FKZ 03KB089 A-E - Veröffentlichung BioPower2Gas · BioPower2Gas Vergleichende Simulation,...

BioPower2Gas

Vergleichende Simulation, Demonstration und Evaluation von optimal leistungsregelbaren

Biogastechnologien

Zuwendungsempfänger: IdE Institut dezentrale Energietechnologien gGmbH (Koordinator)

Förderkennzeichen: 03KB089A

Zuwendungsempfänger: EnergieNetz Mitte GmbH (ehemals E.ON Mitte AG)

Förderkennzeichen: 03KB089B

Zuwendungsempfänger: EAM EnergiePlus GmbH (ehemals E.ON Mitte Wärme GmbH)

Förderkennzeichen: 03KB089C

Zuwendungsempfänger: CUBE Engineering GmbH

Förderkennzeichen: 03KB089D

Zuwendungsempfänger: MicrobEnergy GmbH – Viessmann Group

Förderkennzeichen: 03KB089E

Vorhabenbezeichnung: BioPower2Gas – Vergleichende Simulation, Demonstration und Evaluation von optimal leistungsregelbaren Biogastechnologien

Projektkoordinator des Vorhabens: IdE Institut dezentrale Energietechnologien gGmbH Tobias Heidrich

Tel.: 0561-804 7735

Email: [email protected]

Laufzeit des Vorhabens: von: 01.09.2013 bis: 31.08.2016

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Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................................. 4

1. Einleitung ............................................................................................................................................. 7

2. Projektergebnisse .............................................................................................................................. 10

2.1 Analyse und Auslegung der Anlagenkonfigurationen für bedarfsorientierte Betriebskonzepte .... 10

2.1.1 BioPower2Gas-Anlage ......................................................................................................... 10

2.1.2 Biogasanlage Jühnde ........................................................................................................... 12

2.1.3 Biomethan-BHKW Philippsthal ............................................................................................. 17

2.2 Entwicklung von neuen Geschäftsmodellen ................................................................................ 18

2.2.1 Geschäftsmodell 1a zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber ............................ 18

2.2.2 Geschäftsmodell 1b zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber ............................ 26

2.2.3 Geschäftsmodell 2 zwischen Stromvertrieb und BHKW-Betreiber ....................................... 29

2.3 Entwicklung eines Systems zur Einsatzoptimierung .................................................................... 31

2.4 Demonstrationsbetrieb mit Energievermarktung .......................................................................... 43

2.4.1 BioPower2Gas-Anlage ......................................................................................................... 43

2.4.2 Biogasanlage Jühnde ........................................................................................................... 44

2.4.3 Biomethan-BHKW Philippsthal ............................................................................................. 46

2.5 Klimaschutzbeitrag und Systemvergleich auf regionaler Ebene .................................................. 48

3. Gesamtevaluation und Fazit .............................................................................................................. 84

Literaturverzeichnis ................................................................................................................................ 96

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Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Deckung des Strombedarfs durch erneuerbare Energien, eigene Darstellung nach AEE ... 7 Abbildung 2: Funktionsweise der BioPower2Gas-Anlage am Standort Allendorf ..................................... 8 Abbildung 3: Funktionsweise des Biomethan-Blockheizkraftwerk am Standort Philippsthal .................... 9 Abbildung 4: Funktionsweise der flexiblen Biogasanlage am Standort Jühnde ........................................ 9 Abbildung 5: Modellanlagen, an denen der flexible Betrieb praktisch untersucht und demonstriert wurde ............................................................................................................................................................. ..10 Abbildung 6: Anlagenfließbild BioPower2Gas Anlage………………………………………………………..12 Abbildung 7: Simulation zum Anlagenbetrieb der Biogasanlage Jühnde vor Flexibilisierung; Winterwoche………………………………………………………………………………………………………13 Abbildung 8: Simulation zum Anlagenbetrieb der Biogasanlage Jühnde vor Flexibilisierung; Wärmebereitstellung im Jahresverlauf…………………………………………………………………………13 Abbildung 9: Ermittlung der wirtschaftlichsten Flexibilitätsoption auf Basis eines Anlagenmodells der Biogasanlage in Jühnde und techno-ökonomischen Simulationen…………………………………………15 Abbildung 10: Die Strompreise an der Day Ahead-Auktion der Strombörse EPEX spiegeln den Strombedarf im Übertragungsnetz wieder ((X-Achse: Stunde am Tag, Y-Achse: Datum im Jahr, rot >60 Euro/MWh, grün <10 Euro/MWh)……………………………………………………………………………….16 Abbildung 11: Beispielwoche Einspeiselastgang Erneuerbarer Energien einer Netzregion ................... 19 Abbildung 12: Prozessdarstellung SimulationenAbbildung 13: 2013 Jahresdurchschnittlicher………….12 Tagesverlauf der Auktionspreise am EPEX Day Ahead-Spotmarkt ....................................................... 23 Abbildung 14: Beispielhafter Zeitraum der netzseitigen Abregelung und optimaler Fahrplan des flexiblen BHKW .................................................................................................................................................... 24 Abbildung 15: Die Grafik zeigt beispielhaft die BHKW-Betriebsweise für die Tage 1.8.-3.8.2013……....27 Abbildung 16: Konzept des Einsatzoptimierungssystems ...................................................................... 32 Abbildung 17: Messkonzept für die Einsatzoptimierung der Anlage in Jühnde ...................................... 33 Abbildung 18: Prognosesystem zur Vorhersage des Wärmebedarfs……………………………………….34 Abbildung 19: Wärmebedarfsprognose im Zeitraum 7.-13.11.2016 bei guter Datenverfügbarkeit des Wärmebedarfs. ...................................................................................................................................... 36 Abbildung 20: Digitales Anlagenmodell in energyPRO……………………………………………………….37 Abbildung 21: Beispielhafter Fahrplan in der Simulation ........................................................................ 38 Abbildung 22: Täglicher Ablauf der Einsatzoptimierung ......................................................................... 39 Abbildung 23: Visualisierung der Anlagenmessdaten der Biogasanlage Jühnde über das Datenmanagementsystem von Limón .................................................................................................... 41 Abbildung 24: Visualisierung von Fahrplan und Anlagenbetrieb für die Biogasanlage Jühnde über das Datenmanagementsystem von Limón .................................................................................................... 41 Abbildung 25: Zeitreihendarstellung zum Vergleich des von der Einsatzoptimierung berechneten Fahrplans mit dem tatsächlichen BHKW-Betrieb ................................................................................... 42 Abbildung 26: BioPower2Gas Demonstrationsanlage Allendorf (Eder)…………………………………….43 Abbildung 27: Musterhafter Fahrplan vom 11.11.2016 für die Biogasanlage Jühnde, grafische Darstellung in der E-Mail;, für den 14.11. wurde eine Wartung eingeplant ............................................ 45 Abbildung 28: Blockschaltbild unflexible Biogasanlage .......................................................................... 48 Abbildung 29: Blockschaltbild flexible Biogasanlage .............................................................................. 49 Abbildung 30: Für die Simulation benutzen Daten der BHKWs und der Kessel…………………………..49

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Abbildung 31: Betriebsweisen der BHKW-Einheiten .............................................................................. 49 Abbildung 32: Treibhausgasemissionen für die verwendeten Brennstoffe ............................................. 50 Abbildung 33: Steuerung der BHKWs nach dem Residuallast-Entscheidungsblock .............................. 50 Abbildung 34: Betriebsweisen der BHKWs nach den Netzbeschränkungen .......................................... 51 Abbildung 35: Schema Funktionsweise Simulation Biogasanlage Jühnde ............................................ 51 Abbildung 36: Betriebsstunden der BHKW-Einheiten ............................................................................ 51 Abbildung 37: Anzahl an Starts und Stops der BHKW-Einheiten ........................................................... 52 Abbildung 38: Treibhausgasemissionen Standort Jühnde – flexible Betriebsweise ............................... 52 Abbildung 39: Aufteilung der THG-Emissionen bei unterschiedlichen Betriebsweisen für den Standort Jühnde ................................................................................................................................................... 52 Abbildung 40: Monatliche Treibhausgasemissionen am Standort Jühnde………………………………...53 Abbildung 41: Treibhausgasemissionen für den flexiblen und unflexiblen Betrieb der Biogas-Anlage Abbildung 42: Monatliche Stromerzeugung am Standort Jühnde .......................................................... 54 Abbildung 43: Prozentuale Stromerzeugung durch das BHKW-1 und das BHKW-Flex ......................... 54 Abbildung 45: Monatlicher Wärmeverbrauch und Erzeugung am Standort Jühnde ............................... 55 Abbildung 46: Blockschaltbild Biomethan-BHKW................................................................................... 55 Abbildung 47: Datenblatt der BHKWs und Kessel .................................................................................. 56 Abbildung 48: Treibhausgasemissionen der verwendeten Brennstoffe .................................................. 56 Abbildung 49: Schema Funktionsweise Biomethan-BHKW ................................................................... 56 Abbildung 50: Jährliche Treibhausgasemissionen am Standort Philippsthal…………………………...…57 Abbildung 51: Aufteilung der THG-Emissionen für den Standort Philippsthal……………………………..57 Abbildung 52: Monatliche Treibhausgasemissionen – Standort Philippsthal……………………………...58 Abbildung 53: Monatliche Stromerzeugung am Standort Philippsthal .................................................... 58 Abbildung 54: Monatlicher Wärmeverbrauch und Erzeugung – Standort Philippsthal ........................... 59 Abbildung 55: Simulierte Wärmeerzeugung für den Standort Philippsthal – Vergleich wärmegeführte und stromgeführte Betriebsweise .................................................................................................................. 59 Abbildung 56: Prozentuale Aufteilung der Stromverbrauchsstruktur für standardisierte Lastprofile - Landkreis Marburg-Biedenkopf .............................................................................................................. 61 Abbildung 57: Grafische Zusammenfassung der Stromverbräuche und -erzeugung in der Modellregion- Vergleich der Szenarien im Jahr 2025 und status quo (2010) ............................................................... 64 Abbildung 58: Zahlenmäßige Zusammenfassung der Stromverbräuche und -erzeugung in der Modellregion - Vergleich der Szenarien 2025 und status quo (2010) ..................................................... 65 Abbildung 59: Potential der fluktuierenden EE im LK Marburg-Biedenkopf ........................................... 66 Abbildung 60: Potential der Biogaserzeugung im LK Marburg-Biedenkopf……………………………..…66 Abbildung 61: Potential weiterer Biomasse im LK Marburg-Biedenkopf……………………………………67 Abbildung 62: Potential Wärme aus EE im LK Marburg-Biedenkopf……………………………………….67 Abbildung 63: Schematischer Aufbau des Regionalmodells……………………………………………...…68 Abbildung 64: Biogasanlagen im Landkreis Marburg-Biedenkopf (Stand: August 2013) ....................... 70 Abbildung 65: Zukünftiger Ausbau von Biogasanlagen im Landkreis Marburg-Biedenkopf nach installierter, elektrischer Leistung in kW und Jahr .................................................................................. 70 Abbildung 66: Stromerzeugungsprofil - konservatives Szenario 2025 (ohne flexible KWK) ................... 71 Abbildung 67: Elektrisches Lastprofil – konservatives Szenario 2025 .................................................... 72 Abbildung 68: Restlastprofil – konservatives Szenario 2025 .................................................................. 72

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Abbildung 69: Über BP2G-Konzept (Elektrolyse(orangene Linie) + Flex-BHKWs(rote Linie) abdeckbare Restlast und gesamte Restlast (blaue Linie) – konservatives Szenario 2025……………………………..73 Abbildung 70: Geordnete Jahresdauerlinien für Restlast (blaue Linie), Reslastprofil nach BP2G (rote Linie) und über BP2G abgedeckte Last (grüne Linie) – konservatives Szenario 2025…………………...73 Abbildung 71: Stromerzeugungsprofil (Wind blau, PV orange, KWK fix grün) – innovatives Szenario 2025 (ohne flexible KWK)………………………………………………………………………………………..75 Abbildung 72: Elektrisches Lastprofil – innovatives Szenario 2025 Abbildung 73: Restlastprofil – innovatives Szenario 2025 ...................................................................... 76 Abbildung 74: Über BP2G-Konzept abdeckbare Restlast (Flex-BHKW rot, Elektrolyse orange, gesamte Restlast blau) – innovatives Szenario 2025 ........................................................................................... 76 Abbildung 75: Geordnete Jahresdauerlinien für Restlast (blaue Linie), Reslastprofil nach BP2G (rote Linie) und über BP2G abgedeckte Last (grüne Linie) – innovatives Szenario 2025 ............................... 77 Abbildung 76: Spezifische Emissionsfaktoren zur Berechnung der THG-Bilanzen……………………….78 Abbildung 77: Energie- und Stoffbilanzraum der BP2G-Anlage…………………………………………….79 Abbildung 78: Kennzahlen zum Prozess der Elektrolyse mit biologischer Methanisierung…………..…79 Abbildung 79: Spezifische THG-Bilanz des erzeugten Biomethans in der Modellregion………………...80 Abbildung 80: THG-Bilanz auf Regionalebene - konservatives Szenario 2025 ohne Einsatz des B2PG-Konzeptes………………………………………………………………………………………………………....81 Abbildung 81: THG-Bilanz auf Regionalebene - konservatives Szenario 2025 mit Einsatz des BP2G-Konzeptes………………………………………………………………………………………………………....81 Abbildung 82: THG-Bilanz auf Regionalebene - innovatives Szenario 2025 ohne Einsatz des BP2G-Konzeptes…………………………………………………………………………………………………………82 Abbildung 83: THG-Bilanz auf Regionalebene - innovatives Szenario 2025 mit Einsatz des BP2G-Konzeptes………………………………………………………………………………………………………....82 Abbildung 84: Speichertechnologien im Vergleich - Kapazität und Reichweite in Deutschland realisierter Anlagen…………………………………………………………………………………………………………….91 Abbildung 85: Wirkungsgrade verschiedener Stromspeicher………………………………………………..92 Abbildung 86: Stromenstehungskosten verschiedener Stromspeicher…………………………………….93

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1. Einleitung

Im Fokus dieses Vorhabens stand die Flexibilisierung von Biogas- und Biomethananlagen, die eine wesentliche und systemstützende Rolle in einem Energieversorgungssystem einnehmen, das zunehmend auf erneuerbaren Energien (EE) basiert.

Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) speisen üblicherweise konstant elektrische Energie ins Netz und liefern damit Grundlast. Eine flexible Stromerzeugung zur Abdeckung des elektrischen Energieverbrauchs abzüglich der schwankenden Einspeisung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie der unflexiblen Grundlast erfolgt heute durch Pumpspeicherkraftwerke und fossile Energieträger, insbesondere Gasregelkraftwerke. Flexible leistungssteuerbare Biogas-, Biomethan- und BioPower2Gas-Kraftwerke können ebenfalls auftretende Versorgungslücken schließen sowie zu Zeiten hoher Einspeisung der fluktuierenden erneuerbaren Energien gedrosselt oder abgeschaltet werden.

BioPower2Gas-Anlagen können als zusätzlicher Verbraucher fungieren und bei drohender Netzüberlastung Methan produzieren. Das produzierte Methan wird im Gasnetz gespeichert und kann in Zeiten geringer EE-Einspeisung in Kraftwärmekopplungs-Anlagen (KWK) wiederum genutzt werden. Die Methanproduktion erfolgt unter flexiblen Einsatz von Überschussstrom zur Erzeugung von Wasserstoff. Dieser wird zwischengespeichert und kann mit Kohlenstoffdioxid in einem biologischen Prozess zu Biomethan umgewandelt werden.

Durch die Flexibilisierung von Bioenergieanlagen kann die Integration fluktuierender EE erfolgen, um ein Energieversorgungssystem, mit hohem EE-Anteil zu realisieren.

Abbildung 1: Deckung des Strombedarfs durch erneuerbare Energien, eigene Darstellung nach AEE

In Zeiten niedriger Einspeisung von EE sollen Biogasanlagen mehr Leistung in das Netz einspeisen (im Beispiel morgens und abends). In Zeiten hoher EE-Erzeugung (mittags) sollen Biogasanlagen hingegen abgeschaltet werden. Zusätzlich kann der Überschussstrom zur Erzeugung von Biomethan nach dem BioPower2Gas-Verfahren verwendet werden. Leitgröße ist die Strombörse, die das Bild von Angebot und Nachfrage an elektrischer Energie sehr gut widerspiegelt.

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Es gibt mehrere Flexibilisierungsoptionen von Bioenergieanlagen. In diesem Projekt werden zur Demonstration im Praxisbetrieb folgende Anlagensysteme erprobt und evaluiert:

o Biomethan-Erzeugung mit BioPower2Gas-Verfahren o Flexible Stromerzeugung mit Biomethan-BHKW mit Wärmespeicher o Flexible Biogasanlage mit Wärme- und Gasspeicher

Anhand von Modellen wird darüber hinaus untersucht, wie gut diese und weitere Anlagensysteme flexibilisiert werden können und welche Rolle sie im Energiesystem spielen können. Folgende Kriterien fließen dabei in die Untersuchung mit ein:

o Treibhausgasemissionen o Versorgungssicherheit o Wirtschaftlichkeit für den Anlagenbetreiber o Engpassmanagement im Verteilnetz o Übertragbarkeit für regionale Versorgungskonzepte

Dabei spielen die Möglichkeit der Direktvermarktung von erneuerbaren Energien sowie die Unterstützung des Verteilnetzes zur Vorsorge von Netzengpässen eine wichtige Rolle.

Unter anderem wird ein neues „BioPower2Gas“-Verfahren (Methanisierung von Wasserstoff, der aus überschüssigem Windstrom produziert wird) der Firma MicrobEnergy installiert, welches im Labormaßstab bereits erfolgreich erprobt wurde und sich nun in der Praxis beweisen soll. Die Ergebnisse werden sowohl aus den Praxiserfahrungen als auch aus Simulationen gewonnen. Sie sollen zukünftig zu einer sicheren, klimafreundlichen Energieversorgung aus erneuerbaren Energien beitragen und auf ihre Übertragbarkeit in regionale Energiekonzepte geprüft werden.

Folgende drei Anlagenkonzepte werden im Rahmen des Projektes erprobt, demonstriert und evaluiert.

BioPower2Gas-Anlage (Standort Allendorf (Eder)): Biogasanlage, die um einen Elektrolyseur und einen separaten Behälter zur Methanerzeugung erweitert wird. Die Anlage nimmt Spitzenstrom aus EE-Anlagen zur Netzstabilisierung auf, erzeugt Wasserstoff (H2), der mit CO2 in synthetisches Methan umgewandelt wird und reinigt zusätzlich das Biogas zu einspeisefähiger Gasqualität auf. Das gesamte erzeugte Biomethan wird in das Erdgasnetz eingespeist.

Abbildung 2: Funktionsweise der BioPower2Gas-Anlage am Standort Allendorf

Biomethan-Blockheizkraftwerk (BHKW) (Standort Philippsthal): BHKW, das aus dem Erdgasnetz mit Biomethan versorgt wird und flexibel bedarfsorientiert Strom ins Netz einspeist.

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Für die Sicherstellung einer kontinuierlichen Versorgung des angeschlossenen Nahwärmenetzes wird das BHKW um einen Wärmespeicher erweitert.

Abbildung 3: Funktionsweise des Biomethan-Blockheizkraftwerk am Standort Philippsthal

Flexible Biogasanlage (Standort Jühnde): Biogasanlage mit erhöhter BHKW-Leistung. Zusätzlich ausgestattet mit einem Gas- und Wärmespeicher kann diese Anlage flexibel auf Bedarfs- oder Marktimpulse reagieren.

Abbildung 4: Funktionsweise der flexiblen Biogasanlage am Standort Jühnde

Um die Anlagen optimiert zu betreiben, sollen die gesetzlichen Möglichkeiten genutzt und die wirtschaftlich optimale Anlagenkonfiguration und Betriebsweise theoretisch untersucht werden. Darüber hinaus wird der optimierte Fahrplanbetrieb praktisch erprobt. Es werden Algorithmen entwickelt, die der Bereitstellung individuell optimierter Betriebsfahrpläne unter Berücksichtigung der Märkte, der Anlagenrestriktionen, sowie der im Projekt zu entwickelnden Geschäftsmodelle mit Netzbetreibern und Stromvertrieb dienen. Wichtige Bewertungskriterien unterschiedlicher Flexibilisierungsansätze sind Treibhausgasemissionen, Wirtschaftlichkeit sowie Versorgungssicherheit und Verträglichkeit im Verteilnetz.

Die drei Anlagenkonzepte sollen an den drei Standorten Allendorf, Philippsthal und Jühnde realisiert werden.

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2. Projektergebnisse

2.1 Analyse und Auslegung der Anlagenkonfigurationen für bedarfsorientierte Betriebskonzepte Als ein wesentlicher Baustein der Energiewende werden neben der fluktuierenden Stromeinspeisung aus Windparks und Photovoltaikanlagen auch steuerbare flexible Stromerzeugungsanlagen benötigt, die im Stromnetz die Differenz zwischen dem Stromverbrauch und der wetterbedingt schwankenden Strom-einspeisung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen ausgleichen können. Dazu eignen sich grundsätzlich Biogas- und Biomethananlagen sehr gut, da der Brennstoff Gas gut zwischengespeichert werden kann. Allerdings ist eine Flexibilisierung der Anlagenkonfiguration notwendig, denn die Anlagen sind üblicherweise für einen wirtschaftlichen Dauer- bzw. Grundlastbetrieb und nicht für einen bedarfsorientierten Betrieb ausgelegt. Weiterhin können auch dazu auch Power-to-Gas-Anlagen eingesetzt werden, die über Elektrolyseure überschüssigen Strom aus dem Stromnetz beziehen können.

Abbildung 5: Modellanlagen, an denen der flexible Betrieb praktisch untersucht und demonstriert wurde

2.1.1 BioPower2Gas-Anlage Zur Auswahl des geeigneten Anlagestandorts wurde zunächst ein Fragenkatalog mit entsprechenden Kriterien definiert:

- Reicht die Aufstellfläche aus? - Besteht im Genehmigungsverfahren BImSchV-Konformität (Lärm, Emissionen)? - Liegt eine EEG-Konformität vor?

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- Wie hoch ist die mögliche Elektrolyseurleistung? - Besteht bereits ein Gasnetzanschluss? - Ist die Trafokapazität für den Strombezug ausreichend?

Speziell in Bezug auf das Biologische Methanisierungsverfahren erfolgte die Definition der Messparameter für die Steuer – und Regelungstechnik. Es wurden folgende Messgrößen festgelegt:

- Biogas-Flow - Wasserstoff-Flow - Druck im Fermenter - Temperatur Fermenter - Füllstand Fermenter - pH-Wert Fermenter - Flow Produktgas - Gaszusammensetzung - Druck Produktgas - Temperatur Produktgas

In einer vergleichenden Gegenüberstellung wurde der Standort für die BioPower2Gas-Anlage auf der Biomethananlage Allendorf (Eder) dem Standort Stausebach vorgezogen. Entscheidend waren das vorhandene Anlagenregime und die damit nicht notwendigen Kosten bauseitig und für den Elektrolyseur.

Anschließend wurde das Verfahrensfließbild für das Anlagenkonzept der Biologischen Methanisierung entworfen. Die Anlage beinhaltet als Eingangsgrößen den Rohbiogasstrom, den Wasserstoff und das Frischwasser. Als Ausgangsgrößen sind der Produktgasstrom und das Abwasser definiert. Das Volumen des Methanisierungsreaktors wurde von der ersten Konzeption mit 2.6 m³ auf dann 5 m³ erhöht. Der ursprünglich geplante maximale Produktgasstrom (synthetisches Methan) von ca. 7 Nm³/h liegt zum Projektabschluss bei15 Nm³/h.

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Abbildung 6: Anlagenfließbild BioPower2Gas Anlage

Die Anlagenparameter zu den Steuer, Regel und Messgrößen wurde in einer gemeinsamen Liste zusammengefasst und einer Bewertung hinsichtlich Messbereich, Messstelle, Verwendungszweck, Übertragung, Aufschlüsselung und Genauigkeit/Abweichung unterzogen.

2.1.2 Biogasanlage Jühnde Beim Bioenergiedorf Jühnde handelt es sich um eine Biogasanlage mit Vor-Ort-Verstromung und einem angeschlossenen Nahwärmenetz, das große Teile des Dorfes mit Wärme versorgt. Jühnde, das erste Bioenergiedorf Deutschlands, hat sich mit seiner Bioenergieanlage international zu einem Leuchtturmprojekt entwickelt. Die bürgerschaftliche, dezentrale und nachhaltige Konzeption und Realisierung des Projektes aus dem Jahre 2005 beeindruckt nach wie vor zahlreiche Besucher aus aller Welt. Im Rahmen von BioPower2Gas erprobt der Vorreiter unter den Bioenergiedörfern die neue Rolle der Bioenergie mit bedarfsorientierter Stromerzeugung. Analyse der bestehenden Anlagenkonfiguration

Das Anlagensystem speist ein Nahwärmenetz von einer Länge von 5,5 km, an das 145 Haushalte in Jühnde angeschlossen sind. Es bestand vor Umbau/Flexibilisierung aus einem BHKW mit einer elektrischen Leistung von 716 kW bei einer Bemessungsleistung von rund 550 kWel, zwei Wärmepufferspeichern à 50 m³, einem Holzhackschnitzelheizwerk von 550 kWth, einem Ölkessel von 1.600 kWth, ein Fermenter mit 3.000 m³ und ein Gaslager mit 5.000 m³ sowie ein Substratsilo von 7.500 m³. Damit handelte es sich um eine recht klassische BHKW-Anlagenauslegung, bei der das BHKW als

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Dauerläufer in Grundlast betrieben wird und bei erhöhtem Wärmebedarf im Winter die Kessel zugeschaltet werden. Aufgrund des Wärmepufferspeichers war es bereits vor Anlagenflexibilisierung in gewissem Maße möglich, zur Deckung von Wärmebedarfsspitzen für einzelne Stunden auf den Wärmepufferspeicher zuzugreifen, bevor zusätzliche Kessel hinzugeschaltet werden mussten (siehe Abbildung 7).

Abbildung 7: Simulation zum Anlagenbetrieb der Biogasanlage Jühnde vor Flexibilisierung; Winterwoche.

Die Analyse von Wärmeerzeugung und –verbrauch im Jahresverlauf machte jedoch deutlich, dass im Sommer eine erhebliche Menge an Überschusswärme im BHKW erzeugt wurde, während im Winter die Wärmeleistung des BHKW nicht ausreichte (siehe Abbildung 8).

Abbildung 8: Simulation zum Anlagenbetrieb der Biogasanlage Jühnde vor Flexibilisierung; Wärmebereitstellung im Jahresverlauf

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Flexible Auslegung der Anlagenkonfiguration für die Biogasanlage Jühnde

Eine intelligente Anlagenflexibilisierung schafft die Möglichkeit, die BHKW im Jahresgang ebenso wie im Tagesgang flexibel einzusetzen. Dies hat folgende Vorteile:

‐ Möglichkeit des bedarfsorientierten Betriebs im Sinne der Energiewende und im Sinne des Wärmebedarfs im Ort

‐ Möglichkeit zur Hebung von Energieeffizienzpotenzialen (bessere Nutzung des wertvollen Substrats durch Reduzierung von Wärmeabfuhr und Gasverlusten, ebenso bessere Wirkungsgrade)

‐ Steigerung des KWK-Anteils der erzeugten Wärme ‐ Senkung von Betriebskosten und Hebung von Mehrerlöspotenzialen ‐ Redundanz durch ein zusätzliches BHKW ‐ Zukunftsfähige betriebswirtschaftlich sinnvolle Anlagenauslegung

Die Planung der Flexibilisierungsmaßnahmen für die Biogasanlage Jühnde erfolgte federführend durch den assoziierten Projektpartner Bioenergiedorf Jühnde eG und wurde gemeinsam mit Umsetzungspartnern durchgeführt und im Rahmen des Projektes BioPower2Gas durch CUBE Engineering begleitet. Technisch betrifft die Flexibilisierung der Bioenergieanlage eine Reihe von Komponenten, wie z.B.:

- Zusatz-BHKW mit Zusatz-Trafo - Wärmespeichererweiterung - Gasspeichermanagement und Gasspeichererweiterung - Hydraulik der Wärmeeinbindung - Infrastruktur mit Erdarbeiten (Versorgungskanal mit Gas-, Strom- und Wärmeleitung) - Mess- und Steuertechnik und Kommunikationsinfrastruktur

Wärme- und Gasspeicher dienen dazu, die Stromerzeugung im BHKW zeitlich von der Gaserzeugung und der Wärmelieferung ins örtliche Wärmenetz zu entkoppeln. Der Planungsprozess umfasste neben der technischen Seite die Genehmigungs- und Finanzierungsplanung. Dies beinhaltete die Zusammenarbeit mit unterschiedlichen Dritten: Technischem Planer, Gutachter, Anlagenhersteller, Finanzierungsplaner, Bank, Genehmigungsbehörde und Netzbetreiber. Innerhalb der Bioenergiedorf Jühnde-Genossenschaft war eine Investitionsentscheidung herzustellen. CUBE Engineering hat Wirtschaftlichkeitsanalysen zu den Flexibilisierungsoptionen für das Anlagensystem durchgeführt. Dazu wurden techno-ökonomische Modelle mit Hilfe der Simulationssoftware energyPRO erstellt und unterschiedliche Flexibilisierungsszenarien simuliert (Abbildung 9). Die anhand der Simulationen erarbeiteten Ergebnisse zeigen eine sehr gute Wirtschaftlichkeit für bestimmte Flexibilitätsoptionen auf. Grundsätzlich wäre eine starke Flexibilisierung mit einem Zusatz-BHKW von 2.000 kWel machbar gewesen. Die Analysen machten deutlich, dass sich die einzigartige Möglichkeit bot, im Projektzeitraum die Flexibilisierung zu realisieren und den vorgesehenen Fahrplanbetrieb mit Stromvermarktung beispielhaft umzusetzen.

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Abbildung 9: Ermittlung der wirtschaftlichsten Flexibilitätsoption auf Basis eines Anlagenmodells der Biogasanlage in Jühnde und techno-ökonomischen Simulationen

Während der Planungsphase verschlechterten sich mit dem EEG2014 die Rahmenbedingungen für die Bankenfinanzierung, wenngleich die Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen im EEG eigentlich nicht betroffen war. Unter Hinzuziehung weiterer Partner entschied sich die Bioenergiedorf Jühnde eG letztendlich für folgende Anlagenkonfiguration:

o 2 Zusatz-BHKW à 550 kW mit Trafo o ORC-Anlage 120 kWel mit Anschluss an die beiden Zusatz-BHKW o Zusätzlicher Wärmespeicher von 2 x 50m³ o Ultraschalldesintegrationsanlage o Zusätzliches Silo o In einer 2. Ausbaustufe (nach Abschluss des BioPower2Gas-Projektes): größerer Gasspeicher

Entwicklung einer Betriebsstrategie für den bedarfsorientierten Betrieb

In der heutigen Praxis werden flexible Biogasanlagen meist nicht unter all diesen Gesichtspunkten optimiert betrieben. Viele Anlagen laufen nach fest vorgegebenen Zeitblöcken, um den Anforderungen für die Teilnahme am Regelenergiemarkt gerecht zu werden und so Zusatzerlöse aus dem Regelenergiemarkt zu erwirtschaften. Für die Teilnahme am Minutenreservemarkt ist der Betrieb mindestens an einem von sechs 4-Stundenblöcken pro Tag gefordert. Für die Sekundärregelleistung ist für eine gesamte Woche negative oder positive Regelleistung HT oder NT (Hochtarifzeiten werktags 8.00 Uhr bis 20.00 Uhr und Niedrigtarifzeiten werktags 20.00 Uhr bis 8.00 Uhr und Wochenende/Feiertage) vorzuhalten.

Im Gegensatz zum bislang üblichen Betrieb von BHKWs soll die flexibilisierte Anlage in Jühnde bedarfsorientiert betrieben werden, d.h. sie soll nur noch während eines Teils der Tagesstunden Strom

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erzeugen, dafür aber mit höherer BHKW-Leistung. Dabei soll die Stromerzeugung zu Zeiten mit Strombedarf im Netz geschehen.

Als Zielgröße für die Einsatzoptimierung galt die Day-Ahead-Auktion am EPEX Spotmarkt für Strom, denn die Preise spiegeln den bundesweiten Strombedarf sowie die wetterabhängige Wind- und PV-Stromeinspeisung deutlich wider (Abbildung 10). Zugleich lassen sich im Vergleich mit anderen Märkten die höchsten Markterlöse erzielen. Zusätzlich kann Regelleistung vorgehalten werden.

Abbildung 10: Die Strompreise an der Day Ahead-Auktion der Strombörse EPEX spiegeln den Strombedarf im Übertragungsnetz wieder ((X-Achse: Stunde am Tag, Y-Achse: Datum im Jahr, rot >60 Euro/MWh, grün <10 Euro/MWh)

Ziel der Optimierung sind über das Jahr gesehen möglichst geringe Wärmegestehungskosten für das Bioenergiedorf Jühnde. Dies beinhaltet

eine möglichst hohe Effizienz bei der Substratnutzung (z.B. durch vorrangige Nutzung der BHKW mit höherem elektrischen Wirkungsgrad und der Vermeidung einer Produktion von Wärmeüberschüssen im Sommer durch saisonal anpassten BHKW-Betrieb)

die Vermeidung der Wärmeerzeugung durch Holzhackschnitzelkessel und vor allem Ölkessel (bzw. andersherum ein möglichst großer Anteil von in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugter Wärme)

die Erwirtschaftung hoher Erlöse an den Strommärkten durch bedarfsorientierte Stromeinspeisung (Bei niedrigen Strompreisen kann es so zum Kesseleinsatz kommen, wenn es vorteilhafter ist, das Gas für die Verstromung zu späteren Hochpreiszeiten zu sammeln.)

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Ein spezieller Schwerpunkt der Analysen für die Biogasanlage in Jühnde war die Fragestellung, zu welchen Betriebsweisen der marktorientierte Einsatz führt und welche Auswirkungen dies auf Betriebszeiten, Anzahl von Starts/Stopps der BHKW und Betriebsdauern der BHKW hat, denn es lagen noch keine diesbezüglichen Erfahrungswerte bei Anlagenbetreibern und BHKW-Herstellern vor. Die Ergebnisse der durchgeführten energyPRO-Simulationen machten deutlich, dass eine Marktteilnahme am Viertelstunden-Intradayhandel gegenüber einer Marktteilnahme an der Day-Ahead-Auktion zusätzliche Starts- und Stopps erfordert, sofern die BHKW immer in Nennleistung betrieben werden und nicht modulieren. Weiterhin zeigte sich, dass die mit der 2. Ausbaustufe geplante Gasspeichervergrößerung zu längeren BHKW-Laufzeiten und weniger Starts führen wird und ebenso der zeitgleiche Betrieb von Bestands- und Zusatz-BHKW häufiger wird.

2.1.3 Biomethan-BHKW PhilippsthalAnalyse der bestehenden Anlagenkonfiguration und flexible Auslegung der Anlage

Es wurden Wirtschaftlichkeitsanalysen für Flexibilisierungsoptionen für mehrere Standorte durchgeführt. Hierfür wurde die Wirtschaftlichkeit für zuvor priorisierte Varianten (Flexibilisierungsoptionen) berechnet und dargestellt. Zwei Anlagen sind für den flexiblen Betrieb gut geeignet. Eine deutliche Erhöhung der installierten BHKW-Leistung sowie ein zusätzlicher Wärmespeicher wurden empfohlen.

Im Januar 2014 zeichnete sich ab, dass eine Flexibilisierung der Anlage in Philippsthal mit anschließendem Fahrplanbetrieb frühzeitiger umgesetzt werden konnte, als eine Flexibilisierung am Alternativstandort. Da dies vorteilhaft für das Forschungsprojekt war, wurde sich darauf verständigt, diesen Standort weiterzuverfolgen.

Für die neu als Projektmodellanlage gewählte Anlage Philippsthal wurde die Wirtschaftlichkeit für verschiedene Varianten von Flexibilisierungsoptionen unter Berücksichtigung der rechtlichen Rahmenbedingungen berechnet. Dabei wurden unterschiedliche BHKW-Größen, Wärmespeichergrößen und verschiedene Mengen des jährlichen Biomethanbezugs berücksichtigt. Im Laufe des Jahres 2014 wird die Konfiguration BHKW mit elektrischer Nennleistung von 365 kW und Wärmespeicher von 60 m3 errichtet. Das BHKW konnte Ende Juli 2014 in Betrieb genommen werden

Entwicklung einer Betriebsstrategie für den bedarfsorientierten Betrieb

Die technische Betriebsführungsstrategie wurde in den Grundzügen in der Konzepterstellung zur Akquise der Wärmesenke festgelegt. Durch die Erfahrung der Anlage Frankenberg, die im März in Betrieb genommen wurde, wurde diese für die Versuchsanlage nochmal verfeinert.

Folgende Eckpunkte wurden für die Betriebsführungsstrategie festgelegt:

o Das flexible BHKW wird mit einer 100%igen Wärmenutzung betrieben. o Ziel ist die Erreichung eines maximalen KWK-Anteils an der Wärmeversorgung und damit eines

bestmöglichen Primärenergiefaktors der Wärmeversorgung. o Die Nutzung der redundanten Erdgaskessel soll auf ein Minimum reduziert werden. o Das BHKW wurde mit technischen Ausrüstungen für den Betrieb ausgestattet (z.B.

Vorschmierung, Vorwärmung).

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o Das BHKW fährt nach einem Fahrplan, der fest eingegeben und geschaltet wird. Abweichungen vom Fahrplan sind nur zugelassen, wenn die Stabilität der Wärmeversorgung dies notwendig macht.

o Zur Gewährleistung einer langen Lebensdauer der Komponenten wird eine Mindestlaufzeit eines flexiblen Stromerzeugungsblocks von vier Stunden vorgesehen.

o Die Kesselanlage kann hydraulisch den Wärmespeicher beladen. Dieser Zustand soll durch die Fahrplanstrategie und –prognose vermieden werden.

o Wird ein bestimmter Wärmespeicherfüllstand unterschritten, steigt die Kesselanlage in die Wärmeversorgung ein.

2.2 Entwicklung von neuen Geschäftsmodellen

Es wurden neue Geschäftsmodelle für Betreiber flexibel steuerbarer BHKW konzipiert und bewertet. Flexibel steuerbare Energieanlagen bieten neue Möglichkeiten, die für den Stromversorger interessant sein können, für den Stromverteilnetzbetreiber ebenso wie für den Stromvertrieb. Allerdings bietet die bisherige Praxis noch nur wenig anschauliche Beispiele für mögliche Geschäftsmodelle, u.a. aufgrund des gültigen Rechtsrahmens. Daher wurde am Beispiel der Modellanlagen Geschäftsideen identifiziert und darauf aufbauend Geschäftsmodelle formuliert und anhand von Simulationen untersucht.

Übersicht über die entwickelten und untersuchten Geschäftsmodelle:

Geschäftmodell 1a – zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber Geschäftmodell 1b – zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber Geschäftmodell 2 – zwischen Stromvertrieb und BHKW-Betreiber

2.2.1 Geschäftsmodell 1a zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber Geschäftspartner: BHKW-Anlagenbetreiber und Netzbetreiber Ziel: Zubau großer BHKW ohne Netzausbau

Im Rahmen von BioPower2Gas wurde unter anderem der Frage nachgegangen, ob ein weiterer Zubau großer biogasbetriebener Blockheizkraftwerke (BHKW) ohne Netzausbau wirtschaftlich möglich ist, sofern die Anlagen flexibel ausgelegt und zu einer bedarfsgerechten Einspeisung in der Lage sind. Dabei zeigte sich für die zur Flexibilisierung beispielhaft untersuchte Biogasanlage Jühnde mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), dass technische Möglichkeiten bestehen, die nur zeitweise verfügbaren Netzkapazitäten sinnvoll zu nutzen. Ein Zubau großer BHKW im flexiblen Betrieb ist also trotz Netzengpässen möglich.

Netzbetreiber sind nach § 11 (1) EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) dazu verpflichtet, Strom aus erneuerbaren Energieanlagen unverzüglich und vorrangig abzunehmen. Diese Regelung war von Anfang an ein Kernelement des EEG und hat maßgeblich zu dem sehr dynamischen Ausbau der Erneuerbaren Energien und damit zum Erfolg der Energiewende beigetragen. Plant ein Anlagenbetreiber den Anschluss einer neuen oder die Erweiterung einer bestehenden EEG-Anlage, so führt der Netzbetreiber eine Netzverträglichkeitsprüfung durch. Dabei nimmt dieser eine technische Grenzwertbetrachtung vor.

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Dies bedeutet vereinfacht ausgedrückt, dass der Netzbetreiber den Fall simuliert, dass alle Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien und KWK innerhalb einer technischen Netzregion gleichzeitig mit Nennleistung einspeisen. Eine Grenzwertbetrachtung ist deshalb erforderlich, da der Netzbetreiber nur so die gesetzliche Pflicht zur vollständigen Abnahme zu jedem Zeitpunkt sicherstellen kann. Die konventionelle Netzausbausimulation führt dazu, dass Stromverteilnetzbetreiber ihre Netze insbesondere für Photovoltaik-(PV)-Einspeisespitzen auslegen müssen, obwohl diese nur kurzzeitig auftreten. Dies führt jedoch zu hohen Netzinvestitionen und zu einer geringeren Effizienz hinsichtlich der Netzauslastung. Ein flexibles, mit Biogas betriebenes Blockheizkraftwerk wird in dieser Betrachtung aufgrund der gesetzlichen Abnahmepflicht bei der Netzsimulation als dauerhafter Einspeiser simuliert.

Abbildung 6: Beispielwoche Einspeiselastgang Erneuerbarer Energien einer Netzregion

Stellt sich bei der Netzverträglichkeitsprüfung heraus, dass eine weitere Anlage nicht an das Netz angeschlossen werden kann, muss entweder der Netzbetreiber, wie gesetzlich geregelt, sein Netz ausbauen oder kann – sofern die Netzausbaukosten unverhältnismäßig hoch sind � den Anschluss ablehnen. Bei kleineren BHKW ist ein Netzausbau im Vergleich zu Windkraftanlagen seltener begründet, da die Strommengen und Investitionskosten der Energieanlage geringer sind. Die volkswirtschaftliche Unzumutbarkeit ist damit schneller erreicht. Alternativ kann sich der Anlagenbetreiber an einem anderen Netzverknüpfungspunkt anschließen lassen. Die damit verbundenen Kosten sind für BHKW-Projekte aber verhältnismäßig hoch und führen schnell zur Unwirtschaftlichkeit eines geplanten Vorhabens. Dabei könnte das Netz über den größten Teil des Jahres weiteren Strom aus Erzeugungsanlagen aufnehmen, denn die betrachteten kritischen Netzzustände betreffen spezielle und nicht dauerhaft auftretende Einspeisesituationen, zum Beispiel eine gleichzeitig hohe Wind- und PV-Einspeisung (siehe hierzu Abbildung 10, die die Einspeisespitzen und freien Zeitfenster illustriert.)

Eine Konsequenz daraus ist, dass BHKW-Anlagen in Einzelfällen nicht ans Netz gehen können, obwohl sie technisch so flexibel ausgelegt wurden, dass sie in der Lage wären, zu Zeiten potenziell kritischer

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Netzzustände stillzustehen. Bisher bestand jedoch kaum Bedarf, zeitlich begrenzte Einspeisungen bei Netzanschlussbegehren zu berücksichtigen, da BHKW üblicherweise auf einen unflexiblen Grundlast-Dauerbetrieb ausgelegt wurden.

Darüber hinaus muss für einen flexiblen Betrieb ein intensiver Austausch zwischen Anlagen- und Netzbetreiber stattfinden. Zudem muss der Netzbetreiber über die Möglichkeit zur Abregelung der Einspeiseanlage verfügen und diese auch bei der Netzausbausimulation berücksichtigen. Erst seit kurzem werden BHKW und deren Steuerungs- und Regelungssysteme den technischen Anforderungen für eine flexible Betriebsweise gerecht. Ganz wesentlich ist dabei, dass erst seit dem Jahr 2012 im EEG ein wirtschaftlicher Anreiz für größer ausgelegte flexible BHKW geschaffen wurde.

Seither wird über eine Flexibilitätsprämie beziehungsweise (bzw.) einen Flexibilitätszuschlag eine Investition in die Anlagenflexibilisierung gefördert, um die Anlagen zu einer bedarfsorientierten Einspeisung zu befähigen. Die flexible Fahrweise wird dadurch möglich, dass eine deutlich erhöhte BHKW-Leistung – verglichen mit der durchschnittlich eingespeisten Jahresleistung – installiert wird. Zusätzliche Wärme- bzw. Gasspeicher sorgen dafür, dass der BHKW-Betrieb zeitlich von der Wärmebedarfsdeckung bzw. von der Gaserzeugung im Fermenter entkoppelt wird. Eine derart konzipierte Anlage erzeugt nicht mehr durchgängig 24 Stunden am Tag Strom und Wärme, sondern nur noch während einer begrenzten Anzahl an Stunden am Tag, jedoch mit entsprechend höherer Einspeiseleistung.

Für flexible BHKW ist es sinnvoll, gezielt zu den Stunden des Tages Strom einzuspeisen, wenn dies am lukrativsten ist. Ein lukrativer Strompreis wird hier so definiert, dass der zu erzielende Preis für Strom am Spotmarkt oberhalb des Preisdurchschnitts des gesamten Tages liegt. Allein aus wirtschaftlicher Erwägung wird die Anlage also bedarfsgerecht (Spotmarkt-orientiert) betrieben. Genau dieser Effekt soll mit der Flexibilitätsprämie bzw. dem –zuschlag im EEG gefördert werden. Im Hinblick auf den Netzanschluss deckt das EEG jedoch auch heute noch nicht die Fähigkeit flexibler BHKW ab, sich flexibel ins Stromnetz integrieren zu lassen. Handeln die Netzbetreiber im Rahmen des Gesetzes und kaufmännisch auch sinnvoll, wird dadurch den flexiblen BHKW der Netzzugang möglicherweise im Einzelfall verwehrt, obwohl der Betrieb der Anlage für den Anlagenbetreiber wirtschaftlich wäre und es keines Netzausbaus bedürfte.

Das Projekt BioPower2Gas verfolgt unter anderem das Ziel, in der niedersächsischen Ortschaft Jühnde eine flexible, netzlastorientierte Stromeinspeisung in einem Praxisfall zu erproben. Das Bioenergiedorf Jühnde plant derzeit unter dem Titel „Bioenergiedorf Jühnde 2.0“ eine Flexibilisierung der dortigen Biogasanlage. Nach erfolgtem Umbau wird mit der Anlage ein marktoptimierter Fahrplanbetrieb umgesetzt. Im Gegensatz zu PV- und Windenergieanlagen kann die Bioenergieanlage aktiv gesteuert werden, da das Biogas im Gasspeicher zwischengelagert werden kann. Angestrebtes Ziel der Projektpartner im Rahmen des Forschungsprojektes ist, dass die Anlage in den netztechnisch unkritischen Zeitfenstern deutlich höhere Leistungen einspeisen darf, als gesetzlich mit der garantierten Einspeisezusage zulässig wäre, sofern dies ohne Netzausbau und ohne Verletzung netzbetrieblicher und technischer Grenzwerte möglich ist.

Die im Folgenden genauer beschriebenen Simulationen der CUBE Engineering GmbH, der EnergieNetz Mitte GmbH und der EAM EnergiePlus GmbH (beides Unternehmen der EAM Gruppe) für das Bioenergiedorf Jühnde auf Datenbasis von 2013 haben aufgezeigt, wie viele Netzengpässe innerhalb des

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Modelljahres 2013 aufgetreten wären und welche wirtschaftlichen Auswirkungen netzbegründete Abregelungen der BHKW gehabt hätten.

Aus den Simulationen konnte im Beispielfall nachgewiesen werden, dass Abregelungen aufgrund von Netzengpässen im flexiblen, marktorientierten BHKW-Betrieb auf Basis historischer Werte nur sehr selten aufgetreten wären und daher kein finanzielles Risiko für den Betreiber bedeutet hätten. Auf Basis dieser wirtschaftlichen Aussage wurde im Rahmen des Forschungsprojekts fortan die modellhafte Umsetzung zur flexiblen Netzeinspeisung an der realen Anlage mit allen technischen und rechtlichen Randbedingungen erprobt.

Am Standort Jühnde wurden alle realen Bedingungen für eine praxisorientierte Untersuchung vorgefunden. Das Bioenergiedorf Jühnde (Anlagenbetreiber) betrieb an dem Standort bereits ein Bestands-BHKW mit einer elektrischen Leistung von 0,7 Megawatt (MW). Bei den Untersuchungen im Rahmen von BioPower2Gas wurden die ersten Planungen betrachtet, die vorsahen, ein weiteres flexibles Zusatz-BHKW mit 2 MW elektrischer Leistung an das Netz anzuschließen. Gemäß dem in die Untersuchung eingeflossenen Planungsstand hätte die Gesamteinspeiseleistung damit 2,7 MW betragen.

Die Netzverträglichkeitsprüfung des Netzbetreibers EnergieNetz Mitte hat ergeben, dass an dem Einspeisepunkt nur eine Gesamtleistung von 1,4 MW möglich ist, da ab dieser Einspeiseleistung der vorgegebene Spannungswert nicht mehr dauerhaft gewährleistet werden kann. Damit wären nach gesetzlicher Auslegung lediglich weitere 0,7 MW Zubau möglich gewesen. Der direkte Anschluss für die geplanten 2,7 MW wäre nach der gesamtwirtschaftlichen Betrachtungsweise abzulehnen und ein neuer Netzverknüpfungspunkt zu wählen. Der neu zugewiesene Netzanschlusspunkt wäre jedoch nicht wirtschaftlich für den Anlagenbetreiber realisierbar.

Bei den Simulationen wurde berücksichtigt, dass das Bioenergiedorf Jühnde einerseits entsprechend dem gesetzlichen Anspruch die garantierte Einspeisezusage für 1,4 MW erhält (durch Netzverträglichkeitsprüfung ermittelt) und darüber hinaus weitere 1,3 MW flexibel einspeisen darf. Die Zusage für die Erweiterung von 1,4 MW auf 2,7 MW besteht jedoch ohne Anspruch auf die Einspeisung und der Leistung von Ausgleichszahlungen durch den Netzbetreiber, wie diese bei Abregelungen nach § 14 (1) EEG zum Tragen kommen.

Nur bei freien Kapazitäten darf der Betreiber die volle Leistung einspeisen. Hierfür wurde eine Spannungswertüberwachung am Einspeisezähler vorgesehen, die bei Erreichung des zulässigen Spannungsgrenzwertes die Leistung des BHKW automatisch stufenweise bis auf 1,4 MW abregelt. Wird der Spannungswert nicht erreicht, kann die Maximalleistung von 2,7 MW eingespeist werden.

Ein weiteres Ziel der Simulationen war, den Einfluss der Abregelungen auf die Wirtschaftlichkeit des BHKW-Betriebes zu beurteilen. Dazu wurden die Markterlöse eines marktoptimierten BHKW-Betriebs einmal ohne und einmal mit Netzrestriktionen miteinander verglichen, wie die Abbildung 12 veranschaulicht.

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Abbildung 12: Prozessdarstellung Simulationen

In einem ersten Schritt wurde von CUBE Engineering die Anlagenkonfiguration mit Hilfe der Simulationssoftware energyPRO modelliert. Die Biogasanlage produziert auch nach der Flexibilisierung die gleiche Menge Biogas im Fermenter wie vor dem Zubau des neuen BHKW. Die elektrische Leistung erhöht sich über das Zusatz-BHKW um 2 MW. Das digitale Anlagenmodell berücksichtigt sämtliche Restriktionen der Bioenergieanlage hinsichtlich des flexiblen Betriebs, wie zum Beispiel Kapazitäten von Wärme- und Gasspeicher sowie temperaturabhängiger Wärmebedarf im Nahwärmenetz, über das ein Großteil des Dorfes beheizt wird.

Rückwirkend für das Modelljahr 2013 wurde mit diesem Modell ein marktoptimierter Fahrplan unter Berücksichtigung der modellierten Anlagenrestriktionen simuliert. In dieser ersten Simulation wurde angenommen, dass keinerlei Netzrestriktionen bestehen und die volle elektrische Leistung bei gleichzeitiger Einspeisung beider BHKW jederzeit vom Netz aufgenommen werden kann. Die auf Basis dieses Fahrplans erzielten Markterlöse galten als Referenzwert.

Diese Referenzmarkterlöse waren auskömmlich für den Anlagenbetreiber, denn die flexible Auslegung der Anlage basiert auf einer Börsenstromvermarktung als ertragreichste Erlösquelle für hochflexibilisierte Anlagen. Die Abbildung 13 zeigt zur Veranschaulichung die innertägige Schwankung der Spotmarktpreise im Jahresdurchschnitt. Die Marktpreise der einzelnen Tage unterscheiden sich je nach Stromverbrauch und wetterabhängiger Einspeisung aus Wind- und PV-Anlagen teils deutlich voneinander, weshalb gute Strompreisprognosen für die Einsatzoptimierung wichtig sind.

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Abbildung 73: 2013 Jahresdurchschnittlicher Tagesverlauf der Auktionspreise am EPEX Day Ahead-Spotmarkt

Die Betriebsstrategie für den erlösoptimierten Anlagenbetrieb berücksichtigt unter anderem die Kosten für die Anlagenstarts (zusätzliche Wartungskosten, Reduzierung der BHKW-Lebensdauer), ebenso den bevorzugten Einsatz des neuen großen BHKW mit einem höheren elektrischen Wirkungsgrad sowie den gezielten Einsatz beider BHKW zur Ausnutzung hoher Preisspitzen. Entsprechend der täglichen Börsenpreiskurve laufen die BHKW vorwiegend zu den Vormittags- und Abendstunden mit einer durchschnittlichen Betriebsdauer von fünf Stunden (Zusatz-BHKW) bzw. drei Stunden (Bestands-BHKW). Um die Kosten für die Wärmeerzeugung zur Versorgung des Nahwärmenetzes zu minimieren, wurde der Einsatz des Holzhackschnitzelkessels auf die notwendigen Jahresstunden beschränkt und der des Ölkessels vermieden.

Parallel hat die EAM auf Basis der Werte von 2013 durch Auswertungen des Spannungsverlaufes der nächstgelegenen Schaltstationen eine Zeitreihe der Spannungswerte für den Einspeisepunkt erstellt. Dabei wurden alle Erzeugungsanlagen in dem betroffenen Netzgebiet berücksichtigt. Dieser Spannungsverlauf diente als konkreter Bezug zur Ermittlung der Zeitpunkte, zu denen aufgrund netztechnischer Restriktionen eine Abregelung des BHKW hätte stattfinden müssen. Insgesamt zeigt die Simulation an weniger als 1.000 der 35.040 Viertelstundenwerte des Jahres notwendige Minderungen der Einspeisung bis hin zur Abschaltung. Nur an 2,85 Prozent der Jahreszeit hätte demnach nicht die Gesamtleistung eingespeist werden können. Die meisten Netzengpässe waren auf gleichzeitige Einspeisung der PV- und Windenergieanlagen zurückzuführen.

Bei CUBE Engineering wurde im nächsten Schritt die Zeitreihe der Netzrestriktionen mit in die energyPRO-Simulation eingebunden. Der nun unter Netzrestriktionen neu erstellte und wiederum marktoptierte Fahrplan wies etwas andere BHKW-Betriebszeitpunkte auf als der Referenzfahrplan. Einige aus Stromvermarktungssicht vorteilhafte Zeitfenster konnten aufgrund der Netzrestriktionen nicht genutzt werden. Die entsprechenden BHKW-Abschaltungen sind anschließend durch zusätzliche Laufzeiten auszugleichen. Gegenüber dem optimalen Fahrplan kommt es dadurch zu Verschiebungen zu Zeiten mit niedrigeren Marktpreisen.

In der Simulation haben die BHKW-Abschaltungen nur geringen Einfluss auf die erzielten Erlöse. Die Wirtschaftlichkeit der Anlage wurde durch die nur selten auftretenden Abregelungen in keiner Weise

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€/MWhDurchschnittlicher stündlicher Börsenpreis EPEX Day Ahead

je Tagesstunde im Modelljahr 2013

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beeinträchtigt. Zum einen zeigte sich, dass der überwältigende Teil der theoretischen Abregelungszeiten nicht mit den Zeiten des potenziellen marktpreisgesteuerten BHKW-Betriebs zusammenfiel (siehe Abbildung 14). Zu den sonnenreichen Mittagszeiten, an denen die PV-Stromeinspeisung bei einem gleichzeitigen Betrieb der anderen Stromerzeuger lokal zu Netzengpässen geführt hätte, standen die BHKW aufgrund der niedrigen Börsenpreise still.

Zum anderen war die Anlage aufgrund der Kapazitäten der vorhandenen Wärme- und Gasspeicher ausreichend flexibel, um die aufgrund von Abregelung nicht erfolgte Stromerzeugung zu einer späteren Zeit mit ebenfalls akzeptablen Marktpreisen nachzuholen. Die Erlösminderung durch die Abregelung bezifferte sich demnach nicht auf den vollen potenziellen Markterlös zur betreffenden Handelsstunde: Da die Erzeugung zeitlich verlagert werden konnte, kam nur jeweils die Differenz zu dem zu einer späteren Stunde erzielten Markterlös zum Tragen. Lang anhaltende Abschaltungen, die eine teure Wärmeerzeugung hätten notwendig werden lassen, traten nicht auf.

Abbildung 84: Beispielhafter Zeitraum der netzseitigen Abregelung und optimaler Fahrplan des flexiblen BHKW

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass im untersuchten Fall der Bioenergieanlage Jühnde der flexibilisierte, strommarktorientierte Betrieb flexibler biogasbetriebener BHKW vermutlich nicht mit den Zeiten hoher Belastung im Stromnetz zusammenfällt. Tatsächlich ist es sehr wahrscheinlich, dass zu Zeiten, an denen Netzengpässe aufgrund hoher Einspeisungen aus Windenergie- und PV-Anlagen bestehen würden, die BHKW im flexiblen Betrieb stillstehen können.

Zu Zeiten hoher lokaler Gesamteinspeisung in der untersuchten Netzregion waren auch die Börsenpreise für die BHKW-Stromeinspeisung weniger lukrativ. Dies bedeutet, dass die Erlöseinbußen bei der Stromvermarktung und Wärmeproduktion betriebswirtschaftlich für den Betreiber der Bioenergieanlagen nicht relevant sind. Zudem bietet die flexible Anlage gute Möglichkeiten der Erzeugungsverlagerung auf andere Stunden mit guten Strommarktpreisen. Für die allgemeine Umsetzung derartiger Lösungen auch an anderen Standorten sind juristisch einige Fragen noch ungeklärt und es fehlen klare Regelungen.

Für den Feldtest wurde aufbauend auf den oben beschriebenen Projektergebnissen eine vertragliche Regelung zwischen Verteilnetzbetreiber und Bioenergiedorf Jühnde erstmalig erprobt, die es dem Bioenergiedorf im Rahmen des flexiblen BHKW-Betriebs ermöglicht, über die gemäß EEG garantiert

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3,5

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Leistung [M

W]

Mögliche Einspeisung 2013, am Einspeisepunkt Jühnde [MW]

BHKW‐Einspeisung gesamt max. zulässige Einspeiseleistung

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zugesicherte Einspeiseleistung hinaus (1.400 kW), zeitweise zusätzliche Leistung ins Verteilnetz einzuspeisen, sofern die Netzsituation dies zulässt (bis 2.741.6 kW). Grundlage für die garantierte Einspeisezusage ist die Netzverträglichkeitsprüfung, die derzeit nach einem statischen Verfahren von den Netzbetreibern durchgeführt wird und keine Einspeisezusage für die gesamte im Rahmen der Flexibilisierung geplante installierte BHKW-Leistung zuließ. Die im Forschungsrahmen gefundene Regelung besagt, dass im Falle eines Netzengpasses die Pflicht des BHKW-Anlagenbetreibers besteht, das BHKW entsprechend der Netzsituation herunterzuregeln. Dazu wurde am Einspeisepunkt eine Messeinrichtung installiert.

Im Feldtest sollte nun gezeigt werden, ob die in der Realität vorgenommenen Netzabschaltungen und die Fahrplanprognosen die guten Ergebnisse aus dieser Simulation bestätigen. Im Unterschied zu der simulierten maximalen Einspeiseleistung von 2,7 MW beträgt die gesamte Einspeiseleistung nach Flexibillisierung nur 1,8 MW (Bestands-BHKW von 716 kW plus zwei Zubau-BHKW von je 550 kW). Bei einem zeitgleichen Betrieb aller drei BHKW wird somit auch die gemäß EEG garantiert zugesicherte Einspeiseleistung überschritten, jedoch besteht nur noch eine Überschreitung von 400 kW, für die in der Praxis deutlich seltener Netzengpässe zu erwarten sind, als für die simulierten zusätzlichen 1.300 kW Einspeiseleistung. Im Hinblick auf den Feldtest verzögerten sich leider die zur Flexibilisierung durchzuführenden Umbaumaßnahmen in Jühnde aufgrund unterschiedlicher Hürden, so dass erst am 12. Dezember 2016 mit einem Fahrplanbetrieb begonnen werden konnte, der einen zeitweise gleichzeitigen Betrieb aller drei BHKW umfasste. Da bereits am 31.08.2016 das Projekt BioPower2Gas seinen Abschluss fand, konnte daher keine umfassende Evaluation im Rahmen von BioPower2Gas mehr stattfinden. Es deutete sich aber an, dass die Simulationsergebnisse von einer hohen Güte waren und mit nur geringen Abweichungen auch im Feldtest so eingetreten wären.

In die Berechnung der Fahrpläne für die Stromvermarktung am Day-Ahead-Spotmarkt flossen die Netzabschaltungen nicht mit ein, denn erst innertägig sind belastbare Aussagen zu den erwarteten Abregelungsvorgängen in den betreffenden Handelsstunden (bzw.-viertelstunden) möglich. Damit werden Ausgleichsenergiekosten fällig. Diese fallen allerdings nicht ins Gewicht fallen, da – wie die Simulation gezeigt hat – die Abregelungen nur äußerst selten auftreten.

Weiterhin wurde geprüft, ob eine derartige flexible Einspeisezusage auf freiwilliger Basis auch an anderen Standorten als Alternative zu einer Absage des Netzanschlussbegehrens denkbar wäre. Es zeigte sich, dass eine Erprobung des Geschäftsmodells im Rahmen des Forschungsprojektes möglich ist, im Regelfall allerdings auf Basis des derzeitig gültigen Rechtsrahmens für den Netzbetreiber mit rechtlichen und dadurch mit wirtschaftlichen Risiken verbunden ist.

Die spezifischen Ergebnisse der Untersuchungen aus der Modellregion Jühnde für das Modelljahr 2013 sind nur begrenzt auf andere Anlagenkonfigurationen in anderen Netzregionen übertragbar. Im Einzelfall wird eine dynamische Netzberechnung notwendig sein, die die Netzsituation vor Ort abbildet. Außerdem ist die Simulation eines marktoptimierten Anlagenfahrplans erforderlich, die die Anlagenrestriktionen berücksichtigt und Aussagen über den Einfluss der Abregelungszeiten auf die Wirtschaftlichkeit des BHKW-Anlagenbetriebs ermöglicht.

So spielt die Zusammensetzung der unterschiedlichen Einspeiser eine wesentliche Rolle für die flexiblen Zeitfenster. Die netztechnischen Gegebenheiten (beispielsweise Direktanschluss am Umspannwerk oder am Ende einer Mittelspannungsleitung, etc.) sowie die Nutzung des BHKW (Laufzeiten, Größe des

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Speichers) sind individuell zu analysieren. Die Preise an der Strombörse sind stets bei hoher bundesweiter PV- oder Windenergieeinspeisung niedrig, da in diesen Phasen das Stromangebot am Markt entsprechend groß gegenüber der Stromnachfrage ist. Hervorzuheben ist, dass die im Rahmen des Forschungsprojektes erarbeiteten Methoden auch in anderen Fällen gut anwendbar sind.

2.2.2 Geschäftsmodell 1b zwischen Verteilnetzbetreiber und BHKW-Betreiber Geschäftspartner: BHKW-Anlagenbetreiber und Netzbetreiber Ziel: Netzdienstleistung eines flexibel steuerbaren BHKW gegenüber dem Verteilnetzbetreiber zur Vermeidung von Netzausbau.

Ziel ist eine volkswirtschaftliche Betrachtung des Netzausbaus in Zusammenhang mit dem möglichen Einspeiseverhalten von flexibel steuerbaren BHKW und deren Fähigkeit zur zeitlichen Verschiebung der Stromeinspeisung. Der Betreiber der flexibel steuerbaren Biogasanlage erbringt dazu eine Netzdienstleistung für den Netzbetreiber. Die Geschäftsidee sieht vor, kostenintensive Netzausbaumaßnahmen, zu denen der Netzbetreiber verpflichtet gewesen wäre, zu vermeiden, indem flexibel steuerbare BHKW abgeregelt werden, wenn Netzengpässe aufgrund hoher Wind- und PV-Einspeiseleistungen auftreten werden. Im Gegenzug zur Abregelung soll der Anlagenbetreiber eine Vergütung durch den Verteilnetzbetreiber erhalten. Es wurde die Hypothese aufgestellt, dass ein solches Modell betriebswirtschaftlich und volkswirtschaftlich für alle Seiten zu günstigeren Kosten führt.

Flexibel betriebene BHKW haben die Eigenschaft in verschiedenen Leistungsklassen modular gefahren werden zu können und sind hinsichtlich der Wärmelieferung an Wärmekunden aufgrund des Einsatzes eines Gas- bzw. Wärmespeichers unabhängig vom Zeitpunkt der Strom- und Wärmeerzeugung. Ein BHKW, welches sich entsprechend der Netzsituation in der elektrischen Erzeugungsleistung anpasst, trägt somit zur Reduzierung von Netzausbau bei, da das Netz nicht mehr zu jedem denkbaren Zeitpunkt in der Lage sein muss, die volle installierte BHKW-Leistung abzunehmen. Gleichzeitig geht kaum sauber erzeugte Energie verloren, da die durch die Speicher gegebene Flexibilität es ermöglicht, die zeitlich von der Wärmelieferung entkoppelte Wärme und-Stromerzeugung nach erneuter Freigabe durch den Netzbetreiber einfach nachzuholen.

Andere Einspeiser wie PV- und Wind-Anlagen können genau diese Anforderungen nicht erfüllen und verursachen Netzausbau für nur kurze Einspeisespitzen. Insbesondere gilt dies für PV-Anlage mit kurzen Volllaststunden. Das gezielte Abregeln von brennstofffreien Energieträgern und damit ein Verzicht auf sauber erzeugten Strom ist politisch nicht gewollt.

Auf Basis von Simulationen wurde für das Modelljahr 2013 untersucht, ob die Kosten, die ein Netzbetreiber durch die Vermeidung des Netzausbaus einsparen kann, so auf den Anlagenbetreiber umgelegt werden können, dass der finanzielle Mehrwert zu ausreichenden Anreizen für netzdienliches Verhalten beim BHKW-Anlagenbetreiber führt und damit konsequent Netzausbau vermieden werden kann. In das energyPRO-Modell zur Simulation der marktoptimierten flexiblen BHKW-Fahrweise aus Sicht des Anlagenbetreibers wurde eine von EnergieNetz Mitte ermittelte Zeitreihe eingebunden, die angibt, in welchem Maße der BHKW-Betreiber seine Anlage vertraglich regeln müsste um Netzausbau zu vermeiden. Diese Abregelungszeitreihe gibt für jeden Zeitpunkt über ein gesamtes Jahr den Maximalwert der möglichen Einspeiseleistung an. Den niedrigsten Wert stellt dabei die garantierte Einspeiseleistung von 1,4 MW dar. Die Abregelungsvorgabe entspricht einer „roten Netzampel“, denn das

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Netz ist nicht so weit ausgebaut worden, dass eine dauerhafte Einspeiseleistung oberhalb von 1,4 MW für das zusätzliche BHKW möglich wäre. In Realität würde eine Spannungsmessung am Einspeisepunkt durchgeführt. Die ermittelten Ertragsausfälle für den BHKW-Betreiber aufgrund von Abregelungen wurden sodann in Relation zur Kosteneinsparung beim Netzbetreiber gesetzt.

Abbildung 15: Die Grafik zeigt beispielhaft die BHKW-Betriebsweise für die Tage 1.8.-3.8.2013. Dabei veranschaulicht die 1. Zeile die Spotpreisprognose, 2. Zeile Abregelung, 3. Zeile Fahrplan, 4. Zeile Stromerzeugung, 5. Zeile Wärmespeicherfüllstand, 6. Zeile Biogasspeicherfüllstand.

Überschlägige wirtschaftliche Bewertung

Die im Folgenden dargestellte überschlägige wirtschaftliche Bewertung aus Sicht des Netzbetreibers basiert auf der Machbarkeit zur Zahlung einer Vergütung. Die Ergebnisse wurden gemeinsam mit Fragestellungen aus dem Projekt Insel (im Rahmen Digitales Hessen) erarbeitet.

Rahmenbedingungen:

‐ Investitionskosten Netzausbau: 1.000.000 € ‐ Nutzungsdauer: 40 Jahre ‐ Investitionsjahr: 2017

Um Lastmanagement eines Kunden/oder die Abregelung einer Erzeugungsanlage aus Sicht des Verteilnetzbetreibers sinnvoll zu nutzen, bedarf es i.d.R. zunächst den notwendigen Ausbau des Verteilnetzes. In diesem Zusammenhang sind Netzbetreiber u.U. bereit, eine „Sonderzahlung“ an den Kunden zu leisten. Die Motivation ist dabei die zeitliche Aufschiebung des Netzausbaus mit Blick auf eine Renditeverbesserung um ein bis drei Jahre und um entsprechend den Kunden gewissermaßen für die Übergangszeit, in der er dem Lastmanagement/Erzeugungsabregelung unterliegt, zu entschädigen. Die Investitionsrenditen unterliegen der Regulierung und sind aufgrund der Bestimmungen aus der Netzentgelt- und Anreizregulierungsverordnung gedeckelt. Ein Netzbetreiber kann aktuell in Abhängigkeit vom Investitionsjahr Gesamtkapitalrenditen zwischen 3 % bis 4 % erzielen. Die Renditespanne ist auf den Zeitversatz zwischen Investitionsausgabe und erstmaligem Kapitalrückfluss zurückzuführen. Da nur

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alle fünf Jahre eine Kostenprüfung einer Regulierungsperiode stattfindet und das Basisjahr (Fotojahr) der Kostenprüfung drei Jahre vor dem Beginn der betreffenden Regulierungsperiode liegt, kommt es zu Zeitversätzen von drei bis maximal sieben Jahren. Je kürzer die Zeit bis zum nächsten Fotojahr ist, desto höher ist die Gesamtkapitalrendite. D.h. die Netzbetreiber können die Rendite ihrer Investitionen steigern, sofern sie diese in „optimale“ Investitionsjahre verschieben können. Während z.B. eine Investition in 2020 durchgeführt wird; sie in 2021 (Fotojahr) anerkannt wird; mit drei Jahren Zeitversatz ab 2024 (Beginn Regulierungsperiode) zu Erlösen über Netzentgelte führt - erhält der Netzbetreiber für eine Investition in 2017 Mittelrückflüsse erst mit einem Zeitversatz von sieben Jahren ab 2024. Die Verschiebung der Investition von 2017 nach 2020 wirkt sich somit verbessernd auf die Rendite aus, annähernd beträgt die Renditeverbesserung in diesem Fall ca. 1 %. D.h. bei einer Investition ins Stromnetz in Höhe von 1.000.000 € beträgt die Barwertverbesserung infolge der zeitlich verzögerten Investition etwa 120.000 €. Für das Geschäftsmodell zwischen Netzbetreiber und Kunde stehen somit über den Zeitraum von drei Jahren theoretisch jährlich 40.000 € zur Verfügung. Unter der Berücksichtigung der Zeitfenster, für die der Netzbetreiber einen Zugriff beansprucht und den ermittelten Erlösreduzierungen durch Abregelung des BHKW erscheint der Wert lukrativ.

Weniger praktikabel aber ebenfalls denkbar erscheint eine gänzliche Netzausbauvermeidung, bei der sich der einzelne Kunde faktisch über 40 Jahre einem Lastmanagement/Erzeugungsabregelung verpflichten muss. Zum einen hat der Netzbetreiber – ohne Anerkennung einer über diesen kompletten Zeitraum zu leistenden jährlichen Zahlung an den Kunden – keinen Anreiz, auf den Netzausbau komplett zu verzichten. Der Netzausbau erbringt zumindest eine gewisse Rendite und wäre nicht nur ein derartig einseitiges Verlustgeschäft. Und zum anderen wäre aus Sicht des Kunden der Anreiz, sich den jährlichen Abregelungen zu „unterwerfen“, finanziell nicht erhöht, da der Netzbetreiber die gesamte Zahlungssumme, die er bereit ist für eine Investitionsverschiebung zu leisten, nicht erhöhen würde. Der Netzbetreiber hat nur den Anreiz, die Investition ein bis drei Jahre zu verschieben. Es sei denn, die Renditevorstellungen des Netzbetreibers liegen über den Renditemöglichkeiten, die ihm die Netzentgeltverordnung und die Anreizverordnung bieten. Der Netzkunde bekäme somit 120.000 € verteilt über 40 Jahre geboten.

Die Vermeidung des Netzausbaus, verbunden mit dem permanenten Lastmanagement/Abregeln von Erzeugungsanlagen des Kunden, würde demnach nur Sinn machen, wenn die Regulierungsbehörde zukünftig derartige Zahlungen als betriebsnotwendige Aufwendungen des Netzbetreibers erklärt und ebenfalls Gewinnrealisierungen auf Aufwendungen ermöglicht.

Anmerkung: Zu dem Zeitpunkt der Untersuchungen lag der Entwurf zur Anpassung des Zeitversersatzes im Rahmen der Anreizregulierung noch nicht vor. Durch Aufhebung des Zeitversatzes, sind die Ergebnisse auf die zukünftigen Rahmenbedingungen nicht komplett übertragbar.

Fazit

Im Vergleich zu den Netzausbaukosten kann bereits mit vergleichsweise geringen Ausgleichszahlungen an den Anlagenbetreiber die höhere BHKW-Einspeiseleistung ins Stromverteilnetz integriert werden, denn die Erlöseinbußen durch die vertraglich vereinbarten Abregelungen der flexiblen Biogasanlage sind gering und eine Ausgleichszahlung kann für beide Seite wirtschaftlich darstellbar sein. Damit besteht eine rechnerische Basis für das Geschäftsmodell.

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Dabei ist anzumerken, dass das Ergebnis ausschließlich für den untersuchten Netzstrang und den örtlichen Gegebenheiten in Bezug auf installierte EEG-Anlagen und Verbrauchsverhalten der dortigen Netzkunden gilt. Grundsätzlich ist keine Übertragbarkeit auf andere Netze gegeben, da jeweils individuelle Gegebenheiten vorliegen. Denkbar wäre ggf. eine Studie, in der für unterschiedliche Kategorien von Netzsträngen jeweils eine Vielzahl von Beispielen untersucht werden, um ein Gefühl für die mögliche Spreizung der Ergebnisse zu erhalten.

Eine konkrete Umsetzung des Geschäftsmodells wie im Fall Jühnde im Rahmen des Forschungsprojektes ist aufgrund der gegebenen rechtlichen Rahmenbedingungen nicht möglich. Hintergrund sind die gesetzlichen Regelungen nach dem EEG, wonach eine an das Netz der öffentlichen Versorgung angeschlossene EEG-Anlage immer das Recht auf Einspeisung hat Entsprechende Regelungen zur Abregelung sind damit unzulässig –hierzu wird in dem Abschlussbericht detaillierter eingegangen.

Daher lassen sich diesbzgl. Empfehlungen zur Anpassung des Rechtsrahmens ableiten:

Diese Ergebnisse der Simulation des Geschäftsmodells 1b zeigen wie auch bereits die des Teil-Geschäftsmodell s 1a, dass es volkswirtschaftlich sinnvoll sein dürfte, flexible Biogasanlagen mit höherer Leistung in das Stromverteilnetz aufzunehmen, als dies die garantierte Einspeiseleistung nach herkömmlicher Netzverträglichkeitsprüfung zulässt. Sofern ein Anspruch auf Anschluss und eine Netzausbaupflicht bestünde, können die Netzausbau verschoben oder über längere Zeithorizonte vermieden werden.

2.2.3 Geschäftsmodell 2 zwischen Stromvertrieb und BHKW-Betreiber Geschäftspartner: BHKW-Anlagenbetreiber und Strombeschaffung/-vertrieb Ziel: Dynamischer BHKW-Strom-Einspeisetarif in Form eines Ampelmodells mit einer Basisvergütung plus Bonus bzw. abzüglich Malus.

Durch das Ampelmodell werden die komplexen Signale des Spotmarkts vereinfacht in den drei Ampelphasen ausgedrückt um den Anlagenbetreiber in die Lage zu versetzten, das BHKW mit einem selbst erstellten Fahrplan optimiert zu betreiben. Damit verfolgt das Ampelmodell die nachstehenden Ziele:

1) Dem Anlagenbetreiber die Entscheidungen über die BHKW-Fahrweise zu vereinfachen und ihm trotzdem die Entscheidungshoheit über seine Fahrweise zu lassen.

2) Vereinfachung des Mechanismus der Direktvermarktung der im BHKW erzeugten elektrischen Energie auf drei Preiszonen.

Mit Hilfe von Simulationen wurde die Tragfähigkeit des Geschäftsmodells untersucht. Dabei war zu bewerten, ob ein solches Ampelsystem geeignet ist, gleichlaufende Interessen bei BHKW-Betreiber und Strombeschaffung/-vertrieb zu erreichen und welche begleitenden Maßnahmen dazu notwendig wären (z.B. Vorabfahrplan des BHKW-Betreibers an den Vertrieb gemäß den für die nächsten Wochen bekannten Tarifzeiten). In diesem Zusammenhang war anhand von Simulationen zu ermitteln, wie die Zeitfenster (grün/gelb/rot) und die zugehörigen Bonus- bzw. Malusbeträge bestmöglich auszugestalten wären.

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Im Ergebnis hat sich gezeigt, dass es stark von der anlagenindividuellen Flexibilität (Überbauung (Verhältnis der Zusätzlichen angeschlossenen Leistung im Vergleich zur Ausgangsleistung), Wärmepuffer sowie ggf. Gasspeicher) und den Flexibilitätsrestriktionen abhängt, inwieweit die Anlage ihren Betrieb auf die Vorgaben der Ampel anpassen kann. Zum Beispiel ist es nur möglich alle „roten“ Stunden zu vermeiden, wenn der Anlagenbetreiber die Stromproduktion jeden Tag für mindestens sechs Stunden unterbrechen kann.

Vor allem wärmeseitige Restriktionen, wie beispielsweise die Wärmenutzungsverpflichtung bei Biomethan-BHKW, limitieren das Potenzial der Ampelvergütung deutlich. Eine ebenfalls große Rolle spielen die Preisschwankungen am EPEX-Spotmarkt, die die mögliche Höhe von Bonus und Malus einschränken.

Mit der untersuchten Demonstrationsanlage lassen sich die Stromerlöse steigern, wenn der Betreiber die Erzeugung auf die Ampelvergütung optimiert. Die Mehrerlöse für den Anlagenbetreiber sind zwar geringer, als bei einer tagesgenauen Optimierung nach EPEX-Spotmarkt, jedoch können auch geringere Kosten für einen selbst erstellten Ampelfahrplan im Vergleich zur eingekauften Einsatzoptimierung (auf Basis von EPEX-Spotmarkt- und Bedarfsprognosen) angesetzt werden.

Bei der Betrachtung muss jedoch beachtet werden, dass in den Simulationen schon geringe finanzielle Anreize zu einer Optimierung des Betriebs führen. Bereits ab einem Bonus/Malus von +/- 2 €/MWh wird eine hohe Abdeckung der gewünschten Stunden erreicht und diese bei höheren Boni/Mali nicht wesentlich weiter verbessert. Wie hoch der finanzielle Anreiz für den Betreiber sein muss, um seinen Anlagenbetrieb nach einem selbst erstellten Fahrplan zu optimieren und wie gut die Fahrpläne gestaltet und eingehalten werden können, lässt sich durch diese Betrachtung nicht bewerten. Die Simulationen zeigen jedoch, dass bis zu einem Bonus/Malus von etwa 7 €/MWhel, Erlössteigerungen bei beiden Akteuren erzielt werden können.

Fazit

Besonders für Anlagen, die aufgrund individueller Restriktionen im Betrieb nur eingeschränkt von Zusatzerlösen durch die bedarfsorientierte Strombereitstellung profitieren können, erscheint das Geschäftsmodell der Ampelvergütung tragfähig, da die Fahrplangestaltung nach der Ampel einfacher und kostengünstiger realisiert werden kann.

In der Theorie reichen schon sehr geringe Anreize aus, um den Anlagenbetrieb deutlich an die Ampelvergütung anzupassen und Mehrerlöse bei BHKW-Betreiber und Strombeschaffung/-vertrieb zu generieren. Inwiefern diese ausreichen um den Betreiber zur Fahrplangestaltung zu motivieren, kann in dieser Betrachtung nicht bewertet werden, genauso wenig wie die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf andere Anlagen mit unterschiedlichen Flexibilitäten und Restriktionen.

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2.3 Entwicklung eines Systems zur Einsatzoptimierung

Warum Einsatzoptimierung?

Betreiber flexibel steuerbarer Biogasanlagen und Biomethan-BHKW benötigen Wissen über die Stunden, während derer die Blockheizkraftwerke (BHKW) des Anlagensystems sinnvollerweise betrieben werden sollten. Dabei gilt es, möglichst hohe Erlöse mittels eines bedarfsorientierten Betriebs an den Märkten zu erzielen und zugleich die Wärmekunden sicher zu beliefern, ebenso die Füllstände von Gas- und Wärmespeicher sicher zu managen und den Kesseleinsatz kostenoptimiert zu reduzieren.

Im Rahmen des Projektes BioPower2Gas wurde dazu ein Einsatzoptimierungssystem konzipiert und aufgebaut. Anschließend wurde das Einsatzoptimierungssystem anhand der Modellanlagen Biogasanlage Jühnde und Biomethan-BHKW Frankenberg erprobt. Dabei handelt es sich um ein System für eine anlagenindividuelle Einsatzoptimierung. Dies bedeutet, dass die einzelne Anlage im Mittelpunkt der Betrachtung steht und sämtliche Anlagenrestriktionen detailliert Berücksichtigung finden. Damit das Optimierungsergebnis mit hoher Detailgenauigkeit speziell aus der Perspektive der individuellen Anlage ermittelt wird.

Anforderungen an die Einsatzoptimierung

Folgende Gründe sprechen für ein von unabhängiger Seite zentral betriebenes Einsatzoptimierungs-system, das individuelle Anlagensysteme ins Zentrum der Betrachtung stellt und detailliert abbildet: Für Betreiber von Biogasanlagen sind Anschaffung und Betrieb eines eigenen Optimierungssystems zur Ermittlung marktoptimaler anlagenindividueller Fahrpläne zu aufwendig und kostenintensiv. Stromhändler wiederum haben nicht die Möglichkeit sämtliche Details (z.B. die Wärmeseite) komplexer Anlagenkonfigurationen in ihren Systemen gänzlich abzubilden und bei Fahrplanberechnungen im Detail zu berücksichtigen. Dies kann sich negativ auf den Erlös für die einzelne Anlage auswirken.

Folgende Anforderungen sind an das Einsatzoptimierungssystem zu stellen:

Umsetzung einer individuell angepassten Betriebs- und Marktstrategie, die im Laufe der Zeit auch wechseln kann

Möglichkeit kurzfristiger Anpassungen im Fahrplan Schnelle Rechenzeit für die Optimierung Hoher Automatisierungsgrad mittels moderner Informations- und Kommunikationstechnik Berücksichtigung sämtlicher Anlagenrestriktionen, wie Speicherkapazitäten, BHKW-

Wirkungsgraden, -Teillastverhalten, -Mindestlauf- und -stillstandszeiten Nutzung der Flexibilitätspotenziale der Anlage soweit möglich bei höchster Betriebssicherheit Prognose des Wärmebedarfs Speicherfüllstandsmanagement Transparenz für den Betreiber Hohe Datensicherheit Unabhängigkeit vom Stromvermarkter. Sicherer Umgang mit fehlenden und fehlerhaften Daten

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Umsetzung einer zentralen Systemarchitektur

In Zusammenarbeit mit Unterauftragnehmern für die Umsetzung des Datenmanagements wurden wesentliche Erfahrungen im Aufbau der Prozessinfrastruktur für die Einsatzoptimierung gewonnen.

Auf einem zentralen Windows-Server wurde für das Datenmanagement eine zentrale Struktur aufgebaut. Diese besteht aus einer Datenbank plus Kommunikationsplattform mit Webservices und Controller zur Anbindung der Optimierungssoftware energyTRADE, des Anlagenmanagements der Energieanlagen, des Wärmeprognosetools, der externen Preis- und Wetterprognosedaten, der Schnittstellen zu frei wählbaren Stromhändler sowie zu einem Webportal für die Anlagenbetreiber (siehe Abbildung 16). Dazu waren Datenformate, und –kennzeichnungen festzulegen, die Prozesse zur Datenvalidierung, -konvertierung und –übertragung zu erarbeiten und eine Automatisierung der Prozesse mit einem reibungslosen Zusammenspiel der Systemkomponenten bei Umsetzung des zeitlichen Ablaufs herzustellen.

Abbildung 96: Konzept des Einsatzoptimierungssystems

Automatisierte Kommunikation von Fahrplan und Messdaten

Es wurde eine Fahrplankommunikation umgesetzt, mittels derer der Anlagenbetreiber täglich die marktoptimierten und individuell auf seine Anlage zugeschnittenen Fahrpläne empfängt. Dabei soll die Hoheit über den Fahrplanbetrieb zu jeder Zeit beim Anlagenbetreiber bestehen bleiben. Ziel ist somit nicht eine direkte Steuerung der BHKW über das Einsatzoptimierungssystem, sondern die Berechnung optimierter Fahrpläne mit einer anschließenden Fahrplanübermittlung an die zentrale Anlagensteuerung. So erhält der Anlagenbetreiber die Möglichkeit, die Fahrpläne automatisiert zu empfangen und die BHKW entsprechend fahren zu lassen. Der Anlagenbetreiber kann aber ebenso gut den Fahrplan vor Ort an der Anlage eigenständig verwerfen oder anpassen, falls in der aktuellen Situation eine andere Betriebsweise

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von Vorteil ist. Damit dies möglichst nicht notwendig wird, ist dem Anlagenbetreiber auch die Möglichkeit einzuräumen, den Fahrplan am Morgen zu prüfen und bei Bedarf von den Bearbeitern der Einsatzoptimierung kurzfristig noch anpassen zu lassen, falls sich auf der Anlage noch kurzzeitig eine veränderte Betriebsplanung ergibt. Dazu erhält der Anlagenbetreiber jeden Morgen eine E-Mail mit den Fahrplandateien und einer Visualisierung.

Wesentliche Grundvoraussetzung zur Erfüllung dieser Ziele ist eine automatisierte Datenkommunikation. Die benötigten Anlagenmesswerte und Statusmeldungen sind zu erfassen und an das Optimierungssystem weiterzuleiten. Weiterhin ist der berechnete Fahrplan entgegenzunehmen und an die Anlagensteuerung weiterzuleiten. Da es derzeit noch keinen allgemeingültigen Standard für derartige Kommunikationsschnittstellen gibt, sind diese bei jeder Anlage individuell passend auszuwählen und einzurichten.

Definierte Prozesse, die für die Bereitstellung von Anlagendaten und der Verarbeitung von Fahrplandaten notwendig sind, wurden in Zusammenarbeit mit Dritten umgesetzt, z.B. wird im Falle der Bioenergieanlage Jühnde die Schnittstelle zur zentralen Anlagensteuerung von der Firma Keitlinghaus bereitstellt. Die Firma Sensus betreibt für die Wärmemengenzählerdaten der Anlage in Jühnde ein spezielles Datenmanagement. Als Mess- und Steuerbox wurde das Produkt SUSI von Keitlinghaus Umweltservice installiert. Dies ist ein multifunktionaler Datalogger, der in den Schaltschrank montiert und über ein Kabel mit der SPS verbunden wird. Die SUSI-Box verfügt zwar nicht über aktive Eingänge, aber über Schnittstellen für M-Bus, um die Wärmemengenwerte zu überliefern, auch an die Datenbank. Per Gateway wird die Datenübertragung zum Stromhändler und zum Netzbetreiber umgesetzt. Zusätzlich wurde das Datenbanksystem und Portal ZEUS von Keitlinghaus per Gateway angebunden, über das die Datenübertragung per ftp zum Datenmanagement der Einsatzoptimierung von CUBE erfolgt.

Abbildung 107: Messkonzept für die Einsatzoptimierung der Anlage in Jühnde

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Das im Bioenergiedorf Jühnde errichtete System zur automatisierten Messdatenübertragung wurde so konzipiert, dass täglich ein Datensatz aus der Anlagensteuerung in Form einer Textdatei (csv.- Format) auf den von der Firma Keitlinghaus bereitgestellten FTP Server geschrieben und von dort aus direkt zur Weiterverarbeitung in das Optimierungssystem eingelesen wird. Der verwendete Datensatz beinhaltet folgende Messewerte der Anlage (siehe Abbildung 17 und Tabelle 1):

Tabelle 1: An die Einsatzoptimierung übermittelte Messwerte der Anlage in Jühnde

Parameter Einheit

BHKW-716 Gasverbrauch Nm³BHKW-716 Wirkleistung Pel kWBHKW 716 Wärmeleistung Pth kWBHKW-550A aktueller Gasverbrauch Nm³BHKW-550A Wirkleistung Pel kWBHKW-550A Wärmeleistung Pth kWBHKW-550B aktueller Gasverbrauch Nm³BHKW-550B Wirkleistung Pel kWBHKW-550B Wärmeleistung Pth kW Gasspeicherfuellstand Fermenter %Gasspeicherfuellstand Gaerrestelager %Gesamtgasspeicher Fuellstand Nm³ Holzhackschnitzel Kessel ein 1/0Nahwärmenetz Rücklauftemperatur °CNahwärmenetz Vorlauftemperatur °COelheizung Status 1/0ORC-Anlage Wirkleistung Pel kWORC-Anlage Wärmeleistung Pth kW Wärmespeicher-Füllstand gesamt %Fermenter Wärmebedarf Pth kWHackschnitzel Kessel Wärmeerzeugung Pth kWNahwärmenetz Wärmebedarf Pth kWTrocknung Wärmebedarf Pth kWAußentemperatur °C Sonneneinstrahlung (perspektivisch) W/m²

Wärmebedarfsprognose

Eine wesentliche Restriktion in der Einsatzoptimierung der Biogasanlage im Bioenergiedorf Jühnde sowie bei den Biomethan-BHKW stellt der zuverlässig zu deckende Wärmebedarf dar. Dazu ist der Füllstand des Wärmespeichers aktiv zu managen. Der Wärmebedarf ist abhängig von der individuellen Struktur der Wärmesenke. Weiterhin hat die Außentemperatur und je nach Wärmesenke auch die Einstrahlung relevanten Einfluss auf den Wärmebedarf.

Je besser der Wärmebedarf prognostiziert werden kann, desto geringer müssen die Sicherheitsabschläge beim Management des Wärmespeichers sein, um zu vermeiden, dass bei einem strommarktgeführten BHKW-Betrieb entweder:

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a) der Erdgas- Kessel anspringen muss, weil der Wärmespeicher leer ist ( höhere Brennstoffkosten, geringere Effizienz)

b) sich das BHKW abstellt, weil der Wärmespeicher bereits voll ist ( Ausgleichsenergiekosten für die Abweichung vom bereits vermarkteten Fahrplan)

Aufbauend auf Vorarbeiten aus dem E-Energy-Leuchtturmprojekt „Regenerative Modellregion Harz“ wurde eine Applikation programmiert, die eine Prognose des Wärmebedarfs für ein bestimmtes Gebiet bzw. eine bestimmte Wärmesenke für einen Zeitraum bis zu sechs Tage im Voraus erstellt. Dazu kommen Messwerte von Wärmelast und Witterung sowie Wetterprognosen für die folgenden Tage zum Einsatz. Die Wärmebedarfsprognose basiert auf einem linearen autoregressiven Modell mit externen Variablen (ARX-Verfahren). Die externen Variablen sind Temperatur, solare Einstrahlung sowie kalendarische Variablen (siehe Abbildung 18). Des Weiteren wird auf Basis eines Vergleichs zwischen Messwerten und bereits früher berechneten Prognosewerten eine Abschätzung des Prognosefehlers für den Prognosezeitraum geliefert.

Bei der Verwendung der Wärmebedarfsprognose ist zu beachten, dass die Prognose immer nur so gut sein kann, wie die Eingangsdaten. Die Kalibrierung des Modells setzt historische Zeitreihen voraus, wobei ein gesamter Jahresverlauf vorteilhaft ist. Beschränken sich die Messwerte der Wärmemengen auf die Wärmesenke als Ganzes, so besteht nicht die Möglichkeit einer (qualitativ besseren) additiven Wärmebedarfsprognose, bei der einzelne charakteristischer Teilwärmesenken getrennt prognostiziert und aufaddiert werden. Beispiel: ein Wärmenetz mit einer Schule, einem Industriebetrieb und Haushalten, also sehr unterschiedlich strukturierten Teilwärmesenken. Die Abbildung 19 zeigt die Wärmebedarfsprognose für Jühnde für den Zeitraum 7.-13.11.2016. In diesem Zeitraum war eine gute Datenverfügbarkeit der Wärmebedarfsmessung gegeben. Aufgrund der zeitlichen Trägheit beim Wärmebedarf fließen die Wärmebedarfswerte als gleitende Mittelwerte in die Prognose ein. Dies hat zu Folge, dass die extremen Ausschläge der den Messwerte nicht mit in die Prognoseberechnung einfließen. Gemessene Extremwerte in der Wärmeabnahme, die nicht vom Wärmebedarf abhängen, sondern aufgrund hydraulischer Eigenarten des Wärmeversorgungssystems bestehen, werden so nicht fortgeschrieben.

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Abbildung 18: Prognosesystem zur Vorhersage des Wärmebedarfs

Abbildung 1911: Wärmebedarfsprognose im Zeitraum 7.-13.11.2016 bei guter Datenverfügbarkeit des Wärmebedarfs.

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Digitales Anlagenmodell zur Berücksichtigung der Anlagenrestriktionen

Ein besonderes Augenmerk bei der Einsatzoptimierung liegt auf der genauen Berücksichtigung der Anlagenrestriktionen. Hierzu zählen zum Beispiel der jederzeit zu deckende Wärmebedarf im Nahwärmenetz oder Eigenschaften der BHKW-Wirkungsgrade und Mindestlaufzeiten. Ebenso sind die Wärme- und Gasspeicherfüllstände entsprechend von Speicherkapazitäten und Speicherverhalten passend zu managen. Dies geschieht auf Basis eines detaillierten digitalen Modells des Energieanlagensystems in Kombination mit täglichen Marktpreis- und Wetterprognosen sowie Anlagenmesswerten wie z.B. Wärmebedarf, BHKW-Einspeiseleistung und Speicherfüllständen. Das digitale Anlagenmodell wird mit der Software energyPRO von EMD International A/S erzeugt und zur Fahrplanerstellung in das Einsatzoptimierungssystem eingespielt (siehe Abbildung 20).

Abbildung 20: Digitales Anlagenmodell in energyPRO

Fahrplanerstellung und -übertragung

Mit dem im Rahmen von BioPower2Gas entwickelten Einsatzoptimierungssystem werden im Ergebnis jeden Morgen für jedes einzelne BHKW optimierte Fahrpläne erzeugt.

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Der Betrieb der Redundanzkessel für die Wärmeversorgung erfolgt grundsätzlich nicht per Fahrplan, sondern auf Basis des Wärmebedarfs und Wärmespeicherfüllstands zum Lieferzeitpunkt (Regelgröße ist die Vorlauftemperatur des Wärmenetzes) und wird durch die zentrale Anlagensteuerung vor Ort geschaltet. Das Einsatzoptimierungssystem prognostiziert den Kesseleinsatz im Zusammenspiel mit BHKW-Betrieb und Wärmespeicherfüllständen derart, dass insgesamt eine möglichst kostengünstige Wärmebereitstellung erzielt wird.

Der optimierte Fahrplanbetrieb ermöglicht die Betriebsstunden so auszuwählen, dass unter Berücksichtigung der Anlagenrestriktionen maximale Erlöse am Strommarkt erzielt werden bzw. je nach Optimierungsziel ein optimales Kostenbasiertes Ergebnis erreicht wird (z.B. möglichst geringe Wärmegestehungskosten unter Einbeziehung der Spotmarkterlöse). Die Abbildung 21 veranschaulicht den Fahrplanbetrieb für eine Biogasanlage mit drei BHKW. Dabei wird der erste Tag nur nachrichtlich dargestellt, da der Fahrplan für den aktuellen Tag bereits am Vortag vermarktet wurde.

Abbildung 121: Beispielhafter Fahrplan in der Simulation

Die Fahrplanerstellung erfolgt durch einen Bearbeiter bei CUBE Engineering. CUBE Engineering ist in diesem Zusammenhang als unabhängiger Dienstleister zu verstehen, der die Fahrpläne mit Hilfe des in BioPower2Gas entwickelten Einsatzoptimierungssystems im Dienste und Sinne des einzelnen Anlagenbetreibers optimiert und bereitstellt. Die Anlagenbetreiber Bioenergiedorf Jühnde und EAM Energie Plus ihrerseits stehen in Verbindung mit dem jeweiligen Stromhändler.

Die Fahrplanübermittlung erfolgt automatisiert per E-Mail, ftp-Server und/oder VHPready unabhängig von der Wahl des Stromhändlers. Eine übersichtliche Fahrplangrafik bietet dem Anlagenbetreiber die benötigte Kontroll- und Reaktionsmöglichkeit.

Wärmespeicher

Biogasspeicher

Preisprognose

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Täglicher Ablauf der Einsatzoptimierung

Jeden Morgen gegen 8.00 Uhr wird ein Fahrplan für die 24 Handelsstunden bzw. 96 Viertelstunden des Folgetages erstellt und dem Stromhändler übermittelt. Dies erfolgt so rechtzeitig, dass der Stromhändler den Fahrplan mit in die Vermarktung für den Folgetag aufnehmen kann. Das digitale Anlagenmodell beinhaltet die Anlagen-Stammdaten, -Eigenheiten und -Restriktionen sowie die ökonomischen Vorgaben, und wird in der Software energyPRO von EMD A/S abgebildet.

Die benötigten Daten laufen auf dem Optimierungsserver auf einer eigens dafür eingerichteten Datenbank ein. Hierzu zählen zum einen Anlagenmesswerte und Statusmeldungen, die über eine sichere Kommunikationsschnittstelle von der Anlage erfasst werden. Zum anderen werden jeden Morgen Marktpreisprognosen und standortbezogene Wetterprognosen von kommerziellen Prognoseanbietern bezogen, die ebenso in die Datenbank einfließen.

Bei der täglichen Fahrplanerstellung wird der automatisierte Prozess durch den Bearbeiter persönlich geprüft, indem die Vollständigkeit der eingelaufenen Messdaten geprüft wird. Daraufhin wird der Fahrplan erzeugt und dann manuell auf Plausibilität überprüft. Bei Auffälligkeiten wird das Modell angepasst und ein neuer Fahrplan generiert.

Nachdem der Stromhändler gegen Mittag seine Rückmeldung gegeben hat, dass die Strommengen fahrplangerecht vermarktet wurden, wird der Fahrplan an die Anlagensteuerung übermittelt. Konnten nicht alle Stunden/Viertelstunden nach Plan vermarktet werden, so wird der Betriebsfahrplan zuvor entsprechend angepasst. Dabei übermittelt CUBE den Fahrplan nicht ausschließlich für den Folgetag an die Anlage, sondern zusätzlich für weitere vier Tage in die Zukunft. Dies dient der Redundanz, für den Fall, dass an einem Morgen doch einmal der Fall auftreten sollte, dass die Fahrplankommunikation gestört ist. Das hilft auch, um vor Wochenenden/Feiertagen den Fahrplan bereits bis einschließlich zum nächsten Arbeitstag vollständig zu erstellen und zu vermarkten. Abbildung 22 fasst diesen täglichen Ablauf grafisch zusammen.

Abbildung 13: Täglicher Ablauf der Einsatzoptimierung

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Bereitstellung von Prognosedaten

Die Generierung marktoptimierter Fahrpläne für den Einsatz im Vortageshandel der Strombörse setzt voraus, dass Prognosen über die zu erwartenden Marktpreise für die tägliche Day-Ahead-Auktion am EPEX-Spotmarkt vorliegen. Eine solche Spotpreisprognose wird täglich von einem kommerziellen Preisprognoseanbieter bezogen. Der Vereinbarung zum Prognosebezug ging eine Evaluation von Preisprognosen unterschiedlicher Anbieter voraus.

Ebenso wird eine Wetterprognose von einem kommerziellen Prognoseanbieter eingekauft, um mit Hilfe des im Projekt entwickelten Tools täglich den Wärmebedarf der Wärmesenken zu prognostizieren. Benötigt werden Werte für die erwartete Außentemperatur in 2m Höhe über Grund sowie die solare Einstrahlung morgens um 6 Uhr für den Folgetag und vier weitere Tage voraus in stündlicher Auflösung.

Konzeption und Aufbau einer Webplattform für den Anlagenbetreiber

Zweck der Webplattform für die Anlagenbetreiber sollte es sein, für den Anlagenbetreiber und den Optimierungsdienstleister transparent die jeweils interessanten technischen und ökonomischen Daten des Anlagenbetriebs und der Vermarktung des Anlageneinsatzes aufzubereiten, zu übermitteln und übersichtlich darzustellen.

Das erarbeitete Konzept sieht vor, die Informationen grafisch in Form von Zeitreihen darzustellen (aktuell und historisch) und Auswertungen in Form entsprechender SOLL-IST-Vergleiche sowie Summen- und Durchschnittswerte bereitzustellen. Zusätzlich sollen Auswertungen mit beliebigen Werkzeugen möglich werden, wozu für Zeitreihen entsprechende Downloadoptionen als csv.-Dateien vorgesehen wurden – je nach den Rechten an den Daten. Weiterhin soll die Webplattform die Funktion eines Portals erfüllen, in das der Anlagenbetreiber Eingaben (wie Wartungszeiträume) tätigen kann, die für die zuverlässige Abwicklung der Einsatzoptimierung und ökonomisch sinnvolle Fahrplanerstellung von Bedeutung sind.

Bei der Umsetzung des Webportals konnte in der zweiten Projekthälfte das Energieportal der Firma Limón (IT-Dienstleister im Bereich Energieeffizienz) als technische Grundlage genutzt werden, die für die Einsatzoptimierung auch das Datenmanagement auf dem zentralen Einsatzoptimierungsserver umsetzt. Dabei handelt es sich um ein Webportal mit einer verschlüsselten Internetverbindung mit Zugriff auf die Energiedatenbank. Dieses Energieportal wurde an den speziellen Bedarf der Anlagenbetreiber bzw. der flexibilisierten Erzeugungsanlagen angepasst (siehe beispielhafte Abbildungen 23 bis 25)

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Abbildung 143: Visualisierung der Anlagenmessdaten der Biogasanlage Jühnde über das Datenmanagementsystem von Limón

Abbildung 154: Visualisierung von Fahrplan und Anlagenbetrieb für die Biogasanlage Jühnde über das Datenmanagementsystem von Limón

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Abbildung 165: Zeitreihendarstellung zum Vergleich des von der Einsatzoptimierung berechneten Fahrplans mit dem tatsächlichen BHKW-Betrieb

Für das Monitoring des Feldversuchs/Fahrplanbetriebs steht mit diesem Betreiberportal ein Monitoring- und Auswertetool zur Verfügung, um die aus den gespeicherten Werten bestehenden Zeitreihen je nach Fragestellung analysieren und auswerten zu können. Dieses Tool können Anlagenbetreiber und die den Fahrplan bereitstellende Stelle (CUBE) gleichsam nutzen. Mit Hilfe des Tools konnten im Testbetrieb sowohl Fehlverhalten im Betriebsablauf als auch fehlerhafte Messewerte zeitnah identifiziert und Fehler in der Folge behoben werden. In den ersten Wochen des Fahrplanbetriebs wurden auf dieser Basis Erfahrungen mit dem Fahrplanbetrieb gesammelt. Beispielsweise wurden die erwarteten Speicherfüllstände mit den beobachteten Messwerten abglichen und entsprechende Anpassungen im Anlagenmodell vorgenommen, um eine maximale Fahrplantreue zu erzielen.

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2.4 Demonstrationsbetrieb mit Energievermarktung

2.4.1 BioPower2Gas-Anlage Die Demonstrationsanlage wurde im Zeitraum August bis September 2014 am Standort der Kläranlage Schwandorf vormontiert. Wesentliche Aufgaben waren die Umsetzung des kompletten Rohrleitungsbaus, die Elektro- und Steuerungsinstallation, als auch die Anbindung der Verfahrenstechnik und des dort existierenden Elektrolyseurs. Nach durchgeführter TÜV-Abnahme Mitte September 2015 konnte dann die Inbetriebnahme des Systems erfolgen. Hauptfokus lag hierbei nach den Funktionstests der Einzelaggregate auf der regelungstechnisch anspruchsvollen Betriebsführung der Anlage. Speziell die Systemdruckhaltung und die dynamische Zuführung der Eingangsgase Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid in Bezug auf die Ausgangsgasqualität CH4 war hier wichtig. In der Folge konnte so dann eine kontinuierliche Steigerung der Raum-Zeit-Ausbeute gefahren werden. Ziel war es u.a. das System an die biologische Grenze zu bringen. Final zeigten die Testergebnisse eine hervorragende Produktgasqualität von mehr als 98% CH4-Gehalt mit sehr geringem H2-Anteil von weniger als 2%, als auch eine stabile Produktivitätszahl von MBR 50, also einer Raum-Zeit-Ausbeute von 50 Nm³ Methan pro m³ Reaktionsvolumen innerhalb von 24 Stunden. Die Anlage wurde erfolgreich bis an ihre maximale Auslastungsgrenze mit einer H2-Menge von 60Nm³/h getestet. Damit wurde die Inbetriebnahme zum 19.12.2014 in Schwandorf abgeschlossen und die Anlage für die Verlagerung nach Allendorf (Eder) wieder außer Betrieb gesetzt. Bis Mitte Februar 2015 fand die Integration der Demonstrationsanlage in die bestehende Biomethananlage der Viessmann Werke GmbH & Co. KG in Allendorf (Eder) statt.

Abbildung 26: BioPower2Gas Demonstrationsanlage Allendorf (Eder)

Die erstmalige Einspeisung von biologisch erzeugten synthetischen Methans aus der BioPower2Gas-Anlage erfolgte am 02. März 2015. In der Folge war es notwendig, noch weitere Anlagenkomponenten vollständig in Betrieb zu nehmen. Im Zeitraum vom 1. bis 30. Juni 2015 erfolgte dann der Leistungslauf zum Nachweis der vollständigen Betriebstüchtigkeit der Anlage. Das Ziel war es, 1/12 der geplanten Jahreslaufleistung innerhalb von 30 zusammenhängenden Betriebstagen zu erreichen. Dieser Leistungslauf konnte erfolgreich abgeschlossen und die Anlage an das operative Betriebsführungspersonal der Biogasanlage zu übergeben werden.

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Zur Erfassung der Prozessparameter wurde die Demonstrationsanlage mit umfangreicher Messtechnik ausgestattet. Hierbei handelt es sich um Messgeräte, die zum einen den geregelten Betrieb der Anlage ermöglichen und zum anderen tiefergehende Prozessparameter zur Weiterentwicklung und Optimierung der Anlage bereitstellen. Zur Anlagenregelung ist z.B. die Erfassung der Eingangsgas- und Ausgangsgasqualitäten und Volumenströme zwingend erforderlich. Hierfür wurden ein Online-Gasanalysegerät und die entsprechenden Massendurchflussmessgeräte installiert. Die Herausforderung liegt in der Herstellung der Messgenauigkeit bei Gaszusammensetzungen aus CH4, CO2 und H2, wobei der H2-Anteil stark variieren kann. Zur Weiterentwicklung und Optimierung der Anlage werden Prozessparameter wie beispielsweise pH-Wert, Rührwerksdrehzahl oder Stromaufnahmen einzelner Verbraucher erfasst. Hinsichtlich der Datenerfassung und Übertragung wurde ein sogenanntes IBA-Messdatensystem eingerichtet. Mit diesem System lassen sich alle Messparamater sekundengenau erfassen und dokumentieren. Die Daten dienen unter anderem zum Nachweis der gespeicherten Energiemengen, die in das Erdgasnetz eingespeist werden. Weiterhin wurde die Kommunikationsschnittstelle zu der 24/7-Leitwarte EUVIS eingerichtet. Über diese Leitwarte ist ein durchgehend überwachter Anlagenbetrieb möglich. Zur Bereitstellung von netzdienlichen Funktionen ist es notwendig, die Anlage fremdsteuern zu können. Um dies realisieren zu können, wurde einen Regelenergie-Kommunikations-Einrichtung an der Anlage installiert. Über diese Kommunikationsschnittstelle ist es nun möglich, per Fernzugriff die Anlage zu schalten. Zur Qualifizierung wurde das Präqualifizierungsverfahren für den Sekundär- und Minutenreserveregelenergiemarkt in Form eines Doppelhöckertests erfolgreich durchlaufen.

Ab 1.1.2016 wurde die BioPower2Gas-Anlage über den Fahrplanbetrieb im Regelenergiemarkt gefahren. Die dabei nutzbare Anlagenleistung ist maßgeblich durch die Leistungsfähigkeit der Mikrobiologie bestimmt. In Feldversuchen wurde die zugesichert zur Verfügung stellbare Leistung auf 180kW definiert. Dies entspricht etwa 60 % der maximalen Anlagenleistung. So konnte der Anlagenbetrieb im Januar 2016 auf den automatisierten Betrieb eingerichtet werden.

2.4.2 Biogasanlage Jühnde Nach weitgehend abgeschlossener Entwicklung des Einsatzoptimierungssystems und weitgehend abgeschlossener Flexibilisierung der Biogasanlage Jühnde wurde die Anlage an das Einsatz-optimierungssystem angebunden. Nun konnte der Fahrplanbetrieb erst komponentenweise und dann im Gesamtprozess getestet werden. Auf diese Fahrplantests folgte ein kontinuierlicher Fahrplanbetrieb mit Vermarktung des Fahrplans, um die Funktionsfähigkeit des Fahrplanbetriebs am realen Modell zu evaluieren.

Folgende Ergebnisse konnten dabei erzielt werden:

‐ Die Funktionsfähigkeit des Fahrplanbetriebs wurde erfolgreich demonstriert. ‐ Im Hinblick auf einen dauerhaften und effizienten Fahrplanbetrieb wurden wertvolle Lerneffekte

aus dem Demonstrationsbetrieb erzielt.

Die Stromvermarktung erfolgte an der Day Ahead-Auktion der Strombörse EPEX. Dazu wurde eine entsprechende Vereinbarung zwischen dem Bioenergiedorf Jühnde und einem ausgewählten Stromhändler geschlossen. Die Fahrplanerstellung und –bereitstellung betraf im Evaluationszeitraum die zwei neuen Zusatz-BHKW mit jeweils 550 kWel. Das Bestands-BHKW von 716 kWel war im

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Evaluationszeitraum noch nicht in Betrieb, denn eine Generalüberholung war notwendig. Daher bestand im Evaluationszeitraum nur eine eingeschränkte Anlagenflexibilität im Vergleich zu der angestrebten Anlagenkonfiguration mit allen drei BHKW. Dies führte zu längeren täglichen Laufzeiten der zwei Zusatz-BHKW und eine verminderte Anlagenflexibilität im Evaluationszeitraum (siehe Grafik 27).

Abbildung 177: Musterhafter Fahrplan vom 11.11.2016 für die Biogasanlage Jühnde, grafische Darstellung in der E-Mail;, für den 14.11. wurde eine Wartung eingeplant

Im Evaluationszeitraum wurden viele Erfahrungen zur technischen Umsetzung des Fahrplanbetriebs gesammelt. Dies betrifft sowohl die Seite der Biogasanlage, deren Komplexität nach dem Umbau deutlich zugenommen hat, wie auch die Seite des Einsatzoptimierungssystems. Für eine gute Performance muss das Zusammenspiel gut funktionieren. Anhand dieser Erfahrungen konnten die Voraussetzungen für eine hohe Fahrplantreue weiter verbessert werden.

Inwieweit die wirtschaftlichen Ziele der Anlage im flexiblen Betrieb erreicht werden können, wird sich erst im Anschluss an das BioPower2Gas-Projekt nach der Wiederinbetriebnahme des Bestands-BHKW zeigen können, da der Flexibilisierungsgrad dann dem Flexibilisierungsziel mit der gesamten BHKW-Leistung entspricht.

Es bestätigten sich folgende Vorteile der anlagenindividuellen Einsatzoptimierung für den Anlagenbetreiber:

‐ Für den Betreiber der komplexen Anlage wäre eine eigenständige Fahrplanerstellung zu aufwändig. Zudem wären für eine einzelne Anlage die benötigten Ressourcen wie z.B. die Strompreisprognosen zu kostenintensiv.

‐ Durch die von unabhängiger Seite übernommene Einsatzoptimierung besteht Unabhängigkeit vom Stromhändler, der den Anlageneinsatz nicht auf die individuelle Anlage hin optimiert, sondern mit Blick auf sein Anlagenportfolio am Markt.

‐ Die Wärmeseite wird detailliert modelliert und spielt eine zentrale Rolle bei der täglichen Einsatzoptimierung. Dies ist für das Bioenergiedorf Jühnde bedeutsam, da aus wirtschaftlicher Sicht beim Anlagenbetrieb die Wärmegestehungskosten im Vordergrund stehen. Zwar soll die Stromvermarktung zu möglichst guten Preisen erfolgen, immer aber vor dem Hintergrund der Wärmegestehungskosten. Daher kann es beispielsweise bei niedrigen Strompreisen auch mal

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sinnvoll sein, die BHKW kürzer zu betreiben und eine zusätzliche Stunde mit dem Holzhackschnitzelkessel zu fahren.

‐ Es besteht eine schnelle Reaktionszeit für Anpassungen, auch am Morgen der Fahrplanerstellung. Die Einsatzoptimierung ist mit kurzen Rechenzeiten verbunden und geringe Anpassungen im Modell sind kurzfristig umsetzbar. Im Evaluationszeitraum wurden diese Anpassungen manuell vorgenommen und Erfahrungen damit gesammelt, welcher Anpassungsbedarf regelmäßig auftritt. Für diese Fälle kann eine Automatisierung vorteilhaft sein.

‐ Im Zuge der Einsatzoptimierung wird eine Prognose der Füllstände von Gasspeicher, Wärmespeicher und Kesseleinsatz berechnet.

‐ Es besteht eine hohe Transparenz und damit ein gutes Lernpotenzial für den Anlagenbetreiber, darüber, welche Faktoren entscheidend sind, um den individuellen Anlagenbetrieb auch wirtschaftlich zu optimieren.

Ausblick: Es hat sich gezeigt, dass eine weitere Anlagenflexibilisierung notwendig ist, um neben dem täglichen bedarfsorientierten Betrieb auch den saisonal flexiblen Betrieb musterhaft umsetzen zu können. Hierzu bietet sich eine Hydrolysevorstufe bei der Gasproduktion in Verbindung mit einem aktiven Fütterungsmanagement an. Aufgrund der damit weiter erhöhten Komplexität des Anlagensystems mit unterschiedlichen Stellgrößen für die Anlagenflexibilität werden bei der Einsatzoptimierung neue Algorithmen zu entwickeln und zu implementieren sein, um die vorhandenen Anlagenflexibilitäten bestmöglich zu nutzen – bei gleichbleibend hoher Betriebssicherheit.

2.4.3 Biomethan-BHKW Philippsthal Bis November 2015 führte EAM Energie Plus den Fahrplanbetrieb für das BHKW Philippsthal eigenständig auf Basis des dafür entwickelten Ampelprinzips durch. Seit November 2015 wurden die Fahrpläne von CUBE Engineering mit Hilfe des Einsatzoptimierungssystems erstellt.

Grundlage für die Erstellung der optimierten Fahrpläne ist ein stabiler und regelmäßiger Datenaustausch. Dieser konnte an der Modellanlage umgesetzt werden. Die Messwerte zur Erstellung der Fahrplanprognose wurden regelmäßig erzeugt und in eine entsprechende Datenbank geschrieben.

Fahrplantreue

Im Ampelmodell konnte eine gute Fahrplantreue erreicht werden, was das Ausgleichsenergierisiko der Anlage beherrschbar macht. Diese Fahrplantreue wurde nochmal mittels einer engen Abstimmung mit dem technischen Anlagenbetrieb verbessert.

Durch die täglichen Fahrplanprognosen (jeweils Mo.- Fr.) konnte eine hohe Fahrplantreue im Fahrplanbetrieb erreicht werden. Der Grund für die aufgetretenen Fahrplanabweichungen waren z.B. hydraulische Probleme, Prognoseabweichungen der Wärmeprognose sowie Anlagenausfälle.

Durch die optimierten Fahrpläne von CUBE hat sich die Fahrplangüte (gemessen über die Fahrplanabweichungen) gegenüber der Ampelfahrweise nochmals erhöht, wozu u.a. die Verbesserung der Wärmebedarfsprognose einen wesentlichen Beitrag leistete. Des Weiteren konnte der KWK, bei vergleichbarer Wärmeabnahme, geringfügig erhöht werden.

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Betriebsführungsaufwand für den Anlagenbetreiber

Der Aufwand für den Anlagenbetreiber konnte durch die Einsatzoptimierung von CUBE auf täglich insgesamt 15 Minuten reduziert werden. Der Anlagenbetreiber führt zu Vergleichszwecken dennoch weiterhin Analysen im verringerten Ausmaß von ca. 1 Arbeitsstunde pro Monat durch.

BHKW Starts und Stopps

Durch den flexiblen Anlagenbetrieb mit häufigeren Starts und Stopps (unabhängig von der Art der Fahrplanvorgabe) kein deutlich erhöhtes Störungs- und Wartungsaufkommen registriert. Die aufgezeichneten Störungen waren meist unterschiedlicher Natur. Einzig die Zündkerzen mussten häufiger gewechselt werden. Dies kann mit der erhöhten Anzahl an Starts durch den flexiblen Betrieb mit vermehrten Starts in Verbindung gebracht werden. Die Reaktion des BHKW auf die Start- und Stopp-Signale (Hoch- und Runterfahrrampen) ist bei beiden Fahrplan-Erstellungsmodellen erfolgreich gewesen.

Im ersten Halbjahr 2016 wurden folgende Start -Stopp -Zyklen gefahren (siehe Tabelle unten):

Kennzahlenauswertung

Die geplanten Vollbenutzungsstunden von 3.200 h/a wurden überschritten. Dies ist auf die niedrigen Grenzkosten zurückzuführen, die längere Betriebszeiten der Anlage ermöglicht, sowie auf eine höhere Wärmeabnahme als prognostiziert.

Der geplante Primärenergiefaktor von 0 für die Nahwärmeversorgung wurde erreicht (berechnet nach AGFW-Arbeitsblatt FW 309-1).

Es wurde eine CO2-Minderung von 429 g/kWh gegenüber einer konventionellen Gaskesselversorgung erreicht, dies entspricht 1.100 t/a (berechnet nach GEMIS).

Die Nutzungsgrade bezogen auf das Datenblatt des Motors wurden nicht erreicht. Dies liegt im Wesentlichen an der Unterschreitung des thermischen Nutzungsgrades. Es besteht also im Fahrplanbetrieb zukünftig noch Optimierungsbedarf in der Energieeffizienz der Anlage im flexiblen Betrieb. Diese Beobachtung ist allerdings auch allgemein auf BHKW zutreffend und wurde nicht zwingend durch den flexiblen Betrieb verursacht.

Ausblick

Es hat sich gezeigt, dass Potenzial für eine noch flexiblere Optimierung im laufenden Betrieb der Anlage besteht. Ebenso wäre eine Vergrößerung der Anlage möglich, sofern der Rechtsrahmen dies zuließe.

48

2.5 Klimaschutzbeitrag und Systemvergleich auf regionaler Ebene

Im folgenden Kapitel werden die Treibhausgasemissionen der unterschiedlichen Anlagen und Betriebsweisen gegenübergestellt und erläutert. Zudem wird ein Regionalmodell beschrieben, welches den Einsatz der flexiblen Biogastechnologien auf Landkreis-Ebene unter unterschiedlichen Randbedingungen untersucht.

Ermittlung der Treibhausgasemissionen für Einzelanlagen

Nachfolgend werden für die im Projekt analysierten Anlagenkonzepte für flexibilisierte KWK-Anlagen Treibhausgasbilanzen für unterschiedliche Betriebsweisen und die Funktionsweise der dafür verwendeten Simulationen schematisch dargestellt.

Flexible Biogasanlage (Standort Jühnde)

Für die flexible Biogasanlage in Jühnde wurden die Treibhausgasemissionen auf Grundlage des ermittelten Fahrplans der „marktgetriebenen“ Simulation berechnet und mit denen der unflexiblen Biogasanlage verglichen.

Abbildung 28 zeigt ein Blockschaltbild für unflexible Biogasanlagen. Es besteht aus einem BHKW (ohne Gasspeicher), einem Ölkessel und einer Hackschnitzel-Anlage (HKW-A) um den Wärmebedarf abdecken zu können.

Abbildung 188: Blockschaltbild unflexible Biogasanlage

In Abbildung 199 ist das entsprechende Blockschaltbild einer flexiblen Biogasanlage dargestellt. Abweichend zur unflexiblen Biogasanlage kommen hier zwei BHKWs zum Einsatz. Zusätzlich ist vor den BHKWs (Input) ein Gasspeicher installiert.

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Abbildung 199: Blockschaltbild flexible Biogasanlage

Durch die Möglichkeit der flexiblen Fahrweise der BHKWs werden Treibhausgasemissionen vermieden, gleichzeitig erhöht sich der monetäre Gewinn beim Verkauf des Stroms. Somit werden durch die Flexibilisierung zwei Outputs optimiert. Abbildung 4139 im Ergebnis-Abschnitt zeigt die Treibhausgasemissionen für flexible und unflexible BHKW-Anlagen im Vergleich.

Annahmen Abbildung30 zeigt das Datenblatt der BHKW-Einheiten und der Kessel, welches für die Simulation benutzt wurde.

Electric capacity [MWel]

Thermal capacity [MWth]

Gas consumption [MWgas]

CHP-1 0.72 MWel 0.702 MWth 1.822 MWgas CHP-Flex 2 MWel 2.021 MWth 4.602 MWgas Wood chips boiler 0.55 MWth Oil boiler 1.6 MWth

Abbildung 30: Für die Simulation benutzen Daten der BHKWs und der Kessel

Es wurde angenommen, dass die Wärmespeicherkapazität 8,8 MWhth und die maximale Wärmeenergie, welche gespeichert oder entnommen wird 0,67 MWhth innerhalb von 15 min. beträgt. Der Wirkungsgrad des Hackschnitzelkessels beträgt 92% und der des Ölkessels 91%.

Betriebsweisen Abbildung31 zeigt die vier Betriebsweisen der BHKW-Einheiten.

Code CHP -1 CHP-Flex 0 OFF OFF 1 ON OFF 2 OFF ON 3 ON ON

Abbildung 31: Betriebsweisen der BHKW-Einheiten

Gaserzeugung und Speicherung Für das Gasspeichervolumen wurden 10.350 m3 angenommen. Der Heizwert des vom Fermenter

50

produzierten Gases beträgt 5,3 kWh/m3. Daraus ergibt sich ein Gasspeicher von 54,86 MWhGas. Es weiter wurde angenommen, dass 1 MWhGas alle 15 Minuten vom Fermenter produziert wird.

Annahme Wärmelastprofil Das Wärmelastprofil in Jühnde hat eine Auflösung von 15 min. Grundlage hierfür ist eine Simulation von CUBE.

Treibhausgasemissionen Abbildung 202 zeigt die Treibhausgasemissionen für die in der Simulation verwendeten Brennstoffe nach der GEMIS-Datenbank.

Rohbiogas (Out of the fermenter-Substrat-Mix DE 2012)

0.06 kg CO2eq/kWhgas

Heating oil 0.32 kg CO2eq/kWhoil Wood chips (Pellets of wood chips) 0.023 kg CO2eq/kWhchips

Abbildung 20: Treibhausgasemissionen für die verwendeten Brennstoffe

Minimale Betriebsdauer Die minimale Betriebsdauer der BHKWs ist auf 3,5 h festgesetzt, um eine Verkürzung der Lebensdauer zu vermeiden.

Simulationsalgorithmus Zuerst berechnet der Algorithmus das Residuallastprofil der Region Jühnde, bestehend aus der Last abzüglich der Erzeugung durch regenerative Energien (PV, Wind, Biomasse). Der Residuallastprofil-Entscheidungsblock entscheidet, ob beide, ein oder kein BHKW betrieben werden soll(en) (diese Entscheidung ist nicht endgültig). Wenn die Residuallast kleiner 5 MW beträgt werden beide BHKWs abgeschaltet. Bei einer Residuallast zwischen 5 und 10 MW wird BHKW-1 aktiviert und BHWK-Flex deaktiviert. Wenn die Last zwischen 10 und 15 MW beträgt, werden das BHWK-1 aus und das BHKW-Flex angeschaltet. Bei einer Residuallast oberhalb von 15 MW schaltet der Entscheidungsblock beide BHKWs an.

Residual load profile Mode Residual load profile CHP-1 (OFF) & CHP-Flex (OFF) (0) < 5 MWel 5 MWel < CHP-1 (ON) & CHP-Flex (OFF) (1) < 10 MWel 10 MWel < CHP-1 (OFF) & CHP-Flex (ON) (2) < 15 MWel 15 MWel < CHP-1 (ON) & CHP-Flex (ON) (3)

Abbildung 213: Steuerung der BHKWs nach dem Residuallast-Entscheidungsblock

Netzbeschränkungen Es existiert eine maximal erlaubte Einspeiseleistung, welche in das elektrische Netz eingespeist werden darf. Diese Daten werden von der EAM als Netzbetreiber in 15 min. Schritten zur Verfügung gestellt. Abbildung 224 zeigt den BHKW-Betrieb nach den Netzbeschränkungen. Der Netzbeschränkungs-Entscheidungsblock entscheidet ob beide, ein oder kein BHKW eingeschaltet wird (diese Entscheidung ist nicht endgültig). Wenn die maximal erlaubte Einspeiseleistung kleiner 0,72 MW beträgt, werden nach dem Entscheidungsblock beide BHKWs deaktiviert. Liegt die maximale Einspeiseleistung zwischen 0,72 und 2 MW wird BHKW-1 eingeschaltet und BHKW-Flex abgeschaltet. Beträgt die maximale Leistung zwischen 2 und 2,72 MW wird BHWK-1 ab und BHKW-Flex eingeschaltet. Wenn über 2,72 MW eingespeist werden darf, entscheidet sich der Block für das Aktivieren beider BHKWs.

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Network restriction Mode Network restriction CHP-1 (OFF) & CHP-Flex (OFF) (0) <0.72 MWel 0.72 MWel < CHP-1 (ON) & CHP-Flex (OFF) (1) < 2 MWel 2 MWel < CHP-1 (OFF) & CHP-Flex (ON) (2) < 2.72 MWel 2.72 MWel < CHP-1 (ON) & CHP-Flex (ON) (3)

Abbildung 224: Betriebsweisen der BHKWs nach den Netzbeschränkungen

Finale Steuerung Die finale Steuerung überprüft zuerst, ob genug Gas im Speicher ist, sodass die BHKW-Einheiten die nächsten vier Stunden betrieben werden können. Wenn genug Gas im Speicher ist, wird das Minimum zwischen Netzbeschränkungs-Entscheidungsblock und Residuallastprofil-Entscheidungsblock ermittelt. Der durch die BHKWs produzierte Wärmeüberschuss wird im Wärmespeicher gespeichert und bei Überlast verwendet. Falls der Wärmespeicher leer ist, wird der Hackschnitzelkessel verwendet, um den Wärmebedarf zu decken. Wenn dies nicht ausreicht, wird der Ölkessel zugeschaltet.

Abbildung 235: Schema Funktionsweise Simulation Biogasanlage Jühnde

Ergebnisse

Betriebsstunden Abbildung 246 zeigt die Betriebsstunden der BHKW-Einheiten.

Operation hours Both CHP on 1286 h Only CHP-Flex on 1205 h Only CHP-1 on 688 h Both CHP off 5606 h

Abbildung 246: Betriebsstunden der BHKW-Einheiten

Starts, Stops Abbildung 256 zeigt die Anzahl an Starts und Stops von den beiden BHKW-Einheiten.

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No. Start/stop CHP-Flex 673 CHP-1 525

Abbildung 257: Anzahl an Starts und Stops der BHKW-Einheiten

Treibhausgasemissionen

Der absolute Betrag an Treibhausgasemissionen durch die BHKW-Einheiten, und beide Kessel ist mithilfe der oben beschriebenen Simulation berechnet worden. Der Brennstoffverbrauch wurde dazu mit den spezifischen Treibhausgasemissionen aus GEMIS multipliziert. Abbildung 268 zeigt die jährlichen Treibhausgasemissionen am Standort Jühnde.

Ton CO2eq/year CHP-Flex 691 Ton CO2eq CHP-1 214 Ton CO2eq Wood chips boiler 32 Ton CO2eq Oil boiler 72 Ton CO2eq Total 252 Ton CO2eq

Abbildung 268: Treibhausgasemissionen Standort Jühnde – flexible Betriebsweise

Auf Abbildung 279 sind die prozentualen Treibhausgasemissionen für unterschiedliche Betriebsweisen dargestellt.

Abbildung 279: Aufteilung der THG-Emissionen bei unterschiedlichen Betriebsweisen für den Standort Jühnde

Abbildung 40 zeigt die monatlichen Treibhausgasemissionen am Standort Jühnde. Im Winter sind die Emissionen durch den zusätzlichen Betrieb der beiden Kessel höher.

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Abbildung 40: Monatliche Treibhausgasemissionen am Standort Jühnde

Abbildung 41: Treibhausgasemissionen für den flexiblen und unflexiblen Betrieb der Biogas-Anlage

Stromerzeugung Abbildung 28 zeigt die monatliche Stromerzeugung am Standort Jühnde.

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Abbildung 282: Monatliche Stromerzeugung am Standort Jühnde

Abbildung 293 zeigt die prozentuale Stromerzeugung durch das BHKW-1 und das BHKW-Flex. Den größten Anteil produziert das BHKW-Flex.

Abbildung 293: Prozentuale Stromerzeugung durch das BHKW-1 und das BHKW-Flex

Wärmeerzeugung Abbildung 30 zeigt den monatlichen Wärmeverbrauch und die Wärmeerzeugung von BHKW-1, BHKW-Flex, Hackschnitzelkessel und Ölkessel.

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Abbildung 305: Monatlicher Wärmeverbrauch und Erzeugung am Standort Jühnde

Biomethan-BHKW (Standort Philippsthal)

Für den Standort Philippsthal wurden ebenso verschiedene Betriebsweisen des BHKW simuliert und die THG-Emissionen berechnet. Verglichen wurden der flexible Betrieb „stromgeführt“ und der flexible Betrieb „wärmegeführt“. Abbildung 316 stellt das Blockdiagramm des Biomethan-BHKW-Modells dar.

Abbildung 316: Blockschaltbild Biomethan-BHKW

Die jährlich erzeugten Mengen an Strom und Wärme unterscheiden sich nur minimal, weiterhin liegen die THG-Emissionen beider Betriebsweisen auf gleicher Höhe, dies ist bedingt durch die Vermeidung der Überproduktion von Wärme durch das BHKW.

Annahmen Abbildung 327 zeigt das für die Simulation verwendete Datenblatt für BHKW und Kessel.

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Electric capacity [MWel]

Thermal capacity [MWth]

Gas consumption [MWgas]

CHP 0.4 MWel 0.43 MWth 0.95 MWgas Boiler 0.43 MWth

Abbildung 327: Datenblatt der BHKWs und Kessel

Für den thermischen Speicher wurde eine Kapazität von 60 m3 angenommen. Das verwendete Heizöl hat einen Heizwert von 23 kWh/m3. Folglich liegt die speicherbare Energiemenge bei 1.392 MWh. Der Wirkungsgrad des Kessels beträgt 95%.

Wärmelastprofil Das Wärmelastprofil in Philippsthal hat eine Auflösung von 15 min. Die Grundlagen hierfür liefern Daten der EAM.

Treibhausgasemissionen Abbildung 338 zeigt die in der Simulation verwendeten Brennstoff-Treibhausgasemissionen.

Rohbiogas (for CHP) 0.06 kg CO2eq/kWhBr Natural gas (Erdgas -Boiler) 0.27 kg CO2eq/kWhBr

Abbildung 338: Treibhausgasemissionen der verwendeten Brennstoffe

Minimale Betriebsdauer Die minimale Betriebsdauer wurde auf 3,5 Stunden festgesetzt um eine Verkürzung der Lebensdauer zu vermeiden.

Simulationsalgorithmus Der Algorithmus konzentriert sich in diesem Fall auf das Wärmeprofil. Zuerst wird der Status des thermischen Speichers überprüft und berechnet ob genug freie Kapazität für die vom BHKW erzeugte Wärmemenge vorhanden ist. Wenn dies der Fall ist, arbeitet die BHKW-Einheit. Falls zu wenig Speicherkapazität vorhanden ist, wird das BHKW nach der minimalen Betriebsdauer abgeschaltet. Überschüssige Wärme wird gespeichert. Wenn die erzeugte Leistung nicht ausreicht, um den Bedarf zu decken, wird der Speicher entladen. Wenn der Speicher leer, ist springt der Gaskessel an um den restlichen Bedarf zu decken.

Abbildung 34: Schema Funktionsweise Biomethan-BHKW

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Ergebnisse

Betriebsdauer und Starts/Stops Anschließend werden die Ergebnisse für den wärmegeführten Betrieb des BHKWs vorgestellt, da wie anfangs beschrieben, sich die Energieerzeugung beider Betriebsweisen kaum unterscheidet.

Das Ergebnis der Simulation zeigt, dass das BHKW 743 Mal pro Jahr an- und abgeschaltet wird. Dies entspricht etwa zwei Mal am Tag. Außerdem zeigt die Simulation, dass das BHKW 5.157 Stunden im Jahr arbeitet.

Treibhausgasemissionen

Der absolute Betrag an Treibhausgasemissionen durch das BHKW und den Kessel ist mithilfe der oben beschriebenen Simulation berechnet worden. Der Brennstoffverbrauch wurde dazu mit den spezifischen Treibhausgasemissionen multipliziert.

Abbildung zeigt die jährlichen Treibhausgasemissionen am Standort Philippsthal. Auf Abbildung51 sind die prozentualen Treibhausgasemissionen dargestellt. 12 % der Emissionen erzeugt der Gaskessel, während 88 % das BHKW produziert. Abbildung50 zeigt die monatlichen Treibhausgasemissionen. Im Winter sind diese deutliche höher, da in diesem Zeitraum deutlich mehr Wärme benötigt wird.

Ton CO2eq/year CHP unit 293 Ton CO2eq Natural gas boiler 39 Ton CO2eq

Abbildung 50: Jährliche Treibhausgasemissionen am Standort Philippsthal

Abbildung 51: Aufteilung der THG-Emissionen für den Standort Philippsthal

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Abbildung 52: Monatliche Treibhausgasemissionen – Standort Philippsthal

Stromerzeugung Abbildung 35 zeigt die monatliche Stromerzeugung am Standort Philippsthal. Es wird im Winter mehr Strom erzeugt als im Sommer, da – wie zuvor erwähnt – im Winter mehr Wärme benötigt und abgenommen wird.

Abbildung 353: Monatliche Stromerzeugung am Standort Philippsthal

Wärmeerzeugung Abbildung 364 zeigt den monatlichen Wärmeverbrauch und die erzeugte Wärmemenge durch das BHKW und den Gaskessel.

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Abbildung 364: Monatlicher Wärmeverbrauch und Erzeugung – Standort Philippsthal

Auf Abbildung 55 ist der Unterschied zwischen der wärmegeführten und der stromgeführten Betriebsweise zu erkennen. Der Unterschied in der THG-Bilanz unterscheidet sich ebenso kaum (333 tCO2eq im wärmegeführten und 332 tCO2eq im stromgeführten Modus).

Abbildung 375: Simulierte Wärmeerzeugung für den Standort Philippsthal – Vergleich wärmegeführte und stromgeführte Betriebsweise

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Regionale Modellszenarien

Zur Untersuchung des Ausbaupotentials und der unterschiedlichen Betriebsweisen der im Projekt analysierten, flexiblen Biogastechnologien wurde ein regionales Modell unter zwei verschiedenen Szenarien auf Landkreisebene aufgebaut. Diese Szenarien betrachten verschiedene Entwicklungen bezüglich des Stromverbrauchs von Haushalten (HH), Gewerbe, Industrie und Dienstleistung (GHD), Wärmepumpen (WP) und Verkehr, sowie bei der Stromerzeugung durch PV-Anlagen, Windkraft und BHKW. Die Szenarien orientieren sich an den Zielen der Modellregion zur Energieversorgung in 2050. Als Modellregion selbst wurde sich für den Landkreis Marburg-Biedenkopf entschieden, da bereits einige Vorarbeiten (Klimaschutzkonzept und Masterplan 100 % Klimaschutz, der auf den Zielen des Klimaschutzkonzepts für den Landkreis Marburg-Biedenkopf aufbaut1) und Kontakte sowie Daten aus dem Netzgebiet der EAM vorlagen.

Die zwei Szenarien wurden wie folgt definiert:

1. Konservatives Szenario 2025 In diesem Szenario wird davon ausgegangen, dass es bei dem Verbrauch gegenüber den Werten von heute lediglich zu geringen Änderungen kommt. Diese ergeben sich hauptsächlich durch Effizienzsteigerungen. Der Ausbau der EE-Anlagen findet nur in geringem Maß statt. PV-Anlagen werden hauptsächlich auf Gebäuden installiert, der Ausbau der Windkraftanlagen beschränkt sich auf wenige Windparks. Die installierte Leistung von KWK-Anlagen steigt durch den Umbau von unflexiblen Anlagen in flexible Anlagen an.

2. Innovatives Szenario 2025 Dieses Szenario orientiert sich an den Zielen des Masterplans für den Landkreis Marburg-Biedenkopf. Es wird davon ausgegangen, dass es beim Stromverbrauch in Haushalten und Gewerbe und Industrie zu hohen Einsparungen kommt. Mit der zunehmenden Verwendung von Wärmepumpen in Gebäuden und dem Ausbau der E-Mobilität kommen im Gegensatz zu heute allerding neue Stromverbraucher hinzu. Der Ausbau der EE-Anlagen nimmt weiter zu, so dass bereits in 2025 ein hoher Anteil des Verbrauchs mit diesen gedeckt werden kann.

Zur Erstellung der Zeitreihen wurden standardisierte Einspeisezeitreihen für Wind und PV-Anlagen auf Basis regionaler Daten erzeugt. Mit Hilfe dieser Zeitreihen können für die jeweiligen Ausbaustände der Windkraft- und PV-Anlagen die einzelnen Erzeugungsprofile generiert werden.

1 Der Masterplan baut auf dem Klimaschutzkonzept (KSK) und den übrigen Aktivitäten des Landkreises im Klimaschutz auf und soll schwerpunktmäßig darin unbearbeitete Themenbereiche wie z.B. Mobilität und Land‐ und Forstwirtschaft abdecken und andere Bereiche aus dem KSK vertiefen. Daher stellt das KSK die Grundlage für den Masterplan dar. Quellen: Landkreis Marburg‐Biedenkopf (fortlaufende Aktualisierung): Masterplan 100 % Klimaschutz in: http://klimaschutz.marburg‐biedenkopf.de/privatperson/klimastrategie‐2050/strategie/masterplan/, zuletzt Januar 2017. Landkreis Marburg‐Biedenkopf (fortlaufende Aktualisierung): Klimaschutzkonzept in http://klimaschutz.marburg‐biedenkopf.de/privatperson/klimastrategie‐2050/strategie/klimaschutzkonzept/, zuletzt Januar 2017.

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Der jährliche Stromverbrauch orientiert sich an der Wirtschaftsstruktur des Netzgebietes der EAM (siehe Abbildung 38) von dem die jeweiligen Daten vorhanden waren und den erarbeiteten Daten aus dem Klimaschutzkonzept. Mittels standardisierter Lastprofile und den Daten aus der registrierenden Leistungsmessung (RLM) für größere Wirtschaftsbetriebe und den im Nachgang beschriebenen, zukünftigen Verbrauchsveränderungen ergeben sich die jährlichen Stromverbräuche und Lastverläufe im Landkreis.

Prozentuale Aufteilung der

Stromverbrauchsstruktur für standardisierte

Lastprofile ‐ LK MR

Haushalte

H0: Haushalte 63,69%

Landwirtschaft

L0: Landwirtschaftbetriebe 0,26%

L1: Milchwirtsch. / Tierzucht 0,03%

L2: Übr. Landwirtschaftsbetr. 2,75%

Gewerbe, Handel, Dienstleistung (GHD)

G0: Gewerbe allgemein 13,52%

G1: Gewerbe werkstags 8-18 Uhr 1,93%

G2: Gewerbe Verbr. Abendstd. 0,81%

G3: Gewerbe durchlaufend 3,37%

G4: Laden/Friseur 0,95%

G5: Bäckerei mit Backstube 0,13%

G6: Wochenendbetrieb 0,20%

Sonstiges

B0: Straßenbeleuchtung 1,84%

HE: Heizung 10,41%

PA: Pauschalanlagen 0,00%

nicht zugeordnet 0,10%Abbildung 386: Prozentuale Aufteilung der Stromverbrauchsstruktur für standardisierte Lastprofile - Landkreis Marburg-Biedenkopf

Szenarien 2025: Annahmen EE-Ausbau

Um den Ausbau von erneuerbaren Energien für die jeweiligen Szenarien im Jahr 2025 im Landkreis besser abschätzen zu können, wurden folgende Annahmen nach intensiver Absprache mit dem Landkreis, eingängigen Recherchen (Basiswerte werden den Potentialen des Masterplans und des Klimaschutzkonzepts für den Landkreis Marburg-Biedenkopf entnommen) und Abstimmung im Konsortium getroffen:

PV: 44 MWp installiert; spezifischer Ertrag 960 kWh/kWp (im Jahr 2010)

konservativ: jährlicher Zubau von durchschnittlich 4,4 MWp (ausschließlich auf Dachflächen)

Innovativ: jährlicher Zubau um durchschnittlich 30,2 MWp (Masterplanziel des

Landkreises)

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Wind: 32,55 MW installiert; durchschnittlich 1600 h/a (im Jahr 2010)

konservativ: 118 MW (siehe nachfolgende Anmerkungen)

Innovativ: Repowering und Zubau von großen Anlagen (Masterplanziel) 362 MW

KWK: 3,66 MW fix (keine flexible Betriebsweise) installiert mit 8000 Volllaststunden (VLS) (im Jahr 2010)

konservativ: Zubau 3,7 MW fix (2010 bereits 2,2 MW/a in Planung), 15 MW flexibel (mit flexibler Betriebsweise, VLS richten sich nach Restlast in der Region)

Innovativ: Zubau 8,5 MW fix , 45 MW flexibel

Anmerkungen zum Photovoltaik-Anlagen-Ausbau

PV: Allgemeine Annahmen:

o 15 % Wirkungsgrad der Anlagen, Angaben pro m² Stell-/ Montagefläche

o Nutzbare Dachflächen im Landkreis: 2,21 Mio m² mit einem durchschnittlichen Jahresertrag von 120 kWh/m²

o Nutzbare Fassadenflächen im Landkreis: 0,62 Mio m² mit einem durchschnittlichen Jahresertrag von Jahresertrag 84 kWh/m²

o Nutzbare Freiflächen im Landkreis: 12,6 Mio m² mit einem durchschnittlichen Jahresertrag von Jahresertrag 36 kWh/m

Anmerkungen zum Windenergie-Szenario für den Landkreis Marburg-Biedenkopf

Die Ermittlung der installierten Windleistung für das Jahr 2025 stützt sich auf vielfältige Annahmen. Wahrscheinlich ist ein starker Ausbau auf den ausgewiesenen und bewilligten Flächen, von denen ein Teil bereits bebaut ist.

Der weitere Ausbau der Windvorrangflächen kann allerdings durch natürliche Gegebenheiten gedämpft werden. Hierbei spielen Arten- und Naturschutz (sehr unterschiedlich auf Landkreisebene), sowie die Aufteilung zwischen Grün- und Waldflächen (Wert für Naherholung) eine wesentliche Rolle. Weiterhin müssen Widerstände in der Bevölkerung beachtet werden, die ebenfalls eine Beschränkung der verfügbaren Flächen hervorrufen können. Aus diesen Gründen wird angenommen, dass 50% der heute ausgewiesenen Flächen tatsächlich bebaut werden.

Aus der Erfahrung der letzten Jahre zeigt sich, dass es einen stetigen Wandel bei der Ausweisung von Windvorranggebieten gibt. Aufgrund von Widerständen werden einige ausgewiesene Flächen nicht bebaut und andere erweitert, vereinzelt kommen sogar neue hinzu. Da das Masterplanziel 2 % der Landesfläche für die Windkraft zu nutzen aus politischen Gründen bestehen bleibt, wird davon ausgegangen dass diese Fläche für die Windkraft in 2050 zur Verfügung stehen wird.

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Für das konservative Szenario wird daher angenommen, dass der Ausbau in den nächsten Jahren sich an 50% der Ausbauflächen orientiert und durch die Politik erst nach 2025 nachgeregelt wird. Somit ergibt sich gegenüber dem Masterplanszenario ein geringerer Ausbau.

Die installierte Windleistung im Landkreis Marburg-Biedenkopf in 2011 lag bei 31,1 MW, in 2014 waren bereits 61,85 MW installiert. Unter der Annahme eines fortlaufenden Ausbautrends und nicht stattfindenden Repowering wird davon ausgegangen dass 2025 118 MW installiert sind.

Für die Erzeugung kann angenommen werden, dass aufgrund des technologischen Fortschritts bis zu 3000 Volllaststunden in Hessen erreicht werden können, Altanlagen haben durchschnittlich 1700 Volllaststunden. Aufgrund von Unterschieden im Erzeugungsverhalten von neuen Anlagen zu alten Anlagen können diese besser genutzt werden. Während ältere Anlagen erst ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit arbeiten, erzeugen Neue bereits bei geringen Windgeschwindigkeiten Strom. Für die durchschnittliche Volllaststunden Zahl in 2025 wird aufgrund der verschiedenen vorhandenen Baujahre mit 2600 h gerechnet.

Szenarien 2025: Annahmen Verbrauchsentwicklung

Um den Stromverbrauch für die jeweiligen Szenarien im Jahr 2025 im Landkreis besser abschätzen zu können, wurden folgende Annahmen nach intensiver Absprache mit dem Landkreis, eingängigen Recherchen und Abstimmung im Konsortium getroffen:

HH: Konservativ: Einsparung um 10 % bis 2025;

Schleppende Umsetzung von Energiesparmaßnahmen, Einsparung bei effizienteren Neugeräten

Innovativ: Einsparung um 20 % bis 2025;

Verbrauchsverhalten passt sich steigenden Energiekosten an, Wahl der energieeffizienteren Technik

Ind./GHD: Konservativ: Einsparung um 6 % bis 2025 (2 % in 5 Jahren);

Einsparungen durch neue Maschinen/Technik (Beschaffung nur wenn nötig)

Innovativ: Einsparung um 15 % bis 2025 (5 % in 5 Jahren);

Einsparungen durch Umstellung auf effizientere Maschinen/Technik und Verfahren

Landwirtschaft: Keine Änderungen

Wärmepumpen (WP) 2025: Effizienzsteigerung bei WP (JAZ 3,5) Konservativ: 84 GWh/a Wärmeerzeugung

Innovativ: 150,5 GWh/a Wärmeerzeugung durch WP (7,5% des Wärmebedarfs)

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Mobilität (2025): Allgemeine Annahmen:

o Stromverbrauch Schienenverkehr 37 GWh/a o Verbrauch Elektrokfz. 15 kWhel/100km mit Jahresfahrleistung 10 Tsd. km o Verbrauch H2-Hybridkfz. 57,5 kWhel/100km mit Jahresfahrleistung 10 Tsd. km o Verbrauch H2-Hybridlkw. 184 kWhel/100km mit Jahresfahrleistung 20 Tsd. km

Szenario Annahmen:

Konservativ: Nur PKW mit 6.000 Betriebsstunden im Jahr im Hybrid- und 4.000 h/a im Elektro-Modus

Innovativ: PKW: 12.000 h/a im Hybrid- und 8.000 h/a im Elektro-Modus, zusätzlich 1.000 h/a von LKW im Elektromodus

Aus den obigen Annahmen ergeben sich entsprechend die nach den jeweiligen standardisierten Lastprofilen bzw. nach der RLM (Industrie) sortierten Jahresenergieverbräuche im Landkreis Marburg-Biedenkopf.

Auf der Abbildung 397 und der Abbildung 408 lassen sich zusammenfassend die jährlichen Energieverbräuche und die jährliche Energieerzeugung für die jeweiligen Szenarien für das Jahr 2025 und das Jahr 2010 ablesen.

Abbildung 39: Grafische Zusammenfassung der Stromverbräuche und -erzeugung in der Modellregion- Vergleich der Szenarien im Jahr 2025 und status quo (2010)

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Abbildung 408: Zahlenmäßige Zusammenfassung der Stromverbräuche und -erzeugung in der Modellregion - Vergleich der Szenarien 2025 und status quo (2010)

Mit diesen definierten Werten für den Verbrauch und die Erzeugung werden die Zeitreihen für das jeweilige Szenario erzeugt.

Bewertung des Potentials von Erneuerbaren Energien in der Modellregion

Durch Verwendung vorhandener Daten und der damit verbundenen Zeiteinsparung (Datenerhebung) war es möglich die regionalen Potenziale insbesondere für Bioenergie genauer zu analysieren. Dadurch erfolgte eine detaillierte Bewertung der Potenziale und Ressourcenverteilung auf der Grundlage des aktuellen Stands der Technik (Wirkungsgrade, Volllaststunden).

Für die fluktuierenden erneuerbaren Energien wurde ein Potenzial von rund 2.300 GWh/a ermittelt. Dieses Potenzial verteilt sich wie folgt: Windkraft 66%, Photovoltaik 33%, Wasserkraft 0,6%.

Das Potenzial zur Biogaserzeugung (Energiepflanzen, Grünland, Gülle, Bioabfall, Klärgas) beträgt ca. 170 GWh/a (davon Potenzial elektrisch 67 GWh, Potenzial thermisch 76 GWh).

Das Potenzial zur energetischen Verwertung weiterer Biomasse (Pellets, holzartige Stoffe, sonstige Stoffe) beträgt 617 GWh (davon Potenzial elektrisch 180 GWh, Potenzial thermisch 350 GWh).

In der Modellregion beträgt das Potenzial für Wärme aus erneuerbaren Energien 2.400 GWh/a (Solarthermie 15%, Wärmepumpen 85%).

Auf Basis der zuvor genannten Angaben wurde bereits ein Klimaschutzkonzept (KSK) für den Landkreis Marburg-Biedenkopf erstellt. Aufgrund verschiedener Effizienzsteigerungen bei der Energieerzeugung

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seit der Erstellung des KSK, wurden Potenziale mit den aktuellen Wirkungsgraden der einzelnen Technologien neu berechnet.

Potenzial der fluktuierenden EE im LK Marburg-Biedenkopf

Bei der Bewertung der Potenziale aus fluktuierenden Energieträgern wurden die im KSK definierten Flächen für die Nutzung als Grundlage verwendet. Nach Einbeziehung der zu erwartenden Wirkungsgrade und Flächenausnutzung wurden die folgenden Potenziale ermittelt, die insgesamt höher ausfallen als vorher im KSK berechnet.

fluktuierende EE GWh/a

Wind 1.540

Photovoltaik Dachflächen 265

Photovoltaik Fassade 51,7

Photovoltaik Freifläche 453

Wasser 13,5

Gesamt 2.323

Abbildung 419: Potential der fluktuierenden EE im LK Marburg-Biedenkopf

Potenzial Biogaserzeugung LK Marburg-Biedenkopf

Die Erträge aus Biogas und Biomasse sind abhängig von der Substartmenge und –art, bzw. des genutzten Rohstoffes.

Die Bestimmung des Biogasertrags wurde mit der möglichen jährlichen Produktionsmenge der Substrate und des spezifischen Biogasertrags berechnet. In einem weiteren Schritt wurde definiert, mit welchem Wirkungsgrad elektrische und thermische Energie im BHKW erzeugt wird und somit das folgende Potenzial bestimmt:

Potenzial Potenzial elektrisch

Potenzial thermisch

Energiepflanzen 94,1 GWh 37,7 GWh 42,4 GWh

Grünland 16,8 GWh 6,73 GWh 7,57 GWh

Gülle 16,5 GWh 6,62 GWh 7,43 GWh

Bioabfälle 27,1 GWh 10,8 GWh 12,2 GWh

Klärgas 14,1 GWh 5,64 GWh 6,35 GWh

Gesamt 168,6 GWh 67,4 GWh 75,9 GWh

Abbildung 60: Potential der Biogaserzeugung im LK Marburg-Biedenkopf

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Potenzial von weiterer Biomasse im LK Marburg-Biedenkopf

Das Potenzial für Biomasse ist, wie auch im Fall des Biogases, abhängig von der jährlich erzeugten Menge. Abhängig vom Wassergehalt des vorhandenen Rohstoffes steht eine bestimmte Menge an Bioenergie zur Verfügung, die mit Hilfe von BHKW in thermische und elektrische Energie umgewandelt wird. Dadurch ergeben sich folgende Potenziale:

Bioenergie Potenzial elektrisch

Potenzial thermisch

Pellets:

Holz 287 GWh 71,9 GWh 173 GWh

Stroh 165 GWh 41,2 GWh 99 GWh

Holzhaltige Stoffe:

Haus- und Sperrmüll 45,9 GWh 18,3 GWh 20,6 GWh

Kurzumtriebsplantagen 62,5 GWh 25 GWh 28,1 GWh

Grünabfall 43,2 GWh 17,3 GWh 19,4 GWh

Landschaftspflegeschnitt 5,73 GWh 2,29 GWh 2,58 GWh

Straßenbegleitgrün 4,3 GWh 1,72 GWh 1,94 GWh

Sonstige Stoffe:

Klärschlamm 3,9 GWh 1,76 GWh 1,56 GWh

Gesamt 617,53 GWh 179,47 GWh 346,18 GWh

Abbildung 61: Potential weiterer Biomasse im LK Marburg-Biedenkopf

Potenzial Wärme aus EE LK Marburg-Biedenkopf

Für die reine Wärmeerzeugung stehen zwei Technologien zur Verfügung. Die Potenziale aus Solarthermie wurden mit Hilfe der zur Verfügung stehenden Dachflächen aus dem KSK und aktuellen Effizienzwerten dieser Technologien neu berechnet. Bei Wärmepumpen wurde aus Wohnflächen und Gebäude-Typen die zu installierende Leistung bestimmt. Anschließend wurden mit neu definierten Wirkungsgraden die zukünftigen Potenziale errechnet.

EE-Wärme Potential thermisch

Solarthermie 368 GWh

Wärmepumpen 2.027 GWh

Gesamt 2.395 GWh

Abbildung 62: Potential Wärme aus EE im LK Marburg-Biedenkopf

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Beschreibung der Simulation

Basierend auf den Szenarien für die Modellregion, die zuvor beschrieben wurden, wird der Stromverbrauch und die Stromerzeugung innerhalb der Region simuliert. Zum Ausgleich der Überschüsse und der Deckungslücken durch EE kommen einerseits Elektrolyseure und andererseits flexibel-steuerbare BHKWs zum Einsatz.

Die installierte Leistung der Elektrolyseure richtet sich nach den Ausbauplänen des Klimaschutzkonzeptes Marburg-Biedenkopf für Biogasanlagen bis zum Jahr 2025. Dazu wurde angenommen, dass eine Biogasanlage mit einer elektrischen Leistung von 500 kW durchschnittlich 350 Nm³/h Rohbiogas erzeugt und daraus 15 Nm³/h reines CO2 für die biologische Methanisierung gewonnen werden kann (Quelle: Viessmann). Um das CO2 entsprechend nutzen zu können, bedarf es eines PEM-Elektrolyseurs mit einer elektrischen Leistung von 400 kW, der 60 Nm³ Wasserstoff pro Stunde erzeugen kann. Diese Angaben wurden mit Viessmann entsprechend abgestimmt.

Die installierte Leistung der Flex-BHKW entstammt den jeweiligen Ausbauannahmen des innovativen und konservativen Szenarios. Der Aufbau des Regionalmodells ist auf Abbildung verdeutlicht.

Abbildung 63: Schematischer Aufbau des Regionalmodells

Die zu untersuchenden Punkte bestanden vorrangig in der

• Optimierung der bedarfsorientierten Stromerzeugung nach Erneuerbaren-Energien-Ausgleich in der Region (restlast-geführte Betriebsweise im Anlagenverbund),

• Ermittlung des Einsatzpotentials von BioPower2Gas-Anlagen und flexiblen BHKWs aufbauend auf den vorangegangenen Arbeitspakten,

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• Simulation der Anlagen für den Fall einer optimal bedarfsgerechten Betriebsfahrweise für das innovative und konservative Szenario im Jahr 2025,

• Ermittlung der Betriebsparameter der Anlagen (z.B. Betriebsstunden, Energieverbrauch und –erzeugung auf Basis der Jahressimulationen).

Für den Fall einer optimal bedarfsgerechten (restlast-geführten) Anlagenfahrweise (sowohl der Elektrolyseure als auch der Flex-BHKW) wurden jeweils für das innovative und das konservative Szenario Jahressimulationen durchgeführt. Daraus ableiten lassen sich alle wichtigen Betriebsparameter wie Betriebsstunden, Energieverbräuche- und erzeugung.

Für die Flex-BHKWs wurden ein durchschnittlicher elektrischer Wirkungsgrad von 41 % und ein durchschnittlicher thermischer Wirkungsgrad von 43,2 % angenommen (basierend auf Untersuchungen für repräsentative BHKW-Module in vergleichbarer Größe).

Für die Simulation der BioPower2Gas-Anlagen wurden die von Viessmann angegebenen stöchiometrischen Beziehungen und Anlagendaten verwendet.

Bei einem Biogasanlagenzubau bis 2025 von 10 MW elektrischer Leistung (Klimaschutzkonzept Marburg-Biedenkopf), was durchschnittlich 20 Biogasanlagen mit einer Leistung von 500 kW entspricht, lassen sich entsprechend 8 MW (20 mal 400 kW-Elektrolyseur) an elektrischer Elektrolyseur-Leistung im Landkreis installieren.

Ausgehend von einer optimal restlast-geführten Betriebsweise aller Anlagen im Verbund ergeben sich die berechneten Potentiale und Ergebnisse.

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Abbildung 424: Biogasanlagen im Landkreis Marburg-Biedenkopf (Stand: August 2013)

Abbildung 435: Zukünftiger Ausbau von Biogasanlagen im Landkreis Marburg-Biedenkopf nach installierter, elektrischer Leistung in kW und Jahr

Anmerkung: Wie in Abbildung 435 ersichtlich, kommt es im Jahr 2020 es zu einer Deckelung des Biogasanlagenausbaus, aufgrund der beschränkten Ressourcen in der Region für die Biogasgewinnung.

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Weitere Annahmen für die Simulation auf regionaler Ebene:

o 2025 werden die Ausbauziele von Biogasanlagen des Klimaschutzkonzeptes Marburg-Biedenkopf erreicht,

o Anlagen werden optimal restlast-geführt im Verbund betrieben.

Simulationsergebnisse – Regionalmodell

Nachfolgend werden die Simulationsergebnisse für das konservative und das innovative Modellszenario dargestellt und aufgelistet.

Konservatives Szenario 2025

Aus den beschriebenen Annahmen ergibt sich das Stromerzeugungsprofil des konservativen Szenarios für das Jahr 2025 aufgeteilt in die Windkrafterzeugungszeitreihe, das PV-Anlagenerzeugungsprofil und das KWK-Stromerzeugungsprofil für konstant einspeisende KWK-Anlagen.

Abbildung 446: Stromerzeugungsprofil - konservatives Szenario 2025 (ohne flexible KWK)

Vergleichbar zum Stromerzeugungsprofil ergibt sich das elektrische Lastprofil im Landkreis Marburg-Biedenkopf.

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Abbildung 457: Elektrisches Lastprofil – konservatives Szenario 2025

Aus dem Stromerzeugungsprofil des konservativen Szenarios und der elektrischen Last im Landkreis Marburg-Biedenkopf ergibt sich die entsprechende Restlast als Betriebsführungsgröße für die Flex-BHKW und die BP2G-Anlage bzw. die Elektrolyse.

Abbildung 468: Restlastprofil – konservatives Szenario 2025

Man erkennt, dass es in diesem Szenario zu einer sehr viel höheren Stromnachfrage im Vergleich zur regionalen Stromerzeugung kommt. Bei einem regionalen Ausgleich müssten folglich hohe Lastspitzen bis max. rund 250 MWel ausgeglichen werden.

Abbildung9 und Abbildung70 veranschaulichen das Einsatzpotential des BioPower2Gas-Konzeptes in Form von flexibel betriebenen Elektrolyseuren und BHKWs in der Modellregion unter den Annahmen des konservativen Szenarios.

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Abbildung 69: Über BP2G-Konzept (Elektrolyse(orangene Linie) + Flex-BHKWs(rote Linie) abdeckbare Restlast und gesamte Restlast (blaue Linie) – konservatives Szenario 2025

Abbildung 70: Geordnete Jahresdauerlinien für Restlast (blaue Linie), Reslastprofil nach BP2G (rote Linie) und über BP2G abgedeckte Last (grüne Linie) – konservatives Szenario 2025

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Ausgewählte Kenndaten und Ergebnisse der Jahressimulation – konservatives Szenario 2025

Als wesentliche Ergebnisse der Jahressimulationen für das konservative Modellszenario lassen sich folgende Sachverhalte und Zahlen festhalten:

o Die maximal installierbare Leistung an Elektrolyseuren (unter den in AP 2.2. und AP 4.1 beschriebenen Annahmen) von 8 MWel führt entsprechend auch zu einer (negativen) Spitzenlastreduzierung (bezogen auf die Stromerzeugung) von maximal 8 MWel, also rund 12,4 % der maximal benötigten Leistung zur Deckung der negativen Spitzenlast im Landkreis.

o Über das gesamte Jahr lässt sich über die PEM-Elektrolyse eine negative Restlastdeckung von rund 1.305 MWhel erreichen, was rund 39,9 % der jährlich benötigten, negativen Restlast auf Landkreisebene entspricht.

o Über die BP2G-Anlage (Elektrolyse mit angeschlossener Methanisierung) lässt sich im konservativen Modellszenario rund 869.939 Nm³ Bio-Methan (98,5 % CH4 und 1,5 % H2) pro Jahr erzeugen.

o Durch die nach den Modellannahmen installierte Leistung von 45 MWel an Flex-BHKWs im Landkreis lassen sich folglich auch maximal 15 MWel an positiver Restlastleistung bereitstellen, was rund 6 % der maximal benötigten positiven Restlastleistung entspricht.

o Flex-BHKWs können in diesem Szenario mit rund 127.289 MWhel jährlich an Stromeinspeisung in das Netz zur positiven Restlastbereitstellung beitragen (entspricht rund 13 % der benötigten, positiven Restlast).

o Fasst man den Bedarf an positiver und negativer Restlast zusammen, so können restlast-geführte PEM-Elektrolyseure und Flex-BHKW rund 13 % der benötigten Restlast im konservativen Szenario auf Landkreisebene abdecken.

o Ein Stromimport in die Region nach dem Einsatz des BP2G-Konzeptes (Elektrolyse + Flex-BHKW) zum bilanziellen Ausgleich wäre in Höhe von 855.200 MWhel/a notwendig.

o Weiterhin müsste ein Stromexport aufgrund von Zeiten von Stromerzeugungsüberschüssen in Höhe von 1.965 MWhel/a aus der Region erfolgen.

Innovatives Szenario 2025

Aus den beschriebenen Annahmen ergibt sich ebenso das Stromerzeugungsprofil des innovativen Szenarios für das Jahr 2025 aufgeteilt in die Windkrafterzeugungszeitreihe, das PV-Anlagenerzeugungsprofil und das KWK-Stromerzeugungsprofil für konstant einspeisende KWK-Anlagen.

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Abbildung 71: Stromerzeugungsprofil (Wind blau, PV orange, KWK fix grün) – innovatives Szenario 2025 (ohne flexible KWK)

Vergleichbar zum Stromerzeugungsprofil und dem konservativen Szenario ergibt sich auch das elektrische Lastprofil im Landkreis Marburg-Biedenkopf aus den beschriebenen Annahmen.

Abbildung 72: Elektrisches Lastprofil – innovatives Szenario 2025

Aus dem Stromerzeugungsprofil des innovativen Szenarios und der entsprechenden elektrischen Last im Landkreis Marburg-Biedenkopf ergibt sich, wie im konservativen Szenario, die Restlast als Betriebsführungsgröße für die Flex-BHKW und die BP2G-Anlage bzw. die Elektrolyse.

Im Gegensatz zum konservativen Szenario müssen unter den innovativen Annahmen für das Jahr 2025 zusätzlich zu hohen Lastspitzen (bis max. rund 225 MWel) auch noch sehr hohe Stromerzeugungsspitzen bis max. rund 540 MWel ausgeglichen werden (Abbildung 473).

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Abbildung 473: Restlastprofil – innovatives Szenario 2025

Aufgrund der sehr volatilen Restlast in der Modellregion ergeben sich auch entsprechend höhere Einsatzpotentiale des BP2G-Konzeptes. Vor allem die Elektrolyseure kommen aufgrund der angestiegenen Stromerzeugungsüberschüsse in der Modellregion auf deutlich höhere Betriebsstunden als im konservativen Szenario (durchschnittliche Jahreslaufzeit im konservativen Szenario: rund 160 h/a gegenüber rund 3.900 h/a im innovativen Szenario).

Die nachfolgenden Abbildungen veranschaulichen das Einsatzpotential des BioPower2Gas-Konzeptes in Form von flexibel betriebenen Elektrolyseuren und Flex-BHKWs in der Modellregion unter den Annahmen des innovativen Szenarios.

Abbildung 484: Über BP2G-Konzept abdeckbare Restlast (Flex-BHKW rot, Elektrolyse orange, gesamte Restlast blau) – innovatives Szenario 2025

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Abbildung 495: Geordnete Jahresdauerlinien für Restlast (blaue Linie), Reslastprofil nach BP2G (rote Linie) und über BP2G abgedeckte Last (grüne Linie) – innovatives Szenario 2025

Ausgewählte Kenndaten und Ergebnisse der Jahressimulation – innovatives Szenario 2025

Als wesentliche Ergebnisse der Jahressimulationen für das innovative Modellszenario lassen sich folgende Sachverhalte und Zahlen festhalten:

o Die maximal installierbare Leistung an Elektrolyseuren von 8 MWel führt entsprechend auch zu einer (negativen) Spitzenlastreduzierung (bezogen auf die Stromerzeugung) von maximal 8 MWel, also rund 1,4 % der maximal benötigten Leistung zur Deckung der negativen Spitzenlast im Landkreis im innovativen Szenario.

o Über das gesamte Jahr lässt sich über die PEM-Elektrolyse eine negative Restlastdeckung von rund 31.356 MWhel erreichen, was rund 7,1 % der jährlich benötigten, negativen Restlast auf Landkreisebene entspricht.

o Über die BP2G-Anlage (Elektrolyse mit angeschlossener Methanisierung) lässt sich nach diesem Modellszenario rund 20.904.202 Nm³ Bio-Methan (98,5 % CH4 und 1,5 % H2) pro Jahr erzeugen.

o Durch die nach den Modellannahmen installierte Leistung von 45 MWel an Flex-BHKWs im Landkreis lassen sich folglich auch maximal 45 MWel an positiver Restlastleistung bereitstellen, was rund 19 % der maximal benötigten positiven Restlastleistung entspricht.

o Flex-BHKWs können in diesem Szenario mit rund 192.523 MWhel jährlich an Stromeinspeisung in das Netz zur positiven Restlastbereitstellung beitragen (entspricht rund 38,2 % der benötigten, positiven Restlast).

o Fasst man den Bedarf an positiver und negativer Restlast zusammen, so können restlast-geführte PEM-Elektrolyseure und Flex-BHKW rund 23,7 % der benötigten Restlast im innovativen Szenario auf Landkreisebene abdecken.

o Ein Stromimport in die Region nach dem Einsatz des BP2G-Konzeptes (Elektrolyse + Flex-BHKW) zum bilanziellen Ausgleich wäre in Höhe von 246.952 MWhel/a notwendig.

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o Weiterhin müsste ein Stromexport aufgrund von Zeiten von Stromerzeugungsüberschüssen in Höhe von 472.867 MWhel/a aus der Region erfolgen.

Treibhausgasbilanz-Analyse für die Modellregion

Basierend auf den Simulationsrechnungen der Modellregion und den für die BP2G-Anlage notwendigen Parametern, die von Viessman bereitgestellt wurden, wurden weiterhin Treibhausgasbilanzen erstellt, die nachfolgend beschrieben werden.

Man erkennt dabei deutlich eine Veränderung der Treibhausgasbilanz auf Landkreisebene (bezogen auf den Strombezug und die Stromerzeugung) in den jeweiligen Szenarien durch einen Einsatz des BP2G-Konzeptes. Einerseits wird Biomethan als Erdgassubstitut erzeugt (Annahme: CO2 wird dabei immer aus Rohbiogas abgeschieden), andererseits wird durch den Einsatz von Flex-BHKWs der Stromimport in die Region (Annahme: dt. Strommix 2025 nach GEMIS) zurückgedrängt.

Berechnungsannahmen und weitere Annahmen für die Treibhausgasbilanz der Szenarien im Jahr 2025 im LK Marburg-Biedenkopf:

o Bilanzraum: Von der Rohstoffgewinnung bis zur Nutzungsphase (Quelle: ProBas/GEMIS) o Strom für die Elektrolyse aus PV- und Windstrom aus der Region o Strombezug für die restliche Anlage aus deutschem Strommix

In Abbildung 7 werden die zur Berechnung der THG-Bilanzen benötigten, spezifischen Emissionsfaktoren, die einerseits selbst berechnet (Strommix im Landkreis, Biomethan aus BP2G-Anlage) und andererseits aus den GEMIS/ProBas-Datenbanken entnommen wurden, dargestellt.

Abbildung 76: Spezifische Emissionsfaktoren zur Berechnung der THG-Bilanzen

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Berechnung der THG-Bilanz der biologischen Methanisierung für das Jahr 2025

Der Energie- und Stoffbilanzraum der BP2G-Anlage wird nachfolgend angeführt:

Abbildung 77: Energie- und Stoffbilanzraum der BP2G-Anlage

Die zur Berechnung der THG-Bilanz notwendigen, spezifischen Kennzahlen zum Prozess der Elektrolyse mit biologischer Methanisierung werden in Abbildung dargestellt.

Als Ergebnis der spezifischen THG-Bilanz der Elektrolyse mit angeschlossener, biologischer Methanisierung lassen sich folgende Kennzahlen berechnen:

Abbildung 78 Kennzahlen zum Prozess der Elektrolyse mit biologischer Methanisierung

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Szenariovergleich 2025

Die THG-Bilanz ist extrem stark vom Strommix abhängig, der für die Elektrolyse verwendet wird. Wird regenerativ erzeugter Strom für die Elektrolyse verwendet, so reduzieren sich die CO2e-Emissionen auf ein Minimum. Dabei besitzt Windenergie-Strom weniger CO2e-Ausstoß als PV-Strom. Da im konservativen Szenario ein verhältnismäßig höherer Windstromanteil an der regionalen Stromerzeugung zum Tragen kommt, fällt die spezifische THG-Bilanz der BP2G-Anlage im konservativen Szenario (paradoxerweise) schlechter aus als im Innovativen.

o Wind: 0,00957 kg CO2e pro kWhel im Vergleich zu PV: 0,08865 kg CO2e pro kWhel (Bezugsjahr 2025, Quelle: GEMIS/ProBas)

Anmerkung:

Da die Betriebslaufzeit der BP2G-Anlage über die gesamte Nutzungszeit nur sehr schwer abschätzbar ist, wurden indirekte Emissionen wie die der Fermenter- und Elektrolyseursherstellung in der THG-Bilanzierung nicht berücksichtigt. Ebenso liegt eine Herausforderung in der Abschätzung der THG-Bilanzierung der heute emissionslastigen Herstellung von Elektrolyseuren im Jahr 2025.

Berechnung der THG-Bilanzen auf Regionsebene für das Jahr 2025

Vergleicht man die Ergebnisse der THG-Berechnungen für die gesamte Modellregion für das innovative und konservative Szenario sowohl mit dem Einsatz von Flex-BHKW und BP2G-Anlagen als auch ohne lassen sich folgende Darstellungen festhalten:

Abbildung 79: Spezifische THG-Bilanz des erzeugten Biomethans in der Modellregion

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Abbildung 80: THG-Bilanz auf Regionalebene - konservatives Szenario 2025 ohne Einsatz des B2PG-Konzeptes

Abbildung 81: THG-Bilanz auf Regionalebene - konservatives Szenario 2025 mit Einsatz des BP2G-Konzeptes

Im konservativen Szenario ergibt sich ein CO2e Gesamt-Ausstoß von 366.062 t/a ohne den Einsatz des BP2G-Konzeptes. Zu Stromexporten, die in der THG-Bilanz abgezogen werden, kommt es kaum. Werden hingegen BP2G-Anlagen und Flex-BHKWs eingesetzt, so erhöht sich die THG-Bilanz um 4.257 t/a auf

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370.319 t/a. Grund der Erhöhung der Treibhausgas-Emissionen ist vor allem die Stromeinspeisung der Flex-BHKWs, dessen Stromerzeugungs-THG-Bilanz schlechter ausfällt als der prognostizierte dt. Strommix im Jahr 2025, ebenso wird kaum Bio-Methan über die BP2G-Anlage produziert.

Die Bilanzen für das innovative Szenario werden anschließend abgebildet.

Abbildung 82: THG-Bilanz auf Regionalebene - innovatives Szenario 2025 ohne Einsatz des BP2G-Konzeptes

Abbildung 83: THG-Bilanz auf Regionalebene - innovatives Szenario 2025 mit Einsatz des BP2G-Konzeptes

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Im innovativen Szenario ergibt sich ein CO2e-Gesamt-Ausstoß von 219.401 t/a ohne den Einsatz des BP2G-Konzeptes. Werden unter den Annahmen des innovativen Szenarios BP2G-Anlagen und Flex-BHKWs eingesetzt, so reduziert sich die THG-Bilanz um -30.342 t/a auf 189.058 t/a. Grund ist hier vor allem das durch die BP2G-Anlagen erzeugte Bio-Methan, welches aufgrund der erhöhten Betriebslaufzeiten im Vergleich zum konservativen Szenario in deutlich größeren Mengen produziert und in das Erdgasnetz eingespeist wird. Entsprechend wird in erhöhten Mengen Erdgas durch Bio-Methan aus der Regionalbilanz verdrängt. Da die THG-Bilanz des eigen erzeugten Bio-Methans deutlich besser ausfällt als die prognostizierte THG-Bilanz des Erdgases im Jahr 2025 sinkt die THG-Bilanz auf Regionalmodellebene deutlich. Zudem kommt es zu vergleichsweise größeren Stromexporten aus der Region, die in der THG-Gesamtbilanz abgezogen werden. Der Effekt, dass der über die Flex-BHKW erzeugte Strom höhere Emissionen als der für das Jahr 2025 prognostizierte Strommix in Deutschland hervorruft, wird so deutlich überkompensiert.

Abschätzung des Treibhausgasminderungspotentials auf Bundesebene

Um eine Abschätzung des Treibhausgasminderungspotentials von BP2G-Anlagen in ganz Deutschland zu geben, sind viele Annahmen notwendig, die sich in einer praktischen Umsetzung stark verändern können. Nimmt man dennoch beispielsweise an, dass sich durchschnittlich ein 400 kW-PEM-Elektrolyseur pro Biogasanlage mit einer Leistung von 500 kWel installieren lässt, so kann man bei einer Biogasanlagenzahl in Deutschland von rund 7.700 mit einer installierten Gesamtleistung von rund 3.464 MWel 2 1,87 GW an PEM-Elektrolyseur-Leistung installieren.

Nimmt man weiterhin eine durchschnittliche Jahreslaufzeit der PEM-Elektrolyseure von rund 3.000 VLS (in Anlehnung an die Erkenntnisse und Berechnungen zum Regionalmodell) an, beträgt das Potential der Biomethan-Erzeugung über die PEM-Elektrolyse mit angeschlossener, biologischer Methanisierung rund 311 Mio.Nm³/a oder 3.075 GWh/a.

Da, wie beschrieben, die THG-Bilanz des über die BP2G-Anlage erzeugten Biomethans stark vom Strommix abhängt, sind auch dazu weitere Annahmen notwendig. Da das durchschnittliche Verhältnis von Wind- und PV-Strom in Deutschland ca. 12,3 TWh zu 5,9 TWh3 beträgt, und nur Wind- und PV-Strom zur Erzeugung von Wasserstoff über die PEM-Elektrolyse genutzt werden soll, beträgt die THG-Bilanz des erzeugten Biomethans (ohne Fermenter- und Elektrolyseursherstellung – siehe Bilanzraum AP 4.1) 0,25 kgCO2e/kWh. Der vergleichsweise hohe Treibhausgasausstoß wird über den Strombezug der Peripherieanlagen (Temperieranlage, Rührwerk, Subsystem, Biogasverdichter) hervorgerufen, dessen THG-Bilanz über den deutschen Strommix berechnet wurde.

Geht man davon aus, dass dieses erzeugte Biomethan Erdgas mit einer THG-Bilanz von 0,238 kgCO2e

verdrängt, so ergibt sich ein THG-Minderungspotential in Deutschland von rund -116.000 tCO2e im Jahr 2015. Im Jahr 2025 ist bei der BP2G-Technologie durch den höheren Anteil EE im deutschen Strommix eine THG-Einsparung von 0,15 kgCO2e/kWh zu erwarten. Dies führt bei einer angenommenen elektrischen Biogasleistung von 4 GWel zu einem Treibhausgasminderungspotential von 1,6 Mio.tCO2e/a.

2 Quelle: Agentur für Erneuerbare Energien (2016): Bundesländer‐Übersicht zu Erneuerbaren Energien in: https://www.foederal‐erneuerbar.de/uebersicht/bundeslaender/, zuletzt Januar 2017. 3 AG Energiebilanzen (2016): Stromerzeugung nach Energieträgern 1990‐2016.

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3. Gesamtevaluation und Fazit

Basierend auf den gemachten Projekterfahrungen und Vorarbeiten aus den anderen Meilensteinen, konnten unterschiedliche Bewertungen und Schlussfolgerungen bzgl. der im Projekt untersuchten Technologien gezogen werden. Neben den schon beschriebenen Ergebnissen zu Treibhausgaseinsparungen, möglichen Spitzenlastreduzierungen im Stromnetz der Modellregion durch den Einsatz flexibler KWK-Anlagen und BP2G-Anlagen und den möglichen Deckungsanteilen an der Restlast, die durch die im Projekt analysierten Technologien bereitgestellt werden können und den jeweiligen energetischen und ökonomischen Betrachtungen der Einzelanlagen unter unterschiedlichen Betriebsweisen, wurden die Einzelergebnisse zusammenführend im Konsortium analysiert und bewertet. Nachfolgend werden die abgeleiteten zusammenfassenden Erkenntnisse und Schlussfolgerungen beschrieben.

Für alle drei Technologien (Biomethan-BHKW, Biogas-BHKW, BP2G-Anlage) können folgende Aussagen getroffen werden:

Die Flexibilität der steuerbaren Anlagen und damit die Integration von Wind- und PV-Anlagen in Verbindung mit diesen können über die entwickelten Ansätze verbessert werden. Ein gemeinsamer Anlagenbetrieb oder eine gemeinsame Steuerung und Vermarktung von PtG-Anlage und flexibilisierten KWK-Anlagen erhöht die Integrationskapazität nochmals. Die Treibhausgasbilanz und CO2-Einsparung ist dabei stark abhängig vom zukünftigen Strommix (siehe dazu auch Berechnungen zur Treibhausgasbilanz im Regionalmodell) oder dem jeweils eingekauften Strom (mit entsprechend gekoppelten Herkunftsnachweisen können BP2G-Anlagen auch heute schon ausschließlich mit grünem Strom betrieben werden).

Mögliche Einschränkungen in der Flexibilität bestehen in anlagenindividuellen Restriktionen. Dies können sein:

o Garantiert zu deckendes Wärmebedarfsprofil bei gleichzeitig begrenztem Wärmespeicher (gemäß Wirtschaftlichkeit der Investition),

o Betreibervorgaben zur Anlagen- und Betriebssicherheit und zum Sammeln von Erfahrungen, z.B. eine Mindestlaufzeit der BHKW oder eine nicht vollständige Ausnutzung von Speichern, mit Pufferbereichen nach oben und unten,

o Betreibervorgaben zur Wartung und Instandhaltung der Anlagen, o eine nicht optimale hydraulische Einbindung, o mangelnde Fähigkeit des Wärmespeichers zu einer gut ausgeprägten Schichtung.

Der Anlagenbetrieb mit Führungsgröße EPEX-Day Ahead-Stundenauktion, somit am Energy-Only Markt, unterstützt eine bedarfsorientierte Betriebsweise, da der Spothandel Angebot und Nachfrage preislich abbildet und die Preisfunktion von der residualen Last nach der volatilen Einspeisung von Wind- und Solarstrom darstellt. Eine solche Betriebsstrategie ist für das Biogas-BHKW und das Biomethan-BHKW bereits jetzt betriebswirtschaftlich sinnvoll. Umso größer die installierte Flexibilität der Anlage (Verhältnis BHKW-Leistung zu Bemessungsleistung) ist, desto höhere Margen können erzielt werden. Demgegenüber stehen jedoch erhöhte Investitionskosten.

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Bei der Fahrplanberechnung gilt es, alle individuellen Besonderheiten und Restriktionen der Anlagen zu berücksichtigen und die Speicherfüllstände zu managen. Dies erfolgt auf Basis von Simulationen des Anlagenbetriebs und der Stromvermarktung. Dazu wird ein digitales Modell verwendet, das die Bioenergieanlage und ihre Betriebsstrategie detailliert abbildet. Täglich wird der Wärmebedarf prognostiziert und fließt zusammen mit Anlagenmesswerten und Strompreisprognosen in die Simulationen ein. Über ein iteratives Verfahren wird der optimierte Betriebsplan ermittelt. Da der Strompreis am Spotmarkt den Strombedarf nach Einspeisung von Wind- und Solarenergie gut widerspiegelt, lassen sich die bedarfsorientierte Stromerzeugung und die wirtschaftliche Optimierung gut miteinander verbinden.

In den Jahren 2012 bis 2016 ist am Day-Ahead-Spotmarkt neben dem Preisniveau auch die Preisspreizung geringer geworden, was die Mehrerlöse reduziert. Trotzdem ist der Betrieb in 2015 wirtschaftlich und für 2016 wird dies erwartet. Über Regelleistungsvorhaltung können Zusatzerlöse erzielt werden. Für die Zeit ab 2030 sagen Analysten eine stetig zunehmende Zunahme der Preisspreizung voraus, was mit dem Auslaufen von Großkraftwerken in Grundlast (Kernkraft / Kohle) und den wachsenden Anteilen von Wind- und Solarstromeinspeisung begründet wird. Allerdings hat der flexible Betrieb seinen wirtschaftlichen Mehrwert für den Anlagenbetreiber nicht allein in den Börsenmehrerlösen, sondern auch in den Kosteneinsparungen aufgrund der erhöhten Effizienz (z.B. Substrateinsparung od. durch eine Verbesserung der Wärmenutzung), sowie durch die Möglichkeit, komplexe Fahrpläne ohne den entsprechenden Aufwand für eigenes Fachpersonal und den Einkauf von Preis- und Wetterprognosen zu ermöglichen.

Für die BP2G-Anlage ist Voraussetzung für die Wirtschaftlichkeit am Spotmarkt, dass diese als Speicher definiert wird und Strombezug nicht mit Steuern und Umlagen belegt wird.

Optimalerweise ist eine enge Rückkopplung zwischen Anlagenbetreiber und Fahrplanlieferant gegeben. Dann können Modellanpassungen, wenn sie nötig sind, kurzfristig umgesetzt werden. Dies ist für wenige Einzelfällen im Jahr zu erwarten, z. B. wenn sich an der Anlagenkonfiguration oder an den Verbraucherstrukturen zur Wärmelieferung etwas ändert oder wenn aufgrund von Änderungen an den Strommärkten andere Betriebsstrategien sinnvoll werden.

BHKW fahren im flexiblen Betrieb durch den geringen Teillastanteil im optimalen Wirkungsgradbereich und liefern damit eine hohe Effizienz im Hinblick auf die Primärenergie.

Die entscheidenden Faktoren für den Erfolg des Betriebs sind die untertägigen Preisunterschiede an den Kurzfristmärkten. Umso größer diese ausfallen, desto höhere Gewinne können entsprechend erzielt werden.

Bezüglich des Biomethan-BHKWs ist im speziellen Folgendes festzuhalten:

Die Wirtschaftlichkeit der Flexibilisierung mit dem EEG 2014 ist aufgrund der Fördersituation schwierig darzustellen. Über die Nutzung von Biogas aus Bioabfällen in Verbindung mit dem Flexibilitätszuschlag ist die Flexibilisierung nur in Einzelfällen darstellbar.

Wenn eine Einschränkung in der im Jahr zur vertraglich eingekauften Biomethanmenge besteht, dann ist unterjährig ein Austarieren zwischen verfügbarem Biomethan und nur begrenzt prognostizierbaren Wärmebedarf zum Jahresende nötig.

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Bezüglich des Biogas-BHKWs in Jühnde ist im speziellen Folgendes festzuhalten:

Die Wirtschaftlichkeit der Flexibilisierung einer bestehenden Anlage und eines flexiblen Betriebs mit dem EEG 2014 und dem EEG 2016 ist gegeben (Bsp. Jühnde).

Es zeichnet sich ab, dass ein flexibler Betrieb am Spotmarkt zukunftsfähig ist. Der Regelleistungsmarkt wird, falls technisch möglich, aufgrund der geringen Gewinnmargen nur als Zusatzerlös-Möglichkeit angesehen.

Eine möglichst optimale Wärmenutzung ist bezogen auf die Effizienz und die Wirtschaftlichkeit sehr wichtig, insbesondere hinsichtlich eines wirtschaftlichen Betriebs im Rahmen einer Anschlussförderung (EEG 2017).

Richtungsweisend für die Fahrweise von Bioenergieanlagen im Mix der Erneuerbaren Energien ist, dass die flexible Fahrweise sich auf der einen Seite am Wärmebedarf in den verschiedenen Monaten orientiert und auf der anderen Seite am tagesgangorientierten Strombedarf.

Bei der Messung des Gasspeicherfüllstands lieferte eine einfache Seilzugmessung gute Ergebnisse, die für die Fahrplangenerierung gut geeignet sind.

Es konnten Effizienzgewinne gehoben werden: Der KWK-Anteil an der Wärmeerzeugung konnte gesteigert werden, die Redundanzkessel kommen seltener zum Zug. Da über das zweite BHKW eine Redundanz vorhanden ist, können Wartungszeiten besser geplant werden und damit muss weniger Biogas abgefackelt werden. Durch die Zusatz- Investition in ein Zusatz-BHKW zur Flexibilisierung wird ein moderneres BHKW mit höherem Wirkungsgrad betrieben. Weitere Effizienzgewinne ließen sich durch eine Ultraschalldesintegrationsanlage verzeichnen, was besonders wegen der kurzen Verweilzeit einen großen Effekt hat. So lassen sich insgesamt Substrateinsparungen verzeichnen.

Untersuchungen zur Netzverträglichkeit im Verteilnetz sowie zu möglichen Geschäftsmodellen zwischen Bioenergiedorf Jühnde als Anlagenbetreiber und Verteilnetzbetreiber (CUBE + EnergieNetz Mitte + Jühnde) wurden durchgeführt.

Ergebnisse: Es lassen sich höhere Leistungen flexibel steuerbarer BHKW in vorhandene Netze integrieren, als nach den derzeit üblichen Verfahren für Netzverträglichkeitsprüfungen ermittelt werden. Dazu wurden Simulationen von Netzengpässen im Zusammenspiel mit einem betriebswirtschaftlich optimierten Betrieb der Biogas-BHKW durchgeführt. Ergebnis ist, dass BHKW-Abregelungen wegen Netzüberlastung trotz einer simulierten Überbauung, die deutlich über die garantierte Einspeiseleistung hinausgeht, nur in wenigen Einzelfällen auftreten, da die BHKW überwiegend in Zeiten mit geringer Netzbelastung durch Wind- und PV-Einspeisung betrieben werden. Diese Abregelungen sind wirtschaftlich nicht relevant für den Betreiber der Biogasanlage, denn über die Gas- und Wärmepuffermöglichkeiten kann der Betrieb nachgeholt werden.

In Jühnde wurde zudem durch die Erweiterung der Anlage mit Flexibilisierung eine weitere ½-Stelle geschaffen (positiver Beschäftigungseffekt).

Kontakte mit anderen Bioenergiedörfern und anderen Biogasanlagenbetreibern lassen erkennen, dass das Thema Flexibilisierung verhalten angegangen wird. Es braucht Beispiele, wo es funktioniert. Potential ist deutlich vorhanden, da gerade in den Bioenergiedörfern die Kraft-Wärme-Kopplung zur bedarfsgerechten Versorgung von Strom und Wärme eingesetzt werden sollte.

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Mit der neuen flexiblen Fahrweise soll insbesondere durch den saisonalen Effekt der KWK-Nutzungsgrad von 69 % bei der alten Jühnder Anlage auf ca. 98 % angehoben werden. Damit kann die Einsparung von derzeit ca. 3.500 to /a um weitere 10-15 % gesteigert werden durch Verdrängen des Heizöles.

Fazit: Eine Einsatzoptimierung -wie umgesetzt- wird als sinnvoll angesehen.

Bezüglich der BioPower2Gas-Anlage ist im speziellen Folgendes festzuhalten:

Zukünftig können Power-to-Gas-Anlagen mit Erdgasnetzanschluss und einer entsprechenden BHKW-Rückverstromung in Ballungsräumen sinnvoll eingesetzt werden. Als noch sinnvoller wird jedoch die Sektorenkopplung angesehen, d.h. die Nutzung des erzeugten Gases im Mobilitäts-, Wärme- oder Industriesektor, um mittels der nicht in das Stromnetz integrierbaren erneuerbaren Strommengen einen Beitrag zur Dekarbonisierung dieser Sektoren beizutragen.

Ebenso besteht ein gewisses Potenzial von PtG-Anlagen als Aufbereitungstechnologie für Biogas zu Biomethan mittels nicht in das Netz integrierbare Strommengen. Dieses Potenzial wird in an das Projekt anschließenden Forschungsarbeiten weiter ausgearbeitet werden.

PtG kann folglich dazu beitragen, dass die fluktuierenden Energiemengen aus einem weiteren Ausbau von Windenergie-Anlagen und PV in das Energiesystem integriert werden können.

Es treten zwar Effizienzverluste durch mehrere Energieumwandlungsschritte auf, andererseits können ungenutzte Potenziale genutzt werden, wenn ansonsten eine Abregelung der regenerativen Energien stattfindet.

Durch ein Konzept zur Abwärmenutzung können die Effizienzverluste auf ein Minimum reduziert werden. Die Abwärme aus dem Elektrolyseprozess sowie dem exothermen Methanisierungsschritt können auf einem nutzbaren Temperaturniveau zur Verfügung gestellt werden. Mit entsprechenden Konzepten zur Abwärmenutzung kann man auf diese Weise äußerst niedrige Verluste (Ƞ>0,85) erreichen. Ebenso kann die Effizienz über die Schließung der weiteren Stoffkreisläufe (Nutzung des in der Elektrolyse anfallenden Sauerstoffs, Wasserwiederverwendung) erhöht werden.

Eine EEG-Umlagenbefreiung ist zwar im Falle einer Rückverstromung möglich, bei einer Sektorenkopplung – wie oben beschrieben - jedoch nicht. Daher lassen sich momentan fast keine Geschäftsmodelle wirtschaftlich realisieren. Um am Spotmarkt wirtschaftlich teilnehmen und Überschussstrom beziehen zu können, ist folglich eine EEG-Umlagen-Befreiung notwendig.

Eine annähernde Wirtschaftlichkeit der Anlage ist derzeit nur in wenigen Nischenmärkten realisierbar.

Darstellung der Optimierungsmaßnahmen der Modellanlagen

Die BHKW-Anlagen (Biomethan und Biogas) mit Fahrplanprognose und Energiemonitoring betreffend:

Die Fahrplantreue ist ein grundlegender Kennwert für die Güte des Fahrplanmanagements. Unter Fahrplantreue zu verstehen ist eine möglichst geringe Abweichung des realisierten vom prognostizierten Fahrplan. Es konnte eine gute Fahrplantreue erreicht werden. Bei schlechter Fahrplantreue resultieren vermeidbare Ausgleichsenergiekosten.

Gründe reduzierter Fahrplantreue sind:

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o Abweichungen der Wärmebedarfsprognose von tatsächlichen Werten (z.B. Wärmebedarfsmessung und –verrechnungsalgorithmus, Fehlern der Wetterprognosen, sonstigen Prognosefehlern nicht prognostizierbare Wechsel im Verbrauchsverhalten bei dominanten Großabnehmern im Netz, Grenzen der Prognosegüte des Prognosetools),

o Hydraulik, (daher z.B. vorzeitiges Aussteigen BHKW, vorzeitiges Anspringen Kessel oder Notkühler, etc.),

o wenn der Betriebsführer nicht ausreichend geschult ist, kann dies zu Fehlentscheidungen wider der Fahrplantreue führen. Ebenso wäre eine Potenzielle Fehlerquelle hinsichtlich der Fahrplantreue die nicht rechtzeitige Meldung Wartungszeiten.

Die Fahrplanprognose konnte kontinuierlich verbessert werden (durch Messreihen und bessere historische Datenverfügbarkeit, z.B. Wärmebedarf, daher bessere Prognose).

o Für die Betriebsstrategie ist die Gesamtwirtschaftlichkeit maßgebend, die im Hinblick auf die Regelungen im EEG berücksichtigt, dass die Erlöse aus der Flexibilitätsprämie durch ein entsprechendes Verhältnis von Anlagenleistung zu Bemessungsleistung mit den Markterlösen in Einklang gebracht werden. Bei Biomethan-BHKW, die gemäß EEG eine Wärmenutzung nachweisen müssen, ist für den KWK-Bonus der erreichte KWK-Anteil an der Wärmeerzeugung zu berücksichtigen. Dies kann für eine höhere Biomethanmenge und damit höhere Bemessungsleistung und damit geringere Flexibilitätsprämie sprechen.

o Die Anlagenverfügbarkeit kann durch Redundanz (Biogas-Anlage mit mehreren BHKW) verbessert werden.

o Die Planbarkeit von Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten kann über prognostizierte Stillstandszeiten und mittels dem Abgleich von aktuellen Daten aus dem Energiemonitoring und historischen Daten verbessert werden. Der Anlagenbetreiber ist somit gefordert vorauszudenken.

o Der Anlagenbetrieb wurde optimiert (Speichermanagement, Startrampen der BHKW). o Es konnte kein höherer Wartungsaufwand im Vergleich zu der konventionellen

Anlagenauslegung ausgemacht werden. o Es konnte weiterhin ein zusätzlicher Synergieeffekt bzgl. des Energiemanagements festgestellt

werden. Die erhöhte Aufmerksamkeit in Folge des Fahrplanbetriebs verringert das Risiko, dass potenzielle Mängel unentdeckt bleiben. Umso mehr Messdaten vorhanden sind und umso mehr diese täglich überprüft werden, desto schneller können Fehler erkannt und mögliche Auswirkungen vermieden werden.

o Über die Vermeidung von Teillastbetrieb und die Optimierung der Regelung und Automatisierung konnte der Gesamtanlagen-Nutzungsgrad verbessert / optimiert werden.

o Die Bereitstellung der Messdaten von den flexiblen Anlagen bereitete hingegen im Einrichtungsprozess mehr Aufwand als gedacht, da für das Messkonzept für eine Einzelsituation konzipiert wurde.

o Das Bewusstsein der Anlagenbetreiber für die Anlage und für den Strommarkt konnte erweitert werden.

o Wertvolle Betriebserfahrungen wurden zudem gesammelt (Störungsbehebung, Optimierung der Ausnutzung des Wärmespeichers, Wartungsplanung, wichtige Verschleißteile, Regelungsverhalten der Gesamtanlage aus BHKW, Speichern und Spitzenerzeugern).

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Zusätzliche anlagenspezifische Betriebserfahrungen in Jühnde:

Eine flexible Einspeisezusage in Jühnde vom Netzbetreiber wurde positiv bewertet. In der Praxis war die Fahrweise unkomplizierter als gedacht, da z.B. das Thema Gasfüllstandmessung weniger kritisch war als gedacht. Auch die Motorenstarts konnten nach einigen Einstellungen zuverlässig durchgeführt werden. Vorteilhaft war die Informationsbereitstellung was im Einzelnen passiert und auch die Prognosen der Gasspeicherfüllstände. Auch das Herantasten an verschiedene Betriebszustände wurde als positiv erachtet, um lernen zu können.

Schwierigkeiten traten bei der hydraulischen Situation auf, die durch die flexible Fahrweise entstand. Hier mussten Änderungen an der Anlage erfolgen. Beispielsweise wurden die Warmwasserpumpen nicht nach dem Stopp der Maschinen abgeschaltet, was zur Erniedrigung der Vorlauftemperatur im Netz führte.

Fazit ist, das eine flexible Fahrweise für den Betrieb in Jühnde möglich ist und auch über das Projekt hinaus weiterverfolgt wird.

Die BP2G-Anlage betreffend (Auswahl):

Es wurden Drehzahlversuche des Begasungsrührwerks durchgeführt, wodurch eine optimale Drehgeschwindigkeit im Hinblick auf Stromverbrauch und Gaseintrag ermittelt werden konnte.

Es wurden Temperaturversuche bzgl. des Substrats im Rührkessel während der Stillstandszeiten (wie müssen die Mikroorganismen temperiert werden, um nach einer Stillstandszeit optimale Leistung zu erbringen) durchgeführt, die zu wichtigen Erkenntnissen führen konnten.

Grundsätzliche Überprüfung der Übertragbarkeit und einer Standardisierung der Projekt-ergebnisse auf die Bundesebene

Grundsätzlich ist aus technologischer Sicht für alle untersuchten Anlagentypen eine Übertragung auf Bundesebene gegeben. Der Nutzen für einen eventuell konkurrierenden Netzausbau hängt dabei stark von der Netztopologie (dem einzelnen Netzstrang+ UW des Anlagenstandorts) ab.

Eine Ansteuerung der unterschiedlichen Anlagen ist anlagenspezifisch, dabei wären jedoch Kommunikationsstandards vorteilhaft, um so Einzelfall-Engineering und Hardwarekosten zu reduzieren und einzusparen. Dies kann in der Zukunft z.B. über intelligente Messsysteme erfolgen.

Das mathematische Modell des Regionalmodells ist auch auf die Bundesebene übertragbar. Die Ergebnisse und Laufzeiten der jeweiligen Anlagen sind dabei aber stark abhängig vom Anteil der Erneuerbaren Energien und den elektrischen Lasten in der jeweils zu betrachtenden Region und der Zusammensetzung und Anzahl der Biogasanlagen als CO2-Quelle, wie in AP 4.1 beschrieben. In Regionen mit einem hohen Anteil an fluktuierenden EE und Biogasanlagen ist eine Nutzung der untersuchten Technologien folglich sinnvoller als in Regionen mit einem geringen Anteil an EE am Strommix und wenigen Biogasanlagen.

Eine Übertragbarkeit der einzelvertraglichen Regelung zur flexiblen Einspeisung wie in dem Fall Jühnde ist rechtlich nicht gegeben. Hierzu bedürfte es einer Anpassung des EEG hinsichtlich sicherer Rahmenbedingungen von flexibel einspeisenden KWK-Anlagen.

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Vergleich mit Alternativtechnologien mit vergleichbaren Flexibilisierungs-potenzialen

Da eine umfassende, eigenständige Analyse von Alternativtechnologien mit vergleichbaren Flexibilisierungspotenzialen im Rahmen des Projektes nicht möglich ist, wird auf entsprechende Studien zurückgegriffen, dessen Ergebnisse nachfolgend grafisch dargestellt werden.

Vorab festzustellen ist, dass die unterschiedlichen Flexibilisierungs- und Speichertechnologien jeweils ihre eigenen Vor- und Nachteile besitzen und so je für den passenden Anwendungsfall ihre Einsatzberechtigung besitzen.

Um den Autarkiegrad einzelner Netzstränge oder Regionen zu erhöhen und eine verbesserte Integration von EE zu ermöglichen ohne großen Netzausbau betreiben zu müssen, ist eine Nutzung von BioPower-to-Gas-Anlagen in Kombination mit flexibilisierten KWK-Anlagen an Standorten mit Wärme- und Strombedarf auch hinsichtlich länger zu überbrückenden Zeiten (Langzeitspeicherfähigkeit von Biomethan im Erdgasnetz) nach den Projektergebnissen wirtschaftlich sinnvoll und technisch möglich.

Ein bedarfsorientierter Betrieb, der sich nach den Erfordernissen im Verteil- oder Übertragungsnetz richtet, ist möglich, sofern die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für den Anlagenbetreiber gegeben sind. Neben der – je nach Anlagenkonfiguration weniger oder stärker flexiblen – Teilnahme an nachfrageorientierten Spotmärkten für Energie können sowohl negative als auch positive Regelleistung über die Technologien bereitgestellt werden.

Ähnliche Vorteile hinsichtlich der Betriebsweise bieten bspw. noch Pumpspeicherkraftwerke, deren Zubaupotenzial in Deutschland jedoch stark eingeschränkt ist. Eine Nutzung von weiteren Pumpspeicherkraftwerken in anderen Ländern (bspw. in Norwegen) würde einen Stromnetzausbau (neben einer Vielzahl an weiteren bürokratischen Hürden) notwendig machen, der immense Kosten zur Folge hätte. Ebenso ist das Ausbaupotential von unterirdischen Druckluftspeichern (momentan werden weltweit nur zwei große Druckluftspeicher betrieben, 2016 wurde in der Schweiz ein weiterer Druckluftspeicher zu Testzwecken in Betrieb genommen) stark beschränkt. Hinzu kommen im Segment der Langzeitspeicherung noch weitere Verluste bei Alternativtechnologien (Verdunstung bei Pumpspeicher, Druckverluste bei Druckspeicher, Betrieb der Umwälzpumpen bei RedoxFlow, etc.), die bei der BP2G-Technologie so nicht auftreten.

Der Vergleich der Ausspeicherzeit und der Speicherkapazität verschiedener Speichertechnologien wird in Abbildung84 verdeutlicht.

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Abbildung 84: Speichertechnologien im Vergleich - Kapazität und Reichweite in Deutschland realisierter Anlagen (Abbildungsquelle: Agentur für Erneuerbare Energien (2014), S. 13)

Man erkennt, dass die Power-to-Gas-Technologie, sofern diese an das Erdgasnetz angeschlossen ist, das größte Potential hinsichtlich der Speicherkapazität besitzt (Grenze: Kapazität des Erdgasnetzes). Die vorhandene, sehr gut ausgebaute Infrastruktur des Erdgasnetzes ist ein deutlicher Vorteil der im Projekt analysierten Technologien. Die extrem große Kapazität und die mögliche, räumliche Trennung der PtG-Anlage und einer flexibilisierten Erdgas-/Biomethan-KWK-Anlage sind dabei ausschlaggebende Faktoren.

Im Vergleich zu einer reinen Wasserstofferzeugung beispielsweise, die über eine PEM-Elektrolyse vergleichbare Flexibilisierungspotentiale besitzt, ist der Einsatz einer BP2G-Anlage mit einer entsprechenden Methanisierung deutlich handbarer. Eine Wasserstoffinfrastruktur ist kaum ausgebaut, entsprechende Wasserstoffverbrennungstechnologien sind wenig verbreitet.

Für eine BP2G-Anlage ist für den Methanisierungsschritt jedoch eine CO2-Abscheidung erforderlich. Hier bieten sich große Potenziale im Bereich der bestehenden Biogas- und Kläranlagen an. Darüber hinaus kann CO2 aus industriellen Abgasen erschlossen sowie mit speziellen Luftzerlegern aus der Umgebungsluft gewonnen werden. Hierbei besteht jedoch noch Forschungsbedarf. Im Vergleich zu einem Batteriesystem, welches lediglich an eine Stromanbindung gebunden ist, ist eine BP2G-Anlage also an Standorte mit einer entsprechenden CO2-Quelle sowie einem Zugang zum Erdgasnetz gebunden.

Weiterhin ist der Effizienzverlust des aus der BP2G-Anlage erzeugten Biomethans nach einer Rückverstromung über eine flexibilisierte KWK-Anlage relativ hoch und im Verbund im Kurzzeitspeichersegment vergleichsweise nicht konkurrenzfähig (siehe Abbildung85). Wenn jedoch

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entsprechende Nischenmärkte ohne Rückverstromung und angepasste Abwärmenutzungskonzepte für BP2G-Anlagen genutzt werden, kann der Wirkungsgrad bis auf 85 % gesteigert werden. Ohne solche Wärmerückgewinnungskonzepte liegen die Wirkungsgrade bei rund Ƞ=0,5 (Strom zu Methan) und Ƞ=0,2-0,3 (Strom zu Strom).

Abbildung 85: Wirkungsgrade verschiedener Stromspeicher (Abbildungsquelle: Agentur für Erneuerbare Energien (2014), S. 14)

Eine große Rolle dürfte die Technologie in einem möglichen Zukunftsszenario spielen, in dem eine hohe Überbauung installierter Windenergie- und PV-Anlagen eine Rolle spielt und das Netz in einem wirtschaftlich vertretbaren Rahmen ausgebaut würde. Aufgrund des Überbauungsgrades wären von der Abregelung nicht nur Leistungsspitzen der Einspeisung mit in der Jahressumme relativ geringen Energiemengen potenziell betroffen, sondern regelmäßige potenzielle EE-Einspeisungen, die in Summe mit hohen Energiemengen verbunden sind. Diese können mithilfe der BioPower-to-Gas-Technologie genutzt werden, wobei die Wirkungsgradverluste akzeptabel werden können, solange aufgrund der Speicherfunktion und Effizienzgewinne bei der nachgelagerten Sektorkopplung, die im Nachgang noch weiter erläutert wird, die Kosten insgesamt im Rahmen bleiben.

Weiterhin ist unter den derzeitigen Rahmenbedingungen ein wirtschaftlicher Betrieb einer BP2G-Anlage aufgrund der zu bezahlenden Umlagen nicht darstellbar. Geht man von den Investitionskosten aus, ist zwar ein wirtschaftlicher Betrieb möglich, die Wirtschaftlichkeit wird jedoch hauptsächlich von den Betriebskosten und hier insbesondere von den Strombezugskosten und den entsprechenden Umlagen beeinflusst. Nur in einigen, wenigen Fällen finden sich Abnehmer für das entsprechend teure Gas.

Die BP2G-Anlage (so wie sie aktuell in Allendorf steht) verursacht Gasgestehungskosten in Höhe von 94 ct/kWhGas, davon 25 ct/kWhGas an Stromkosten und 69 ct/kWhGas an AfA. Hierbei sollte jedoch beachtet werden, dass es sich um ein Demonstrationsprojekt handelt. In weiteren Schritten werden Angebote für 2 MW-Anlagen ausgeschrieben, die mit einer Stromnebenkostenbefreiung Gasgestehungskosten in Höhe von 10 bis 12 ct/kWhGas, davon 7 ct/kWhGas Stromkosten (Rest für AfA) verursachen.

Allgemein lässt sich festhalten, dass die BP2G-Technologie ein großes Potenzial besonders bzgl. der zukünftigen Kostenreduktion besitzt. Die Anlagenkosten konnten im Projektzeitraum soweit reduziert werden, dass die Gasgestehungskosten um ca. 90 % gesenkt werden konnten (allerdings nur wenn eine

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EEG-Umlagebefreiung wirkt). Zudem spielt die Sektorenkopplung, die sich mit der BP2G-Technologie optimal umsetzen lässt, eine immer wichtigere Rolle. „Grünes Methan“ könnte im Wärmemarkt angeboten werden (hier ergibt sich ein theoretisches Potenzial zur Erfüllung der Anforderungen aus EnEV und EEWärmeG) oder auch im Mobilitätssektor. So kann „grünes Biomethan“ aus der BP2G-Anlage bspw. für Erdgasautos benutzt werden, deren Emissionen folglich deutlich sinken (Treibhausgasminderungs-potenzial > 95 %). Bei steigenden Treibstoffpreisen und der immer größer werdenden Treibhausgas-problematik ergeben sich hier große Chancen.

Um die Stromgestehungskosten verschiedener Stromspeicher (Abbildung86) mit denen der BP2G-Anlage zu vergleichen, müssten noch die jeweiligen Rückverstromungskosten mit eingerechnet werden. Falls eine Rückverstromung über eine flexibilisierte KWK-Anlage durchgeführt wird, so sind die Stromgestehungskosten des Gesamtkonzepts stark abhängig von der jeweiligen Betriebsweise und den am Markt erwirtschafteten Strompreisen.

Abbildung 86: Stromenstehungskosten verschiedener Stromspeicher (Abbildungsquelle: Agentur für Erneuerbare Energien (2014), S. 16)

Eine Stromspeicherfunktion erhält die strombeziehende BP2G-Anlage, wie beschrieben, also durch die Kombination mit der Gasnetzinfrastruktur und einem flexibel betriebenen Methan-BHKW (Biomethan-BHKW oder Erdgas-BHKW) an einem anderen Ort. Im Vergleich zu anderen Stromspeichern berechnen sich die Kosten in ct/kWh dann als Summe aus den Erzeugungskosten des Biomethans in der BioPower2Gas-Anlage (als Heizwert), den Kosten für die Nutzung der Gasnetzinfrastruktur, sowie dem Einsatz im Biomethan-BHKW. Dabei ist hervorzuheben, dass trotz dieser Bereitstellung des Stromverlagerungspotenzials eine 100 %-ige Wärmenutzungsverpflichtung der Biomethan-BHKW erhalten bleibt. Nach der EEG-Novelle im Jahr 2014 wurden seit August 2014 allerdings keine weiteren

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Flexibilisierungen gasnetzgebundener Biomethan-BHKW mit Wärmenutzung mehr durchgeführt, weil durch die Empfehlung der EEG-Clearingstelle 2012/19 ein Zubau eines BHKW zum Bestands-BHKW als Neubau bewertet wird und damit i.d.R. nicht mehr wirtschaftlich darstellbar ist. Bis dahin war aufgrund des EEG 2012 noch die Inanspruchnahme einer Flexibilitätsprämie in Höhe von 130 €/kW für die Flexibilisierung von Biomethan-BHKW garantiert möglich, wie im Fall des flexibilisierten Biomethan-BHKW Philippsthal. Die Bereitstellung dieser Flexibilität an Bestandsanlagen konnte gemäß EEG 2012 bis zu 3,7 ct/kWhel für die maximal mögliche fünffache Bemessungsleistung an Kosten beanspruchen.

Die Flexibilität von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung ist im Vergleich dazu nicht gänzlich mit einem Stromspeicher zu vergleichen, da das BHKW ausschließlich der Verstromung des vor Ort erzeugten Biogases dient. Nichtsdestotrotz kann, wie im Projekt gezeigt wurde, durch die zeitliche Verlagerung der BHKW-Erzeugungsleistung EE- Strom aus fluktuierenden Quellen ins Netz integriert werden.

Die Flexibilität bei Biogasanlagen wird für Bestandsanlagen (analog zu den Biomethan-BHKW) durch die Flexibilitätsprämie gemäß EEG von 130 €/kW bzw. in der Anschlussförderung durch den Flexibilitätszuschlag gemäß EEG von 40 €/kW vergütet. Bei einer Bestandsanlage mit einer ursprünglichen Anlagenleistung von rund 500 kW und einer jährlichen Stromerzeugung von rund 4400 MWh wird so mit der Flexibilitätsprämie – unter der Annahme, dass diese auskömmlich ist – eine Verdopplung der installierten Leistung für rund 1,5 ct/kWh angereizt und eine Verfünffachung für rund 3,7 ct/kWh. Beim Flexibilitätszuschlag ist bei einer 500 kW-Anlage mit Flexibilitätskosten von rund 1 ct/kWh (Verdopplung) bis 2,3 ct/kWh (Verfünffachung) verbunden. Hinsichtlich der Stromerzeugungskosten der Biogasanlage ist der anzulegende Wert von 16-18 ct/kWh für den Biogasstrom unter Nutzung konventioneller NaWaRo zu addieren.

Die Kosten von Batteriesystemen hingegen sind je nach Batterieart relativ gesehen am höchsten. Beschränkungen in der Langzeitstabilität (Zyklenzahl) und in der Beschaffung von seltenen Erden als Rohstoff zum Bau einiger Batterien, sind weitere Nachteile, die bei einem Einsatz von BP2G und flexibilisierter KWK nicht auftreten.

Weitere, sich in der Forschungsphase befindliche Ansätze zur Flexibilisierung und Integrationsverbesserung von EE, wie das Lastmanagement in Industriebetrieben durch die Anpassung der Regelung und Verschiebung von Prozessen und die Nutzung industrieller Speicher (zumeist thermisch) lassen sich momentan nur schwer ökonomisch darstellen. Zudem gibt es noch einige technische und bürokratische Hürden, die für einen erfolgreichen Betrieb genommen werden müssen.

Formulierung von Empfehlungen für politische Rahmengebungen

Nach wie vor sind die rahmenpolitischen Bedingungen in Deutschland nicht ausreichend geeignet, um eine wirtschaftliche Vermarktung der Power-to-Gas –Technologie durchführen zu können. Die wesentlichen Diskussionspunkte, um die flexibel nutzbare Energiespeichertechnologie Power-to-Gas wirtschaftlich betreiben zu können sind:

o Härtefallregelung im EEG: Diese garantiert dem Windenergieanlagenbetreiber auch bei Netzengpässen 95% seiner EEG Vergütung. So behindert die Härtefallregelung die Entwicklung und den Einsatz von Speicherlösungen, da erneuerbarer Strom auch dann vergütet wird, wenn er gar nicht verbraucht oder in das Netz eingespeist werden kann. Der Verzicht auf diese Regelung würde dazu führen, dass sich Windradbetreiber über alternative Konzepte der

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Stromverwertung Gedanken machen müssten. Die Finanzierbarkeit von Windenergieanlagen für mittelständische Akteure und Bürgergesellschaften wäre weiterhin mit geeigneten Mechanismen sicherzustellen.

o Methan aus erneuerbaren Energien als Biokraftstoff anerkennen: Die EU-Richtlinien über die Qualität von Otto- und Dieselkraftstoffen und zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen müssen in deutsches Recht umgesetzt werden. Dies erfolgt über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG). Wichtig ist insbesondere die Erweiterung der Liste der Biokraftstoffe um erneuerbare Kraftstoffe, die nicht aus Biomasse, sondern mittels erneuerbarem Stroms hergestellt werden.

o Energiespeicher von Letztverbraucherabgaben befreien: Power-to-Gas-Anlagen sind keine Letztverbraucher und sollten daher nicht mehr als solche eingestuft werden. Dadurch werden sie von nicht sachgerechten Abgaben und Umlagen für den Strombezug entlastet. Das ist die Voraussetzung für wirtschaftliche Geschäftsmodelle für Power–to-Gas.

o Bedeutung von erneuerbarem Gas im Wärmemarkt: Im Zuge der Diskussionen zur Zusammenlegung von EnEV/EEWärmeG in ein Energieeffizienzgesetz, zum Grünbuch Effizienz (wie sieht der Wärmemarkt ab 2020?) sowie zum Klimaschutzplan 2050 stellt sich die Frage, welche Bedeutung Gas im Wärmemarkt hat und man stellt fest, dass man nicht so einfach darauf verzichten kann. Zum einen verfügen wir bereits über eine breit ausgebaute Gasnetzinfrastruktur, zum anderen gibt es viele Möglichkeiten das Gasnetz „grüner“ zu machen. Die Einspeisung von erneuerbaren Gas aus beispielsweise Biomethananlagen oder Power-to-Gas-Anlagen reduziert den tatsächlichen Primärenergiefaktor und kann damit deutlich zur Dekarbonisierung des Wärmesektors beitragen.

Ebenso besteht ein Hindernis für die Flexibilisierung von KWK-Anlagen in der freiwilligen „flexiblen“ Netzanschlusszusage des Verteilnetzbetreibers, wenn dieser nicht dazu verpflichtet ist die Anlage an sein Netz anzuschließen. Entsprechende, klare und rechtssichere Rahmengebungen sollten auch in dieser Frage gefunden werden. Im Falle einer vertraglichen Vereinbarung zur Abregelung bei Anschlusspflicht und alternativem Netzausbau, fehlen wirtschaftliche Anreize und Rechtssicherheit in Bezug auf Kostenanerkennung (der Ausgleichszahlung für Abregelungen) für Netzbetreiber.

Unklarheiten in der politischen Ausrichtung der Bioenergie schaffen große Unsicherheiten, ob es sich noch lohnt, so viel in bestehende Anlagen zu investieren und zu flexibilisieren.

Der Rechtsrahmen sollte deutlich die Wärmenutzung aus KWK fördern und die Systemdienlichkeit der Biogasanlagen mit der geleichzeitigen Wärmenutzung deutlicher in den Fokus nehmen.

Zusatzeffekte wie Pfanzenvielfalt, positive Auswirkung für Insekten, Vögel etc., Landschaftspflege und Stärkung der Landwirtschaft sollten mit bewertet werden.

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Literaturverzeichnis

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Agentur für Erneuerbare Energien (2014): RENEWS Spezial – Strom Speichern, Nr. 75, Dezember 2014, Berlin, in http://www.unendlich-viel-energie.de/media/file/382.AEE_Renews_Spezial_75_Strom_speichern_Dez2014_online.pdf , zuletzt Januar 2017.

Agentur für Erneuerbare Energien (2016): Bundesländer-Übersicht zu Erneuerbaren Energien in: https://www.foederal-erneuerbar.de/uebersicht/bundeslaender/, zuletzt Januar 2017.

Deutsche Landwirtschafts-Gesellschaft (DLG) (2011): Stromvermarktung außerhalb des EEG 2012 – Chancen und Risiken für Biogasanlagen, DLG-Merkblatt 368, Frankfurt/Main.

Kirchner, Dirk (2012): Fermentersimulation und Einsatzplanung - Flexible Biogasanlagen, REGMODHARZ Info 28, in: www.regmodharz.de/uploads/tx_sbdownloader/20120824_Infoblatt28__RegModHarz_Rev_GFB_2.pdf , zuletzt Januar 2017.

Landkreis Marburg-Biedenkopf (Herausgeber), IdE (wissenschaftliche Bearbeitung) (2011): Masterplan 100 % Klimaschutz für den Landkreis Marburg-Biedenkopf in: http://klimaschutz.marburg-biedenkopf.de/privatperson/klimastrategie-2050/strategie/masterplan/, zuletzt Januar 2017.

Landkreis Marburg-Biedenkopf (Herausgeber), deENet (wissenschaftliche Bearbeitung) (2011): Integriertes Klimaschutzkonzept des Landkreises Marburg-Biedenkopf in http://klimaschutz.marburg-biedenkopf.de/privatperson/klimastrategie-2050/strategie/klimaschutzkonzept/, zuletzt Januar 2017.

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1. ISBN oder ISSN

2. Berichtsart (Schlussbericht oder Veröffentlichung) Veröffentlichung

3. Titel BioPower2Gas – Vergleichende Simulation, Demonstration und Evaluation von optimal leistungsregelbaren Biogastechnologien

4. Autor(en) [Name(n), Vorname(n)]

Heidrich, Tobias

Filzek, Dirk

Ritter, Peter

Heller, Thomas,

Klückers, Jonas

Fries, Sven

Ramm, Oliver

Fangmeier, Eckhard

5. Abschlussdatum des Vorhabens

31.08.2016

6. Veröffentlichungsdatum

Mai 2017

7. Form der Publikation

Bericht

8. Durchführende Institution(en) (Name, Adresse)

IdE Institut dezentrale Energietechnologien gGmbH

Ständeplatz 15

34117 Kassel

EnergieNetz Mitte GmbH

Monteverdistraße 2

34131 Kassel

EAM EnergiePlus GmbH

Monteverdistraße 2

34131 Kassel

CUBE Engineering GmbH

Breitscheidstraße 6

34119 Kassel

Viessmann Group – MicrobEnergy GmbH

Bayernwerk 8

92421 Schwandorf (Eder)

9. Ber. Nr. Durchführende Institution

10. Förderkennzeichen

03KB089 A-E

11. Seitenzahl

98

12. Fördernde Institution (Name, Adresse)

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) 53107 Bonn

13. Literaturangaben

7

14. Tabellen

1

15. Abbildungen

86

16. Zusätzliche Angaben

17. Vorgelegt bei (Titel, Ort, Datum)

98

18. Kurzfassung

Im Fokus dieses Vorhabens steht die Flexibilisierung von Biogas- und Biomethananlagen, die eine wesentliche und systemstützende Rolle in einem Energieversorgungssystem einnehmen sollen, das zunehmend auf erneuerbaren Energien (EE) basiert. Durch die Flexibilisierung von Bioenergieanlagen kann die Integration fluktuierender EE erfolgen, um ein Energieversorgungssystem, mit hohem EE-Anteil zu realisieren.

Es gibt mehrere Flexibilisierungsoptionen von Bioenergieanlagen. In diesem Projekt werden zur Demonstration im Praxisbetrieb folgende Anlagensysteme erprobt und evaluiert:

• Biomethan-Erzeugung mit BioPower2Gas-Verfahren

• Flexible Stromerzeugung mit Biomethan-BHKW mit Wärmespeicher

• Flexible Biogasanlage mit Wärme- und Gasspeicher

BioPower2Gas-Anlagen können als zusätzlicher Verbraucher fungieren und bei drohender Netzüberlastung Methan produzieren. Das produzierte Methan wird im Gasnetz gespeichert und kann in Zeiten geringer EE-Einspeisung in Kraftwärmekopplungs-Anlagen (KWK) wiederum genutzt werden. Die Methanproduktion erfolgt unter flexiblen Einsatz von Überschussstrom zur Erzeugung von Wasserstoff. Dieser wird zwischengespeichert und kann mit Kohlenstoffdioxid in einem biologischen Prozess zu Biomethan umgewandelt werden.

In Zeiten niedriger Einspeisung von EE sollen Biogasanlagen mehr Leistung in das Netz einspeisen. In Zeiten hoher EE-Erzeugung sollen Biogasanlagen hingegen abgeschaltet werden. Zusätzlich kann der Überschussstrom zur Erzeugung von Biomethan nach dem BioPower2Gas-Verfahren verwendet werden. Leitgröße ist die Strombörse, die das Bild von Angebot und Nachfrage an elektrischer Energie sehr gut widerspiegelt.

Anhand von Modellen wird darüber hinaus untersucht, wie gut diese und weitere Anlagensysteme flexibilisiert werden können und welche Rolle sie im Energiesystem spielen können. 19. Schlagwörter Flexibilisierte Biogastechnologien, Biologische Methanisierung, Power-to-Gas, Bio-Power-to-Gas, Regionalmodell, flexibilisierte Stromeinspeisung

20. Verlag

21. Preis

FKZ 03KB089 A-E - Veröffentlichung BioPower2Gas · BioPower2Gas Vergleichende Simulation,...

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