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Die Dekarbonisierung des Elektrizitätssektors ist von elementarer Bedeutung für die Vermeidung von Treibhausgasemissionen, zum Einen wegen steigender Stromnachfrage, zum Anderen bedingt durch die große Auswahl an Optionen zur emissionsarmen Stromerzeugung. Politische Initiativen zur Vermeidung von Emissionen werden mit großer Wahrscheinlichkeit Anreize für eine Erweiterung der Erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten weit über den gegenwärtigen Stand hinaus schaffen. Diese Arbeit beschäftigt sich mit der Frage, welchen Beitrag Erneuerbare Stromerzeugung zur Vermeidung von CO2-Emissionen leisten kann. Sie erkundet die Herausforderungen, die durch die Systemintegration großer Anteile variabler und räumlich verteilter Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energiequellen entstehen, wie ein Ausbau von Stromnetzen und Speicherkapazitäten zur Systemintegration beitragen kann, und inwiefern langfristige Strategien zur Dekarbonisierung des Elektrizitätssektors durch Probleme der Systemintegration - und die Verfügbarkeit von Integrationsoptionen - beeinflusst werden. Im Speziellen untersucht diese Arbeit, ob (und wie) die ehrgeizigen Emissionsminderungsziele der EU im Stromsektor durch einen Ausbau Erneuerbarer Energien erreicht werden können. Diese Fragen werden in einer Reihe modellbasierter Studien beantwortet. Die Ergebnisse unterstreichen, dass die Dekarbonisierung des Elektrizitätssektors im Allgemeinen und der Ausbau Erneuerbarer Stormerzeugung im Speziellen für das Erreichen gesamtwirtschaftlicher Emissionsvermeidungsziele eine entscheidende Rolle spielen. Weiterhin wird dargelegt, dass Investitionsentscheidungen in Netz-, Speicher- und Erzeugungskapazitäten in engem Zusammenhang stehen. Ein bedarfsgerechter Ausbau von Netz- und Speicherkapazitäten erleichtert die Integration Erneuerbarer Stromerzeugung, und eine eingeschränkte Verfügbarkeit dieser Optionen beeinflusst Ausbauraten und Standortentscheidungen Erneuerbarer Erzeugungskapazitäten. Es wird gezeigt, dass durch einen Ausbau Erneuerbarer Energien die CO2-Emissionen in den Stromsektoren Europas und der Länder des Nahen Ostens / Nordafrikas (MENA) bis 2050 um 90% (relativ zu 2010) reduziert werden können - ohne auf die Option der CO2-Abscheidung (CCS) zurückzugreifen oder neue Kernkraftwerke zu bauen. Dieses Ziel kann ohne großskalige Stromtransfers zwischen Europa und der MENA-Region erreicht werden; innerhalb Europas tritt sich jedoch ein klares Muster aus importierenden und exportierenden Ländern zu Tage. Eine Reduktion der CO2-Emissionen um 90% führt zu einem Anstieg der durchschnittlichen Strompreise auf 8.7 ct/kWh (gegenüber 6.8 ct/kWh im Referenzszenario), falls Netz- und Speicherkapazitäten in angemessenem Maße ausgebaut werden. Eine Beschränkung der Übertragungskapazitäten auf den heutigen Stand führt zu einem Anstieg der Strompreise auf 10.1 ct/kWh und zu einem deutlich höheren Bedarf an Speicherkapazitäten. Kosteneffiziente Ausbaupfade bis 2050 verlaufen nicht linear: Bis 2030 ist das System durch eine Mischung aus Windenergie und fossiler Stromerzeugung geprägt; erst danach erfolgt der Übergang zu einem auf Wind- und Solarenergie basierend Strommix. Dieser erzeugungsseitige 'Systemwechsel' führt zu veränderten Anforderungen seitens der Systemintegration sowie der sich ausprägenden Lastflüsse im existierenden Stromnetz. Die Emissionsminderungsziele, die durch einen Ausbau der Erneuerbaren Erzeugungskapazitäten erreicht werden können, sind nicht durch ihr technisches Potenzial, sondern durch Anforderungen an die Systemintegration limitiert. Das Überschreiten eines kritischen Wertes seitens der Emissionsbeschränkungen führt zu einem nichtlinearen Anstieg der Strompreise. In den vorgelegten Szenarien liegt dieser Grenzwert - abhängig von der Verfügbarkeit von Netz- und Speicherausbau - zwischen 70% und 95% CO2-Reduktionen. Dies zeigt, dass ein koordinierter Ausbau von Erneuerbaren Erzeugungskapazitäten in Kombination mit Maßnahmen zur Systemintegration für das Erreichen ambitionierter Dekarbonisierungsziele von entscheidender Bedeutung ist. ; Decarbonizing the electricity sector is of vital importance for mitigating greenhouse gas emissions due to increasing power demand, but also because of the broad portfolio of low carbon power generation options. Emission reduction policies are likely to incentivise an expansion of renewable power generation capacities far beyond current levels. This thesis investigates the question of how renewable power generation can contribute to mitigate CO2 emissions. It analyzes the system integration challenges that result from large shares of variable and spatially dispersed renewable power generation, how an expansion of long distance transmission and storage capacities can facilitate system integration, and how system integration issues - and the availability of integration options - affect long term strategies for power system decarbonization. More specific, it investigates if (and how) Europe can reach its ambitious power sector decarbonization targets by expanding renewable generation capacities. These questions are addressed in a series of model-based studies. Results show that power system decarbonization in general and expansion of renewable power generation in specific play a crucial role for economy-wide mitigation efforts. They also demonstrate that investment decisions in transmission, storage and generation capacities are tightly interrelated. Adequate expansion of transmission and storage facilitates the integration of renewable supply, and limiting the availability of these options affects deployment and spatial allocation of renewable generation capacities. It is shown that until 2050, Europe and the Middle East / North African (MENA) regions can achieve power system CO2 emission reductions of 90% (relative to 2010) by expanding renewable power generation - without relying on CCS or building new nuclear power plants. This target can be met without large-scale electricity transfers between Europe and MENA regions, but inside Europe, a clear pattern of importing and exporting countries emerges. Meeting the 90% emission reduction target leads to an increase of average electricity prices to 8.7 ct/kWh, if transmission and storage capacities are adequately expanded (compared to 6.8 ct/kWh in the baseline scenario). If transmission capacities are limited to current levels, electricity prices increase to 10.1 ct/kWh, and the requirements for storage capacities increase significantly. Cost-efficient expansion pathways until 2050 are far from linear: Until 2030, the system is characterized by a mixture of wind and fossil generation, followed by a switch to a wind and solar based generation mix. This transition on the generation side results in different integration challenges, and it changes the interregional patterns of power transfer and the way the existing transmission infrastructure is used. Feasible mitigation levels that can be achieved by renewable generation capacities are shown not to be limited by their technical potential, but by system integration issues. Electricity prices escalate if emission caps exceed a certain limit. In the presented scenarios, this threshold varies between 70% and 95% CO2 reductions, depending on the availability of transmission and storage expansion. This shows that a coordinated expansion of renewable generation capacities and system integration options is crucial for achieving ambitious decarbonization targets.

AbstractEdmund Burke's defense of moral traditionalism is shown to rest upon two controversial premises regarding the effects of cultural and legal traditions: first, that the observation of traditions is necessary in order to preserve civil peace and freedom, and second, that the observation of traditions is necessary if political or institutional changes are to be made according to the common interest of citizens. A critical examination of the evidence in support of these premises suggests, however, that the observation of traditions is not morally required though it may sometimes be recommended by prudence.

Abstract
The idea that private ownership implies that owners are free to do with their things whatever they want is shown to be mistaken. It is argued that private, public and common ownership are all based on the right to alienate a thing, regardless of the number of owners. Social or legal norms can make the ownership of a thing conditional on the participation in government or on group membership. In the former case, the norms establish public ownership, in the latter case common ownership. If things are owned and these norms do not apply, they are privately owned. Local social circumstances determine to some extent what form of ownership generates the highest benefits to owners, social and legal norms provide incentives which encourage or discourage the choice of the efficient form of ownership.

The development of European power markets is highly influenced by integrated electricity and heat systems. Therefore, decarbonization policies for the electricity and heat sectors, as well as numerical models that are used to guide such policies, should consider cross-sectoral interdependencies. However, although many model-based policy assessments for the highly interconnected European electricity system exist, international studies that consider interactions with the heat sector are rare. In this contribution, we systematically study the potential benefits of integrated heat and power systems by conducting a model comparison experiment. Five large-scale market models covering electricity and heat supply were utilized to study the interactions between a rather simple coal replacement scenario and a more ambitious policy that supports decarbonization through power-to-heat. With a focus on flexibility provision, emissions reduction, and economic efficiency, although the models agree on the qualitative effects, there are considerable quantitative differences. For example, the estimated reductions in overall CO2 emissions range between 0.2 and 9.0 MtCO2/a for a coal replacement scenario and between 0.2 and 25.0 MtCO2/a for a power-to-heat scenario. Model differences can be attributed mainly to the level of detail of CHP modeling and the endogeneity of generation investments. Based on a detailed comparison of the modeling results, implications for modeling choices and political decisions are discussed.

Der europäische Emissionshandel (EU-ETS) ist ein zentraler Baustein der deutschen und europäischen Klimapolitik. Dieser Abschlussbericht fasst die Ergebnisse eines Forschungsvorhabens zusammen, das die politische und wissenschaftliche Diskussion zur strukturellen Weiterentwicklung des EU-ETS im Zeitraum 2018 bis 2021 eng begleitet und unterstützt hat. Im Fokus des Projekts standen die Fragen nach der Interaktion des EU-ETS mit nationalen Klimaschutzinstrumenten, wie dem britischen Carbon Price Floor und dem deutschen Kohleverstromungsbeendigungsgesetzt, die Reform der Marktstabilitätsreserve (MSR) sowie die Kompatibilität des Cap-Verlaufs mit den im Übereinkommen von Paris verankerten Klimaschutzzielen.