Abstract :
[de] Mit der Einführung des “Green Deal“ hat die Europäische Union das Ziel der Klimaneutralität bis zum Jahr 2050 formuliert. Die notwendigen Maßnahmen werden auch in Luxemburg zu einem massiven Ausbau der fluktuierenden erneuerbaren Energien, vor allem von Windkraft und Photovoltaik führen, aus dem sich ein zunehmender Bedarf für Flexibilität im Energiesystem ableiten lässt. Die Ausgestaltung des EU-Binnenmarktes für Strom sieht eine aktive Beteiligung des Verbrauchers vor, der auf Basis flexibler Strompreise seinen Verbrauch steuert und somit, unter Reduktion seiner Energiekosten, zum Flexibilitätsbereitstellung beiträgt. In Privathaushalten zielen solche Demand-Side-Management Maßnahmen vor allem auf Wärmepumpen ab. Diese Arbeit untersucht das Flexibilitätspotenzial von Wärmepumpen in Wohngebäuden stellvertretend für den luxemburgischen Kontext und analysiert Herausforderungen, die sich in diesem Zusammenhang ergeben. Als Zeithorizont der Untersuchung gilt das Jahr 2030. Die hier vorgestellte Methodik ist dabei auf vergleichbare Regionen in Europa übertragbar.
Die Aufgabenstellung wird anhand thermischer Simulationen in TRNSYS, die das Wohngebäude sowie das Heizungssystem darstellen, analysiert. Eine für diese Arbeit in MATLAB entwickelte Model-Predictive-Control steuert die Wärmepumpe auf Basis variabler Strompreise mit dem Ziel, die Energiekosten zu minimieren. Ein neuronales Netz bestimmt dabei die Wärmeentnahme aus dem Heizwärmespeicher, so dass die Model-Predictive-Control letztlich ohne integriertes Gebäudemodell funktioniert. Die Eignung dieses Ansatzes wird über die Simulationsergebnisse validiert.
Aus den nationalen Entwicklungen im Gebäudebestand leitet sich ein theoretisches Wärmepumpenpotenzial von 236-353 MWel ab, das zur Flexibilitätsbereitstellungerschlossen werden kann. Die große Bandbreite entsteht aus unterschiedlichen Annahmen zur jährlichen Gebäudesanierungsrate. Das technisch erschließbare Potenzial ist bedeutend geringer und ergibt sich aus der Entwicklung des Wärmepumpenmarktes. Da die Datenlage zu Wärmepumpen in Luxemburg unzureichend ist, entstand im Rahmen dieser Arbeit eine Wärmemarktstudie, die Verkaufszahlen von 2014-2018 analysiert und Entwicklungen des Wärmepumpenmarktes ableitet. Das technische Potenzial für 2030 beträgt demnach 30-73 MWel.
Die Erkenntnisse aus dem nationalen Kontext fließen in die Simulationsmodelle ein. Das Konzept des Demand-Side-Management wird anhand zahlreicher Simulationsfälle getestet und im Hinblick auf Energieeffizienz, Wirtschaftlichkeit und Lastverschiebung evaluiert. Es werden drei Referenzgebäuden, je ein Einfamilienhaus und ein Mehrfamilienhaus gemäß Neubaustandard sowie ein Einfamilienhaus gemäß Mindeststandard für energetische Sanierungen in Luxemburg, erstellt. Die Unterscheidung von Luft/Wasser und Sole/Wasser Wärmepumpen in den Simulationsmodellen, demonstriert den Einfluss der Wärmequelle. Zusätzlich werden Heizwärmespeicher mit sechs unterschiedlichen Volumina berücksichtigt. Der Vergleich mit Referenzfällen demonstriert den Einfluss der prädiktiven Regelung. Als flexible Strompreise werden reale Marktdaten der EPEX-Spot Day-Ahead Auktion verwendet und mit Netzentgelten und steuerlichen Abgaben aus Luxemburg ergänzt.
Die Ergebnisse bestätigen die Eignung des gewählten Model-Predictive-Control Ansatzes ohne integriertes Gebäudemodell. Luft/Wasser Wärmepumpen erzielen bessere Effizienz und Kosteneinspareffekte als Sole/Wasser Wärmepumpen, da die Kostenreduktion neben der Reaktion auf Preissignale auch über eine Verbrauchsoptimierung erreicht werden kann. Bei Anwendung eines Preisprofils mit überwiegend statischen Komponenten ist letzterer Aspekt bedeutend. Gebäude mit höherem Dämmstandard zeigen eine trennschärfere Reaktion auf Preissignale als Gebäude mit niedrigerem Dämmstandard. Letztere haben aufgrund des höheren Energieverbrauchs allerdings absolut betrachtet höhere Kostenreduktionspotenziale. Bei niedrigen Kapazitäten des Heizwärmespeichers sind Effizienz und Kostenreduktion eingeschränkt, da die Reaktion auf Preissignale zu einem sofortigen Temperaturanstieg im Speicher führt, der den Verbrauch der Wärmepumpe erhöht und somit einen gegenläufigen Effekt darstellt. Mit zunehmender Kapazität verbessern sich daher der Stromverbrauch und das Einsparpotenzial. Bei sehr großen Speichern wird dieser positive Einfluss von steigenden Wärmespeicherverlusten kompensiert.
Ein größerer Heizwärmespeicher bedeutet eine zusätzliche finanzielle Investition in das Heizungssystem, die über Kostenreduktionseffekte kompensiert werden muss. Diese Wirtschaftlichkeit ergibt sich für das Mehrfamilienhaus und das schwach gedämmte Einfamilienhaus, jeweils mit Luft/Wasser Wärmepumpe und kleinen bis mittelgroßen Heizwärmespeichern.
Um den Einfluss des Preisprofils zu demonstrieren werden zwei Alternativen getestet. Im ersten Fall wird eine stärkere Preisschwankung, verursacht durch einen höheren Marktanteil der erneuerbaren Energien, angewendet. Im zweiten Fall sorgen variable Netzentgelte für eine zusätzliche Verstärkung der Preissignale. In allen Simulationen verbessert sich die Kostenreduktion, so dass auch stark gedämmte Gebäude mit Luft/Wasser Wärmepumpe und mittelgroßen Heizwärmespeichern wirtschaftlich sind. Dabei verändert sich das Verhalten des Reglers, da die Preissignale zunehmend attraktiver sind als die Verbrauchsoptimierung. Dementsprechend steigt der Stromverbrauch im Vergleich zum vorigen Strompreisprofil. Sole/Wasser Wärmepumpen erreichen lediglich im schwach gedämmten Einfamilienhaus die Wirtschaftlichkeit. Aus den Simulationen ergibt sich folglich ein nationales wirtschaftliches Potenzial von 22-53 MWel.
Die zahlreichen Randbedingungen des Wärmepumpenbetriebs führen zu einer impliziten Lastverschiebung die schwierig zu bewerten ist. Ein systemischer Nutzen des Demand-Side-Management lässt sich dennoch vor allem aus der Verbrauchsreduktion der Luft/Wasser Wärmepumpen und der sehr wahrscheinlichen Reaktion auf extreme Preissignale ableiten. Für Stromnetzbetreiber erscheint das Erschließen von Wärmepumpen im Wohnbereich als Netzbetriebsmittel fraglich. Die wesentlichen Gegenargumente sind die eingeschränkte Zuverlässigkeit bei Beachtung der Randbedingungen und die geringe elektrische Leistung im Vergleich zu E-Fahrzeugen, die das Niederspannungsnetz in naher Zukunft vor größere Herausforderungen stellen werden. Interessanter sind Konzepte, bei denen Energieversorger oder Direktvermarkter die Flexibilität einer Vielzahl an Wärmepumpen erschließen und zur Optimierung der Strombeschaffung verwenden. In diesem Kontext stellen sich vor allem Fragen der Wirtschaftlichkeit, die auf Basis der hier gefundenen Potenziale insgesamt fraglich bleibt, es sein denn im Konzept finden Wertschöpfungen aus Synergieeffekten statt, die im Rahmen dieser Arbeit nicht berücksichtigt werden konnten. In Bezug auf die nationale Spitzenlast im Stromsystem wurde ein relevantes Wärmepumpenpotenzial für Demand-Side-Management festgestellt, so dass die Thematik unter der Berücksichtigung der hier aufgeführten Sensitivitäten weiterverfolgt werden sollte.
[en] In 2020 the European Union introduced the “Green Deal” and declared the target of climate neutrality until 2050. The necessary measures will lead to a massive roll-out of fluctuating renewable energies such as wind power and photovoltaic. This in turn will lead to an increasing need for flexibility in the energy system. The design of the future European internal market for electricity intends to let end-consumers actively participate by managing their consumption based on variable electricity prices and in that way contributing to the flexibility demand. For private households, these Demand-Side-Management measures target heat pumps in particular. This work analyzes the flexibility potential of heat pumps in residential buildings and addresses challenges in the Luxembourgish context. The time horizon for the evaluation is defined as 2030. The methodology presented in this work is applicable to similar regions in Europe.
The research questions are investigated by the means of thermal simulation. The software TRNSYS is used for the building models and heating systems. A Model-Predictive-Control, developed in MATLAB, is sending control signals to the heat pump that are based on variable electricity tariffs. The heat extraction of the thermal energy storage tank is determined by a neural network, so that the Model-Predictive-Control in itself works without an integrated building model. The suitability of the approach is validated by the simulation results.
Based on the national developments in the building stock, there is a theoretical heat pump potential of 236-353 MWel that can offer flexibility. The band with arises because of different suppositions for the yearly refurbishment rate. The technical potential is significantly lower and is determined by the developments of the national heat pump market. As the data availability for Luxemburg was insufficient, a heat market study was initiated that investigated sales numbers for the period of 2014-2018 and derived scenarios until 2030. The technical potential in conclusion amounts to 30-73 MWel.
The insights of the national context are used for the design of the simulation models. The concept of Demand-Side-Management is tested with numerous simulation cases and is then evaluated on aspects of energy efficiency, profitability and load shifting. In total there are three reference buildings, one single-family and one multi-family house, each according to the energetic standard of a new construction, and one single-family house that meets the legal requirements for energetic refurbishment in Luxembourg. In order to demonstrate the influence of the heat source there are simulations with air-to-water as well as geothermal heat pumps. The analysis furthermore considers six different thermal energy storage capacities. The influence of the predictive control strategy is demonstrated by a comparison with reference cases that work with a common control. The flexible electricity tariffs are based on real market data of the EPEX-Spot Day-Ahead auction and is completed with grid fees and taxes in Luxembourg.
The simulation results confirm the suitability of the Model-Predictive-Control approach without integrated building model. Air-to-water heat pumps achieve better efficiency and cost reduction than geothermal heat pumps, as they have two ways to reduce the costs: via the variable electricity tariffs and via a performance optimization of the heat pump itself. The performance optimization is the preferred choice of the control strategy if the price profile consists of mainly static components. Buildings with high insulation level show a sharper reaction to price signals than buildings with lower insulation standard. For the latter in return the absolute cost reduction potential is better as the overall energy demand is higher. With low capacity thermal energy storage, the energy efficiency and cost reduction potential are limited since the reaction to price signals immediately leads to a temperature rise in the tank counteracting the overall objective by increasing the heat pump consumption. With increasing tank capacity, this aspect improves. Nevertheless, there is a limit where the increasing heat losses of the tank compensate the positive aspects of bigger tanks.
As the heating systems are usually not equipped with larger thermal energy storage tanks, there is an extra investment for the end-consumer that needs to be compensated by the cost reduction of the Demand-Side-Management. This profitability is only given for the multi-family house and the less insulated single-family house, equipped with an air-to-water heat pump and small to medium sized storage tanks.
Two alternative price profiles are tested in order to demonstrate the influence of the price signals. In the first case, a higher volatility of the prices is presumed, to reflect a higher market share of renewable energies. In the second case variable grid fees are added to the volatile prices to further increase the incentive of Demand-Side-Management. In all simulation cases the cost reduction increases so that that buildings with high thermal insulation and air-to-water heat pump are profitable with medium sized thermal energy storage. At the same time a change of behavior of the predictive controller can be observed as the price signals become more attractive than the aspect of performance optimization, leading to an increased electricity consumption in comparison to the previous price profile. An overall economic potential of 22-53 MWel can be concluded.
The numerous constraints for the heat pump operation lead to an implicit load management effect that is difficult to interpret. Nevertheless, there is a clear systemic benefit of Demand-Side-Management that result from the better performance of air-to-water heat pumps and the highly probable reaction to extreme price signals. The assessment of a high number of heat pumps by the grid operator in order to stabilize the electricity grid is questionable. The main counter arguments are the limited reliability considering the constraints and the low electric power compared to the e-mobility that will be the major challenge of the low voltage grids in the nearer future. Concepts, where energy providers or direct marketers assess the flexibility to optimize procurement strategies seems more interesting. In this context the profitability is the main question that cannot be verified based on the findings, except if there is added value stemming from synergy effects that were not considered in this work. In relation to the peak demand of the Luxembourgish energy system there is a relevant heat pump potential for Demand-Side-Management. In the nearer future the subject should be further investigated, keeping in mind the findings and sensitivities presented in this work.
