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Zeitschrift fur Energiewirtschaft
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ISSN (Print) 1866-2765 - ISSN (Online) 0343-5377
Published by Springer-Verlag Homepage  [2469 journals]
  • Land use Prior to Installation of Ground-mounted Photovoltaic in
           Germany—GIS-analysis Based on MaStR and Basis-DLM

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      Abstract: Abstract Ground-mounted photovoltaic (GM PV) in Germany has seen strong growth rates in recent years and is expected to play a considerable role in the country’s future energy supply. The national political goal of reducing the land use change of agricultural land to net-zero by 2050 stands in contrast with the growth, meaning, that conflicts of land use objectives may arise. Systematic monitoring of land use change due to GM PV is required to identify potential land use conflicts at an early stage. Comprehensive monitoring has not yet been carried out. In order to identify the current land use for GM PV as well as the previous use of the land, data from the Marktstammdatenregister (MaStR) and the Digital Basic Landscape Model (Basis-DLM) are combined. By 2018, 11.37 GWp of GM PV had been installed on 25,500 ha. Of the 25,500 ha, more than half (13,292 ha) was arable land, 3807 ha was grassland, 7454 ha was former industrial land (conversion area) and 948 ha was other land. Compared to previous estimates of land demand, this shows a 51% higher use of previously agriculture land. Considering the entire GM PV inventory, the current average specific land use efficiency is around 2.2 ha/MWp, which is higher than indicated in the literature (1.3 ha/MWp). The strongest expansion of GM PV can be seen in the north, north-east and south-east of Germany. Overall, land use competition is low, as the average share of GM PV on agricultural land is only 0.1%. Even though a higher density of installations can be observed in some regions, the shares of GM PV on agricultural land are still very low here at 0.5%. Nevertheless, a stronger expansion can lead to increased regional concentrations and thus land use conflicts.
      PubDate: 2022-06-12
       
  • Lernen von Erfahrungen mit Infrastrukturprojekten – Konfliktauslöser
           und -bearbeitung

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      Abstract: Zusammenfassung Die Transformation des deutschen Energiesystems erfordert zahlreiche Infrastrukturprojekte, die konfliktanfällig sind. Der Beitrag beschreibt Teilergebnisse einer qualitativen Studie zur retrospektiven Wahrnehmung von Konflikten und ihrer Bearbeitung am Beispiel von Infrastrukturprojekten in Schleswig-Holstein aus Sicht regionaler Akteure. Er fokussiert Konfliktauslöser und ihre Konsequenzen für die kommunikative Bearbeitung von Konflikten in regional geprägten Kontexten. Schleswig-Holstein ist eine Energiewende-Region, d. h. eine Region, in der bereits viele Infrastrukturprojekte umgesetzt wurden und momentan viele Energietransformationsprozesse stattfinden. Die Studie kombiniert methodisch Tiefeninterview und Vorabbefragung. In den Interviews wurden die Teilnehmenden gebeten, sich basierend auf zwei Infrastrukturprojekten, mit denen sie Erfahrungen gesammelt haben, zu Konflikten, ihren Auslösern sowie wahrgenommenen Vor- und Nachteilen der zur Konfliktbearbeitung eingesetzten kommunikativen Maßnahmen zu äußern. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Teil der Konfliktauslöser als regionsspezifisch einzuordnen ist (z. B. unzureichende Wiederherstellung von Marschböden); ein anderer Teil tritt auch in anderen Projekten und Regionen auf (z. B. Schlagschatten, Infraschall, Nachtblinken). Kommunikative Konfliktbearbeitungsstrategien müssen Vorerfahrungen der Zielgruppen zum Thema berücksichtigen und der Einbezug von vorhandenem Wissen ist hilfreich – es bedarf eines tieferen Verständnisses über regionale Identitäten und die Wahrnehmung des Umbaus sowie damit einhergehender Konflikte und ihrer Bearbeitung.
      PubDate: 2022-06-08
       
  • Veranstaltungskalender

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      PubDate: 2022-06-03
       
  • Die Fortschreibung der Erlösobergrenze durch Verbraucherpreisindex
           und X-Faktor

    • Free pre-print version: Loading...

      Abstract: Zusammenfassung Ein wichtiges Instrument in der deutschen Anreizregulierung der Energienetzwirtschaft ist die Fortschreibung der Erlösobergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode durch Verbraucherpreisindex und X‑Faktor. Hierbei wird die Erlösobergrenze entsprechend der Entwicklung der Produktivität und der Einstandspreise der jeweiligen Energienetzwirtschaft fortgeschrieben. Diese Art der Fortschreibung entstammt der klassischen regulierungsökonomischen Literatur zur Preisregulierung und soll das Regulierungsziel ökonomischer Nullgewinne von Monopolisten gewährleisten. In diesem Beitrag wird gezeigt, dass für eine Erlösobergrenze dieses Vorgehen jedoch das angestrebte Regulierungsziel nicht erfüllt. In der Folge ergeben sich Erlösobergrenzen und Netzentgelte, die gemessen am Regulierungsziel verzerrt sind. Im Falle eines positiven Trends im Output der jeweiligen Energienetzwirtschaft sind Erlösobergrenzen und Netzentgelte nach unten verzerrt, im Falle eines negativen Outputtrends sind sie nach oben verzerrt. Die im Kontext der klassischen regulierungsökonomischen Literatur zum X‑Faktors gemeinten Outputs sind dabei die durch die Erlösobergrenze regulierten Dienstleistungen der Netzbetreiber, also Arbeit und Leistung. Desweitern wird gezeigt, dass die korrekte Art der Fortschreibung einer Erlösobergrenze durch die Kostenentwicklung der jeweiligen Energienetzwirtschaft erfolgt. In diesem Fall ist nicht nur das Regulierungsziel ökonomischer Nullgewinne in der Erlösobergrenzenregulierung erfüllt, sondern auch die Netzentgeltentwicklung ist identisch mit der Netzentgeltentwicklung, die sich im Falle einer klassischen Preisregulierung ergeben würde.
      PubDate: 2022-05-02
      DOI: 10.1007/s12398-022-00323-6
       
  • Das grüne Klimaschutz-Sofortprogramm: Mögliche Auswirkungen auf
           Emissionen und Gesellschaft

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      Abstract: Zusammenfassung In diesem Beitrag werden die Auswirkungen des Klimaschutz-Sofortprogramms der Partei Bündnis90/Die Grünen im Hinblick auf die gesellschaftlichen Verteilungswirkungen und die Potenziale zur Emissionsminderung bewertet. Aufgrund von Unklarheiten in der Ausgestaltung zahlreicher Maßnahmen ist es prinzipiell unmöglich, die damit in Summe einhergehenden Emissionsminderungen zu quantifizieren. Stattdessen wird sich hier auf diejenigen der großen Mannigfaltigkeit an Maßnahmen kapriziert, die im Programm hinreichend klar formuliert sind, um eine Bewertung zu erlauben, zumindest in qualitativer Hinsicht. Baerbock und Habeck (2021, S. 2) kündigen im Klimaschutz-Sofortprogramm unter anderem an, die erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten schneller ausbauen und den Kohleausstieg auf das Jahr 2030 vorziehen zu wollen. Diese nationalen Maßnahmen verursachen unnötig hohe Kosten. Es wäre kostengünstiger, diese dem Markt bzw. den steigenden Preisen für Emissionszertifikate zu überlassen. Lobenswert ist hingegen das Versprechen von Baerbock und Habeck (2021, S. 7), dass sie eine transatlantische Klimapartnerschaft zwischen der EU und den USA auf den Weg bringen möchten, da für eine effektive weltweite Klimapolitik internationale Kooperation unabdingbar ist. Für effektive Minderungen der globalen Emissionen ist ein solches bilaterales Bündnis allerdings zu wenig. Ein Bündnis zum Zwecke der effektiven und effizienten Senkung der Treibhausgasemissionen sollte deutlich umfassender sein und zumindest auf Ebene der G20-Staaten initiiert werden sowie ein Abkommen über die Etablierung eines einheitlichen CO2-Preises in diesen Ländern beinhalten. Allein einem möglichst umfassenden Klimaschutzabkommen über einen einheitlichen CO2-Preis trauen Experten die effektive Senkung der globalen Treibhausgasemissionen zu.
      PubDate: 2022-04-04
      DOI: 10.1007/s12398-022-00317-4
       
  • Modellierung der Betriebsweise einer GuD-Anlage mithilfe neuronaler Netze

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      Abstract: Zusammenfassung Vor dem Hintergrund des geplanten Atom- und Kohleausstiegs in Deutschland spielen Gaskraftwerke eine wichtige Rolle für die Energiewende. Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD-Anlagen) zeichnen sich durch eine hohe Energieeffizienz und Flexibilität bei der Stromerzeugung aus. GuD-Anlagen werden an vielen Standorten in Deutschland für die kommunale Energieversorgung mit Wärme und Strom eingesetzt. Der Artikel beschreibt die Modellierung der Betriebsweise einer GuD-Anlage durch den Einsatz von Methoden der künstlichen Intelligenz (KI). Das Modell verfolgt das Ziel, den genauen Anlagenzustand des Energiesystems innerhalb eines bestimmten Betriebspunktes möglichst präzise vorherzusagen. Auf der Grundlage der Analyse von Betriebsdaten der GuD-Anlage für einen repräsentativen Zeitraum werden die wichtigsten Einflussfaktoren für den Kraftwerksprozess identifiziert. Der Modellentwurf basiert auf künstlichen neuronalen Netzen (KNN). In einem Machine-Learning-Workflow werden die Arbeitsschritte für die Modellierung beschrieben. Diese umfassen die Topologie des KNN, die Modellkomponenten, die Festlegung der Methoden zur Validierung und Bewertung der Modellgüte sowie Technologien zur Modelloptimierung. Das Modell weist im Test mit den Praxisdaten eine hohe Prognosegüte auf. Die Modellierung dient der Optimierung des operativen Kraftwerkseinsatzes sowie als Entscheidungshilfe für den Stromhandel. Weiterhin kann eine Simulation dabei helfen, mögliche Einsatzszenarien gefahrlos zu testen, ohne dabei hohe Kosten zu erzeugen. Die beschriebene KI-Methodik lässt sich auch auf weitere Energiesysteme mit alternativen Anlagenkonfigurationen übertragen.
      PubDate: 2022-04-04
      DOI: 10.1007/s12398-022-00322-7
       
  • Business Model Language „Value Network“ für smarte Geschäftsmodelle:
           Fallstudie für eine Plattform zum Handel von Flexibilität

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      Abstract: Zusammenfassung Die angestrebte Dekarbonisierung des Energiesektors bringt einen strukturellen Wandel in der Energiewirtschaft mit sich, der insbesondere zu einer Dezentralisierung bestehender Strukturen führt. Die fortschreitende Digitalisierung ermöglicht zudem eine umfassendere Vernetzung von Erzeugung, Speicherung, Netzbetrieb und Verbrauch. Die hierdurch entstehenden intelligenten dezentralen Systeme verändern die Wertschöpfungslogik der Energiewirtschaft hin zu Wertschöpfungsnetzwerken und ermöglichen so mannigfaltige neue Geschäftsmodelle unter der Bezeichnung „Smart Energy“. Der vorliegende Beitrag beschäftigt sich im Rahmen einer Fallstudie mit der systematischen Darstellung eines generischen Geschäftsmodells einer Plattform zum Handel von Flexibilität. Mit diesem Instrument sollen kleinteilige Flexibilitätsoptionen in das Gesamtsystem integriert und können bspw. die Kosten für Netz- sowie Systemsicherheitsmaßnahmen reduziert werden. Für die Darstellung des generischen Geschäftsmodells wird zunächst eine modifizierte Form der Business Model Language „Value Network“ vorgestellt, die die besonderen Eigenschaften des Smart-Energy-Kontexts berücksichtigt. Diese setzt sich aus dem Value Proposition Design, dem Business Model Design sowie dem Value Creation Design zusammen. Basierend auf der vorliegenden Fallstudie wird ein Ansatz entwickelt, der die Anordnung der Netzwerkakteure systematisiert und dadurch zu einer höheren Vergleichbarkeit von Geschäftsmodellen führt. Als ein weiteres Ergebnis des Beitrages entsteht für die unterschiedlichen Akteure ein übersichtlicher Leitfaden, der die Analyse beliebiger Smart-Energy-Geschäftsmodelle unter Berücksichtigung des vernetzten Charakters sowie dem steigenden Grad an Kommunikationstechniken ermöglicht.
      PubDate: 2022-03-17
      DOI: 10.1007/s12398-022-00321-8
       
  • On the Development of Wind Market Values and the Influence of Technology
           and Weather: a German Case Study

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      Abstract: Research into renewable energy market values is a popular field in energy economics. However, most contributions abstract from market values being highly individual and mostly study (nationwide) averages, usually based on a single or a “normal” wind year, if specifying wind conditions at all, and a limited set of technologies. However, market values of renewable energy resources are not monolithic but highly diverse. In this article, to shed light on this diversity, we illustrate the historical development of onshore wind’s market value in Germany, from 2001 to 2019, for the fleet and all operating wind energy converters. We use highly granular wind speed data and a comprehensive database of wind capacities. Our results show the downward trend, the distributions, and the variance of market values. In this context, we explain why the performance of a single wind energy converter (compared to the fleet’s performance) matters in the market premium model. Hereby, we also assess the magnitude of the outperformance of technologically advanced wind turbines as compared to less advanced turbines. In the second part of our research, we analyse the effect of the inter-annual weather variability on wholesale electricity prices, and market values. Our analysis is based on 19 different years of wind speeds, corresponding offshore and solar infeed, and an electricity market model to generate weather-congruent wholesale electricity prices.
      PubDate: 2022-03-16
      DOI: 10.1007/s12398-022-00319-2
       
  • Veranstaltungskalender

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      PubDate: 2022-03-01
      DOI: 10.1007/s12398-022-00320-9
       
  • Diversifikation des marktlichen Risikos bei der Vermarktung industrieller
           Energieflexibilität im Kontext von Demand Response

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      Abstract: Zusammenfassung Die zunehmende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist ein zentraler Baustein für die erfolgreiche Gestaltung der Energiewende in Deutschland. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien unterliegt jedoch witterungsabhängigen Schwankungen und gefährdet somit die Stabilität des Stromnetzes. Ein vielversprechender Ansatz, um diese Herausforderung zu adressieren, ist die Anpassung des Stromverbrauchs an die aktuelle Stromerzeugung im Kontext von Demand Response. Insbesondere energieintensive industrielle Verbraucher können durch eine flexible Anpassung des Stromverbrauches an einen zeitvariablen Stromtarif im Erwartungswert Kosten einsparen. Die finanziellen Einsparungen unterliegen jedoch einem marktlichen Risiko aufgrund unsicherer und volatiler Strompreise. Flexibilitätsversicherungen bieten die Möglichkeit, das marktliche Risiko industrieller Verbraucher auf einen Versicherungsanbieter zu transferieren. Eine wichtige Voraussetzung für das Geschäftsmodell von Versicherungsanbietern ist die Diversifikation des transferierten Risikos. In dieser Arbeit wird auf der Basis von zwei beispielhaften Industrieprozessen simulativ untersucht, ob und in welchem Umfang eine Diversifikation marktlicher Risiken im Kontext von Demand Response erreicht werden kann. Die Ergebnisse der Arbeit sind einerseits relevant für die Bewertung und Entwicklung zukünftiger Geschäftsmodelle für das Angebot von Flexibilitätsversicherungen, andererseits sind diese übertragbar auf energieintensive Unternehmen mit unterschiedlich flexiblen Prozessen, die somit Risikodiversifikation erzielen können.
      PubDate: 2022-02-18
      DOI: 10.1007/s12398-022-00318-3
       
  • Elektrische Verteilnetze resilient ausbauen – Herausforderungen
           und Handlungsoptionen

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      Abstract: Zusammenfassung Im Zuge der Energiewende steigt sowohl die Anzahl an Erzeugern im Verteilnetz als auch die Menge der steuerbaren Verbrauchs- und Speicheranlagen. Die Integration dieser Anlagen in den Netzbetrieb erfordert eine stärkere Digitalisierung, insbesondere in den Verteilnetzen. Dadurch entsteht eine wechselseitige Abhängigkeit: Für die Betriebsführung des Energiesystems ist ein funktionierendes IKT-System notwendig, während die IKT-Infrastruktur gleichzeitig auf Stromversorgung durch das Energiesystem angewiesen ist. Dies kann zu neuen und unvorhergesehenen Störungen führen, während gleichzeitig die allgemeine Systemkomplexität steigt und Unsicherheiten über zukünftige Entwicklungen das Systemdesign erschweren. Unter diesen Bedingungen kann das Konzept der Resilienz helfen, den neuen Risiken zu begegnen. Resilienz beschreibt die Fähigkeit eines Systems, Störereignisse abzufangen oder in kurzer Zeit mit möglichst geringem Schaden und vertretbaren Kosten wieder in den normalen Betriebszustand zurückzukehren. Hierfür sind Flexibilitäten notwendig, die zukünftig auch von den kleinen Anlagen im Verteilnetz bereitgestellt werden müssen. Mit Methoden der künstlichen Intelligenz können sie gebündelt und gezielt eingesetzt werden, um ein resilientes Systemverhalten zu erreichen. Die technische Umsetzung mit sogenannten Multiagentensystemen ermöglicht eine verteilte Steuerung der Anlagen und bietet eine gute Grundlage für verschiedene Resilienzmechanismen, wie zum Beispiel einen verteilten Netzwiederaufbau von „Inseln“. Dies kann jedoch nur umgesetzt werden, wenn entsprechende Anreize für die Netzbetreiber und Netznutzer gesetzt werden. Daher müssen die heute bereits bestehenden Werkzeuge geeignet erweitert werden, um auch das Thema Resilienz abzudecken. Mögliche Lösungsansätze der Anreizregulierung sind ein Resilienz-Element und Smart Connection Agreements im Rahmen der Netzentgeltstruktur.
      PubDate: 2021-12-15
      DOI: 10.1007/s12398-021-00316-x
       
  • Veranstaltungskalender

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      PubDate: 2021-12-01
      DOI: 10.1007/s12398-021-00315-y
       
  • Quantifizierung unternehmerischer Nachhaltigkeit in der
           Fertigungsindustrie: Entwicklung eines zielorientierten
           Nachhaltigkeitsindex

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      Abstract: Zusammenfassung Unternehmen der Fertigungsindustrie haben mit rund 32 % der globalen Treibhausgas-Emissionen durch ihr unternehmerisches Handeln bedeutenden Einfluss auf die Erreichung der Sustainable Development Goals. Um in diesem Zusammenhang die unternehmerische Nachhaltigkeitsleistung zu quantifizieren, existieren nur wenige Ansätze, die sich an externen Nachhaltigkeitszielen orientieren und zusätzlich eine Vergangenheits- und Zukunftsperspektive integrieren. Diese Lücke adressiert diese Arbeit durch die Entwicklung eines Index, der die Bewertung der Nachhaltigkeitsleistung von Produktionsunternehmen durch die jeweilige Zielerreichung verschiedener Nachhaltigkeitsdimensionen entlang eines Zeithorizonts beschreibt. Um die Vergleichbarkeit unterschiedlicher Unternehmen zu gewährleisten, wurde ein breites Set quantitativ messbarer Leistungsindikatoren mithilfe einer Literaturrecherche erarbeitet, welche unternehmensübergreifende Ziele adressieren. Dabei werden ökonomische, ökologische sowie soziale Aspekte miteinbezogen und auch vor- und nachgelagerte Aktivitäten der Wertschöpfungskette und Produkteigenschaften berücksichtigt. Der entwickelte Index ermöglicht neben einem erhöhten Maß an Transparenz für verschiedene Stakeholder, auch die Nutzung als Entscheidungsgrundlage und Monitoring-Instrument sowie als Ziel-Systematik im Rahmen der Unternehmensstrategie und -ausrichtung.
      PubDate: 2021-12-01
      DOI: 10.1007/s12398-021-00312-1
       
  • Geschäftsmodelle der Energiewende im regionalen Umfeld

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      Abstract: Zusammenfassung Die Energiewende beeinflusst maßgeblich die Entwicklung energiewirtschaftlicher Wertschöpfung und Geschäftsmodelle. Diese Entwicklung betrifft auch und insbesondere den ländlichen Raum. Vor diesem Hintergrund wird in diesem Papier für die untersuchte „Modellregion Mecklenburg“ eine Bestandsaufnahme der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette durchgeführt. Ferner wird eine Übertragbarkeit des Geschäftsmodell-Frameworks Energiewirtschaft zur Identifikation von Geschäftsmodellprototypen, d. h. einer Zusammenfassung gleichartiger Geschäftsmodelle, aus Giehl et al. (2020) aufgezeigt. Basierend hierauf werden regionale Wertschöpfungsnetzwerke entwickelt und analysiert, um hieraus in Verbindung mit dem Ansatz der Wertschöpfungscluster nach Porter (1991) Handlungsempfehlungen für die Untersuchungsregion abzuleiten.
      PubDate: 2021-12-01
      DOI: 10.1007/s12398-021-00313-0
       
  • Wirtschaftlichkeit grüner Energieträger. PtG-Simulationstool – zur
           ökologischen, wirtschaftlichen und energetischen Analyse in der Erzeugung
           von Wasserstoff, SNG und LNG in Kombination mit erneuerbaren
           Energieanlagen (Wind/PV/Wasserkraft/Biomasse)

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      Abstract: Zusammenfassung Mithilfe des Elektrolyseverfahrens lassen sich grüne Energieträger/Gase für eine Vielzahl von Anwendungen herstellen. Dabei spielt die Wirtschaftlichkeit bei der Herstellung von grünen Energieträgern/Gasen eine wesentliche Rolle. Das Power-to-Gas Simulationstool der EnergieSynergie GmbH bietet die Möglichkeit, für Photovoltaik‑, Windenergie‑, Wasser- und Biomasse-Anlagen die ideale Größe eines zur Energieanlage passenden Elektrolyseurs zu berechnen. In dem Berechnungsprozess werden Informationen wie z. B. die Wasserstoffgestehungskosten, die standortspezifisch produzierte elektrische Energiemenge der gewählten Energieanlagen, die Outputmengen von z. B. grünem Wasserstoff und weitere Kennzahlen berechnet. Durch eine detaillierte Berechnung anhand der PtG-Simulation lassen sich zukunftsfähige Kombinationen (z. B. Windenergieanlage mit Elektrolyseur) für die Herstellung und Nutzung von grünen Energieträgern/Gasen wie z. B. Wasserstoff realisieren. Fehlinvestitionen können somit identifiziert und vermieden werden.
      PubDate: 2021-11-24
      DOI: 10.1007/s12398-021-00314-z
       
  • Veranstaltungskalender

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      PubDate: 2021-09-01
      DOI: 10.1007/s12398-021-00311-2
       
  • Validierung eines Steuerungskonzepts für den Betrieb dezentraler
           direktelektrischer Power-to-Heat Anlagen

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      Abstract: Zusammenfassung Um auch bei weiter steigenden Anteilen einer fluktuierenden Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien eine möglichst umfassende Integration der schwankenden Energiebereitstellung ins Energiesystem zu ermöglichen, wird zunehmend mehr Systemflexibilität benötigt. Dezentrale Power-to-Heat Anlagen – wie beispielsweise in Wärmespeichern privater Endkundenheizsysteme installierte Elektroheizpatronen – können die nachfrageseitige Systemflexibilität erhöhen und gleichzeitig helfen, ungenutzte Strommengen sektorenübergreifend ins Energiesystem zu integrieren. Um eine entsprechende Nachfrageflexibilität auch an den etablierten Spotmärkten für elektrische Energie vermarkten zu können, müssen derartige auf der Ebene der Endkundenheizsysteme flexibel einsetzbare Nachfragepotenziale möglichst verlässlich und umfänglich vorhergesagt werden. Vor dem Hintergrund dieser Gesamtsituation wird ein Steuerungsverfahren für dezentrale direktelektrische Power-to-Heat-Systeme dargestellt und konzeptionell validiert, welches eine vorausschauende und kontinuierliche Vermarktung vorhandener flexibler Nachfragepotenziale an den etablierten Spotmärkten für elektrische Energie grundsätzlich ermöglichen würde. Im Rahmen der konzeptionellen Validierung wird gezeigt, dass entsprechende Vorausplanungen hinreichend genau messdatenbasiert möglich sind – und das auf Basis eines insgesamt geringen Umfangs an Messdaten. Damit bietet das Konzept das Potenzial einer hohen Übertragbarkeit auf verschiedene Endkundenheizsysteme.
      PubDate: 2021-09-01
      DOI: 10.1007/s12398-021-00304-1
       
  • Ramping constraint formulations under consideration of reserve activation
           in Unit Commitment Problems

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      Abstract: Abstract Recently, the European Commission passed the Guideline on Electricity Balancing to standardize future reserve products in European electricity markets. Strict regulatory requirements are imposed on ramping behavior that must be adhered to, which brings ramping constraints into renewed focus. In a literature review, we find that prevalent ramping constraint formulations cannot guarantee that those regulatory requirements are fully satisfied. Since reserve activation in relation to ramping constraints is not discussed in literature, we aim to fill this research gap with a focus on the impact of reserve activation on ramping feasibility, availability of reserve, and thereby induced imbalances. We argue for the use of a simple, yet consequential and more robust, extended version of ramping constraints to account for intertemporal dependencies of reserve in general and to satisfy regulatory requirements in particular. Prevalent formulations significantly overestimate available reserve compared to the robust formulation. Worst-case bounds on the overestimation factor are provided for common operating modes. Computational experiments on standard benchmark sets confirm that the prevalent formulation overestimates reserve in realistic scenarios. Reserve activations are simulated from German data in a comprehensive ex-post analysis to identify reserve overestimation as a hitherto neglected source of imbalances and to quantify its extent.
      PubDate: 2021-07-27
      DOI: 10.1007/s12398-021-00309-w
       
  • Rechtliche Rahmenbedingungen zur Anwendung von Sperrzeiten bei
           Wärmepumpen für die Integration in ein Lastmanagement

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      Abstract: Zusammenfassung Die Nutzung von Wärmepumpen im Rahmen eines Lastmanagements setzt voraus, dass die Wärmepumpen anlagenseitig dazu befähigt sind, Lastverschiebungsmaßnahmen umzusetzen. Die Befähigung der Wärmepumpenanlagen ist jedoch mit zusätzlichen Kosten für den Anlagenbetreiber verbunden. Ob ein Anlagenbetreiber seine Anlage befähigt, hängt aus seiner Sicht entweder von seinem finanziellen Vorteil ab oder von seinen Verpflichtungen gegenüber dem Netzbetreiber. Der Netzbetreiber kann über einen wirtschaftlichen Anreiz auf Basis von § 14a Energiewirtschaftsgesetz Einfluss auf die Anlagenbefähigungen nehmen. In diesem Fall muss er verringerte Netzentgelte nach § 14a Energiewirtschaftsgesetz berechnen. Wie die vorliegende Untersuchung zeigt, kann der aktuelle wirtschaftliche Anreiz nicht als Planungsgrundlage für den Aufbau eines dynamischen Lastmanagements des Netzbetreibers herangezogen werden, da zu viele (vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare) Randbedingungen und Einzelentscheidungen den Ausschlag für oder gegen eine Befähigung geben. Daher sollte sich der Netzbetreiber der rechtlichen Möglichkeiten bedienen und Sperrzeiten vorgeben, wenn er flächendeckend Wärmepumpenanlagen als Teil seines Lastmanagements einbeziehen will. Durch den prognostizierten Markthochlauf an Wärmepumpen in Deutschland sollte eine entsprechende Sperrzeitstrategie des Netzbetreibers, in der der Umgang mit Wärmepumpen im Rahmen eines Lastmanagements festgelegt wird, zeitnah aufgestellt werden.
      PubDate: 2021-07-27
      DOI: 10.1007/s12398-021-00310-3
       
  • Intelligente Steuerung von Schöpfwerken zur Reduktion des
           Energieeinsatzes und der CO2-Emissionen im Projekt Demand Side Management
           Sielentwässerung – DSMS

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      Abstract: Zusammenfassung Durch die Folgen des Klimawandels treten in Zukunft verstärkt Extremwetterereignisse wie beispielsweise Starkregen mit kurzfristig hohen Niederschlagsmengen sowie extrem langen Phasen der Trockenheit auf. Dies zeigten unter anderen die vorangegangenen Sommer. Aus diesen Gründen steht das Wassermanagement in den tiefliegenden Gebieten der norddeutschen Tiefebene vor große Herausforderungen, da der Schutz der Bevölkerung und Flächen in diesen Gebieten nur durch ein aktives Wassermanagement, u. a. durch Schöpfwerke möglich ist. Aufgrund dieser Tatsachen werden neue Konzepte für den Wasserhaushalt und ein intelligentes, CO2- und ressourcenschonendes Wassermanagement zum bedarfsgerechten Abtransport der Niederschlagswässer bzw. zur Bewässerung von Flächen in der norddeutschen Tiefebene benötigt. Durch das Forschungsprojekt „Demand Side Management Sielentwässerung“ wird ein Grundstein für das intelligente, CO2- und ressourcenschonende Wassermanagement gelegt. In diesem Artikel wird die automatisierte Steuerung von Entwässerungspumpen in Schöpfwerken vorgestellt und es wird aufgezeigt, wie durch entsprechende Messtechnik in Kombination mit einem sinnvollen Regelalgorithmus Einsparungen beim Energieeinsatz und den CO2-Emissionen erreicht werden können.
      PubDate: 2021-07-15
      DOI: 10.1007/s12398-021-00308-x
       
 
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