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Enea Consulting zeigt an Hand einer Studie die Voraussetzungen für die energetische und wirtschaftliche Performance urbaner Microgrids auf.

Welchen Mehrwert bringen Microgrids in urbanen Ökosystemen? Zu welchen Randbedingungen? Welche Herausforderungen stellen sich in diesem Zusammenhang und welche Faktoren wirken begünstigend bzw. beschleunigend? Eine Studie von Enea Consulting zusammen mit Omexom (VINCI Energies), der ADP-Gruppe, der Caisse des Dépôt-Gruppe, Enedis, Total und der Tuck-Stiftung liefert erste Antworten auf diese Fragen.

Die Studie unter Federführung von Enea Consulting beruht auf drei konkreten Fallbeispielen aus Frankreich und den Vereinigten Staaten: Ökoquartier, Flughafen und Industrieanlage.

Die Analyse beruht auf drei konkreten Fallbeispielen: einem Ökoquartier in San Diego/Kalifornien mit einer jährlichen Spitzenlast aufgrund des Air Condition-Bedarfs, einem französischen Flughafen, der seinen CO2-Fußabdruck verringern will und einem französischen Industriebetrieb mit hohem thermischen Energiebedarf.

Um die Erkenntnisse aus der Studie besser verstehen zu können, ist zunächst der Unterschied zwischen Smart Grid (intelligentes lokales Stromnetz) und Microgrid klarzustellen. Microgrids können als zusätzliches Merkmal über eine begrenzte Zeit hinweg ein völlig autarkes Inselnetz darstellen.

Vor dem Hintergrund einer intermittierenden Energieerzeugung im Stadtbereich scheinen intelligente Stromnetze (ohne Inselbetrieb) vorteilhafter zu sein als Microgrids. Vor allem aus wirtschaftlichen Gründen.

Die im Rahmen dieser Studie von den Partnern untersuchten Microgrids, allesamt Beispiele aus dem Tertiärsektor (Ökoquartiere, Gebäude mit geringem Raumwärmebedarf bzw. elektrisch beheizt) haben belegt, dass ein autarkes Microgrid höchst selten rentabel ist. „Für eine nachhaltige, kostengünstige lokale Energieerzeugung ist nicht unbedingt ein Inselbetrieb erforderlich“, unterstreicht Maeva Faure, Analystin bei Enea Consulting.

Drei Hauptmerkmale

Welche Kriterien spielen bei der Auslegung intelligenter lokaler Stromnetze eine Rolle? Die Studie hat dafür drei wesentliche Faktoren ermittelt: das Entgeltsystem für die Netznutzung, die Ursache für den Jahresspitzenbedarf (Heizung oder Kühlung) und die Verfügbarkeit erneuerbarer Energiequellen.

Die erste Annahme geht von einer im Prinzip vertraglich zugesicherten Leistung mit einem hohen Solarstrompotenzial und einer jährlichen Lastspitze für Klimaanlagen aus. Für ein mit Solardachmodulen und Batteriespeichern ausgestattetes Ökoquartier wäre bei 50% erneuerbarer Energie 2020 das wirtschaftliche Optimum erreicht.

Bei der zweiten Annahme – ein eher auf der entnommenen Energie beruhendes Entgeltsystem, ein begrenztes Solarstrompotenzial und ein heizungsbedingter Spitzenbedarf – wird der lokal erzeugte Strom dann rentabel, wenn die Gestehungskosten („Levelized Cost of Energy“) unter dem Strompreis liegen. Für die Optimierung wird in dieser Konfiguration der Gesamtenergieverbrauch (MWh) und weniger die elektrische Momentanleistung (MW), zugrunde gelegt; die PV-Module sind so dimensionieren, dass der erzeugte Strom zur Gänze für den Eigenverbrauch genutzt wird.

„Spark spread“

Wie stellt sich die Sachlage bei einem Industriebetrieb dar? Die Modellierung des von den Partnern gewählten Fallbeispiels zeigt, dass sich Microgrids nur bei Anlagen mit hohem thermischen Bedarf (Wärme und Kälte) lohnen. Durch Kopplung des Microgrids mit dem Wärme/Kältenetz kann die Energieversorgung ganzheitlich mit einem hohen KKW-Anteil (Kraft-Wärme-Kopplung) optimiert werden.

Aus der Studie geht hervor, dass Microgrids dann wirtschaftlich tragfähig sein können, wenn sie zugleich für den Strom- und den Wärme- bzw. Kältebedarf genutzt und auch mit nicht intermittierenden Energiequellen gespeist werden. Eine Versorgung rein mit intermittierenden Energiequellen ist mit erheblich höheren Kosten verbunden. Bei der Kostenbetrachtung ist daher stets der Mehrwert abzuwägen, den eine autarke Insellösung bringen kann.

 

11/09/2017