Dissertationen
https://kobra.uni-kassel.de:443/handle/123456789/2017042452402
2024-03-29T08:28:13ZRegionalisierung von E-Kfz-Ladestellen in Szenarien für den zukünftigen Ausbau in Deutschland
https://kobra.uni-kassel.de:443/handle/123456789/15225
Ein wesentlicher Baustein zur Senkung der CO2-Emissionen im Verkehrssektor ist die Elektrifizierung des Individualverkehrs, wobei die schnell wachsende Lade-infrastruktur Auswirkungen auf das Stromnetz hat. Netzberechnungen erfordern die räumliche Verortung von zukünftigen Ladestellen. Die vorliegende Arbeit mo-delliert dafür Heimladestellen und öffentlich zugängliche Ladestellen holistisch und punktgenau, und ist für alle Gemeinden in Deutschland anwendbar. Zunächst wird die Anzahl an Elektrofahrzeugen und Ladestellen je Gemeinde bestimmt. Hierbei werden unter anderem der demografische Wandel und Pendlerstatistiken berücksichtigt. Fokus der Arbeit ist die daran anschließende Detailregionalisie-rung, die am Beispiel Hamburg vorgestellt wird. Das Heimlade-Modell basiert auf einer synthetischen Bevölkerung auf Haushaltsebene unter Einbeziehung sozio-ökonomischer Aspekte. Für öffentlich zugängliche Ladestellen werden Ladebe-darfe, unter anderem bei Points of Interest, den Parkplatzpotentialen gegenüber-gestellt. Modellumfang und Detailtiefe bieten gegenüber bisherigen Verfahren validierte Vorteile. Beispielsweise werden Minimalwerte öffentlicher Lade- bedarfe realistischer abgebildet als in einem verglichenen KI-Verfahren, und die haushaltsscharfe Zuordnung zeigt eine engere Korrelation zu Zensusdaten als straßenzugbasierte Ansätze. Für die praktische Anwendung in der Netzplanung ist eine Schnittstelle zu Ladezeitreihen und Netzberechnungen ausgearbeitet. Die so zugänglichen Modellergebnisse eignen sich für die recheneffiziente Abbildung einer großen Szenarienbandbreite, sowie für die probabilistische Berechnung eines konsekutiven Netzausbaus. Damit wurde ein sehr wertvolles Werkzeug geschaffen, um die dringend notwendige Umsetzung der Energie-wende zu unterstützen.
2023-04-01T00:00:00ZGauglitz, PhilipEin wesentlicher Baustein zur Senkung der CO2-Emissionen im Verkehrssektor ist die Elektrifizierung des Individualverkehrs, wobei die schnell wachsende Lade-infrastruktur Auswirkungen auf das Stromnetz hat. Netzberechnungen erfordern die räumliche Verortung von zukünftigen Ladestellen. Die vorliegende Arbeit mo-delliert dafür Heimladestellen und öffentlich zugängliche Ladestellen holistisch und punktgenau, und ist für alle Gemeinden in Deutschland anwendbar. Zunächst wird die Anzahl an Elektrofahrzeugen und Ladestellen je Gemeinde bestimmt. Hierbei werden unter anderem der demografische Wandel und Pendlerstatistiken berücksichtigt. Fokus der Arbeit ist die daran anschließende Detailregionalisie-rung, die am Beispiel Hamburg vorgestellt wird. Das Heimlade-Modell basiert auf einer synthetischen Bevölkerung auf Haushaltsebene unter Einbeziehung sozio-ökonomischer Aspekte. Für öffentlich zugängliche Ladestellen werden Ladebe-darfe, unter anderem bei Points of Interest, den Parkplatzpotentialen gegenüber-gestellt. Modellumfang und Detailtiefe bieten gegenüber bisherigen Verfahren validierte Vorteile. Beispielsweise werden Minimalwerte öffentlicher Lade- bedarfe realistischer abgebildet als in einem verglichenen KI-Verfahren, und die haushaltsscharfe Zuordnung zeigt eine engere Korrelation zu Zensusdaten als straßenzugbasierte Ansätze. Für die praktische Anwendung in der Netzplanung ist eine Schnittstelle zu Ladezeitreihen und Netzberechnungen ausgearbeitet. Die so zugänglichen Modellergebnisse eignen sich für die recheneffiziente Abbildung einer großen Szenarienbandbreite, sowie für die probabilistische Berechnung eines konsekutiven Netzausbaus. Damit wurde ein sehr wertvolles Werkzeug geschaffen, um die dringend notwendige Umsetzung der Energie-wende zu unterstützen.Entwicklung und Analyse Lidar-basierter Kurzzeitmessstrategien zur Bestimmung des Windpotenzials
https://kobra.uni-kassel.de:443/handle/123456789/14015
Zur Erreichung der Klimaziele ist ein deutlicher Ausbau der Windenergie notwendig. Dies erfordert die Erschließung neuer, geeigneter Standorte für die Errichtung von Windparks. Die Grundlage einer Windparkplanung stellt üblicherweise eine Windmesskampagne dar, in der die Windverhältnisse am jeweiligen Standort bestimmt und das langjährige Windpotenzial abgeschätzt werden. Hierbei besteht Bedarf an effizienten, d. h. kostengünstigen und zeitlich begrenzten Messstrategien, die überdies eine hohe Genauigkeit der Windpotenzialanalyse gewährleisten. Der Einsatz moderner Lidar-Messtechnik bietet hierzu ein großes Potenzial, da Lidar-Geräte flexibel eingesetzt werden können und eine präzise Messung der Windbedingungen bis auf großen Höhen über Grund ermöglichen. Hier knüpft diese Arbeit an. Es werden zwei zentrale Einsatzmöglichkeiten (Messstrategien) mit Lidar analysiert, diskutiert und bewertet. Zum Ersten umfasst dies den kurzzeitigen Einsatz eines Lidars in Ergänzung zu einem Messmast. Um die Messkosten zu reduzieren, wird einerseits die Lidar-Messdauer gering gehalten und andererseits die Höhe des Mastes auf deutlich unterhalb der Zielhöhe (i. d. R. Nabenhöhe der geplanten Anlage) begrenzt. Im Zeitraum, in dem keine Lidar-Messung erfolgt, werden die vom Mast gemessenen Daten vertikal auf den Zielbereich extrapoliert. Dabei können die mit dem Lidar auf der Zielhöhe der Extrapolation gemessenen Daten genutzt werden, um die Vertikalextrapolation der Mastmessung zu verbessern. Die zweite Messstrategie befasst sich mit dem alleinigen Einsatz eines Lidars. Auch hier ist das Ziel, die Lidar-Messdauer gering zu halten (Messung von deutlich unter einem Jahr) und dennoch eine hohe Genauigkeit der Windpotenzialanalyse zu gewährleisten. Aufgrund der zeitlichen Fluktuationen der Windbedingungen sind die gemessenen Windverhältnisse i. d. R. nicht repräsentativ. Die zentrale Herausforderung dieser Messstrategie besteht daher in der Korrektur der gemessenen Daten auf einen Langzeitraum (sog. Langzeitkorrektur). Wie sich zeigt, treten bei beiden Messstrategien saisonale Effekte auf. Diese können mit den (jahres-) zeitlichen Variationen der Windverhältnisse in Zusammenhang gebracht werden sowie der Tatsache, dass jeweils nur ein Ausschnitt des Jahresgangs der Windbedingungen von der Lidar-Messung erfasst wird. Daraus folgt eine Abhängigkeit der Genauigkeit der Vertikalextrapolation bzw. Langzeitkorrektur vom gewählten Messzeitraum des Lidars und es entstehen systematische Fehler. Diese saisonalen Effekte werden in der vorliegenden Arbeit detailliert untersucht und diskutiert. Darüber hinaus werden Verfahren entwickelt und analysiert, welche die systematischen Fehler reduzieren. Damit ist es beispielsweise bereits nach einer Lidar-Messdauer von 60 Tagen möglich, bei einer Vertikalextrapolation von 80 auf 200 m die Unsicherheit im Energieertrag gegenüber einem standardmäßigen Verfahren (ohne Lidar-Messung) von 16 auf 2 % zu reduzieren. Auch für alle anderen untersuchten Kombinationen von Mast- und Extrapolationszielhöhe ergeben sich nach ähnlich kurzer Lidar-Messdauer bereits deutliche Verbesserungen. Im Rahmen der Analysen zur Langzeitkorrektur wird gezeigt, dass – und unter welchen Bedingungen – eine deutliche Verkürzung der Dauer einer Messkampagne möglich ist, ohne dass sich die Gesamtunsicherheit signifikant erhöht (z. B. Erhöhung der Gesamtunsicherheit der Windpotenzialanalyse um rund 0,2 Prozentpunkte bei Halbierung der Messdauer von einem Jahr auf sechs Monate). Damit gibt diese Arbeit unter anderem auch Empfehlungen zur Weiterentwicklung der Vorgaben in Richtlinien, nach welchen eine Unterschreitung der Messdauer von einem Jahr aktuell nicht zulässig ist.
2022-01-01T00:00:00ZBasse, AlexanderZur Erreichung der Klimaziele ist ein deutlicher Ausbau der Windenergie notwendig. Dies erfordert die Erschließung neuer, geeigneter Standorte für die Errichtung von Windparks. Die Grundlage einer Windparkplanung stellt üblicherweise eine Windmesskampagne dar, in der die Windverhältnisse am jeweiligen Standort bestimmt und das langjährige Windpotenzial abgeschätzt werden. Hierbei besteht Bedarf an effizienten, d. h. kostengünstigen und zeitlich begrenzten Messstrategien, die überdies eine hohe Genauigkeit der Windpotenzialanalyse gewährleisten. Der Einsatz moderner Lidar-Messtechnik bietet hierzu ein großes Potenzial, da Lidar-Geräte flexibel eingesetzt werden können und eine präzise Messung der Windbedingungen bis auf großen Höhen über Grund ermöglichen. Hier knüpft diese Arbeit an. Es werden zwei zentrale Einsatzmöglichkeiten (Messstrategien) mit Lidar analysiert, diskutiert und bewertet. Zum Ersten umfasst dies den kurzzeitigen Einsatz eines Lidars in Ergänzung zu einem Messmast. Um die Messkosten zu reduzieren, wird einerseits die Lidar-Messdauer gering gehalten und andererseits die Höhe des Mastes auf deutlich unterhalb der Zielhöhe (i. d. R. Nabenhöhe der geplanten Anlage) begrenzt. Im Zeitraum, in dem keine Lidar-Messung erfolgt, werden die vom Mast gemessenen Daten vertikal auf den Zielbereich extrapoliert. Dabei können die mit dem Lidar auf der Zielhöhe der Extrapolation gemessenen Daten genutzt werden, um die Vertikalextrapolation der Mastmessung zu verbessern. Die zweite Messstrategie befasst sich mit dem alleinigen Einsatz eines Lidars. Auch hier ist das Ziel, die Lidar-Messdauer gering zu halten (Messung von deutlich unter einem Jahr) und dennoch eine hohe Genauigkeit der Windpotenzialanalyse zu gewährleisten. Aufgrund der zeitlichen Fluktuationen der Windbedingungen sind die gemessenen Windverhältnisse i. d. R. nicht repräsentativ. Die zentrale Herausforderung dieser Messstrategie besteht daher in der Korrektur der gemessenen Daten auf einen Langzeitraum (sog. Langzeitkorrektur). Wie sich zeigt, treten bei beiden Messstrategien saisonale Effekte auf. Diese können mit den (jahres-) zeitlichen Variationen der Windverhältnisse in Zusammenhang gebracht werden sowie der Tatsache, dass jeweils nur ein Ausschnitt des Jahresgangs der Windbedingungen von der Lidar-Messung erfasst wird. Daraus folgt eine Abhängigkeit der Genauigkeit der Vertikalextrapolation bzw. Langzeitkorrektur vom gewählten Messzeitraum des Lidars und es entstehen systematische Fehler. Diese saisonalen Effekte werden in der vorliegenden Arbeit detailliert untersucht und diskutiert. Darüber hinaus werden Verfahren entwickelt und analysiert, welche die systematischen Fehler reduzieren. Damit ist es beispielsweise bereits nach einer Lidar-Messdauer von 60 Tagen möglich, bei einer Vertikalextrapolation von 80 auf 200 m die Unsicherheit im Energieertrag gegenüber einem standardmäßigen Verfahren (ohne Lidar-Messung) von 16 auf 2 % zu reduzieren. Auch für alle anderen untersuchten Kombinationen von Mast- und Extrapolationszielhöhe ergeben sich nach ähnlich kurzer Lidar-Messdauer bereits deutliche Verbesserungen. Im Rahmen der Analysen zur Langzeitkorrektur wird gezeigt, dass – und unter welchen Bedingungen – eine deutliche Verkürzung der Dauer einer Messkampagne möglich ist, ohne dass sich die Gesamtunsicherheit signifikant erhöht (z. B. Erhöhung der Gesamtunsicherheit der Windpotenzialanalyse um rund 0,2 Prozentpunkte bei Halbierung der Messdauer von einem Jahr auf sechs Monate). Damit gibt diese Arbeit unter anderem auch Empfehlungen zur Weiterentwicklung der Vorgaben in Richtlinien, nach welchen eine Unterschreitung der Messdauer von einem Jahr aktuell nicht zulässig ist.Long-term voltage stability of electric power systems hosting inverter-interfaced energy sources
https://kobra.uni-kassel.de:443/handle/123456789/13529
The study of power system dynamics refers to the motion of electro-mechanical and electro-magnetic quantities such as voltages, currents, rotational speeds, angles and powers under the action of forces caused by system disturbances. For decades, such dynamics have been extensively dominated by large Synchronous Generators (SGs). Not a surprising statement, considering that the power systems that we know today were built based on the SG concept since the closing decades of the 19th century. It all began in 1891, when the first long-distance transmission of high-voltage three-phase power was demonstrated at the International Exposition in Frankfurt, Germany. As a sequel of the SG evolution, power system dynamics have been traditionally classified in different phenomena, namely, rotor angle, frequency and voltage stability. Each phenomenon has been understood by power engineers under the scope of the SG dynamics. Rotor angle stability, as the name suggests, relates to the rotor dynamics and the ability to remain in synchronism after a system disturbance. The SG parameters such as synchronous, transient and subtransient reactances, as well as the rotor inertia and the subtransient time constants, among others, play an important role in the understanding of this phenomenon. Frequency stability relates to frequency dynamics and the ability to maintain steady values following a severe disturbance that results in a significant imbalance between generation and load. Such frequency dynamics are strongly linked to the SGs rotational speed. Similarly, SG parameters such as the rotor inertia and the dedicated controllers such as speed governors, play a fundamental role in the mathematical models that explain the physical phenomenon. Voltage stability relates to the evolution of system voltages after a disturbance. The ability to maintain steady values is highly linked to the SGs voltage control capability and the effects of dedicated controllers such as Automatic Voltage Regulators (AVRs) and OverExcitation Limiters (OELs). This comprehension of the system dynamics, the required controllers for enhancing system stability and the necessary models for an accurate representation of each phenomenon, are the result of decades of development and operation of power systems dominated by synchronous machines.
This paradigm has been rapidly changing since the early 2000s. The introduction of Inverter-Based Generators (IBGs) such as wind and photovoltaic generators as one of the major players in the energy production sector has been the leading factor. Compared to SGs with more than a century of collected experiences, the study of the impact that IBGs have on power system dynamics is in a relatively early stage. In fact, firstly in April 2020, the traditional classification of power system stability has been redefined by the IEEE Power System Dynamic Performance Committee (PSDP). The new definitions and characterization accounts for the impact that power electronic interfaced technologies have on power system dynamics. There is a lot to learn, but one thing is clear: the technological differences between SGs and IBGs are significant. IBGs behave utterly different in each and every of the power system stability issues listed above. The reasons are manifold. The lack of considerable inertia, the reduced short circuit power and the fact that IBGs are not naturally synchronized to the system are only a few examples. Such differences come along with numerous issues that negatively affect the power system dynamic performance. An article published in the “IEEE power & energy magazine", states that: unlike synchronous machines that act as a source of system strength, grid-following inverter-based power sources do not contribute to system strength but, rather, have the overall effect of reducing it". The sentence has a bitter taste of truth supported by studies and some operational experiences. However, every new technology has obstacles to overcome and this does not diminish the true potential of the technology. The key lies in identifying the potential weaknesses and work on them until they become strengths. This fact has encouraged researchers to find technical solutions that not only avoid undesired issues due to the connection of IBGs, but also contribute to the overall system strength and enhance its dynamic performance. This constitutes the fundamental problem that motivates this work as a humble contribution to one of the many areas concerning power system dynamics with high shares of IBGs: long-term voltage stability.
2021-01-01T00:00:00ZPabón Ospina, Luis DavidThe study of power system dynamics refers to the motion of electro-mechanical and electro-magnetic quantities such as voltages, currents, rotational speeds, angles and powers under the action of forces caused by system disturbances. For decades, such dynamics have been extensively dominated by large Synchronous Generators (SGs). Not a surprising statement, considering that the power systems that we know today were built based on the SG concept since the closing decades of the 19th century. It all began in 1891, when the first long-distance transmission of high-voltage three-phase power was demonstrated at the International Exposition in Frankfurt, Germany. As a sequel of the SG evolution, power system dynamics have been traditionally classified in different phenomena, namely, rotor angle, frequency and voltage stability. Each phenomenon has been understood by power engineers under the scope of the SG dynamics. Rotor angle stability, as the name suggests, relates to the rotor dynamics and the ability to remain in synchronism after a system disturbance. The SG parameters such as synchronous, transient and subtransient reactances, as well as the rotor inertia and the subtransient time constants, among others, play an important role in the understanding of this phenomenon. Frequency stability relates to frequency dynamics and the ability to maintain steady values following a severe disturbance that results in a significant imbalance between generation and load. Such frequency dynamics are strongly linked to the SGs rotational speed. Similarly, SG parameters such as the rotor inertia and the dedicated controllers such as speed governors, play a fundamental role in the mathematical models that explain the physical phenomenon. Voltage stability relates to the evolution of system voltages after a disturbance. The ability to maintain steady values is highly linked to the SGs voltage control capability and the effects of dedicated controllers such as Automatic Voltage Regulators (AVRs) and OverExcitation Limiters (OELs). This comprehension of the system dynamics, the required controllers for enhancing system stability and the necessary models for an accurate representation of each phenomenon, are the result of decades of development and operation of power systems dominated by synchronous machines.
This paradigm has been rapidly changing since the early 2000s. The introduction of Inverter-Based Generators (IBGs) such as wind and photovoltaic generators as one of the major players in the energy production sector has been the leading factor. Compared to SGs with more than a century of collected experiences, the study of the impact that IBGs have on power system dynamics is in a relatively early stage. In fact, firstly in April 2020, the traditional classification of power system stability has been redefined by the IEEE Power System Dynamic Performance Committee (PSDP). The new definitions and characterization accounts for the impact that power electronic interfaced technologies have on power system dynamics. There is a lot to learn, but one thing is clear: the technological differences between SGs and IBGs are significant. IBGs behave utterly different in each and every of the power system stability issues listed above. The reasons are manifold. The lack of considerable inertia, the reduced short circuit power and the fact that IBGs are not naturally synchronized to the system are only a few examples. Such differences come along with numerous issues that negatively affect the power system dynamic performance. An article published in the “IEEE power & energy magazine", states that: unlike synchronous machines that act as a source of system strength, grid-following inverter-based power sources do not contribute to system strength but, rather, have the overall effect of reducing it". The sentence has a bitter taste of truth supported by studies and some operational experiences. However, every new technology has obstacles to overcome and this does not diminish the true potential of the technology. The key lies in identifying the potential weaknesses and work on them until they become strengths. This fact has encouraged researchers to find technical solutions that not only avoid undesired issues due to the connection of IBGs, but also contribute to the overall system strength and enhance its dynamic performance. This constitutes the fundamental problem that motivates this work as a humble contribution to one of the many areas concerning power system dynamics with high shares of IBGs: long-term voltage stability.Development of feedback control for energy policy design to guarantee sustainable solar and wind power investment growth
https://kobra.uni-kassel.de:443/handle/123456789/13499
Energy transition in the power sector is one of the main pathways to achieving the climate targets. In order to stimulate renewable power development, regulatory policies play a vital role. However, these policies have so far attained only partial results or unexpected consequences due to the unsuitable designs. Therefore, the study addresses the question, “How do regulatory policies have to be designed in order to create a favorable environment for renewable power development?”
This work proposes to use feedback control theory for energy policy design, focuses on price mechanism design to guarantee sustainable renewable power investment growth. The feedback-based price mechanism (FPM) is regularly adjusted based on the observed investment volume rather than the predicted one. Due to the popularity and applicability of the proportional-integral-derivative controller (PID) in the absence of a system model, this technique is chosen for price mechanism design. Accordingly, the controller minimizes the deviation between the desired installed capacity and the actual volume by applying proportional, integral, and derivative terms.
The most forward-looking and valuable contribution of this dissertation is the development of the mathematical models of feedback-based price mechanisms. Specifically, the PID-based price mechanisms are formulated in discrete econometric models. The controller parameters are realized through historical analysis using the historical example of renewable policy-making in Germany as a case study. We conclude that frequency and level of price adjustment are crucial for an effective feedback-based price mechanism. The results of this study provide a good reference for policymakers for designing energy policies and conducting relevant studies.; Die Energiewende im Stromsektor ist einer der wichtigsten Wege zur Erreichung der Klimaziele. Um den Ausbau erneuerbarer Energien zu stimulieren, spielt die Regulierungspolitik eine entscheidende Rolle. Diese Politiken haben jedoch aufgrund der ungeeigneten Designs bisher nur Teilergebnisse oder unerwartete Folgen erzielt. Daher geht die Studie der Frage nach: “Wie muss die Regulierungspolitik gestaltet werden, um ein günstiges Umfeld für den Ausbau erneuerbarer Energien zu schaffen?”
Diese Arbeit schlägt vor, die Feedback-Control-Theorie für die Gestaltung der Energiepolitik zu verwenden, konzentriert sich auf die Gestaltung von Preismechanismen, um ein nachhaltiges Wachstum der Investitionen in erneuerbare Energien zu gewährleisten. Der Feedback-basierte Preismechanismus (FPM) wird regelmäßig auf Basis des beobachteten Investitionsvolumens und nicht des prognostizierten angepasst. Aufgrund der Popularität und Anwendbarkeit des Proportional-Integral-Derivative-Reglers (PID) in Ermangelung eines Systemmodells wird diese Technik für den Preismechanismusentwurf gewählt. Dementsprechend minimiert der Regler die Abweichung zwischen der gewünschten installierten Leistung und dem tatsächlichen Volumen durch Anwendung von Proportional-, Integral- und Differentialtermen.
Der zukunftsweisendste und wertvollste Beitrag dieser Dissertation ist die Entwicklung mathematischer Modelle rückkopplungsbasierter Preismechanismen. Konkret werden die PID-basierten Preismechanismen in diskreten ökonometrischen Modellen formuliert. Die Reglerparameter werden durch historische Analysen am historischen Beispiel der Erneuerbaren-Politik in Deutschland als Fallbeispiel realisiert. Wir kommen zu dem Schluss, dass Häufigkeit und Höhe der Preisanpassungen für einen effektiven Feedback-basierten Preismechanismus entscheidend sind. Die Ergebnisse dieser Studie bieten politischen Entscheidungsträgern eine gute Referenz für die Gestaltung der Energiepolitik und die Durchführung entsprechender Studien.
2021-01-01T00:00:00ZDo, Thi HiepEnergy transition in the power sector is one of the main pathways to achieving the climate targets. In order to stimulate renewable power development, regulatory policies play a vital role. However, these policies have so far attained only partial results or unexpected consequences due to the unsuitable designs. Therefore, the study addresses the question, “How do regulatory policies have to be designed in order to create a favorable environment for renewable power development?”
This work proposes to use feedback control theory for energy policy design, focuses on price mechanism design to guarantee sustainable renewable power investment growth. The feedback-based price mechanism (FPM) is regularly adjusted based on the observed investment volume rather than the predicted one. Due to the popularity and applicability of the proportional-integral-derivative controller (PID) in the absence of a system model, this technique is chosen for price mechanism design. Accordingly, the controller minimizes the deviation between the desired installed capacity and the actual volume by applying proportional, integral, and derivative terms.
The most forward-looking and valuable contribution of this dissertation is the development of the mathematical models of feedback-based price mechanisms. Specifically, the PID-based price mechanisms are formulated in discrete econometric models. The controller parameters are realized through historical analysis using the historical example of renewable policy-making in Germany as a case study. We conclude that frequency and level of price adjustment are crucial for an effective feedback-based price mechanism. The results of this study provide a good reference for policymakers for designing energy policies and conducting relevant studies.
Die Energiewende im Stromsektor ist einer der wichtigsten Wege zur Erreichung der Klimaziele. Um den Ausbau erneuerbarer Energien zu stimulieren, spielt die Regulierungspolitik eine entscheidende Rolle. Diese Politiken haben jedoch aufgrund der ungeeigneten Designs bisher nur Teilergebnisse oder unerwartete Folgen erzielt. Daher geht die Studie der Frage nach: “Wie muss die Regulierungspolitik gestaltet werden, um ein günstiges Umfeld für den Ausbau erneuerbarer Energien zu schaffen?”
Diese Arbeit schlägt vor, die Feedback-Control-Theorie für die Gestaltung der Energiepolitik zu verwenden, konzentriert sich auf die Gestaltung von Preismechanismen, um ein nachhaltiges Wachstum der Investitionen in erneuerbare Energien zu gewährleisten. Der Feedback-basierte Preismechanismus (FPM) wird regelmäßig auf Basis des beobachteten Investitionsvolumens und nicht des prognostizierten angepasst. Aufgrund der Popularität und Anwendbarkeit des Proportional-Integral-Derivative-Reglers (PID) in Ermangelung eines Systemmodells wird diese Technik für den Preismechanismusentwurf gewählt. Dementsprechend minimiert der Regler die Abweichung zwischen der gewünschten installierten Leistung und dem tatsächlichen Volumen durch Anwendung von Proportional-, Integral- und Differentialtermen.
Der zukunftsweisendste und wertvollste Beitrag dieser Dissertation ist die Entwicklung mathematischer Modelle rückkopplungsbasierter Preismechanismen. Konkret werden die PID-basierten Preismechanismen in diskreten ökonometrischen Modellen formuliert. Die Reglerparameter werden durch historische Analysen am historischen Beispiel der Erneuerbaren-Politik in Deutschland als Fallbeispiel realisiert. Wir kommen zu dem Schluss, dass Häufigkeit und Höhe der Preisanpassungen für einen effektiven Feedback-basierten Preismechanismus entscheidend sind. Die Ergebnisse dieser Studie bieten politischen Entscheidungsträgern eine gute Referenz für die Gestaltung der Energiepolitik und die Durchführung entsprechender Studien.