Thermische Speicher: rentabler als Batterien

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• Klima-, Kälte- und Wärmepumpenanlagen haben ein Potenzial für Smart-Grid-Funktionen, also die netzdienliche zeitliche Entkopplung von Nutzenergiebedarf und Nutzenergieerzeugung.
• Rentabel ist auf längere Sicht nur die Nutzung thermischer Speicher, wobei das Speichervermögen des Gebäudes, beispielsweise über thermoaktive Bauteilsysteme und eine vorausschauende Betriebsweise, die größte Wirtschaftlichkeit verspricht.
• Bereits heute werden Kostenvorteile durch die Nichtverwendung von Kältemaschinen zu Spitzenlastzeiten genutzt. Für die Bereitstellung von Regel­energie fehlen noch die Geschäftsmodelle.

Kann die Kälte-Klima-Branche vom Megatrend Smart Grid profitieren? Bei der 10. Fachtagung der Fachzeitschrift Die Kälte+Klimatechnik mit dem Titel „Wie smart ist die Kältetechnik? – Chancen und Perspektiven für den Anlagenbau“ am 16. Mai 2013 in Darmstadt wurde aufgezeigt, wie „smart ready“ die Branche aufgestellt ist, wer das Umsetzungstempo bestimmt und wie smarte Geschäftsmodelle rund um das Thema „Power to Cold“, also die Umwandlung von überschüssigen Stromkontingenten in Kälteenergie aussehen könnte.

Die gute Nachricht: Ja, die Kälte- und Klimaanlagen bieten ein für die Energiewirtschaft attraktives Lastverschiebungspotenzial, um positive und negative Regelenergie zur Stabilisierung der Stromnetze zur Verfügung zu stellen. Die schlechte Nachricht: Es fehlt weiterhin an den notwendigen Kommunikationsprotokollen, um die Automatisierungswelten von Anlagen und Gebäuden mit denen der Stromnetze und Kraftwerke zu verbinden. Bis auf Weiteres scheint das auch so zu bleiben, denn bisher existieren keine überzeugenden Geschäftsmodelle, die einen Anreiz zur Beschleunigung des Netz­umbaus zum Smart Grid leisten könnten. Sicher ist, dass die Energiewende ohne einen intelligenten Netzverbund nicht zu schaffen ist. Sicher ist auch, dass die Stromriesen ihre Oligopol-Position nur zögerlich aufgeben und das Thema Smart Grid eher taktisch angehen werden.

Martin Becker: „Jetzt schon Smart-Grid-gerecht planen“

Für Prof. Dr.-Ing. Martin Becker, Hochschule Biberach, spielt das Netzmanagement und damit die Schnittstelle zum Gebäude und dessen gebäudetechnischen Anlagen bei der Umsetzung von Smart-Grid-Funktionen die entscheidende Rolle. Aber, Zitat, „wann und wie das intelligente Stromnetz in die Praxis umgesetzt wird, weiß heute noch niemand“. Becker kritisiert in diesem Zusammenhang den inflationären Gebrauch des Begriffes „smart“, der inzwischen vom „smarten Sensor“ bis zur „smarten City“ herhalten muss. Dabei werden der Nutzer und seine Bedürfnisse, wie Komfort und thermische Behaglichkeit, oft vergessen.

Wichtig sei, dass die Smart-Grid-Techno­logie möglichst verlustfrei ineinandergreife, ­angefangen bei den Komponenten einer An­lage über das Anlagensystem, das Gebäude und die Liegenschaft bis zur Vernetzung mit der Infrastruktur der Gemeinde, der Stadt oder der Region. Je intelligenter Anlagen, ­Gebäude und Region vernetzt seien, desto kleinräumiger könnten Energieangebot und Energiebedarf koordiniert werden. Das würde auch die Netze entlasten. Voraussetzung für ein reibungsloses Zusammenspiel von Gebäude und intelligentem Stromnetz sei ein Smart Building, das folgende Funktionen und Eigenschaften erfüllt:

• es verfügt über standardisierte Schnitt­stellen zwischen Gebäudeautomation und Smart Grid
• es lässt sich in ein Last-, Energie- und Netzmanagement einbinden
• es kann schaltbare Lasten in Form von positiver und negativer Regelenergie anbieten
• es schaltet in Zeiten hoher Energiepreise definierte Verbraucher ab, optional auch ­dezentrale Energieerzeuger (BHKW) zu
• es verfügt über Möglichkeiten, überschüssige Energie aus dem Netz zu speichern, z. B. in Kälte- bzw. Wärmespeichern
• es nutzt höherwertige Steuerungs- und ­Regelungsstrategien, wie Wetterprognosen und Lastprofile, um Regelleistung vorausschauend einzuplanen.

Bei der Bewertung von Speicherkapazitäten, Lastverschiebungspotenzial und Regelleistung sei es wichtig, das theoretisch realisierbare Potenzial mit den wirtschaftlichen Gegebenheiten und den Zwängen der Praxis zu gewichten. In jedem Fall müsse ein Ausgleich von Energieerzeugung und Energieverbrauch auf lokaler Ebene angestrebt werden. Aus wirtschaftlichen Gründen kommen hierfür derzeit nur thermische Speicher (Kälte- und Wärmespeicher) bzw. das Speichervermögen des Gebäudes über thermoaktive Bauteilsysteme infrage. Ihre Nutzung sei dabei nach heutigen Gesichtspunkten – im Vergleich zu Eisspeichern – bedeutend wirtschaftlicher.

Haushaltskühlschränke in Smart Grids einzubeziehen sei zwar verlockend, aber realitätsfern. Becker zitiert einen Bericht der Fachzeitschrift Energy, wonach ein Smart-Grid-geführter Betrieb von Haushaltskühl- und Gefrierschränken bei einer durchschnittlichen Lastabwurfdauer von etwa einer Stunde pro Tag zu einem Mehrverbrauch an Strom von 2 % bei einem Kühlschrank mit Kühlfach, 8 % bei einem Kühlschrank mit Gefrierfach und 11 % bei einem Gefrierschrank geführt habe. Eine weitere Erkenntnis: Je effizienter ein Kühlschrank arbeitet, desto kontraproduktiver ist ein Smart-Grid-Betrieb.

Becker hält es für wichtig, Systemlösungen für Kälte-Klimaanlagen mit Speicher zu entwickeln und dabei die entsprechenden Regelungs- und Steuerungsstrategien mit einzubeziehen. Dabei müsse die gesamte Wirkungsgradkette im Systemverbund, also Energieerzeugung und Energieverteilung, berücksichtigt werden. Voraussetzung für Geschäftsmodelle mit zeit- und lastvariablen Tarifen seien flexible Gebäudeautomatisierungs-Infrastrukturen auf der Basis des BACnet-Protokolls.

Lastmanagementpotenzial in der Modellstadt Mannheim

Erste Erfahrungen mit Smart-Grid-eingebundenen Kälteanlagen wurden im Rahmen der eTelligence-Projekte in Cuxhaven mit Kühlhäusern sowie mit Kälte-Klimaanlagen in Mannheim gemacht. Für die Klima-Kälte-Branche dürfte das „E-Energy-Projekt Modellstadt Mannheim“ interessant sein, da hier das Lastmanagementpotenzial von kältetechnischen Anlagen (Haushalt, Klimaanlagen, Prozesskälte, Kühllager, Kühlanlagen im Lebensmittel-Einzelhandel, Industrie-Klimaanlagen, gewerbliche Klimaanlagen) erstmals gewichtet wurde. Demnach sind in Mannheim (ca. 315000 Einwohner) Kälteanlagen mit einer Gesamtleistung von 77 MW_el installiert. Als theoretisches Potenzial für ein Lastmanagement eignen sich Kälteanlagen mit zusammen 51 MW_el. Das technisch-wirtschaftliche Lastverschiebungspotenzial liegt bei 43 MW_el, das Potenzial der realisierbaren positiven Regelleistung bei 17 MW_el, das Potenzial der negativen Regelleistung bei 21 MW_el.

Becker sieht mögliche Geschäfts- und Tätigkeitsfelder für die Kälte- und Klimabranche in der Bereitstellung von Smart-Grid-ready-Komponenten und -Systemen sowie in intelligenten Automatisierungs- und Betriebsführungsstrategien. Seine Botschaft: Planer und ausführende Firmen sollten sich jetzt schon mit angepassten bzw. anpassbaren Anlagenkonzepten beschäftigen, insbesondere was die Dimensionierung von Speichern anbelangt. Für Investoren und Betreiber stelle sich die Frage, welche Rolle man künftig am Energiemarkt spielen will: Consumer wie bisher oder Prosumer, also Energielieferant und Energiekunde gleichzeitig. Eile scheint nicht geboten zu sein, denn noch sind genügend Kernkraftwerke in Betrieb, die die Grundlast abdecken. Erst ab 2020 werde sich der Markt dynamisch entwickeln, denn 2022 gehen die letzten Kernkraftwerke vom Netz, so der Tenor der Diskussion.

Martin Wenzel: „Das Smart Grid hat keine Lobby“

Auch Martin Wenzel, Vorstand der Hörburger AG, Control Systems, Waltenhofen, ist der Auffassung, dass der Umbau der Netze von konventionell zu smart noch einige Zeit dauern wird. „Das Smart Grid hat keine Lobby, die Angebote der Energieversorger werden erst kommen, wenn die Kernkraftwerke abgeschaltet sind.“ Dennoch sollte sich die Kälte-Klima-Branche jetzt schon mit dem Thema beschäftigen, denn – so Wenzel – „Kälteprozesse eignen sich optimal für ein Lastmanagement und damit für Smart-Grid-Funktionen.“

Deutschland hätte gute Chancen, international zum Leitanbieter für Smart-Grid-Lösungen aufzusteigen, da viele Smart-Grid-Bausteine am Markt schon vorhanden seien. Dazu zählen Energiemanagementsysteme, Demand Side Management (DMS) und dezentrale Kraftwerke, die sich durch die Einbeziehung von DMS zu virtuellen Kraftwerken verbinden lassen. Was fehlt, sind die intelligenten Stromnetze sowie Geschäftsmodelle, die auf den unterschiedlichen Strompreisen durch Angebot und Nachfrage basieren. „Derzeit existieren am Markt nur ein paar Mechanismen zur Beeinflussung von Angebot und Bedarf, zum Beispiel der Börsenhandel anhand von Lastprofilen, aber kein Geschäftsmodell, das auf Smart-Grid-Funktionen beruht“, sagt Wenzel.

Die Tendenzen am Strommarkt seien allerdings eindeutig: Der Anteil nicht regelbarer Stromerzeuger nehme zu, der Anteil regelbarer Erzeuger weiter ab. Daraus ergeben sich nach Ansicht von Wenzel für die Kälte-Klima-Branche und die Gebäudeautomationsindustrie Ansatzpunkte für energiekostensenkende Maßnahmen bei den Stromnutzern sowie eine wachsende Nachfrage nach Spitzenlastmanagementsystemen. Diese seien notwendig, um Schwankungen bei der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien auszugleichen und Lasten zu verschieben.

Um zusätzliche wirtschaftliche Anreize zu schaffen, seien jedoch zeit- und lastabhängige Preissignale notwendig. Eine weitere Möglichkeit zur Kompensation der Volatilität durch erneuerbare Energien sei die Aktivierung von Leistungsreserven im Gebäude, beispielsweise von BHKW oder Netzersatzanlagen. Potenziale für Lastmanagementsysteme gebe es sowohl in Haushalten (Wärmepumpen, Elektrospeicherheizung, Trinkwassererwärmer, Kühl- und Gefrierschränke) als auch bei Industrie und Gewerbe (Prozesskälte, RLT-Anlagen, Druckluftanlagen).

Bezogen auf die Lebensmittellogistik schätzt Wenzel, dass in Deutschland rund 1000 Kühlhäuser für ein Lastmanagement infrage kommen, die zusammen etwa 100 MW_el Regelleistung bereitstellen könnten. Die etwa 30000 ­Lebensmittelfilialen könnten sogar 300 MW_el Regelleistung bereitstellen. Je nach Verfügbarkeit und Schalthäufigkeit könnte der Betreiber einer 500-kW-Kälteanlage durch die Einbindung in ein Demand Side Management zwischen 4000 und 80000 Euro/a einsparen, so eine Studie der dena.

So weit die Theorie. In der Praxis sei die Branche von den möglichen Geschäftsmodellen noch weit entfernt, so Wenzel und begründet das so:

• die Standardisierungsarbeiten laufen eher zögerlich, insbesondere in Bezug auf die Schnittstellen von Gebäudeautomationssystemen zu den Automatisierungssystemen der Netz- und Kraftwerksbetriebe
• die meisten der bestehenden regelungs- und steuerungstechnischen Anlagen sind nicht auf Smart-Grid-Funktionen vorbereitet
• Smart-Grid-ready-Label, beispielsweise von Wärmepumpen, nutzen wenig, da die Kommunikationsstrecken noch nicht eingerichtet sind und deshalb auch die notwendigen Geschäftsmodelle fehlen

Wenzel: „Wir wissen noch nicht, wie die Sig­nale der Energieversorger aussehen werden.“ Ein Hoffnungsschimmer sei die EEBus-Initiative, die in die richtige Richtung gehe. Auf der Basis der vorliegenden Erkenntnisse habe Hörburger das auf den Lebensmittel-Einzel­handel zugeschnittene Online-Managementsystem „Shopinsight“ entwickelt, in dem bereits alle internen und externen Automatisierungsaufgaben Smart-Grid-gerecht aufbereitet sind. Wichtig sei es jetzt, die bestehenden Automatisierungssysteme für die Kommunikation mit intelligenten Stromnetzen fit zu machen. Die Kälte-Klima-Branche müsse dazu eigene Projekte anstoßen, um den Nachweis für Funktion und Wirtschaftlichkeit zu erbringen.

Michael Weilhart: „„ariable Tiefkühltemperaturen müssen geprüft werden“

Eher negative Erfahrungen mit Smart-Grid-Funktionen liegen bereits bei den Betreibern von Tiefkühlhäusern vor. Probleme bereiten die mit der Lastverschiebung verbundenen Temperaturschwankungen, die sich negativ auf die Qualität des Lagerguts auswirken können. „Stark frequentierte Kühlhäuser eignen sich überhaupt nicht für den Smart-Grid-gesteuerten Betrieb“, erklärt Michael Weilhart vom Ingenieurbüro Tiefkuehlhaus.info, München. „Wenn Sie dort nicht kühlen, bricht nach 20 min die Temperatur zusammen. Gehen Sie davon aus, dass bei Umschlagkühlhäusern Tore und Türen bis zu tausend Mal am Tag geöffnet werden.“

Voraussetzung für ein Smart-Grid-geführtes Lastmanagement in Kühl- und Tiefkühlhäusern sind neben attraktiven tariflichen Anreizen aus Sicht von Weilhart folgende Rahmenbedingungen:

• hervorragend thermisch hermetisierte ­Kühlhäuser
• keine Wärmelasten, also ­wenige Türöff­nungen durch geringen Warenumschlag
• effiziente Beleuchtung, ­beispielsweise LED
• hohe spezifische Wärme­kapazität der Waren, also eine hohe Dichte bei guter Wärmeleitfähigkeit, beispielsweise Tiefkühl-Spinat
• langfristige Einlagerung des Lagerguts
• Lagergut verträgt Temperaturschwankungen; die Bandbreite muss vom Hersteller der Waren zugelassen werden
• möglichst hohe Auslastung des Kühlhauses (hohe Speichermasse)
• sehr leistungsstarke Kälte­anlage, geeignet für Teillast- und „Hau-Ruck-Betrieb“
• Warentemperatur ist Führungsgröße, nicht die Lufttemperatur
• eine hohe Bereitschaft des ­Betreibers, auch energetisch ineffiziente Betriebssituationen zuzulassen

Damit tarifgünstige Stromangebote genutzt werden können und die „Kälte“ vom Raum zum Produkt gelangt, müsse die Verdampfungstemperatur der Kälteanlage um etwa 5 K gesenkt werden, so Weilhart. Bei einem energetischen Mehraufwand von 6 %/K niedrigere Verdampfungstemperatur bedeute dies bei 5 K einen energetischen Mehraufwand von 30 %(!). Diesen Wert gelte es, bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Smart-Grid-geführten Regelungsstrategien zu berücksichtigen. Von vornherein nicht geeignet für einen intermittierenden Betrieb seien Blutkonserven sowie Lagergüter, die durch die unterschiedlichen Tiefkühltemperaturen (und damit auch durch die unterschiedliche Umgebungsfeuchte) austrocknen. Dies zeigt sich äußerlich durch einen wachsenden Reifansatz.

Bewährt habe sich eine zwischen dem Kühlhaus- und dem Netzbetreiber zu vereinbarende jahreszeitlich gestaffelte Lastverschiebung in Abhängigkeit von prognostizierten Starklastzeiten. Gut machbar seien 30 min Zurückhaltung, in manchen Fällen auch 2 h. Mehrmals hintereinander 1,5 h Abschaltzeit sei schon schwierig; 4 h und mehr führe zu Qualitätsproblemen, erläutert Weilhart. Durch Lastverschiebungsvereinbarungen mit dem Netzbetreiber könne bis zu 80 % der Netzentgelte (zwischen 1,2 und 3,2 Ct/kWh_el) eingespart werden. Soweit möglich, wird diese Option von einigen Kühlhausbetreibern bereits genutzt, da es sich wirtschaftlich rentiere, so Weilhart.

Viele Kühlhausbetreiber ergreifen jedoch ­inzwischen auch andere Maßnahmen, die ­Energiekosten zu senken. Eine wirtschaftliche Alternative zur preisvariablen Betriebs­weise ist die Eigenstromerzeugung per BHKW bei gleichzeitiger Nutzung der Abwärme zum Antrieb einer zweistufigen Absorptionskälte­maschine (AKM). Die AKM speist ihre Kälte ­mitteldruckseitig in die Kompressionskälte­anlage ein und entlastet damit die Hochdruckseite des Kältekreises, im Idealfall um 100 %. Der bauliche Aufwand einer solchen Anlage sei „erheblich“ und die Investitionskosten ­„nennenswert“, betont Weilhart.

Dennoch gebe es inzwischen einige Objekte, die sich nach Angaben des Betreibers „erfreulich gut rechnen“. Grund sei die steuerliche Behandlung von Erdgas für BHKW und die Förderung durch die Gasversorger. Auch der Einsatz von PV-Modulen zur Eigenstromerzeugung lohne sich, besonders wenn auf eine Einspeisung ins öffentliche Stromnetz verzichtet werde. Aufgrund der typischen Kubatur von Kühlhäusern könne man – bei kompletter Nutzung der Dachfläche – von etwa 15 % PV-Stromanteil am Gesamtstrombedarf ausgehen. Auch Windkraftstrom werde bei Stromgestehungskosten von 8 bis 10 Ct/kWh für die Kühlhausbetreiber interessant. Nachrüstungen seien jedoch baurechtlich in den wenigsten Fällen genehmigungsfähig, sagt Weilhart.

Erstes Ziel zur Minderung der Energiekosten sei die Minimierung der Wärmelasten im Kühlhaus, beispielsweise durch LED-Beleuchtung und Präsenzsteuerung. Auch könne durch den Einbau von Schnelllauftoren und automatischen Türschließanlagen die Türöffnungszeiten und damit der Eintrag von Wärme verringert werden. In den Kühlräumen konzentriere man sich auf den Einsatz effizienterer Antriebe bei den Verdampfungskühlern. Auch die elektrischen Begleitheizungen in Kühlräumen müssten besser überwacht werden, da es oft zu Fehlfunktionen komme. Wichtig für den Kühlhausbetreiber sei, die sich schnell ändernden Rahmenbedingungen im Bereich Energiesteuern und Abgaben im Auge zu behalten, da diese die Wirtschaftlichkeit von Neuinvestitionen maßgeblich bestimmen, erklärt Weilhart. Und weiter: Wer künftig alle Möglichkeiten von Demand Side Management und alternativen Energiekonzepten nutzen wolle, müsse auf eine intelligente und äußerst flexible Kältetechnik achten.

Jürgen Süß: „Wattgenaue Leistungs­aufnahme bei Kaltwassersätzen“

„Das Potenzial zur Einsparung von Energie­kosten in einem intelligenten Stromnetz liegt in einem einheitlichen Kommunikationsver­fahren. Derzeit gibt es jedoch kein Protokoll, das die Schnittstelle zwischen Gebäude- und Netzautomation überbrückt.“ Dr. Jürgen Süß, Geschäftsführer Cofely Refrigeration, Lindau, hält es dennoch für sinnvoll, gewerbliche und industrielle Kälteanlagen bereits jetzt mit intelligenter Steuerungs- und Regelungstechnik auszurüsten, damit die Anlagen am Tag X problemlos mit dem intelligenten Stromnetz kommunizieren können.

„Wir brauchen aber auch die Kommunika­tion der Geräte und Anlagen untereinander, um zu vermeiden, dass alle zur selben Zeit eingeschaltet sind. Unser Ziel muss es sein, Lastspitzen zu vermeiden und die Anlagen mit den Bedürfnissen des Netzes zu koordinieren.“

Süß geht davon aus, dass die Anzahl der volatilen Einspeiser in das Stromnetz bis zur endgültigen Verabschiedung von den Kernkraftwerken rasant zunehmen wird. „Je mehr Windstrom ins Netz eingespeist wird, desto intelligenter muss das Netz reagieren.“ Das Problem des künftigen Stromdesigns sei nicht der Strommangel, sondern die zeitweise Überversorgung mit Strom aus erneuerbaren Energien. Kälte-klimatechnische Anlagen bieten hierfür Möglichkeiten, Unter- und Überkapazitäten der Strombereitstellung auszugleichen und gleichzeitig die Energiekosten zu senken. So sei es in klimatisierten Gebäuden gut möglich, die Kälteerzeugung in Zeiträume mit hoher Leistungszahl zu verschieben und dafür Überkapazitäten der Strombereitstellung – sprich zeitvariable Stromtarife – zu nutzen.

Am wirtschaftlichsten sei die Nutzung der Speichermassen von Gebäuden über thermoaktive Bauteilsysteme. Ziel künftiger Gebäudeautomationssysteme müsse sein, Smart-Grid-geführte Betriebsweisen durch Softwareanpassungen zu realisieren. Dabei sei zu berücksichtigen, dass der Bedarf an M2M, also der automatisierte Informationsaustausch zwischen Endgeräten, wie Maschinen, Aggregate und zentrale Leitstellen, rasant zunehmen werde, erklärt Süß. Mit den modular aufgebauten Quantum-Kaltwassersätzen sei Cofely für einen nach Smart-Grid-Kriterien geführten Betrieb optimal aufgestellt. Süß nennt folgende Vorzüge:

• wattgenaue Leistungsaufnahme, nach Vorgabe des Lastmanagements
• Aktivierung der Leistungsbegrenzung bei Strommangel im Netz beziehungsweise bei Hochtarifperioden
• Aktivierung von Ladestrategien bei Stromüberschuss bzw. günstigen Strom­angeboten, zum Beispiel durch
• Aufladen von Kältespeichern
• Verschiebung des Sollwertes der ­Verdampfungstemperatur, um beispielsweise einen Eisspeicher zu beladen
• gezielt ineffizienten Anlagenbetrieb mittels Heißgas-Bypass-Regelung, dadurch mehr Abwärmenutzung für Heizzwecke

Entscheidend für künftige Betreiberstrategien nach Smart-Grid-Kriterien sei nicht mehr allein die Energieeffizienz, sondern die systemischen Wirkungsgrade der Wärme-/Kältenutzung in Abhängigkeit der vom Versorger temporär angebotenen Energiekosten. „Planer und Anlagenbauer müssen sich bereits jetzt auf die zukünftig veränderten Betriebsweisen einstellen“, mahnt Süß. „Wir brauchen aufeinander abgestimmte Komponenten, die regelungstechnisch vollständig miteinander verknüpft sind und alle Freiheitsgrade bei der Betriebsweise zulassen.“ Die bisher gültige Leitlinie „maximale Energieeffizienz“ werde künftig von den Tarifangeboten der Versorger und der davon abhängigen, jeweils optimalen Systemeffizienz überlagert.

Michael Koch: Preisgünstige Wärme aus Geisterstrom

Trotz widriger Rahmenbedingungen bei der Strompreisentwicklung fühlt sich die Wärmepumpenbranche weiter im Aufwind. Bis 2030 rechnet der Bundesverband Wärmepumpen (BWP) damit, den Bestand von aktuell 500000 Geräten auf 3,5 Mio. zu erhöhen. Wesentliche Marktimpulse erhofft sich die Branche durch die wachsenden Stromüberschüsse aus erneuerbaren Energien. „Unter allen Optionen, die temporären Stromüberschüsse zu nutzen, ist die Smart-Grid-geführte Wärmepumpe eine der besten Lösungen“, sagt Michael Koch, Referent Politik und Medien vom BWP.

Obwohl die Energieversorger noch keine intelligenten Stromzähler mit Preissignalen anbieten, arbeitet der BWP konsequent am Smart Grid Ready-Programm für Wärmepumpen (SG-ready Label). Die wachsende Anzahl an Wärmepumpen werde künftig sowohl positive als auch negative Regelenergie zur Stabilisierung der Netze und zur Verwertung von überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien bereitstellen. „Der Anteil an Überschussstrom nimmt von Jahr zu Jahr zu“, sagt Koch. Aktuell sei die Lage auf dem Strommarkt bereits so, dass Überschussstrom aus erneuerbaren Energien an ausländische Netze als „Geister- oder Wegwerfstrom“ verramscht werde. Die Rechnung dafür zahle der deutsche Verbraucher über höhere Strompreise. Weit wirtschaftlicher sei es, den Überschussstrom über eine Smart-Grid-Schnittstelle den Betreibern von Wärmepumpenanlagen anzubieten, um Speicher zu beladen. Für einen Smart-Grid-geführten Wärmepumpenbetrieb hat der BWP eine Schnittstelle mit vier Schaltfunktionen entwickelt:

• wärmegeführter Normalbetrieb: die Wärmepumpe läuft mit maximaler Effizienz
• Abschaltbefehl durch das EVU: dieser sperrt die Wärmepumpe zur Vermeidung von Lastspitzen etwa dreimal 2 h täglich
• Einschaltempfehlung: dabei überheizt die Wärmepumpe gezielt das Heizsystem und speichert dadurch Wärme in die Bausubstanz, in das Heizsystem oder in den Pufferspeicher ein. Diese Funktion lohnt sich dann, wenn der Strom billiger ist als die Kosten für den Mehrverbrauch an Energie, der sich aus der niedrigeren Energieeffizienz durch die höheren Heiztemperaturen der Wärmepumpe ergibt
• Einschaltbefehl: dieser startet die Wärmepumpe und ggf. auch elektrische Zusatzheizungen; lohnt sich bei sehr preisgünstigem Strom

Erste SG-ready-Wärmepumpen wurden bereits auf der ISH 2013 präsentiert. Der BWP habe bisher 20 Label-Anfragen von Wärmepumpenherstellern genehmigt, das entspreche etwa 350 Geräten, Stand 1. April 2013. Koch räumt jedoch ein, dass bisher keine Geschäftsmodelle mit lastvariablen Tarifen existieren. Grund dafür sei das regulatorische Umfeld des Strompreises. So setze sich der Wärmepumpenstrompreis – bundesweiter Durchschnittswert 20,3 Ct/kWh (Stand 2013) aus etwa einem Drittel Beschaffungskosten (7,07 Ct/kWh) und zwei Drittel Steuern, Abgaben, Umlagen und Entgelten zusammen. Der BWP fordert deshalb bessere Rahmenbedingungen durch die Reduzierung von preiserhöhenden Vergütungen und Abgaben sowie durch den Zugang zum Regelenergiemarkt für sogenannte Schwarmlösungen, also den kollektiven Einkauf von Wärmepumpenstrom durch einen Dienstleister.

Arno Poehlmann: Warmwasserspeicher sind besser als Batteriespeicher

Wie komplex die Strompreisgestaltung und -Entwicklung ist, verdeutlicht der Vortrag von Arno Poehlmann, Lechwerke Augsburg. Seine Prognose: Der Strompreis im öffentlichen Netz wird weiter steigen. Dafür nennt er folgende Gründe:

• Netzausbau mit bis zu 4000 km Hochspannungstrassen
• hohe Investitions- und Netzanbindungs­kosten von Offshore-Windparks
• Abschaltung aller Kernkraftwerke in Deutschland bis 2022
• Bau zusätzlicher Kraftwerke zum Ausgleich der Volatilität von PV- und WindkraftAnlagen
• Trend zur Eigenstromerzeugung bei Industrie- und Gewerkebetrieben, da der Brennstoff Gas preiswerter ist
• Bildung von Energiegenossenschaften zur regionalen Produktion und Vermarktung von Strom und Wärme
• anhaltende Kostendegression bei PV-Anlagen; insbesondere Privatkunden werden künftig wegen der einfacheren Genehmigung von Kleinanlagen sowie der Preisvorteile von selbst erzeugtem Strom den Markt anheizen

Der Stromabsatz der öffentlichen Versorgung werde insgesamt sinken, da bei der dezentralen Stromerzeugung auf dem eigenen Grundstück Netznutzungsentgelt, Offshore-Abgaben, Konzessionsabgabe und Stromsteuer inklusive die anteilige Mehrwertsteuer entfallen, erklärt Poehlmann. Diese Kosten werden auf die Bezieher von Strom aus dem öffentlichen Stromnetz verteilt. Preistreibend wirke auch die Ausrüstung aller Anschlüsse mit intelligenten Stromzählern und Datenanbindungen. Poehlmann: „Das kostet Milliarden Euro. Manch ein sparsamer Kunde zahlt künftig für die Messeinrichtung womöglich mehr als für den bezogenen Strom.“

Durch die unterschiedliche Besteuerung und Abgabenlast bei Strom und Erdgas werde die Wärmepumpe zunehmend unter Druck geraten. „Beim Erdgaspreis haben wir 24 % Anteil an Steuern und Abgaben, beim Wärmepumpenstrompreis dagegen fast 50 %“, erklärt Poehlmann. Er schlägt vor, PV-Strom aus Privatanlagen möglichst vor Ort für den Antrieb von Wärmepumpen zu nutzen. Dadurch könnten Abgaben und Entgelte gespart und aufwendige Netzausbauten vermieden werden.

Anstatt teure Batteriespeicher zu installieren empfiehlt Poehlmann, überschüssigen PV-Strom von der eigenen Anlage sowie preis­attraktive Stromangebote aus dem öffentlichen Netz zu nutzen und über Heizschwerter thermisch in Trinkwassererwärmern oder Heizungsanlagen zu speichern. Das sei wirtschaftlicher und leichter steuerbar als Batteriespeicher. Poehlmann begründet die Pufferung von PV-Strom in Heizungsanlagen so: Ein Batteriespeicher in einem Einfamilienhaus speichert bis zum Abend 5 bis 10 kWh Strom. Weil während der Sommerzeit über Nacht aber nur etwa 2 kWh an Strom verbraucht werde, stehe der Batteriespeicher am anderen Tag – da er noch fast voll ist – nicht als Puffer für die PV-Anlage zur Verfügung. Die Pufferung von PV-Strom im Heizsystem hätte nach Ansicht von Poehlmann folgende Vorteile:

• in einem 500-l-Heizungspufferspeicher ­können bei 30 K Temperaturdifferenz etwa 17,5 kWh eingespeichert werden
• eine Fußbodenheizung (Nasssystem in ­einem Einfamilienhaus) kann durch 3 K ­Temperaturanhebung 25 kWh speichern
• ein 400-l-Warmwasserspeicher kann mit 45 K Temperaturdifferenz etwa 21 kWh speichern

Poehlmann plädiert deshalb dafür, den hybriden Heizungssystemen mit Tauchsieder-Funk­tion mehr Beachtung zu schenken. „Echt steuerbare Lasten im Haushalt gibt es derzeit nur im Wärmebereich. Mit Preissignalen über intelligente Stromzähler könnten wir als Energieversorger Angebot und Nachfrage auf der Stromseite vor Ort viel einfacher ausgleichen.“ Sein Vorschlag: Bestehende Heizsysteme durch den Einbau von elektrischen Heizelementen mit vergleichsweise geringem Aufwand zu Hybridheizungen umbauen. Auch Kunden ohne Eigenstromerzeugung und Pufferspeicher könnten damit in den Genuss von günstigem Überschussstrom kommen.

Fazit

Kälteanlagen bieten ein hohes thermisches Speichervermögen, das in intelligenten Stromnetzen zur Lastverschiebung und zur Bereitstellung von positiver und negativer Regelenergie genutzt werden kann. Derzeit existieren jedoch noch keine Tarifangebote, aus denen Geschäftsmodelle entwickelt werden könnten. Zwingend notwendig ist zunächst die Einigung der Gebäudetechnik-Branchen und der Energiewirtschaft auf eine standardisierte Schnittstelle zum Austausch von Daten und zum Empfang von Preissignalen.

Die steuerliche Ungleichbehandlung von Strom und Erdgas am Energiemarkt wird den Markt für Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungssysteme – sofern nicht regulatorisch eingegriffen wird – künftig mehr begünstigen. Steigende Strompreise könnten die Wärmepumpe unter Druck setzen, wenn es nicht gelingt, attraktive Strompreisangebote per Smart-Grid-Schnittstelle an den Verbraucher weiterzuleiten. TGA-Planer und Anlagenbauer sind aufgerufen, Smart-Grid-Funktionen jetzt schon einzuplanen, insbesondere in Bezug auf Speichermöglichkeit, Regelungs- und Steuerungsstrategien sowie das Teillastverhalten von Kälte-, Klima- und Wärmepumpenanlagen. Offen ist die Frage, wann der Markt für Smart-Grid-Lösungen in Gang kommen wird. Im schlimmsten Fall könnte es bis zum Jahr 2022 dauern, denn erst dann werden die letzten Kernkraftwerke abgeschaltet.•

Weitere Fachberichte zum Thema enthalten die TGAdossiers Wärmepumpe und Smart Grid: •Webcode 718 bzw. 977

TGA-Planer: Bei der Planung von Klima-, Kälte- und Wärmepumpenanlagen nach Smart-Grid-Kriterien steht nicht mehr allein die energetische Optimierung der Anlagentechnik im Vordergrund. Um Überangebote erneuerbarer Energien im Stromnetz sinnvoll nutzen zu können, muss eventuell ein höherer Energieverbrauch akzeptiert und berücksichtigt werden.

Anlagenbauer: Voraussetzung für die künftige Nutzung von Geschäftsmodellen mit zeit- und last­variablen Tarifen ist eine durchgehende Gebäudeautomatisierungs-Infrastruktur, vorzugsweise auf der Basis des BACnet-Protokolls. Die Erzeugungsanlagen müssen für den klassischen Auslegungspunkt und für den Speicherbetrieb geeignet sein.

Bauherren: Auf Anlagenebene werden bereits heute Smart-Grid-fähige Anlagenkonzepte realisiert. Auch wenn dazu noch die Angebote der Energieversorger fehlen, kann sich das schon auszahlen: Durch einen vorausschauenden Anlagenbetrieb lassen sich bereits heute Kostenvorteile erwirtschaften.

Die TGA sollte schon heute das Smart Grid vordenken.

Die wohl wichtigste Botschaft für die Vorbereitung auf das Smart Grid ist, dass künftig TGA-Konzepte nicht mehr allein einer end- oder primärenergetischen Optimierung unterzogen werden dürfen, sondern diese in einem größeren Zusammenhang erfolgen muss.

Der Grund dafür ist banal: Primärenergiefaktoren nach Energieeinsparverordnung (EnEV) oder DIN V 18599 sind – neben politischen Einflüssen – pauschalisiert. Sie geben einen Mittelwert über ein Jahr bei „üblicher“ Nutzung (beziehungsweise Erzeugung / Bereitstellung) an. Doch mit Smart-Grid-Funktionen soll gezielt von dieser Nutzung abgewichen werden, denn bei der Stromerzeugung verändern sich im Tagesgang nicht nur das Angebot und damit die Kosten, sondern auch die CO₂-Emissionen.

Das bedeutet schon heute: Zwei Gebäude, die auf allen Energiezählern exakt den gleichen Verbrauch zählen, haben in einer realen Betrachtung nicht unbedingt einen gleich großen ökologischen Fußabdruck. Das Problem: Das Energie(einspar)recht hinkt dieser Erkenntnis meilenweit hinterher und wird wohl auch auf absehbare Zeit keine dynamischen Primärenergiefaktoren einführen. Auch eine dringend gebotene Modernisierung der EnEV mit mindestens zusätzlichen Anforderungen an den Endenergieverbrauch würde das nicht korrigieren.

Eine Förderung der „netzdienlichen“ TGA-Planung über das Ordnungsrecht wäre aber erforderlich, denn jede Energiespeicherung und auch viele Ansätze für eine zeitliche Verlagerung der Wärme- und Kälteerzeugung gehen mit einem höheren Energieverbrauch einher – was die EnEV über ihre energetischen Anforderungen bestraft.

Trotzdem ist es angebracht, die Möglichkeiten künftiger Smart-Grid-Funktionen bereits heute in die TGA-Planung einfließen zu lassen. Denn jede gute Planung muss alle absehbaren Einflüsse während der gesamten Nutzungsphase eines Gebäudes berücksichtigen. Allerdings muss man dabei weit über ein Funktionsprinzip und Platzreserven hinaus denken, wie die Expertenmeinungen auf der KK-Fachtagung verdeutlichen. Manch eine Option hat einen viel deutlicheren Einfluss als vermutet, andere scheinen bestenfalls in einem Nullsummenspiel zu enden.

Jochen Vorländer, Chefredakteur TGA Fachplaner

ist freier Fachjournalist für Technische Gebäudeausrüstung, München, wsm@tele2.de