API src

Found 63 results.

Reallabor: Norddeutsches Reallabor, Teilvorhaben: 5.1 Neue Markt- und Geschäftsmodelle, Regulatorik, HSF

Interaktionen des ökologischen und ökonomischen Systems

Ein ökologisches System besteht aus Tier- und Pflanzenarten, deren Biomasse als gespeicherte Energie aufgefasst werden kann mit einem Nettoenergiezufluss durch die Sonne. Die Biomasse einer einzelnen Spezies bestimmt sich ferner aus dem Fressen und Gefressenwerden. Es wird angenommen, dass sich die Arten so verhalten, als maximierten sie ihre gespeicherte Energie unter der Nebenbedingung einer vorgegebenen physiologischen Funktion. Führt man endogene artenspezifische Energiepreise ein, lässt sich ein ökologisches Preisgleichgewicht definieren, dass formale Ähnlichkeiten zum Marktmodell der vollständigen Konkurrenz hat. Ziel des Projekts ist es, ein interdependentes Ökosystem auf die beschriebene Art zu modellieren und es mit einem den Ökonomen besser vertrauten interdependenten ökonomischen System zu verknüpfen. Mitwirkende Institution: University of Wyoming, Laramie, USA.

Gutachten zur Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen

In einem Kurzgutachten für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) analysierte Ecofys eine Vielzahl von Studien zum Thema Kapazitätsmechanismen. In dem Gutachten werden wesentliche Annahmen und Untersuchungsansätze der Studien auf theoretischer und empirischer Basis diskutiert und die Konsequenzen für die Untersuchungsergebnisse aufgezeigt. Darüber hinaus werden die fundamentale Marktwirkungen der Integration erneuerbarer Energien und der EU-Binnenmarktintegration dargestellt und in den Kontext aktueller Marktbeobachtungen gesetzt. Das Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass die aktuellen Marktergebnisse die fundamentale Situation in effizienter Weise widerspiegeln und somit kein Marktversagen vorliegt welches einen tiefen regulatorischen Eingriff rechtfertigen würde. Derzeit befindet sich der Markt in einer doppelten Übergangsphase. Die Erzeugung basiert zunehmend auf erneuerbaren Energien und der Strommarkt ist zunehmend europäisch organisiert. In dieser doppelten Übergangsphase können Knappheiten gesicherter Erzeugungsleistung nicht vollständig ausgeschlossen werden. Aus diesem Grund bietet sich eine Absicherung dieser Übergangsphase durch eine strategische Reserve an. Die strategische Reserve bedeutet einen minimalen Eingriff in den Strommarkt und ermöglicht gleichzeitig eine große Anzahl an marktgetriebenen Lösungsoptionen für Knappheitssituationen.

Integrierter virtueller Kraftwerksverbund aus dezentralen Kleinanlagen zur KI gestützten Erbringung von Systemdienstleistungen, Teilvorhaben: KI-gestützte Steuerungs- und Marktlogiken für virtuelle Kraftwerke aus dezentralen Anlagen zur Erbringung von Systemdienstleistungen

DESPRIMA - Demand-Side- und Produktions-Management für Getränkeabfüllprozesse, Teilvorhaben: DSM - Dienstleistungen und Marktmodelle

ZellNetz2050 - Simulation des Aufbaus zellularer Energienetzstrukturen, Teilprojekt: Marktmodell für das zellulare System sowie energiewirtschaftliche und regulatorische Aspekte

Das zentrale Teilziel der UDE ist die Analyse und Entwicklung ökonomisch tragfähiger Marktdesigns zur Anwendung in einem zellularen System in Deutschland. Nach anfänglicher Analyse möglicher Designvarianten, soll eine Auswahl dieser Varianten in einem Optimierungsmodell implementiert und hinsichtlich ihrer ökonomischen Aspekte untersucht werden. Anschließend werden die Ansätze miteinander und mit dem Status Quo verglichen und Handlungsempfehlungen hinsichtlich des regulatorischen Rahmens abgeleitet. Zudem unterstützt die UDE beim Aufbau der offline Simulationsplattform einschließlich der Szenarien und liefert Input aus ihren Simulationen, um dort eine sachgerechte Darstellung des Marktes zu gewährleisten.

AVerS: Analyse der Versorgungssicherheit in Süddeutschland unter Berücksichtigung der europaweiten Kopplung der Strommärkte, Teilvorhaben: KIT

Das Ziel der Analyse ist die Untersuchung der Versorgungssicherheit in Deutschland, insbesondere in Süddeutschland, vor dem Hintergrund der Abschaltung weiterer Kernkraftwerkskapazitäten in den nächsten Jahren sowie eines steigenden Anteils an erneuerbaren Energien. Diese Untersuchung ist aber nicht durchzuführen, ohne die Entwicklungen hin zu einem europäischen Binnenstrommarkt und die Einführung von Kapazitätsmechanismen im benachbarten Ausland angemessen zu berücksichtigen. Daher wird das am KIT angesiedelte Strommarktmodell PowerACE weiterentwickelt, um die europäische Strommarktkopplung, die eingeführten/diskutierten Kapazitätsmechanismen und die (regionalen) Nachfrageflexibilitätsoptionen adäquat abzubilden. Mittels der Analyse lassen sich Handlungsempfehlungen ableiten, um weiterhin eine nachhaltige, kostengünstige und sichere Versorgung an Elektrizität zu gewährleisten. Das KIT ist an der konzeptionellen Entwicklung einzelner Szenarien im Arbeitspaket 1 (AP 1) beteiligt. Im AP 3, das vom KIT geleitet wird, wird das Strommarktmodell PowerACE so erweitert, dass alle für Deutschland relevanten europäischen Strommärkte sowie regulatorische Änderungen beim Design dieser Märkte (z.B. die Einführung von Kapazitätsmechanismen) abgebildet werden. Außerdem werden Modellierungsansätze in PowerACE implementiert, um die in AP2 ermittelten Nachfrageflexibilitäten bei der Strommarktsimulation zu berücksichtigen. Schließlich wird in AP 3 ein Verfahren zur regionalen Abbildung von Kraftwerksinvestitionen entwickelt, so dass der nach den Investitionsentscheidungen resultierende Kraftwerkspark an das AP 4 übergeben werden kann. Daher ist eine konsistente Datenhaltung mit dem in AP 4 eingesetzten Modell ELMOD anzustreben. In AP 5 werden die Modellergebnisse aus PowerACE im Kontext der Ergebnisse der Projektpartner evaluiert. In AP 6 wird das KIT Publikationen und Konferenzbeiträge verfassen, mit den Projektpartnern ein Workshop durchführen sowie die Zusammenarbeit verstetigen.

CoNDyNet2: Kollektive nichtlineare Dynamik komplexer Stromnetze, Teilvorhaben: Dezentrale Optimierung und Vorhersageunsicherheiten in Stromsystemen

Effektive Rahmenbedingungen für einen kostenoptimalen EE-Ausbau mit komplementären dezentralen Flexibilitätsoptionen im Elektrizitätssektor, Teilvorhaben: Fundamentale Elektrizitätsmarktanalyse dezentraler Flexibilitätsoptionen

Es werden ein fundamentalanalytisches Elektrizitätsmarktmodell (E2M2) und ein agentenbasiertes Elektrizitätsmarktmodell (AMIRIS) gekoppelt. Divergierende Modellaussagen und Ergebnisse werden mit einem gemeinsamen Szenariorahmen analysiert und Diskrepanzen zwischen den Modellansätzen konkretisiert. Mit Hilfe iterativer Modellanwendungen und der zielgerichteten Anpassung von exogenen Rahmenbedingungen und Parametern wird eine Ergebnisharmonisierung angestrebt. Vorhabenziele sind: 1. Effekte zu analysieren, die durch ein nicht ideales Marktverhalten von Akteuren verursacht werden 2. Wirkungsmechanismen und Maßnahmen zu identifizieren, die ein verbessertes Verhalten des realen Gesamtsystems ermöglichen 3. Wissenschaftlichen Methoden zur Modellkopplung zu entwickeln 4. Schlussfolgerungen für wirksame und kosteneffiziente regulatorische Rahmenbedingungen zum Anreiz von Investitionen in fluktuierenden erneuerbaren Energien und komplementären Flexibilitätsportfolios zu formulieren, um eine kosteneffiziente Umsetzung der Energiewende zu erreichen. AP1: Definition von dezentralen Flexiblitätsoptionen AP2: Analyse regulatorischer Instrumente und Marktgegebenheiten zum Anreiz für den optimalen Ausbau der EE und die zielgerichtete Nutzung von dezentralen Flexibilitätsoptionen AP3: Entwicklung eines gemeinsamen Szenariorahmens für die Modellkopplung AP4: Zielgerichtete Ausbaupfade der EE und komplementärer dezentraler Flexibilitätsoptionen im Elektrizitätssystem AP5: Strategien für Marktakteure zur Nutzung dezentraler Flexibilitätsoptionen unter verschiedenen Rahmenbedingungen AP6: Sensitivitätsanalyse AP7: Ergebnisse und Schlussfolgerungen für energie- und klimapolitische Instrumente, um Investitionen in dezentrale Flexibilitätsoptionen anzureizen.

Instrumentendesign unter Unsicherheit und nachfrageseitige Flexibilitätsoptionen in Energie-Sektor-Modellen

Ziel des Vorhabens ist es, das bestehende langfristige Strom- und Wärmemarktmodell E2M2s so weiterzuentwickeln, dass die Auswirkungen von unerwarteten Entwicklungen ('Informationsschocks') auf das kurzfristige Marktgeschehen und die verschiedenen Marktakteure sowie die damit einhergehenden längerfristigen Anpassungsreaktionen mit hinreichender Genauigkeit abgebildet werden können. Im Projekt sind folgende Arbeitsschritte vorgesehen. Zunächst erfolgt die Entwicklung eines kohärenten, handhabbaren Modellrahmens zur Analyse der Wechselwirkungen von politischen Instrumenten und unerwarteten Entwicklungen in den Bereichen Markt, Technologie und anderen. Des Weiteren werden die relevanten unsicheren Faktoren analysiert und entsprechende mögliche Informationsschocks beschrieben. Anschließend erfolgt eine modellgestützte Analyse der Auswirkungen von Informationsschocks auf Investoren und den Marktwert von Erneuerbaren bei unterschiedlichen politischen Rahmenbedingungen. Darüber hinaus sollen flexible Lasten im Modell abgebildet werden. Dies erfordert die Ermittlung einer konsistenten Datengrundlage für die Abschätzung der langfristig aktivierbaren flexiblen Lasten. Anschließend erfolgt eine modellgestützte Analyse der Implikationen flexibler Lasten für die Strompreise und den Marktwert erneuerbarer Stromerzeugung. Schließlich werden Schlussfolgerungen und Empfehlungen abgeleitet.

1 2 3 4 5 6 7