Wärmepumpen können einen wichtigen Beitrag zur Energiewende beisteuern, indem sie die Netze durch Smart-Grid-Funktionen entlasten. Jens Rammensee von der Glen Dimplex Deutschland GmbH, Kulmbach, zitierte in seinem Vortrag „Heat Pumps in Smart Grids“ in erster Linie aus dem gemeinsamen Positionspapier „Smart Grid und Smart Market“ der Verbände BDH, BWP, EHPA, VdZ und ZVSHK1). Mithilfe intelligent durch Preissignale in Betrieb gesetzten Wärmepumpen könnten in Deutschland ohne große zusätzliche Investitionen in den Gebäuden heute bereits rund 3 TWh Speicherkapazität pro Jahr geschaffen werden. Weitere 6 TWh könnten geschaltete Heißwasserspeicher abdecken. Im Vergleich dazu sei die in Deutschland zur Verfügung stehende Speicherkapazität von Speicherkraftwerken mit 4 TWh vergleichsweise gering.
Rammensee rechnete vor: In einen 700Liter-Pufferspeicher lassen sich mit 25 K Temperaturerhöhung rund 25 kWh einspeichern, ebenso in eine Fußbodenheizung mit 150 m2, wenn dort die Temperatur des Fußbodens nur um 2 K erhöht werde. Ein 400-Liter-Trinkwasserspeicher könne bei einer Temperaturerhöhung von 45 K ebenfalls 20 kWh einspeichern.
Der Bundesverband Wärmepumpe drängt deshalb darauf, das zertifizierende Logo „Smart Grid Ready“ möglichst zeitnah einzuführen. Geplant ist die Definition von vier verschiedenen Betriebsmodi zur Nutzung von überschüssigem Strom und zur Verschiebung von Betriebszeiten (Rundsteuersignal, Zeitfunktion, Smart-Meter-Funktion, Web-basierende Informationen über bestehende Regelungen bzw. Steuerungen). Kritiker behaupten, ein solches Logo sei zum jetzigen Zeitpunkt in erster Linie ein Geschäftsmodell für den Verleiher des Logos, da derzeit weder die dazu notwendigen intelligenten Stromzähler, lastvariable Stromtarife noch bezahlbare smarte Kommunikationsschnittstellen für die Massenaufschaltung von Wärmepumpen zur Verfügung stehen. Dennoch hat der BWP den Ehrgeiz, noch dieses Jahr eine Smart-Grid-Schnittstelle mit unidirektionaler Kommunikation zu einem Preis von unter 100 Euro auf den Markt zu bringen.
Einfaches Ein- und Ausschalten reicht nicht
Aus Sicht von Johannes Gahleitner, Ochsner Wärmepumpen GmbH, Haag/Österreich, reicht es jedoch nicht aus, eine Wärmepumpe über einfache Smart-Grid-Funktionen ein- und auszuschalten. Ochsner habe deshalb das SCADA-kompatible „Web2com-Interface“ entwickelt, um anhand zusätzlicher Daten aus dem Wärmepumpenprozess den Anlagenbetrieb besser auf die Besonderheiten von Smart-Grid-Funktionen abstimmen zu können. Dabei geht es auch um die Optimierung von Speichervolumina und Speicherladestrategien. Auch die Synchronisation der Wärmepumpenleistung mit dem Stromangebot einer Photovoltaikanlage sei dadurch möglich. Eine Web-basierende Funktion habe den Vorteil, dass vor Ort keine Software eingeladen werden müsse und die Anlage vom Ochsner-Data-Server aus überwacht werden könne, so Gahleitner. „Die Abstimmung von Wärmepumpe und Speicher wird Teil unseres Systems“, resümiert er. Nur so lasse sich der Komfort während der Smart-Grid-bedingten Abschaltzeiten aufrechterhalten.
Shaspa sieht Preise für Schnittstelle schon bei 120 Euro
Ausschlaggebend für die Akzeptanz von Smart-Grid-Funktionen durch den Nutzer sei in erster Linie der wirtschaftliche Anreiz in Kombination mit zusätzlichem Komfort und Transparenz des Energieverbrauchs, sagt Oliver Goh von der Shaspa GmbH, Böblingen. Auch empfiehlt er eine Internet-basierende Gatewaylösung, da damit die Gatewaykosten für die Smart-Home-Smart-Grid-Anbindung unter 120 Euro gehalten werden können. Dabei sei es wichtig, den Datenverkehr auf die unbedingt notwendigen Informationen zu begrenzen. Shaspa biete eine Lösung der Kategorie „swiss-army-knife“, also eine multifunktionale Schnittstelle, die alle in smarten Gebäuden üblichen Protokolle wie Enocean, Zigbee, Z-Wave, KNX, Modbus, LON und andere bediene. Wichtig sei eine übersichtliche Darstellung von aktuellen und historischen Daten wie Energieverbrauch, CO2-Bilanz sowie Minimum- und Maximum-Werten nach Energiepass-Kriterien. Ein Benchmarking über soziale Netzwerke wie Xing, Facebook und Twitter könnte zusätzliche Anreize für energiesparendes Verhalten beim Endkunden induzieren, so Oliver Goh.
Auch Carel favorisiert eine Web-basierende Lösung zur künftigen Fernoptimierung von Kälte-, Klima- und Wärmepumpenanlagen sowie den Smart-Grid-geführten Betrieb. Cloud Computing, Smartphones und Tablet-PC würden künftig diesen Markt bestimmen. Wichtig sei, beim Endkunden Interesse zu wecken, sich mit seiner Gebäudetechnik auseinanderzusetzen. Björn Donners, Verkaufsleiter Carel Deutschland GmbH, Gelnhausen, warnt jedoch davor, die Endkunden mit zu vielen Daten zu konfrontieren. „Die Prozessüberwachung muss für den Kunden im Hintergrund ablaufen, sonst ist er schnell überfordert und verliert das Interesse.“ Der Endkunde müsse Lust dazu haben, sich über Smartphone und Tablet Computer mit seinen Anwendungen auseinanderzusetzen. Durch Cloud Computing sei es möglich, Informationen über den aktuellen Betriebszustand von Kälte-, Klima- oder Wärmepumpenanlagen weltweit abzurufen. Eine global operierende Plattform mache es außerdem möglich, aus den Daten anderer Anlagen zu lernen und damit das eigene System zu optimieren. In vielen Fällen reiche es aus, die von Carel zur Verfügung gestellte Tera-Box zur Optimierung der Prozesse nur für die Zeit der Inbetriebnahme zu installieren und dann auf eine preisgünstigere Variante auszuweichen. Gerade bei Wärmepumpen sei es wichtig, die Betriebsdaten der ersten Monate genau zu analysieren, da diese ausschlaggebend sind für einen langfristigen energieeffizienten und sicheren Betrieb der Anlagen.
Peak Shaving mit Wärmepumpen entlastet die Stromnetze
Die bislang übliche Wärmeerzeugung per Wärmepumpe nach der Außentemperatur wird künftig von einer bedarfsgeführten, am Lastverlauf des Stromnetzes ausgerichteten Erzeugung abgelöst, so die Ansicht von Peter P.M. Wagner von der Business Development Holland b.v. (BDH), Harderwijk, Niederlande. Neben der Einbindung einzelner Wärmepumpen in das intelligente Stromnetz sei es wichtig, Erfahrungen über die Auswirkungen von Smart-Grid-geführten Wärmepumpen in Wohnsiedlungen und grün ausgerichteten Städten zu sammeln. Dies gelte insbesondere für das erdgaslastige Holland, das zunehmend Probleme mit überschüssigem Strom aus Windkraftanlagen habe. Durch die volatile Einspeisung von Windstrom steige bei den Netzbetreibern und Energieversorgern der Bedarf an schaltbaren Lasten. In dieser Hinsicht könnte die Aufschaltung von Wärmepumpen nach Smart-Grid-Kriterien für die Netzbetreiber entlastend wirken. Derzeit werden dazu neue Kriterien für das IEA Heat Pump Programm (IEA HPP) entworfen.
Nach Auffassung von Prof. Carsten Wemhöner, Hochschule für Technik, Rapperswil/Schweiz, werden Wärmepumpen in den sogenannten (Nearly) Net Zero Energy Buildings (NZEB) eine wichtige Rolle bei der Umsetzung der europäischen Programme spielen. Bis der in der Energy Performance of Buildings Directive (EPBD) definierte Standard umgesetzt werden kann – geplant ist die Einführung im Jahr 2020 – müsse der Begriff „Nahe-Netto-Null-Energie-Haus“ noch genauer definiert werden, so Wemhöfer. Unklar sei, welche Maßeinheit (Nutzenergie, Primärenergie, CO2-Emission) der Bilanzierung zugrunde gelegt und wo die Systemgrenzen für die Energiebilanzierung gezogen werden sollen. Zur Diskussion stehen: nur Heizsystem; Heizsystem und Haushalt; Heizsystem, Haushalt und E-Mobility.
Vor dem Hintergrund starker saisonaler Lastschwankungen im Stromnetz sowie der Zunahme fluktuierender Einspeiser in Stromnetze (Wind- und Solarstrom, BHKW, Mikro-KWK-Anlagen) stelle sich außerdem die Frage, zu welchem Zeitpunkten bilanziert wird (monatlich, vierteljährlich, jährlich). Darüber hinaus gehe es darum, inwieweit eine Wärmepumpe in einem Gebäude nach NZEB-Standard nach den Erfordernissen des Stromnetzes betrieben werden kann und welche Speichermöglichkeiten (aktive, passive, E-Mobility) möglich und sinnvoll sind.
Neue Bewertungsmaßstäbe für Gas-Wärmepumpen erforderlich
Spätestens in fünf Jahren kommt die Gaswärmepumpe! Solche Ankündigungen der einschlägigen Industrie und der Gasversorger gibt es bereits seit den 1990er-Jahren. Nach Auffassung von Dr.-Ing. Peter Schossig, Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme ISE, Freiburg, ist der Markt für Brennstoff-angetriebene Wärmepumpen jetzt bereit. Explizit nannte Schossig die Adsorptionswärmepumpen von Vaillant und Viessmann (bis 10 kW) und die Absorptionswärmepumpen von Robur, Buderus und Remeha/Oertli. Insbesondere für den Bereich unter 50 kW Heizleistung seien Gas-Wärmepumpen eine Alternative zu Elektro-Wärmepumpen und Gasheizkessel, speziell wenn es um die energetische Sanierung von Gebäuden gehe. Da die Energieeffizienz von Gaswärmepumpen aufgrund fehlender Spezifikationen und Normen mit Elektrowärmepumpen verglichen werden, schneiden gasbetriebene Wärmepumpen energetisch eher schlechter ab. Auch bestehe noch Nachholbedarf, die vorhandenen Geräte energetisch zu verbessern, sie nach einheitlichen Standards zu testen und Vorschläge für verschiedene Anlageneinbindungen zu erarbeiten. Gleichzeitig sei es notwendig, die Feldtests auszuweiten. Von Vorteil sei, dass Brennstoff-angetriebene Wärmepumpen von der aktuellen Diskussion um Smart Grid und Demand Side Management ausgeklammert sind. Allerdings seien Brennstoff-angetriebene Wärmepumpen bei potenziellen Anwendern nahezu unbekannt.
Je mehr Strom aus erneuerbaren Energien volatil ins Stromnetz eingespeist werden, desto mehr Speicherkapazität muss in den Gebäuden geschaffen werden. Deshalb sei es wichtig, Wärmepumpen durch möglichst günstige Stromtarife zur Lastverschiebung einzusetzen. Dr. Andreas Hauer vom Bayerischen Zentrum für Angewandte Energieforschung, ZAE Bayern, Garching, sieht hierbei die erdgekoppelte Wärmepumpe für Heizen und Kühlen im Vorteil, da bei diesem Konzept das Erdreich als Energiespeicher zur Verfügung steht. Dort könnten mit nur geringen Temperaturunterschieden große Energiemengen über längere Zeiträume gespeichert werden. Durch die Entwicklung neuer Phasenwechselmaterialien sei künftig auch mit einem größeren Angebot an Latentspeichern zu rechnen, ebenso mit offenen Sorptionssystemen mit den Funktionen Heizen, Kühlen und Energiespeichern.
Gebäude und Städte Smart-Grid-gerecht planen
„Wärmepumpen sind eine Schlüsselkomponente für zukünftige Smart Citys, da sie sowohl Abfallwärme nutzen als auch erneuerbare Energien als Antrieb verwenden.“ Dr. Michael Monsberger, Austrian Institute of Technology (AIT) erklärte anhand konkreter Projekte, was er unter Smart-Grid-gerechtem Bauen versteht.
Beispiel Power Tower, Linz: Bei diesem Bürohochhaus sind rund 638 m2 PV-Module in die Fassade (U-Wert = 0,6 W/m2 K) integriert. Innere Wärmelasten wurden durch die Wahl von Hocheffizienz-Komponenten sowie Tageslichtsystemen minimiert. Klimageräte mit Hocheffizienz-Wärmerückgewinnung sowie adiabatischer Kühlung minimieren sowohl den Heiz- als auch den Kühlbedarf. Zwei unabhängig voneinander arbeitende Wärmepumpen (Geothermie, Wärmerückgewinnung/Kühlung Datacenter) versorgen das Gebäude gleichzeitig mit Wärme und Kälte. Vorrang hat die freie Kühlung. Die Entkopplung von Energiebedarf und Energieangebot erfolgt durch Kaltwasserspeicher, Warmwasserspeicher, zwei Felder mit 23 Erdwärmesonden, zwei Felder mit thermisch aktivierten Erdpfählen sowie zwei Grundwasserbrunnen und ein Schluckbrunnen. Durch die aktiven und passiven Energiespeicher (Gebäude mit Heiz- und Kühldecken, Kalt/Warmwasserspeicher, Erdkopplung) können die Wärmepumpen des Power Towers weitgehend nach Smart-Grid-Kriterien betrieben werden.
Beim Smart-Grid-Projekt für die Modellregion Salzburg gingen die Projektpartner noch einen Schritt weiter und stellten die Optimierung nach Smart-Grid-Kriterien (Lastverschiebung, Lastvermeidung, Teillastbetrieb, Lastabwurf) den Komfortbedürfnissen des Gebäudenutzers gegenüber. Durch den Abgleich von Lastprognosen des Gebäudes, Statusabfragen der Energiespeicher sowie dem voraussichtlichen Lastverlauf im Stromnetz sollen Modelle zur Vergleichmäßigung des Lastverlaufs (Peak Shaving) entwickelt und anhand von zehn realen Gebäuden erprobt werden. In drei Projekten sollen zusätzlich KWK-Geräte kleinerer Leistung zum Einsatz kommen, in fünf Projekten auch die elektrische Nachtspeicher- und Stromdirektheizung. Weitere Projekte sollen Aufschluss geben, wie sich Niedertemperatur-Fernwärmesysteme in Verbindung mit Wärmepumpen verhalten. Auch die Nutzung von Niedertemperatur-Abwärme aus industriellen Prozessen und aus Abwasser werde im Zuge des Smart-Citys-Programms untersucht. Das funktioniere am ehesten, wenn Smart Citys von Anfang an auf Basis von Wärmepumpen geplant werden, betont Dr. Monsberger.
Seine Prognose: Photovoltaik, Wärmepumpen zum Heizen und Kühlen, KWK-Anlagen, Wärmerückgewinnungssysteme, Energiespeicher und das intelligente Stromnetz wachsen zusammen.
Nachhaltige Nutzung des Erdreichs mit Energiebilanzen
Der Einsatz von geothermischen Wärmepumpen zum Heizen und Kühlen ist für viele Planer bereits Standard. Untersuchungen des European Geothermal Energy Council (EGEC), Brüssel, an ausgeführten Anlagen ab dem Jahr 1999 deuten darauf hin, dass künftig mehr Augenmerk auf die Bilanzierung der Wärmeströme im Erdreich gelegt werden muss. Dies gilt insbesondere für große Sondenfelder und Gebäude, deren Energiebilanz zwischen Heizen und Kühlen nicht ausgeglichen ist. „Mit zunehmender Erdsondendichte, insbesondere in Ballungsgebieten, wird die Bilanzierung der Energieströme im Erdreich wichtiger,“ sagt Dr. Burkhard Sanner vom EGEC. Insbesondere gelte es, Spitzenbelastungen des Erdreichs sowohl durch eingelagerte Wärme (Kühlmodus) bzw. Wärmeentnahme (Heizmodus) zu vermeiden, da sonst das Sondenfeld nicht nachhaltig nutzbar sei. Auch müsse vermehrt auf Grundwasserströme, künftige Wohngebiete mit geothermischen Wärmepumpen sowie deren Einfluss auf die Erdreichtemperatur geachtet werden. Notwendig sei es, Siedlungen, Gebäude, Wärmepumpen- und Erdsondenanlagen als Ganzes zu betrachten und die Heiz- bzw. Kühlarbeit der Wärmepumpen zu bilanzieren. Die Simulation der Erdreichtemperatur werde deshalb bei der Planung von Großwärmepumpenanlagen für gewerbliche Gebäude immer wichtiger. Dabei dürfe der Planer nicht allein von der aktuellen Nutzung des Gebäudes ausgehen, sondern er müsse auch Umnutzungen mit veränderten Heiz- und Kühllasten ins Kalkül ziehen.
Vorstellbar sei, dass Großwärmepumpenanlagen für Heizen und Kühlen künftig „hybridisiert“ werden, das heißt, dass in der Planung bereits Vorkehrungen getroffen werden, das Erdreich durch den Eintrag von Umgebungswärme (Nutzung von Tag-/Nachtpotenzialen) oder Solarwärme aus einfachen Kollektoren zu regenerieren. Dieses „Balancing“ sei umso wichtiger, je mehr die jährliche Heiz- und Kühlarbeit auseinanderdrifte. Die vom EGEC initiierte Dokumentation zahlreicher europäischer geothermischer Großwärmepumpenanlagen im Rahmen eines umfangreichen Monitoring-Programms soll Bauherren und Planern Aufschluss darüber geben, wo die Grenzen der geothermischen Wärmepumpe liegen und welche Balancing-Maßnahmen notwendig sind, um den Energiespeicher „Erdreich“ nachhaltig nutzen zu können.
Fazit
Erdgekoppelte Wärmepumpen können einen wichtigen Beitrag zur Vergleichmäßigung der Stromlastkurve und zur Nutzung von erneuerbaren Energien durch Smart-Grid-Funktionen leisten. Allerdings müssen die Wärmeeinträge bzw. die Wärmeentnahmen aus dem Erdreich in Zukunft exakter bilanziert werden, auch im Hinblick auf Veränderungen in der Nutzung der Gebäude und Gebäudeumgebung. Offen ist, wie Wärmepumpen nach Smart-Grid-Bedürfnissen geschaltet werden sollten. Hier gilt es, neben dem Interesse des Netzbetreibers auch die Besonderheiten der Wärmepumpenfunktionen im Zusammenhang mit gebäudeinternen Speicherstrategien zu berücksichtigen.
1) Bundesindustrieverband Deutschland Haus-, Energie- und Umwelttechnik e.V.; Bundesverband Wärmepumpen e.V.; European Heat Pump Association; VdZ-Forum für Energieeffizienz in der Gebäudetechnik e.V.; Zentralverband Sanitär Heizung Klima.
Autor
Wolfgang Schmid ist Fachjournalist für Technische Gebäudeausrüstung, 80751 München, wsm@tele2.de
