Die mit der Verkehrswende zunehmende Elektrifizierung des Verkehrssektors wird die Belastung der Verteilnetze in naher Zukunft insbesondere in urbanen Regionen deutlich verändern. Zur großflächigen Integration von Ladeinfrastruktur besteht die Notwendigkeit der Beurteilung von Charakteristik und Grad der Belastung in den Verteilnetzgebieten. Als Grundlage zur Beurteilung des Status quo der Netzbelastung, können aus der Analyse energetischer, soziodemographischer und infrastruktureller Metadaten Rückschlüsse auf die Netzbelastungsart gezogen werden.

Die Stadt München als Vorreiter im Ladeinfrastruktur-Ausbau

Die Stadt München präsentiert sich bezüglich des Klimaschutzes seit Jahren als ambitionierte Kommune. Im Verkehrssektor besteht dabei jedoch ein akuter Handlungsbedarf, so wird an den Münchner Hauptverkehrsstraßen der Immissionsgrenzwert für Stickstoffdioxid z. T. deutlich überschritten [1]. Zur Verminderung dieser Emissionen wird im Projekt „München elektrisiert“ der großflächige Ausbau von Ladeinfrastruktur gefördert, um den Umstieg auf Elektromobilität im privaten und gewerblichen Sektor zu beschleunigen. Diese Integration einer großen Anzahl an Ladepunkten in die bestehende Verteilnetzinfrastruktur, stellt die Verteilnetzbetreiber vor neue Herausforderungen hinsichtlich der daraus resultierenden Netzbelastung. Im Wesentlichen ist diese von der Art und Auslastung der Ladeinfrastruktur (Leistungsbedarf, Ladeleistung, Ladegleichzeitigkeit, etc.) sowie der lokal bestehenden, individuellen Netzbelastungssituation abhängig [2].

Mit dem übergeordneten Ziel die Auswirkungen des Ausbaus an Ladeinfrastruktur im Stadtgebiet Münchens simulativ zu beurteilen, wird im Projekt zunächst der Status quo der Netzbelastung erfasst. Im Rahmen dieses Vorhabens wurde ein Clusterverfahren angewandt, um Aussagen zur jeweiligen Charakteristik der Netzbelastung in Teilen des Münchner Versorgungsgebietes zu treffen.

Statistische Clusterung zur Identifikation charakteristischer Netzbelastungsgebiete

Grundlegend unterscheidet sich die Netzbelastung in städtischen Gebieten durch verschiedene Kriterien, wobei insbesondere die Flächennutzung z. B. durch Wohnraum oder Gewerbeflächen als eines der ausschlaggebenden Unterscheidungskriterien angesehen werden kann. Zur Selektion besonders relevanter Charakteristiken der Netzbelastungen wurde in vier primären Prozessschritten (vgl. Abbildung 1) das Stadtgebiet Münchens in räumlich geeignet große Gebiete untergliedert und durch die statistische Analyse von Metadaten in Netzbelastungsgebiete geclustert.

 Schaubild der Prozessschritte im Clusterverfahren

Abbildung 1: Schaubild der Prozessschritte im Clusterverfahren

In einem ersten Prozessschritt wurden verschiedene energetische, soziodemographische und infrastrukturelle Parameter selektiert und ihre Relevanz für die Netzbelastung beurteilt. Der vorwiegende Anteil der Metadaten stammt dabei aus dem FfE regionalisiertes Energiesystemmodell „FREM“, wobei die Parameterauswahl insbesondere durch die Verfügbarkeit der Daten in geeigneter räumlicher Auflösung begrenzt wurde. Da das selektierte Verfahren zur statistischen Clusterung im Wesentlichen darauf abzielt, in jedem Gebiet in der selektierten, räumlichen Auflösung zwei Ausprägungen zu identifizieren, welche die Charakteristik der Zelle aus Netzbelastungssicht besonders gut beschreiben, wurde die Anzahl der Eingangsdatensätze auf eine definierte Anzahl an Repräsentanten reduziert.

Aus den verbleibenden, repräsentativen Parametersätzen wurden jedem Gebiet durch eine statistische Clusterung zwei besonders ausgeprägte Merkmale zugewiesen, welche diese charakterisieren. Die in diesem Prozessschritt resultierenden Parameterkombinationen (Cluster) wurden abschließend iterativ auf eine erneut repräsentative Anzahl reduziert und in 1 km² großen Raster-Zellen im Stadtgebiet Münchens verortet (vgl. Abbildung 2). Es zeigt sich, dass die verorteten Netzbelastungsgebiete die realen, infrastrukturellen Gegebenheiten Münchens präzise abbilden. Beispielsweise werden die Raster-Zellen der Altstadt Münchens oder die durch das Automobilgewerbe geprägten Gebiete zusammenhängend durch jeweils geeignete Cluster charakterisiert.

 

Netzbelastungsgebiete in Muenchen

Abbildung 2: Netzbelastungsgebiete in München

Nächste Schritte im Projekt „München elektrisiert“

Als nächster Schritt erfolgt im Projekt „München elektrisiert“ für die identifizierten und als relevant eingestuften Netzbelastungsgebiete die Simulation und Evaluation des Status quo der Netzbelastung mit dem Simulationsmodell GridSim. Mit der daraus resultierenden Grundbelastung werden im Anschluss die Belastung durch die geplante Ladeinfrastruktur und in verschiedenen Szenarien die Möglichkeiten verschiedenartiger Lade-Management Strategien simuliert.

 

[1] Messergebnisse Stickstoffdioxid (NO2) 2018 - Ergänzende Stickstoffdioxidmessungen: https://www.muenchen.de/rathaus/Stadtverwaltung/Referat-fuer-Gesundheit-und-Umwelt/Luft_und_Strahlung/Stickstoffdioxidmessungen.html#messergebnisse-2018_5; München: Landeshauptstadt München Referat für Gesundheit und Umwelt, 2019. 
[2] Vennegeerts, Hendrik et al.: Metastudie Forschungsüberblick Netzintegration Elektromobilität. Mannheim: Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft, 2018.

Wie schaffen wir die Energiewende im emissionsreichen Gebäudebestand? Die Wärmewende basiert auf drei Mechanismen: der Reduktion des Nutzenergiebedarfs, der Erhöhung der Anlageneffizienz sowie der verstärkten Nutzung erneuerbarer Energien. Die Wärmepumpe vereint die Nutzung von Umweltwärme und den effizienten Einsatz von Strom. Auf dem Weg hin zu einem nahezu klimaneutralen Gebäudebestand kann sie neben der Gebäudesanierung eine Schlüsselrolle spielen.

Rund 70 % der Emissionen in privaten Haushalten werden durch Heizungen verursacht. Der Großteil dieser Emissionen entfällt dabei heute wie auch im Jahr 2050 auf Gebäude mit Baujahr vor 1995 und damit vor dem Inkrafttreten der dritten Wärmeschutzverordnung (vgl. [1]). Die mit Abstand am weitesten verbreiteten Heizsysteme sind Gas- und Ölkessel, welche diese Gebäude mit Raumwärme und Trinkwarmwasser versorgen.

Die elektrische Wärmepumpe ist eine Alternative zu fossil betriebenen Kesseln. Sie heizt v. a. mit Umweltwärme – aus dem Erdboden, der Luft, der Sonne oder dem Grundwasser –, welche durch den Einsatz von Strom nutzbar wird.

Wärmepumpe im Altbau

Aktuell stehen Elektrowärmepumpen vor allem im Gebäudeneubau im Fokus, da das Vorurteil weit verbreitet ist, dass sie in Bestandsgebäuden aufgrund der hohen Vorlauftemperaturen nicht sinnvoll einsetzbar sind. Aus technischer Sicht hingegen sind auch für Altbauten Elektrowärmepumpen-Lösungen verfügbar. Dies betrifft sowohl die Anlagenregelung als auch die Reduktion der Vorlauftem-peratur durch hydraulischen Abgleich und den Tausch einzelner Heizkörper. Da die Klimaziele ohne die Dekarbonisierung des Gebäudebestands nicht erreicht werden können, sind derartige Ansätze von besonderer Bedeutung.

Daraus leitet sich die Frage ab: Kann durch den flächendeckenden Einsatz von Elektrowärmepumpen in dem Gebäudebestand eine bezahlbare und akzepierte Wärmewende bis zum Jahr 2050 realisiert werden? Um die vielfältigen Aspekte dieser Fragestellung zu sammeln, wurde eine PESTEL-Analyse durchgeführt und deren Ergebnisse in Form einer Mind-Map visualisiert (vgl. Abb.). Auf Basis dieser Zusammenfassung sollen Potenzialgrenzen quantifiziert sowie gesellschaftlicher und politischer Handlungsbedarf aufgezeigt werden.

 

Abbildung: Potenzielle Herausforderungen des flächendeckenden Einsatzes von Elektrowärmepumpen im Gebäudebestand

 

Umwelt

Mit Ausnahme der Luftwärmepumpe ist die Verfügbar- bzw. Erschließbarkeit der Wärmequellen stark standortabhängig und gerade in dicht besiedelten Gebieten limitiert. Die Möglichkeit zur Nutzung von Grundwasser als Wärmequelle ist durch dessen Tiefe, die Permeabilität des Untergrunds sowie die Wasserqualität (Verockerung des Schluckbrunnens) begrenzt. Erdwärmepumpen benötigen Freifläche für die Einbringung von Kollektoren oder die Bohrung von Sonden. Versiegelte Flächen, Baumbestand und einzuhaltende Abstände zu Wohnhäusern und Nachbargrundstücken reduzieren die im Bestand nutzbare Fläche (vgl. [2]).

Auch solarthermisch erzeugte Wärme kann als Quelle für Wärmepumpen dienen. Da Solarthermiekollektoren typischerweise auf dem Dach montiert werden, muss hierfür ausreichend verfügbare Dachfläche vorhanden sein. Aufgrund der hohen Volatilität der Solarstrahlung werden derartige Anlagen entweder in Kombination mit großen Wärmespeichern oder bivalent z. B. mit sog. Hybridkollektoren ausgeführt.

Bei allen aufgeführten Wärmepumpen-Varianten erfolgt der Entzug von Wärme aus der Wärmequelle anhand eines mit Kältemittel gefüllten Kreislaufs. Dieses Kältemittel darf aufgrund der oftmals hohen Klimaschädlichkeit nicht in die Atmosphäre gelangen, weshalb für die leckagefreie Befüllung und Wartung von Anlagen Fachpersonal benötigt wird.

Gesellschaft

Grundsätzlich sind Entscheidungen über die Wahl der Wärmebereitstellungstechnologie aufgrund der langen Nutzungsdauern und der hohen Investitionen durch Risikoaversion geprägt. Dies ist ein Grund, weshalb fossil betriebene Heizkessel selten durch Wärmepumpen ersetzt werden.

Darüber hinaus ist die gesellschaftliche Akzeptanz durch Vorbehalte gegenüber dem Heizen mit Strom eingeschränkt. Diese basieren u. a. auf der Ablehnung von Kohle- und Kernkraftwerken, dem Bau von Windenergieanlagen, dem Ausbau der Stromnetzinfrastruktur sowie der Wahrnehmung dann stärker von der Stromversorgung und deren Unternehmen abhängig zu sein.

Bestehende Wissenslücken können zu Fehlinformation führen: So hält sich z. B. bei vielen Akteuren das Vorurteil, dass aufwendige Gebäudesanierungen notwendig sind, um effizient mit einer elektrischen Wärmepumpe heizen zu können. Auch Solarthermiekollektoren als sinnvolle Ergänzung zur elektrischen Wärmepumpe werden aufgrund von fehlendem Know-How oftmals nicht in Betracht gezogen.

Die Lärmemissionen der Luftwärmepumpen während des Betriebs können ein Akzeptanzproblem darstellen. Bei unsachgemäßem Einbau können Nachbarn von Lärmbelästigung betroffen sein. Die zur Vermeidung derartiger Probleme notwendigen Abstände verringern jedoch das Einsatzpotenzial von Luftwärmepumpen. Die Beachtung von Schallreflektionen und -überlagerungen sowie weitere Maßnahmen können die Lärmemissionen hingegen reduzieren (vgl. [3]).

Technik

Der Bereich Technik umfasst zwei Aspekte: Die Wärmepumpe selbst und die Gesamtheit aller zur Stromversorgung notwendigen Elemente. Die Wärmepumpe selbst ist ein technisch ausgereiftes Produkt, welches seit über 50 Jahren gebaut und erfolgreich eingesetzt werden kann. Die oftmals als kritisch eingestufte Vorlauftemperatur des Heizsystems stellt in Wohngebäuden keine technische Beschränkung dar. In Gebäuden mit Heizkörpern kann die Vorlauftemperatur durch Maßnahmen wie dem hydraulischen Abgleich sowie dem Austausch der am kleinsten dimensionierten Heizkörper oftmals deutlich abgesenkt werden. Fehler wie Überdimensionierung oder unpassende Regelung der Anlage können jedoch in der Praxis zu Effizienzeinbußen und weiteren Problemen führen. Bei einer deutlichen Erhöhung des Marktanteils von Wärmepumpen bildet die Verfügbarkeit von Fachpersonal zur sachgemäßen Planung und Montage von Wärmepumpen demnach eine große Herausforderung.

Des Weiteren wird durch den Einbau einer Vielzahl von elektrischen Heizsystemen das gesamte Energiesystem vor Herausforderungen gestellt. Für die Stromnetzinfrastruktur ist maßgeblich der Beitrag zur Maximallast ausschlaggebend (vgl. [4]). Insbesondere der ungesteuerte Einsatz von Wärmepumpen kann im Winter zu einer sehr hohen Gleichzeitigkeit und damit zu einem großen Beitrag zur Jahreshöchstlast führen.

Um den Anteil erneuerbarer Energien am Strombezug zu steigern, ist eine Steuerbarkeit in Kombination mit einer hohen Speicherkapazität wichtig.

Ökonomie

Aus finanzieller Sicht ist die Wärmepumpe derzeit in vielen Fällen teurer als konventionelle Heizsysteme wie Gas- und Ölkessel (vgl. [5]). Dies ist sowohl auf die höhere Investition als auch die höheren Betriebskosten zurückzuführen. Zur Reduktion der Investition wird vielfach auf eine monovalente Auslegung verzichtet und die thermische Spitzenlast durch ein ergänzendes Heizsystem bereitgestellt. Die Betriebskosten hängen maßgeblich von dem Strompreis und der Effizienz ab. Die Effizienz wiederum steht in direktem Zusammenhang mit der Quelltemperatur und der Vorlauftemperatur. Hohe Vorlauftemperaturen sind demnach technisch realisierbar erhöhen jedoch die Betriebskosten.

Politik

Politisch wird aktuell kein ausreichender Anreiz geboten, Bestandsgebäude von fossil basierten Heizsystemen auf elektrische Wärmepumpen umzurüsten. Ganz im Gegenteil werden weiterhin rein fossil beheizte Systeme wie Brennwertgeräte als Übergangslösung gefördert (vgl. [6]). Auch wenn die Investition für Privatpersonen ein wichtiger Entscheidungsparamter sein kann, ist die Gestaltung der Energieträgerpreise eine weitere politische Handlungsoption. Der Endkundenpreis von Strom ist stärker durch Umlagen, Abgaben und Steuern belastet als der von Gas und Öl. Deshalb wird vielfach ein sog. „level playing field“ gefordert. Eine Idee ist es, die Abgabenhöhe abhängig von der Emissionsintensität zu gestalten. Unter Rahmenbedingungen wie der ungewissen Energiepreisentwicklung ist ein fundamentaler Technologiewechsel derzeit nicht in Sicht.

Recht

Rechtlich steht der Schutz des Grundwassers über der Nutzung von Erd- und Grundwasserwärme und verbietet deren Nutzung in derartigen Schutzgebieten. Weiterhin muss beachtet werden, dass Bohrvorhaben für Erdwärmesonden und Grundwasserbrunnen genehmigungspflichtig sind. Dabei gibt es je nach Bundesland verschiedene Genehmigungsverfahren, die befolgt werden müssen.

Projekte im Umfeld

Im Projekt Dynamis [1] untersucht die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. die Bestandsentwicklung von Gebäuden und deren Heizsystemen mit dem Ziel, die CO2-Emissionen in den nächsten drei Jahrzehnten stark zu verringern. In dem Demonstrationsvorhaben C/sells (vgl. [7]) werden elektrische Wärmepumpen in einem Feldtest ferngesteuert, so dass durch Lastverschiebung die Integration erneuerbarer Energien aktiv vorangebracht wird. In dem Projekt COP4EE werden erste Geodatenauswertungen zum Potenzial von Erdwärmepumpen auf Einzelgebäudeebene durchgeführt (vgl. [8]). Auf dieser Basis ist geplant, an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. weitere Untersuchungen auch für Bestandsgebäude durchzuführen, um herauszufinden, in welchem Maß Wärmequellen für Wärmepumpen in Deutschland erschließbar sind.

Fazit

Der flächendeckende Einsatz elektrischer Wärmepumpen – in Kombination mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien – hat das Potenzial, eine Schlüsselkomponente zu sein, um die Wärmewende in dem emissionsintensiven Gebäudebestand zu erreichen. Elementare Herausforderungen für die Umsetzung sind v. a. in den Bereichen Umwelt, Politik und Gesellschaft vorhanden. Beispiele hierfür sind die Verfügbarkeit von Wärmequellen, die überproportionale Abgabenbelastung von Strom sowie die gesellschaftliche Akzeptanz der Technologie. Die weiterführende Analyse dieser Herausforderungen hilft, Aspekte zu identifizieren, welche limitierend auf die Marktdurchdringung wirken und Strategien zu entwickeln, diese zu überwinden.

 

Quellen:

[1]   Regett, A.; Conrad, J.; Fattler, S.: Laufendes Projekt: Ver-bundprojekt Dynamis – Dyna-mische und intersektorale Maßnahmenbewertung zur kosteneffizienten Dekarboni-sierung des Energiesystems. In: www.ffe.de/dynamis. Mün-chen, München: FfE e.V., 2018. 
[2]   Thermische Nutzung des Untergrunds – Erdgekoppelte Wärmepumpenanlagen (VDI 4640). Düsseldorf: VDI-Gesellschaft Energie und Umwelt, 2015.
[3]   Tieffrequente Geräusche bei Biogasanlagen und Luftwärme-pumpen. Augsburg: Bayerisches Landesamt für Umwelt, 2011.
[4]   Conrad,J.; von Roon,S.: Beitrag elektrischer Heizsysteme zur Jahreshöchstlast im deutschen Übertragungsnetz in: Energie-wirtschaftliche Tagesfragen. Essen: etv Energieverlag GmbH, 2014.
[5]   Corradini, R.; Conrad, J.; Greif, S.: Energierationalität im Eigenheim - Effiziente Energieversorgung von Wohngebäuden. Ludwigsburg: Wüstenrot Stiftung, 2018.
[6]   Klimaschutzplan 2050 – Klimaschutzpolitische Grundsätze und Ziele der Bundesregierung. Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit, 2016.
[7]   Greif, S; Conrad, J.: Laufendes Projekt: Intelligente Wärme München. In: www.ffe.de/themen-und-metho-den/waermeversorgung/740-intelligente-waerme-muenchen. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE), 2017.
[8]   Konetschny, C.; Schmid, T.; Greif, S.: Oberflächennahe Geothermie im außerstädtischen Wohngebäudebestand – Potenzialanalyse zur Nutzung von Erdwärmepumpen im Gebäudebestand. In: BWK Bd. 70 (2018) Nr. 7/8. Düsseldorf: VDI Verlag, 2018.

 

 

 

 

Die dekarbonisierte und dezentrale Energiewelt von morgen wird vom Kunden getrieben und digital organisiert sein. Sie bedeutet deshalb vor allem auch einen Paradigmenwechsel für die beteiligten Akteure. Dieser Transformationsprozess braucht neue Begrifflichkeiten: Der Flexumer steht als aktiver Teilnehmer des Energiesystems dabei im Fokus der Entwicklung.  (siehe Abbildung 1).

 20190709 Con Pro Flexumer Abbildung 1 neu

 

Abbildung 1:        Übersicht zu Consumer, Prosumer und Flexumer

Im letzten Jahrhundert wurden die Stromkunden als reine Verbraucher von Energieversorgungsunternehmen durch meist fossile Großkraftwerke beliefert. Durch die Liberalisierung des Energiesektors 1996 wandelte sich der Abnehmer zum Verbraucher, der immerhin schon – theoretisch – seinen Anbieter wechseln konnte. Abnehmer und Verbraucher waren aber nach wie vor reine „Consumer“. Mit steigender dezentraler Erzeugung stieg parallel die Anzahl der „Prosumer“. Das heißt, immer mehr private Haushalte, aber auch Gewerbetreibende oder Industriebetriebe erzeugen zumindest einen Teil ihres verbrauchten Stroms selbst (Producer und Consumer).

Im Rahmen der Energiewende, die von Dekarbonisierung, Dezentralisierung, Digitalisierung und Demokratisierung geprägt ist, kommt dem Kunden eine ganz neue Rolle zu. Aus dem Prosumer wird der Flexumer. Durch die Integration in das digitale Energiesystem kann der Flexumer aktiv daran teilnehmen und seine Flexibilitätsoptionen hochautomatisiert vermarkten und für netz- und systemdienliche Zwecke anbieten. Dadurch wir die Sektorenkopplung im Sinne einer zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmebereichs vorangetrieben. Erst mit dem Flexumer wird die Stromwende zur Energiewende.

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Während sich die deutsche Energiewende bisher überwiegend auf die umweltfreundliche Bereitstellung von Strom fokussiert hat, müssen in Zukunft auch die Nutzer von Energie stärker eingebunden werden. Eine große Herausforderung ist hierbei die Emissionsreduktion der Raumwärmebereitstellung von Wohngebäuden im Altbestand. Ein Lösungsansatz ist der Einsatz elektrischer Heizsysteme, welche gezielt dann Strom verbrauchen wenn dieser überwiegend aus erneuerbaren Quellen zur Verfügung steht. In dem Projekt „Intelligente Wärme München“ erforschen die Stadtwerke München (SWM) zusammen mit der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) dieses Konzept in einem Feldtest. Im Folgenden sind die Erkenntnisse aus der ersten Testphase zusammengefasst.

Das Demonstrationsprojekt „Intelligente Wärme München“ ist Teil des Forschungsvorhabens „C/sells“, einem der SINTEG-Schaufensterprojekte des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie [1].

Ziel des Projekts ist es, 500 Haushalte mit Power-to-Heat-Anlagen in München mit kostengünstiger Kommunikationstechnik auszustatten, um deren Flexibilitätspotenzial bestimmen zu können. Neben Elektrospeicherheizungen liegt der Fokus auch auf Wärmepumpen und Kälteanlagen. Diese Anlagen werden an das bereits seit vielen Jahren betriebene Virtuelle Kraftwerk der SWM angeschlossen und darüber bewirtschaftet.

Über die technischen Aspekte hinaus beinhaltet das Projekt vielfältige Partizipationsmaßnahmen. So werden die teilnehmenden Nutzer über ihre Rolle in der Energiewende umfangreich informiert. Außerdem befragt das Projektteam die Kunden regelmäßig während der Tests, etwa zu deren Wahrnehmung des Heizkomforts [2].

 

Abb.1

Abbildung 1: Zählerschrank mit modernen Mess- und Kommunikationseinrichtungen zur hochfrequenten Zählerfernauslesung, Foto: SWM

Herausforderungen im Feldtest

Im Vergleich zu bisher flexibel betriebenen Erzeugungsanlagen im Virtuellen Kraftwerk fokussiert sich das Projekt auf sehr kleine Verbraucher mit wenigen Kilowatt elektrischer Leistung. Dieses Segment birgt neben den Chancen auch neue Herausforderungen in den Bereichen der Probandenakquise, Vertragsgestaltung, der technischen Anbindung sowie der Motivation der Probanden.

Im urbanen Umfeld sind darüber hinaus die Eigentumsverhältnisse in Mehrparteienhäusern oftmals komplex, weshalb gesonderte Verträge mit dem Anschlussnehmer (Vermieter) und dem Anschlussnutzer (Mieter) geschlossen werden müssen. Eine weitere Herausforderung stellen die Zählerplätze alter Mehrfamilienhäuser dar, da die Elektroinstallation bis zu 60 Jahre alt sein kann. Hierbei spielen der oft nicht zeitgemäße technische Zustand, der für den Einbau intelligenter Messsysteme und weiterer Steuerungs- und Kommunikationskomponenten oft fehlende Platz sowie mangelnde Mobilfunkanbindung eine Rolle.

Im bestehenden System sind in der Regel alle Wohnungen eines Gebäudes über einen Schaltkontakt mittels Rundsteuertechnik steuerbar. Wenn jede Wohnung getrennt optimiert und gesteuert werden soll, müssen umfangreiche Umbauten an der Elektroinstallation im Eigentumsbereich des Kunden vorgenommen werden.

In der ersten Liegenschaft mit klassischen Elektrospeicherheizungen konnten 75 % der 28 kontaktierten Mieter motiviert werden, am Projekt teilzunehmen. Hierbei wurde vertraglich die Kostenneutralität sowie eine kleine Entschädigung für den Zeitaufwand zur Teilnahme an den Versuchen zugesichert. In einem Drittel der teilnehmenden Wohnungen wiesen die Geräte eine eingeschränkte Funktionsfähigkeit z. B. in Bezug auf den Lüfter oder die Außentemperaturabhängigkeit auf. Die Gewohnheiten der Probanden spielen ebenfalls eine wichtige Rolle. Sie haben sich teilweise über Jahrzehnte gefestigt. Ein Viertel der Probanden gab bspw. an, die Lüfter ihrer Geräte gar nicht zu verwenden. Die zweckgemäße Bedienung ist jedoch Grundvoraussetzung für die wirkungsvolle Umsetzung einer Änderung der Beladung, da sich hierdurch der Speicherfüllstand und damit die passive Wärmeabgabe ändert.

Speicherbeladung heute

Die Regelung zur Beladung von Speicherheizungen besteht aus folgenden Komponenten: Ein Sensor misst die Außentemperatur und übermittelt diese an das Zentralsteuergerät. Dieses berechnet die für den folgenden Tag notwendige Energiemenge in Form eines Sollspeicherfüllstands, welcher mittels Steuerleitungen an jede einzelne Wohnung verteilt wird. Ein Gruppensteuergerät in jeder Wohnung verstärkt dieses Signal und ermöglicht es, den Wert manuell zu justieren. Die Steuerleitung führt vom Gruppensteuergerät zu den einzelnen Geräten in der Wohnung. In jedem Raum steht i.d.R. ein Speicherheizgerät mit integriertem Aufladeregler. Dieser verfügt über eine weitere Einstellmöglichkeit, z. B. mit den Stufen 0 %, 33 %, 66 % und 100 %, welche durch den Nutzer eingestellt werden können. [3]

Aus der Kombination von Außentemperatur, den Einstellungen des Zentralsteuergeräts, des Gruppensteuergeräts und des Aufladereglers ergibt sich ein effektiver Sollspeicherfüllstand. Unterschreitet der Ist- diesen Sollspeicherfüllstand, will der Aufladeregler den Speicher wieder bis zum Sollwert beladen. Die Beladung kann jedoch nur realisiert werden wenn Strom am Gerät anliegt. Der Netzbetreiber verfügt hierzu über die sog. Freigabezeiten. Dabei gibt es Geräte, die temperaturabhängige Freigabebefehle erhalten, anderen Geräten wird pauschal für acht Nachtstunden Freigabe gewährt.

Der Speicher wird ab dem Zeitpunkt, ab dem der Netzbetreiber die Freigabe gibt und bis zur Erreichung des Speicherfüllstandes, welcher sich durch Außentemperatur und Geräteeinstellung ergibt, beladen (Beschreibung der sog. Vorwärtssteuerung).

Speicherentladung

Entladen wird das Gerät durch passive Wärmeabgabe sowie aktiv durch den Betrieb des im Gerät integrierten Lüfters. Während die Selbstentladung mit steigendem Speicherfüllstand zunimmt, ist die Wärmeentnahme mittels Lüfter auch bei geringem Speicherfüllstand schnell und gezielt möglich. Die Entladungsregelung verfügt über einen Regler für die Sollraumtemperatur sowie einem Ein/Ausschalter.

Versuchsaufbau

In der Konzeptionsphase des Versuchaufbaus wurden verschiedene Varianten zur Steuerung der Beladung untersucht. Kontrovers diskutiert wurde dabei vor allem der Punkt, ob und inwieweit die bestehende Haustechnik verändert werden muss, um effektiv in die oben beschriebene Steuerkaskade eingreifen zu können.

Im Ergebnis werden zwei Varianten ausgewählt: Eine Variante (a) ohne Umbau der Haustechnik und eine (b) mit Austausch des Gruppensteuergeräts durch ein fernsteuerbares Zentralsteuergerät. In beiden Fällen werden digitale Stromzähler sowie neue Freigabesteuerungen installiert (siehe Aufmacherbild). Die Steuereinrichtungen erhalten ihre Fahrpläne durch ein eigens entwickeltes System mit mathematischer Optimierung sowie verschiedene Konzepte zur Sollwertübertragung.

Erste Versuchsreihe

Die folgende Beschreibung der ersten Versuchsreihe bezieht sich auf Variante (a). Die Tests umfassen die drei Phasen: (1) Historische Daten sammeln, (2) Freigabezeit kürzen und (3) partielle Lastverschiebung. Die Phasen sind in den Abb. 1 bis 3 in gleicher Reihenfolge dargestellt.

In Phase 1 wurde die aktuelle Beladung über sechs Monate analysiert, u. a. um diese als Basis für die Prognose des Wärmebedarfs zu verwenden (vgl. [4]).

 

Abb.2

Abbildung 2: Phase 1 - Status Quo der Beladung elektrischer Speicherheizungen

In Phase 2 erfolgte eine Reduzierung der Freigabezeiten. Im ersten Schritt wurden die Freigabezeiten in Abhängigkeit von Außentemperaturen und Istdaten beschränkt. So entfiel der Nachheizzyklus in den Morgenstunden.

Abb.3

Abbildung 3: Phase 2 – Gekürzte Freigabezeit zur Beladung elektrischer Speicherheizungen

Schließlich wurde in Phase 3 aus der verbliebenen Freigabezeit 20 % von der Nacht in den Mittag/Nachmittag verschoben. Die Optimierung erfolgte unter Berücksichtigung von Marktpreisen – sprich dem Resultat aus Angebot (u.a. erneuerbaren Energien) und Nachfrage.

 

Abb.4

Abbildung 4: Phase 3: Partielle Verschiebung der Beladung elektrischer Speicherheizungen

Zur Veranschaulichung der Zwischenergebnisse sind in den Abb. 1 bis 3 am Beispiel eines Probanden die Freigaben und die elektrische Lasten dargestellt.

In Abb. 1 ist die Leistungsabnahme einer Wohnung mit fünf Nachtspeicheröfen in Stufen zu sehen (zwei ausgeschaltet). Bei einer mittleren Tagestemperatur von rund 7 °C werden dem Speicher in 5,3 h 32 kWh elektrische Energie zugeführt. Es zeigt sich, dass die Geräte die Ladung zeitgleich beginnen und bis zu ihrer Einstellung von 33 %, 66 % bzw. 100 % mit unterschiedlicher Leistung geladen werden. Nach einer Stunde, wenn durch passive Wärmeabgabe der Sollspeicherfüllstand wieder unterschritten wird, beginnt das erste Geräte erneut mit einer Nachladung.

In Abb. 2 ist die Beladung derselben Wohnung bei vergleichbarer mittlerer Tagestemperatur und gekürzter Freigabezeit abgebildet. Die Freigabedauer wurde mittels Algorithmen auf 3,3 h verkürzt, wodurch ein Nachladen verhindert und lediglich 27 kWh elektrischer Energie geladen wurden.

In Abb. 3 wurde bei ebenfalls ähnlichen Temperaturverhältnissen rund ein Fünftel der benötigten Freigabedauer in die preisgünstigste Stunde zwischen 10:00 Uhr und 16:00 Uhr verschoben. Die Freigabezeit am Mittag beträgt in diesem Fall 45 Min. und führt zu einer Beladung der Speicheröfen von 7 kWh.

Begleitend zu den Versuchsreihen wurden Umfragen durchgeführt, wobei die Beteiligung sehr hoch war. Ein Großteil der Kunden nahm dabei bisher keine oder positive Veränderungen des Komforts wahr. Unterstützt werden diese Aussagen durch stichprobenartige Raumtemperaturmessungen.

Die ersten Versuche zeigen, dass eine partielle Lastverschiebung auch mit dem geringinvestiven Versuchsaufbau möglich ist. In den folgenden Versuchen wird der Anteil der Lastverschiebung schrittweise erhöht. Auch das Lastverschubpotenzial und die energiewirtschaftliche Nutzbarkeit von Variante (b) werden in einem nächsten Schritt untersucht.

Ausblick

Die beschriebenen Versuche der letzten Heizperiode sind die Grundlage für die in diesem Jahr angestrebte Erhöhung der Probandenzahl sowie der Identifikation möglicher Geschäftsmodelle. Durch den Anschluss weiterer Gebäude sollen weitere Erkenntnisse zur Massenfähigkeit gewonnen werden. In der kommenden Heizperiode ist geplant, weitere Tests durchzuführen, um sich dem theoretischen Optimum der Lastverschiebung weiter zu nähern. Darüber hinaus werden auch Wärmepumpen in die Fahrplanoptimierung aufgenommen. Im Zuge dessen erfolgt auch der Einbau von intelligenten Messystemen zur hochfrequenten Messung und Steuerung.

Ein weiteres Ziel des Projekts „Intelligente Wärme München“ ist es, die gewonnen Erkenntnisse des flexiblen Betriebs von Power-to-Heat-Anlagen zu nutzen, um Steuerkonzepte und -prozesse in Niederspannungsnetzen – auch im Hinblick auf die zunehmende Elektromobilität – weiterzuentwickeln.

Weitere Informationen zum Projekt sowie zur Teilnahme sind unter www.swm.de/iwm bzw. www.ffe.de verfügbar.

Quellen

 

[1] Greif, S.; Conrad, J.: Laufendes Projekt: Intelligente Wärme München. In: https://www.ffe.de/themen-und-methoden/waermeversorgung/740. München: FfE e.V., 2019.

 

[2] Weigand, A.: „München vernetzt sich mit der Sonne“ in Transoforming Cities 1/2018. Baiersbronn-Buhlbach: Trialog Publishers Verlagsgesellschaft, 2018.

 

[3] Schramek, E.: Taschenbuch für Heizung und Klimatechnik. München: Oldenbourg Industrieverlag GmbH, 2011.

 

[4] Greif, S.; Conrad, J.; Schmid T.: Methoden zur Erstellung synthetischer Wärmelastgänge. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 10/2018. Berlin: EW Medien und Kongresse GmbH, 2018


 

In einem in Zukunft zunehmend gekoppelten Energiesystem steigt auch die Komplexität der Bilanzierung von Emissionen. Dabei stellt sich zum einen die Frage, wie Emissionen in komplexen Multi-Energieträger-Systemen auf die verschiedenen Energieträger alloziert werden können, und zum anderen, ob der Emissionsfaktor nach marginaler Methode oder nach Mix-Methode heranzuziehen ist.
figure 1

Abbildung 1:         Energiesystemelemente und deren Kopplung in ISAaR

In der Energies-Veröffentlichung wird anhand des Start-Szenarios aus dem Projekt Dynamis gezeigt, wie die Modellierung des zukünftigen Energiesystems im Rahmen des Projekts abläuft. Hierzu wird das verwendete FfE-Energiesystemmodell ISAaR detailliert beschreiben. Es werden verschiedene Ansätze zur Berechnung von Emissionsfaktoren vorgestellt und beispielhaft auf das beschriebene Dynamis-Szenario angewandt. Als Ergebnis werden neben marginalen Kosten (vergleichbar mit Strompreisen) auch die stündlichen Emissionsfaktoren der untersuchten Methoden analysiert. Der Datensatz mit den stündlichen Energieträgerpreise und Emissionsfaktoren steht auf der Open-Energy-Plattform (https://openenergy-platform.org/dataedit/view/scenario/ffe_dynamis_emission_factors_marginal_cost) und auf der FfE-OpenData Plattform (http://opendata.ffe.de/dynamis-emission-factors) im JSON-Format zur Verfügung.
Für weitere Ergebnisse und Szenarien sei auf den im Herbst erscheinenden Dynamis-Abschlussbericht verwiesen.
Weitere Informationen:

Abstract:

Der Beitrag geht auf die wichtigsten Reformen des EU-ETS in der Vergangenheit ein und stellt die aktuelle Reform vom April 2018 vor. Anschließend wird der regulatorische Status Quo des EU-ETS beschrieben. Aufbauend auf zwei unterschiedlichen Emissionsszenarien bezüglich der EU-ETS-pflichtigen Anlagen werden mögliche EU-ETS Gesamtentwicklungspfade untersucht und gezeigt, wie sich CO2-Verminderungsmaßnahmen auf das System auswirken. Abschließend wird festgestellt, dass weiterer Reformbedarf besteht, um das EU-ETS langfristig robust auszugestalten.

Status Quo

In Abbildung 1 sind die wichtigsten Meilensteine im EU-ETS dargestellt.timeline

 

Abbildung 1: Schritte im EU-ETS

 

Abbildung 2 zeigt die Entwicklung des Angebots an Zertifikaten, der verifizierten Emissionen, des Überschusses mit und ohne Backloading sowie des durchschnittlichen Preises der EUA-Futures an der Intercontinental Exchange (ICE) von 2008 bis 2017. Der Überschuss hat im Jahr 2014 mit etwa 2,2 Mrd. tCO2-Äq. seinen Höchststand erreicht. Durch das Backloading wurde dieser dann auf etwa 1,65 Mrd. Zertifikate im Jahr 2017 reduziert. Die in Abbildung 2 grau eingefärbte Fläche zeigt den Verlauf des Überschusses ohne das Backloading, wodurch dieser heute über 3 Mrd. Zertifikate betragen würde. Bei einem Vergleich des Verlaufs der EUA‑Preise mit dem des Überschusses wird deutlich, dass mit zunehmenden Zertifikatsüberschuss der Preis abfällt und im Jahr 2013 innerhalb des Betrachtungszeitraums seinen Tiefpunkt erreicht. Das Zurückhalten der Zertifikate hatte kurzzeitig einen Effekt auf den Preis. Im Jahr 2017 befand sich der EUA-Preis mit 6 €/EUA jedoch wieder auf dem gleichen Niveau wie im Jahr 2014.

 

verlaufetscap

Abbildung 2: Verlauf des ETS-Caps, der verfügbaren Zertifikate und dem daraus entstandenen Überschuss mit und ohne Backloading von 2008 bis 2017, Datengrundlage [1] [2]

 

Ausgewählte Ergebnisse

Im Folgenden wird anhand des Basisszenarios, das sich an dem EU-Referenzszenario 2016 orientiert ein möglicher Entwicklungspfad des EU-ETS untersucht. Die Emissionsverringerungen betragen hier durchschnittlich 1,8 % pro Jahr. In Abbildung 3 ist die Entwicklung der EU-ETS relevanten Größen auf Grundlage des Basisszenarios von 2008 bis 2030 dargestellt.

 

eu ets entwicklung basisszenario

Abbildung 3: EU-ETS Entwicklung für das Basisszenario, Datengrundlage historische Daten: [1]

Der gesamte Überschuss (graue Linie) setzt sich aus dem Marktstabilitäts(MSR)-Volumen und der gesamten im Umlauf befindlichen Menge an Zertifikaten (TNAC – total number of allowances in circulation) zusammen. Der TNAC stellt die Menge der dem Markt direkt verfügbaren Zertifikate dar, während das MSR-Volumen die Menge an Zertifikaten abbildet, die dem Markt nicht zur Verfügung stehen. Der TNAC inkl. Luftverkehr (blaue Linie) bezieht zusätzlich die Luftverkehrszertifikate in die Berechnung mit ein. Dies wird bei der TNAC Berechnung nach [30] jedoch nicht berücksichtigt. Der TNAC liegt im Jahr 2030 bei knapp 510 Mio. Zertifikaten und hat sich somit gegenüber seinem Höchststand im Jahr 2014 um ca. 1,5 Mrd. Zertifikate verringert. Die in die MSR eingestellten Zertifikate betragen im Jahr 2022 über 3.000 Mio. tCO2-Äq. Im Jahr 2023 werden 2769 Mio. Zertifikaten aus der MSR gelöscht. Trotzdem bleibt der totale Überschuss über die gesamte Handelsperiode 4 bestehen und liegt im Jahr 2030 immer noch deutlich über 1 Mrd. Zertifikate. Die Reformen zeigen zwar somit Wirkung, sind aber dennoch nicht ausreichend um die in der Vergangenheit begonnen Fehler auszugleichen.

Die Ergebnisse wurden auf der 11. Internationalen Energiewirtschaftstagung (IEWT 2019) in Wien vorgestellt.

 

Literatur:

 [1]   Daten von https://www.theice.com/market-data. Atlanta, Georgia, U.S.: Intercontinental Exchange, Inc, 2017 
 [2]    European Union Emissions Trading System (EU ETS) data from EUTL: https://www.eea.europa.eu/ds_resolveuid/f1f4c856530a410f8e26941ea331a77b; Copenhagen Denmark: European Environment Agency (EEA), 2018.
 [3]   EU-Kommission: Veröffentlichung der Gesamtmenge der 2017 im Umlauf befindlichen Zertifikate für die Zwecke der Marktstabilitätsreserve im Rahmen des mit der Richtlinie 2003/87/EG eingerichteten EU-Emissionshandelssystems. Brüssel: EU-Kommission, 2018.

 

 

 

 
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