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Lastmanagement - neue Anforderungen und Einsatzfelder durch den Ausbau regenerativer Energien
(2011)
Distributed cogeneration units are flexible and suited to providing balancing power, thereby contributing to the integration of renewable electricity. Against this background, we analysed the technical potential and ecological impact of CHP (combined heat and power) systems on the German minutes reserve market for 2010, 2020 and 2030. Typical CHP plants (from 1 to 2800 kWel) were evaluated in relation to typical buildings or supply cases in different sectors. The minutes reserve potential was determined by an optimisation model with a temporal resolution of 15 min. The results were scaled up to national level using a scenario analysis for the future development of CHP. Additionally, the extent to which three different flexibility measures (double plant size/fourfold storage volume/emergency cooler) increase the potential provision of balancing power was examined. Key findings demonstrate that distributed CHP could contribute significantly to the provision of minutes reserve in future decades. Flexibility options would further enhance the theoretical potential. The grid-orientated operating mode slightly increases CO2 emissions compared to the heat-orientated mode, but it is still preferable to the separate generation of heat and power. However, the impacts of a flexible mode depend greatly on the application and power-to-heat ratio of the individual CHP system.
Die voranschreitende Umstellung des Energiesystems von einer "additiven Rolle" regenerativer Energien hin zu deren Dominanz wirft zahlreiche Fragestelllungen auf, für deren Beantwortung in zunehmendem Maße Modellierungsansätze gewählt werden. Vor diesem Hintergrund ist in den letzten Jahren eine große Anzahl von modellbasierten Szenarioanalysen des deutschen Energiesystems entstanden. Da sie zum Teil sehr unterschiedliche Ergebnisse erzielen, die nur schwer miteinander vergleichbar sind, erschwert dies die Weiterentwicklung des Zukunftswissens zur Energiewende und auch die gegenseitige Qualitätssicherung der Ergebnisse.
Vor diesem Hintergrund hat das Wuppertal Institut zusammen mit den Partnern Fraunhofer ISE und DLR das RegMex-Projekt durchgeführt. Ziel des Projektes war zum einen die inhaltliche Weiterentwicklung der Diskussion zur Ausgestaltung der Energiewende. Zum anderen sollte durch den Modellvergleich eine höhere Transparenz der teilnehmenden Modelle erreicht werden, um die Implikationen und Auswirkungen verschiedener Modellansätze besser differenzierten zu können.
Im Modellexperiment 1 wurden für zwei Szenarien (Zielszenario und Ambitioniertes Szenario) das Gesamtsystem mit Hilfe von drei Energiesystemmodellen und im Modellexperiment 2 das Stromsystem und flexible Sektorenkopplung mit Hilfe von vier Stromsystemmodellen modelliert. In einem weiteren Arbeitspaket wurden "Disruptive Elemente" identifiziert und analysiert, die gravierende Auswirkungen auf das Energiesystem haben können. Die Modellexperimente zeigen klar, dass die Einordnung und Interpretation von Modellergebnissen nicht losgelöst von den Modellen und deren methodischen Unterschieden erfolgen darf.
Wind energy that can neither be fed into the grid nor be used regionally must be curtailed. This paper proposes different options to deal with such surplus wind energy amounts in a time horizon until 2020. It assesses their ability to handle the surplus energy in a sustainable way using a multi criteria analysis. The paper bases on a study that was prepared for the Ministry for Climate Protection, Environment, Agriculture, Nature Conservation and Consumer Protection of North Rhine-Westphalia between 2010 and 2012.
Im Projekt KomRev werden effiziente Energienutzungs- und Versorgungskonzepte am Beispiel der Stadt Rheine entwickelt. Ziel war es, mit einer sinnvollen Vernetzung der Bereiche Strom, Wärme und Verkehr eine weitgehend CO2-"freie" Energieversorgung im Jahr 2050 zu erreichen. Das Forschungskonsortium bestand aus dem Solar-Institut Jülich der FH Aachen, dem Wuppertal Institut sowie dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt.
Das Ziel dieser Untersuchung war, das technische Regelleistungspotenzial von BHKW in Deutschland für die Jahre 2010, 2020 und 2030 zu bestimmen. Der Fokus lag auf den kleineren Leistungsbereichen für die objektscharfe Versorgung von Wohngebäuden sowie von gewerblichen Objekten (Nichtwohngebäuden). Ergänzend wurde exemplarisch eine größere BHKW-Anlage mit Wärmenetz und ein industrieller Anwendungsfall untersucht.
Energy storage is one option to provide the electricity grid with flexibility. Short-term storage can provide system services for power quality, whereas medium-term storage allows to shift significant amounts of energy over some hours up to days. Seasonal or long-term storage can, for example, be provided by the power-to-gas technology. Significant amounts of storage will be necessary, especially when a fully renewable supply is approached. New mechanisms are needed to ensure anticipatorily that sufficient flexibility is in the system at any time.
Der Ergebnisbericht dokumentiert in Kapitel 2 die in diesem Forschungsvorhaben durchgeführten Arbeiten an dem von der TU Delft entwickelten agentenbasierten Strommarktmodell EMLab-Generation, das als Open-Source Modell konzipiert ist. Einen zentralen Aspekt bildet die Übertragung des Modells, das ursprünglich die beiden Regionen CWE (Central-Western- Europe) und UK umfasste, auf ein Modell mit den beiden Regionen Deutschland und Europa (ohne Deutschland), im Wesentlichen in den Grenzen der EU28. Diese Übertragung ist die Grundlage für die Untersuchung unterschiedlicher Fragestellungen hinsichtlich der zukünftigen Entwicklung des Strommarkts in Deutschland innerhalb des europäischen Verbundnetzes bei hohen Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung.
Nach der Darstellung der konkreten Zielsetzung und der Grundlagen des vorhandenen Modells werden im Hauptteil (Kapitel 2.3) die eigenen Modellierungsarbeiten (Datenaufbereitung, Modellierung und "lessons learned") beschrieben. Im Anschluss erfolgt eine kurze Darstellung einer noch in Erarbeitung befindlichen Masterarbeit zur Berücksichtigung von Risikoaspekten innerhalb des Investitionsalgorithmus' von EMLab-Generation, die sich aus dem internationalen ABM-Workshop als offene methodische Fragestellung von Strommarktmodellen ergeben hat (Kapitel 2.4). Kapitel 2.5 gibt eine kritische Einschätzung der erreichten Modellierungsergebnisse sowie weitere mögliche Anwendungen der neu konzipierten Modellregionen.
Kapitel 3 gibt anschließend einen Überblick über die in diesem Vorhaben durchgeführten gemeinsamen Workshops zwischen TU Delft und Wuppertal Institut sowie den internationalen Workshop, an dem fünf Forschungseinrichtungen aus Deutschland sowie die TU Delft erstmals ihre Erfahrungen mit ABM-Strommarktmodellierung austauschten und methodischen Forschungsbedarf aufarbeiteten.
Der Bericht schließt mit einer kurzen Zusammenfassung sowie einem Ausblick auf weitere Forschungsarbeiten, mit denen die im Rahmen dieser Anbahnungsmaßnahme begonnene Kooperation zwischen Wuppertal Institut und TU Delft fortgesetzt werden soll.
Um Strom aus regenerativen Energien, der zeitweise nicht in das Stromnetz aufgenommen werden kann, nicht abregeln zu müssen, können neben dem Netzausbau auch verschiedene
Speichertechnologien eingesetzt werden. Hier wird ein Vergleich dieser Optionen hinsichtlich ihrer Eignung für einen nachhaltigen Umgang mit Stromüberschüssen angestellt. Dazu werden mit einer multikriteriellen Analyse (engl. Multi-Criteria Analysis, MCA) sowohl ökonomische als auch ökologische, soziale und technologischeKriterien herangezogen. Die MCA bildet ein wertvolles Werkzeug zur Entscheidungsfindung und dokumentiert einen transparenten und nachvollziehbaren Entscheidungsprozess. Dieser Artikel beschreibt die Struktur der MCA, die zur Bewertung genutzten Kriterien und insbesondere den Gewichtungsprozess, der einen wichtigen Aspekt der MCA darstellt.
Die Wahrung der Systemsicherheit muss perspektivisch von konventionellen Kraftwerken auf regenerative Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) verlagert werden. Diese sollen zukünftig Systemdienstleistungen übernehmen, um in zunehmendem Maße fluktuierende erneuerbare Energien (FEE) zu integrieren. Deutschland strebt an, im Jahr 2020 ein Viertel der elektrischen Energie aus KWK-Anlagen zu erzeugen. Damit werden diese Anlagen einen wesentlichen Teil der regelbaren Stromerzeugung ausmachen. Insbesondere die Erzeugung in dezentralen Blockheizkraftwerken (BHKW) wird zunehmen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob dezentrale Anlagen überhaupt nennenswert zur Systemstabilität beitragen können.
Nach § 65 Erneuerbare-Energien-Gesetz 2009 hat die Bundesregierung das EEG zu evaluieren und dem Bundestag bis zum 31.12.2011 und dann alle vier Jahre einen Erfahrungsbericht vorzulegen. Das den Erfahrungsbericht begleitende Forschungsvorhaben V "Integration der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und konventionellen Energieträgern" soll hierfür die Themenbereiche der systemtechnischen, rechtlichen und marktbezogenen Aspekte einer Transmission des Kraftwerkparks wissenschaftlich analysieren und vertiefen.
Die Untersuchung setzt auf dem aktuellen BMU-Leitszenario (2010) auf und betrachtet die Jahre 2010, 2020, 2030 und 2050 und Deutschland im Sinne eines Einpunktnetzmodells bzw. einer "netztechnischen Kupferplatte".
Für die Umsetzung der Energiewende und speziell den Ausbau erneuerbarer Energien sind nicht nur energiewirtschaftliche oder Klimaschutz-Kriterien maßgeblich. Zu einer umfassenden Nachhaltigkeitsbewertung gehört unter anderem auch die Ressourcenbewertung. Hier ist unstrittig, dass die Gesamt-Ressourceninanspruchnahme eines Energiesystems generell erheblich niedriger ist, wenn dieses nicht auf fossilen, sondern auf erneuerbaren Energien basiert (und dabei nicht hauptsächlich auf Biomasse ausgerichtet ist). Bisher wurde jedoch insbesondere der Verbrauch und die langfristige Verfügbarkeit der mineralischen Rohstoffe, die in der Regel zur Herstellung von Energiewandlern und Infrastruktur benötigt werden, wenig untersucht.
Im Rahmen des Projekts KRESSE wurde daher erstmals analysiert, welche "kritischen" mineralischen Rohstoffe für die Herstellung von Technologien, die Strom, Wärme und Kraftstoffe aus erneuerbaren Energien erzeugen, bei einer zeitlichen Perspektive bis zum Jahr 2050 in Deutschland relevant sind. Die Einschätzung als "kritisch" umfasst dabei die langfristige Verfügbarkeit der identifizierten Rohstoffe, die Versorgungssituation, die Recyclingfähigkeit und die Umweltbedingungen der Förderung. Die Studie macht deutlich, dass die geologische Verfügbarkeit mineralischer Rohstoffe für den geplanten Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland grundsätzlich keine limitierende Größe darstellt. Dabei kann jedoch möglicherweise nicht jede Technologievariante unbeschränkt zum Einsatz kommen.
Der angestrebte starke Ausbau Erneuerbarer Energien (EE) für die Stromerzeugung wird bisher hauptsächlich mit der Frage verbunden, wie schnell und umfangreich die Stromnetze ausgebaut werden müssen und in welchem Umfang es welcher neuer Energiespeicher bedarf. Die mögliche große Bedeutung, die die bestehenden Gasnetze und -speicher für den EE-Ausbau und ihre Integration via Einspeisung von Wasserstoff oder auch synthetischem Methan aus EE-Strom haben können, findet dagegen nur wenig Berücksichtigung. Es wird zwar z. B. in der dena Netzstudie II für das heutige Erdgasnetz ein sehr großes, noch unerschlossenes Potenzial als "Stromspeicher" in Höhe von umgerechnet 130 Mrd. kWhel ausgewiesen. Gleichwohl wurde das Erdgasnetz nicht in die Berechnungen der dena Netzstudie mit einbezogen. Durch eine synchrone aber räumlich getrennte Kombination von "Stromspeicherung" (Power-to-Gas) und Stromerzeugung (Gas-to-Power) könnten die bestehenden Gasinfrastrukturen prinzipiell aber auch für einen weiträumigen "Stromtransport" genutzt werden. Diese Option wird vor dem Hintergrund des stockenden Stromnetzausbaus auf ihre Machbarkeit und Synergieeffekte mit dem Stromnetzausbau hin untersucht.
Dazu werden im Rahmen dieser Studie folgende Leitfragen bearbeitet:
Wie wird aus heutiger Sicht (Metaanalyse) der Bedarf für den Ausbau des Stromnetzes und an Energiespeichern sowie die Rolle von Power-to-Gas gesehen? Welche technischen Potenziale und Synergieeffekte bietet die bestehende Gasinfrastruktur in Deutschland für eine Entlastung des Stromnetzausbaus? Welche Kosten sind damit heute und in Zukunft verbunden und welche Kosten können dadurch ggf. reduziert werden? Welche Hemmnisse sind zu beachten und wie können sie ggf. überwunden werden?