title: Market-based investment decisions into generation capacities as part of the Austrian Electricity Market
Creators: name: Loschan, Christoph
Publisher: name: TU Wien
Year: 2020
Subjects: subject: Optimierungsmodell
subject: Investitionsentscheidung
subject: Strom
subject: Kraftwerkskapazitäten
subject: Erneuerbare Energie
subject: Österreich
subject: Optimization Model
subject: Investment Decision
subject: Electricity
subject: Power Plant Capacities
subject: Renewable Energy
subject: Austria

description: Um das Ausmaß der globalen Erwärmung zu reduzieren, haben die Mitglieder der Europäischen Union beschlossen Gegenmaßnahmen zu ergreifen. So soll in Österreich die Stromerzeugung ausschließlich durch erneuerbare Energien erfolgen. Um dennoch, den in der Zukunft weiter steigenden, elektrischen Energiebedarf decken zu können ist ein Ausbau der Erzeugungskapazitäten unumgänglich. In dieser Arbeit sollen optimale Investitionsentscheidungen in Österreich für das Jahr 2030 in Photovoltaik, Laufwasser- und Windkraftwerke gefunden und dabei der Einfluss der europäischen Energiepolitik untersucht werden. Durch ein ausgebautes Transportnetz wird der Stromhandel zwischen den Energiemärkten berücksichtigt. Das lineare ganzzahlige Investitionsmodel wird in MATLAB implementiert. Österreich wird detailliert mittels 17 Knoten, und die Nachbarstaaten jeweils als ein separater Energiemarkt, modelliert. Jeder dieser Knoten enthält die derzeit installierten Erzeugungskapazitäten, deren individuelle Betriebsparameter und Stromspeicher. Der Energiebedarf, sowie die regional unterschiedlichen Erzeugungsprofile der erneuerbaren Energien werden für das Jahr 2030 als stündliche Zeitreihe vorgegeben. Um die Nachfrage decken zu können, besteht innerhalb Österreichs die Möglichkeit des Ausbaus der Stromerzeugung. Neben dem elektrischen Energiebedarf muss ein Heizwärmebedarf gedeckt werden, welcher über eine Sektorenkopplung wiederum die Stromproduktion beeinflusst. Der Einfluss eines Kohle- und Atomausstiegs von Österreichs Nachbarstaaten, die Auswirkungen von unterschiedlich hohen CO2 Preisen, sowie deren von einem verstärkten Photovoltaik-Ausbau werden in acht Szenarien untersucht. Es zeigt sich, dass die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik Anlagen aus der Sicht eines zentralen Planers und des Betreibers deutliche Unterschiede aufweist. Der Einsatz von Kohlekraftwerken wird durch deren hohen Emissionsfaktor stark vom CO2 Preis beeinflusst. Deren Verwendung variiert zwischen Grundlastdeckung und vollständiger Abschaltung in den unterschiedlichen Szenarien. Die Abschaltung von Atomkraftwerken, mit niedrigen Grenzkosten, bewirkt eine Verschiebung des Merit-Order Effekts und somit höhere Auslastung der verbliebenen Kraftwerke. Ist deren Kapazität nicht ausreichend, so werden die betreffenden Stromimporte stark zunehmen und somit ist der Ausbau der Interkonnektoren von großer Bedeutung. Weitere Verbesserung der Modellierung können insbesondere den Einsatz von Power-to-Gas und Vehicle-to-Grid Konzepten beinhalten. Letztere stellen durch die zunehmende Verbreitung von Elektrofahrzeugen eine zukunftsträchtige Methode zur Stabilisierung des Stromnetzes dar, da diese als temporäre bidirektionale Energiespeicher genutzt werden können.
description: To reduce the extent of global warming, the members of the European Union have decided to take countermeasures. In Austria, for example, electricity must be generated exclusively from renewable energies. In order to be able to cover the increasing electrical energy demand in the future, an expansion of the generation capacities is essential. In this thesis, optimal investment decisions in Austria for the year 2030 in photovoltaic devices, run-of-the-river hydroelectricity, and wind turbines are to be found and the influence of European energy policy is examined. An expanded transport network takes power trading between the energy markets into account. The linear integer investment model is implemented in MATLAB. Austria is modelled in detail using 17 nodes, and the neighbouring countries each as a separate energy market. Each of these nodes contains the generation capacities currently installed, their individual operating parameters, and power storages. The energy demand and the regionally different generation profiles of renewable energies are specified for the year 2030 as an hourly time series. To cover the demand, there is the possibility of expanding power generation within Austria. In addition to the electrical energy demand, a heating demand must be compensated, which in turn influences the electricity generation via a sector coupling. The influence of coal and nuclear phase-out from Austria's neighbouring countries, the effects of different high CO2 prices, and an increased photovoltaic expansion are examined in eight scenarios. It shows that the economy of photovoltaic systems differs from the point of view of a central planner and the operator's perspective. The use of coal-fired power plants is strongly influenced by the CO2 price due to their high emission factors. Their use varies between baseload coverage and complete shutdown in the different scenarios. The phase-out of nuclear power plants with low marginal costs causes a shift in the merit-order effect and thus higher utilization of the remaining power plants. If their capacity is insufficient, the electricity imports are going to rise sharply, and the expansion of the interconnectors between the countries is therefore of great importance. Further improvements in modelling can include the use of power-to-gas and vehicle-to-grid concepts. The latter represents a promising method for stabilizing the power grid, due to the increasing spread of electric vehicles, since these can be used as temporary bidirectional energy storage devices.