Die Science Corner

Bei einer erfolgreichen Bewältigung der Klimakrise spielen der Energie und Mobilitätssektor eine entscheidende Rolle. Die Integration erneuerbarer Energien stellt hierbei das Energiesystem aufgrund ihrer Volatilität vor Herausforderungen. In Zukunft soll die resultierende zeitliche Differenz zwischen Last und Erzeugung unter anderem durch lastseitige Flexibilität ausgeglichen werden. Aufgrund der aktuellen europäischen Rechtslage kann davon aufgegangen werden, dass der Mobilitätssektor weitestgehend elektrifiziert wird. Elektrische Fahrzeuge können neben der Erfüllung der Mobilitätsanforderungen prinzipiell im Sinne der Sektorenkopplung auch eine dezentrale Flexibilitätsoption darstellen. Im Rahmen dieses Forschungsvorhabens soll das technische Flexibilitätspotential elektrischer Fahrzeuge quantifiziert werden. Bei der Flexibilitätsbereitstellung werden uni- und bidirektionale Ladestrategien angewendet, damit das Ladeverhalten der elektrischen Fahrzeuge dem Flexibilitätsbedarf folgt. Hierdurch kommt es in der Regel zu einer Synchronisierung der Ladevorgänge, das bedeutet, dass eine Vielzahl elektrischer Fahrzeuge zur gleichen Zeit ge- oder entladen wird. Diese Synchronisierung resultiert in höheren Gleichzeitigkeitsfaktoren und unter Umständen in Grenzwertverletzungen innerhalb der Verteilnetze. Folglich gilt es das technische Flexibilitätspotential elektrischer Fahrzeuge unter Berücksichtigung der Verteilnetzkapazitäten zu ermitteln. Anhand dieser Untersuchungen kann die Rückwirkung dezentraler Flexibilitätsbereitstellung auf die Verteilnetze eingeordnet und entsprechende Handlungsempfehlungen abgeleitet werden. Neben dem Einfluss der Verteilnetze sollen außerdem mögliche Limitationen der Ladeinfrastruktur, des Fahrverhaltens und der Aggregation elektrischer Fahrzeuge auf das Flexibilitätspotential identifiziert und quantifiziert werden.

Der Umstieg auf erneuerbare Energieträger ist ein zentrales Zukunftsthema unserer Gesellschaft – und wichtiger Bestandteil weltweiter Strategien, um dem Klimawandel entgegenzuwirken. Da die erneuerbare Energiegewinnung jedoch wetterabhängig ist, ist sie auch selbst vom Klimawandel betroffen. Wenn wir erneuerbare Energieträger optimal nutzbar machen wollen, braucht es deshalb möglichst genaue Vorhersagen über möglichst lange Vorhersagezeiträume. Algorithmen des Maschinellen Lernens können hier helfen. In meinem Vortrag werde ich erklären, wie Maschinelles Lernen für langfristige, lokale Windvorhersagen genutzt werden kann. Wichtig für solche Vorhersagen ist vor allem die Datengrundlage. Für unsere Fragestellung sind das sowohl Wind- und Wetterdaten aus Klimamodellen, Wettermodellen und von Messstationen als auch Energiedaten. Während die Winddaten zum Großteil frei verfügbar sind, ist das für Energiedaten nicht der Fall. Auf die Auswirkungen dieser fehlenden Daten auf die Forschung möchte ich in meinem Vortrag ebenfalls eingehen.

Durch das volatile Einspeisen Erneuerbarer Energien werden flexible Verbraucher immer wichtiger und mit Ihnen auch die Möglichkeit Energie in Zeiten in denen die Erzeugung den Verbrauch übersteigt zu speichern. Batteriespeichersysteme eigenen sich hierbei besonders aufgrund ihres schnellen Regelverhaltens und haben in den letzten Jahren eine massive Kostendegression erlebt. Hierbei können Speicher sowohl im industriellen als auch im privaten Gebrauch eingesetzt werden mit dem Ziel die Kosten des Energiebezugs zu minimieren. Trotzdem ergeben sich hieraus bis heute nicht kostendeckende Investitionen, welche die weitere Integration von Batteriespeichersysteme erschwert. Eine Möglichkeit bietet sich jedoch darin neben einer primären Anwendung weitere sekundäre Anwendungen zu betreiben, um somit die Rentabilität zu erhöhen. Zu diesen Anwendungen zählen beispielsweise die Spitzenlastkappung oder die Vermarktung am Regelleistungsmarkt. Hiermit können zusätzliche Einnahmen erzielt werden, bei denen die Nutzungsrate der Batterie in Zeiten mit Leerlauf erhöht werden. Die möglichen Anwendungen hierzu sowie die Herausforderungen, welche damit verbunden sind müssen untersucht werden und die Anwendungen in Hinblick auf ihre potentielle Komposition überprüft werden. Aufgrund der erhöhten Resourcennutzung kommen auch weitere Herausforderungen dazu wie eine mögliche höhere Batteriedegradation, welche modelltechnisch untersucht werden müssen. Bereits im Vorfeld lässt sich jedoch festhalten, dass Batteriespeichern eine besondere Rolle bei der Energiewende zugewiesen werden können und das Potential im multifunktionalen Betrieb weitere Einnahmequelle zu generieren sowohl für industrielle als auch private Verbraucher hoch sein kann.

Energiesystemoptimierungen sind heutzutage ein integraler Bestandteil der Planung von Energiesystemen. Mit ihren Ergebnissen können Strom- und Gasnetze zukünftigen Bedarfen entsprechend ausgelegt werden. Annahmen wie zukünftige Bedarfe aussehen, sind jedoch stets von Unsicherheiten belastet. So haben z.B.  Studien vor dem Ukrainekrieg die massive Steigerung der Energiepreise nicht kommen sehen. Um resilientere Energiesysteme zu planen, muss man die Grundlagen der Optimierung zu ihrer Planung verstehen. Bei einer Energiesystemoptimierung werden auf Basis von Annahmen, bezüglich Verbräuchen, Ausbaupotentialen, techno-ökonomischen Parametern und Verfügbarkeiten von z.B. regenerativer Erzeugung, ein nach volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten optimaler Einsatz des Anlagenparks, ein optimaler Ausbau oder beides zugleich berechnet. In der Regel sind Energiesystemoptimierungen deterministisch. Das bedeutet, sie liefern genau ein Ergebnis für eine definierte Konfiguration an Annahmen. Um Unsicherheiten bei den Annahmen miteinzubeziehen, entwickeln TransnetBW und weitere nationale und internationale Partner das Optimierungsprogramm PyPSA weiter, um stochastische Optimierung zu ermöglichen. Hierbei wird über eine Auswahl an Annahmenkonfigurationen derjenige Ausbaupfad für das Energiesystem ermittelt, der im Mittel die Nachfrage am günstigsten bedient und somit am resilientesten gegen unsichere Entwicklungen des zukünftigen Umfelds ist.

Mein Vortrag wird sich mit den technischen Herausforderungen der Emissionsfreien Luftfahrt befassen. Ich werde technisch gesehen recht allgemein einsteigen und die Probleme von spezifischer Energie, Leistungsdichte etc. verschiedener Flugzeugkonzepte erläutern. Hierzu werde ich Beispiele aus der Industrie sowie der Forschung nennen, die den aktuellen Stand der Entwicklungen in dem Gebiet abbilden. Dann gehe ich auf das Konzept All-electric Regional Aircraft ein, das wir am Institut erforschen. Ich stelle das Konzeptflugzeug H2-Electra vor, das sowohl Brennstoffzellen als auch Batterien zur Antriebsgenerierung verwendet. Anschließend gehe ich spezifischer auf meine Arbeit ein, die sich mit der den verschiedenen Brennstoffzellen Architekturen und genauer mit deren Kühlung befasst. Und zuletzt stelle ich einen kurzen Auszug aus meinen Ergebnissen vor und gebe einen Ausblick auf die Zukunft des Projektes und meine persönliche Einschätzung zur Emissionsfreien Luftfahrt.

Angesichts der globalen Bemühungen zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen und der ambitionierten Ziele der Europäischen Union, einen signifikanten Anteil ihrer Energie bis 2030 aus grünen chemischen Energieträgern zu beziehen, steht grünes Ammoniak im Fokus dieses Vortrages. Dieser saubere Energieträger bietet eine vielversprechende Option, um die Energiewende in Deutschland voranzutreiben, indem er nicht nur bestehende Nachfragen in der Basischemie- oder Düngemittelindustrie dekarbonisieren kann, sondern auch neue potenzielle Einsatzgebiete, wie etwa in der Binnenschifffahrt, erschließt und darüber hinaus als Wasserstoffträger zunehmend an Bedeutung gewinnt.

Der Vortrag beleuchtet die Rolle von grünem Ammoniak im Zuge der deutschen Energiewende und wie es dazu beitragen kann, die Klimaziele zu erreichen. Grünem Ammoniak kommt dabei als sauberer Energieträger eine Schlüsselrolle zu, insbesondere im Hinblick auf den Import und die Verteilung innerhalb des Landes. Im Kern geht es darum, die Kosten und logistischen Herausforderungen zu verstehen, die mit der Beschaffung und dem Transport von grünem Ammoniak sowie Wasserstoff in verschiedenen Formen verbunden sind. 

Durch eine umfassende Analyse wurde untersucht, wie Ammoniak und Wasserstoff effizient von der Produktionsstätte bis zum Verbrauchsort gelangen können, wobei verschiedene Transportwege und -mittel berücksichtigt wurden. Es zeigt sich, dass grünes Ammoniak, aufgrund seiner Eigenschaften und der bestehenden Infrastruktur, eine kosteneffiziente Option für Deutschland darstellen kann. Zudem weisen unsere Analysen darauf hin, dass die Kosten für die Lieferung von Ammoniak und Wasserstoff bis 2040 voraussichtlich sinken werden, was diese Energieträger noch attraktiver macht.

Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Bedeutung von internationalen Lieferketten und die Notwendigkeit, die Infrastruktur in Deutschland zu verbessern, um die Vorteile dieser grünen Energieträger voll ausschöpfen zu können. Die Ergebnisse legen nahe, dass direkte Importe von Ammoniak sowie der Transport von Wasserstoff über Pipelines besonders vielversprechende Optionen darstellen. Unsere Analysen empfehlen daher eine Erweiterung der Infrastruktur und eine Anpassung der politischen Rahmenbedingungen, um diese sauberen Energieträger effektiv zu nutzen und so einen Beitrag zur Energiewende und zum Klimaschutz zu leisten.

Das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 in der Europäischen Union erfordert eine tiefgreifende Umgestaltung der Energieinfrastruktur. Energiesystemstudien zeigen, dass grüner Wasserstoff dabei eine zentrale Rolle spielen kann. Die künftige Wasserstoffnachfrage kann durch inländische Erzeugung oder durch Importe aus außereuropäischen Ländern gedeckt werden. Für Wasserstoffimporte auf dem Seeweg scheinen langfristige Verträge (Long-Term Contracts, LTC) zwischen Exporteuren und Importeuren die bevorzugte Option zu sein. Allerdings gehen aktuell die meisten Energiesystemstudien davon aus, dass Wasserstoffimporte flexibel zur Verfügung stehen und vernachlässigen dabei potenzielle Modalitäten des zukünftigen Wasserstoffhandels wie z.B. Mindestabnah-meklauseln (Take-or-Pay-Rates, TOP).

In diesem Beitrag werden die Auswirkungen von TOP-Raten in Wasserstoff-LTCs auf ein dekarbonisiertes europäisches Energiesystem untersucht. Dafür werden in einem numerischen Modell Erzeugungskapazitäten, Speicher- und Infrastrukturinvestitionen optimiert sowie Einsatzentscheidungen für das europäische Strom- und Wasserstoffsystem im Jahr 2050 unter Berücksichtigung von Wetterschwankungen getroffen. Steigende TOP-Raten führen zu geringfügig höheren Systemkosten, und zwar bei signifikant technologischen Verschiebungen der kostenminimalen Infrastrukturanforderungen. Hierbei wird eine geringere Importflexibilität durch höhere Wasserstoffspeicherkapazität, Ausspeicherleistung, inländische Wasserstoffproduktion sowie eine höhere Auslastung der Wasserstoffpipelines ausgeglichen.

Um den Übergang zu einem klimaneutralen Energiesystem zu gewährleisten, wurden in Deutschland technologiespezifische Kapazitätsziele festgelegt. Diese umfassen nicht nur Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien, sondern auch spezifische Ziele in Bezug auf Investitionen in elektrisch betriebene Endverbrauchsanwendungen wie Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen. Während fortschreitende Elektrifizierung der Endverbrauchssektoren zu einer steigenden Anzahl neuer dezentraler Erzeuger und Verbraucher führt, ermöglicht die zunehmende Digitalisierung eine Nutzung der Nachfrageflexibilität durch zeitliche Verschiebung des Stromverbrauchs. 

Zukünftige Preisschwankungen können - aufgrund der dynamischen Strompreistarife - eine Vielzahl neuer Akteure im Gebäude- und Verkehrssektor stark beeinflussen. Diese Akteure sind durch unterschiedliche Nachfragestruktur sowie Flexibilität gekennzeichnet. Das hat zur Folge, dass sich Strompreisschwankungen auf die verschiedenen Verbraucher unterschiedlich auswirken können. Darüber hinaus kann flexible Nutzung von Elektrofahrzeugen sowie Wärmepumpen einen Einfluss auf die zukünftigen Produzenten- sowie Konsumentenrenten ausüben.

Während sich die aktuelle Literatur in erster Linie auf die Untersuchung der Systemauswirkungen des Flexibilitätseinsatzes fokussiert, fehlt jedoch die Perspektive der differenzierten Endverbraucher, die direkt mit dem Energiesystem interagieren und Flexibilität bereitstellen. Dieses Papier untersucht daher, wie sich die Flexibilitätsbereitstellung durch die Endverbraucher auf die Strompreise sowie auf die Produzenten- sowie Konsumentenrenten auswirkt. Dazu werden die Wohlfahrtseffekte analysiert, die für verschiedene Verbrauchergruppen durch flexible Nutzung von Elektroautos und Wärmepumpen entstehen.

Die Transformation des Energiesystems in Deutschland stellt die Übertragungs- und Verteilnetze vor immense Herausforderungen. Aufgrund hoher Anforderungen an den Transport von Elektrizität wird das Übertragungsnetz zukünftig noch stärker ausgelastet, sodass der Netzbetrieb immer näher an die Stabilitätsgrenzen kommt. Die Wahrung der Netzstabilität im deutschen Übertragungsnetz ist im nationalen und auch im europäischen Kontext enorm wichtig, um eine gewohnt zuverlässige Versorgung zu gewährleisten und großflächige Stromausfälle zu verhindern.

Ein wichtiger Aspekt ist in diesem Zusammenhang die Sicherung der Spannungsstabilität. Der Abbau von großen Kraftwerken und die Verlagerung der Erzeugungsleistung in die Verteilnetze schränken die Möglichkeiten für eine Spannungsregelung im Übertragungsnetz ein. Gleichzeitig sorgt die zunehmende Volatilität der Erzeugung und der Netzanschluss von neuen Verbrauchern wie Wärmepumpen und Elektroladestationen zu einer deutlichen Dynamisierung des Netzbetriebs, welche gegenüber dem Status Quo sogar mehr Potential zur Spannungsregelung im Übertragungsnetz erfordert. Weil der Zubau von Erzeugungsleistung insbesondere in den Verteilnetzen umgesetzt wird, ist auch ein aktiver Beitrag von Anlagen im Verteilnetz zur Spannungsstabilität in Übertragungsnetzen denkbar. Vor allem aber gilt es, die Spannungsstabilität unter Einbeziehung des Einflusses von verteilten Erzeugungsanlagen und Speichern und deren Regelung im aktiven Verteilnetz zu bewerten. Dies ermöglicht eine verbesserte Planung von stabilisierenden Maßnahmen im Übertragungsnetz und dient der Entwicklung eines koordinierten Konzepts zur Wahrung der Spannungsstabilität in zukünftigen Übertragungs- und Verteilnetzen.

Daher wurde am IAEW ein modulares Verfahren zur Modellierung aktiver Verteilnetze mit verteilt geregelten Erzeugungsanlagen für Untersuchungen der Spannungsstabilität von Übertragungsnetzen entwickelt. Das Verfahren wurde bereits validiert und in Zeitbereichssimulationen von Übertragungsnetzen eingesetzt. Im weiteren Verlauf kann das Modellierungsverfahren auch verwendet werden, um den notwendigen Detailgrad des Informationsaustauschs zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber abzuleiten, welcher die Übertragungsnetzbetreiber in die Lage versetzt, die Verteilnetzebene adäquat zu modellieren.

Aktuelle Entwicklungen im Elektrizitätsversorgungssystem, charakterisiert durch den Wegfall von konventionell betriebenen Großkraftwerken und dem Zubau von Anlagen auf Basis von Erneuerbaren Energien (EE-Anlagen), führen zu zunehmenden Herausforderungen im Rahmen der stationären Spannungshaltung. Neben der Reduktion der zur Verfügung stehenden Blindleistungsquellen aus Synchrongeneratoren, folgen aus der zu erwartenden Höherauslastung der Netze, überproportional steigende Blindleistungsbedarfe. Um auch zukünftig die stationäre Spannungshaltung im Übertragungsnetz sicherstellen zu können, gilt es neue Blindleistungspotentiale zu schaffen und in das Netz zu integrieren. Hierbei steht dem umfangreichen und kostenintensiven Zubau von statischen Kompensationsanlagen, wie Kondensatorbänken oder Drosselspulen, die Nutzung resultierender Blindleistungspotentiale aus dem Zubau von dezentralen EE-Anlagen gegenüber.

Neben der technischen Deckung zukünftiger Bedarfe, gilt es die Beschaffung von Blindleistung volkswirtschaftlich effizient auszugestalten. Vor diesem Hintergrund gilt es zu erörtern, ob eine pauschale, deutschlandweit einheitliche Definition der Mindestanforderungen an das Blindleistungsvermögen von EE-Anlagen aufgrund lokaler Unterschiede zur Schaffung von Über- und Unterkapazitäten führt und somit aus gesamtwirtschaftlicher Sicht als ineffizient zu bewerten ist. Inhalt und Ziel der Arbeit ist folgend die Ableitung bedarfsgerechter Anforderungen an die Blindleistungsbereitstellung aus dezentralen EE-Anlagen. Im Zuge dessen wird zudem ein mögliches Substitutionspotential geplanter Kompensationsanlagen, sowie die Ertüchtigung von EE-Anlagen um sogenannte STATCOM-Eigenschaften, also die wirkleistungsunabhängige Bereitstellung von Blindleistung, untersucht.

Zur Beantwortung der aufgeworfenen Fragestellung wurde ein Verfahren zur Spannungsblindleistungsoptimierung weiterentwickelt. Basierend auf einer sukzessiv linearen Optimierung ermöglicht das Verfahren die kostenoptimierte Bestimmung von Einsatz- und Ausbauentscheidungen spannungsregelnder Betriebsmittel. Die zeitpunktübergreifende Bewertung und Optimierung dieser voroptimierten Zustände zur Ableitung eines gesamtkostenminimierten Ausbaus von Kompensationsanlagen einhergehend mit bedarfsgerechten Anforderungen an die Blindleistungsbereitstellung aus EE-Anlagen erfolgt über die Einbindung eines genetischen Algorithmus.

Die Untersuchung der aufgeworfenen Fragestellungen erfolgt für charakteristische Netzregionen in Deutschland mit einer detaillierten Modellierung des Übertragungsnetzes und der unterlagerten HS-Netzebene sowie der Annahme einer spannungsebenen übergreifenden Koordination der Spannungshaltung.

Der steigende Einsatz dezentraler erneuerbarer Energiequellen sowie die Elektrifizierung des Transport- und Wärmesektors stellen hohe Anforderungen an das Stromverteilnetz, wie z.B. hohe bidirektionale Lastflüsse. Das Pilotprojekt OrtsNetz ist eine Kollaboration zwischen der ETH Zürich und den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) und untersucht in diesem Kontext den Einsatz von zeitvariablen Netznutzungstarifen. Die zeitvariablen Tarife sollen einen Anreiz zu einem netzdienlichen Verhalten setzen und damit Spitzen im Bezug und der Rückspeisung reduzieren. Dies wiederum ermöglicht, dass mehr erneuerbare Energien auf Verteilnetzebene integriert werden können und dass Verteilnetze weniger stark oder erst zu einem späteren Zeitpunkt ausgebaut werden müssen.

Der Fokus meiner Promotion liegt auf der Entwicklung der Algorithmen zur Bestimmung der zeitvariablen Preissignale und der automatisierten Laststeuerung auf Kundenseite. Zu den untersuchten Tarifmodellen zählen ein Time-of-Use Tarif sowie ein dynamischer Tarif, bei dem der Preis kurz vor jedem 15-Minutenintervall kommuniziert wird. Die gesteuerten Lasten umfassen Warmwasserboiler, Wärmepumpen, und Elektrofahrzeuge. In meinem Vortrag werde ich die eingesetzten Methoden und bisherige Erkenntnisse aus dem Projekt vorstellen.

Die Schaffung und Realisierung einer nachhaltigen Energieversorgung für Wohn- und Nichtwohngebäude mit gesunden Innenräumen sind die vorrangigen Ziele des Lehrstuhls für Gebäude- und Raumklimatechnik der RWTH Aachen. Über 60 Mitarbeitende aufgeteilt in sieben interdisziplinärere Forschungsteams beschäftigen sich mit den aktuellen Fragestellungen der Wärmewende - von der Optimierung von Wärmepumpen über Systemverbesserungen mittels KI-basierten Methoden bis hin zu vollvernetzten digitalen Energiequartieren und kalten Wärmenetzen.

An der Schnittstelle zwischen Wärmenetzen und Versorgungstechniken forscht Sebastian Ostlender im Team Kältekreisprozesse an neuen Möglichkeiten, die Fernwärmeversorgung im Bestand ganzheitlich unter ökonomischen Gesichtspunkten zu dekarbonisieren. Im Speziellen fokussieren seine Arbeiten die Entwicklung und Auslegung von effizienten Wärmepumpen für den Einsatz in Energiezentralen von Bestandsnetzen. Zentrale Herausforderungen sind vor allem in Bestandsnetzen hohe Vorlauftemperaturen über 80 °C, Wechselwirkungen mit bestehenden Infrastrukturen sowie fluktuierende Randbedingungen während des Netzbetriebs. All diese betriebsbedingten Effekte wirken sich auf die Effizienz und damit die Nachhaltigkeit der Wärmepumpe aus. In konventionellen Auslegungsverfahren werden die Effekte allerdings lediglich vereinfacht betrachtet oder zur sicheren Seite abgeschätzt, sodass das Potential der Wärmepumpe in Bestandsnetzen häufig nicht vollständig ausgeschöpft wird.

Um diese Effekte bereits in sehr frühen Planungsphasen in Auslegungsentscheidungen integrieren zu können, verfolgt Herr Ostlender eine simulationsbasierte Auslegung von Wärmepumpen für die Bestandsnetze. In den Simulationsmodellen wird die Performance der Wärmepumpe unter Berücksichtigung der betriebsbedingten Effekte zuverlässig vorhergesagt. Die Einbindung dieser Modelle in Optimierungsrechnungen für Bestandsnetze erlaubt Sebastian Ostlender, Wärmepumpenlösungen anhand energetischer, ökologischer und ökonomischer Performanceindikatoren automatisiert zu identifizieren und das Verbesserungspotential gegenüber konventionellen Auslegungsverfahren auszuschöpfen.