Illustrating the Benefits of Openness: A Large-Scale Spatial Economic Dispatch Model Using the Julia Language

In this paper we introduce a five-fold approach to open science comprised of open data, open-source software (that is, programming and modeling tools, model code, and numerical solvers), as well as open-access dissemination. The advantages of open energy models are being discussed. A fully open-source bottom-up electricity sector model with high spatial resolution using the Julia programming environment is then being developed, describing source code and a data set for Germany. This large-scale model of the electricity market includes both generation dispatch from thermal and renewable sources in the spot market as well as the physical transmission network, minimizing total system costs in a linear approach. It calculates the economic dispatch on an hourly basis for a full year, taking into account demand, infeed from renewables, storage, and exchanges with neighboring countries. Following the open approach, the model code and used data set are fully publicly accessible and we use open-source solvers like ECOS and CLP. The model is then being benchmarked regarding runtime of building and solving against a representation in GAMS as a commercial algebraic modeling language and against Gurobi, CPLEX, and Mosek as commercial solvers. With this paper we demonstrate in a proof-of-concept the power and abilities, as well as the beauty of open-source modeling systems. This openness has the potential to increase the transparency of policy advice and to empower stakeholders with fewer financial possibilities.BMWi, 03ET4028A, Verbundvorhaben: Langfristige Planung und kurzfristige Optimierung des Elektrizitätssystems in Deutschland im europäischen Kontext, Teilvorhaben: Langfristige Planung des Übertragungsnetzes in Deutschland unter Berücksichtigung der Interpendenzen zur Erzeugungsplanung, sowie zum Wärme- und Gassektor

Nuclear power is not competitive: Climate protection in UK and France also viable without it

The nuclear power industry is faced with profound challenges- not only in Germany, but throughout Europe as well. New nuclear power plants are very expensive to build and even at high carbon prices, nuclear power is not competitive. Nevertheless, the EU reference scenario assumes that within the next three decades, new nuclear power plants will be built with a total capacity of at least 50 gigawatts (GW), and licenses will be renewed for a further 86 GW. Model calculations show that nuclear power would disappear from Europe's power generation mix by 2050 were the decision based on economic factors and cost considerations alone. In Western Europe, the UK and France are still determined to implement their plans to build new nuclear power plants. But the model calculations for these two countries indicate that complete electricity sector decarbonization by 2050 would also be possible without nuclear power

Electricity, Heat, and Gas Sector Data for Modeling the German System

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

How flexible electrification can integrate fluctuating renewables

To phase out fossil fuels, energy systems must shift to renewable electricity as the main source of primary energy. In this paper, we analyze how electrification can support the integration of fluctuating renewables, like wind and PV, and mitigate the need for storage and thermal backup plants. Using a cost-minimizing model for system planning, we find substantial benefits of electricity demand in heating, transport, and industry adapting to supply. In Germany, flexible demand halves the residual peak load and the residual demand and reduces excess generation by 80%. Flexible operation of electrolyzers has the most significant impact accounting for 42% of the reduction in residual peak load and 59% in residual demand. District heating networks and BEVs also provide substantial flexibility, while the contribution of space and process heating is negligible. The results are robust to restrictions on the expansion of the transmission grid.ISSN:0360-5442ISSN:1873-678

100 Prozent erneuerbare Energien für Deutschland: Koordinierte Ausbauplanung notwendig

Angesichts ambitionierter Klimaschutzziele und weiterer energie- und industriepolitischer Ziele wie dem Atomausstieg läuft die Energiewende in Deutschland auf eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien hinaus. Dieser Wochenbericht beschreibt erstmals Szenarien für eine zu 100 Prozent durch erneuerbare Energien gedeckte Versorgung in Deutschland im europäischen Kontext und zeigt, dass eine solche möglich und realistisch ist. Auch europaweit würden dann keine fossilen Energieträger oder Kernkraft mehr verwendet werden. Angesichts der verfügbaren Potenziale kann demnach nicht nur die Stromnachfrage, sondern die gesamte Energienachfrage hierzulande mit erneuerbaren Energien gesichert werden. Durch Elektrifizierung und Sektorenkopplung kommt es zu einem Anstieg der Stromnachfrage auf rund 1 200 Terawattstunden, dies entspricht einer Verdopplung gegenüber dem Status quo. Gleichzeitig gibt es aber auch erhebliche Effizienzsteigerungen im Verkehrs- und im Wärmesektor. Durch die Berücksichtigung von Netzausbaukosten würden lastnahe Erzeugungsstrukturen im Vergleich zu heute gestärkt werden. Trotz stärker dezentraler Erzeugungs- und Speicherstrukturen bliebe die Einbindung in das europäische Stromnetz ein Garant für die Versorgungssicherheit. Die Perspektive einer Vollversorgung mit Erneuerbaren muss in die Planung des gesamten Energiesystems einbezogen werden, unter anderem durch 100-Prozent-Erneuerbare-Szenarien in der deutschen und europäischen Netzplanung

100% renewable energy for Germany: Coordinated expansion planning needed

Due to ambitious climate change targets and other energy and industrial policy goals such as the nuclear phase-out, the energy transition in Germany is heading toward a completely renewable energy system. This Weekly Report is the first to describe scenarios for 100 percent renewable energy coverage in Germany and, furthermore, shows it is both possible and realistic. In such a scenario, no more fossil fuels or nuclear energy would be used throughout Europe. With the available potentials, both electricity demand and overall energy demand can be covered by renewable energy. Due to electrification and sector coupling, electricity demand has doubled to around 1,200 terawatt hours. However, there have also been significant efficiency increases in the transportation and heating sectors. By taking grid expansion costs into account, power generating structures that are close to the load center would be strengthened compared to their state as of 2021. Despite more decentralized generation and storage structures, supply security would be guaranteed by integration into the European power grid. The perspective of a completely renewable energy system must be included in the planning of the entire energy system, including 100 percent renewable energy scenarios in German and European grid planning

100% erneuerbare Energie für Deutschland unter besonderer Berücksichtigung von Dezentralität und räumlicher Verbrauchsnähe: Potenziale, Szenarien und Auswirkungen auf Netzinfrastrukturen

[Zusammenfassung - Einleitung] Die auf europäischer Ebene, in Deutschland als auch in vielen Bundesländern, Städten, Gemeinden, Quartieren und kleineren Einheiten vereinbarten Ziele zu Klimaneutralität, Dekarbonisierung, Teilhabe und andere führen zu einer Vollversorgung mit erneuerbaren Energien ("100% EE"), da weder fossile noch fissil-atomare Technologien ökologisch wie ökonomisch tragfähige Lösungen sind. Jedoch stellt sich die Frage der Ausgestaltung der Vollversorgung mit Erneuerbaren: Insb. sind die Vorteile eines vom bisherigen System abweichenden, dezentralen Planungsansatzes zu berücksichtigen, welcher absehbare Netzengpässe einkalkuliert und stärker auf lastnahe Erzeugung bzw. auch Bürgerbeteiligung an Erzeugung und Verbrauch ("Prosumage") setzt. Wie verändert sich der Erzeugungsmix in solchen Szenarien? Und welche Kostenunterschiede hätte ein dezentrales, auf 100% Erneuerbaren basiertes Energiesystem im Vergleich mit einem zentral angelegten, in welchem Netzengpässe bei der Standortwahl für Erzeugungs- oder Flexibilitätskonzepte keine Rolle spielen? Und ist der dezentrale Ansatz überhaupt wesentlich teurer als das traditionelle System? Zur Beantwortung dieser Fragen werden in dieser Studie Szenarien in Bezug auf erneuerbare Energien (EE)-Zubaumengen, regionale Ausgestaltung sowie die Interdependenz mit dem Netzausbaubedarf miteinander verglichen. Dabei werden modellbasierte Szenarien entwickelt, bei denen die Netzausbaukosten explizit berücksichtigt werden; darüber hinaus werden unterschiedliche Grade an dezentraler Energieerzeugung und -speicherung miteinander verglichen. [...]Studie in Kooperation mit der 100 Prozent Erneuerbar Stiftung

Strommärkte nach Energiekrise stabilisiert: 80 Prozent erneuerbare Energien und Kohleausstieg bis 2030 erreichbar

Der deutsche Strommarkt hat sich gut vom Krisenjahr 2022 erholt. Die Energiepolitik sollte sich nun wieder auf den Ausbau erneuerbarer Energien fokussieren. Das letzte Jahr hat gezeigt, dass die Stromversorgung auch nach Abschalten der Kernkraftwerke sicher ist. Den Stromverbrauch durch 80 Prozent erneuerbare Energien zu decken, wie vom Erneuerbare-Energien-Gesetz für das Jahr 2030 vorgesehen, ist machbar, kostengünstig und klimapolitisch sinnvoll. Dies erfordert aber den zügigen Ausstieg aus Kohle und perspektivisch auch aus Erdgas. Das legen Szenarioanalysen nahe, die Preis- und Mengeneffekte sowie die Netzsituation auf dem deutschen Strommarkt für den Status Quo und für das Jahr 2030 nachvollziehen. Die Abschaltung von Kernkraftwerken war seit langem geplant und mitnichten ein relevanter Treiber der Strompreise. Vielmehr trug - neben den kriegsbedingten Gaspreissteigerungen - die erratische Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke zu Preisspitzen bei. Der politisch diskutierte Bau neuer Kernkraftwerke ist für die Energiewende in den kommenden Jahrzehnten irrelevant. Auch die Erdgaskrise ist vorbei. Neben dem Kohleausstieg ist auch der Erdgasausstieg integraler Bestandteil der Energiewende

Electricity markets stabilized following the energy crisis: 80 percent renewable energy and coal phase-out by 2030 are possible

The German electricity market has recovered well from the 2022 energy crisis. Policymakers should now redirect the focus of energy policy to further expanding renewable energy sources. The year 2023 showed that the German electricity supply remained secure following the shutdown of nuclear power plants. It is possible, affordable, and plausible in light of climate policy to cover 80 percent of electricity consumption with renewable energy sources, as the German Renewable Energy Sources Act plans for by 2030. However, a swift exit from coal, and natural gas in the long run, is required to achieve this, as is suggested by scenario analyses that track the price and volume effects as well as the grid situation on the German electricity market for the present and for 2030. The shutdown of nuclear power plants has been planned for a long time and was by no means a relevant driver of electricity prices. Rather, French nuclear power plants' erratic downtimes as well as war-related increases in gas prices drove up electricity prices. The construction of new nuclear power plants, which has been discussed by policymakers, is irrelevant for the energy transformation over the next decades. The natural gas crisis has also ended. In addition to the coal phase-out, the fossil fuel phase-out is an integral part of the energy transformation

Wann Deutschland sein Klimaziel für 2020 tatsächlich erreicht: Forschungsprojekt im Auftrag von Greenpeace e.V.

[Einleitung] Wissenschaftliche Erkenntnisse zeigen, dass es sofortiger zusätzlicher Klimaschutzmaßnahmen bedarf, um die verheerenden Schäden und Kosten der drohenden Klimakatastrophe zumindest zu beschränken (IPCC 2018). Ausschlaggebend für das Ausmaß der globalen Erhitzung ist die Gesamtmenge an emittierten Treibhausgasen und insbesondere von Kohlenstoffdioxid (CO2). Das verbleibende weltweite Budget für CO2-Emissionen wurde vom UN-Weltklimarat IPCC auf 800 Milliarden Tonnen CO2 ab 2018 beziffert (für einen Temperaturanstieg von maximal 1,75° C und einer Wahrscheinlichkeit der Zielerreichung von 67 %) (SRU 2019). Daraus ergibt sich für Deutschland unter Vernachlässigung der historischen Verantwortung als Industriestaat und bei gleichmäßiger pro-Kopf Aufteilung auf die Weltbevölkerung, ein verbleibendes nationales Kohlenstoffbudget von 6.600 Millionen Tonnen CO2 ab 2020. Dieses Budget wäre in weniger als 9 Jahren, d.h. bis 2028, verbraucht, wenn die Emissionen in Deutschland auf gleichbleibendem Niveau bleiben. Bei einer jährlichen linearen Reduktion wäre es nach etwas mehr als 17 Jahren (2037) aufgebraucht. Die vorliegende Kurzstudie analysiert Fehlentwicklungen bei der Erreichung der Klimaschutzziele in Deutschland bis 2020 bzw. 2030. Die bisherigen deutschen Klimaschutzziele, die Emissionen bis 2020 um 40% und bis 2030 um 55% im Vergleich zu 1990 zu senken, ist - verglichen mit den beschriebenen Reduktionsbedarfen, die das Pariser Abkommen verlangt - nicht ausreichend und müssen angepasst werden (SRU 2019). Doch selbst die am Maßstab von Paris gemessenen zu geringen Klimaschutzziele für 2020 und 2030 werden in Deutschland ohne zusätzliche Maßnahmen nicht eingehalten (Kalkuhl u. a. 2019; Kemfert 2019). Da für die Einhaltung der globalen maximalen Erhitzung die Gesamtmenge an emittierten Emissionen entscheidend ist, müssen diese Zielverfehlungen durch zusätzliche Reduktionen in Folgejahren ausgeglichen werden. Im folgenden Abschnitt wird genauer untersucht, wie groß die drohende Zielverfehlung in Deutschland für das Jahr 2020 ist. Im Anschluss daran wird die erwartete Entwicklung des Stromsektors von 2020 bis 2030 modelliert und die Potenziale zur CO2- Emissionsreduktion diskutiert. Abschließend werden Schlussfolgerungen bzgl. des notwendigen Handlungsbedarfs gezogen