Die dominierende Rolle bivalenter Power-to-Heat- Anlagen ...

12. 6. 2018; Prof. Dr. Heinz Wenzl, Beratung für Batterien und Energietechnik; [email protected];

Tel: 05522919170

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Die dominierende Rolle bivalenter Power-to-Heat-

Anlagen im zukünftigen Energieversorgungssystem

Berlin, 11. 6. 2018

Heinz Wenzl

Institut für Elektrische Energietechnik

der TU Clausthal

mailto:[email protected]






Tel: 05522919170

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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






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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


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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!


der TU Clausthal

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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


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Residuallastgänge Jahresganglinien

Residuallastgänge und Jahresganglinien

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80Residuallast 2030 (+/-2GW)

[h]

[GW

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80Residuallast 2030 (+/-4GW)

[h]

[GW

]

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000-400

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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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Aufgabe: Bereitstellen ausreichender Stromproduktion und Netzstabilität zu jedem

Zeitpunkt

Es gibt keinen Normalzustand des Stromversorgungsystems sondern vier

unterschiedliche Betriebszustände des zukünftigen Stromversorgungssystems.



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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

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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.


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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.


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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


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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.


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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

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-4

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2

4

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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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„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!


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Geringe Residuallast Institut für Elektrische Energietechnik

der TU Clausthal







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Energieinhalt [GWh]

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max. Leistung [GW]

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Dauer [h]

2030

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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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Dauer [h]

2030 (+/- 4 GW)

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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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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.


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Duale Energiesysteme, damit keine weiteren Kraftwerke gebaut werden müssen!

Bivalente Energiesysteme – 4Q-Kraftwerk

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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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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

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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


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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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