Erfolgsversprechende Demand Response Empfehlungen im Energieversorgungssystem 2020 Marcus Meisel, Thomas Leber, Klaus Pollhammer, Friederich Kupzog Energy&IT Group, ICT - Institut f¨ur Computer Technik Technische Universit¨at Wien Gußhausstaße 27-29 1040 Wien, Austria {meisel, leber, pollhammer, kupzog}@ict.tuwien.ac.at Julia Haslinger, Petra W¨achter, Jaro Sterbik-Lamina, Michael Ornetzeder ITA - Institut f¨ur Technikfolgenabsch¨atzung ¨ Osterreichische Akademie der Wissenschaften Strohgasse 45, 5 1030 Wien, Austria {julia.haslinger, pwaecht, jsterbik, michael.ornetzeder}@oeaw.ac.at Andreas Schiffleitner, Marek Stachura Nachhaltige Produktentwicklung und Design for Environment KERP - Kompetenzzentrum Elektronik & Umwelt Ignatz-K¨ock-Straße 10/Top 2.03 1210 Wien, Austria {andreas.schiffleitner, marek.stachura}@kerp.at Abstract: Automatisiertes Lastmanagement hat das Potenzial, in einem zuk¨unftigen, mit Kommunikationsinfrastruktur ausgestattetem Stromnetz durch Verschiebung von elektrischen Lasten trotz einer hohen Dichte an erneuerbarer Erzeugung die Leistungsbalance zu gew¨ahrleisten. Dieses Paper stellt eine systematische Herangehensweise vor, die eine umfassende Bewertung und Weiterentwicklung von LastmanagementSzenarios erm¨oglicht. Es wird ein neuer Ansatz zur Integration der Entwicklung und Bewertung solcher Szenarien vorgestellt und vier erfolgsversprechende Modelle von Komponenten zuk¨unftiger elektrischer Energieversorgungssysteme eingehender analysiert. Das Problem fehlender Umsetzungen wird anhand dieser Szenarios beispiel¨ haft f¨ur Osterreich durch eine interdisziplin¨are Betrachtung des Ph¨anomens Lastmanagement hinsichtlich technischer, sozialer, o¨ konomischer und o¨ kologischer Aspekte untersucht. Ergebnis dieser Betrachtung sind neben Analyseergebnissen eine Bewertung der Szenarios und die daraus gewonnenen Empfehlungen f¨ur neue Rahmensetzer und die Forschungsf¨orderung.

1

Baseline und Experiment

Technologien f¨ur verbraucherseitiges Energiemanagement (auch Lastmanagement, Demand Side Management oder Demand Response genannt) werden als eines der Schl¨usselinstrumente f¨ur intelligente Stromnetez der Zukunft angesehen. Jedoch sind Umsetzungen in diesem Bereich bisher nur sehr selten zu finden. In diesem Paper f¨uhren die AutorInnen eine kritische Untersuchung von verbrauchsorientierten L¨osungen zum Energiemanagement durch, indem untersucht wird, wie und in welcher Form verbraucherseitiges Energiemanagement zuk¨unftiger Smart Grids einen optimalen Beitrag zur Energieeffizienz liefern kann. Baseline

362 possible paths as morphological box

Demand Response Domain

split into aspects

refine matrix of 6 aspects and 33 strategies into a scenario kit

Related Work Research

identify strategies

classified works show unused scenario paths

Experiment

low potential scenario possible new scenarios

Brainstorm, Discussion, Workgroup, Feedbackloop

high

assess 4 equally valued criteria

scenarios with most potential

low compare to baseline, possible contribution, sustainability, market potential, innovation

Abbildung 1: Darstellung der Methode

Das interdisziplin¨are AutorInnenteam schafft in diesem Paper eine Grundlage f¨ur neue Projekte und eine M¨oglichkeit, diese objektiv einsch¨atzen zu k¨onnen. Die Ergebnisse sollen als strategische Entscheidungshilfe dienen. Durch die geschaffene Basis an Bewertungen und anhand der Beschreibungen von existierenden und fehlenden Lastmanagement-Szenarios soll es m¨oglich werden, zuk¨unftige Forschungs- und Industrieprojekte, als auch politische Rahmenbedingungen umzusetzen, die auch in einem kurzen Zeitrahmen von zehn Jahren erfolgversprechend sind. F¨ordergeberInnen sollen anhand der beschriebenen Bewertungsmethode selbst die M¨oglichkeit bekommen, Entscheidungen informiert nachzuvollziehen, mit dem Ziel, die Weiterentwicklung gerichtet und effektiv vorantreiben zu k¨onnen.

1.1

Methodik Szenario-Baukasten

Derzeit gibt es nur wenige Umsetzungen automatisierten Lastmanagements. Von den AutorInnen wurde in [MLO+ 11] ein Szenario-Baukasten entwickelt, der bei der Klassifizierung von bestehenden Lastmanagement Umsetzungen hilft, aber auch dabei unterst¨utzt, systematisch noch nicht implementierte Bereiche mit vielversprechendem Lastmanagement-Potential zu identifizieren. Um diese systematische Sicht auf das Forschungsgebiet zu erzielen, wurde das Gebiet durch das AutorInnenteam in sechs Aspekte aufgeteilt: Energieerzeugung und -verteilung, Verbraucher- und Ger¨ateebene, Technische Implementierung, Automatisierungsgrad, Mehrnutzen f¨ur den Endverbraucher und Tarifm¨oglichkeiten. ¨ Tabelle 1: Uberblick aller morphologischer K¨asten (Spalten) aller betrachteter Szenarios Bestehende Szenarios

Verbraucher und Geräteebene

Technische Implementier ung

Automatisieru ngsgrad Mehrnutzen für Endverbrauc her

Tarifmöglichk eiten

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Energieerzeu gung und -verteilung

Strategien overall grid stability balancing group energy balance increase of the base load grid relief load profile smoothing household devices HVAC electric vehicle industrial facilities building automation public facilities energy generation devices human reaction on notification device warns, consumer switches aggregation/virtual power plant device reacts on grid signals programmed automat. switching device manual human-in-the-loop semiautomatic fully automatic cost reduction environmental protection energy efficiency product bundling prestige enhancement fixed variable time variable load-dependent Exchange-dependent discount business tariff

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Aspekte

C2G Intelligente Automatisie Stromzähler rung

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X

Durch Literaturrecherche, Fallstudien, vorangegangenen und derzeit durchgef¨uhrten Forschungsprojekten aus dem Forschungsfeld Lastmanagement weltweit, konnten immer wieder verwendete Strategien identifiziert werden. Diese Strategien wurden durch Brainstorming-Technik, interne Workshops und Feedback aus Konferenz-Pr¨asentationen (ComForEn 2010) gesch¨arft. Durch die eindeutige Zuordnung der Strategiebl¨ocke zu Aspekten des Forschungsfeldes Lastmanagement ließ sich ein Matrix a¨ hnliches Konstrukt, ein Morphologischer Kasten erstellen, der in Folge Szenario-Baukasten genannt wird. Die

Pr¨asentation als Morphologischen Kasten bietet eine dritte Dimension, wenn ein Pfad durch alle sechs Aspekte verfolgt wird, bei dem mindestens eine Strategie aus jedem Aspekt verwendet wird. Die AutorInnen nennen diesen Pfad ein Szenario. Da die Anordnung der Strategien irrelevant ist, wird ein Pfad in Tabelle 1 nur durch dunklere F¨arbung gew¨ahlter Strategiebl¨ocke dargestellt. Die eingetragenen, gefundenen und umgesetzten Szenarios im Szenario-Baukasten lassen deutlich L¨ucken von fehlenden Implementierungen erkennen. Insgesamt lassen sich mit Hilfe dieses Szenario-Baukastens 362 m¨ogliche Lastmanagement-Szenarios darstellen. Dies stellt eine weit h¨ohere Anzahl dar, als bisher erforscht oder umgesetzt wurde. Da nicht alle existierenden Pfade durch den Szenario-Baukasten zu einem sinnvollen Szenario f¨uhren werden, ist eine sachgerechte Evaluierung eines gefundenen Szenarios f¨ur dessen potentiellen Erfolg notwendig. Die Analyse von acht existierenden Umsetzungen und Forschungsarbeiten aus vier unterschiedlichen Lastmanagement-Kategorien wurden in den Szenario-Baukasten eingef¨ugt und dessen Potentiale vom AutorInnenteam anhand von vier gleich gewichteten Kriterien bewertet. Diese Kriterien sind: LastmanagementPotential, Nachhaltigkeit, Marktpotential in 10 Jahren und Innovationsgrad. Aus den L¨u¨ cken im Szenario-Baukasten konnten sieben neue und f¨ur Osterreich in den n¨achsten zehn Jahren potentiell wichtige sowie realistische Szenarios gefunden und ebenfalls anhand dieser vier Kriterien bewertet werden. In Abbildung 1 ist der Ablauf dieser angewendeten Methode schematisch dargestellt.

1.2

Szenariobeschreibungen

Umsetzungsszenarios der Dom¨ane Lastmanagement wurde wie folgt in Kategorien geteilt: Elektrische Fahrzeuge: Grid2Vehicle Ansatz [KSWH10, QZB10], Vehicle2Grid Ansatz [KBGea11, TK07]; Building to Grid [KSP11]: MySmartGrid [Dal11], Demand Response Automation Server [PKG08]; Intelligente Stromz¨ahler (engl. Smart Meter): Zeitvariable Tarife [KMD08], Konsumenten Feedback Schleifen (engl. Consumer to Grid) [SGT11]; Consumer to Grid Automatisierung: Verteilte Netzfrequenzkontrolle durch Lasten [KMD08], GridFriendlyTM Ger¨atesteuerung1 [HBH+ 07]. Das AutorInnenteam verweist auf [MLO+ 11] und beschr¨ankt sich f¨ur die detaillierte Untersuchung der Szenarios hier auf vier erfolgversprechende Szenarios, die hier durch eine Kurzbeschreibung der/m LeserIn eine subjektive Beurteilung der sp¨ater folgenden Bewertungen und Empfehlungen erm¨oglichen sollen. 1.2.1

Szenario Building2Grid

Die Aktivierung thermischer Kapazit¨aten als Energiespeicher ist die treibende Kraft hinter Building to Grid (B2G) Ideen. Daf¨ur ist es notwendig, thermische Parameter von Geb¨auden wie z.B. Heizung, K¨uhlung und Ventilation steuern zu k¨onnen. Zus¨atzlich ist ein Informationsaustausch zwischen dem Geb¨aude und dem Stromnetz notwendig. Funktiona1 GridWise http://www.gridwise.org/ R

(April 2012)

le Geb¨aude (z.B.: B¨uros, Hotels, ...) mit bereits vorhandenen Geb¨audeautomationsanlagen sind geeignete Kandidaten als Schl¨usseltechnologien zur Integration von Geb¨auden in Energienetze, die eine hohe Durchdringung erneuerbarer Energien unterst¨utzen, ohne den Komfort von Bewohnern zu mindern und virtuell als Gruppe in einer Region aggregiert zusammenzuarbeiten. Das deutsche MySmartGrid2 Projekt z.B. will mit thermischen Prozessen von 1000 Haushalten dann den Strom verbrauchen, wenn die Erzeugung durch erneuerbare Energien hoch ist und nicht umgekehrt. Lokale Datenspeicherung und digitalStrom3 Kommunikationstechnologie garantiert Kontrolle u¨ ber welche Verbrauchsdaten privat oder o¨ ffentlich sind. Jedes Haushaltskontrollger¨at reagiert je nach Endverbraucherkonfiguration ob es auf die Netzsignale reagiert oder nicht. Dadurch ist es zwar m¨oglich, ohne Kommunikation mit dem zuk¨unftigen Smart Grid das Stromnetz zu stabilisieren und die Integration von erneuerbarer Erzeugung durch das System als virtuellen Großkonsumenten weiter zu erm¨oglichen, jedoch k¨onnen die Stromnetzbetreiber nicht garantiert damit rechnen. Eine weitere M¨oglichkeit bietet ein Demand Response Automation Server (DRAS) als Schnittstelle f¨ur den elektrizit¨ats-Markt mittels Benachrichtigungsinfrastruktur zwischen Erzeugern und unabh¨angigen Service Operatoren (ISOs) auf einer Seite um Lastmanagement-Preise und Zuverl¨assigkeit zu Kommerziellen, Industrieellen und Aggregierten Teilnehmern auf der anderen Seite zu kommunizieren. Der daf¨ur zust¨andige Server nutzt den OpenADR4 Standard f¨ur die Client-Server Kommunikation um jeden Partner die Lastmanagement-Nachrichten automatisiert verarbeiten lassen zu k¨onnen. DRAS akzeptiert Lastmanagement-Ereignisse und Tarifinformationen von Kraftwerksbetreibern, konvertiert diese in standardisierte OpenADR Signale die an Energiemanagementsysteme von teilnehmenden Einrichtungen, die den DRAS Client implementiert haben, beantwortet werden. 1.2.2

¨ Geb¨aude mit Photovoltaik Szenario Micro Grid fur

Die solare Stromerzeugung jedes Geb¨audes – Einzelhaushalte als auch B¨urogeb¨aude – fluktuiert wetterbedingt. Die Summe unvorhersehbarer Erzeugung belastet das Stromnetz. Um dies zu vermeiden muss das Erzeugungsprofil anhand strenger Anforderungen gegl¨attet werden. Kommunikation zwischen Haushaltsger¨aten als Lasten auf der einen Seite und einem Photovoltaik Erzeugungskontrollsystem auf der anderen Seite vermeiden die notwendigen Netzausbaukosten. Verbindet man Kommunikation zwischen den Lasten (L¨uftung, Heizung, Klima, unkritische Haushaltsger¨ate, Beleuchtung) und der Erzeugung, u¨ ber ein zentrales Kontrollprogramm, kann das System als Microgrid gesehen werden. Lasten werden in vollem Umfang genutzt wenn die Stromerzeugung hoch ist oder Spitzen aufweist und abgeschaltet oder pausiert wenn wenig Energie erzeugt wird. Diese Technik erlaubt viele Erzeugungsspitzen von erneuerbarer Erzeugung (z.B.: Photovoltaik, Wind) vor Ort zu vermeiden, ohne zus¨atzliche Speicher in das System einzuf¨uhren. Dadurch wird das Erzeugungsprofil gegl¨attet. 2 MySmartGrid

- Intelligente Ger¨atesteuerung f¨ur Zuhause https://www.mysmartgrid.de (April 2012) http://www.digitalstrom.org (April 2012) 4 Open Automation of Demand Response http://www.openadr.org (April 2012) 3 DigitalStrom

1.2.3

¨ Gemeinden Szenario Micro Grid fur

Da l¨andliche Gemeinden weit verstreut sind und nicht konzentriert an einem Ort wie St¨adte, wurde das Stromnetz nicht daf¨ur ausgelegt, die in Zukunft zu erwartende hohe Anzahl einspeisender, erneuerbarer Energieerzeugung zu verkraften. Eine große Mengen dezentralisierter Erzeugung kann nur erreicht werden wenn entweder die Verteilnetzinfrastruktur ausgebaut wird, oder Erzeugung und Verbrauch auf Gemeindeebene als Micro Grid, mit sich abstimmenden Netzkomponenten, koordiniert wird. Eine Schl¨usselkomponente eines solchen Micro Grid sind elektrische Speicher. In einer typischen europ¨aischl¨andlichen Gemeinde existiert bereits eine Vielzahl an Prozessen, in denen Energie gespeichert werden kann – allerdings noch nicht dazu verwendet wird. Beispielsweise werden Wassert¨urme durch Pumpen aufgef¨ullt, sobald ein voreingestelltes Minimalniveau unterschritten wird. Verbindet man die Speicheranforderungen des Stromnetzes durch Kommunikation mit dem elektrischen Pumpprozess, kann dieser fr¨uher beginnen oder auf sp¨ater verschoben werden. Dadurch wird aus der Sicht des Stromnetzes Strom gespeichert, wenn zuviel erzeugt wird und andernfalls der Speicher entleert. Andere Speichernawendungen sind z.B.: Abwasserpumpen, elektrische Heizung, L¨uftung, Klima o¨ ffentlicher Geb¨aude, Beleuchtung oder gemeindeweite Warmwassererzeugung. Um mehr dezentrale Erzeugung zu erm¨oglichen, ohne die Netzinfrastruktur kostenintensiv auszubauen, muss die erzeugte Elektrizit¨at so lokal und zeitnah wie m¨oglich an der Erzeugungsquelle verbraucht werden. Kommunikationstechnologie, kombiniert mit den erw¨ahnten Energiespeichern, erf¨ullt diese beiden Anforderungen. 1.2.4

Szenario Nachnutzung von Elektroautobatterien

Dieses Szenario kombiniert zwei wichtige Aspekte: Wiederverwertung und netzvertr¨agliche Gl¨attung erneuerbarer Energiegeneration. Elektro- und Hybridfahrzeuge geben wieder Hoffnung, den Mobilit¨atssektor o¨ kologischer zu gestalten. Allerdings wurden bislang noch keine Nachnutzungs¨uberlegungen zum o¨ kologischen Lebenszyklus und den damit einhergehenden und dazu netwendigen Batterien angestellt. Die meisten heutzutage produzierten Batterien, werden durch und mit hoch toxische Materialien hergestellt und bereits nach tausend Lade-, Entladezyklen aus dem Betrieb genommen, obwohl noch 50% der Urspr¨unglichen Kapazit¨at vorhanden ist. Eine Elektroautofirma oder deren BatterieersatzVertragsfirma k¨onnte Altakkus sammeln und die vereinigte Gesamtleistung als Speicherkraftwerk zur Stromerzeugungsgl¨attung erneuerbarer Energien einige Zeit weiterverwenden, anstatt sie sofort zu entsorgen. Diese Nachnutzung verbessert die o¨ kologische Bilanz erheblich.

1.3

Vorauswahl

Durch Erfahrungen des AutorInnenteams wurde in mehrmalig stattfindenden Workshops eine Bewertung aller Szenarios in vier gleichwertigen Kriterien5 durchgef¨uhrt. Die textuelle Bewertung wurde in Zahlen ausgedr¨uckt und multipliziert. Ein Ergebnis und die Beschreibung aller Szenarios kann in [MLO+ 11] gefunden werden. Die Auswahl der vier im Detail beschrieben generischen Ausgangsszenarios dienen als Input f¨ur die die vorteilhaftesten Methoden: Guppendiskussion und Lead-User Workshops [MD11] um von Personen aus unterschiedlichsten Bereichen mit unterschiedlichsten Expertisen implizites Wissen zu erfassen.

2

Ergebnisse

Durch Festlegung von Rahmenbedingungen zu jedem der vier ausgew¨ahlten detaillierten Szenarios6 konnte eine Sch¨arfung der Parameter in ExpertInnen Workshops und Gruppendiskussionen Indikationen f¨ur eine nachfolgende vertiefende Analyse gefunden werden. Result

refined recommended scenarios

Lead User Workshops, Group Discussions

social, technical, economical, and ecological analysis general, regulatory, and research recommendations

Abbildung 2: Darstellung der Methode (Fortsetzung)

5 Lastmanagement

Potential: M¨oglicher technischer Beitrag zu Lastmanagement bezogen auf Energiesparmaßnamen oder erneuerbare Energien. Nachhaltigkeit: Vorl¨aufig eingesch¨atzte positive und negative Effekte bez¨uglich o¨ kologischer, o¨ konomischer und sozialer Nachhaltigkeitskriterien. Marktpotential in zehn Jahren: M¨oglichkeit der technischen und wirtschaftlichen Umsetzbarkeit der Szenarios. Innovationsgrad: Neuheit oder Bekanntheitsgrad der Idee in der internationalen Lastmanagement-Forschungsgemeinschaft. 6 Geb¨ aude PV: Einfamilienhaus mit diversen Szenarios bez¨uglich Ausstattung; Beeinflussbare Verbraucher sind W¨arme-, Umw¨alzpumpe, Boiler, K¨uhl-, Gefrierschrank. Gemeinden: Betrachtung am Beispiel einer kleinen Gemeinde mit 1.200 EinwohnerInnen; Ab- und Frischwasserversorgung zur Lastverschiebung ber¨ucksichtigt. B2G: Ausschließlich funktionelle Geb¨aude mit bestehender Haustechnik. Batterien: Ausschließliche Nutzung von Hybridautobatterien unter 70% Kapazit¨at; Batteriepark als Speicherkraftwerk wird neu errichtet.

2.1

Bewertungen

Eines der Ergebnisse die in diesem Paper beschrieben werden sollen, ist eine abschließende Analyse und Bewertung (vgl. Abbildung 2). 2.1.1

Soziale Analyse

Ausgangspunkt f¨ur die soziale Analyse der vier ausgew¨ahlten Szenarios bildete die durch das AutorInnenteam vorgenommene technische Beschreibung. Nachdem es sich um generische Konzepte handelt, die in Hinblick auf ihre jeweilige praktische Realisierung eine Vielzahl von m¨oglichen Optionen und Varianten erlauben, konnte die geplante Absch¨atzung der sozialen Akzeptanz nur auf Basis einer weiteren Konkretisierung vorgenommen werden. Aus diesem Grund wurde zunchst fr jedes Szenario eine Stakeholderanalyse durchgef¨uhrt. Konkret wurde danach gefragt, welche sozialen Akteure f¨ur die weitere technische und organisatorische Entwicklung der einzelnen Szenarien in Hinblick auf die praktische Realisierung von Relevanz sind. Dabei wurde die Suche zun¨achst auf folgende grobe Kategorien festgelegt: Entscheidungstr¨ager, NutzerInnen, Betroffene, intermedi¨are Organisationen und Rahmensetzer. Im Anschluss daran wurde entlang dieser Kategorien f¨ur jedes der vier Szenarien eine Recherche nach ExpertInnen und Stakeholdern durchgef¨uhrt (socio-technical mapping). Dieser Projektschritt bildete die Grundlage f¨ur die Durchf¨uhrung von vier halbt¨agigen Workshops zur Weiterentwicklung und Vertiefung der generischen Ausgangsszenarios an denen in Summe 25 Personen aus unterschiedlichen Bereichen mit unterschiedlicher Expertise teilnahmen. In den Workshops wurden die Szenarios vorgestellt, diskutiert, weiter konkretisiert und bewertet. Erst auf der Grundlage detaillierterer Beschreibungen konnten Fragen der sozialen Akzeptanz diskutiert werden. Im Wesentlichen ging es dabei um eine erstmalige Absch¨atzung m¨oglicher Bef¨urworter bzw. Gegner einzelner Subszenarien. Bereiche, in denen von den WorkshopteilnehmerInnen Akzeptanzprobleme vermutet wurden, k¨onnen als Input in die Weiterentwicklung der Szenarien aufgefasst werden. Auf dieser Grundlage wurden im Rahmen der Workshops weitere, bislang weniger beachtete Potenziale und offene Punkte und nicht bzw. unzureichend gel¨oste Probleme besonderes aussichtsreicher Varianten besprochen. Wichtige Themen, die dabei er¨ortert wurden, beziehen sich auf politische und rechtliche Rah¨ menbedingungen (Anderungen der Bauordnung, Normung, F¨orderung und Umsetzung ¨ von Pilotprojekten im eigenen Verantwortungsbereich etc.), auf Fragen der Okonomie von automatisiertem Lastmanagement (Tarifgestaltung, Wirtschaftlichkeit aus betriebswirtschaftlicher Sicht, attraktive monet¨are Modelle), auf den kommunizierbaren Nutzen f¨ur EndkundInnen (Versorgungssicherheit, geringere Auslandsabh¨angigkeit, Imagegewinn f¨ur Unternehmen etc.), Fragen des Nutzerkomforts in den Geb¨auden sowie auf eine Reihe von Fragen zur weiten technischen Entwicklung (Anpassungen an die tats¨achlichen NutzerInnen und Nutzungen vor Ort, Optimierung von Gesamtl¨osungen, Weiterentwicklung und Normung von IKT-Schnittstellen, funktionierende Datenprotokolle, Kombinationsl¨osungen mit Speichertechnologien).

2.1.2

Technische Analyse

Auf technischer Ebene wurde eine grundlegende Betrachtung an notwendigen Technologien zur Realisierung aller Lastmanagement Szenarios durchgef¨uhrt. Eine Ergebnis daraus ist, dass die Herausforderung nicht die Infrastruktur oder die zeitliche und geographische Verf¨ugbarkeit, sondern die neue Zusammensetzung bereits existierender Komponenten ist. Daher sollte von technischer Seite die Lastmanagemententwicklung in konkrete o¨ ffentliche Umsetzungsprojekte laufen, um H¨urden aufzudecken, die nach Ver¨offentlichung nur ein Mal u¨ berwunden werden m¨ussen und beispielsweisend sind. Risiko¨uberlegungen (mit teilweisem- oder totalem technischen Ausfall), sowie Kostensch¨atzungen von Komponenten und Instandhaltungskosten sind in die Rentabilit¨atsanalysen der o¨ konomischen Betrachtung Szenarios eingeflossen. F¨ur die Berechnung wurde die Annahme getroffen, dass f¨ur eventuelle Infrastruktur, Hardware- und Software-Entwicklungskosten auf Netzbetreiberseite selbige aufkommen, als auch HerstellerInnen f¨ur Lobbying-Arbeit zu noch fehlenden Protokollen und Standards die Kosten daf¨ur nicht dem Szenario zurechnen. In den Micro Grid Szenarien, wurde ein l¨ufterloser Industrie PC7 um 500 ¤, als Micro Grid Controller angenommen. F¨ur das Szenario Geb¨aude mit Photovoltaik (PV) wurde ein o¨ sterreichischer Durchschnittshaushalt mit 4.400 kWh/a und H0 Lastprofil angenommen und alle Simulationsberechnungen f¨ur zwei unterschiedliche PV Anlagengr¨oßen (2.200 kWp und 6.600 kWp) u¨ ber ein Jahr durchgef¨uhrt. Das technisch aufw¨andigste Szenario ist Nachnutzung von e-Auto Batterien, in dem ein notwendiger Micro Grid Controller (vgl. Micro Grid Szenarien), Wechselrichter (1 MW Betriebsleistung), Leistungstransformator (1 MW) und eine klimatisierte Industriehalle (200 m2 , 10.000 bis 40.000 m3 /h Luftvolumenstrom pro 10.000 m3 Raumvolumen) angenommen wird. 2.1.3

¨ Okonomische Analyse

Auf o¨ konomischer Ebene wurde eine Analyse von Einnahmen und Ausgaben f¨ur jedes der vier Szenarios vorgenommen. Im Mittelpunkt der Betrachtungen standen hierbei die makro¨okonomischen Effekte, insbesondere die o¨ konomische Rentabilit¨at mit einer Berechnung des Break-Even Punktes nach 5 Jahren. Zudem wurde eine Nennung mit Kategorien derzeitig potentieller IndustriepartnerInnen durchgef¨uhrt. Da dem AutorInnenteam eine tiefere o¨ konomische Expertise fehlt, wurden weitere Prognosen abh¨angig von der Durchdringungsdichte, der Zeit bzw. der Adaptionsrate, dem notwendigen Startkapital oder m¨ogliche Lizenz und Patentschemen, nicht betrachtet. Nach der Durchf¨uhrung einer Einnahmen-Ausgaben Beschreibung aller Szenarios wurde festgestellt, dass auf der Ausgabenseite vor allem die Infrastrukturkosten u¨ berwiegen, w¨ahnend Einnahmen je Szenario aus unterschiedlichen Gesch¨aftsbereichen kommen k¨onnen: Beispielsweise durch Bereitstellen von Ausgleichsenergie f¨ur Bilanzgruppen, Eigenverbrauchsoptimierung [MOS+ 13], Netzausbauvermeidung [den10] oder durch das betreiben von Energiehandel und Nutzung m¨oglicher Synergieeffekte durch generierten Zusatznutzen. Als Business-Case wurde f¨ur das Szenario Building to Grid Beispielhaft die Rentabilit¨at, zu einem Break-Even Zeit7 z.B.: Datenblatt http://www.delta-components.com/products/datasheets/PKBX1001 1008 MPC2020L Version%202009-2010.pdf (April 2012)

punkt nach dem f¨unften Jahr unter konservativen Annahmen8 , f¨ur unterschiedliche Subszenarios berechnet. Die damit notwendige Ersparnis durch Lastmanagement betr¨agt f¨ur funktionale Geb¨aude mit 20.000 ¤/a (Beispielsweise ENERGYBase [PHK+ 12]) 5%, f¨ur Großkomplexe mit 200.000 ¤/a Stromverbrauchskosten 2,6% und f¨ur Einfamilienh¨auser mit 800 ¤/a Stromverbrauchskosten 25,76% (trotz niedriger angenommenen Wartungskosten). Unter vielfachen j¨ahrlichen Wartungskosten, als auch vielfachen Anschaffungskosten variieren die Ergebnisse stark, sodass eine genauere Klassifizierung der Kosten¨ stellen in einzelnen Pilotprojekten stark zu empfehlen ist. F¨ur die Okonomische Untersuchung des Szenario Nachnutzung von e-Auto Batterien, wird auf [RP12] und f¨ur ein Berechnungsbeispiel der Einsparung von Netzausbaukosten auf [BLB+ 10] verwiesen. 2.1.4

¨ Okologische Analyse

Aus dem technischen und dem Input relevanter Akteure wurde, soweit bekannt, erstmalig f¨ur Lastmanagement Szenarien eine Lebenszyklusanalyse jedes verwendeten Produktes unter ber¨ucksichtigung gef¨ahrlicher Materialien, Wiederverwertungsm¨oglichkeiten, Logistik und Emissionen, im besonderen CO2 , wurde durchgef¨uhrt. In Abbildung 3 sind die Treibhauspotentiale (Global Warming Potential - GWP) der Szenarios dargestellt. Bei Photovoltaik schwanken die Potentiale je nach gesch¨atzter Anzahl von PV Anlagen im Jahr 2020 dramatisch. Aus o¨ kologischer Sicht sind alle Szenarios wichtig, da selbst im worst case jedes Szenarios der Aufwand noch immer deutlich geringer ist als der Gewinn (Abbildung 3). Um die Zahlen in Relation zu setzen, soll dies anhand eines Zahlenbeispiels (wie folgt) verdeutlicht werden. Die j¨ahrlichen CO2 Emissionen betrugen im Jahr 2008 ¨ in Osterreich 67725800 t CO2 9 . Derzeit sinkt der Ausstoß an CO2 Emissionen um 1,57% pro Jahr. Das pessimistischste Einsparungspotential der Kombination aller vier Szenarios ergibt 140000+70000+5000+5000 = 220000 t CO2 . Dies entspricht einer Reduktion um 0,32%, also einem f¨unftel der letzten Jahresreduktion (2007-2008). Optimistischere Annahmen liefern ein Vielfaches.

2.2

Empfehlungen

Folgende Empfehlungen beruhen auf den vorgestellten Ergebnissen der einzelnen Disziplinen und Diskussionen in ExpertInnenworkshops. 8 Annahmen: 5% Abzinsungssatz (= 1,267% EURIBOR 17.5.2012 f¨ ur 12 Monate + 3,23% Marktrisiko f¨ur ¨ Kreditinstitute, Quelle: Osterreichische Finanzmarktaufsicht 2009), 2,5%/a Stromkostenanstieg von 0,16 ¤/kWh auf 0,19¤/kWh in 6 Jahren e-control http://www.e-control.at (April 2012), 2,06% Inflation (Mittelwert des harmonisierten, europaweit standardisierten Verbraucherpreisindex zwischen 1990-2011, Quelle: Statistik Austria), Expertensch¨atzungen des AutorInnenteams beruhend auf Projekterfahrungen: zus¨atzliche Installationskosten 500, 1.500 und 20.000 ¤, je Szenario, Wartungskosten 50, 700 und 2.000 ¤/a je Szenario 9 Tranig Economics http://www.tradingeconomics.com/austria/co2-emissions-kt-wb-data.html (April 2012)

(a) Treibhauspotential (GWP) pro Jahr je Szenario

(b) Aufwand vs. Potential in jedem Szenario positiv

Abbildung 3: Lebenszyklusanalyseergebnisse mit konservativen und worst case Annahmen

2.2.1

Generelle Empfehlungen

Systemsicht - Lastmanagement wird nur in Form von sozio-technischen Systemen funktionieren. Eine einseitige Optimierung, etwa der daf¨ur notwendigen Technik oder unterst¨utzender Rahmenbedingungen, wird als wenig zielf¨uhrend angesehen. Prim¨ar soll daher die Weiterentwicklung m¨oglichst umfassender Szenarios im Mittelpunkt stehen, als ein Prozess, in dem verschiedene Elemente (Technik, Preise, rechtliche Rahmenbedingungen, Gesch¨aftsmodelle, Nutzeranspr¨uche, etc.) gemeinsam optimiert werden. Anforderungen an einzelne Elemente dieser Szenarios sollen prim¨ar aus Sicht der Gesamtsysteme definiert werden. Kein Szenario hat alleine das Potential, wesentlich zur Vermeidung von Netz- und Balanceengp¨assen beizutragen. Wer auf Demand Response setzt, muss eine Vielfalt bzw. Kombination von Szenarios unterst¨utzen. Alle vier Szenarios haben aus Sicht der Auto¨ rInnen großes Umsetzungspotantial. Okologie - Aus o¨ kologischer Sicht machen alle vier Szenarios Sinn, das heißt, der unmittelbare CO2 -Einsparungseffekt u¨ bersteigt deutlich den zus¨atzlichen Aufwand. Die Empfehlung ist daher, alle vier Ans¨atze inhaltlich weiterzuverfolgen und Anreize f¨ur die Umsetzung aller vier Szenarios zu setzen, bzw. f¨ur Kombinationen mit anderen Ans¨atzen. Bepreisung von Demand Response - Grundlagen f¨ur die Bepreisung fehlen. Eine eindeutige Zuordnung von Kosten und Erl¨osen ist oft schwierig, insbesondere bei Ans¨atzen, die auf Netzst¨utzung zielen. Einerseits sind die Investitionen f¨ur Netzausbau, die durch Lastmanagement verz¨ogert oder vermieden werden k¨onnen, realtiv hoch, allerdings ist die Assoziation dieser Spareffekte mit den Investitionen, die f¨ur diese Realisierung notwendig sind, schwierig und kaum zu beziffern. Hier sollte eine klare Zuordnung geschaffen werden. Das bisherige Marktsystem blendet weitestgehend physikalische Beschr¨ankungen des Netzes aus. Um den Netzausbau zu ber¨ucksichtigen, sollte eine Methode entwickelt werden, um eingesparte Netzausbaukosten durch Demand Response oder weitere Smart Grid-Ans¨atze (Erzeugungsmanagement) zu beziffern.

2.2.2

Empfehlungen zu Umfeld, Politik, Organisation und Akteure

Pilotprojekte - Zur Konkretisierung der hier vorgeschlagenen Szenarios sind m¨oglichst praxisnahe Pilotprojekte ntzlich. Dabei k¨onnen besonders aussichtsreiche Varianten getestet und weiterentwickelt werden. Bei den meisten hier n¨aher untersuchten Szenarios gibt es mehrere offene bzw. ungel¨oste Fragen. Selbst f¨ur eine experimentelle Umsetzung bedarf es relativ komplexer Akteurskonstellationen. Vernetzungsplattform - Anzudenken ist auch die Einrichtung einer Plattform zur Koordination und Vernetzung von Aktivit¨aten wichtiger Akteure, die zur Weiterentwicklung verschiedener Szenarios notwendig sind (broadening, enriching, alignement of interest). Eine Plattform (Subplattform der Smart Grid Initiative) k¨onnte auch dazu beitragen, dass sich zentrale Akteure herausbilden (intermedi¨are AkteurInnen f¨ordern). Plattformen sollten nicht technologiezentriert sein, sondern auch relevante Anwender aus aussichtsreichen Nischen (Pilotanwender) und Rahmensetzer umfassen. Speicherdimensionierung - Wasserspeicher (W¨armepumpen zur Geb¨audeheizung, aber auch Kombil¨uftungsanlagen im Passivhausbereich) sollten so dimensioniert sein, dass die W¨armepumpe in Sommermonaten nur in der aktiven Zeit der PV Anlage arbeitet. F¨orderung - Elektrische Lastverschiebung und die F¨ahigkeit dazu (sei es durch dezidierte Speicher oder Demand Response Maßnahmen) sollte in den F¨orderm¨oglichkeiten f¨ur erneuerbare Energien ber¨ucksichtigt werden, da sich beide Elemente eng bedingen. Die Optimierung des Eigenverbrauchs bei Geb¨auden mit lokaler Erzeugung ist vor allem durch gorße Verbraucher m¨oglich. Die Empfehlung ist, dass PVAnlagen mit W¨armepumpen zur Heizung von Geb¨auden gemeinsam als Paket gef¨ordert werden sollen, unter der Bedingung, dass Lastmanagement betrieben wird (Abstimmung mit Bauordnungen und Wohnbauf¨orderungsrichtlinien). Ger¨ateintegration - Integration der notwendigen Kommunikation in die entsprechenden Ger¨ate, zum Beispiel eine W¨armepumpe, sollte bereits die M¨oglichkeit eingebaut haben, mit der PV-Anlage kommunizieren zu k¨onnen. Es sollen offene Kommunikationsstandards (herstellerunabh¨angig) zur Vernetzung von Ger¨aten geschaffen werden, die an der Eigenverbrauchs-Optimierung beteiligt sind (Wechselrichter, W¨armepumpe, Home-Ladestation f¨ur Elektrofahrzeuge, etc.). Rechtslage - Die Einspeisung einer gr¨oßeren Anzahl von Privathaushalten (großvolumiger Wohnungsbau) ist an sich sinnvoll, jedoch m¨usste aber eine intermedi¨are AkteurIn einen Rechtsk¨orper bilden und als AnbieterIn oder VermittlerIn auftreten. Durch die derzeitige Rechtslage k¨onnten hier ev. Probleme entstehen. Im Rahmen eines Pilotprojektes sollte gezeigt werden, wie mit den Problemen aus rechtlicher Sicht umzugehen ist. 2.2.3

Empfehlungen zu Forschungs- & Entwicklungsthemen

Effiziente Batterienachnutzung - Wenn in Zukunft eine deutlich h¨ohere Anzahl von Hybrid- und Elektrofahrzeugen verf¨ugbar ist und aus dem Automobilbereich mehr gebrauchte Batterien im Umlauf sind, sollten diese m¨oglichst intensiv, auch f¨ur Lastmanagement, genutzt werden. Speichervielfalt - Es sollten die n¨otigen Voraussetzungen geschaffen werden, um auch andere Speicherm¨oglichkeiten f¨ur Demand Response nutzen zu k¨onnen (Wandheizung, Betonkernaktivierung, Bodenheizung). F&E - Bedarf bei Szenario Microgrid fur ¨ Geb¨aude mit PV Anlage - Bedarf besteht vor allem bei komplexeren, gr¨oßeren Geb¨auden (integrierte Planung, Gesamtoptimierung, Energieeffizienz,

Erzeugung plus Lastverschiebungspotentiale, technische Voraussetzungen und Planungsrichtlinien, rechtliche Fragen). Sammeln von Erfahrungen mit konkreten Pilotprojekten (Neubau) zur Anwendung und Evaluierung integrierter Planung, ev. in Kombination mit Szenario Building2Grid. Auch hier w¨aren neue rechtliche L¨osungen (Gruppenanlagen) testbar. L¨osungen in kleineren Geb¨auden mit kleiner PV-Anlage sind bei geringem Forschungsbedarf technisch relativ leicht zu realisieren. F&E - Bedarf bei Szenario Geb¨aude im Smart Grid - Bedarf besteht auf der Geb¨audeebene (Integrierte Planung, Gesamtoptimierung funktionaler Geb¨aude, Energieeffizienz plus Lastverschiebungspotenziale, technische Voraussetzungen und Planungsrichtlinien) Es fehlen Erfahrungen mit konkreten Pilotprojekten (Neubau) zur Anwendung und Evaluierung integrierter Planung, ev. in Kombination mit Szenario Geb¨aude PV. F&E - Bedarf bei Szenario Gemeinden im Smart Grid - (Weitere) Pilotprojekte in Regionen mit hohem Anteil an erneuerbarer Stromproduktion zur Entwicklung sinnvoller Gesamtl¨osungen sollten vorangetrieben werden. Schwerpunkte, unter anderem die Kl¨arung offener technischer Fragen (Datenprotokolle, Integration von Speichertechnologien etc.) und die Entwicklung tragf¨ahiger Kooperationsmodelle (Vertragsmodelle, Gesch¨aftsmodelle, Aufteilung von Kosten und Nutzen, Tarife) sollten dabei gesetzt werden. F&E - Bedarf bei Szenario Nachnutzung von ElektroautoBatterien - Das Szenario und evtl. Subszenarios sollten parallel mit Auf- und Ausbau von Autobatterie-Sammelsystemen (aus Hybrid- und Elektrofahrzeugen) verfolgt werden. Ein m¨ogliches Forschungs- und Demonstrationsprojekt Eigennutzung in Kooperation mit beispielsweise Produktionsanlagen der Autoindustrie w¨are sinnvoll.

3

Zusammenfassung und Ausblick

Durch das Zerteilen in Aspekte und Strategien konnten die AutorInnen Szenarios textuell in vier Kriterien durch Grade bewerten. Die angewendete Vorbewertung durch Multiplikation aller gleichgewichteter Kriterien ist nur eine m¨ogliche Vorgehensweise, ein Szenario auszuw¨ahlen. Beispielsweise wurde ein hoher Grad an Innovation durch einen großen Faktor als gut bewertet, w¨ahrend eine niedrige Innovation f¨ur eine bereits etablierte, kosteng¨unstig produzierbare Technologie mehr Einfluss auf die Bewertung des Marktpotentials in 10 Jahren hatte. F¨ur o¨ konomische Betrachtungen, ist dies relevant, da der Forschungs- und Entwicklungsaufwand gering ist. Eine Gewichtung oder die Einf¨uhren zus¨atzlicher Kriterien w¨are in weiteren Arbeiten denkbar. Es wurden 25 externe ExpertInnen zu den gew¨ahlten Szenarios befragt und arbeiteten selbst an dessen Weiterentwicklung ¨ mit. Dabei konnte die klare Tendenz festgestellt werden, dass o¨ konomische Uberlegungen alle weiteren u¨ berwiegen. Es wird vom AutorInnenteam angenommen, dass von ExpertInnen davon ausgegangen wird, dass o¨ kologische, technische und soziologische Heraus¨ forderungen bereits in den Szenarios stecken und gel¨ost wurden. Diese Uberlegung sollte besonders bei der Schaffung von Rahmenbedingungen f¨ur automatisiertes Lastmanagement beachtet werden, denn die o¨ konomische Seite wird von der Industrie im Produktentwicklungsprozess selbstverst¨andlich eigenst¨andig gel¨ost. Als starker Hemmer von automatisiertem Lastmanagement zeigt sich neben der ungeregelten Bepreisung auch die Unsicherheit bei der rechtlichen Lage und fehlende Bewusstseinsschaffung u¨ ber die Pro-

blematiken in der Bev¨olkerung. Die Umsetzung hier vorgestellter und weiterer Lastmanagement Szenarios in Modellen und Komponenten elektrischer Energieversorgungssysteme ist die Basis f¨ur intelligente Stromnetze der Zukunft. Hier wird gezeigt wie durch eine systematische Herangehensweise viele neue Szenarios gefunden werden k¨onnen. Alle vom AutorInnenteam analysierten verbraucherseitigen Energiemanagement Szenarios weisen auch bei pessimistischen Annahmen einen vielfachen o¨ kologischen Gewinn auf. Außer Frage steht, dass derzeit eine signifikante Erh¨ohung des Anteils zentraler und dezentraler, erneuerbarer Einspeisung unter Beibehaltung der Versorgungssicherheit mit dem Ziel der CO2 -Reduktion stattfinden soll. Ohne der Einf¨uhrung verteilter Speicher durch intelligentes Lastmanagement ist diese Situation paradox: Geschichtlich folgte die Erzeugung dem Verbrauch, aber heute nimmt der Anteil an steuerbarer Erzeugung ab und es kommt zu Balance-Engp¨assen (Beispiel Deutschland: Erzeugungsleistung 2005 130 GW, davon 100 GW steuerbar und 2020 160 GW, davon 80 GW steuerbar [den10]). In den Anf¨angen des Stromnetzes gab es nur zentrale Erzeugung und verteilte Lasten, doch findet heutzutage Erzeugung auch in den unteren Netzebenen statt und es kommt zu Netz¨ Engp¨assen (Beispiel Osterreich: Großes Walsertal, 30% Erh¨ohung der Starklast und trotzdem sind 30%, 70% oder 85% finanzielle Einsparungen bei einem Ausbau mit einer von drei unterschiedlichen Smart Grid Technologien im Vergleich zu konventioneller Netzverst¨arkung m¨oglich [BLB+ 10]). Es werden drei Kategorien Empfehlungen gegeben. Allgemeine, die eine Vielfalt und Kombination an o¨ kologisch sinnvollen Szenarios als notwendig erachten. Zweitens Empfehlungen f¨ur Rahmenbedingungen, die sich vor allem an Politik und F¨orderinstrumente richten, indem Last Management nur als Gesamtsystem gesehen und dass Plattformen f¨ur den Austausch und die Koordination von Akteuren in dem Bereich geschaffen werden sollen. Drittens Empfehlungen die den dringenden Forschungsbedarf, praxisnaher Pilotprojekte zur Weiterentwicklung der Szenarios, Preise, Tarife o¨ konomischer Bewertung von Lastmanagement und Vorschl¨age zu den einzelnen Szenarios betreffen. Die Ergebnisse sollen nicht nur als Anstoß neuer Projektideen dienen, sondern auch politischen und industriellen Entscheidungstr¨agerInnen durch Empfehlungen eine Argumentationsbasis bilden, notwendige Investitionen in Lastmanagement zu rechtfertigen.

Acknowledgment ¨ Forschungsarbeit finanziert durch Osterreichische Regierung - Programmabwicklung durch ¨ Osterreichische Forschungsf¨orderungsgesellschaft mbH (FFG). Ergebnisse basieren auf Forschungsprojekt Demand Response for Austrian Smart Grids mit 100% Finanzierungszusage aller Kosten. 3. Ausschreibung Neue Energien 2020 des Klima- und Energiefonds.

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