model with a unit-commitment formulation which minimizes dispatch costs over a full year. While the overall energy demand of the EV fleets is rather low in all scenarios, the impact on the system's load duration curve differs strongly between charging modes. In a fully userdriven mode, charging largely occurs during daytime and in the evening, when power demand is already high. User-driven charging may thus have to be restricted in the future because of generation adequacy concerns. In contrast, cost-driven charging is carried out during night-time and at times of high PV availability. Using a novel model formulation that allows for intermediate charging modes, we show that even a slight relaxation of fully userdriven charging results in much smoother load profiles as well as lower charging costs. Different charging patterns go along with respective changes in power plant dispatch. By 2030, cost-driven EV charging strongly increases the utilization of lignite and hard coal plants, whereas additional power in the user-driven mode is predominantly generated from natural gas and hard coal. Specific CO2 emissions of EV are substantially larger than those of the overall power system, and highest under cost-driven charging. Only in additional model runs, in which we link the introduction of EVs to a respective deployment of additional renewable generation capacity, electric vehicles become largely CO2-neutral

Mittelfristige Strombedarfsdeckung durch Kraftwerke und Netze nicht gefährdet

Trotz des Atommoratoriums aus dem März 2011 ist die Versorgungssicherheit des deutschen Stromsystems bisher nicht gefährdet gewesen und auch für das kommende Jahrzehnt ist keine Gefährdung abzusehen. Derzeit hat das System aufgrund des Zubaus konventioneller Kraftwerke sowie der erneuerbaren Energieträger hohe Überkapazitäten, welche zu niedrigen Großhandelsstrompreisen und hohen Exportüberschüssen führen. Derzeit werden die Überkapazitäten auf fünf bis zehn Gigawatt geschätzt. Die nach dem Atommoratorium im März 2011 eingeführte Netzreserve hat dazu beigetragen, dass auch netzseitig aufgetretene Engpässe beherrschbar waren. Mit der Reservekraftwerksverordnung (ResKV) vom Juni 2013 ist auch für die nächsten Jahre vorgesorgt. Unterschiedliche Analysen der mittelfristigen Kapazitätssituation in Deutschland legen nah, dass das zu erwartende Leistungsdefizit beziehungsweise -überschuss gering sein wird. Auch regionale Netzengpässe sind beherrschbar, insbesondere in Süddeutschland: Modellrechnungen zeigen, dass selbst bei pessimistischen Annahmen bezüglich Netz- und Kraftwerksausbau das System sicher zu betreiben ist. Deutschlandweit stellt sich die gesamte Kapazitätssituation somit als beherrschbar dar; daher erscheint ein Systemwechsel in Richtung Kapazitätsmärkte als derzeit nicht notwendig.In spite of the March 2011 nuclear moratorium, the German electricity system's ability to provide a secure supply has not been jeopardized to date, and there is no prospect of this occurring in the coming decade, either. The system currently has major overcapacities due to construction of conventional power plants as well as renewables, resulting in low wholesale power prices and high export surpluses. The excess reserves are currently estimated at five to ten gigawatts. Introduced following the nuclear moratorium of March 2011, the grid reserve has helped prevent bottlenecks in grid capacity. The June 2013 Ordinance on Reserve Power Plants (Reservekraftwerksverordnung, ResKV) has made appropriate provisions for the coming years. Various analyses of the medium-term capacity situation in Germany suggest that the expected capacity surplus or shortfall will be small. Regional grid bottlenecks are manageable, especially in southern Germany: model calculations show that even according to pessimistic assumptions regarding grid and power plant expansion, the system can secure supply. Thus, the entire capacity situation across Germany seems manageable; for this reason, a systemic change toward capacity markets does not appear necessary at present

Stromnetze und Speichertechnologien für die Energiewende: Eine Analyse mit Bezug zur Diskussion des EEG 2016

Im Rahmen der Energiewende ist festgelegt, den Anteil erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80% des Bruttostromverbrauchs zu steigern. Im Kontext der Diskussionen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2016 (EEG 2016) gibt es eine Diskussion über den Zusammenhang zwischen den Ausbauzielen erneuerbarer Energien und der Entwicklung von Netzausbau und Speichertechnologien. Im vorliegenden Gutachten werden einige Argumente in dieser Diskussion geprüft. Neben aktuellen Forschungsarbeiten wird dabei auch auf Beiträge zum Netzausbau zurückgegriffen, welche in den letzten 10 Jahren regelmäßig im Rahmen von Forschungsprojekten und Konsultationsverfahren erstellt wurden (s. Referenzen). Die drastische Kostendegression der erneuerbaren Energien in den vergangenen zwei Jahrzehnten hat dazu geführt, dass diese inzwischen weltweit als tragende Säule zukünftiger Stromsysteme betrachtet werden. Aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive stellen erneuerbare Energien, z.B. Wind und Sonne, im Vergleich zu fossilen oder atomaren Technologien eine günstige Stromquelle dar, da ihre Produktionskosten weiterhin sinken werden und sie verhältnismäßig geringe externe Umweltkosten haben. Auch die deutschen und andere europäische Energieversorger haben inzwischen diese Entwicklung erkannt und orientieren ihre Unternehmensstrategien weg von der Stromherstellung aus konventionellen Energien in Richtung erneuerbarer Energien. Der Anteil erneuerbarer Energien im deutschen Stromsystem ist im vergangenen Jahrzehnt von ca. 10% auf ein Drittel gewachsen, ohne dass dadurch die Versorgungssicherheit oder Netzstabilität reduziert worden wäre. Laut Aussagen der Bundesnetzagentur ist die Zuverlässigkeit der Stromversorgung in den vergangenen Jahren sogar noch gesteigert worden: Im Jahr 2014 lag die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der angeschlossenen Letztverbraucher bei 12,28 Minuten (Bundesnetzagentur, 2015, S. 7); die Zuverlässigkeit der Stromversorgung liegt mit 99,998% weltweit mit an der Spitze. [...]Gutachten im Auftrag der Hermann-Scheer-Stiftun

Electromobility in Germany: CO2 balance depends on charging electricity

The German government plans to significantly increase the deployment of electric vehicles. What impact would this have on the country's power system and carbon emissions? This question was addressed as part of a European research project analyzing various scenarios up to 2030. One of the key findings of the study is that total annual power consumption of the four to five million electric vehicles (depending on the scenario) would be small. However, recharging the vehicles, particularly in an uncontrolled charging mode, which involves the car being fully recharged as rapidly as possible after being connected to the electricity grid, would result in problematic peak loads in the power system. The type of additional power generation required for electric vehicles also largely depends on the charging mode. For example, a charging mode that minimizes system costs would use a particularly high share of power from hard-coal- and lignite-fired plants, which, in turn, would result in an above-average level of specific carbon emissions of the charging electricity. If the electricity and transport sectors are both considered, it becomes evident that the introduction of electromobility would result in a significant net reduction in carbon emissions only if linked with an additional expansion of renewable energy sources compared to current plans

Energiestrategie Brandenburg 2030: Erneuerbare forcieren, Braunkohleausstieg fair gestalten

Die Energiestrategie 2030 setzt den Weg Brandenburgs in Richtung erneuerbarer Energien konsequent fort. Die am 28. Februar vom Kabinett der Landesregierung verabschiedete Strategie sieht den schrittweisen Ausstieg aus den fossilen Technologien hin zu einer vollständigen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien vor. Die erheblichen Potenziale erneuerbarer Energien (Wind, Sonne, Biomasse) sollten durch gezielte Maßnahmen erschlossen und deren Netzintegration erleichtert werden. Braunkohleverstromung wird zu Recht in der Energiestrategie 2030 als Auslaufmodell bezeichnet; das Scheitern der CO2-Abscheidetechnologie beschleunigt dieses Auslaufen zusätzlich. Angesichts dieser Entwicklung erübrigt sich auch der Aufschluss der Tagebauten Jänschwalde-Nord und des zweiten Teilabschnitts in Welzow-Süd. Die Landesregierung ist daher gut beraten, den bevorstehenden Strukturwandel aktiv anzugehen, um Brandenburg weiterhin als Land der Erneuerbaren Energien zu festigen. Die bevorstehenden Verteilungskämpfe zwischen Gewinnern und Verlierern der Energiewende in Brandenburg sollten von der Politik möglichst gerecht gestaltet werden. Dazu gehört auch eine faire Aufteilung der Lasten des Braunkohleausstiegs zwischen Brandenburg und dem Land Sachsen, welches wesentlich weniger hart von der Umstrukturierung betroffen ist

European energy sector: Large investments required for sustainability and supply security

For the European Union to keep on track with its energy and climate targets, large investments are required in electricity generation, infrastructure and energy efficiency. The electricity sector takes the center stage. This article delivers an overview of several estimates of the investment requirement in the European energy sector and estimates the total required investment expenditures until 2030. To ensure the financing of these investment expenditures, further adaptation of the legal framework in the European member states is necessary; even most importantly, the regulatory framework of cross-border infrastructure projects needs to be improved

Netzsituation in Deutschland bleibt stabil

Auch im zweiten Jahr nach dem Kernkraftwerksmoratorium vom März 2011 bleibt die Lage im deutschen Stromübertragungsnetz stabil. Auch wenn die Realisierung einiger Ausbauprojekte um einige Jahre hinter dem ursprünglichen Zeitplan liegt, schreitet der Netzumbau kontinuierlich voran. Bei einigen kritischen Leitungen wurden im vergangenen Jahr erhebliche Fortschritte gemacht, unter anderem bei Verbindungen zwischen den neuen und den alten Bundesländern. Die aktuellen Verzögerungen stellen angesichts der bestehenden Eingriffsmöglichkeiten der Netzbetreiber zur Systemstabilisierung keinen Grund zur Besorgnis dar. Maßnahmen zur Kontrolle von Netzengpässen betreffen nur einen sehr geringen Teil des Stromverbrauchs. Zudem könnten sie durch eine bessere Koordinierung zwischen den vier Netzbetreibern deutlich kostengünstiger gestaltet werden. Die Methodik der langfristigen Netzausbauplanung führt tendenziell zu einer Überschätzung des Ausbaubedarfs. Dies gilt insbesondere für zwei der im Bundesbedarfsplangesetz vorgesehenen Höchstspannungsgleichstromübertragungsleitungen (Strom-Autobahnen).In the second year after the shutdown of seven nuclear power plants in March 2011, the situation of the German high voltage electricity transmission grid remained robust. Even though some expansion projects are behind schedule, the grid reconstruction advances steadily as several essential lines have made considerable progress during the last year - inter alia connections between the old and new federal states. Due to the effectiveness of existing congestion management measures, the current delay in the realization of some projects causes no concern. Measures of congestion management only comprise a very small share of the actual electricity demand; moreover, they could be carried out in a much more cost-effective fashion by coordinating them appropriately. The current methodology for the long-run grid expansion planning tends to overestimate the expansion needs - especially for two of the high voltage direct current lines (electricity highways) that are included in the Law on National Electricity Grid Expansion Requirements (Bundesbedarfsplangesetz)