Energy storage and climate impacts on the future renewable European energy system

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a comprehensive modeling framework for storage requirements and climate impacts in renewable energy systems, useful for energy system modelers.

🏢実務担当者:Offers insights into storage technology competitiveness and system robustness that can inform investment decisions in renewable and storage projects.

🏛政策担当者:Highlights the importance of early mitigation and the need for robust infrastructure to handle weather variability and supply disruptions, relevant for energy policy planning.

世界は、壊滅的な影響を回避できるペースで温室効果ガス排出量を削減することにより気候変動を緩和するという重大な使命に直面している。この目標に向けた主要な第一歩は、エネルギー部門の脱炭素化である。この課題には、化石燃料によるエネルギー供給を代替し、全エネルギー部門の転換に伴う電力需要の増加に対応するための、再生可能エネルギーの大規模な展開が含まれる。変動性再生可能エネルギーが電力の主要な供給源としてますます台頭するにつれ、発電はより変動しやすくなる。その結果、将来のエネルギーシステムには、信頼性の高いエネルギー供給を確保するための適切なバックアップおよび貯蔵インフラが備わっていなければならない。本博士論文は、研究論文の集成として執筆されており、この文脈における洞察を提供するために、技術経済的最適化に依存するボトムアップ型エネルギーシステムモデリング手法を採用している。調査は、将来の部門連携型欧州エネルギーシステムに焦点を当てており、競争力のある市場で通用するための電力貯蔵技術要件の決定、気候変動と年々の気象変動のエネルギー関連影響の探求、および年々の気象変動と燃料輸入途絶に対する頑健性を確保するための費用最適な対策の検討を含む。<br/><br/>第2章で提示される最初の研究は、エネルギー貯蔵に関する文献のギャップに対処するものである。ほとんどの文献は、特定の脱炭素化レベルまたは長期貯蔵の需要を促進する特定の気象事象に対応して必要とされる電力貯蔵量の推定に主に焦点を当ててきたが、貯蔵技術の限られたポートフォリオを仮定することが多かった。本博士論文で実施された分析は、架空の電力貯蔵構成の空間を評価し、以下の2つの知見をもたらす。第一に、貯蔵技術の特性評価に使用される6つのコストおよび効率パラメータのそれぞれの相対的重要度を示す。第二に、競争力のある市場への参入に必要なパラメータの組み合わせを定量化する。知見は、放電効率とエネルギー容量コストが、部門連携の程度に関係なく、技術の競争力を決定する極めて重要な要素であることを強調している。<br/><br/>第3章で提示される研究は、1.5℃および2℃の地球温暖化に相当する2つの異なるCO2排出予算を考慮し、2050年への欧州の移行における天然ガス供給減少の長期的影響を検討する。結果は、欧州のガス供給に関係なく、1.5℃目標を遵守するためには早期かつ迅速な緩和戦略の重要性を強調している。2℃温暖化シナリオに相当するより高いCO2排出予算を許容すると、移行のペースが緩和される。この緩和により、短期的には欧州の天然ガス依存が維持され、ガス供給途絶に対する感応度が高まる。ガス供給が制約され、CO2排出予算が大きい場合、ガス価格は顕著な上昇に直面する。しかし、価格上昇は再生可能エネルギー発電と電化暖房の展開をより強力に推進するインセンティブとなり、1.5℃シナリオでは、これは主により厳格なCO2排出価格によって推進されていた。<br/><br/>続く2つの章では、焦点は気候および気象変動の検討に移る。第4章では、将来の気候変動に対する水力発電資源の脆弱性の評価が行われる。地域気候モデルのアンサンブルを利用して将来の流入パターンの時系列予測を導出することにより、知見は、ほとんどの国で統計的に有意な年間資源量の変化における南北双極子パターンと、極端な流入レベルの期間の頻度および持続時間の可能性のある変化を明らかにする。研究はさらに、水力発電流入量の大きな年々変動を示し、一般的な気象変動に対する将来のエネルギーシステムの頑健性に関する懸念を提起する。第5章では、1960年から2021年までの歴史的気象データが、ネットゼロCO2排出向けに設計された欧州エネルギーシステムにおける容量構成の最適化に組み込まれる。風力エネルギー、太陽光PV、水力発電流入量、暖房需要、およびヒートポンプの成績係数（COP）の年々変動を考慮することにより、分析は総システムコストの10%の変動を示す。各歴史的気象年に対してすべての容量構成をシミュレーションすることにより、結果は、最小限の未供給エネルギーで、ネットゼロCO2排出目標に違反することなくすべての歴史的気象条件に耐えることができる構成を明らかにする。これを達成するには、中央ヨーロッパでのバックアップ予備設備の増強が必要であり、南西ヨーロッパでは、イベリア半島と中央ヨーロッパ間の相互接続を強化するための追加のH2インフラと、西ヨーロッパでのH2貯蔵の拡大が必要である。<br/><br/>第6章は、統合評価モデル（IAM）を採用し、世界的な状況における欧州を包含するように範囲を拡大する。IAMは、他の要因とともに、大陸間エネルギー取引を含み、家畜糞尿由来のCH4を含むCO2以外の温室効果ガスを追跡し、土地利用、土地利用変化、および林業（LULUCF）部門の詳細な会計も採用する。IAMを用いた研究とボトムアップ型エネルギーシステムモデルを用いた研究との間には文献上のギャップが存在し、この分析で対処される。まず、電力構成における主要な差異が評価され、続いて、風力および太陽光PV発電の年内変動を考慮するために使用される制約条件の感応度研究が行われる。結果は、統合コストを考慮する制約条件が電力の再生可能エネルギー割合に最も強い影響を与えることを強調する。ボトムアップ型エネルギーシステムモデルとのソフトリンクプロセスの初期段階は、出力をより密接に整合させる可能性を示すが、完全な影響評価にはさらなる研究が必要である。<br/><br/>本博士論文に含まれる研究は、完全な透明性を確保するためにオープンエネルギーシステムモデリングに依存しており、エネルギーモデラー、技術開発者、および政策立案者に関連する重要な洞察を提供する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The world stands before the critical mission of mitigating climate change by reducing greenhouse gas emissions at such a pace that catastrophic repercussions are avoided. A primary step towards this goal is to decarbonize the energy sector. This task involves a massive rollout of renewables to replace the fossil-fueled energy supply and to meet a growing demand for electricity resulting from the transformation of all energy sectors. As variable renewable energy increasingly emerges as the predominant source of electricity, the generation of electricity becomes more volatile. Consequently, future energy systems must be equipped with adequate backup and storage infrastructure to ensure a reliable energy supply. This PhD thesis, written as a compilation of research articles, adopts a bottom-up energy system modeling approach that rely on techno-economic optimization to provide insight into this context. The investigations focus on a future sector-coupled European energy system, encompassing the determination of electricity storage technology requirements to qualify in a competitive market, an exploration of energy-related impacts of climate change and interannual weather variability, and the examination of cost-optimal measures to ensure robustness to interannual weather variability and fuel import disruptions.<br/><br/>The first study, presented in Chapter 2, addresses a gap in the literature concerning energy storage. While most literature has primarily focused on estimating the volume of electricity storage needed at certain decarbonization levels or in response to specific weather events driving the demand for long-duration storage, it has often assumed a limited portfolio of storage technologies. The analysis conducted in this PhD thesis evaluates a space of fictive electricity storage configurations with the following two findings: First, it demonstrates the relative importance of each of six cost and efficiency parameters used in the characterization of a storage technology. Second, it quantifies the combinations of parameters necessary for an entry into a competitive market. The findings underscore that discharge efficiency and energy capacity costs are pivotal determinants of a technology’s competitiveness, regardless of the degree of sector-coupling.<br/><br/>The study presented in Chapter 3 examines the long-term consequences of a reduced natural gas supply in the European transition toward 2050, considering two different CO2 emissions budgets corresponding to global warming of 1.5C and 2C. The results emphasize the significance of an early and rapid mitigation strategy to comply with the 1.5C ambitions, regardless of the European gas supply. Allowing for a higher CO2 emissions budget, corresponding to a 2C warming scenario, eases the pace of transition. This relaxation leads to the retention of Europe’s dependence on natural gas in the short term, causing a higher sensitivity to gas supply disruptions. With the constrained gas supply, and a larger CO2 emissions budget, the gas prices encounter a noticeable increase. However, the price increase incentivizes a stronger push on the rollout of renewable generation and electrified heating, which in the 1.5C scenario was predominantly driven by a more stringent CO2 emissions price.<br/><br/>In the following two chapters, the focus shifts to the examination of climate and weather variability. In Chapter 4, an assessment of the vulnerability of hydropower resources to future climate change is conducted. By utilizing an ensemble of regional climate models to derive time series projections of future inflow patterns, the findings reveal a North-South dipole in the changes in annual resources with statistical significance across most countries, along with a probable alteration in the frequency and duration of periods with extreme inflow levels. The study further indicates a large interannual variability of hydropower inflow, raising concerns regarding the robustness of future energy systems to general weather variability. In Chapter 5, historical weather data from 1960 to 2021 is incorporated into the optimization of capacity layouts in a European energy system, designed for net-zero CO2 emissions. By accounting for interannual variability of wind energy, solar PV, hydropower inflow, heating demand, and coefficient of performance (COP) of heat pumps, the analysis demonstrates variation of 10% in total system cost. By simulating all capacity layouts across each historical weather year, the results reveal layouts capable of withstanding all historical weather conditions without violating the net-zero CO2 emissions target, with minimal unserved energy. Achieving this necessitates an increased backup reserve fleet in central Europe, while southwestern Europe requires additional H2 infrastructure to enhance interconnection between the Iberian Peninsula and central Europe, alongside increased deployment of H2 storage in western Europe.<br/><br/>Chapter 6 expands the scope to encompass Europe in a global setting, employing an integrated assessment model (IAM). Alongside other factors, IAMs include intercontinental energy trades, track other greenhouse gases beyond CO2 including CH4 from livestock manure, while also employing detailed accounting of the land use, land use change, and forestry (LULUCF) sector. A gap exists in the literature between studies performed with IAMs and bottom-up energy system models, which is addressed in this analysis. First, key differences in the electricity mixes are assessed, followed by a sensitivity study of the constraints used to account for the sub-annual variability of wind and solar PV generation. The results highlight that the constraint accounting for the integration cost has the strongest impact on the renewable share of electricity. The initial stages of a soft-linking process with a bottom-up energy system model demonstrate potential for aligning outputs more closely but require further research for a complete impact assessment.<br/><br/>The studies included in this PhD thesis rely on open energy system modeling to ensure full transparency, and they provide key insights relevant for energy modelers, technology developers, and policy makers.<br/>

• openalex https://pure.au.dk/portal/en/publications/52d42e17-e73e-45da-bf53-72d0841f855cfirst seen 2026-08-02 17:11:08