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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.

Balancing of intermittent renewable power generation from wind and solar energy is one of the central challenges within the energy system transformation towards a more sustainable supply. This work addresses the potential role of flexible electric loads and power-controlled operation of combined heat and power (CHP) plants in meeting increasing balancing needs in Germany. It conducts an enhancement of the cross-sectoral REMix model, which is designed for the preparation and assessment of energy supply scenarios based on a system representation in high spatial and temporal resolution. The analysis is composed of three fundamental parts. The first part is dedicated to the quantification of theoretical potentials for demand response (DR), district heating (DH) and industrial CHP in Europe. Special attention is given to the geographic distribution of potentials, as well as the derivation of hourly heat and electricity demand profiles. In the second part, the linear optimization model within REMix is extended by DR and the heating sector, enabling economic assessments of the balancing function of flexible electric loads and power-controlled heat supply. In the third part, REMix is applied to assess the future energy supply in Germany, making use of the model enhancements and identified potentials. In order to account for different renewable energy (RE) and grid capacity development paths, as well as transport and heat sector structures, nine scenarios are considered. For each scenario, least-cost dimensioning and operation of DR capacities, as well as heat supply systems are evaluated. According to the REMix results, the application of DR is mostly limited to short time peak shaving of the residual load. This implies that its focus is on the provision of power, not energy. As a consequence of different cost structures, the exploitation of available DR potentials is attributed almost exclusively to industrial and commercial sector loads, whereas those in the residential sector are hardly accessed. The model results indicate that the temporal availability of DR potentials, as well as their characteristic intervention and shift times are particularly suited for a combination with PV power generation. In the simulations, power-controlled heat supply has proven to be an effective measure to increase RE integration. It is achieved by a modified operation pattern of CHP and - to a lower extent - heat pumps (HP) enabled by thermal energy storage (TES) on the one hand, and an utilization of surplus power for heating purposes on the other. Due to the greater potential and thus longer storage times of TES, as well as the comparatively low investment costs of electric boilers, an enhanced coupling between power and heat sector is found to be especially favorable in combination with wind power utilization. Load shifting across all sectors provides substantial amounts of positive balancing power, which can substitute other firm generation capacity. The highest load reduction is achieved by controlled electric vehicle charging, lower contributions come from adjusted HP operation and other DR. As a consequence of higher RE integration, load shifting and power-controlled heat supply can contribute substantially to CO2 emission reductions in Germany. However, this is only the case if the additional balancing potentials are not applied as well for an economically motivated shift in power generation from low-emitting to high-emitting fuels. Furthermore, load flexibility and enhanced power-heat-coupling can enable energy supply cost reductions, arising from the substitution of back-up power plant capacity on the one hand, and a more cost-efficient power and heat supply on the other. The model application reveals that electric load shifting and power-controlled CHP operation are not competing but complementary measures in the realization of higher RE integration and lower back-up capacity demand. Negative interferences between both balancing options are found to be very small. On the contrary, they even promote each other, for example in the reduction of RE curtailments. Based on the REMix results it can be concluded that both DR and power-controlled heat supply enabled by TES are important elements in a future German energy system mainly relying on renewable sources., Der Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind- und Solarkraftwerken stellt eine der zentralen Herausforderungen der Energiewende dar. In dieser Arbeit werden die möglichen Beiträge des Lastmanagements (LM) und des stromgeführten Betriebs von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) zur Deckung des zukünftigen Lastausgleichsbedarfs in Deutschland untersucht. Die Analyse basiert auf einer Erweiterung des sektorenübergreifenden Energiesystemmodells REMix, welches die Bewertung von Versorgungssystemen in hoher räumlicher und zeitlicher Auflösung ermöglicht. Die Analyse erfolgt in drei wesentlichen Schritten. Der erste Teil der Arbeit ist der Bewertung der theoretischen Einsatzpotenziale des LM, sowie der netzgebundenen und industriellen KWK gewidmet. Dabei liegt ein Schwerpunkt auf der räumlichen Verteilung der Potenziale und der Ableitung stündlicher Wärme- und Strombedarfsprofile. Im zweiten Teil erfolgt eine Erweiterung des Optimierungsmodells in REMix um LM und den Wärmesektor. Diese ermöglicht eine ökonomische Bewertung der verschiedenen Lastausgleichsoptionen. Im dritten Teil wird das erweiterte REMix-Modell auf eine Untersuchung der zukünftigen Energieversorgung Deutschlands angewendet. Dabei werden neun Szenarien in Betracht gezogen, die sich im Ausbau von erneuerbaren Energien (EE), Speichern und Stromnetzen, sowie den Versorgungsstrukturen im Wärme- und Verkehrssektor unterscheiden. Für jedes Szenario erfolgt eine kostenminimierende Optimierung des Ausbaus und Einsatzes der verschiedenen Lastausgleichsoptionen. Die REMix-Ergebnisse zeigen, dass LM in erster Linie zur Senkung der residualen Spitzenlast eingesetzt wird; der Fokus liegt folglich auf der Bereitstellung von Leistung, nicht von Arbeit. Aus der angenommenen Kostenstruktur ergibt sich, dass sich die Ausschöpfung der Potenziale nahezu aus-schließlich auf die Industrie und den Gewerbesektor beschränkt, während jene in den Haushalten ungenutzt bleiben. Die Ergebnisse legen nahe, dass die zeitliche Verfügbarkeit flexibler Lasten und deren typische Verschiebedauern besonders für eine Kombination mit Photovoltaikstrom geeignet sind. Stromgeführte Wärmeerzeugung erweist sich als eine wirkungsvolle Maßnahme der EE-Integration. Diese wird einerseits durch einen dem EE-Dargebot angepassten Betrieb von KWK und Wärmepumpen mit thermischem Speicher, und andererseits durch die Nutzung von Überschussstrom zur Wärmeerzeugung bewirkt. Aufgrund der längeren Speicherdauern und größeren Einsatzpotenziale thermischer Speicher und der geringen Investitionskosten elektrischer Kessel erscheint eine verbesserte Kopplung zwischen Strom- und Wärmesektor vor allem in Regionen hoher Windenergienutzung zielführend. Über alle Sektoren hinweg kann Strombedarfsflexibilität für die Bereitstellung positiver Ausgleichsleistung genutzt werden und somit die Vorhaltung von Kraftwerken ersetzen. Die höchste Bedarfsreduktion ergibt sich dabei durch das gesteuerte Laden von Elektrofahrzeugen, bei geringeren Beiträgen durch einen angepassten Wärmepumpenbetrieb sowie weiteres LM. Durch die Vermeidung der Abregelung von EE-Anlagen können LM und stromgeführter KWK-Betrieb einen Beitrag zur Senkung der CO2-Emissionen leisten. Dies gilt jedoch nur wenn sie nicht vorwiegend für eine Steigerung der Stromerzeugung aus günstigeren, aber kohlenstoffintensiven Brennstoffen genutzt werden. Darüber hinaus können die zusätzlichen Lastausgleichstechnologien durch einen geringeren Bedarf an Reservekraftwerken, sowie günstigere Strom- und Wärmeerzeugung auch die Energieversorgungskosten senken. Die REMix-Fallstudie zeigt, dass sich LM und stromgeführte KWK in der Erwirkung einer höheren EE-Integration und der Reduktion des Kraftwerksbedarfs ergänzen. Gegenseitige Beeinträchtigungen zwischen beiden Lastausgleichsoptionen sind gering; vielmehr begünstigen sie einander sogar z.B. hinsichtlich der Vermeidung von EE-Abregelung. Auf Grundlage der Ergebnisse lässt sich schlussfolgern, dass LM und eine verbesserte Kopplung zwischen Strom- und Wärmesektor wichtige Elemente einer überwiegend auf erneuerbaren Quellen basierenden Energieversorgung Deutschlands sind.

In order to model variable renewable energy (VRE) integration into the power system, Integrated Assessment Models (IAM) need aggregated information on VRE availability and balancing requirements. We present exemplary applications of the high resolution energy system model REMix designed to support the representation of VRE technologies and integration costs in IAMs.

Der Bericht präsentiert ein neues Energy [R]evolution Szenario für Energiebedarf und-bereitstellung für die Kanarischen Inseln. Untersucht wurde ein Szenario für eine vollständig erneuerbare Versorgung des lokalen Stromverbrauchs. Speziell betrachtet wurde der Stromsektor für die Canary Islands, insbesondere Speicher und Netze, die für jede einzelne Insel betrachtet wurden. Unter unterschiedlichem Speicher- und Netzausbau wurde ein kostenoptimaler Mix erneuerbarer Energieanlagen ermittelt.

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.

Solar photovoltaic and wind power are increasingly contributing to electricity supply in Europe and worldwide. Due to their intermittent nature, questions of balancing power demand, system stability and the interconnection of electricity, heat and transport sector have become a major focus of energy system research. The bottom-up energy system model REMix (Renewable Energy Mix) has been developed with the aim of providing a powerful tool for the development and assessment of future supply scenarios in high spatial and temporal resolution.

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.

Die Integration großer Anteile dargebotsabhängiger, räumlich und zeitlich fluktuierender Energiequellen wird zunehmend zur Herausforderung für die Energiewirtschaft. Um fluktuierende erneuerbare Energien in das Versorgungssystem integrieren und gleichzeitig eine gleichbleibende Versorgungssicherheit gewährleisten zu können, sind weitgehende Anpassungen und Ergänzungen der bestehenden Infrastrukturen erforderlich. Stromspeicher, weiträumiger Stromtransport, Last- und Erzeugungsmanagement werden daher eine zentrale Bedeutung in einem zukünftigen Stromversorgungssystem haben. Das Projekt INTEEVER hat das übergeordnete Ziel, die Rolle dieser Flexibilitätsoptionen auf regionaler, nationaler und europäischer Ebene mithilfe eines integrativen Modellansatzes zu untersuchen. Die Verbundpartner DLR, IFK sowie IWES bündeln hierfür ihre Expertisen in den Bereichen der Szenario-Entwicklung und Modellierung von Stromversorgungssystemen. Zentrales Element ist hierbei das am DLR entwickelte Energiesystemmodell REMix, womit vorrangig der Betrieb und die Ausgestaltung des europäischen Stromversorgungssystems aus volkswirtschaftlicher Sicht optimiert werden. Durch die vertiefende Untersuchung zukünftiger Herausforderungen und Restriktionen im europäischen Stromübertragungsnetz als auch auf Ebene verschiedener Verteilnetzinfrastrukturen und eine weiterführende ökonomische Analyse des Verhaltens energiewirtschaftlicher Akteure wird eine ganzheitliche Betrachtung des Stromversorgungssystems aus verschiedenen Perspektiven angestrebt.