Bereitstellung von Regelleistung in einem dekarbonisierten Stromsektor : eine modellgestützte Analyse zukünftiger Herausforderungen und Chancen

Diese Dissertation analysiert die Chancen und Herausforderungen bei der Regelleistungsbereitstellung im dekarbonisierten Stromsektor mit Hilfe von Stromsektormodellen. Der erste Teil konzentriert sich auf mögliche Dekarbonisierungspfade für den Elektrizitätssektor. Dazu wird das dynamische Investitions- und Kraftwerkeinsatzmodell (dynELMOD) für Europa entwickelt, welches Investitionen in konventionelle und erneuerbare Erzeugungstechnologien, Speicherkapazitäten und grenzüberschreitende Kapazitäten im Stromnetz erlaubt. Es wird dabei von einem Emissionspfad eingeschränkt, welcher eine nahezu vollständige Dekarbonisierung erreicht. Die Modellergebnisse zeigen, dass im Jahre 2050 erneuerbare Energien den Großteil der Stromproduktion in Europa ausmachen werden und gleichzeitig ein Ausstieg aus der Kernenergie und fossile Brennstoffen erfolgt. Im darauf folgenden Kapitel wird dynELMOD angewendet, um die Implikationen unterschiedlicher Annahmen zur Voraussicht der Akteure auf dem Transformationspfad zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen, dass ein hohes Risiko besteht, dass Investitionen “gestrandet” sind, wenn bei den Akteuren nicht von Anfang an ein Glaube an ein striktes Emissionsziel besteht. Der zweite Teil konzentriert sich auf die Implikationen eines dekarbonisierten Kraftwerksportfolios auf die Regelleistungsbereitstellung. In einem ersten Schritt wird das Kraftwerkseinsatzmodell (ELMOD-MIP) entwickelt, welches es erlaubt, detaillierte Flexibilitätseinschränkungen der Kraftwerke und der Regelleistungsbereitstellung abzubilden. Analysiert wird der Einfluss eines sich wandelnden Kraftwerkportfolios auf Regelleistungspreise in Deutschland bis zum Jahre 2025 unter Berücksichtigung möglicher Regelleistungsbereitstellung durch Windkraftanlagen. Die Ergebnisse zeigen Preissteigerungen, falls keine Beteiligung von Windkraftanlagen an der Regelleistungsbereitstellung angenommen wird. Mit einer Beteiligung von zehn Prozent der Windkraftanlagen können die Regelleistungskosten um bis zu 40% reduziert werden. Das darauffolgende Kapitel untersucht verschiedene Ausprägungen grenzüberschreitender Kooperationen bei der Regelleistungsbereitstellung in Deutschland, Schweiz und Österreich. ELMOD-MIP wird erweitert, um den Austausch von Regelleistung und Regelenergie abzubilden. Die Modellergebnisse bestätigen, dass eine verstärkte Kooperation bei der Regelleistungsbereitstellung vorteilhaft ist; die Kosteneinsparungen jedoch stark vom Grad der Kooperation und den Kraftwerksportfolios der teilnehmenden Länder abhängig sind. Das letzte Kapitel erweitert die Diskussion um eine langfristige Betrachtung der Regelleistungsbereitstellung im Jahre 2050 und analysiert dazu zukünftige Entwicklungen auf Regelleistungsmärkten. DynELMOD wird erweitert um die Entwicklung der Regelleistungsbereitstellung und den Einfluss von hohen Anteilen von erneuerbaren Energien darauf zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die Kosten für Regelleistungsbereitstellung für ein rein erneuerbares Elektrizitätssystem im Jahre 2050 gegenüber heute nicht ansteigen müssen. Lediglich für Ausnahmesituationen sind zusätzliche Investitionen in Speicherkapazitäten notwendig.This dissertation analyzes the future balancing reserve provision in a decarbonized electricity sector and therefore develops and applies electricity sector models. The first part focuses on the pathways for a decarbonization of the electricity sector. It starts with the development of the dynamic investment and dispatch electricity model (dynELMOD) for Europe. The model decides upon investments into conventional and renewable power plants, storage capacities and the electricity grid, constrained by an emission path, that reaches almost complete decarbonization. The model results show, that until 2050 renewable energy sources will provide the majority of the electricity generation in Europe and nuclear energy and fossil fuels are phased out gradually. In the following chapter dynELMOD is applied to analyze the implications of different assumptions on the foresight of the actors, such as perfect foresight, myopic foresight, and a budgetary approach on the transformation pathway. The results reveal insights into the potential of stranded assets when future tightening of the emission target are not considered by the actors. The second part focuses on the implications of a decarbonized generation portfolio for balancing reserve provision. It begins with a development of the unit-commitment model (ELMOD-MIP), which allows for a detailed depiction of power plant flexibility constraints and balancing capacity reservation. The model is used to analyze the influence of a changing power plant portfolio on prices and allocation of balancing reserves in Germany until 2025. Furthermore, the influence of wind power providing positive and negative reserves is analyzed. The results show a price increase, in case no new market participants are allowed to enter the balancing market. The participation of up to ten percent of wind turbines can reduce the cost for balancing provision by up to 40% . The following chapter expands the analysis towards different degrees of cross-border cooperation within balancing reserves in the region of Austria, Germany and Switzerland. ELMOD-MIP is extended to represent cross-border interaction of balancing reserves provision and applied to scenarios with differing levels of cooperation. The model results confirms that increased cooperation in balancing markets is highly beneficial; still the degree of cost savings depends highly on the depth of cooperation and the countries’ different power plant portfolios. The last chapter expands the discussion of balancing reserve provision to the long-term perspective of 2050. Possible developments in balancing reserve provision are assessed and transformed into quantitative scenarios. An enhanced version of dynELMOD is used to analyze the these developments and the influence of high renewable-shares jointly. The results show that balancing reserve cost can be kept at current levels for a renewable electricity system until 2050. Only rarely, additional storage investments are required for balancing reserve provision