VIRTUELLES INSTITUT (VI ) „TRANSFORMATION – … · © Fraunhofer ISE Intersektorale...

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Intersektorale Transformation des Energiesystems Megatrend: Digitalisierung, Smart Grids

VIRTUELLES INSTITUT (VI) „TRANSFORMATION –ENERGIEWENDE NRW“

Prof. Dr.-Ing. Christof WittwerAbteilung IntersektoraleEnergiesysteme und Netzintegration

Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE

Donnerstag, 8.3.2018ifo-Institut, München

www.ise.fraunhofer.de

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Fraunhofer ISEAuf einem Blick

Fraunhofer ISE

Leitung: Prof. Hans-Martin Henning,Dr. Andreas Bett

Mitarbeiter: ca. 1160 HH 2017: 75 Mio. EUR Gegründet: 1981

Photovoltaik

Solarthermie

Wasserstofftechnologien

Gebäudeenergietechnik

Energiesystemtechnik

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Intersektorale Energiesysteme und Netzintegration IENForschungsthemen

Sm art Cities

ICT Solutions for Smart Grids, GridIntegration and Energy Management

Regional Modeling of Intersectoral Energy Systems

Regional Energy Concepts, User Acceptance, User Behaviour, Smart City Demonstration projects

Regional andnational/europeanmodelingof energy systems. technology evaluation. Energy markets, business models

Smart Grids, Power GridSimulationState Estimation; Grid Integration;Energy Management (thermal andElectrical); Optimal Power FlowSmart Energy Lab

Smart Grids TechnologyDr. Robert Kohrs

Energy System AnalysisDr. Thomas Schlegl

Power Grids and Energy ManagementDr. Bernd Wille-Haussmann

Smart Energy CitiesGerhard Stry-Hipp

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grid2smart

Smart GridsForschungsprojekte am Fraunhofer ISE

Net-PV

OGEMA2.0

Dispower

edison

VIRTPLANT

EWE Box

Flottenversuch

E2S

MASSIG

DEMAX

PV-Upscale

NETMOD

eTelligence

NEMO

§ Sm art G rid Technology§ Energy M anagem ent

§ G rids§ Econom ics and Business M odels

§ U ser Behaviour ORIGIN

HeiPhoSS

Intelliekon

iUrban

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Intersektorale Transformation des Energiesystems, DigitalisierungAgenda

n Systemanalyse, Monitoring

n Transformation und Integration Erneuerbare Energien

n Optionen für die Energiewende, Partizipation, dezentrale

und zentrale Konzepte, Rolle der Digitalisierung

n Netzintegration, Speicher, Flexibilität, Digitalisierung

n Forschungsprojekte BMWI-SINTEG und BMBF-Kopernikus

n Forschungsprojekte zu smarten dezentralen Energiesystemen, Digitalisierung, Partizipation undReallaboren

n Ausblick

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Stromerzeugung, Zubau von Erneuerbaren EnergienFraunhofer ISE https://energy-charts.de/

n EEX-Transparency. Voraussetzung Transparenz (Betrieb und Markt)

n Erzeugung im Netz, Volatilität

[F raunhofer ISE: Burger Energy-C harts; April 2016]

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StromerzeugungFraunhofer ISE https://energy-charts.de/

n EEX-Transparency

n Erzeugung


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Zubau EE,Strompreise am Energiemarkt durch Zubau PV und Wind

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StromerzeugungFraunhofer ISE https://energy-charts.de/

n EEX-Transparency

n Erzeugung


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Generation Scenario 2050100% EE- Szenario, PV, Wind

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Residuale Last: EE-Einspeisung kompensiert Last Speicherbedarf

n Last 40 GW to 80 GW

n Residuallast:

Pres = Pload – PPV - Pwind

n Ab ca. 40% EE gibt es

Speicherbedarf

n Residuale Last wirdnegativ

n

Szenario 2030: Leitstudie 2010 Szenario B

Speicher und Flexiblitätenerforderlich

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Studien zur sektorengekoppelten TransformationArbeiten am Fraunhofer ISE

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Zentrale Ergebnisse aus ACASYS/ESYS StudiePhasen der Energiewende

[Acasys ESYS S tudie:https://energiesystem e-zukunft.de/publikationen/ste llungnahm e-sektorkopplung/]

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Zentrale Ergebnisse und ErkenntnisseACASYS/ESYS Studie: Integriertes Energiesystem

n direkten Stromnutzung (E-Mobiliät, Wärmepumpen)

n Kontinuierlicher Ausbau der Erneuerbaren und der Netze

n Erforschung, Weiterentwicklung und Erprobung von Schlüsseltechnologien der indirekten Stromnutzung (Wasserstoff Wandlung für industrielle Prozesse)

n Kritisch: aufgrund der Lebensdauer von Technologien und Infrastrukturen (Kraftwerke, Fahrzeuge, Heizkessel) sowie Planungs- und Investitionszeiten drohen langfristige „Lock-In-Effekte“ (Wechselkosten)

Handlungsempfehlungen

n Wirksames, alle sektoren-übergreifendes Preissignal für CO2-Emissionen, bestehende System an Steuern, Abgaben und Umlagen reformieren, um Verzerrung bei Sektoren zu reduzieren

n Regulative Vorgaben wegen des Marktversagens additiv erforderlich, z.B. Diskrepanz langfristigem Nutzen, kurzfristige Rentabilität

n Optional: Reform EU ETS auf alle Sektoren mit Preiskorridor, Reform Abgaben, Umlagen und EEG

Für langfristige Investitionen in klimafreundliche Technologien ist eine hohe Planungssicherheit entscheidend à Verbindlichkeit der Klimaschutzziele wichtig!

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Stromerzeugung und -speicherung

Brennstoffe (inkl. Biomasse und Power-

to-Gas/Fuel)

Verkehr (unter-

schiedliche Antriebs-konzepte)

Prozesse in Gewerbe und

Industrie

Wärme (Gebäude,

inkl. Fernwärme

und Speicher)

Minimierung der Transformations-

kosten

Regenerative Energien Modell – Deutschland »REMod-D«

Struktur eines Energiesystems mit dominantem Anteil erneuerbarer Energien

n Alle Verbrauchs-sektoren

n Stundengenaue Modellierung

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RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

RenewablesFossil

GWCHPHP

RenewablesFossil

ElectricityImport

Electricity Renewables SurplusExport Fossil

Hydrogen Raw biomassHeat Liquid fuelsGas Electricity

Hard coal PP

Nuclear PP

Reforming

Battery stor.

Pumped stor.

H2-2-Fuel

GT

CCGT

District heat

Oil PP

Lignite PP

Processing

Bio-2-el.

H2-storage

Electrolysis

Methanation

TWhGW

0

108

TWh

TWh

GW

GW

Solar thermal

PV

Hydro power

Onshore wind

Offshore wind

Raw biomass

00 0

103

Biogas storage

0

TWh 36 TWh18

1

85

Bio-2-Liquid 91 TWh

TWh

TWh

Hard coal

Lignite

Petroleum

TWh

144TWh

0 0

Natural gas

37 13

7 TWh68 27

TWh 3 TWh

485 0 0

3910

CO2 emissions 1990 (reference year) 990 Mio t CO2 CO2 emissions 196 Mio t CO2 CO2 reduktion related to 1990:

TWh

TWh 0 TWh

TWh

Uranium 0 0

10

Primary fossil energy carrier

445

384

Industry (fuel based process)

Electricity (baseload)

80%

TWh

TWh TWh TWh GW

GW 215

237 Final energy237 TWh

TWh 0

0 Conversion0 Losses

375

Bio-2-CH4 00 TWh

TWh

TWh

TWh

103

77%

15 TWhTWh

0 Losses502 Final energy630 TWh

GW

GW

125128 TWh

120 TWh6 5

19 Battery veh.

TWh 0 TWhTWh

TWhTWh

TWh

TWh

GWh

GWh

0 0GWh

21

Consumption sector

121TWh

3TWh

Deep geothermal

Environ-mental heat

Renewable energy sources

Renewable raw materials

Water

Sun

Bio-2-H20

17632 TWh

0

Wind

335TWh

Biodiesel

5 TWh

Energy conversion Storage

10

375

383

52

49

TWh

TWh

0

0


TWhTWh

TWh

GW

GW

GW

100%

GW

TWhTWh

TWh

TWh

TWh

TWh

11

106

20

98

0

Heating (space heating and hot

water)

237

20

Total quantity gas

TWh

TWh

TWhTWh

TWh

GW

GW

66

TWh

TWh 17 TWh

TWh

0

0

50

126

Final energy

0%

11

GW

GW

GW

GW

GW

GW

20

15

GW0

TWh

TWh

419

21

135

85TWh5

0

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

TWh

23%

108

100%

ConversionLosses

00

29%

128 Conversion

Total quantity hydrogen

108 TWh

0%

Total quantity raw biomass

244

TWh

TWh

GW

GW

Biogas plant

2

58

77

55

103 0

103

0

91

141

TWh0

TWh00

0

19

Total quantity heating


264 Final energy280 TWh Mobility

108

71%

Conversion0 Losses


46TWh

87%13%

Total quantity electricity

39%61%

Total quantity liquid fuels


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Entwicklung fluktuierende erneuerbare Energien– 85-%-Szenario, EE Ausbau

Installierte Leistung in 2050

Wind See 33 GW (~20*heute)

Wind Land 168 GW (~4.5*heute)

Photovoltaik 166 GW (~4.2*heute)

Q uelle: H .-M . H enning, A . Palzer, Studie “W A S KO STET D IE EN ERG IEW EN D E? - W ege zur

Transform ation des deutschen Energ iesystem s b is 2050“, Fraunhofer ISE, N ov. 2015

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Energiefluss 205085-%-Szenario

Q uelle: H .-M . H enning, A . Palzer, Studie “W A S KO STET D IE EN ERG IEW EN D E? - W ege zur

Transform ation des deutschen Energ iesystem s b is 2050“, Fraunhofer ISE, N ov. 2015

Gesamteffizienz Primärenergie – Nutzenergie > 60 % (heute: < 40 %)

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Übertragungsnetz, NetzausbauHeterogene Verteilung von Wind und PV

Graph S. Killinger, FraunhoferISE; data: Bundesnetzagentur

PhotovoltaikWind

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Netz und EnergieverteilungVerteiler- und Übertragungsnetze, Ausbau und Intelligenz

n Netzsimulation im Verteilnetz

n Netzsimulation im Übertragungsnetz

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Smart Grids, NetzintegrationVerteiler- und Übertragungsnetze, Digitalisierung

Gestern Heute und Zukunft

n Dezentral und fluktuierend. Daher Bedarf an: Vernetzung und Steuerung von intelligenten Erzeugern, Speichern und Verbrauchern

0,4 kV

0,4 kV

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C/sells – Das Energiesystem der ZukunftBMWI-SINTEG-Csells Projekt

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C/sells | 3. Trinationaler Energ iekongress | 23.11.2017 | M ulhouse

n BMWi-gefördertes Demonstrationsprojekt im Rahmen von SINTEG

n 100 Mio. € Gesamtprojektvolumen

n Laufzeit 01.01.2017 – 31.12.2020

n Größtes SINTEG-Schaufenster, Reichweite ca. 30 Mio. BürgerInnen

n 56 Partner aus Industrie, Netzwirtschaft, Wissenschaft, Wirtschaft

n Konzept: Zellulär, Partizipativ, vielfältig

n Perspektive RIZ: „Regulative Innovationszonen“

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C/sells-Lösungs-ansatz

Â Zellulär

Â Partizipativ

Â vielfältig

C/sells Basis-Instrumente

Â Infrastruktur-Informationssystem (IIS)

Â Abstimmungs-kaskade

Â Regionalisierter Handel mit Energie und Flexibilitäten

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Netzdienlicher Handel

Platt-formen Markt

Flex-Platt-

formen

Regionaler marktdienlicher Handel

Zentraler Handel marktdienlich oder

systemdienlich

Plattform für regionalen Handel (Entwicklung & Erprobung).

Sektorenübergreifende Optimierung in Quartierszellen.

Marktbasiertes Netzengpassmgmt. (Entwicklung & Erprobung).

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C/sells – Das Energiesystem der ZukunftProjektansatz, RIZ

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n Wir können die Handelsplätze nur beschränkt ausprobieren, da die SINTEG-Verordnung nur eine „Erstattung wirtschaftlicher Nachteile aufgrund der Projekttätigkeit“ regelt (vgl. § 1 SINTEG-V). Ausgleich von wirtschaftlichen Nachteilen setzt keine Anreize zur Bereitstellung von Flexibilität => Regulative Innovationszone RIZ einführen

n Präferenzen spielen neben der Wirtschaftlichkeit eine wichtige Rolle, aber Ökostromprodukte und Herkunftsnachweise sind zu komplex und intransparent für den Massenmarkt => Vereinfachen!

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BMBF-KopernikuseNavi: Energiewende-Navigation

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n BMBF-gefördertes Programm mit 4 Konsortien

n eNavi zur Systemintegration mit Schwerpunkt transdisziplinärer Ansatz

n Intersektorale Transformationsszenarien

n Digitalisierungskonzepte, Block-Chain und Agenten

n Schwerpunktthemen mit Bezug zu praxisnahenTransformationsoptionen im Bereich Stromproduktion, Smarte Wärme und Verkehrsdekarbonisierung

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CHP HP

electricity electricity

Dezentrale Flexibilitäten, Digitalisierung BHKW/WP und thermische Speicher; Batteriesysteme

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Kraftwerk im Keller

Das im Projekt entwickelte Konzept ermöglicht dezentralen KWK-Anlagen dynamisch

n auf externe Tarife zu reagieren

n die Gebäudeautarkie zu maximieren

n Vorhersagebasierte Regelung

n über ein Jahr erfolgreich in Bestandsgebäuden getestet

Dezentrale Optimierung stromwärmegeführterKWK-Anlagen im Smart Grid

Steuerungseinheit

Modell

Optimierer Cont

rolle

r

Vorh

ersa

ge

Physikalisches System

SteuersignaleAktuellerSystemzustand

Wettervorhersage /EPEX Strompreis

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Tarifrealer Betrieb

optimaler Betriebwärmege. Betrieb

n Fast kein Betrieb in der Niedrigpreiszeit und sehr nahe am Optimum

n Systematische Abweichungen vom optimalen Betrieb durch Unterschätzung der thermischen Last

KWK Betriebsführung Preisgeführte Erzeugung, Nutzung des Speichers

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n Wie kann die Rundsteuertechnologie innovativ genutzt werden?

n Wie sehen dynamische HT/NT-Tarife aus?

n Wie können komplexe Steuersignale (z.B. EEX-Preis) in HT/NT-Signale übersetzt werden?

n Wie sieht die Kommunikationsstrecke vom Netzbetreiber bis zur gesteuerten Anlage (z.B. Wärmepumpe) aus?

n Wie flexibel reagieren „intelligent“ gesteuerte Lasten und Erzeuger auf die dynamischen HT/NT Tarife?

n Wie kann der Netzbetreiber die aktuell abwerfbare Last abschätzen?

n Welche systemische Relevanz hätte der Rollout eines dynamisierten SLPs?

BMWI-CheapFlex Projekt: Aggregation von Dez. Anlagen durch dynamische Tarife

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Definition der HT/NT-TarifeDynamische Erzeugungstarife für KWK

n Idee: existierende einfaches NT/HT Tarifsignal mit wenig Wechsel

n Optimierung von Schalthandlungen mit festgelegten maximalenIntervallen für NT-Tarif (10 bis 50%) in Abhängigkeit des EEX-Preises

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Definition der HT/NT-Tarife Dynamische Erzeugungstarife für KWK

“Day-Ahead” Preis im Carpet Plot NT/HT im Carpet Plot

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Betriebsstrategien für PV-Batteriesysteme

“Netzdienlicher Betrieb”

Feed-in peakmax. 60% PPV

Eigenstromoptimierung

netzdienlich

n Optimierung des Eigenverbrauchs

vermindert keine Netzspitzen

n Bis zu 66 % mehr PV im NS Netz

durch Spitzenkappung

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BMWI-HeiPhossBetriebsführung

Zielsetzung:

Optimaler Eigenverbrauch

Netzfreundlicher Betrieb durch Pufferung des PV-Mittagspeaks

Batterieschonender Betrieb

Umsetzung:

Ø Entwicklung prognosegestützter Vorhaltung von Speicherkapazität zur Reduktion der Einspeisespitze auf 60% der PV-Nennleistung

Ø Validiert in zahlreichen veröffent-lichten Simulationsstudien

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EnergiemarktLeistungs-Preisentwicklung am Regelleistungsmarkt

MRL-Daten:

Stand August 2015

PrimaryControlReserve PCR:

- Wöchentlich ausgeschrieben

- Min 5 MW, Negativ/Positiv

- Aktivierung 30 sec

- Frequenzgeführt

SecondaryControlReserve SCR:

- Wöchentlich ausgeschrieben

- Min 10 MW, Abruf

- Aktivierung 5 Minuten

- Fernwirktechnik

TertiaryControlReserve TCR:

- Täglich ausgeschrieben

- Min 10 MW

- Aktivierung 15 Minuten

- Automatisierter Datenaustausch

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Net-PV

Das im Projekt entwickelte Konzept ermöglicht

n die Bereitstellung von Netzserviceleistungen mit dezentralen PV-Batteriesystemen,

n erschießt neue Einnahmequellenfür dezentrale Erzeuger/Systeme

n substituiert konventionelle Kraftwerke

n und reduziert somit die zunehmend kritische Must-Run-Leistung.

Net-PV: Aggregierte PV-BatterieverbundkraftwerkeFrequenzhaltung

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n Modulares Softwareframework für dezentrale Energiemanagementsysteme

(Java / OSGi) auf embedded Systemen

n Entwickelt und genutzt seit mehreren Jahren am Fraunhofer ISE

n Kommunikationsgateway, Monitoring,

Steuerung, Optimierung, Prognosen,

Lastverschiebung, Visualisierung

n Vielseitig einsetzbar. Projekterfahrung:

n DEMAX: Multisparten-Metering (M-Bus), Steuerung KWK, Anbindung Back-Office

n eTelligence: IEC 61850, Gateway regionale Marktplattform für erneuerbare Energien

n Hei-Phoss: Home Energy Management mit PV-Batteriesystem

n Elektromobilität: Intelligente Ladeinfrastruktur

www.openmuc.org

F&E Smart Grid TechnologieOpenMUC Energiemanagement Framework

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IEC 60870-5-104

CANopen

IEC 61850/61400

KNX

Mo

db

us

S7 SPS

OPC UA

(w)M

-Bu

s

Und mehr: eHz, IEC 62056-21, DLMS/COSEM, SNMP

Anlagenvernetzung mit OpenMUCUnterstützte Kommunikationsprotokolle

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Das Haus/Fahrzeug-Energie-Management-System (HEMS) wurde durch das Fraunhofer ISE entwickelt und in den Haushalten eingebaut. Das System ist modular und baut zu großen Teilen auf vorhandene Infrastruktur auf.

Aufbau und Funktionalitäten des HEMS:

n Das HEMS wird direkt an die kommunikativen Haushaltszähler angeschlossen

n Über die offene ISE-Plattform OpenMUC werden die Energiedaten auf dem HEMS weiter verarbeitet und gespeichert

n Ein Optimierer wird in Zukunft die Ladung der E-PKW gemäß Vorgaben ansteuern

n Über ein Display werden die Daten visualisiert und die Interaktion durch die Bewohner möglich

E-Mobil: Fellbach ZEROplus / Das Energie-Management

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Entwicklung und Aufbau eines Gebäude-Energie-Management-Systems für Einfamilienhäuser zur

optimierten Ladung von Elektrofahrzeugen

Projektinhalte

n Entwicklung intelligenter Ladepunkte für die Fahrzeuge im privaten Raum (AC, 22kW). Vernetzung von Wallbox und Heim-Energiemanagement.

n Nutzerinterfaces für Haus-Energie-Management und Ladepunkt auf Tablet. Akzeptanzstudie.

n Vorhersagebasierte Eigenstromoptimierung PV-Anlage, Lastverschiebung Wärmepumpen und Elektroautos.

n Interaktiver Feldversuch über 24 Monate mit unterschiedlichen E-PKW und Nutzungskonzepten (privat und Carsharing)

Projektreferenz FellbachSmart Home und Elektromobilität

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SmartEnergyLab

Entwicklungslabor für intelligente Gebäudeenergiesysteme

n Simulation von unterschiedlichen »Smart Home«-Typologien

n Inselnetzbetrieb, PV-, Solarthermie, Mikro-KWK und weitere Einspeisung (Hardware-in-the-Loop-Betrieb)

n Kombination von thermischen und elektrischen Systemen (Erzeuger, Speicher, Verbraucher) mit intelligenten Messsystemen

n Einbindung eines E-PKW als mobiler Verbraucher

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n Die Sektoren im Energiesystem werden zunehmend integriert, dabei werden zentrale und dezentrale Energiesysteme relevant sein, lokal spielen Wärmenetze ein wichtige Rolle

n PV und Wind stellen die wesentlichen Technologien für die Energiewende in Deutschland dar, PV BMWI Ausschreibungen bei ca. 4 Cent/kWh angekommen, Batteriesystemen werden ebenfalls günstiger. Dezentrale PV ca. 7-10 Cent/kWh,

n Speicher werden ab 40% EE-Anteil erforderlich, mobile und stationäre Batteriespeicher können schnell in privater dezentraler Form zum Energiesystem beitragen (Emob, PV-Batteriespeicher).

n Netzverbünde und Ausbau reduzieren Speicherbedarf, dez. Speicher können den Netzausbaubedarf reduzieren. Flexiblere Netzentgeltkonzepte sind erforderlich.

n Netz und Markt erfordern zunehmend Flexibilitäten, die als elektrische und thermische Speicher schon heute zur Verfügung stehen, Die Vernetzung und Digialisierung ermöglicht die Erschließung der Flexibilitäten

n Neue Umlagemodelle sollten den Transformationsvorgang finanzieren, einerseits Co2 Preis, andererseits flexible Netzentgelte;

n In der Niederspannungsebene könnte man Netzentgelt und Umlagen für Eigenstromnutzung abschaffen, dezentrale intelligente Systeme hätten ein enormes Potential, vgl. Schweizer Modell der Eigenverbrauchsgemeinschaft (EVG); Energiestrategie 2050)

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Fazit Digitalisierung für die intersektorale Transformation

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Prof. Dr.-Ing. Christof Wittwer, Fraunhofer [email protected]

www.ise.fraunhofer.de

Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE

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n Anteil Umlagen EEG/KWKG im Stromsektor

n Netzkosten und Ausbau im Stromnetz hoch

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Strompreis, NetzentgeltAnreize für flexible Netznetzung

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n EEG Umlage stark gestiegen, inzwischen stabil

n HH Strombeschaffung: HH-Kunden (Standardlastprofil) zahlen im Vergleich zum Börsenpreis hohe Preise

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Strompreis, NetzentgeltAnreize für flexible Netznetzung

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