12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
Tel: 05522919170
1
Die dominierende Rolle bivalenter Power-to-Heat-
Anlagen im zukünftigen Energieversorgungssystem
Berlin, 11. 6. 2018
Heinz Wenzl
Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal
12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
Tel: 05522919170
2
Die Kernaussagen:
Power to Heat und vor allem duale Power to Heat-Anlagen sind nach dem Ausbau
der Netze und der Installation weiterer PV- und Windkraftanlagen die wichtigsten
Komponenten der Energiewende, weit vor allen Arten von Stromspeichern,
Elektromobilität und Power to Gas. Der Grund:
Vergleichsweise sehr geringe Investitionskosten, hohe Leistungsgradienten,
keine Mindestlaufzeiten oder Mindeststillstandszeiten und leichte Einbindung in
thermische Systeme
Hoher Bedarf für thermische Energie ohne enge Korrelation an EE-Einspeisung
Zur Vermeidung zusätzlicher Kraftwerkskapazität darf Power to Heat aber nicht
die maximale Netzlast erhöhen – es müssen vor allem duale Energiesysteme
installiert werden.
Zur Sicherstellung aller Netzdienstleistungen eignen sich 4-
Quadrantenkraftwerke mit leistungsorientierten Batterien – Überbrückungszeit
von wenigen Minuten reichen.
Zusammenfassung Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal
3
Potentiale elektrochemischer Speicher in elektrischen Netzen in Konkurrenz zu anderen Technologien und Systemlösungen
• Projektlaufzeit: 01.11.2012 bis 31.10.2015
• Förderung durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
• Informationen unter: www.espen-projekt.de
Das Projekt ESPEN
12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Gliederung
Residuallastgänge und Jahresganglinien
Was kann man daraus lernen?
Die Sicht eines Planers
Bereitstellen ausreichender Stromproduktion und Netzstabilität zu jedem
Zeitpunkt
Unterschiedliche Betriebszustände des zukünftigen Stromversorgungssystems
3 „unproblematische“ Betriebszustände
Sehr hohe negative oder positive Residuallast, hohe Gradienten;
Notwendigkeit für hochdynamische Gasmotorenkraftwerke
Wechsel zwischen positiver und negativer Residuallast,
Weitgehende Unabhängigkeit der Planungsdaten von den Annahmen zur
Berechnung von Residuallastgängen
Bivalente Wärmesysteme als Komponente von zukünftigen Energiezentralen
Das vier-Quadranten-Kraftwerk als Basis der zukünftigen Energieversorgung!
Institut für Elektrische Energietechnik
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4
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Lastverlauf 2012 und Einspeiseleistung von PV, Wind und anderen erneuerbaren
Stromerzeugern aus Daten der Übertragungsnetzbetreiber aus 2013.
Hochrechnungen:
Gleicher Lastverlauf wie 2012
Einspeiseleistung für die Jahre 2020 und 2030 unter Verwendung der Daten aus
ESPEN (NEP2013, Szenario B) und für die Folgeperioden mit einer Zuwachsrate
wie von 2020 auf 2030, jeweils 167 %. Bezeichnung mit X1 bis X5, die
Zuordnung von Jahresdaten vermittelt eine nicht vorhandene
Prognosegenauigkeit.
Um die Problematik der unsicheren Prognose zu behandeln, haben wir für das
Jahr 2030, das wir als Referenzjahr verwenden, folgende Anpassung
durchgeführt:
Modifikation der Residuallastgänge 2030 durch Addition von statistisch erzeugten
Lastveränderungen: +/- 2, 4, 6, 8 und 10 GW
Verwendung von Zusatzlasten, so dass die Jahresganglinie 2030 – 328 Stunden
negativer Residuallast – auch für die Jahre X1 bis X5 immer gleich bleibt. Als
Zusatzlasten wurden Wärmebedarfsabschätzungen für das Jahr 2030 aus
ESPEN verwendet.
Basis der Auswertungen
Institut für Elektrische Energietechnik
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Residuallastgänge Jahresganglinien
Residuallastgänge und Jahresganglinien
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-40
-20
0
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80Residuallast 2030
[h]
[GW
]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-40
-20
0
20
40
60
80Residuallast 2030 (+/-2GW)
[h]
[GW
]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-40
-20
0
20
40
60
80Residuallast 2030 (+/-4GW)
[h]
[GW
]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100Dauerlinien Prognose
[h]
[GW
]
2012 2020 2030 X1 X2 X3 X4 X5
Diese Jahresganglinien wird
es wegen PtX und Last-
management nicht geben!
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2012 2020 2030 X1 X2 X3 X4 X5
Anzahl positiver
bzw. negativer
Residuallastgänge 0 13 83 178 402 390 385 332
PMax.[GW] 73,80 71,94 70,61 69,39 68,68 67,69 66,56 65,28
PMin.[GW] 13,84 -9,20 -24,07 -46,30 87,29 149,13 -242,40 -383,09
Gesamtdauer der
negativen
Residuallast [h] 0 37 328 1188,5 3089,5 4810,5 5873,75 6588,25
Gesamtdauer der
negativen
Residuallast [%] 0 0,42 3,74 13,53 35,27 54,91 67,05 75,21
+ Histogramme über Dauer, maximaler Leistung und Energieinhalt von Phasen
positiver und negativer Residuallasten
Residuallastgänge und Jahresganglinien Institut für Elektrische Energietechnik
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Die Sicht eines Planers
Aufgabe: Bereitstellen ausreichender Stromproduktion und Netzstabilität zu jedem
Zeitpunkt
Es gibt keinen Normalzustand des Stromversorgungsystems sondern vier
unterschiedliche Betriebszustände des zukünftigen Stromversorgungssystems.
Die Sicht eines Planers
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4 Zustände des Energieversorgungssystems der Zukunft:
1. Sehr gute Bedingungen für PV- und Windkraft – „Überschussstrom“
2. Die lange Dunkelflaute
3. Leistungsgradienten der Residuallast
4. Lange Phasen geringer positiver oder negativer Residuallast oder
Nutzung von Strom zur Dekarbonisierung des Energieversorgungssystems
(Wärme- und Mobilitätssektor, Power to Gas, PtX) oder
Residuallast ist Null.
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Die Sicht eines Planers Institut für Elektrische Energietechnik
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Sehr gute Bedingungen für die Stromerzeugung aus PV- und
Windkraftanlagen – hoher „Überschussstrom“
Hohe negative Residuallast
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1. Kein technisches Problem
PV- und Windkraftanlagen können nach
Ausschöpfung aller
Lastmanagementpotentiale und neuen
Stromanwendungen wie Power to Heat
und Elektromobilität schnell und
dynamisch ihre Ausgangsleistung
verändern.
2. Es gibt genügend Leistungsreserven für
alle Netzdienstleistungen.
3. Es handelt sich um seltene Ereignisse pro
Jahr mit kurzer Dauer – nach Ausreizen
aller Möglichkeiten zur energetischen
Nutzung des Stromangebots.
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100Dauerlinien Prognose
[h]
[GW
]
2012 2020 2030 X1 X2 X3 X4 X5
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• Auswertung der Residuallast (Last –
EE-Erzeugung) für ganz Deutschland
im Jahr 2030
Quelle: Energie-Forschungszentrum Niedersachsen
Positive Residuallast für
eine Dauer von 950 h mit
maximaler Leistung von
ca. 70 GW und einem
Gesamtenergiebedarf von
ca. 33 TWh.
Hohe positive Residuallast
Dunkelflaute – Deckung aus Stromspeichern?
Überbrückungsdauer und gespeicherte Energie:
• Kein Simulationsergebnis, sondern
Daseinsfürsorge
• Wie jetzige strategische Erdölreserve
für 90 Tage?
• Kosten pro kWh inkl. langfristiger
Energiespeicherung so klein wie möglich!
Lösung: Kraftwerke mit stofflich gespeicherter Energie
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Dunkelflaute – Deckung aus Stromspeichern?
1. Wie voll sind die Speicher bei Beginn der Dunkelflaute?
2. Wie voll müssen die Speicher am Ende sein, um eine nachfolgende
Dunkelflaute überbrücken zu können?
3. Speicher, die für die längste Dunkelflaute des Jahres benötigt werden, werden
nur einmal pro Jahr entladen.
Kosten der entnommenen Energie pro kWh?
Die Auslegung ist keine technische Fragestellung sondern eine Frage der
Daseinsfürsorge. Als Anhaltspunkt für den erforderlichen Energievorrat:
Die strategische Erdölreserve Deutschlands deckt 90 Tage Verbrauch ab, die
kommerzielle Erdgasreserve ca. 75 Tage.
Hohe positive Residuallast
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Dunkelflaute – Deckung aus Speichern?
1. Die einzig mögliche Lösung scheinen Kraftwerke mit stofflich gespeicherter
Energie zu sein – Erdgas, Erdöl oder synthetische Energieträger aus PV- und
Windkraftanlagen.
2. Die Betriebszeiten von Kraftwerken werden immer kürzer. Der Begriff
„Grundlastkraftwerk“ hat keine Bedeutung mehr.
3. Grundlastkraftwerke wie Braunkohle- und Kernkraftwerke passen nicht mit
dem Ausbau von PV- und Windkraftanlagen zusammen. Derartige Kraftwerke
können wirtschaftlich nicht gegen PV- und Windkraftanlagen konkurrieren, weil
diese keine variablen Kosten der Stromproduktion haben – solange der Bau
aus Gründen des Klimaschutzes gefördert wird.
4. Die Festlegung der Gesamtleistung des Kraftwerkparks auf einen Maximalwert
ist viel kostengünstiger als die Festlegung des Gesamtenergieinhalts von
Speichern auf den Maximalwert.
Hohe positive Residuallast
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Institut für Elektrische Energietechnik
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Der Residuallastgang im Jahr 2050
Maximaler Residuallastgangsgradient innerhalb von 4 Stunden am 16.9.2050
Schematische
Darstellung des
Erzeugungsgangs des
jetzigen Kraftwerkparks
Hohe Leistungsgradienten
Leistungsgradienten
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Leistungsgradienten
Nicht die fluktuierende Einspeisung von PV- und Windkraftanlagen ist das
Problem, sondern die mangelnde Fähigkeit des Kraftwerkparks, dem
Residuallastgang zu folgen.
Anforderungen an die Kraftwerke der Zukunft:
1. Wenige Minuten Startzeit
2. Wenige Minuten Abschaltzeit
3. Keine Mindestlauf- und Mindeststillstandszeiten
4. Keine Mindestleistung
5. Viele (deutlich über hundert pro Jahr) Start-Stop-Vorgänge ohne
Zusatzverschleiß
6. Hoher Wirkungsgrad und hoher Teillastwirkungsgrad
7. Hohe Leistungsgradienten
Hohe Leistungsgradienten
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Leistungsgradienten der Residuallast
Nicht die fluktuierende Einspeisung von PV- und Windkraftanlagen ist das
Problem, sondern die mangelnde Fähigkeit des Kraftwerkparks, dem
Residuallastgang zu folgen.
Kommerzielle, modular aufgebaute Gasmotorenkraftwerke (250 MW in Estland,
200 MW für Stadtwerke Kiel und 100 MW für Stadtwerke Mainz, beide im Bau)
erfüllen diese Anforderungen.
Gasmotorenkraftwerke können bei Preisen unterhalb der variablen
Brennstoffkosten sehr schnell ausgeschaltete und sehr schnell wieder
eingeschaltet werden können.
Bei einem Kraftwerkspark basierend auf Gasmotorenkraftwerken gibt es keine
negativen Strompreise.
Hohe Leistungsgradienten
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„Überschussstrom“ – Ausschnitt aus Residuallastgang für 2030
Leistung: Zwischen +10 und – 10 GW, Dauer 30,25 h
Stromspeicher können Betriebszeiten von Kraftwerken vermindern – zur
Abdeckung der maximal zu erwartenden Dunkelflaute ist der Kraftwerkspark aber
notwendig und kann durch den Speichereinsatz nicht verringert werden.
Stromspeicher müssen mit ihren Vollkosten gegen die variablen Kosten von
Kraftwerken konkurrieren!
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100 120 140
Resid
ualla
st
(GW
)
Zeit –15-Minutenintervalle
Geringe Residuallast
Phasen geringer positiver und negativer Residuallast
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Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal
12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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„Wie kann man Phasen aus negativer Residuallast vermeiden:
Sie treten ab diesem Jahr auf, sind selten und haben kurze Dauern.
Wenn sie durch Lastmanagement und PtX in diesen Phasen energetisch sinnvoll
genutzt werden, dann sind sie auch in der Zukunft selten und kurz.
Anforderungen:
1. Geringe Investitionskosten, weil die Betriebszeiten gering sein werden,
und leichte Integration in lokale Energieversorgungsysteme an vielen Orten,
Spannungsebenen, etc.
Beste Lösung: Power to Heat
2. Maximale Nutzung der installierten Leistung für die Aufnahme von Energie
durch Abgabe der aufgenommenen Energie unabhängig von der
Stromerzeugung.
- Nachteil von Stromspeichern, weil diese nach einer Ladung in einer Phase
negativer Residuallast auf eine ausreichend lange Phase positiver Residuallast
warten müssen, um entladen werden zu können.
- Vorteil von Power to Heat und Power to Gas!
Phasen geringer positiver und negativer Residuallast
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Geringe Residuallast Institut für Elektrische Energietechnik
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12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Energieinhalt [GWh]
2030
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max. Leistung [GW]
2030
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ga
rith
mis
ch
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Häu
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Dauer [h]
2030
Lo
gari
thm
isch
e S
kala
Fazit: Stromspeicher mit einer Überbrückungszeit von 15 Minuten können bis zu 83-
mal pro Jahr teilzyklisiert werden, alle anderen Speicher seltener. Der maximale
Energieinhalt bzw. die maximale Leistung dafür kann aus dieser Analyse nicht
abgeleitet werden.
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Dauer [h]
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figk
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Dauer [h]
2030 (+/- 4 GW)
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1 2 3 4 5 6 7 8 9
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d g
röß
er
Häu
figk
eit
Dauer [h]
X2 + Wärmebedarf 2030
Die Häufigkeitsverteilungen bzgl.
Dauer der Phasen mit negativer
Residuallast (hier dargestellt)
• Energieinhalt pro Phase und
• maximaler Leistung pro Phase
unterscheiden sich kaum zwischen
• 2030 (Daten aus ESPEN
• 2030 +/- mehrere GW statistische
Abweichung (hier +/- 4 GW dargestellt)
und
• bei massivem Einsatz von Power to Heat
(hier X2, entsprechend ca. 2050
dargestellt).
• Lediglich die Zahl der Phasen mit
negativer Residuallast nimmt zu. ´dem
Zeitpunkt X2 – ca. 2050
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12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Warum Power to Heat statt Stromspeicher, Power to Gas und anderen
Möglichkeiten, Strom zu verwenden:
Stromspeicher müssen vor der nächsten Ladung in einer Phase mit positiver
Residuallast entladen werden. Das beschränkt die Zyklenzahl.
Stromspeicher verdrängen Betriebszeiten von Kraftwerken, aber vermindern
nicht deren installierte Gesamtleistung. Stromspeicher konkurrieren somit mit
ihren Vollkosten gegen die variablen Kosten der Kraftwerke. Solange fossile
Energieträger für irgendeine Energieanwendung noch benötigt werden, macht
es keinen Sinn, sehr teuer Brennstoffe zu verdrängen oder Power to Gas
großflächig einzusetzen.
Power to Heat ist preiswert zu installieren und in Gesamtsysteme zu
integrieren.
Power to Gas ist energetisch ungünstig – erst am Ende der Nutzung fossiler
Energieträger sinnvoll.
Geringe Residuallast Institut für Elektrische Energietechnik
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12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Duale Energiesysteme, damit keine weiteren Kraftwerke gebaut werden müssen!
Bivalente Energiesysteme – 4Q-Kraftwerk
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-40
-20
0
20
40
60
80
100
120
140Residuallast X1 + Wärmebedarf 2030
[h]
[GW
]
Simulationsdetails:
• Basis 2030 (Last- und Einspeisegänge 2012, NEP 2013 Szenario B)
• Erhöhung der Einspeisung um 167 % (gleicher Faktor wie zwischen 2020 und
2030)
• 46 % des Wärmebedarfs aus ESPEN für 2030 wird durch Strom (1 kWhel = 1
kWhtherm, ersetzt.
Als Alternative zu dualen Wärmesystemen: Wir können auch den jetzigen
Gebäudebestand durch thermisch hoch effiziente Gebäude ersetzen.
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12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Phasen geringer positiver und negativer Residuallast
Wie stellen wir Systemdienstleistungen in Betriebsphasen ohne
Wirkleistungsbedarf auf Basis von Kraftwerken zur Verfügung?
Vorschlag: 4-Quadranten-Kraftwerk oder Speicher-Kraftwerk
mit elektrochemischen Speichern kurzer Überbrückungszeit (max. ca. 1
Stunde, Ca. 5 Minuten wären ausreichend)
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Bivalente Energiesysteme – 4Q-Kraftwerk Institut für Elektrische Energietechnik
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Öffentliches Stromnetz
Brennstoff-
bevorratung
oder Gasnetz
Gasmotoren-
kraftwerk*
Batterie
Vierquadranten - Kraftwerk
Betriebliches Wärmenetz. ggf. mit zusätzlichem Wärmespeicher
Betriebliches Stromnetz
Elektrisch
betriebener
Heizkessel
Zähler
Zähler
Zähler
Zähler
4-Quadranten-Kraftwerk
*ggf. mit Synchrongeneratoren,
die zur Bereitstellung von Kurz-
schlussleistung mitlaufen können
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Brennstoff-
befeuerter
Heizkessel
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Wirkleistung
Blin
dle
istu
ng
Ku
rzsc
hlu
ssle
istu
ng
PN
Die Regelleistung, die bereitgestellt werden kann, hängt vom Betriebspunkt
und der Betriebsstrategie ab, bei KWK-Anlagen zusätzlich von der Größe des
Wärmespeichers und der Möglichkeit und Geschwindigkeit, mit der die
Wärmeauskopplung unterbrochen werden kann.
Elektrodenkessel
Batteriespeicher
Schematische Darstellung eines 4-Quadranten Kraftwerks mit Batterie,
Elektrodenkessel, und mehreren Gasmotoren
Modulares
Gasmotorenkraftwerk
4-Quadranten-Kraftwerk Institut für Elektrische Energietechnik
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Die Zusammenschaltung aller Komponenten ist eine komplexe, aber
ingenieurtechnisch konventionelle Aufgabe. Wie aber werden die einzelnen
Anlagenteile betrieben?
Ausgehend von einem digitalen Netzmodell und einer Netzberechnung*:
1. Lastfluss am Netzübergabepunkt auf Basis aller nicht schaltbarer
Verbraucher und Erzeuger in Zeitschritten für den nächsten Tag berechnen.
2. Werden Spannungsgrenzen verletzt, Betriebsmittel überlastet,
Kurzschlussleistung im richtigen Bereich bereitgestellt?
3. Schaltbare Lasten und Erzeuger in geeigneten Gruppen addieren, bis die
Einsatzgrenzen der maximal und minimal zulässigen Leistungen
(Gleichzeitigkeitsfaktoren) feststehen.
4. Strukturen schaffen, mit denen die Einhaltung der Grenzen erreicht wird.
5. Maximierung der Erträge durch Angebotsstrategie auf allen Energiemärkten.
4-Quadranten-Kraftwerk
*Vorschlag in Anlehnung an Tobias Hess, TU Dresden
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Die Kernaussagen:
Power to Heat und vor allem duale Power to Heat-Anlagen sind nach dem Ausbau
der Netze und der Installation weiterer PV- und Windkraftanlagen die wichtigsten
Komponenten der Energiewende, weit vor allen Arten von Stromspeichern,
Elektromobilität und Power to Gas. Der Grund:
Vergleichsweise sehr geringe Investitionskosten, hohe Leistungsgradienten,
keine Mindestlaufzeiten oder Mindeststillstandszeiten und leichte Einbindung in
thermische Systeme
Hoher Bedarf für thermische Energie ohne enge Korrelation an EE-Einspeisung
Zur Vermeidung zusätzlicher Kraftwerkskapazität darf Power to Heat aber nicht
die maximale Netzlast erhöhen – es müssen vor allem duale Energiesysteme
installiert werden.
Zur Sicherstellung aller Netzdienstleistungen eignen sich 4-
Quadrantenkraftwerke mit leistungsorientierten Batterien – Überbrückungszeit
von wenigen Minuten reichen.
Zusammenfassung Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal
12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
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Solange
• die Kosten der Energiewende von Stromabnehmern statt den Abnehmern von
Kohle, Gas und Erdöl bezahlt werden und
• die Netzkosten auf die bezogene Energiemenge statt als fester Sockelbetrag
umgelegt werden
wird das alles nicht passieren und die Energiewende wird scheitern.
Die wichtigsten Ergebnisse aus ESPEN
Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal
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12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];
Tel: 05522919170
Ich hoffe, ich konnte Sie überzeugen und/oder neue
Sichtweisen eröffnen.
Danke für Diskussionen, Ausarbeitungen, Simulationen und Informationen an
Dipl.-Ing. Verena Spielmann, das Projektteam von ESPEN, sowie Jonas
Hofheinz, Christoph Klaas und Hareth AlAshwal.
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Institut für Elektrische Energietechnik
der TU Clausthal