Im Zuge der Wärmewende und des Hochlaufs von Wärmepumpen steigen die Anforderungen an die Stromnetze deutlich. Für Netzbetreiber ist eine verlässliche Abschätzung von Lastverläufen und Lastspitzen daher von zentraler Bedeutung. In Zusammenarbeit mit dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE und den Stadtwerken München hat das Fraunhofer IEE umfangreiche Messdaten ausgewertet und mit simulationsbasierten Analysen kombiniert, um das reale Betriebsverhalten von Wärmepumpen im Tagesverlauf sowie unter Extrembedingungen zu quantifizieren.
Robuste Lastprofile durch Daten und Modell
Grundlage der Untersuchung ist ein großer Pool realer Betriebsdaten, der durch thermodynamische Simulationen und Verbesserung mit dem IEE-Modell EnergyPilot ergänzt wurde. Die Kombination aus Messdatenanalyse und Modellierung ermöglicht eine hohe Aussagekraft und unterscheidet sich wesentlich von rein modellbasierten Ansätzen.
Die Ergebnisse zeigen typische Betriebscharakteristika: Tageslastprofile weisen morgendliche Leistungsspitzen sowie geringere Leistungsbedarfe nachts und mittags auf. Neben der Außentemperatur beeinflussen insbesondere der Wärmepumpen- und Gebäudetyp sowie die Dimensionierung das Betriebsverhalten. In der Praxis zeigt sich dabei häufig eine Überdimensionierung der Anlagen.
„Unsere Analysen zeigen, dass sich aus realen Betriebsdaten deutlich robustere Aussagen über die Netzbelastung ableiten lassen als aus pauschalen Annahmen. Gerade im Aggregat entstehen charakteristische und gut beschreibbare Lastverläufe“, sagt Dr. Michael Krause, Projektleiter am Fraunhofer IEE.
Flexibilisierung zwischen Effizienz und Netzbelastung
Ein zentrales Ergebnis der Studie sind die belastbaren Gleichzeitigkeitsfaktoren für verschiedene Wärmepumpentypen im unflexiblen Betrieb: Für Luft-Wasser-Wärmepumpen liegt die Gleichzeitigkeit im Kollektiv bei rund 1,1, für Sole-Wasser-Systeme bei etwa 0,8 (beide Werte sind auf die elektrische Nennleistung im Hersteller-Betriebspunkt A-7/W55 bzw. B0/W55 normiert). Für kleine Mehrfamilienhäuser liegen die Werte zwischen diesen Bereichen. In der Praxis gilt folgende Orientierungsgröße: Bei einer thermischen Heizlast von 10 MW beträgt die elektrische Leistungsaufnahme für Luft-Wasser-Wärmepumpen rund 4 MW und für Sole-Wasser-Systeme 2 MW.
Die simulationsgestützten Analysen zeigen zudem, dass Flexibilität grundsätzlich zur Reduktion von Lastspitzen und somit zur Entlastung der Netzinfrastruktur beitragen kann. Gleichzeitig können strommarktbasierte Anreize die Gleichzeitigkeit erhöhen und somit die Netzbelastung verstärken. Erst lokal differenzierte Signale, wie dynamische Netzentgelte, ermöglichen eine gezielte Lastverschiebung.
Ohne Berücksichtigung der Netzdienlichkeit liegt der wirtschaftliche Vorteil der Flexibilisierung vor allem in Effizienzgewinnen. Einsparungen durch Strompreisoptimierung fallen langfristig vergleichsweise gering aus. „Flexibilität bietet großes Potenzial für die Systemintegration von Wärmepumpen. Für eine netzdienliche Integration ist es jedoch entscheidend, Marktmechanismen und Netzerfordernisse konsequent zusammenzudenken“, erklärt Norman Gerhardt, Abteilungsleiter Energiewirtschaft und Systemanalyse am Fraunhofer IEE.
Energiesystemplanung: Von Netzausbau bis Stromeinkauf
Die Studie liefert eine belastbare Grundlage für zentrale energiewirtschaftliche Fragestellungen – von der Netzausbauplanung über Bilanzierung und Stromeinkauf bis hin zur technischen Auslegung von Wärmepumpensystemen. Die entwickelte Methodik ist auf andere Stadt- und Netzgebiete übertragbar und kann perspektivisch auf weitere elektrische Lasten, insbesondere im Bereich der Elektromobilität, angewendet werden.
