MARC

 008260126s2025        us                              c    eng  d
■001000017359217
■00520260202104851
■006m          o    d                
■007cr#unu||||||||
■020    ▼a9798288815874
■035    ▼a(MiAaPQ)AAI32200956
■035    ▼a(MiAaPQ)Stanfordjc890dh6302
■040    ▼aMiAaPQ▼cMiAaPQ
■0820  ▼a333.79
■1001  ▼aAngliviel  de  La  Beaumelle,  Nils.
■24510▼aRenewable  Potentials  and  Floating  Offshore  Wind  Integration  in  California
■260    ▼a[Sl]▼bStanford  University▼c2025
■260  1▼aAnn  Arbor▼bProQuest  Dissertations  &  Theses▼c2025
■300    ▼a366  p
■500    ▼aSource:  Dissertations  Abstracts  International,  Volume:  87-02,  Section:  B.
■500    ▼aAdvisor:  Azevedo,  Ines.
■5021  ▼aThesis  (Ph.D.)--Stanford  University,  2025.
■520    ▼aRenewable  electricity  generation  will  need  to  be  rapidly  scaled  to  address  climate  change,  air  pollution,  and  broader  environmental  and  social  challenges.  Achieving  this  transformation  requires  more  than  deploying  wind  and  solar  technologies  at  scale,  it  requires  understanding  the  full  chain  from  resource  availability  to  system-level  integration.  Key  uncertainties  remain  around  where  renewables  can  be  deployed,  how  much  they  will  cost,  how  reliably  they  can  serve  demand,  and  what  infrastructure  will  be  needed  to  support  them.  Addressing  these  questions  requires  a  combination  of  global  assessments,  regionally  specific  data,  and  system  modeling  approaches.  This  dissertation  contributes  to  that  effort  through  four  complementary  studies  that  assess  renewable  potential,  explore  the  techno-economics  of  emerging  technologies,  and  evaluate  integration  strategies  for  a  reliable  and  affordable  decarbonized  electricity  system.  In  Study  1,  "Global  Technical,  Economic,  and  Feasible  Potential  of  Renewable  Electricity,"  we  review  estimates  for  renewable  electricity  of  the  global  technical  potential,  defined  as  the  amount  of  electricity  that  could  be  produced  with  current  technologies  when  accounting  for  geographical  and  technical  limitations  as  well  as  conversion  efficiencies;  economic  potential,  which  also  includes  cost;  and  feasible  potential,  which  accounts  for  societal  and  environmental  constraints.  We  consider  utility-scale  and  rooftop  solar  photovoltaics,  concentrated  solar  power,  onshore  and  offshore  wind,  hydropower,  geothermal  electricity,  and  ocean  (wave,  tidal,  ocean  thermal  energy  conversion,  and  salinity  gradient  energy)  technologies.  We  find  that  the  reported  technical  potential  for  each  energy  resource  ranges  over  several  orders  of  magnitude  across  and  often  within  technologies.  Therefore,  we  also  discuss  the  main  factors  explaining  why  authors  find  such  different  results.  According  to  this  review  and  on  the  basis  of  the  most  robust  studies,  we  find  that  technical  potentials  for  utility-scale  solar  photovoltaic,  concentrated  solar  power,  onshore  wind,  and  offshore  wind  are  above  100  PWh/year.  Hydropower,  geothermal  electricity,  and  ocean  thermal  energy  conversion  have  technical  potentials  above  10  PWh/year.  Rooftop  solar  photovoltaic,  wave,  and  tidal  have  technical  potentials  above  1  PWh/year.  Salinity  gradient  has  a  technical  potential  above  0.1  PWh/year.  The  literature  assessing  the  global  economic  potential  of  renewables,  which  considers  the  cost  of  each  renewable  resource,  shows  that  the  economic  potential  is  higher  than  current  and  near-future  electricity  demand.  Fewer  studies  have  calculated  the  global  feasible  potential,  which  considers  societal  and  environmental  constraints.  While  these  ranges  are  useful  for  assessing  the  magnitude  of  available  energy  sources,  they  may  omit  challenges  for  large-scale  renewable  portfolios.  For  Study  2,  "Floating  Offshore  Wind  on  the  U.S.  West  Coast:  An  Expert  Elicitation,"  we  started  focusing  on  an  emerging  renewable  technology  in  a  specific  region:  floating  offshore  wind  (FOSW)  along  the  West  Coast  of  the  U.S.  Despite  the  lack  of  any  installed  turbines  in  the  country  as  of  2025,  California  has  ambitious  offshore  wind  goals  of  2  --  5  GW  by  2030  and  25  GW  by  2045.  The  coastline  deep  ocean  floor  calls  for  floating  offshore  wind,  a  new  technology  whose  application  has  yet  to  be  built  to  scale.  Given  the  novelty,  deep  uncertainty,  and  lack  of  data  regarding  FOSW,  we  fielded  an  expert  elicitation  regarding  the  costs,  probability  and  duration  of  failure,  and  likely  potential  system  architectures.  We  find  that  there  is  significant  disagreement  among  experts:  cost  estimates  vary  by  a  factor  of  at  least  3.  Probabilities  of  failure  range  from  0.01%  to  20%  for  most  parts  of  the  system.  Experts  diverged  on  likely  transmission  configurations  that  are  likely  to  be  used  with  FOSW  projects,  though  most  agreed  DC  technologies  will  be  used  in  the  future.  Overall,  experts  believe  California's  2030  FOSW  targets  will  not  be  met  but  could  be  achieved  by  2035,  and  2045  targets  could  be  realized  with  faster  buildout  of  future  lease  areas.  Study  3,  "Techno-Economic  Assessment  of  Floating  Offshore  Wind  in  California,"  employs  the  data  collected  in  Study  2  to  determine  the  potential  costs  of  the  first  two  FOSW  projects  and  their  potential  associated  transmission  systems  in  California.  Floating  offshore  wind  remains  an  emerging  technology  with  significant  uncertainty  surrounding  its  future  development.  We  estimate  the  electricity  output,  levelized  cost  of  energy,  and  levelized  cost  of  transmission,  broken  down  per  component,  for  two  locations  where  offshore  wind  projects  are  planned  -  Humboldt  and  Morro  Bay.  We  find  that  the  2035  combined  median  levelized  cost  of  energy  and  transmission  ranges  from  $95.0/MWh  to  $120.6/MWh  for  Humboldt  and  $97.2/MWh  to  $112.2/MWh  for  Morro  Bay.  The  uncertainty  in  these  figures  is  large,  ranging  from  $43.5/MWh  to  $385.2/MWh  based  on  the  best-  and  worse-  case  cost  scenarios  across  the  two  farms.  Operations  and  maintenance,  turbines,  and  floating  foundations  expenses  are  the  largest  contributors  to  levelized  costs.  Conversely,  for  all  cost  scenarios,  transmission  represents  a  small  portion  of  total  project  costs.  While  the  uncertainty  in  overall  costs  for  these  projects  is  widespread  and  reinforced  by  our  sensitivity  and  Monte  Carlo  analyses,  we  find  that  floating  offshore  wind  in  California  could  be  competitive  with  fixed-bottom  offshore  wind  and  coal  in  2035.  This  analysis  emphasizes  the  importance  of  strategic  planning  and  investment  in  floating  offshore  wind  to  meet  California's  renewable  energy  goals.  Study  4,  "The  Impact  of  Transmission  Expansion,  Long-Duration  Energy  Storage,  and  Floating  Offshore  Wind  Mandates  on  the  Western  U.S.  grid,"  broadens  the  analysis  from  project-  and  technology-specific  assessments  to  a  system-level  evaluation  of  renewable  integration  in  the  Western  U.S.  electricity  grid.  It  is  clear  that  decarbonizing  the  electricity  system  by  mid-century  requires  integrating  large  shares  of  variable  renewable  energy  while  maintaining  affordability  and  reliability.  This  study  evaluates  the  role  of  transmission  expansion  and  long-duration  energy  storage  (LDES)  in  supporting  that  goal  using  a  high-resolution  capacity  expansion  model  (PyPSA-USA)  of  the  Western  Electricity  Coordinating  Council  in  2040.  We  analyze  eleven  core  scenarios  varying  transmission  availability,  LDES  costs  and  deployment,  and  offshore  wind  policy  mandates.  Results  show  that  transmission  delivers  the  largest  system  benefits,  enabling  large-scale  onshore  wind  deployment,  lowering  emissions  by  over  60  million  metric  tons  of  CO2  equivalent  per  year  (referenced  as  MMTCO2/year  henceforth)  ,  and  reducing  total  system  costs  by  up  to  $4  billion  annually.  However,  expanding  transmission  beyond  a  30%  increase  yields  diminishing  returns,  reinforcing  the  value  of  near-term,  feasible  grid  projects.  Metal-Air  storage  is  cost-effective  under  optimistic  and  conservative  assumptions,  and  enhances  flexibility,  while  hydrogen  storage  is  not  deployed  even  under  optimistic  costs.  We  find  that  LDES  and  transmission  are  complementary,  not  substitutes.  Floating  offshore  wind  is  not  selected  without  a  policy  mandate  and  delivers  modest  system  performance  gains  and  higher  cost  when  forced.  These  findings  underscore  the  system  value  grid  expansion,  particularly  the  initial  stages,  and  highlight  the  need  for  coordinated  policies  that  support  both  LDES  and  transmission.  Explicit  emissions  constraints  may  be  required  to  achieve  full  decarbonization,  as  least-cost  outcomes  alone  do  not  eliminate  emissions.  Together,  these  four  studies  provide  a  multi-scale  perspective  on  the  challenges  and  opportunities  of  transitioning  to  a  deeply  decarbonized  electricity  system.  They  demonstrate  that  while  renewable  resources  are  abundant  and  costs  continue  to  decline,  system-level  feasibility  depends  on  more  than  resource  potential  or  technology  maturity,  it  also  requires  robust  infrastructure,  policy  coordination,  and  flexible  planning  tools.  By  combining  global  assessments,  expert-informed  cost  modeling,  regional  techno-economics,  and  high-resolution  capacity  expansion  analysis,  this  dissertation  offers  insights  for  researchers,  planners,  and  policymakers  seeking  to  design  energy  systems  that  are  affordable,  reliable,  and  aligned  with  long-term  climate  goals.
■590    ▼aSchool  code:  0212.
■650  4▼aAlternative  energy  sources
■650  4▼aOffshore
■650  4▼aEmissions
■650  4▼aClimate  change
■650  4▼aEnergy
■650  4▼aAlternative  energy
■650  4▼aEnvironmental  engineering
■653    ▼aRenewable  electricity  generation
■653    ▼aSolar  technologies
■653    ▼aGeothermal  electricity
■690    ▼a0404
■690    ▼a0775
■690    ▼a0363
■690    ▼a0791
■71020▼aStanford  University.
■7730  ▼tDissertations  Abstracts  International▼g87-02B.
■790    ▼a0212
■791    ▼aPh.D.
■792    ▼a2025
■793    ▼aEnglish
■85640▼uhttp://www.riss.kr/pdu/ddodLink.do?id=T17359217▼nKERIS▼z이  자료의  원문은  한국교육학술정보원에서  제공합니다.

미리보기

내보내기

chatGPT토론

Ai 추천 관련 도서