Economics of Hybrid Photovoltaic Power Plants

The global power supply stability is faced to several severe and fundamental threats, in particular steadily increasing power demand, diminishing and degrading fossil and nuclear energy resources, very harmful greenhouse gas emissions, significant energy injustice and a structurally misbalanced ecological footprint. Photovoltaic (PV) power systems are analysed in various aspects focusing on economic and technical considerations of supplemental and substitutional power supply to the constraint conventional power system. To infer the most relevant system approach for PV power plants several solar resources available for PV systems are compared. By combining the different solar resources and respective economics, two major PV systems are identified to be very competitive in almost all regions in the world. The experience curve concept is used as a key technique for the development of scenario assumptions on economic projections for the decade of the 2010s. Main drivers for cost reductions in PV systems are learning and production growth rate, thus several relevant aspects are discussed such as research and development investments, technical PV market potential, different PV technologies and the energetic sustainability of PV. Three major market segments for PV systems are identified: off-grid PV solutions, decentralised small scale on-grid PV systems (several kWp) and large scale PV power plants (tens of MWp). Mainly by application of ‘grid-parity’ and ‘fuel-parity’ concepts per country, local market and conventional power plant basis, the global economic market potential for all major PV system segments is derived. PV power plant hybridization potential of all relevant power technologies and the global power plant structure are analyzed regarding technical, economical and geographical feasibility. Key success criteria for hybrid PV power plants are discussed and comprehensively analysed for all adequate power plant technologies, i.e. oil, gas and coal fired power plants, wind power, solar thermal power (STEG) and hydro power plants. For the 2010s, detailed global demand curves are derived for hybrid PV-Fossil power plants on a per power plant, per country and per fuel type basis. The fundamental technical and economic potentials for hybrid PV-STEG, hybrid PV-Wind and hybrid PV-Hydro power plants are considered. The global resource availability for PV and wind power plants is excellent, thus knowing the competitive or complementary characteristic of hybrid PV-Wind power plants on a local basis is identified as being of utmost relevance. The complementarity of hybrid PV-Wind power plants is confirmed. As a result of that almost no reduction of the global economic PV market potential need to be expected and more complex power system designs on basis of hybrid PV-Wind power plants are feasible. The final target of implementing renewable power technologies into the global power system is a nearly 100% renewable power supply. Besides balancing facilities, storage options are needed, in particular for seasonal power storage. Renewable power methane (RPM) offers respective options. A comprehensive global and local analysis is performed for analysing a hybrid PV-Wind-RPM combined cycle gas turbine power system. Such a power system design might be competitive and could offer solutions for nearly all current energy system constraints including the heating and transportation sector and even the chemical industry. Summing up, hybrid PV power plants become very attractive and PV power systems will very likely evolve together with wind power to the major and final source of energy for mankind.

Räumliche Modellierung der Dynamik von Landnutzung in Hessen und ihrer Wirkung auf die biologische Kohlenstoffspeicherung - Entwicklung eines GIS-basierten Modellsystems

Die gegenwärtige Entwicklung der internationalen Klimapolitik verlangt von Deutschland eine Reduktion seiner Treibhausgasemissionen. Wichtigstes Treibhausgas ist Kohlendioxid, das durch die Verbrennung fossiler Energieträger in die Atmosphäre freigesetzt wird. Die Reduktionsziele können prinzipiell durch eine Verminderung der Emissionen sowie durch die Schaffung von Kohlenstoffsenken erreicht werden. Senken beschreiben dabei die biologische Speicherung von Kohlenstoff in Böden und Wäldern. Eine wichtige Einflussgröße auf diese Prozesse stellt die räumliche Dynamik der Landnutzung einer Region dar. In dieser Arbeit wird das Modellsystem HILLS entwickelt und zur Simulation dieser komplexen Wirkbeziehungen im Bundesland Hessen genutzt. Ziel ist es, mit HILLS über eine Analyse des aktuellen Zustands hinaus auch Szenarien über Wege der zukünftigen regionalen Entwicklung von Landnutzung und ihrer Wirkung auf den Kohlenstoffhaushalt bis 2020 zu untersuchen. Für die Abbildung der räumlichen und zeitlichen Dynamik von Landnutzung in Hessen wird das Modell LUCHesse entwickelt. Seine Aufgabe ist die Simulation der relevanten Prozesse auf einem 1 km2 Raster, wobei die Raten der Änderung exogen als Flächentrends auf Ebene der hessischen Landkreise vorgegeben werden. LUCHesse besteht aus Teilmodellen für die Prozesse: (A) Ausbreitung von Siedlungs- und Gewerbefläche, (B) Strukturwandel im Agrarsektor sowie (C) Neuanlage von Waldflächen (Aufforstung). Jedes Teilmodell umfasst Methoden zur Bewertung der Standorteignung der Rasterzellen für unterschiedliche Landnutzungsklassen und zur Zuordnung der Trendvorgaben zu solchen Rasterzellen, die jeweils am besten für eine Landnutzungsklasse geeignet sind. Eine Validierung der Teilmodelle erfolgt anhand von statistischen Daten für den Zeitraum von 1990 bis 2000. Als Ergebnis eines Simulationslaufs werden für diskrete Zeitschritte digitale Karten der Landnutzugsverteilung in Hessen erzeugt. Zur Simulation der Kohlenstoffspeicherung wird eine modifizierte Version des Ökosystemmodells Century entwickelt (GIS-Century). Sie erlaubt einen gesteuerten Simulationslauf in Jahresschritten und unterstützt die Integration des Modells als Komponente in das HILLS Modellsystem. Es werden verschiedene Anwendungsschemata für GIS-Century entwickelt, mit denen die Wirkung der Stilllegung von Ackerflächen, der Aufforstung sowie der Bewirtschaftung bereits bestehender Wälder auf die Kohlenstoffspeicherung untersucht werden kann. Eine Validierung des Modells und der Anwendungsschemata erfolgt anhand von Feld- und Literaturdaten. HILLS implementiert eine sequentielle Kopplung von LUCHesse mit GIS-Century. Die räumliche Kopplung geschieht dabei auf dem 1 km2 Raster, die zeitliche Kopplung über die Einführung eines Landnutzungsvektors, der die Beschreibung der Landnutzungsänderung einer Rasterzelle während des Simulationszeitraums enthält. Außerdem integriert HILLS beide Modelle über ein dienste- und datenbankorientiertes Konzept in ein Geografisches Informationssystem (GIS). Auf diesem Wege können die GIS-Funktionen zur räumlichen Datenhaltung und Datenverarbeitung genutzt werden. Als Anwendung des Modellsystems wird ein Referenzszenario für Hessen mit dem Zeithorizont 2020 berechnet. Das Szenario setzt im Agrarsektor eine Umsetzung der AGENDA 2000 Politik voraus, die in großem Maße zu Stilllegung von Ackerflächen führt, während für den Bereich Siedlung und Gewerbe sowie Aufforstung die aktuellen Trends der Flächenausdehnung fortgeschrieben werden. Mit HILLS ist es nun möglich, die Wirkung dieser Landnutzungsänderungen auf die biologische Kohlenstoffspeicherung zu quantifizieren. Während die Ausdehnung von Siedlungsflächen als Kohlenstoffquelle identifiziert werden kann (37 kt C/a), findet sich die wichtigste Senke in der Bewirtschaftung bestehender Waldflächen (794 kt C/a). Weiterhin führen die Stilllegung von Ackerfläche (26 kt C/a) sowie Aufforstung (29 kt C/a) zu einer zusätzlichen Speicherung von Kohlenstoff. Für die Kohlenstoffspeicherung in Böden zeigen die Simulationsexperimente sehr klar, dass diese Senke nur von beschränkter Dauer ist.

Accurate Hartree-Fock-Slater calculations on small diatomic molecules with the finite-element method

We report on the self-consistent field solution of the Hartree-Fock-Slater equations using the finite-element method for the three small diatomic molecules N_2, BH and CO as examples. The quality of the results is not only better by two orders of magnitude than the fully numerical finite difference method of Laaksonen et al. but the method also requires a smaller number of grid points.

Entwicklung und Anwendung einer Kraftwerks- und Speichereinsatzoptimierung für die Untersuchung von Energieversorgungsszenarien mit hohem Anteil erneuerbarer Energien in Deutschland

In dieser Arbeit wurde ein gemischt-ganzzahliges lineares Einsatzoptimierungsmodell für Kraftwerke und Speicher aufgebaut und für die Untersuchung der Energieversorgung Deutschlands im Jahre 2050 gemäß den Leitstudie-Szenarien 2050 A und 2050 C ([Nitsch und Andere, 2012]) verwendet, in denen erneuerbare Energien einen Anteil von über 85 % an der Stromerzeugung haben und die Wind- und Solarenergie starke Schwankungen der durch steuerbare Kraftwerke und Speicher zu deckenden residualen Stromnachfrage (Residuallast) verursachen. In Szenario 2050 A sind 67 TWh Wasserstoff, die elektrolytisch aus erneuerbarem Strom zu erzeugen sind, für den Verkehr vorgesehen. In Szenario 2050 C ist kein Wasserstoff für den Verkehr vorgesehen und die effizientere Elektromobilität hat einen Anteil von 100% am Individualverkehr. Daher wird weniger erneuerbarer Strom zur Erreichung desselben erneuerbaren Anteils im Verkehrssektor benötigt. Da desweiteren Elektrofahrzeuge Lastmanagementpotentiale bieten, weisen die Residuallasten der Szenarien eine unterschiedliche zeitliche Charakteristik und Jahressumme auf. Der Schwerpunkt der Betrachtung lag auf der Ermittlung der Auslastung und Fahrweise des in den Szenarien unterstellten ’Kraftwerks’-parks bestehend aus Kraftwerken zur reinen Stromerzeugung, Kraft-Wärme-Kopplungskraftwerken, die mit Wärmespeichern, elektrischen Heizstäben und Gas-Backupkesseln ausgestattet sind, Stromspeichern und Wärmepumpen, die durch Wärmespeicher zum Lastmanagment eingesetzt werden können. Der Fahrplan dieser Komponenten wurde auf minimale variable Gesamtkosten der Strom- und Wärmeerzeugung über einen Planungshorizont von jeweils vier Tagen hin optimiert. Das Optimierungsproblem wurde mit dem linearen Branch-and-Cut-Solver der software CPLEX gelöst. Mittels sogenannter rollierender Planung wurde durch Zusammensetzen der Planungsergebnisse für überlappende Planungsperioden der Kraftwerks- und Speichereinsatz für die kompletten Szenariojahre erhalten. Es wurde gezeigt, dass der KWK-Anteil an der Wärmelastdeckung gering ist. Dies wurde begründet durch die zeitliche Struktur der Stromresiduallast, die wärmeseitige Dimensionierung der Anlagen und die Tatsache, dass nur eine kurzfristige Speicherung von Wärme vorgesehen war. Die wärmeseitige Dimensionierung der KWK stellte eine Begrenzung des Deckungsanteils dar, da im Winter bei hoher Stromresiduallast nur wenig freie Leistung zur Beladung der Speicher zur Verfügung stand. In den Berechnungen für das Szenario 2050 A und C lag der mittlere Deckungsanteil der KWK an der Wärmenachfrage von ca. 100 TWh_th bei 40 bzw. 60 %, obwohl die Auslegung der KWK einen theoretischen Anteil von über 97 % an der Wärmelastdeckung erlaubt hätte, gäbe es die Beschränkungen durch die Stromseite nicht. Desweiteren wurde die CO2-Vermeidungswirkung der KWK-Wärmespeicher und des Lastmanagements mit Wärmepumpen untersucht. In Szenario 2050 A ergab sich keine signifikante CO2-Vermeidungswirkung der KWK-Wärmespeicher, in Szenario 2050 C hingegen ergab sich eine geringe aber signifikante CO2-Einsparung in Höhe von 1,6 % der Gesamtemissionen der Stromerzeugung und KWK-gebundenen Wärmeversorgung. Das Lastmanagement mit Wärmepumpen vermied Emissionen von 110 Tausend Tonnen CO2 (0,4 % der Gesamtemissionen) in Szenario A und 213 Tausend Tonnen in Szenario C (0,8 % der Gesamtemissionen). Es wurden darüber hinaus Betrachtungen zur Konkurrenz zwischen solarthermischer Nahwärme und KWK bei Einspeisung in dieselben Wärmenetze vorgenommen. Eine weitere Einschränkung der KWK-Erzeugung durch den Einspeisevorrang der Solarthermie wurde festgestellt. Ferner wurde eine untere Grenze von 6,5 bzw. 8,8 TWh_th für die in den Szenarien mindestens benötigte Wasserstoff-Speicherkapazität ermittelt. Die Ergebnisse dieser Arbeit legen nahe, das technisch-ökonomische Potential von Langzeitwärmespeichern für eine bessere Integration von KWK ins System zu ermitteln bzw. generell nach geeigneteren Wärmesektorszenarien zu suchen, da deutlich wurde, dass für die öffentliche Wärmeversorgung die KWK in Kombination mit Kurzzeitwärmespeicherung, Gaskesseln und elektrischen Heizern keine sehr effektive CO2 -Reduktion in den Szenarien erreicht. Es sollte dabei z.B. untersucht werden, ob ein multivalentes System aus KWK, Wärmespeichern und Wärmepumpen eine ökonomisch darstellbare Alternative sein könnte und im Anschluss eine Betrachtung der optimalen Anteile von KWK, Wärmepumpen und Solarthermie im Wärmemarkt vorgenommen werden.