Beschreibung der Diplomarbeit

Sektorenkopplung und hybride Energiespeicherung im urbanen Quartier. Fallstudie: Drei-Block-Areal Bern/Ausserholligen

Die Analyse der Ausgangslage zeigt: Im Schweizer Mittelland fallen rund drei Viertel des PV-Ertrags im Sommerhalbjahr an, drei Viertel des Wärmebedarfs im Winterhalbjahr. Dazu kommen Wärmepumpen und E-Mobilität, die den Strombedarf im Winter zusätzlich erhöhen.

Im Rahmen der Arbeit wurde ein Referenzmodell für ein Areal mit drei Blöcken entwickelt: Wohnen (3 Mehrfamilienhäuser mit 50 Wohneinheiten), Gewerbe (Supermarkt mit Kälteabwärme) und Technik (Speicher, Batterie, Energiemanagement, 30 Ladepunkte). Das Modell wurde in einer Stundensimulation über ein ganzes Jahr (8'760 Stunden) gerechnet und mit Szenarien auf seine Robustheit geprüft.

Drei Varianten, eine Empfehlung

Drei Systemvarianten wurden mit einer Nutzwertanalyse bewertet. Die Kriterien waren Investition, Wirtschaftlichkeit, winterliche Versorgungssicherheit, Ökobilanz, Netzdienlichkeit und Realisierbarkeit. Variante A (Fernwärme) erreichte 3.35 von 5.0 Punkten, Variante B (Batterie-only) 2.65 und Variante C (Hybridmodell) 3.90. Gewählt wurde das Hybridmodell.

Das Hybridmodell besteht aus einer PV-Anlage mit 256 kWp auf Dach und Fassade, einem Wasserspeicher mit 25 m³ (1'745 kWh) als thermische Batterie, einer Second-Life-Batterie mit 96 kWh für Kurzzeit und Spitzen und einer Wärmepumpe, die die Kälteabwärme des Supermarkts und Abwasserwärme nutzt. Ein Energiemanagement verteilt den PV-Überschuss nach einer klaren Prioritätskaskade: zuerst die Batterie, dann die Wärmepumpe, die E-Fahrzeuge, der Heizstab und zuletzt der Netzexport. Dazu kommt Smart Charging für 30 Elektrofahrzeuge. Die Fahrzeuge laden gesteuert, aber nur in eine Richtung.

Ergebnisse

Der Eigenverbrauchsanteil steigt von 58 % im ungesteuerten Fall auf 82.7 %. Das Ziel von 80 % ist erreicht.

Die thermische Autarkie beträgt 84.3 %: Dieser Anteil des Wärmebedarfs wird ohne Netzstrom gedeckt.

Die elektrische Autarkie liegt bei 39.2 %. Das Ziel von mindestens 60 % wurde nicht erreicht. Bilanziell sind mit dieser PV-Anlage höchstens 48 % möglich. Auch mit realistischen Zusatzmassnahmen bleibt das Modell unter 60 %. Erst eine doppelt so grosse PV-Anlage zusammen mit vollem Smart Charging und rund 1'000 kWh Batterie würde 67 % bringen, was wirtschaftlich nicht sinnvoll ist.

Bei der Wirtschaftlichkeit ergibt die Investition von rund 816'000 CHF eine statische Amortisation von 16.6 Jahren. Das Ziel ist nur teilweise erreicht, weil die im Pflichtenheft verlangte Lebenszykluskostenrechnung über 30 Jahre nicht Teil der Arbeit ist. Der Wasserspeicher speichert rund 200-mal günstiger als eine Batterie (19.1 gegenüber 4'000 Rp. pro kWh und Jahr).

Nutzen für Planer, Städte und Energieversorger

Die Arbeit liefert ein nachrechenbares Referenzmodell. Es zeigt, wie sich die winterliche Energielücke ohne Fernwärmeanschluss lokal verkleinern lässt, und gibt Handlungsempfehlungen für drei Zielgruppen.

Die Stadt Bern sollte das Abwärme-Kataster ausbauen und die Verknüpfung von Gewerbeabwärme und Wohnbauten erleichtern. Planer und Investoren sollten Minergie-P konsequent umsetzen und Frischwasserstationen statt Zirkulationsleitungen einsetzen. Der Energieversorger ewb sollte Areale in die Lokale Elektrizitätsgemeinschaft einbinden und dynamische Netztarife weiterentwickeln.

Ergänzend steht ein webbasierter Auslegungsrechner mit Leitfaden zur Verfügung, der die Methodik auf Einfamilien- und Mehrfamilienhäuser überträgt. Die Werte sind Richtwerte und keine Planungsgrundlage.

Link zum Online-Tool:

https://sector-coupling-hub.preview.emergentagent.com/?utm_source=share

Herausforderungen und Erkenntnisse

Eine der grössten Herausforderungen war das Zusammenspiel der schnellen Lastspitzen der Kälteanlage mit der Trägheit des Wasserspeichers. Die Hydraulik musste so ausgelegt werden, dass die Schichtung im Tank nicht zerstört wird ( Einströmgeschwindigkeit unter 0.07 m/s).

Eine zweite Erkenntnis lieferte die Simulation selbst: Das Ziel von 60 % elektrischer Autarkie war bilanziell nie erreichbar, weil die PV-Anlage mit 189'000 kWh pro Jahr nur knapp die Hälfte des Strombedarfs von rund 394'000 kWh pro Jahr abdeckt. Eine einfache Gegenüberstellung von Erzeugung und Bedarf vor der Zieldefinition hätte das gezeigt. Die Arbeit weist das Ziel deshalb offen als nicht erreicht aus und nennt rund 40 % als realistischen Wert für diese Anlagengrösse.

Grenzen: Das Areal ist fiktiv, es liegen keine Messdaten vor, und die Bedarfswerte stammen aus Normen (SIA, BFE). Die Simulation rechnet mit einem synthetischen Wetterjahr für Bern, das der typisierten Meteonorm-Verteilung folgt.

Persönliche Erkenntnisse

Die Arbeit hat mir gezeigt, wie wichtig es ist, Ziele erst auf Basis einer einfachen Bilanz festzulegen und ein verfehltes Ziel offen zu benennen, statt es zu beschönigen. Aus meiner beruflichen Praxis weiss ich: Jede Theorie muss einem Realitätscheck standhalten. Besonders eindrücklich war für mich, dass Wärme der günstigste Speicher ist und erst das Zusammenspiel von Strom, Wärme und Mobilität das System tragfähig macht. Systemdenken und die Kopplung verschiedener Fachbereiche sind für die Energiestrategie und den Energiewandel unerlässlich. Wir müssen Zusammenhänge stärker erkennen und das Energiesystem als Ganzes denken, nicht als einzelne, voneinander getrennte Sparten.

Portrait

Joshua Bruder, Projektleiter in der erneuerbaren Energietechnik bei der Jenni Energietechnik AG. Beruflicher Weg vom Koch über den Konstrukteur im Anlagenbau zum Projektleiter. Diplomand Energie- und Umwelttechniker HF an der TEKO Bern.

E-Mail: joshuabruder@outlook.com

LinkedIn: [Joshua Bruder | LinkedIn]

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