The impact of policy measures on future power generation portfolio and infrastructure: A combined electricity and CCTS investment and dispatch model (ELCO)

This paper presents a general electricity-CO2 (ELCO) modeling framework that is able to simulate interactions of the energy-only market with different forms for national policy measures. We set up a two sector model where players can invest into various types of generation technologies including renewables, nuclear and Carbon Capture, Transport, and Storage (CCTS). For a detailed representation of CCTS we also include industry players (iron and steel as well as cement), and CO2 transport and CO2 storage including the option for CO2 enhanced oil recovery (CO2-EOR). The players maximize their expected profits based on variable, fixed and investment costs as well as the price of electricity, CO2 abatement cost and other incentives, subject to technical and environmental constraints. Demand is inelastic and represented via a selection of type hours. The model framework allows for regional disaggregation and features simplified electricity and CO2 pipeline networks. The model is balanced via a market clearing for the electricity as well as CO2 market. The equilibrium solution is subject to constraints on CO2 emissions and renewable generation share. We apply the model to a case study of the UK Electricity Market Reform to illustrate the mechanisms and potential results attained from the model

CO2 Highways for Europe: Modelling a Carbon Capture, Transport and Storage Infrastructure for Europe. CEPS Working Document No. 340/November 2010

This paper presents a mixed integer, multi-period, cost-minimising model for a carbon capture, transport and storage (CCTS) network in Europe. The model incorporates endogenous decisions about carbon capture, pipeline and storage investments. The capture, flow and injection quantities are based on given costs, certificate prices, storage capacities and point source emissions. The results indicate that CCTS can theoretically contribute to the decarbonisation of Europe’s energy and industrial sectors. This requires a CO2 certificate price rising to €55 per tCO2 in 2050, and sufficient CO2 storage capacity available for both on- and offshore sites. Yet CCTS deployment is highest in CO2-intensive industries where emissions cannot be avoided by fuel switching or alternative production processes. In all scenarios, the importance of the industrial sector as a first-mover to induce the deployment of CCTS is highlighted. By contrast, a decrease in available storage capacity or a more moderate increase in CO2 prices will significantly reduce the role of CCTS as a CO2 mitigation technology, especially in the energy sector. Furthermore, continued public resistance to onshore CO2 storage can only be overcome by constructing expensive offshore storage. Under this restriction, reaching the same levels of CCTS penetration would require a doubling of CO2 certificate prices

Economic Resilience of German Lignite Regions in Transition

This paper recalls the development of the German lignite regions Rhineland and Lusatia since 1945 to allow for a better understanding of their situation in 2019. We analyze their economic resilience, defined as adaptive capacity, using Holling’s adaptive cycle model. We find that the Rhineland is currently in the conservation phase, while Lusatia experiences a reorganization phase following the economic shock of the German reunification. Key policy recommendations for the upcoming coal phase-out are to foster innovation within the Rhineland’s infrastructures to avoid overconnection, and to expand digital and transportation infrastructure in Lusatia so that the structurally weak region can enter the exploitation phase. Future policymaking should take into consideration the differences between the two regions in order to enable a just and timely transition during which lasting adaptive capacity can be built.BMBF, 01LN1704A, Nachwuchsgruppe Globaler Wandel: CoalExit - Die Ökonomie des Kohleausstiegs - Identifikation von Bausteinen für Rahmenpläne zukünftiger regionaler StrukturwandelDFG, 414044773, Open Access Publizieren 2019 - 2020 / Technische Universität Berli

Gutachten zur energiepolitischen Notwendigkeit der Inanspruchnahme der im Teilfeld II des Tagebau Welzow-Süd lagernden Kohlevorräte unter besonderer Berücksichtigung der Zielfunktionen der Energiestrategie 2030 des Landes Brandenburg: Im Auftrag des Ministeriums für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz des Landes Brandenburg

[Zusammenfassung] Dieses Gutachten analysiert die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der Inanspruchnahme der im Teilfeld II des Tagebau Welzow-Süd lagernden Kohlevorräte unter Berücksichtigung der Zielfunktionen der Energiestrategie 2030 des Landes Brandenburg (Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit, Umwelt- und Klimaverträglichkeit sowie gesellschaftliche Akzeptanz, sogenanntes Zielviereck der Energiepolitik). Das Gutachten entstand im Auftrag des Ministeriums für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz des Landes Brandenburg; dabei sollten auftragsgemäß 'die Aspekte Klimaschutz und CO2-Emissionen einen besonderen Schwerpunkt darstellen'. Das Gutachten stützt sich auf vorliegende energiewirtschaftliche Modellierung sowie auf die Bewertung aktueller umweltpolitischer und energiewirtschaftlicher Entwicklungen, insb. neben der Energiestrategie 2030 auch das 'Energiekonzept der Bundesregierung' (BMU und BMWI, 2010). Dieses sieht den Rückgang der CO2-Emission um 40 % im Vergleich zu 1990 bis 2020 sowie um 80-95 % bis zum Jahr 2050, des Weiteren den Ausbau der erneuerbaren Energieträger in der Stromerzeugung auf mindestens 50 % (2030) bzw. 80 % (2050), sowie die Festlegung von Energieeffizienzzielen vor; hierzu trat im Sommer 2011 der Atomausstieg bis zum Jahr 2022. In diesem Rahmen wird von einem stark rückläufigen Anteil der Braunkohle am Elektrizitätsmix ausgegangen; zum Ende des Betrachtungszeitraums bis 2050 muss von einem weitgehenden Auslaufen der Braunkohle ausgegangen werden, da, auch unabhängig von der Höhe der CO2-Preise, das Betreiben von Braunkohlekraftwerken zu diesem Zeitpunkt auf Grund der hohen Einspeisung aus Erneuerbaren und geringer Residuallast unrentabel sein dürfte. (...

Gutachten zur energiewirtschaftlichen Notwendigkeit der Fortschreibung des Braunkohlenplans "Tagebau Nochten": Im Auftrag der Klima-Allianz Deutschland

[Zusammenfassung] Dieses Gutachten analysiert die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der Inanspruchnahme der im Teilfeld II des Tagebau Nochten lagernden Kohlevorräte. Es stützt sich auf die von den Autoren durchgeführte energiewirtschaftliche Modellierung, frühere wissenschaftliche Forschungsarbeiten und Politikberatung sowie auf die Bewertung aktueller Entwicklungen, insb. das 'Energie- und Klimaprogramm Sachsen 2012' (SMWA und SMUL, 2013) und das 'Energiekonzept der Bundesregierung' (BMU und BMWi, 2010); letzteres sieht u.a. den Ausbau der erneuerbaren Energieträger in der Stromerzeugung auf mindestens 50 % (2030) bzw. 80 % (2050) vor. Nimmt man diese energiepolitischen Rahmenbedingungen, in der öffentlichen Diskussion oftmals als Energiewende bezeichnet, ernst, so folgt hieraus ein stark rückläufiger Anteil der Braunkohle am Strommix. Während viele der bestehenden Braunkohlekraftwerke noch in den 2030er Jahren verfügbar sind, gehen deren Volllaststunden aufgrund der zunehmenden Einspeisung Erneuerbarer erheblich zurück. Es ist davon auszugehen, dass der Betrieb von Braunkohlekraftwerken in der Lausitz, und somit auch am Standort Boxberg, zu Beginn der 2040er Jahre auf Grund der hohen Einspeisung aus Erneuerbaren, der geringen Residuallast sowie tendenziell sinkender Großhandelspreise unrentabel sein dürfte. Nach der Absage der Energiewirtschaft und -politik an die Carbon Capture, Transport, and Storage (CCTS)-Technologie ist auch nicht mehr vom Einsatz einer CO2-armen Kraftwerkstechnologie auszugehen (weder Neubau eines CCTS-Kraftwerks noch Nachrüstung mit CCTS-Technologie). Daher ist in der Lausitz von einem mittelfristigen Ausstieg aus der Braunkohlewirtschaft zu rechnen, der im Bereich der frühen 2040er Jahren liegen dürfte. (...

CO2 Highways for Europe: Modeling a Carbon Capture, Transport and Storage Infrastructure for Europe

We present a mixed integer, multi-period, cost-minimizing carbon capture, transport and storage (CCTS) network model for Europe. The model incorporates endogenous decisions about carbon capture, pipeline and storage investments; capture, flow and injection quantities based on given costs, certificate prices, storage capacities and point source emissions.The results indicate that CCTS can theoretically contribute to the decarbonization of Europe's energy and industry sectors. This requires a CO2 certificate price rising to 55 EUR in 2050, and sufficient CO2 storage capacity available for both on and offshore sites. However, CCTS deployment is highest in CO2-intensive industries where emissions cannot be avoided byfuel switching or alternative production processes. In all scenarios, the importance of the industrial sector as a first mover to induce the deployment of CCTS is highlighted. By contrast, a decrease of available storage capacity or a more moderate increase in CO2 prices will significantly reduce the role of CCTS as a CO2 mitigation technology, especially in the energy sector. Continued public resistance to onshore CO2 storage can only be overcome by constructing expensive offshore storage. Under this restriction, to reach the same levels of CCTS penetration will require doubling of CO2 certificate prices.carbon capture and storage, pipeline, infrastructure, optimization

100% Renewable Energy Transition: Pathways and Implementation

Energy markets are already undergoing considerable transitions to accommodate new (renewable) energy forms, new (decentral) energy players, and new system requirements, e.g. flexibility and resilience. Traditional energy markets for fossil fuels are therefore under pressure, while not-yet-mature (renewable) energy markets are emerging. As a consequence, investments in large-scale and capital intensive (traditional) energy production projects are surrounded by high uncertainty, and are difficult to hedge by private entities. Traditional energy production companies are transforming into energy service suppliers and companies aggregating numerous potential market players are emerging, while regulation and system management are playing an increasing role. To address these increasing uncertainties and complexities, economic analysis, forecasting, modeling and investment assessment require fresh approaches and views. Novel research is thus required to simulate multiple actor interplays and idiosyncratic behavior. The required approaches cannot deal only with energy supply, but need to include active demand and cover systemic aspects. Energy market transitions challenge policy-making. Market coordination failure, the removal of barriers hindering restructuring and the combination of market signals with command-and-control policy measures are some of the new aims of policies.The aim of this Special Issue is to collect research papers that address the above issues using novel methods from any adequate perspective, including economic analysis, modeling of systems, behavioral forecasting, and policy assessment.The issue will include, but is not be limited to: Local control schemes and algorithms for distributed generation systems; Centralized and decentralized sustainable energy management strategies; Communication architectures, protocols and properties of practical applications; Topologies of distributed generation systems improving flexibility, efficiency and power quality; Practical issues in the control design and implementation of distributed generation systems; Energy transition studies for optimized pathway options aiming for high levels of sustainabilit

Risks of Vattenfall's German lignite mining and power operations: Technical, economic, and legal considerations. Policy report on behalf of Greenpeace Germany

The Swedish state-owned energy utility Vattenfall and its owner are currently examining strategy options to address its own ambitious sustainability targets as well as the low-carbon objectives of the Swedish government. With more than 60 million tons of CO2 the company’s German lignite mining and power operations impose an increasing risk on its business. While Vattenfall’s Scandinavian generation structure corresponds to a high degree to its CO2 target, the German lignite business puts a heavy burden on the company’s aspirations. In this respect there is need for action. The objective of this policy report is to identify the major trends that shape Vattenfall’s future lignite strategy and to highlight the major risks of the German lignite mining and power operations. This will be done from a technical, an economic, and a legal perspective. The continuation of Vattenfall’s German lignite operations is contradictory with both, the energy and climate strategy of the Swedish government, and the German energiewende; neither does it suit well with the 100% renewables strategy proposed by the Land of Brandenburg. The report evaluates the options that Vattenfall has in the current situation. It is based on a variety of reports published by DIW Berlin concerning the future of lignite in the context of the German energiewende (e.g. see Oei, et al., 2014a). [...]Der staatliche Energiekonzern Vattenfall sowie sein Eigentümer, der schwedische Staat, bereiten derzeit die Anpassung der Unternehmensstruktur an die Nachhaltigkeitsziele des Konzerns sowie die anspruchsvollen energie- und klimapolitischen Ziele Schwedens vor, u.a. in Bezug auf den Einsatz erneuerbarer Energieträger und die weitgehende Dekarbonisierung des Energiesystems. In diesem Zusammenhang stellt das kontinentale und insbesondere das deutsche Geschäft ein Problem dar: Während der skandinavische Teil der Nachhaltigkeitsstrategie weitgehend entspricht, ist das deutsche Braunkohlengeschäft weder in Bezug auf den CO2-Aussoß noch in Bezug auf Erneuerbarenziele nachhaltig. Hier besteht dringender Handlungsbedarf für die Konzernleitung. Die vorliegende Studie untersucht die technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Risiken des deutschen Braunkohlegeschäfts von Vattenfall im Kontext der energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen in Schweden und Deutschland sowie insbesondere in der Lausitz. Die Darstellung erlaubt eine Einschätzung der Handlungsoptionen, die Vattenfall in der gegenwärtigen Situation besitzt. Die Arbeit baut auf einer Vielzahl früherer Gutachten und Forschungsberichten des DIW Berlin zur Zukunft der Braunkohle im Rahmen der Energiewende auf, s. Oei, et al. (2014a). [...