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Suche nach „[Huber] [Matthias]“ hat 40 Publikationen gefunden
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    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Zeitschriftenartikel

    Matthias Huber, F. Sänger, T. Hamacher

    Das Post-EEG-Potenzial von Photovoltaik im privaten Strom-und Wärmesektor

    Energiewirtschaftliche Tagesfragen, vol. 63, no. 9, pp. 57-61

    2013

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    Die Förderung der Photovoltaik (PV) wird nach derzeitigen Plänen bei Erreichen des im Juni 2012 eingeführten „Deckels“ von 52 GW installierter Leistung eingestellt. Jedoch könnte der Ausbau auch ohne jegliche Förderung deutlich über diesen Wert hinausgehen. Ermöglicht wird dies durch weitere Kostendegressionen sowie durch eine Fokussierung des Geschäftsmodells für Privathaushalte auf die Maximierung des Stromeigenverbrauchs. Dieser kann durch elektrische Speicher sowie durch die thermische Nutzung von Überschussstrom zur Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung erhöht werden. Für die brei-tere Verwendung elektrischer Speicher ist jedoch zunächst eine erhebliche Kostensenkung auf maximal 500 €/kWh notwendig. Hingegen ist die Nutzung von Überschussstrom im Wärmebereich bereits heute eine wirtschaftliche Alternative und ermöglicht erste subventionsfreie und wirtschaftlich lohnende Anwendungen dezentraler PV-Systeme in Deutschland. Eine aktuelle Studie zeigt, wie sich das „Post-EEG“-Potenzial für die Strom- und Wärmeversorgung im privaten Bereich abschätzen lässt.

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    Matthias Huber, T. Hamacher, C. Ziems, H. Weber

    Combining LP and MIP approaches to model the impacts of renewable energy generation on individual thermal power plant operation

    2013 IEEE Power & Energy Society General Meeting

    2013

    DOI: 10.1109/PESMG.2013.6672804

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    A common method of modeling the operation of power plants in competitive electricity markets is mixed integer programing (MIP). Despite the advantages of the method, it requires solving an NP-hard problem. Modeling all of Europe with several thousand power plants thus would take enormous computational power. In order to reduce problem complexity in this large scale system, while still including detailed behavior of individual plants, we develop an approach where MIP is applied only to focus regions that are analyzed in detail combined with a linear programming model (LP) of all other regions. This combination allows for the prediction of impacts of renewable integration all over Europe on individual power plants in Germany. The results indicate that operational hours of thermal power plants will go down significantly, while the number of start-ups will increase. In order to avoid curtailments of renewable power, enhancements in power plant flexibility will be inevitable.

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    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    H. Mangesius, S. Hirche, Matthias Huber, T. Hamacher

    A framework to quantify technical flexibility in power systems based on reliability certificates

    2013 4th IEEE/PES Innovative Smart Grid Technologies Europe (ISGT EUROPE)

    2013

    DOI: 10.1109/ISGTEurope.2013.6695460

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    Power systems are increasingly stressed by variable and unpredictable generation from various sources. We identify the qualitative framework of flexibility as an adequate tool to specify requirements that allow the system to handle this variability. An open problem is the quantification of technical flexibility that incorporates limitations from transmission system and component behavior in contrast to existing copper plate supply and demand balance approaches. We develop such a quantitative method for single components on the basis of a priori specified reliability criteria. Our framework bases on a combined static power flow and small signal stability analysis. In a perturbative approach we derive sensitivity-based formula for eigenvalue variations under nonlinear changes of steady power flow set points. To this end, we define rigorously the terms flexibility metric and technical flexibility of single components. We provide an algorithmic procedure for computation of tolerance ranges of individual system components such that the overall behavior remains reliable.

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    Matthias Huber, F. Sanger, T. Hamacher

    Coordinating smart homes in microgrids: A quantification of benefits

    2013 4th IEEE/PES Innovative Smart Grid Technologies Europe (ISGT EUROPE)

    2013

    DOI: 10.1109/ISGTEurope.2013.6695357

    Abstract anzeigen

    A growing number of households are seeking energy autonomy and economic benefits by installing micro-CHP and PV generators, as well as battery storage units in their so-called smart homes. An option to further increase benefits, is to install a community microgrid and coordinate smart homes intelligently. To quantify this increase, we apply numerical simulations using real-world data for household loads in a temporal resolution of 15-minutes. In systems consisting of CHP-units, the degree of electricity autonomy rises from 50% to 80% through installing a microgrid, allowing lucrative CHP operation. In PV-based systems, the benefits are fewer and if battery storage is installed additionally, they almost disappear completely. As a consequence, intelligently managed microgrids are as valuable option for the integration of microgeneration as long as decentralized battery storage is not profitable and thus not employed.

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    Zeitschriftenartikel

    T. Hamacher, Matthias Huber, J. Dorfner, K. Schaber, A. Bradshaw

    Nuclear fusion and renewable energy forms: Are they compatible?

    Fusion Engineering and Design, vol. 88, no. 6-8, pp. 657-660

    2013

    DOI: 10.1016/j.fusengdes.2013.01.074

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    Nuclear fusion can be considered as a base-load power plant technology: High investment costs and limited operational flexibility require continuous operation. Wind and solar, on the other hand, as the putative main pillars of a future renewable energy system, are intermittent power sources. The resulting variations that occur on many different time scales require at first sight a rather flexible back-up system to balance this stochastic behavior. Fusion would appear not to be well suited for this task. The situation changes, however, if a large-scale renewable energy system is envisaged based on a transnational, or even transcontinental power grid. The present paper discusses a possible European power system in the year 2050 and beyond. A high percentage share of renewable energies and a strong power grid spanning the whole of Europe and involving neighboring countries, in particular those in North Africa, are assumed. The linear programming model URBS is used to describe the power system. The model optimizes the overall system costs and simulates power plant operation with an hourly resolution for one whole year. The geographical resolution is at least at the country level. The renewable technologies are modeled first on a more local level and then summed together at the country or regional level. The results indicate that the smoothing effects of the large-scale power grid transform the intermittent renewable supply, which is then more compatible with base-load power plants such as fusion reactors.

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    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    Matthias Huber, A. Trippe, P. Kuhn, T. Hamacher

    Effects of large scale EV and PV integration on power supply systems in the context of Singapore

    2012 3rd IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe (ISGT Europe)

    2012

    DOI: 10.1109/ISGTEurope.2012.6465831

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    Electric vehicles (EVs) are a key technology to reduce dependency on oil imports as well as to diminish environmental effects of individual transportation. Especially in megacities like Singapore where travel distances are moderate, this new mode of transportation is often discussed as a future option. This paper investigates possible effects of large scale EV integration on the power supply system. A unit commitment model combined with an integrated approach for smart charging is used. The mixed-integer linear programming (MILP) formulated unit commitment algorithm cooptimizes energy, regulation, and spinning reserve power. The effects of different charging strategies on the power plant scheduling are analyzed. The power system infrastructure is kept at status quo in a baseline scenario and extended to future scenarios with intermittent photovoltaics (PV) power. Effects on power plants scheduling are evaluated by measuring resulting variable cost of electricity as well as CO 2 -emissions. Moreover, effects of EVs providing regulation and spinning reserve by controllable charging are investigated.

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    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    M. Beer, Matthias Huber, W. Mauch

    Flexible Operation of Cogeneration Plants - Chances for the Integration of Renewables

    11th European Conference of the International Association for Energy Economics (IAEE) - Energy Economy, Policies and Supply Security: Surviving the Global Economic Crisis

    2010

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    Beitrag (Sammelband oder Tagungsband)

    S. Roon, Matthias Huber

    Modeling Spot Market Pricing with the Residual Load

    Enerday - 5th Conference on Energy Economics and Technology

    2010

    Abstract anzeigen

    In this paper the effects of increasing feed-in of renewable energy sources on the spot market prices are assessed. The electricity prices are mainly determined by the consumer load (demand) and the respective marginal cost of the power plant fleet (supply). The efficiency and the fuel prices (including the costs for emission allowances) are the main factors for the marginal costs of power plants. It does not matter whether the feed-in of RES is modeled as supply without marginal cost or is subtracted from the consumer load. Decisive for the price is the load that has to be covered by conventional power plants, the so defined residual load. An observable correlation with coefficients of determination from 0.54 to 0.77 between the residual load and the spot market prices was shown in a linear regression in the years from 2007 - 2009. Interestingly, taking into account more data than consumer load and wind power feed-in for calculating the residual load does not lead to higher coefficients of determination in the years from 2007 to 2009. Hence, for price correlation analysis it is sufficient to model the residual load by the consumer load minus the feed-in of wind in the near future. However, for scenario calculations, we recommend considering the load of PV as well. Moreover, it is important to be aware that a change in power plant fleet is not regarded. The slope of the normalized spot market price over residual load is about 0.082 per GW Residual Load. That means that the feed-in of 1 GWh must-run power, e.g. wind, leads to a spot market price reduction of 2.33 €/MWh (assuming the mean natural gas price in 2008 of 28 €/MWh). The isolated analysis of the impact of changing the residual load from 2008 to 2020 shows a higher deviation in prices and a mean price reduction of 15 €/MWh. Changes in fuel prices and in the power plant fleet are not considered in this estimation.

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Strom aus der Wüste - brauchen wir das?

    Tag der Offenen Tür der TU München, Garching

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Power Systems Research - Why We Should Cooperate

    Best Presentation Award

    Munich School of Engineering Colloquium, Garching

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Combining LP and MIP approaches to model the impacts of renewable energy generation on individual thermal power plant operation

    2013 IEEE General Meeting Power & Energy Society, Vancouver, BC, Canada

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Coordinating Smart Homes in Microgrids: A Quantification of Benefits

    4th IEEE/PES Innovative Smart Grid Technologies Europe (ISGT Europe), Copenhagen, Denmark

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    The German Energy Transition: Current Trends and Challenges

    Invited lecture

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    New Algorithms for the Unit Commitment Problem Based on Power Plant Temperatures

    Invited lecture

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    The German Energy Transition: A Short Introduction and Current Status

    Invited lecture

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Modeling Temperatures in Unit Commitment

    Invited lecture

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Modeling Start-Up Times in Unit Commitment by Limiting Temperature Increase and Heating

    12th International Conference on the European Energy Market, Lisbon, Portugal

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Vortrag

    Matthias Huber

    Optimizing the Californian Power System according to the Renewable Portfolio Standards for 2030 and Beyond

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    Matthias Huber, J. Dorfner, T. Hamacher

    Electricity System Optimization in the EUMENA Region

    Technischer Bericht im Auftrag der dii GmbH, München

    DigitalNachhaltigF: Europan Campus Rottal-Inn

    T. Hamacher, T. Hartmann, K. Siala, Matthias Huber, P. Kuhn, L. Stolle

    Gesicherte Stromversorgung in Bayern

    Technischer Bericht im Auftrag des Bayerischen Staatsministeriums für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie

    Abstract anzeigen

    Kernenergie ist nach wie vor eine wichtige Säule der Stromversorgung in Bayern. Im Jahr 2013 betrug ihr Beitrag noch knapp die Hälfte der gesamten Bruttostromerzeugung. Damit stellt sich die Frage, wie die Stromversorgung in Bayern nach Stilllegung aller Kernkraftwerke bis zum Jahr 2022 sichergestellt werden kann. Im Rahmen dieser Studie wurden vier verschiedene Möglichkeiten anhand von Szenarien analysiert, die aus technischer Sicht grundsätzlich denkbar sind: Bau von HGÜ Leitungen, Bau von Gaskraftwerken, Ausbau der Erneuerbaren Energien, sowie dezentraler Ausbau von KWK-Anlagen. Für jedes Szenario wurde dabei zunächst mittels eines Optimierungsmodells die kostengünstigste Betriebsweise aller Kraftwerke im europäischen Verbundnetz unter Berücksichtigung von Einschränkungen durch die zugrunde gelegte Infrastruktur berechnet. Diese Daten bilden die Grundlage für einen Vergleich der Optionen anhand verschiedener Kriterien. Sofern keine zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten in Bayern über die aktuelle Planunghinaus aufgebaut werden, muss in Zukunft knapp die Hälfte des Strombedarfs nach Bayern importiert werden. Die Ausweitung der Übertragungskapazitäten mittels neuer HGÜ-Leitungen konnte in diesem Zusammenhang als Maßnahmemit Vorteilenidentifiziert werden, da in diesem Fall der Ausgleich innerhalb Deutschlandserleichtert und damit die Gefahr von unterschiedlichen Preiszonen in Deutschland reduziert sowie die Stromversorgung Bayerns zu wettbewerbsfähigen Preisen gewährleistet wird. Der Zubau von weiteren Gaskraftwerken hat auf den ersten Blick nur einen begrenzten Nutzen, da diese Kraftwerke unter derzeitigen Marktbedingungen nur selten eingesetzt würden. Allerdings können sie mit geringem finanziellem Aufwand einen deutlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit (sichere Leistungsbereitstellung) leisten. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien über die derzeitigen Ziele hinaus bzw. der Einsatz einer Vielzahl von dezentralen Blockheizkraftwerken steht in Verbindung mit vergleichsweise hohen Kostensowie im letzteren Fall zusätzlich mit einem hohen Ausstoß von klimaschädlichen Emissionen in Bayern. In anderen Regionen Europas wird dadurch allerdings die Emission von klimaschädlichen Gasen überproportional reduziert. Beide Möglichkeiten beinhalten zudem Herausforderungender konkreten Umsetzung aufgrund von umfänglichen gesetzlichen Anpassungen und einer großen Anzahl von neu zu installierenden Anlagen. Auch wenn im Rahmen der Studie nur vier Szenarienuntersucht wurden, erlauben die Ergebnisse die Schlussfolgerung, dass vorteilhafte Synergieeffekte in der sinnvollen Kombination eines Ausbaus der Kapazitäten des Übertragungsnetzes, der Erneuerbaren Energien –in Bayern insbesondere der Photovoltaik– und von dezentralen KWK-Anlagen liegen.