Dieser Arbeit liegen drei Simulationsmodelle zu Grunde:

1. Eine energetische Gebäudesimulation, die den Endenergiebedarf für alle Haushaltsanwendungen zeitabhängig in Stundenauflösung bestimmt; verwendet wird dafür das umfassend an Felddaten evaluierte Programm Dynbil [Feist 1997] [Kaufmann/Feist 2001].

• Heizung (Heiz), in der Regel mit einer elektrischen Wärmepumpe mit Außenluft als Wärmequelle und Wärmeabgabe über Flächenheizung
  

• Falls erforderlich Kühlung (Kü), ebenfalls mit einer elektrischen Wärmepumpe und einer Bauteilkühlung bzw. Lüftkühlern,
  

• Warmwasserbereitung (WW) ebenfalls mit Außenluftwärmequelle und
  

• Haushaltsstrom inkl. Hilfsstrom (HH)
  

2. Eine Simulation für die erneuerbare Primärstrom-Erzeugung aus Photovoltaik (PV) sowie aus Windenergie (Wind). Dabei wird das jeweils zugehörige regionale Testreferenzjahr an Klimadaten wie bei der unter 1. genannten Gebäudesimulation zu Grunde gelegt. Zur Verfügung stehen dabei die aktuellen deutschen Testreferenzjahre sowie IWEC-Daten von weltweit verteilten Standorten. Eine Grundlastbereitstellung über einen internationalen Stromverbund aus Wasserkraft wird zudem vorausgesetzt – für das deutsche Netz sind hier 10 % des Stromangebots ein adäquater Ansatz. Andere internationale Stromverbundkonzepte werden im Basisansatz zunächst nicht integriert (z.B. Projekte wie Desertec).

3. Ein vereinfachtes Netzmodell inkl. einer Kurzzeit-Speicherstruktur (z.B. realisierbar mit Pumpspeicherkraftwerken, es erfolgt hier jedoch keine Festlegung auf eine bestimmte Technologie) mit einem Gesamtwirkungsgrad von 70 % und einer Speicherkapazität von entsprechend der beim Anwender verfügbaren, jedoch mindestens 146 h in Bezug auf die jahresmittlere Leistung. Die Kapazität des Kurzzeit-Speichers wird in einer vorgeschalteten Simulation bzgl. des Kosten/Nutzen-Verhältnisses optimiert. Alle die Speicherkapazität überschreitende Primärstromerzeugung wird per H₂-Elektrolyse und nachgeschalteter Methanisierung dem im Kapitel 1 beschriebenen EE-Speicher zugeführt. Das dort gespeicherte Methan kann verbrauchsstrukturgeregelt jeweils im Bedarfsfall rückverstromt werden bzw. direkt in Kraftwärmekopplung für die Fernwärmeerzeugung oder in individuellen Wärmeerzeugern (Umwandlungsaufwandszahl dann 1,75 kWh/kWh für das Methan) eingesetzt werden.
Netzmodell und Nutzungsmodell sind derart gekoppelt, dass zu jedem Zeitpunkt:

• Der Gesamtbedarf des Nutzers ermittelt wird (in kW elektrischer Leistung; dabei können Direktstrom, Wärmepumpen und lokale Wärmespeicher z.B. für Trinkwarmwasser eingesetzt werden).
  

• Prioritär der Bedarf aus den jeweils zeitgerecht verfügbaren erneuerbaren Primärstromerzeugern direkt gedeckt wird.
  

• Sekundär die Leistung über die verfügbare Kurzzeit- und Medium-Speicherkapazität verfügbar gemacht wird, solange diese Speicher Leistung liefern können.
  

• Tertiär der saisonale Speicher mobilisiert wird (Rückverstromung), wobei hier von einer unbegrenzten Verfügbarkeit ausgegangen wird. Die erforderliche Speicherkapazität wird als ein weiteres Maß für den Aufwand bei der Versorgungsstruktur bestimmt (mittlere Speicherzeit T_sai = W_a/P_av in kWh/kW_av, Speicherkapazität in Bezug auf die jahresmittlere Anwendungsleistung P_av der Jahresarbeitsanforderung aus dem Speicher W_a).
  

• Aus der Direktstromdeckung plus der Wiederaufladung des Mediumspeichers (inkl. Umwandlungsverluste) plus der im Jahresmittel balancierten erneuerbaren Erzeugung von EE-Methan ergibt sich die erforderliche Dimensionierung der Primärstromerzeuger. Deren Jahresprimärstromerzeugung E_PE in kWh_PER im Verhältnis zum in Frage stehenden Bedarf Q_el ergibt den PER-Faktor für den jeweiligen Erzeugermix und die jeweilige Anwendung in kWh_PER/kWh.
  

Passivhaus – das nächste Jahrzehnt - Fragestellung, Konsequenzen und Perspektiven, Literatur

Beispiel: Gesamtstromdeckung für ein Passivhaus

Ermittlung anwendungsspezifischer PER-Faktoren

Erste Bewertungsvergleiche