Simulation und energiewirtschaftliche Potenzialanalyse für Stromspeicher sowie für den Einsatz von flexiblen Energieanlagen

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Leitgedanke einer 100% regenerativen Stromversorgung
1.2 Ziel und Aufbau der Arbeit

2 Rahmenbedingungen für die Potentialanalyse
2.1 Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für Stromspeicher
2.1.1 Einsatzgebiet von Stromspeichern
2.1.2 Elektrochemische Stromspeicher
2.1.3 Flexible Energieanlagen als „Virtuelle Stromspeicher"
2.2 Projektspezifische Rahmenbedingungen
2.2.1 Kurzporträt RegModHarz
2.2.2 Annahmen für das Leitszenario

3 Simulationen zur Ermittlung des Stromspeicherbedarfs
3.1 Simulation in energyPRO
3.1.1 Modellierung der Simulationsumgebung
3.1.2 Optimierung in energyPRO
3.2 Speicherbedarfsanalyse
3.2.1 Methodik der Speicherbedarfsanalyse
3.2.2 Einfluss von Energiemanagement
3.2.3 Vergleich zwischen leistungs- und energieautarker Versorgung

4 Fazit und Ausblick
4.1 Folgerungen aus den Simulationen
4.2 Anreiz für den Ausbau von Flexibilisierungsoptionen

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

Es ist nicht zu bestreiten, dass der Klimawandel stattfindet und dass die Emission von Treibhausgasen die Hauptursache für die Klimaerwärmung sowie für die damit verbundenen Gefahren ist (Vgl. [1]). Als Hauptquelle für die Emission von Treibhausgasen ist vor allem die Nutzung von fossilen Energieträgern zu nennen. Hinzu kommt noch, dass aufgrund der Verknappung von fossilen Energieträgern mit einer kontinuierlichen Verteuerung der Stromversorgung zu rechnen ist. Nach Fukushima sind aber auch die Gefahren und externen Kosten durch die Nutzung von nuklearen Energieträgern nicht mehr zu bestreiten.

Durch Energieeffizienz und Energieeinsparung kann der Bedarf an nuklearen und fossilen Energieträgern reduziert werden, so dass auch die Emission von Treibhausgasen reduziert wird. In diesem Zusammenhang hat es sich Deutschland als Ziel gesetzt, seine Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2050 um 80% gegenüber dem Jahr 1990 zu senken. Hierbei stellt die Stromversorgung ein enormes Potenzial zur Senkung der Emissionen dar. Für die Stromversorgung von morgen ist aber die Transformation hin zu einer auf regenerative Energieträger basierenden Stromversorgung unumgänglich. Bei dieser Transformation muss schrittweise ein Stromversorgungssystem entwickelt werden, dass zukünftig den Anforderungen von ökonomischer Effizienz, Umweltverträglichkeit und Versorgungssicherheit gerecht werden kann (Vgl. [2]).

1.1 Leitgedanke einer 100% regenerativen Stromversorgung

Zu den Leitgedanken einer vollständig regenerativen Stromversorgung gehört die intelligente Vernetzung des Stromnetzes mit Gas-, Verkehrs- und Wärmenetzen. Diese Vernetzung der Infrastrukturen wird erforderlich, weil Strom aus Erneuerbaren Energien (EE-Strom) neben herkömmlichen Anwendungen auch für Anwendungen in den Verbrauchssektoren Wärme und Verkehr an Bedeutung gewinnt. Somit wird EE-Strom fossile Energieträger in den Sektoren Wärme und Verkehr ersetzen und immer mehr zur Primärenergie (siehe Abbildung 1-1). Die Nutzung von Strom als Primärenergie ist ein wichtiger Aspekt bzw. Bestandteil der Transformation des Energiesystems.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1-1: Transformation des Energieversorgungssystems [3]

Für die Vernetzung muss zwischen diesen Netzen ein ständiger Informationsaustausch über Energieerzeugung und –nachfrage stattfinden. Dazu stellen Energiespeicher ein Schlüsselelement einer 100% regenerativen Stromversorgung dar und müssen mit unterschiedlicher Kapazität und Leistung zur Verfügung stehen. Hierbei werden sowohl Strom- und Wärmespeicher als auch Speicher für chemische Energieträger benötigt. Chemische Energieträger, die als „Power-to-Gas“ über die Brücke Strom-Wasserstoff und/oder Methan bereitgestellt werden, dienen der Bereitstellung von Kurz- und Langzeitspeichern sowie dem Einsatz erneuerbarer Energieträger für den Verkehr und die Prozesswärme. Somit bilden die chemischen Energieträger die Schnittstelle zwischen den energiewirtschaftlichen Verbrauchssektoren Strom, Wärme, Verkehr und sind somit ein wichtiger Baustein für die zukünftige Energieversorgung.

Neben Energiespeichern ist eine stromseitige Erzeugungs- und Lastverlagerung (Energiemanagement) erforderlich, um regelbare Erzeuger gezielt zu Zeiten hoher Last einzusetzen und Verbraucher zu Zeiten mit hohem EE Angebot optimiert einzubinden. Durch das Energiemanagement werden Lastspitzen reduziert, so dass der Strombedarf zu jedem Zeitpunkt gedeckt ist und der Bedarf an Stromspeichern reduziert wird.

Des Weiteren sind die Stromnetze mittels Transportnetzen über größere Regionen miteinander verknüpft, so dass es durch den räumlichen Ausgleich zu einer Glättung der Erzeugungsleistung und somit zu einer Erhöhung des Beitrags zur gesicherten Leistung durch fluktuierende EE kommt.

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass die Verstetigung des schwankenden Angebots aus regenerativen Stromquellen über die drei Flexibilisierungsoptionen Speicher, Energiemanagement und Transport erfolgt (Vgl. [4]).

Für die Realisierung der oben aufgeführten Leitgedanken einer vollständigen EE Stromversorgung mit vorwiegend dezentralen Erzeugungseinheiten spielt die Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) eine entscheidende Rolle. Erst durch eine kommunikative Vernetzung der weiträumig verteilten dezentralen Einheiten zu einem Virtuellen Kraftwerk (VK) wird ein Zusammenspiel zwischen Erzeugung, Speicherung und Verbrauch ermöglicht.

1.2 Ziel und Aufbau der Arbeit

Im Rahmen dieser Arbeit wird basierend auf verfügbaren Szenarien und auf Annahmen im Rahmen des Forschungsprojektes eine energiewirtschaftliche Potentialanalyse für Stromspeicher sowie für den Einsatz von flexiblen Erzeugern und Lasten für eine 100% regenerative Stromversorgung der regenerativen Modellregion Harz (RegModHarz) durchgeführt. So sollen verschiedene Technologien mit der Simulationssoftware energyPRO von EMD International A/S^[1] modelliert und simuliert werden, um sie energiewirtschaftlich bewerten zu können. Zusammenfassend sollen im Rahmen dieser Arbeit, von den in Kapitel 1.1 genannten Flexibilisierungsoptionen zur Verstetigung der regenerativen Stromversorgung, die Potenziale von Stromspeicher und Energiemanagement analysiert werden. Hierbei soll vor allem der Einfluss von Energiemanagement auf den Stromspeicherbedarf ermittelt werden, den es zu minimieren gilt. Deshalb werden im Rahmen dieser Arbeit Netzrestriktionen nicht berücksichtigt und sollen erst in Folgearbeiten analysiert werden.

Die Arbeit ist so gegliedert, dass in einem ersten Schritt in Kapitel 2 auf die Rahmenbedingungen für die Potenzialanalyse eingegangen wird. Hierbei wird zuerst auf die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Stromspeicher eingegangen, wobei die vorhandenen Stromspeichertechnologien und die energiewirtschaftlichen Anforderungen an Stromspeicher vorgestellt werden. Anschließend werden die im Rahmen dieser Arbeit berücksichtigten Speichertechnologien charakterisiert und energiewirtschaftlich bewertet. Nach den energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen werden die projektspezifischen Rahmenbedingungen vorgestellt. Hierbei wird kurz auf das derzeit laufende Forschungsprojekt RegModHarz eingegangen, bevor schließlich auf die Annahmen für ein mögliches 100% EE Szenario (Leitszenario 3) eingegangen wird. Dabei wird hauptsächlich auf die Annahmen für die Modellierung des thermischen Energiebedarfs eingegangen, weil für die berücksichtigen Energiemanagementoptionen Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), solargestützte Wärmepumpen und Kältemaschinen der thermische Energiebedarf der Modellregion einen limitierenden Faktor darstellt. Hierzu werden Wärmelastprofile für die Modellregion, die im Rahmen des Forschungsprojektes entwickelt wurden, herangezogen, um den Betrieb der Wärmeerzeugungsgruppen zu modellieren. Für das Lastmanagement durch die Klimatisierung wird mit dem vereinfachten Ansatz der Außenluft-Kühllast-Faktoren die sensible und latente Kühllast stündlich berechnet, um ein Kältelastprofil für die Klimatisierung zu erstellen.

Nachdem auf die Rahmenbedingungen für die Potenzialanalyse eingegangen wurde, wird in Kapitel 3 die Modellierung und Simulation in energyPRO dargestellt. Hierbei wird der Fokus zunächst auf die Ziele der Simulationen im Rahmen des Forschungsprojektes gelegt, bevor in einem nächsten Schritt die Simulationssoftware vorgestellt wird. Anschließend werden die Simulationsschritte zur Ermittlung des Stromspeicherbedarfs behandelt. Hierzu wird der Einfluss von Last- und Erzeugungsmanagement (Energiemanagement) auf das Last- und Erzeugungsprofil veranschaulicht, weil z.B. der flexible Einsatz von Wärmepumpen und Kältemaschinen zu einer Veränderung der Gesamtlast führt und die Gesamtlast in Abhängigkeit von der Wärme- und Kälteerzeugung modelliert werden muss. Die Ermittlung des Speicherbedarfs erfolgt über eine Analyse der Residuallast, die sich in Abhängigkeit der eingesetzten Flexibilisierungsoptionen verändert und demzufolge für verschiedene Varianten analysiert werden muss.

In Kapitel 4 werden die Ergebnisse aus den Simulationen zusammengefasst und ein Fazit zu den Simulationsergebnissen gegeben. Schließlich wird ein Ausblick auf die erforderlichen Rahmenbedingungen für die Steigerung der notwendigen Flexibilität des zukünftigen Stromversorgungssystems gegeben.

2 Rahmenbedingungen für die Potentialanalyse

2.1 Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für Stromspeicher

In diesem Abschnitt werden die technischen Grundlagen der untersuchten Flexibilisierungsoptionen vorgestellt. Aufbauend auf den technischen Grundlagen wird die energiewirtschaftliche Bedeutung für die Transformation des Energieversorgungssystems erläutert.

2.1.1 Einsatzgebiet von Stromspeichern

Die direkte Speicherung von elektrischer Energie ist nur begrenzt möglich und erfolgt grundsätzlich durch die Umwandlung in eine andere Energieform. Hierbei kann die elektrische Energie mechanisch, elektrochemisch oder „virtuell“ in Form von thermischer Energie gespeichert werden. Nur für Anwendungen mit schnellen Entladezeiten, wie es z.B. zur Sicherstellung der Qualität des Stromes erforderlich ist, ist die direkte Speicherung in elektrostatischer (Kondensatoren) und elektrodynamischer (Spulen) Form möglich. In Abbildung 2-1 werden die verschiedenen Technologien bzw. Formen der Stromspeicherung zusammengefasst.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-1: Speicherformen für elektrische Energie (Vgl. [5])

Auch wenn die verschiedenen Formen der Stromspeicherung auf unterschiedlichen Prinzipien basieren, können sie über die gleichen Parameter beschrieben werden, weil jede Speicherform neben der Speicherkapazität auch eine Ein- und Ausspeicherleistung besitzt. Weiterhin gelten für alle Formen der Stromspeicherung die gleichen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Eine der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen bzw. Anforderungen für alle Speichertechnologien ist die Wirtschaftlichkeit, die von den spezifischen Investitionskosten und insbesondere von der erreichbaren Lebensdauer beeinflusst wird. Neben der Wirtschaftlichkeit stellen die Umweltverträglichkeit, die Sicherheit und die energetische Qualität wichtige Anforderungen an Stromspeicher dar. Die Gewichtung der Anforderungen hängt von dem jeweiligen Einsatzbereich ab und eine Optimierung zugunsten einer bestimmten Anforderung führt in der Regel zu einer Verschlechterung einer anderen Anforderung. So führt zum Beispiel eine Optimierung hinsichtlich der Leistungsdichte zu einer Verschlechterung der Energiedichte. Weiterhin kann in diesem Zusammenhang beispielsweise der Anstieg des Gefährdungspotentials mit dem Anstieg der Energiedichte als Beispiel für die gegenseitige Abhängigkeit der verschiedenen energiewirtschaftlichen Anforderungen an Stromspeicher genannt werden (Vgl. [6]). In Tabelle 2-1 werden die genannten energiewirtschaftlichen Anforderungen an Stromspeicher zusammengefasst.

Tabelle 2-1: Energiewirtschaftliche Anforderungen an Stromspeicher [7]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Einsatzgebiet von Stromspeichern im derzeitigen Stromversorgungssystem erstreckt sich von dem Einsatz zur verbesserten Betriebsweise von konventionellen Kraftwerken bis hin zur Entkopplung der fluktuierenden Einspeisung aus regenerativen Energiequellen. Hierbei können Stromspeicher nach der Häufigkeit des Einsatzes und der Dauer pro Einsatz unterschieden werden, so dass eine Unterscheidung zwischen Speichern für die unterbrechungsfreie Stromversorgung, für den Ausgleich zwischen Stark- und Schwachlast, zur Unterstützung der Primärregelung in den Netzen und für die Verbesserung oder Aufrechterhaltung der Spannungsqualität getroffen wird [6]. Die Anwendungsfelder von Stromspeichern lassen sich in Leistungsanwendung und Energieanwendung mit unterschiedlichen Anforderungen unterteilen. Bei der Leistungsanwendung besteht die Anforderung an den Speicher, eine große Energiemenge in kurzer Zeit (Sekunden bis zu wenigen Minuten) aus dem Netz zu entnehmen bzw. in das Netz einzuspeisen. Diese Anwendung erfordert sehr kurze Zugriffszeiten und eine Entladezeit von unter einer Minute (siehe Abbildung 2-2), so dass hierfür vor allem Schwungräder, supraleitende Spulen, Supercaps und Batterien in Frage kommen. Bei der Energieanwendung hingegen besteht die Anforderung darin, die Energie über eine längere Zeit (mehrere Stunden bis einige Tage/Wochen) aus dem Netz aus- bzw. in das Netz einzuspeisen. Die Zugriffszeiten können hierbei einige Minuten dauern, so dass hierfür Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicher sowie alle elektrochemischen Speicher geeignet sind [8]. In Abbildung 2-2 werden die verschiedenen Einsatzgebiete für Stromspeicher zusammengefasst dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-2: Einsatzgebiete der verschiedenen Stromspeicher (Vgl. [6])

Für das Einsatzgebiet von Stromspeichern kann neben der obengenannten Aufteilung in Energie- und Leistungsanwendung auch eine Aufteilung zwischen dezentralen und zentralen Speichern vorgenommen werden. Beide Speicherkonzepte haben in einem Stromversorgungssystem unterschiedliche Einsatzgebiete mit spezifischen Vor- und Nachteilen. Dezentrale Speicher können z.B. dazu eingesetzt werden, um einem Windpark durch Zwischenspeicherung der elektrischen Energie eine konstante Einspeisung zu ermöglichen. Durch die Zwischenspeicherung können Frequenzschwankungen aufgrund des Erzeugungsüberschusses oder- defizites von Windparks reduziert werden, so dass der Abruf von Primär- und Sekundärregelleistung minimiert wird. Weiterhin ermöglicht die Zwischenspeicherung eine bessere Planbarkeit der Einspeisung von Windparks, wodurch auch die vorzuhaltende Regelleistung reduziert wird. Dezentrale Stromspeicher können neben der Einhaltung der globalen Netzkenngröße Frequenz auch zur Einhaltung der lokalen Netzkenngröße Spannung dienen. So können leistungselektronisch geregelte Batteriespeicher durch die Einspeisung von kapazitiver und induktiver Blindleistung die lokale Systemspannung auf dem Sollwert halten und somit den Betrieb des Netzes, in welchem z.B. Windparks einspeisen, erleichtern. Die beiden beschriebenen Aspekte beim Einsatz von dezentralen Stromspeichern werden in Abbildung 2-3 und Abbildung 2-4 veranschaulicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-3: Regelung der Einspeiseleistung eines Windparks mit einem Zwischenspeicher (Vgl. [8])

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Abbildung 2-4: Regelung der Netzspannung durch Blindleistungseinspeisung von dezentralen Batteriespeichern [8]

Den oben genannten Vorteilen bei der dezentralen Speicherung stehen höhere spezifische Investitionskosten im Vergleich zu zentralen Speichern gegenüber, weil zentrale Speicher aufgrund von Skaleneffekten wesentlich niedrigere Investitionskosten verursachen. Neben den niedrigeren Investitionskosten haben zentrale Speicher den Vorteil, dass sie aufgrund ihrer Größe auch für die Vorhaltung und Bereitstellung von Regelenergie auf dem Regelenergiemarkt geeignet sind. Somit stehen sie im Gegensatz zu den dezentralen Speichern dem gesamten Stromversorgungssystem zur Verfügung, z.B. um die Netzfrequenz als globale Netzkenngröße regeln zu können. Neben dem Regelenergiemarkt ist die Bereitstellung von Spitzenlaststrom auf dem Spotmarkt das Haupteinsatzfeld von zentralen Speichern. Hierbei wird bei Schwachlast der Strom aus Kraftwerken mit niedrigen Stromgestehungskosten bei niedrigem Preis gespeichert, um bei Spitzenlast als Spitzenlaststrom „veredelt“ und zu höheren Preisen verkauft zu werden (Vgl. [9]). Als Nachteil im Vergleich zu den dezentralen Speichern ist vor allem der Umstand zu nennen, dass zentrale Speicher nicht immer zur Speicherung der regenerativen Quellen zur Verfügung stehen können, weil sie nicht immer in der Nähe von z.B. Windparks installiert sind und dementsprechend aufgrund von Netzengpässen deren Überschüsse nicht speichern können.

Wie aus den bisherigen Ausführungen zu Stromspeichern zu entnehmen ist, gibt es eine Vielzahl von Speichertechnologien mit unterschiedlichen Einsatzgebieten sowie unterschiedlichen Vor- und Nachteilen. Im Rahmen dieser Arbeit soll eine Übertragbarkeit auf andere Regionen gewahrt werden, so dass auch die untersuchten Speichertechnologien für eine Übertragbarkeit geeignet sein müssen. Die mechanischen Speicherformen für die Energieanwendung erfordern für ihre Errichtung bestimmte geologische Bedingungen, wodurch diese Speicherformen nur begrenzt für eine Übertragung auf andere Regionen geeignet sind. Die elektrischen Speicherformen können keine energiewirtschaftlich relevanten Energiemengen verlagern, so dass sie ebenfalls nicht im Rahmen dieser Arbeit berücksichtigt werden. Somit werden nur elektrochemische Stromspeicher sowie flexible Energieanlagen als sogenannte „virtuelle“ Stromspeicher näher betrachtet, weil sie sowohl auf andere Regionen übertragen werden können als auch für die Verlagerung einer energiewirtschaftlich relevanten Energiemenge geeignet sind.

2.1.2 Elektrochemische Stromspeicher

In diesem Abschnitt werden zuerst die unterschiedlichen elektrochemischen Stromspeicher klassifiziert und anschließend auf die elektrochemische Speicherform Power-to-Gas näher eingegangen.

2.1.2.1 Klassifizierung der elektrochemischen Stromspeicher

Die elektrochemischen Stromspeicher werden in solche mit internem Speicher und solche mit externem Speicher unterteilt (siehe Abbildung 2-5). Bei der Speicherung mit internem Speicher ist die Ein- und Ausspeicherleistung mit der Speicherkapazität proportional. Somit ist bei einer Erhöhung der Speicherkapazität auch eine Erhöhung der Ein- und Ausspeicherleistung erforderlich. Des Weiteren haben die elektrochemischen Speicher mit interner Speicherung eine mit der begrenzten Zyklenzahl verbundene niedrige Lebensdauer und eine relativ geringe Energiedichte, wodurch die spezifischen Investitionskosten vergleichsweise hoch sind. Dem gegenüber hat die Speicherung mit externem Speicher den Vorteil, dass Ein- und Ausspeicherleistung unabhängig von der Speicherkapazität dimensioniert werden können. Aufgrund dieser Nachteile der Speichersysteme mit internem Speicher wird diese Form der Speicherung im Folgenden nicht mehr berücksichtigt. Bei den externen Speichern wird der Fokus auf die Wasserstoffspeichersysteme gelegt, weil diese im Vergleich zu den Redox-Flow-Batterien mehr erforscht werden. Wasserstoffspeichersysteme, die unter dem Begriff „Power-to-Gas“ zusammengefasst werden, haben eine höhere Energiedichte und ermöglichen durch die Umwandlung zu Methan die Nutzung vorhandener Infrastrukturen.

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Abbildung 2-5: Klassifizierung der elektrochemischen Stromspeichertechnologien [6]

2.1.2.2 Power-to-Gas

Bei der Speichertechnologie Power-to-Gas wird Wasserstoff in einem elektrolytischen Verfahren aus Wasser und überschüssigem Strom hergestellt. Somit ist die Erzeugung des Wasserstoffs der Kernprozess dieser Speichertechnologie [10]. Für diese elektrochemische Herstellung von Wasserstoff stehen unterschiedliche Verfahren zur Verfügung. Die häufigste und günstigste ist die alkalische Elektrolyse, die heute für industrielle Anwendungen verwendet wird und einen Leistungsbereich von wenigen MW hat. Aufgrund des geringeren Stromverbrauchs werden Hoffnungen in die Hochtemperaturelektrolyse gelegt. Elektrolyseure erlauben über den gesamten Lastbereich eine verzögerungsfreie Reaktion auf Lastwechsel und -sprünge und erlauben ein An- und Ausschaltungen innerhalb von 15 Minuten (schneller als Gasturbinen). Des Weitgeren sind die Wirkungsgrade im Teillast höher als unter Nennlast [11]. Trotzdem ist die aufgrund der starken Schwankungen der regenerativen Erzeugung benötigte Dynamik, die größte technische und wirtschaftliche Herausforderung für den Einsatz von Wasserstoffelektrolyse im Power-to-Gas-Konzept.

Wie bereits oben genannt werden unter dem Begriff „Power-to-Gas“ Wasserstoffspeichersysteme mit direkter Nutzung des Wasserstoffs als Energieträger sowie Speichersysteme mit „Veredelung“ des Wasserstoffs zu Methan zusammengefasst. Eine direkte Nutzung des Wasserstoffs kann durch die stationäre und mobile Verstromung in einer Brennstoffzelle sowie durch die industrielle Nutzung erfolgen. Die Veredelung des Wasserstoffs zu Methan erfolgt zum einen durch die direkte Einspeisung in das Erdgasnetz und zum anderen durch die Methanisierung im Sabatier-Prozess. Die genannten Einsatzgebiete für die Speichertechnologie Power-to-Gas werden in Abbildung 2-6 veranschaulicht.

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Abbildung 2-6: Einsatzgebiete für Power-to-Gas [10]

Die direkte Nutzung des Wasserstoffes in einer KWK-Anlage hat bei der Rückverstromung höhere Gesamtwirkungsgrade als bei der Rückverstromung von zu Methan veredeltem Wasserstoff, aber wenn die bei der Umwandlung von Wasserstoff zu Methan freiwerdende Wärme genutzt wird, ergeben sich für beide Power-to-Gas Anwendungen gleiche Energienutzungsgrade von ca. 80 Prozent. Aus folgenden Gründen soll im Rahmen dieser Arbeit nur auf die Speicherung in Form Methan eingegangen werden:

- Vernetzung der Infrastrukturen: Der Hauptvorteil der Stromspeicherung in Form von Methan liegt in der Nutzung der vorhandenen Erdgasinfrastruktur. Des Weiteren ist neben der Stromspeicherung in Methan und Wiederverstromung in Gaskraftwerken auch der Einsatz in den Bereichen der Wärmeversorgung und Verkehr^[2] möglich.
- Nutzung vorhandener Technologien: In den oben genannten Energiesektoren Strom, Wärme und Verkehr können heute verfügbare Verbrauchsaggregate wie Gasturbinen, KWK-Anlagen und Erdgasfahrzeuge eingesetzt werden, ohne dass erst auf Markteintritt bzw. Verfügbarkeit zu bezahlbaren Investitionskosten gewartet werden muss.
- Hohe Speicherkapazität und Energiedichte: Für eine vollständige Versorgung des deutschen Stromnetzes mit erneuerbaren Energien ist laut verschiedenen Instituten eine Speicherkapazität von rund 20 bis 40 TWh erforderlich. Um diese Energiemenge zu speichern, kommen nur elektrochemische Speicher wie z.B. die Speicherung im Erdgasnetz infrage. Das Deutsche Erdgasnetz hat mit derzeitig 500.000 km Länge und 200 TWh Erdgasspeicherkapazität [11] und könnte somit, die für vollständig regenerative Stromversorgung erforderliche Speicherkapazität zur Verfügung stellen. Des Weiteren hat das Erdgasnetz eine hohe Energiedichte. So kann z.B. bei einer Gasleitung von 1 m Durchmesser eine Leistung von ca. 18 GW transportiert werden während in einer Höchstspannungsleitung nur 3,6 GW transportiert werden können. Die Transportverluste in einer Gasleitung liegen mit ca. 1% deutlich unter denen von Stromleitungen mit ca. 4% [11]. Somit stellt das Erdgasnetz eine Speichertechnologie mit hoher Leistung, hohe Speicherkapazität und hohe Speicherdauer zur Verfügung [12].

2.1.3 Flexible Energieanlagen als „Virtuelle Stromspeicher“

Zu den „Virtuellen Speichern“ gehören flexible Erzeuger und Lasten, die eine Erzeugungs- bzw. Lastverlagerung (Energiemanagement) durch den Einsatz von thermischen Speichern ermöglichen. Das Energiemanagement mit „virtuellen Speichern“ ermöglicht somit, ähnlich wie „reale Stromspeicher“, eine Flexibilisierung des Stromversorgungssystems auf Basis von regenerativen Erzeugungsquellen.

2.1.3.1 Flexible Erzeuger

Als flexible Erzeuger werden im Rahmen dieser Arbeit vor allem Stromerzeuger, die nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeiten, untersucht. Hierbei bildet die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) einen wichtigen Baustein bei der Transformation des Energiesystems, weil durch KWK eine Verbindung zwischen Gas-, Strom- und Wärmenetz besteht und somit die in Abschnitt 1.1 erwähnte Vernetzung der Infrastrukturen ermöglicht wird. Durch Effizienzmaßnahmen wird der Wärmebedarf im Bereich der Raumwärme abnehmen, so dass der Anteil der temperaturunabhängigen Prozesswärme zunimmt und somit die Ausnutzungsdauer der KWK verbessert wird. Bei der Energieumwandlung nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung findet eine besonders rationelle Energieumwandlung statt, weil eine gleichzeitige Gewinnung von mechanischer bzw. thermischer Nutzenergie in einer technischen Einrichtung (KWK-Anlage) stattfindet und somit eine hohe Effizienz in Bezug auf den Gesamtwirkungsgrad erreicht wird. Durch diese Effizienz werden geringere Stromgestehungskosten und somit auch sehr niedrige CO2-Vermeidungskosten erreicht (Vgl. [13]).

In KWK-Anlagen findet ein thermodynamischer Kreisprozess statt, bei der die im Brennstoff enthalte Bindungsenergie durch einen Verbrennungsprozess zunächst in thermische Energie überführt wird. Die Bindungsenergie des Brennstoffs besteht aus einem Teil, der Arbeit verrichten kann (Exergie), und einem Teil, welcher sich bereits auf niedrigem Temperaturniveau befindet, der nicht in eine höherwertige Energieform umwandelbar ist und somit keine Arbeitsfähigkeit besitzt (Anergie). Der Hauptvorteil bei der KWK besteht hierbei in dem systematischen Umgang mit der im Brennstoff enthaltenen Exergie. Dieser systematische Umgang sowie die Eingangs- und Ausgangsenergieströme in einer KWK-Anlage werden in Abbildung 2-7 und Abbildung 2-8 veranschaulicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-7: Systematischer Umgang mit der Brennstoffexergie in KWK-Anlagen [14]

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Abbildung 2-8: Ein- und Ausgangsenergieströme von KWK-Anlagen

Die Energieumwandlung in KWK-Anlagen kann in unterschiedlicher Form erfolgen (siehe hierzu [14]), aber im Rahmen dieser Arbeit werden nur KWK-Anlagen auf Basis von Verbrennungsmotoren und Gasturbinen berücksichtigt. Auch wenn beide KWK-Typen die gleichen Eingangs- und Ausgangsströme haben (siehe Abbildung 2-8), arbeiten beide nach unterschiedlichen Funktionsprinzipien. Es handelt sich zwar bei beiden um Verbrennungskraftmaschinen, die nach einem thermodynamisch rechtsdrehenden Kreisprozess funktionieren, aber die Umwandlung der bei der Verbrennung frei werdenden thermischen Energie in mechanische bzw. elektrische Energie erfolgt nach unterschiedlichen Prinzipien. Während es sich bei der Verbrennungsmotor-KWK-Anlage um eine Verdrängermaschine (Kolbenmaschine) handelt, bei der die Energieübertragung in einem abgeschlossenen Raum stattfindet, handelt es sich bei der Gasturbinen-KWK-Anlage um eine Strömungsmaschine mit einer Energieübertragung in einem offenen Raum. Aus diesem Unterschied lässt sich auch der Unterschied für den KWK-Betrieb erklären. Während bei der Verbrennungsmotor-KWK die Wärmeerzeugung hauptsächlich durch die Kühlung des Motors (oben genannter geschlossenen Raum) erfolgt, wird bei der Gasturbinen-KWK hauptsächlich die im Abgas enthaltene thermische Energie zur Wärmeerzeugung in einem nachgeschalteten Abhitzekessel genutzt. Der wichtigste Unterschied hierbei ist, dass bei der Verbrennungsmotor-KWK die Strom- und Wärmeerzeugung in einem festen Verhältnis stattfindet, während bei der Gasturbine-KWK durch einen Bypass-Kanal zum Abgaskamin eine Stromerzeugung auch ohne Wärmeauskopplung möglich ist. Das Verhältnis zwischen Strom- und Wärmeerzeugung wird als Stromkennzahl bezeichnet und nach folgender Formel berechnet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

: Stromkennzahl der KWK-Anlage

: Elektrische Netto-Leistung der KWK-Anlage

: Nutzwärmeleistung der KWK-Anlage

Somit hat die Verbrennungsmotor-KWK eine fixe Stromkennzahl, weil der Motor ohne Kühlung nicht laufen kann. Für den Betrieb mit einer variablen Stromkennzahl ist eine Rückkühlvorrichtung erforderlich, die eine Zusatzinvestition verlangt. Im Gegensatz hierzu ist bei der Gasturbinen-KWK eine variable Stromkennzahl ohne Zusatzinvestition möglich, weil der Bypass zur Abgasführung in jedem Fall zum Anfahren des Abhitzekessels benötigt wird. Aufgrund der variablen Stromkennzahl ist die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen mit Gasturbinen als Antriebsaggregat wesentlich flexibler und hat somit energiewirtschaftliche Vorteile im zukünftigen Energieversorgungssystem.

2.1.3.2 Flexible Lasten

In dem derzeitigen Stromversorgungssystem folgt die Stromerzeugung der jeweiligen Last, so dass jeder Verbraucher unabhängig von dem Systemzustand seinen Verbrauch frei wählen kann. Dies erfordert hohe Flexibilität auf der Erzeugungsseite, um kontinuierlich eine ausgeglichene Bilanz zwischen Erzeugung und Verbrauch zu halten. In einem zukünftigen Stromversorgungssytem mit einer 100% regenerativen Stromerzeugung wird es notwendig sein, auch die Lasten zu flexibilisieren, um der fluktuierenden Stromerzeugung folgen zu können. Die Flexibilisierung der Lasten wird als Lastmanagement bezeichnet und kann auf zwei verschiedene Wege erreicht werden. Zum einen können die Lasten durch eine direkte Steuerung durch eine zentrale Stelle und zum anderen indirekt durch Preissignale flexibilisiert werden. Die direkte Steuerung von flexiblen Lasten wird als Demand-Side-Management (DSM) bezeichnet. Die indirekte Beeinflussung über ein Preissignal hingegen wird als Demand-Side-Response (DSR) bezeichnet (Vgl. [15]). Im Rahmen dieser Arbeit wird angenommen, dass die untersuchten Lastmanagementoptionen durch Preissignale flexibilisiert werden.

Die für das Lastmanagement geeigneten Lasten lassen sich in ausschaltbar, verlagerbar und speicherbar einteilen. Als ausschaltbar werden Prozesse bezeichnet, wie z.B. in der Aluminium- und Stahlindustrie, die nur ausgeschaltet bzw. gedrosselt werden können. Zu den verlagerbaren Lasten gehören beispielsweise Waschmaschinen, die ohne technische Einschränkungen sondern lediglich mit Einbußen beim Komfort die Last verlagern können (Vgl. [5]). Die Untersuchung der Lastmanagementpotentiale durch ausschaltbare und verlagerbare Lasten würde den Rahmen der Arbeit sprengen, so dass nur das energiewirtschaftliche Potenzial von speicherbaren thermischen Lasten analysiert wird. Hierbei werden die elektrische Wärmepumpe und die elektrische Kältemaschine als speicherbare Lasten untersucht. Diese thermischen Lasten haben die Eigenschaft, dass das Ein- und Ausschaltpotenzial durch eine Speicherkapazität und einem zu deckenden Lastprofil begrenzt wird. Da sowohl für die Wärmepumpe als auch für die Kältemaschine das Lastmanagementpotential saisonal schwankt, basiert die Potentialanalyse auf jährlichen Lastprofilen für den Wärme- und Kältebedarf, die im Abschnitt 2.2.2 näher beschrieben werden. In den Lastprofilen wird angenommen, dass aufgrund von steigenden thermischen Lasten innerhalb des Gebäudes, steigenden Komfortansprüchen sowie der Tendenzen hin zu größerer Fensterflächenanteile der Gebäudehülle, der Bedarf an sommerlicher Kühlung in Zukunft weiter zunimmt. Dadurch resultiert eine geringe Verlagerung des Energiebedarfs von energieeffizienten Gebäuden vom Heizwärmebedarf hin zum Kühlbedarf. Außerdem kann durch durchschnittlich steigende Temperaturen von einem künftigen höheren Kühlbedarf ausgegangen werden. Somit können Systeme, mit denen sowohl geheizt als auch gekühlt werden kann, den Investitionsbedarf für die technische Gebäudeausrüstung reduzieren (Vgl. [16]). Ein solches System stellen elektrische Wärmepumpen dar, die im Umkehrbetrieb als elektrische Kältemaschinen eingesetzt werden können. Der Energieumwandlungsprozess in einer Wärmepumpe und in einer Kältemaschine hat das gleiche Funktionsprinzip und basiert auf einem thermodynamisch linksdrehenden Kreisprozess. Die wichtigsten Bauteile (Verdampfer, Verdichter, Verflüssiger und Expansionsventil) sind in beiden Gerätearten grundsätzlich gleich. Sie unterscheiden sich hauptsächlich in der Optimierung auf die jeweilige Aufgabe, die im einen Fall die Steigerung und im anderen Fall die Absenkung von Temperaturen bezweckt[17]. Somit gilt für beide Systeme die gleiche Rahmenbedingung in Bezug auf die Flexibilisierung anhand des Strompreises. Aus diesem Grund gilt die in Abbildung 2-10 dargestellte Veranschaulichung zur Lastprofiländerung beim strompreisorientierten Lastmanagement sowohl für die Wärmepumpe als auch für die Kältemaschine.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-9: Ein- und Ausgangsenergieströme von elektrischen Wärmepumpen und Kältemaschinen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-10: Veränderung des Lastprofils durch strompreisorientierten Betrieb von Wärmepumpen und Kältemaschinen (Vgl. [18])

Bei einem strompreisorientierten Betrieb von elektrischen Wärmepumpen und Kältemaschinen wie in Abbildung 2-10 wird es möglich, die verfügbaren Strommengen aus einer Zeit mit einem Überschuss aus regenerativen Stromquellen zu einer Zeit mit Unterdeckung zu verschieben, so dass die Abschaltung aufgrund fehlender Abnahme der kostenlos verfügbaren regenerativen Ressourcen vermieden wird. Hierdurch wird der Einsatz von Stromerzeugungskapazität mit Brennstoffverbrauch reduziert, so dass die Stromgestehungskosten des Kraftwerksparks reduziert werden.

2.2 Projektspezifische Rahmenbedingungen

2.2.1 Kurzporträt RegModHarz

Um die „20-20-20 Klimaschutzziele“ der EU zu erreichen, hat die Bundesregierung die E-Energy Projekte als nationale Maßnahmen in Auftrag gegeben. In diesem Zusammenhang sind Pilotprojekte gestartet worden, die sich mit der Entwicklung eines nachhaltigen und intelligenten Energiesystems (Smart Grid) beschäftigen. Diese Pilotprojekte sind dabei so konzipiert, dass an unterschiedlichen Modellregionen, wie zum Beispiel Stadtkerngebiet, Stadtrandgebiet oder ländlichem Gebiet mit jeweils unterschiedlichen Anforderungen an die Informations- und Kommunikationstechnik (IKT), Praxisversuche für eine Transformation des Energieversorgungssystems unternommen werden können. In Abbildung 2-11 sind die sechs Modellregionen des E-Energy Projektes dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-11: E-Energy Modellregionen [19]

Eine der in Abbildung 2-11 dargestellten Modellregionen ist die Regenerative Modellregion Harz (RegModHarz), die beispielhaft am Landkreis Harz den Weg zu einer regenerativen Stromversorgung in ländlichen Gebieten aufzeigen soll. Hierbei soll u.a. die Rolle von verbrauchsschwachen, dafür aber erzeugungsstarken, ländlichen Regionen im zukünftigen Stromversorgungssystem analysiert werden. Hierzu wurden drei Szenarien definiert, um Modellrechnungen und Simulationen durchführen zu können, die den Weg von der Ausgangssituation im Jahr 2008 (Leitszenario 1) über den Ausbauzustand im Jahr 2020 (Leitszenario 2) hin zu einer 100% regenerativen Stromversorgung (Leitszenario 3) aufzeigen sollen. Die Stromerzeugung im Landkreis Harz (LkH) erfolgt bereits heute ausschließlich aus den regenerativen Erzeugungsanlagen Wind, PV und Biomasse sowie aus dezentralen KWK-Anlagen (siehe Abbildung 2-12).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-12: Stromerzeugungsmix im Landkreis Harz im Leitszenario 1 [20]

Weiterhin ist mit dem Pumpspeicherwerk Wendefurth mit einer Turbinenleistung von 80 MW und einer Speicherkapazität von ca. 550 MWh bereits ein Stromspeicher vorhanden, so dass der LkH prädestiniert für die Entwicklung eines Virtuellen Kraftwerks ist. Aus diesem Grund stellt das Virtuelle Kraftwerk „RegenerativKraftwerkHarz“ (RKWH)^[3] und seine Weiterentwicklung eines der Schwerpunkte des Forschungsprojektes dar. Bei dieser Weiterentwicklung sollen neben technischen Aspekten auch die Entwicklung von Geschäftsmodellen und sowie der Ausbau einer elektronischen Marktplattform für die beteiligten Erzeuger, Netzbetreiber, Energieversorger (Stadtwerke) und Endkunden im Vordergrund stehen. Damit das Verhalten der einzelnen Komponenten und das Zusammenspiel innerhalb des Virtuellen Kraftwerks simuliert werden kann, werden Modelle für die Erzeuger, Speicher und Lasten entwickelt. Mit den entwickelten Modellen sowie dem Einsatz von professioneller Energiemanagement-Software und anderen Werkzeugen, wird auf Basis von Zeitreihen, Betriebsstrategien, Preisprognosen und weiteren Randbedingungen (Erzeugungsprofile, Lastprofile, Speicherkapazität und Ladezustand, Klimabedingungen etc.) die Wirtschaftlichkeit der Geschäftsmodelle ermittelt [21]. Ein Beispiel für eine Energiemanagement-Software, die für die Modellierung und Simulation der Komponenten des VK geeignet ist, ist zum Beispiel energyPRO^[4], welches im Abschnitt 3.1 vorgestellt wird.

Für die Simulation und energiewirtschaftliche Potentialanalyse für die 100% regenerative Stromversorgung im Leitszenario 3 sind diverse Annahmen für die erforderlichen Zeitreihen zu treffen, auf die im folgenden Abschnitt näher eingegangen wird.

2.2.2 Annahmen für das Leitszenario 3

Das Forschungskonsortium hat sich entschieden, bewusst keine Jahreszahl festzulegen, dafür aber Annahmen für die wesentlichen Rahmenbedingungen zu treffen. Die wesentlichen Annahmen, die für den Simulationsprozess von entscheidender Bedeutung sind, bestehen hierbei u.a. aus dem Strom- und Wärmebedarf, der Bevölkerungszahl, dem Ausbau der Informations- und Kommunikationstechnik (IKT) sowie der Verfügbarkeit von variablen Tarifen. Der Ausbau von IKT und Smart Meter^[5] wird als flächendeckend und variable Tarife als Standard angenommen. Eine Voraussage über den Strom- und Wärmebedarf sowie über die Bevölkerungszahl über das Jahr 2020 hinaus ist mit sehr großen Unsicherheiten verbunden, so dass für diese Parameter im Leitszenario 3 vereinfachte Annahmen getroffen wurden. Der Wärmebedarf und die Bevölkerungszahl werden gleichgesetzt mit den Parametern für das Leitszenario 2 (siehe Tabelle 2-2). Für den jährlichen Strombedarf wird angenommen, dass er auf dem gleichen Niveau wie im Jahr 2008 ist und ca. 1.300 GWh/a beträgt. Hierbei wird davon ausgegangen, dass aufgrund von Effizienzsteigerungen der herkömmliche Stromverbrauch abnimmt. Aufgrund von neuen Verbrauchern, wie z.B. durch den vermehrten Einsatz von elektrischen Wärmepumpen für die Wärmebereitstellung sowie dem vermehrten Einsatz von Kompressionskältemaschinen für die Deckung des steigenden Klimatisierungsbedarfs, wird die Effizienzsteigerung kompensiert. Somit bleibt der Stromverbrauch ungefähr auf dem gleichen Niveau wie im Leitszenario 1. Für den Stromlastgang der Modellregion ohne Lastmanagement wird angenommen, dass es das gleiche Lastprofil aufweist wie im Leitszenario 1.

Tabelle 2-2: Annahmen zum Wärmebedarf und der Bevölkerungszahl in den Leitszenarien

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Das Leitszenario 3 stellt unter vielen Möglichkeiten ein denkbares Szenario für eine 100% regenerative Stromversorgung dar. Hierbei werden zwei Teilszenarien unterschieden, bei dem die Modellregion zum einen als Inselsystem (leistungsautark) und zum Andren mit Einbindung in das Übertragungsnetz (energieautark) betrachtet wird. Durch die Einbindung in das Übertragungsnetz soll zum Einen der überregionale Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung von Wind und PV ausgeglichen werden, und zum Anderen das Flächenpotential der ländlichen Region genutzt werden, um Ballungsräume bedarfsgerecht mitzuversorgen. Da sich eine solche Stromversorgung u.a. durch einen Stromerzeugungsmix mit verschiedenen Verhältnissen zwischen den fluktuierenden Erzeugern mit jeweils unterschiedlichen Speicher- und Netzausbaubedarf realisieren lässt, wurde vom Forschungskonsortium, aufbauend auf Grundannahmen in Anlehnung an die UBA-Studie [22] sowie Simulationen für das Wetterjahr 2008, ein Erzeugungsmix für das Leitszenario 3 definiert. In der UBA-Studie wird ein möglicher Erzeugungsmix für eine 100% regenerative Stromversorgung der gesamten Bundesrepublik Deutschland angegeben, welcher als Orientierung für die installierten Leistungen im Erzeugungsmix der Modellregion genutzt werden kann. Neben dieser Studie werden noch die technischen Potentiale, die für die Modellregion im Rahmen des Forschungsprojektes erhoben wurden, herangezogen. In Tabelle 2-3 sind die Erzeugungsleistungen gemäß der technischen Potentiale für die Modellregion sowie die flächenskalierte Erzeugungsleistung aufgeführt.

Tabelle 2-3: Technisches Potential in der Modellregion und Flächenskalierung nach UBA-Studie

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Hierbei wird die in der UBA-Studie angenommene installierte Leistung je regenerativer Energiequelle mit einem Flächenbezugsfaktor^[6] von 0,59% multipliziert, um die installierte Leistung in der Modellregion zu ermitteln, sofern die flächenskalierte Leistung kleiner als das technische Potential ist. Da für die Modellregion beispielsweise kein technisches Potential für Geothermie gegeben ist (siehe Tabelle 2-3), wurden die Energiequellen, die ein größeres technisches Potential als die flächenskalierte Leistung haben, nach oben skaliert, bis die erforderliche Jahresstrommenge durch den Erzeugungsmix in der Modellregion gedeckt wurde. Die zu erzeugende Jahresstrommenge ist hierbei die Strommenge, die von der Modellregion anteilig an dem jährlichen Gesamtstromverbrauch der BRD bereitgestellt werden muss. Für den Gesamtstromverbrauch für die BRD wurde der von ENTSO-E^[7] für das Jahr 2008 angegebene Nettostromverbrauch der BRD angenommen. Der Anteil für die Modellregion wurde wieder mit dem Flächenbezugsfaktor ermittelt und beträgt 2.920 GWh/a, wodurch die Modellregion das 2,25 –fache des eigenen Strombedarfs erzeugt.

Die Erzeugungszeitreihe der fluktuierenden Erzeugungsformen Wind, PV und Laufwasser wurde durch das Hochskalieren der Einspeisezeitreihen aus dem Klimajahr 2008 generiert. Bei diesem Erzeugungsmix wurde angenommen, dass die Windkraftanlagen eine durchschnittliche Volllaststundenzahl von 2.250 Stunden haben. Für das Verhältnis von maximaler Einspeisung zur installierten Leistung wurde für die PV-Anlagen 80% und bei den Laufwasserkraftwerken 90% angenommen.

Für den Simulationsprozess wurden Freiheitsgrade zugelassen, die es ermöglichen den jeweils aktuellen Kenntnisstand zu nutzen, um die Parameterwerte zu variieren und ein 100% Szenario mit besserer Umsetzbarkeit zu entwickeln. Die Parameterwerte stellen zusammen mit der Beschreibung der Vor- und Nachteile des Szenarios das Ergebnis der Simulationen dar. Aus diesem Grund sind für die Simulationen im Rahmen dieser Arbeit erweiterte Annahmen getroffen worden, die sich ebenfalls an der UBA-Studie orientieren sowie durch eigene Überlegungen ergänzt wurden. Diese erweiterten Annahmen werden im folgenden Absatz beschrieben.

Bei Überlegungen für eine 100% regenerativen Stromversorgung ist es zur möglichst effizienten Nutzung von EE-Strom erforderlich, diesen nicht isoliert zu betrachten, sondern Verknüpfungen mit den anderen Verbrauchssektoren zu nutzen, um die Nutzungseffizienz zu steigern. Hierbei kann durch die Vernetzung der Infrastrukturen das energiewirtschaftliche Potential von Erzeugungs- und Lastmanagement (Energiemanagement) besser ausgeschöpft werden. Diese können vor allem zur Glättung der Residuallast^[8] eingesetzt werden, um den erforderliche Bedarf an Stromspeichern zu reduzieren. Für das Energiemanagement wird in diesem Zusammenhang vor allem ein verstärkter Ausbau von thermischen Speichern angenommen. Hierbei werden sowohl Wärme- als auch Kältespeicher benötigt. Wärmespeicher dienen z.B. dazu, den Stromverbrauch der Wärmepumpen und die Stromerzeugung der KWK-Anlagen vom Wärmebedarf zu entkoppeln. Kältespeicher dienen in der Kühlperiode dazu, den Strombedarf für die Klimatisierung von dem Klimatisierungsbedarf zeitlich zu entkoppeln und bieten somit ein weiteres Lastverschiebepotenzial.

Um die für das Energiemanagement relevanten Technologien simulieren zu können, ist eine detaillierte Betrachtung der thermischen Energieversorgung in der Modellregion erforderlich. Hierbei werden Annahmen für die Wärme- und Kälteversorgung getroffen, die im folgenden Abschnitt beschrieben werden.

2.2.2.1 Wärmeversorgung

Der Wärmebedarf ist ein limitierender Faktor für den Ausbau der wärmeerzeugenden Energiemanagementoptionen KWK und Wärmepumpe und ist somit eine wichtige Größe bei der Dimensionierung dieser Technologien. Somit ist es erforderlich, die Wärmeversorgung in der Modellregion näher zu untersuchen.

Wärmebedarf

Wie bereits oben beschrieben, hat das Forschungskonsortium angenommen, dass der Wärmebedarf im Leitszenario 3 auf demselben Niveau ist wie der Wärmebedarf im Leitszenario 2. Der Wärmebedarf für die Modellregion wurde hierbei durch eine auf die einwohnerdichte bezogene Skalierung ermittelt und beträgt 3.420 GWh/a (siehe Tabelle 2-2).

Für den Anteil von Raum- und Prozesswärme am Gesamtwärmebedarf wurde angenommen, dass das Verhältnis von Raum- zu Prozesswärme den gleichen Wert hat wie 2008 (Leitszenario 1). Für das Jahr 2008 wurde in [23] eine detaillierte Untersuchung des Wärmebedarfs in der Modellregion durchgeführt und ein Verhältnis von Raum- zu Prozesswärme von 60% zu 40% ermittelt. Somit kann für die Simulationen ein Raumwärmebedarf von 2.050 GWh/a und ein Prozesswärmebedarf von 1.370 GWh/a angenommen werden. Hierbei wird der Prozesswärmebedarf mit einem Temperaturniveau über 100°C als Außentemperatur unabhängig angenommen.

Wärmeerzeugungstechnologien

Die bereitzustellende Wärmemenge muss auf unterschiedliche Wärmeerzeugungstechnologien aufgeteilt werden. Als Orientierung für die im 100% Szenario eingesetzten Wärmeerzeugungstechnologien werden die Annahmen aus der UBA-Studie herangezogen. In der Studie wird davon ausgegangen, dass der Raumwärmebedarf zu 100% durch solargestützte Wärmepumpen gedeckt wird. Abweichend von der UBA-Studie wird hier angenommen, dass auch KWK für die Raumwärmeversorgung eingesetzt wird (Mikro-KWK sowie Nah- und Fernwärmenetze). Hierbei wird angenommen, dass der KWK-Anteil an der Raumwärmeversorgung 30% beträgt, so dass nur 70% durch solargestützte Wärmepumpen gedeckt wird. Der Prozesswärmebedarf wird hauptsächlich durch KWK gedeckt. Hierbei wird davon ausgegangen, dass Temperaturen bis zu 500 °C durch KWK bereitgestellt werden können (Vgl. [24]). Bei der Prozesswärme ist eine Unterscheidung zwischen Niedertemperatur-Prozesswärme und Hochtemperatur-Prozesswärme erforderlich. Zur Deckung des Bedarfs an Niedertemperatur-Prozesswärme werden KWK-Anlagen auf Basis von Gasmotoren eingesetzt. Die Deckung des Bedarfs an Hochtemperatur-Prozesswärme erfolgt mit KWK-Anlagen auf Basis von Gasturbinen.

An die Erzeugergruppe der solargestützten Wärmepumpen sind alle o.g. Verbrauchsgruppen zur Raumwärmeversorgung angeschlossen und die Jahreswärmemenge von 1.437 GWh/a wird zu 70% auf Haushalt (HH), 20% auf Gewerbe-Handel-Dienstleistung (GHD) und 10% auf Industrie verteilt. Die Erzeugergruppe Gasmotor-KWK erzeugt 958 GWh/a und versorgt die drei Verbrauchsgruppen zu Anteilen von 45% HH, 18% GHD und 37% Industrie. Hiervon sind 496 GWh/a zur Deckung des Bedarfs an Niedertemperatur-Prozesswärme der Verbrauchsgruppen GHD und Industrie und somit von der Außentemperatur unabhängig. Im Gegensatz hierzu versorgt die Erzeugergruppe Gasturbinen-KWK zu 100% die Verbrauchsgruppe Industrie mit Hochtemperatur-Prozesswärme in Höhe von 1.026 GWh/a. In der Tabelle 2-4 sind die absoluten Wärmemengen je Verbrauchergruppe sowie je Erzeugergruppe zusammengefasst.

Tabelle 2-4: Zuordnung der Wärmeerzeugergruppen zu den Verbrauchergruppen

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Für die Simulation in energyPRO werden für die Wärmeerzeugergruppen nicht die absoluten, sondern vereinfacht die durchschnittlichen Wirkungsgrade bzw. Leistungszahlen in das Simulationsmodell eingegeben. Bei den Wärmepumpen wird hierbei eine durchschnittliche Leistungszahl bzw. Jahresarbeitszahl von 3,5 angenommen. Für die Erzeugergruppe KWK werden sowohl thermische als auch elektrische Wirkungsgrade definiert. Als elektrischer Wirkungsgrad wird für die Gasmotoren 38% und für die Gasturbinen 33% angenommen. Der thermische Wirkungsgrad der Gasmotoren wird mit 45% angenommen, so dass von einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad bzw. Jahresnutzungsgrad von 83% ausgegangen wird. Bei den Gasturbinen-KWK-Anlagen wird angenommen, dass im Gegensatz zu den Gasmotor-KWK-Anlagen eine Stromerzeugung auch ohne Wärmeauskopplung möglich ist, so dass sowohl der thermische Wirkungsgrad mit 42% als auch der Jahresnutzungsgrad mit 75% niedriger ist als bei Gasmotor-KWK-Anlagen. Beide KWK-Technologien sind mit einem Spitzenlastkessel ausgestattet, der die maximale Wärmelast decken kann und einen thermischen Wirkungsgrad von 88% hat.

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^[1] http://www.emd.dk/

^[2] Die Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz ist limitiert, wobei neben den maximal zulässigen Volumenanteilen von Wasserstoff im Erdgasleitungsrohrsystem (DVGW G 262/DIN 51624) auch die eichamtliche Abrechnungsproblematik laut DVGW G 685 und eine genaue Eignung von Leitungssystem und empfindlicheren Verbrauchern (Gasturbinen etc.) gelöst werden muss [12].

^[3] http://www.energiepark-druiberg.de/galerie.php?id=regenerativharz

^[4] http://www.energypro.org/

^[5] intelligente Zähler, die dem Nutzer den tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit anzeigen

^[6] Flächenbezugsfaktor = Fläche LKH / Fläche BRD = 0.00589 entspricht 0.59%

^[7] European network of transmission system operators for electricity

^[8] Die Differenz zwischen der Last und der Stromerzeugung aus nicht regelbaren Erzeugern