Search

Newly industrialized countries face major challenges to comply with the Paris treaty targets as economic growth and prosperity lead to increasing energy demand. Our paper analyses technological and structural options in terms of energy efficiency and renewable energies for a massive reduction of energy-related CO2 emissions in Latin America. Brazil and Mexico share similar growth prospects but differ significantly with respect to renewable energy potentials. We identify, how this leads to different transformation pathways. By applying and energy system balancing model we develop normative energy system transformation scenarios across the heating, power, and mobility sectors, including their potential interactions. The normative scenarios rely on three basic strategies for both countries: (1) strong exploitation of efficiency potentials, (2) tapping the renewable energy potentials, and (3) sector coupling and electrification of heat supply and transport. Despite economic growth, significant CO2 emission reductions could be achieved in Brazil from 440 Gt/a (2.2 t/cap) in 2012 to 0.4 Gt (2 kg/cap) in 2050 and in Mexico from 400 Gt/a (3.3 t/cap) to 80 Gt (0.5 t/cap). Our study shows the gap between existing policy and scenarios and our strategies, which provide an economically feasible way to comply with the Paris treaty targets.

This work addresses the role of an enhanced integration of the power, heat and transport sectors in future energy supply systems with high shares of intermittent renewable power generation. Such integration is realized by technological linkages between the sectors, e.g. through combined heat and power (CHP) generation, electric heat pumps and electric vehicles. The analysis is focused on their application in Germany, and relies on a comprehensive and multi-step modelling approach.

Eine stärkere Verknüpfung von Strom-, Wärme-, Verkehrs- und Gassektor kann einen wesentlichen Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten. So können beispielsweise durch ein gesteuertes Laden von Elektrofahrzeugen, sowie einen optimierten Betrieb von Wärmepumpen und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen der Bedarf nach regelbaren Kraftwerken gesenkt, und Erzeugungsspitzen aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen in höherem Maße genutzt werden. Im Zentrum des Vortrags steht die Analyse des wirtschaftlichen Potenzials verschiedener Sektorenkopplungstechnologien in einem überwiegend auf fluktuierenden Quellen basierenden Energieversorgungssystem in Deutschland. Die Untersuchungen stützen sich auf die Anwendung des DLR-Energiesystemmodells REMix, und behandeln auch die Frage, wie die Sektorenkopplung mit anderen Technologieoptionen, z.B. einem erweiterten Stromnetzausbau und dem Import regelbaren erneuerbaren Stroms, wechselwirkt.

Dieser Beitrag bietet Einblick in die Entwicklung und Anwendung einer Methodik zur Ermittlung von normativen Energieversorgungsszenarien. Im Fokus steht dabei eine sektorenübergreifende Betrachtung von Transformationspfaden hin zu einer überwiegend oder vollständig auf erneuerbaren Quellen basierenden Energieversorgung. Durch Anwendung des zeitlich und räumlich hoch aufgelösten Energiesystemmodells REMix wird der kostenminimale Kraftwerkspark, sowie der Bedarf an Speichern und Netzen im Zieljahr 2050 ermittelt, und die Wechselwirkung verschiedener Technologien und Sektoren analysiert. Die REMix-Ergebnisse bilden die Grundlage für die Ableitung eines Transformationspfades mit dem Simulationsmodell MESAP-PlaNet. Die so erweiterte Methodik wird hier in zwei Fallstudien für die Kanarischen Inseln und Brasilien angewendet.

Die Entwicklung robuster Strategien zur Reduktion industrieller Treibhausgasemissionen setzt detaillierte Analysen des Prozesswärmebedarfs voraus. Für die Einbindung erneuerbarer Energien in die industrielle Wärmeerzeugung ist dabei die Unterscheidung verschiedener Temperaturniveaus insbesondere im Prozesswärmebereich entscheidend, da die meisten erneuerbaren Technologien Wärme nur bis zu einer gewissen Temperatur bereitstellen können.

Ziel der Studie war es, potenzielle Einsatzbereiche und Infrastrukturen für eine künftige Nutzung von Wasserstoff in Baden-Württemberg zu identifizieren und die monetären sowie klimarelevanten Wirkungen darzustellen. Eine Kommerzialisierung ist voraussichtlich zuerst im Verkehrssektor möglich, weitere Marktpotenziale in der Erdgas- und Chemieindustrie sowie zur Rückverstromung werden erst nach 2030 gesehen. Derzeit existieren erste Kleinserien für Brennstoffzellenfahrzeuge, auf Basis derer die Markthochlaufphase in der kommenden Dekade stattfinden könnte. Die erfolgreiche Einführung der Wasserstoffnutzung ist sehr stark abhängig von der Entwicklung der Technologie- und Betriebskosten, des vorhandenen Tankstellennetzes und der Effizienz der Energieumwandlung. Diese Studie arbeitet daher mit zwei Szenarien, einem „konservativen“, in dem ein signifikanter Markthochlauf erst nach 2030 erfolgt, und einem „ambitionierten“, in dem im Jahr 2030 bereits 140.000 Brennstoffzellen-Pkw auf den Straßen Baden-Württembergs fahren, mit zusätzlich bis zu 900 brennstoffzellenbetriebenen Stadtbussen und 50 Triebfahrzeugen für den Schienenpersonennahverkehr. Das ambitionierte Szenario würde die Treibhausgasemissionen im Land um rund 200 kt CO2 pro Jahr mindern. Dies ergibt sich aus der Betrachtung sowohl der Strombereitstellung für die Elektrolyseure als auch der Substitution konventioneller Antriebe in den Fahrzeugflotten. Die Emissionsminderung im Verkehr beläuft sich dabei auf rund 380 kt CO2, während die Annahme einer flexiblen, d.h. sich in einem definierten Rahmen an den Grenzkosten der Stromerzeugung orientierenden Nutzung des Strommixes für die Wasserstoffelektrolyse zu zusätzlichen Emissionen im Stromsektor von rund 180 kt CO2 führt.

This talk investigates to what extend demand side management (DSM) can play a significant role in future energy markets and can help to integrate large shares of renewable energy into the energy system. Based on results of recent studies at the DLR System Analysis Group the presentation addresses three topics. In the first part it analyzes the technical potential for demand side Management. The second part investigates how demand side management will be used in future energy systems. The role of load managment in balancing and intraday markets is investigated as well as the potential for integration of renewables in the spot market are analyzed. In the final part potential game changers to the application of DSM and long term impact of DSM on the energy system are outlined.

Das Ziel des Vorhabens war die Ermittlung des Einsatzpotenzials unterschiedlicher Lastausgleichsoptionen in einem zukünftigen Stromversorgungssystem bei steigendem Anteil der Stromerzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien. Dabei waren neben dem Einsatz von Stromspeichern auch die Möglichkeiten und Grenzen verschiebbarer Lasten, des Stromtransports im transeuropäischen Verbund und des stromgeführten Betriebs dezentraler KWK-Anlagen mit Wärmespeicher zu untersuchen. Das am DLR entwickelte Energiesystemmodell REMix wurde um die entsprechenden Technologiemodelle erweitert. Für Europa konnte gezeigt werden, dass in den untersuchten Szenarien bei angepasstem Netzausbau ein Ausbau neuer Speicherkapazitäten unterbleibt und die Überschüsse aus fluktuierender Stromerzeugung deutlich reduziert werden. Langzeitspeicher werden nur bei konservativ begrenztem Netzausbau, wie er z.B. aus Akzeptanzgründen auftreten könnte, eingesetzt. In Detailsimulationen zum Lastausgleich in Deutschland wurden ausgehend von den Europaszenarien zusätzlich zu Langfristspeichern folgende Optionen des Lastausgleichs untersucht: a) Flexibilisierung des KWK-Betriebs mit thermischen Speichern, konventionellen und elektrischen Spitzenlastkesseln, b) Lastmanagementoptionen einschließlich flexibilisierter Wärmepumpen und Ladesteuerung für Elektrofahrzeuge und c) modellendogener Zubau von Mittelfristspeichern. Damit konnte die Funktionen des erweiterten Modells REMix demonstriert und erste Erkenntnisse zur zukünftigen Rolle von Lastausgleichsoptionen und zu Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr gewonnen werden.

Als eine Ausgleichsoption für die schwankende Netzeinspeisung fluktuierender erneuerbarer Energien (EE) ist auch das Lastmanagement (LM) in der Diskussion. Darunter versteht man eine Anpassung des Strombedarfs an die Erzeugung durch Lastverschiebung, Lastzuschal-tung oder Lastabschaltung mit dem Ziel, die Nutzung der Kraftwerks- und Netzkapazitäten zu optimieren. Grundlage einer Bewertung der möglichen Rolle des Lastmanagements in einem Energiesystem mit hohen EE- Anteilen ist die Identifizierung und Quantifizierung flexibler Lasten. In diesem Beitrag werden Vorgehensweise und Ergebnisse einer Abschätzung der theoretischen Lastmanagementpotenziale in Europa und Nordafrika (EUNA) vorgestellt. Da-bei werden auch deren zeitliche Verfügbarkeit und räumliche Verteilung in Betracht gezogen. Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich Mindestpotenziale der Lastreduktion von 59 GW und der Lasterhöhung von 73 GW. Diese verteilen sich auf alle Bedarfssektoren – Industrie, Haushalte und Tertiärsektor – und unterliegen teilweise starken jahres- und tages-zeitlichen Schwankungen.