An analysis of the optimal market penetration of PV in Austria

Abstract

Aufgrund sinkender Investitionskosten und Subventionen sind Photovoltaik (PV) Anlagen zur netzgekoppelten Stromerzeugung wirtschaftlich attraktiv geworden, sowohl für kommerzielle als auch private Nutzung. In dieser Arbeit wurde ein stundenbasiertes Modell entwickelt, um den optimalen PV-Anteil im Jahr 2021 in Österreich zu berechnen. Dabei wurden zusätzliche Speicheranlagen zur Aufnahme von Überschussenergie modelliert. Konkret wurden zwei Speichersysteme betrachtet: ein Pumpspeicherkraftwerk (PHS) und ein Lithium-Ionen-Batteriespeicher. Die Erweiterung der Windkraft und die Berücksichtigung von kritischem Überschussenergie-Produktionsbedarf (CEEP) wurden ebenfalls im Modell berücksichtigt. In einer Sensitivitätsanalyse wurden die Kosten für elektrische Energie variiert. Die Ergebnisse zeigen, dass der optimale PV-Anteil bei Verwendung eines Li-Ionen-Speichers 3,5 GW beträgt und bei Verwendung eines PHS (P = 1500 MW) 5,6 GW beträgt. Eine Erweiterung der Windkraft im Modell würde den optimalen PV-Anteil auf 85% oder sogar bis zu 50% reduzieren, abhängig vom Windprofil. Dadurch könnte der Bedarf an fossilen Energien um 15% reduziert werden. Wenn die Bedingung für CEEP nicht als begrenzende Grenze im Modell festgelegt wird, wäre eine höhere installierte PV-Kapazität optimal. Die Analyse hat gezeigt, dass bei höherer PHS-Leistung und damit höherer Speicherkapazität auch der optimale PV-Anteil steigt, in diesem Modell bis zu 11 GW bei einer PHS-Leistung von 16 GW. Dennoch zeigt sich, dass trotz der bereits installierten PV-Kapazität im Jahr 2021 weiterhin Bedarf an mehr Solarenergie und Speichersystemen besteht. Für eine massive Expansion der Photovoltaik sind gleichzeitige Investitionen in das Stromnetz und die Installation neuer Energiespeichersysteme erforderlich, um Effizienz und Zuverlässigkeit der Stromversorgung sicherzustellen.

Due to decreasing investment costs and subsidies, photovoltaic (PV) systems for grid-connected electricity generation have become economically attractive for commercial and private use. In this thesis, an hours-based model was developed to calculate the optimal levelof PV penetration in 2021 in Austria. It includes the modelingof additional storage facilities capable of storing surplus energy. Specifically, the analysisconsiders two storage systems a pumped hydro storage (PHS) and Li-Ion battery storage. The expansion of wind power and the consideration of criticalexcess energy production (CEEP) are considered in the model. Then in a sensitivityanalysis the levelized costs of electricty were varied. The results show that the optimallevel of PV penetration is 3.5 GW with a Li-ion storage system and 5.6 GW with a PHS(P = 1500MW). An expansion of wind power considered in the model would reduce the optimal level of PV penetration to 85% or even up to 50% depending on the wind profile. As a result the demand for fossil energies could be reduced by15%. In the case that the condition for CEEP is not set as a limiting boundary in themodel, a higher installed PV capacity would be optimal. The analysis has shown that when more PHS power and thus more storage capacity is available, the optimal PV level also increases, in this model up to 11GW with a PHS power of 16GW. However, it could be shown that despite the large amount of already installed PV capacity in 2021, there is still a need for more solar energy and storage systems. For a massive expansion of photovoltaics simultaneous investments in the electricity grid and the installation of new energy storage systems are required to ensure efficiency and reliability of the power supply.