Entwicklung von Anlagenkonzepten im Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive

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1 FachberichtE Energiespeicherkonzepte Power-to-Gas Entwicklung von Anlagenkonzepten im Rahmen der DVGW-Innovationsoffensive Energiespeicherkonzepte, Power-to-Gas, DVGW-Innovationsoffensive, Wasserstoff und EE-Methan Gert Müller-Syring, Marco Henel, Hartmut Krause, Hans Rasmusson, Herwig Mlaker, Wolfgang Köppel, Thomas Höcher, Michael Sterner und Tobias Trost Power-to-Gas ist eine Technologie, welche die Integration von Erneuerbaren Energien in die bestehenden Netzinfrastrukturen maßgeblich unterstützen kann. Weiterhin führt die Etablierung dieser Technologie zur weiteren Verschmelzung der Energienetze Strom und Gas, was einen wichtigen Schritt zur Schaffung eines gesamtoptimierten Energiesystems darstellt. Zur Bewertung der Technologiepotenziale, zur Ausgestaltung von gesetzlichen Rahmenbedingungen sowie für die Entwicklung von Demonstrationsprojekten ist es erforderlich, realistische Anlagenkonzepte zu definieren und Gestehungskosten für die Technologien bzw. deren Produkte (Erneuerbare Gase) zu ermitteln. Diese Fragestellungen werden in dem DVGW F&E Vorhaben Energiespeicherkonzepte adressiert und wurden im DBI-Fachforum Energiespeicherkonzepte und Wasserstoff 2011 in Berlin diskutiert. Die Zwischenergebnisse aus dem DVGW F&E-Vorhaben sowie Kernaussagen der Podiums diskussion des Fachforums werden im Folgenden erläutert. Power-to-gas storage concepts for renewable energy Power-to-gas is a technology that can significantly support the integration of renewable energies into existing energy infrastructures. Beyond this the implementation of Power-to-gas will lead to a further merging of the power- and natural gas grid, which marks an important step forward on the way to a future energy system. To evaluate the potential of the technology, as a basis for future political measures and as a precondition for successful pilot plants it is important to develop realistic system concepts. Moreover the expected costs for the technologies and their products (hydrogen and methane) needs to be estimated. These tasks are addressed in the DVGW R&D project Energy Storage Concepts and were discussed at the DBI-Panel on Energy storage concepts and Hydrogen 2011 in Berlin. Preliminary results from the DVGW R&D project and statements of the panel discussion will be explained below. Mit den klimapolitischen Zielen der Bundesregierung wurden die Weichen für eine grundlegende Umgestaltung der Energieversorgungssysteme gestellt. Bis 2050 sollen die CO 2 -Emissionen in Deutschland um mindestens 80 % und der Primärenergieverbrauch um 50 % sinken. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE), das Energiesparen und die Energieeffizienzsteigerung stehen daher im Fokus der politischen Tagesordnung. Dieser energiepolitischen Ausrichtung muss sich die Gasversorgung anpassen und steht vor einem tiefgreifenden Wandel. Erdgas, derzeit noch die Nr. 1 im Wärmemarkt, muss sich heute stärker denn je im Wettbewerb mit alternativen Heiztechnologien behaupten. Darüber hinaus reduzieren erhöhte Dämmstandards sowie Effizienzsteigerungen den Heizbedarf und in Folge auch den Erdgasabsatz. Insbesondere in der Stromerzeugung ist die Wirkung der politischen Vorgaben klar zu erkennen. Allein im Bereich der Photovoltaik (PV) wurden im Jahr 2010 zu den bereits installierten rund 10 GW Leistung nach einer Prognose des Bundesverband Solarwirtschaft e. V. noch einmal fast 7 GW peak zugebaut und rund GWh Solar-Strom erzeugt [1]. Noch stärker zeigt sich der Ausbau der regenerativen Energien bei der Windkraft. Derzeit sind Windkraftanlagen mit einer Erzeugungskapazität von rund 27 GW installiert. Für 2020 plant die Bundesregierung, dass dieser Anschlusswert auf 45,8 GW ansteigt [2]. Bereits heute übersteigt die Einspeisung von Strom aus Wind und Sonne jedoch zeitweise die Nachfrage bzw. droht die Stromnetze zu überlasten, so dass nicht nur konventionelle Kraftwerke heruntergefahren werden müssen, sondern auch Windräder und Solaranlagen temporär von den Netzen genommen werden. Die erfolgreiche Integration der zunehmenden Mengen an Erneuerbarem Strom erfordert aus jetziger Sicht einen Ausbau der Stromnetze sowie zusätzliche Transport- und Speichertechnologien. Einen solchen für die gesamte Energie- und Volkswirtschaft vielverspre- 770 gwf-gas Erdgas

2 Energiespeicherkonzepte Fachberichte chenden Lösungsansatz bietet die Umwandlung von regenerativ erzeugtem Strom in Wasserstoff oder Methan und deren Einspeisung in das Gasnetz und die daraus resultierende Kopplung von Strom- und Gasnetz. Vor diesem Hintergrund untersucht der DVGW, der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches e. V. im Rahmen einer Innovationsoffensive, welche Rolle der Energieträger Gas im zukünftigen Energiesystem einnehmen kann. Ein Ansatz, der im Rahmen der Gasfachlichen Aussprachetagung 2010 in Stuttgart erneut von den DVGW-Mitgliedern bekräftigt und von Behörden und Politik begrüßt wurde. Ziel ist es, die Potenziale von Erdgas als geeignetem Partner der erneuerbaren Energien deutlich zu machen und die technologische Basis dafür auszubauen. Ein Kernthema dabei ist die Erzeugung, Speicherung und Einspeisung von Wasserstoff und Methan aus regenerativem Strom in das vorhandene Gasnetz: Power-to-Gas. 1. Schlüsselthema Power to Gas Gleich mehrere Gründe sprechen für das Power-to-Gas- Konzept: In das bestehende Gasnetz eingespeist, können Wasserstoff oder Methan je nach Bedarf wieder in Strom, Wärme oder Kraftstoff umgewandelt werden. Ein ausgebautes und leistungsfähiges Gasnetz innerhalb Deutschlands und auch Europas besteht bereits. Das deutsche Gasnetz verfügt über ein Speichervolumen, das gut einem Drittel der gesamten jährlichen Stromproduktion Deutschlands entspricht, und es bietet eine hohe Flexibilität bei hohen Transportkapazitäten über große Entfernungen. Das Gasnetz transportiert jährlich eine Energiemenge von rund 1000 Mrd. kwh und damit etwa doppelt so viel wie das Stromnetz (rd. 540 Mrd. kwh netto) [3]. 20 % des jährlichen Gasabsatzes werden derzeit in Untergrundspeichern vorgehalten, bis 2030 wird dieser Wert auf 30 % ansteigen. Das Erdgasnetz ist damit nicht nur ein flächendeckendes und europaweit vernetztes Energieverteilungssystem, sondern stellt auch eine erhebliche Energiespeicherkapazität dar. Im Gegensatz zum Stromnetz, in dem eine zeitversetzte Auf- und Abgabe von Energie nicht möglich ist. Der Netzausbau von 850 km nach Dena I sind für die Integration Erneuerbarer Energie in jedem Fall notwendig. Darüber hinaus kann je nach dem realisierten Ausbau Erneuerbarer Energie ein zusätzlicher Bedarf an Stromtransportkapazitäten von bis zu 2000 km entstehen [4; 5]. Ein milliardenschwerer und enorm hoher technischer Aufwand [6 bis 8]. Rund km Gasleitungen und Speichermöglichkeiten für 20 Mrd. m³ Gas [9] sind hingegen schon vorhanden und könnten regenerativ erzeugten Strom in Form von Wasserstoff oder Methan sofort aufnehmen. Technisch wurden wasserstoffhaltige Gase bis in die 1980erJahre genutzt. Im Stadtgas zum Beispiel der 1950erJahre waren Wasserstoffanteile von bis zu 50 % durchaus üblich und wurden flächendeckend eingesetzt. In der modernen Gastechnik haben sich die Rahmenbedingungen aber auf ein weitgehend reines MethanGas eingestellt. Dennoch sind heute unter Berücksichtigung des DVGW Regelwerkes (G 260/G 262) bereits Beimischungen von Wasserstoff ins Gasnetz möglich [10]. Ergebnisse aus EUkofinanzierten Projekten (z. B. NaturalHY, SES6/CTI ) zeigen, dass viele Elemente der bestehenden Gaswirtschaft Zumischungen von Wasserstoff bis zu 15 Vol.% gut tolerieren können. Um die klimapolitischen Ziele zu erreichen, neue Herausforderungen und Aufgaben für die Gaswirtschaft zu entwickeln und wirtschaftlich tragfähige PowertoGas- Konzepte zu schaffen, sind eine effiziente Anlagentechnik und ein entsprechend förderlicher regulatorischer Rahmen notwendig. Die hierfür wesentlichen technologischen Prozesse sind die Elektrolyse von Wasser zu Wasserstoff und Sauerstoff sowie, wenn erforderlich. nachfolgend eine exotherme Methanisierung, die aus Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid Methan synthetisiert. Für eine Bewertung der Potenziale dieser Prozesse und ihrer Eignung für den Power-to-Gas-Ansatz der Energiespeicherung muss die Effizienz der Verfahren sowie der erforderlichen Nebenanlagen bewertet werden. Dies erfordert neben der Konkretisierung von Anlagenkonzepten auch weitere Betrachtungen, z. B. der Schnittstellen der Energienetze oder der Toleranz der bestehenden Erdgasinfrastruktur gegenüber Wasserstoff. Diese Fragestellungen werden im Rahmen der DVGWInnovationsoffensive in dem F&E-Projekt Energiespeicherkonzepte (G ) untersucht. Die Bearbeitung des Projektes erfolgt innerhalb eines DVGWForschungskonsortiums mit den Partnern: DVGWForschungsstelle am Engler- BunteInstitut des KIT, E.on Ruhrgas AG, Fraunhofer IWES und VNG AG unter der Koordination der DBI GUT GmbH. Die Projektschwerpunkte und erste Zwischenergebnisse werden im Folgenden dargestellt. 2. Ziele und Schwerpunkte des DVGW-Projektes Energiespeicherkonzepte Für die weitere Entwicklung des Power-to-Gas-Ansatzes durch die Gaswirtschaft ist eine objektive Einschätzung der Potenziale sowie der Wirtschaftlichkeit dieser Speicheroption essenziell. Auf Grundlage einer solchen Bewertung können dann die erforderlichen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen gemeinsam mit den Verantwortlichen in der Politik und den ausführenden Organen (z. B. Bundesnetzagentur) diskutiert werden. Wesentliches Ziel des Projektes ist es daher, diese Bewertung durchzuführen und die folgenden für eine Diskussion erforderlichen Grundlagen zu schaffen: Ermittlung des Standes der Technik hinsichtlich der Elektrolyse und der Methanisierung Inventur des Wissens- und Erfahrungsstandes zur Toleranz der bestehenden Erdgasinfrastruktur gwf-gas Erdgas 771

3 FachberichtE Energiespeicherkonzepte gegenüber Wasserstoff sowie Ansätze zur Erhöhung deren Toleranz Entwicklung von Power-to-Gas-Anlagenkonzepten für vier realistische Leistungsklassen sowie deren wirtschaftliche Bewertung Weiterhin werden die Power-to-Gas-Verfahren mit Lösungen im Stromnetz verglichen, auch um einzuschätzen, ob und in welcher Größenordnung ein Netzausbau auf der Stromseite durch den Einsatz dieser Technologien verringert werden kann. Darüber hinaus wird der Forschungsbedarf für die Umsetzung dieser Lösungen in Abhängigkeit ihres Einsatzgrades ermittelt. Auf Grundlage der Ergebnisse werden Handlungsempfehlungen für die Gaswirtschaft erarbeitet, die auch die praktische Prüfung der Anwendbarkeit im Rahmen von Pilotanlagen umfassen werden. Darüber hinaus ist der DVGW bestrebt, diesen Technologieansatz und insbesondere die erforderlichen Demonstrationen gemeinsam mit den Bundesministerien weiterzuentwickeln und zu befördern. Hierzu wurden erste Gespräche geführt, welche mit der Bereitstellung von neuen Projektergebnissen fortgeführt werden. 3. Schnittstellen der Energieinfrastrukturen Die Speicherung von Erneuerbarer Energie im Erdgassystem setzt die Fähigkeit des Netzes voraus, die Energieträger Wasserstoff und Methan aufnehmen zu können. Hierzu ist es erforderlich, neben der technischen Verträglichkeit des Mediums, die für Methan uneingeschränkt und für Wasserstoff in Grenzen gegeben ist, auch mögliche Übernahmeschnittstellen zwischen den Netzen sowie deren Kapazitäten zu betrachten. Hierbei stellt sich vorteilhaft dar, dass beide Energienetze (Strom- und Erdgasnetz) ähnliche Grundstrukturen aufweisen. Große Energiemengen werden zentral erzeugt bzw. eingespeist und an Transport- und Verteilungsnetze übergeben, die die Versorgung des größten Teiles Bild 1. Schnittstellen von Strom- und Gasnetz sowie Lage von Erdgasspeicher [11] der Endkunden sicherstellen. Bei der Betrachtung der Transportebene der Energienetze wird deutlich, dass eine Vielzahl von Schnittstellen für die Umwandlung von regenerativer Elektroenergie in speicherbare, gasförmige Medien existiert (Bild 1). 4. Wasserstoff und Methan als Speichermöglichkeiten für Erneuerbaren Strom im Erdgasnetz Die chemische Speicherung von regenerativem Strom im Erdgasnetz erfordert zunächst die Umwandlung von Strom zu Wasserstoff mit Hilfe der Elektrolyse. Im Mittel kann heute abhängig von der eingesetzten Technologie von rund 80 % Wirkungsgrad der Elektrolysezelle ausgegangen werden (einfache Wasserelektrolyse etwa 70 % und mit modifizierten Elektroden und Membranen unter Laborbedingungen sogar über 90 %). Der hergestellte Wasserstoff kann anschließend als Zusatzgas dem Erdgas beigemischt werden oder in einer nachgeschalteten Methanisierung zu Methan umgewandelt werden. Für diesen zweiten Umwandlungsschritt (exotherme Reaktion) wird CO 2 aus möglichst regenerativen Quellen benötigt, das dann noch einmal genutzt werden kann, bevor es emittiert wird. Die CO-Methanisierung gehört zur StandardTechnologie für die Kohlevergasung, und der Wirkungsgrad liegt im Bereich von etwa 75 bis 85 % [12; 13]. Die Reaktortemperaturen beim Umwandlungsprozess liegen bei 250 bis 500 C. Die CO 2 -Methanisierung weist ähnliche Wirkungsgrade auf und wird erstmals in Pilotanlagen zur Energiespeicherung eingesetzt [14]. Eine Herausforderung der Methanisierung besteht darin, die Wärme aus dem Reaktor abzuführen, so dass über den gesamten Reaktionsraum eine thermodynamisch optimale Reaktionstemperatur vorherrscht. Neben dem Einsatz geeigneter Katalysatoren setzt der Prozess in engen Grenzen schwankende Stoffströme voraus, was eine Zwischenspeicherung des elektrolytisch erzeugten Wasserstoffes erforderlich macht. Der wesentliche Vorteil der Methanisierung liegt in der unbegrenzten Zumischbarkeit ihres Produktgases (Methan) zum Erdgas. Wird regenerativ erzeugtes Methan in das Erdgasleitungsnetz eingespeist, sind im Betrieb des Erdgasleitungssystems und der Anwendung weder technische noch organisatorische Anpassungen erforderlich. Bei einer Wasserstoffeinspeisung ist dies nicht immer der Fall, jedoch sind heute bereits schon geringe Zumischkonzentrationen ohne Nachregelungen möglich. Für die Zumischung von größeren Mengen Wasserstoff ist eine differenzierte Betrachtung von Leitungsinfrastruktur und Anwendungstechnologien erforderlich. Bei der Integration von erneuerbarem Strom in das Erdgasnetz ist daher prinzipiell zu unterscheiden, ob die erforderlichen Aufwendungen zur Einbindung vor dem Netz, in Form der Methanisierung, oder im Netz also der Erhöhung der Toleranz gegenüber Wasserstoff, realisiert 772 gwf-gas Erdgas

4 Energiespeicherkonzepte Fachberichte werden. Als Grundlage für die Entscheidungsfindung ist eine Bewertung unter Berücksichtigung von technischen, betriebswirtschaftlichen und insbesondere volkswirtschaftlichen Kriterien erforderlich. Im Ergebnis einer solchen Bewertung können Anwendungsfälle identifiziert werden, bei denen eine Zumischung von Wasserstoff gegenüber der von Methan zu bevorzugen ist sowie Netzschnittpunkte, bei denen die Methanzumischung zu favorisieren ist. Grundlagen und eine erste orientierende Bewertung werden im Rahmen des Projektes geschaffen. Hierzu gehört auch eine Inventur des aktuellen Wissensstandes zur Toleranz des Erdgasleitungsnetzes gegenüber Wasserstoff. Diese ist für die deutsche Gaswirtschaft wichtig, da die letzten umfänglichen Arbeiten zu diesem Thema (DVGW-Forschungsvorhaben Möglichkeiten des Wasserstoffeinsatzes zur Energieversorgung Position der deutschen Gaswirtschaft ) aus dem Jahr 2005 stammen und zwischenzeitlich umfangreiche Arbeiten auf diesem Gebiet durchgeführt wurden. Im Folgenden sind erste Ergebnisse aus dem Arbeitspaket 1 (Wasserstofftoleranz) aufgeführt. 5. Wasserstofftoleranz des Erdgasnetzes Die Zumischung von Wasserstoff führt, je nach Konzentration, zu einer signifikanten Änderung der Gaskennwerte. Der Brennwert von Wasserstoff beträgt etwa ein Drittel des Brennwertes von Erdgas, sodass bei einer Zumischung von 20 Vol.% Wasserstoff der Energieinhalt des Gasgemisches um etwa 15 % abnimmt. Der Wobbeindex hingegen, als Maß für die Charakterisierung der Qualität von Brenngasen, nimmt bei gleicher Zumischung nur um etwa 5 % ab, da aufgrund der gegenüber Erdgas deutlich geringeren Dichte von Wasserstoff eine Teilkompensation erreicht wird (Bild 2). Schädigungen, die infolge von Wasserstoffeintrag bei Rohrleitungen auftreten können, sind an eine dynamische Belastung der Werkstoffe gebunden oder erfordern das Vorhandensein von Elektrolyten in der Rohrleitung. Gas-Transportleitungen unterliegen keinen bzw. sehr wenigen dynamischen Belastungen. Selbst bei Vorhandensein der genannten Voraussetzungen wird eine Wasserstoffbeimischung von bis zu 50 Vol.%, unter Berücksichtigung von Forschungsergebnissen, als unkritisch eingeschätzt. Wasserstoffkonzentrationen von mehr als 50 Vol.% können zu einer technisch relevanten Beschleunigung des Risswachstums führen, welches durch geeignete Pipeline-Integrity-Maßnahmen überwacht werden müsste [16]. Die Permeation von Wasserstoff durch Stahl- und Kunststoffrohrleitungen, Dichtungen und Membranen kann aufgrund ihres geringen Umfangs aus ökonomischer sowie ökologischer Sicht vernachlässigt werden. Aus sicherheitstechnischer Sicht besteht in Hinblick auf die Permeation kein erhöhtes Risiko im Vergleich zu Erdgas, vor allem, wenn der permeierte Wasserstoff frei in die Atmosphäre entweichen kann. Die Permeationsverluste sind wesentlich geringer als die Leckagen durch Undichtheiten. Sowohl die Permeations- als auch Leckageverluste sind so gering, dass diese i.d.r. vernachlässigt werden können. Auf die Leckageraten selbst hat die Wasserstoffzumischung zwei Auswirkungen: Der Volumenstrom aller Leckagen steigt an, wobei sich der Massestrom und Energiegehalt der Leckagen erkennbar verringert. Gasdruckregelanlagen für Eingangsdrücke ab 5 bar werden in Deutschland in der Regel nach dem DVGW- Arbeitsblatt G 491 geplant und errichtet. Diese Anlagen werden mit Gasen nach dem DVGWArbeitsblatt G 260 mit Ausnahme von Flüssiggas betrieben. Dies bedeutet, dass die Anlagen auch für wasserstoffreiche Gase ausgelegt werden (bis 67 Vol.-Prozent H 2 ). Kavernenspeicher bieten grundsätzlich gute Voraussetzungen für die Wasserstoffspeicherung. Eine Einspeisung von Wasserstoff in Porenspeicher wird zurzeit kritisch betrachtet. Weitere Untersuchungen sind diesbezüglich noch erforderlich und sollten klären, unter welchen Voraussetzungen Kavernen- und Porenspeicher für die Wasserstoffspeicherung genutzt werden können. Hinsichtlich der Wasserstofftoleranz von Gasturbinen bestehen seitens der Hersteller keine Erfahrungen bei der Verbrennung von Erdgas mit Wasserstoffanteilen über 34 Vol.% in Turbinen die für Erdgas ausge legt wurden. Mit Konzentrationen bis 9 Vol.% Wasserstoff im Erdgas wurden einzelne Versuche unter Laborbedingungen von Solar Turbines Inc. durchgeführt, deren Ergebnisse jedoch nicht auf den Standardbetrieb übertragen werden können. Solar Turbines Inc. beschränken Bild 2. Veränderung der Gasbeschaffenheitskennwerte (HS, WS, d) in Abhängigkeit der Wasserstoffkonzentration für drei verschiedene Erdgase unter Berücksichtigung der Grenzwerte nach G 260. Die Unterschreitung der Grenze für die relative Dichte (d = 0,55) ist nach einer Einzelfallprüfung möglich [15]. gwf-gas Erdgas 773

5 FachberichtE Energiespeicherkonzepte daher die Wasserstoffkonzentrationen für bestehende Gasturbinen auf den in den Brenngasspezifikationen festgelegten maximalen Wert von 4 Vol.%. Bei häuslichen Gasendgeräten bestehen hingegen umfangreichere Erfahrungen. Gasendgeräte, insbesondere moderne vormischende Geräte im häuslichen Bereich, zeigten auch bei 20 Vol.% Zumischkonzentrationen keine Beeinträchtigungen [16]. Es wird daher antizipiert, dass diese Geräte nicht den begrenzenden Faktor für die Zumischkonzentration von Wasserstoff im Erdgasleitungsnetz darstellen. Diese Erwartungshaltung wird unterstützt, da die Hersteller von Gasendgeräten sicherstellen müssen, dass alle in Verkehr gebrachten Geräte einen sicheren Betrieb mit Gasen nach G 260 gewährleisten. Weiterhin gilt die DIN EN 437 für alle Gasgeräte, die in der öffentlichen Gasversorgung betrieben werden, welches für die Gruppe Erdgas H ein Prüfgas (G 222) mit einem Wasserstoffanteil von 23 Vol.% vorschreibt. Mit diesem Wasserstoffanteil müssen daher alle in Verkehr gebrachten Geräte zumindest kurzfristig einen sicheren Betrieb gewährleisten. Im industriellen Anwendungsbereich ist der Einfluss von Wasserstoff auf die verschiedenen Prozesse wenig bekannt. Bei GUD-Kraftwerken werden bei geringen Konzentrationen marginale Leistungseinbußen erwartet. Konzentrationen ab 4 Vol.% machen auf Grundlage der verfügbaren Informationen den Einsatz von angepassten Brennern in den Gasturbinen notwendig. Der Schwerpunkt von Verträglichkeitsuntersuchungen sollte auf neue, noch wenig etablierte Gasendgeräte im Haushalts- und Industriebereich gesetzt werden. Darüber hinaus sollte eine Identifizierung der Einsatzbereiche von Erdgas als Arbeits- und Prozessgas erfolgen. Bei Erdgas-Fahrzeugen und Tankstellen wird Untersuchungsbedarf hinsichtlich der Druckwechselbeanspruchung der verwendeten Stahltanks gesehen. Eine Überprüfung der zulässigen Lastzyklen oder die Verwendung anderer Werkstoffe wird daher empfohlen. Die Zumischung von Wasserstoff führt zur Verringerung der Klopffestigkeit, die bei Gasen mit niedriger Basismethanzahl Probleme bei der Verbrennung in Ottomotoren nach sich ziehen kann. Die Kraftstoffnorm DIN legt einen Mindestwert für die Methanzahl von 70 fest. Der Einfluss erscheint jedoch bei geringen Konzentrationen unproblematisch, da Literaturauswertungen zeigen, dass eine Zumischung von Wasserstoff im einstelligen Prozentbereich (etwa 8 Vol.%) sich aufgrund der erweiterten Zündgrenzen und der erhöhten Flammengeschwindigkeit positiv auf die Verbrennung in Ottomotoren auswirkt. In Untersuchungen an der TU Graz und in einem Feldversuch in Malmö konnte gezeigt werden, dass die Schadstoffemissionen von Erdgas- Wasserstoffgemischen gegenüber reinem Erdgas deutlich geringer ausfallen [17, 18]. Auch bei der Zumischung von Wasserstoff (oder anderer Gase) zum Erdgas muss die Sicherheit für Mensch und Umwelt gewährleistet sein. Das Verhalten eines Erdgas-Wasserstoff-Gemisches in geschlossenen Räumen, z. B. bei Leckagen in der Hausinstallation, ist sehr ähnlich dem von reinem Erdgas. Sowohl das Durchmischungsverhalten mit der Raumluft als auch die Eintrittswahrscheinlichkeit einer Explosion und deren Folgen sind bei Wasserstoffkonzentrationen bis zu ca. 20 Vol.% vergleichbar mit dem Verhalten von Erdgas. 6. Entwicklung der Anlagenkonzepte und Abschätzung der korrespondierenden Kosten Für die Speicherung von regenerativem Strom unter Anwendung des Power-to-Gas-Ansatzes werden Anlagen benötigt, die diese Aufgabe technisch sicher, effizient und zuverlässig übernehmen können. Diese Anlagen werden in Abhängigkeit des Anwendungsfalles und des Speicheransatzes (Wasserstoff- oder Methaneinspeisung) unterschiedlich komplex ausfallen. Sie zeichnen sich aber durch eine große gemeinsame Schnittmenge von Komponenten, insbesondere der Erzeugung von Wasserstoff, aus. In Bild 3 ist die Anlagenstruktur schematisch aufgezeigt, welche im Laufe der Projektbearbeitung weiter detailliert wird. Über eine entsprechende farbliche Gestaltung wurde versucht, die Anlagenelemente den verschiedenen Power-to- Gas-Varianten zuzuordnen. Diese Zuordnung wird mit zunehmendem Erkenntnisgewinn aktualisiert. In Tabelle 1 sind vier Anlagenkonzepte, die im laufenden F&E-Vorhaben näher untersucht werden, beschrieben. Die ersten beiden Anlagenkonzepte unterscheiden sich lediglich in ihrer Fahrweise. Beim ersten Anlagenkonzept wird ausschließlich die Nutzung von Windenergieüberschüssen betrachtet, das zweite Anlagenkonzept fokussiert auf die Nutzung eines konstanten Windenergiebandes. Die Definitionen von Windenergieüberschuss und Windenergieband wurden wie folgt abgegrenzt: Der Windenergie- bzw. Stromüberschuss beschreibt den Anteil an elektrischer Leistung bzw. Energie, welcher regenerativ durch WEA oder PV erzeugt, aber unter Berücksichtigung der regionalen Stromlast und der Aufnahmekapazität des am Standort vorhandenen Stromnetzes (Kappungsgrenze) nicht in das Stromnetz eingespeist werden kann. Das Windenergieband beschreibt den Anteil an elektrischer Leistung bzw. Energie von WEA oder PV- Anlagen, welcher für die Elektrolyse genutzt wird. Dieser Anteil an elektrischer Leistung ist weniger volatil, erreicht jedoch höhere Volllaststunden und Häufigkeiten, da er unabhängig von der Aufnahmekapazität des Stromnetzes ist. Während bei den ersten beiden Konzepten mehrere onshore Windparks als regenerative Stromquelle genutzt werden, beschränkt sich das dritte, deutlich kleinere Anlagenkonzept auf die Nutzung des Über- 774 gwf-gas Erdgas

6 Energiespeicherkonzepte Fachberichte Tabelle 1. Übersicht der betrachteten Anlagenkonzepte. Anlagenkonzept Regenerative Stromquelle Energiebereich Einspeisung EE-Gase I. Onshore Windparks (Schleswig Holstein) Windenergieüberschuss Transportleitung II. Onshore Windparks (Schleswig Holstein) Windenergieband Transportleitung III. Onshore Windräder (Brandenburg) Windenergieüberschuss Transport- oder Verteilungsleitung IV. PV-Anlage (Schwäbisch Hall) Stromüberschuss Transport- oder Verteilungsleitung schussstromes von wenigen onshore Windenergieanlagen. Die Einspeisung erfolgt in eine regionale Transport- oder Verteilungsleitung. Das vierte Anlagenkonzept nutzt als regenerative Stromquelle mehrere PV-Anlagen und repräsentiert so eine Speicher-/Netzentlastungsmaßnahme auf der Verteilungsleitungsebene und ist insbesondere für Süddeutschland interessant. Die Einspeisung von EE-Gasen erfolgt in eine regionale Transport- oder Verteilungsleitung. Die jeweiligen Stromüberschüsse dienen bei allen Konzepten unter Berücksichtigung des unmittelbar umgebenden Stromnetzes sowie der Transformatoren als Ausgangsgröße für die Dimensionierung der Anlagen insbesondere der Elektrolyse. Alle vier Anlagenkonzepte werden im Hinblick auf eine Wasserstoff-Direkteinspeisung sowie einer Methanisierung untersucht. Die Auswahl der Standorte er - folgt auf der Grundlage von öffentlich zugänglichen Daten. Für technische Fragen und auch für Wirtschaftlichkeitsanalysen wurden Gespräche mit Herstellern und Fachkräften im Elektrolysebreich geführt. Dabei wurden erste Kostenschätzungen einer Power-to-Gas-Anlage vorgenommen, welche im weiteren Projektverlauf konkretisiert werden. In Bild 4 ist eine nach aktuellem Arbeitsstand entwickelte Investitionskostenverteilung einer Power-to-Gas-Anlage (Wasserstoffdirekteinspeisung) prozentual dargestellt. Die Anlage verfügt über eine elektrische Elektrolyseleistung von 5 MW was ca m³/h H 2 (STP) entspricht. Dazu wurde in diesem Anlagenkonzept ein Speicher (Tanks) mit einem geometrischen Volumen von etwa 1300 m³ zur Speicherung des überschüssigen Wasserstoffs, welcher aufgrund der Zumischgrenze nicht immer direkt in das Erdgasnetz eingespeist werden kann, berücksichtigt. Im vorliegenden Fall wird ein alkalischer Druckelektrolyseur eingesetzt, so dass die Speicherung ohne Nachverdichtung bis zu 30 bar erfolgen kann. Die Darstellung beinhaltet weiterhin die Investitionskosten eines Wasserstoffverdichters, so dass die Einspeisung in eine Erdgas-Transportleitung > 60 bar erfolgen kann. Darüber hinaus sind die Kosten für die Gebäude enthalten. In der jetzigen Planungsphase ist es erforderlich, einen Zuschlag von 30 %, für unvorhergesehene Kostenfaktoren, in der Gesamtsumme von ca. 10 Mio. EUR zu berücksichtigen. Im weiteren Projektverlauf werden die Kostenpositionen exakter abgeschätzt. 7. Zusammenfassung Durch die Einbindung von Wasserstoff oder Methan in das Gasnetz können zeitliche sowie ggf. räumliche Differenzen in der Stromerzeugung aus Windkraft- oder Photovoltaikanlagen und dem Strombedarf ausgeglichen werden. Dies erlaubt eine Optimierung des Lastmanagement der Stromnetze. Neben Netzausbau und Lastmanagements werden Speicher in der Energiewende eine entscheidende Rolle spielen: In einer zunehmend auf regenerativen Quellen beruhenden Energiewirtschaft können wetterbedingt Versorgungslücken von bis zu zwei Wochen in Deutschland entstehen, die von bisher bekannten Speichertechnologien nicht abgedeckt werden können. Die Nutzung der vorhandenen Gasspeicher über PowertoGas ist derzeit die einzige nationale Lösung für diese Problematik, da diese Langzeitspeicher sehr große Kapazitäten aufweisen. Eine Rückverstromung des so gespeicherten Erneuerbaren Gases ist z. B. über moderne Gas- und Dampfkraftwerke sowie BHKW möglich [19]. Zur Umsetzung dieser vielversprechenden Speicheroption müssen technische Konzepte entwickelt und hinsichtlich ihrer Praktikabilität, Verfügbarkeit und Effizienz bewertet werden. Weiterhin ist es erforderlich, für die verfügbaren technologischen Ansätze der direkten Wasserstoffeinspeisung und der nachgeschalteten Methanisierung Vorzugsanwendungsfälle zu ermitteln. Hierzu sind Erkenntnisse zur Wasserstofftoleranz des Bild 3. Schematische Prozessdarstellung PtG [11]. gwf-gas Erdgas 775

7 FachberichtE Energiespeicherkonzepte Bild 4. Kostenstruktur 5 MW elektrische Elektrolyseanlage (1000 m³/h H 2, STP) inkl. Einspeisung (Stand: September 2011) [11]. Erdgasleitungsnetzes ebenso notwendig wie eine objektive Einschätzung der Technologiereife und der Standortanforderungen für die Power-to-Gas-Konzepte. Für eine realistische und volkswirtschaftliche Bewertung ist auch der Vergleich mit Lösungen auf der Stromseite erforderlich, nicht zuletzt, um die Möglichkeiten zur Verringerung des Netzausbaus durch die Kopplung von Strom- und Gasnetz aus technisch-ökonomischer und gesellschaftlicher Sicht gesamtheitlich einschätzen zu können. Schlussendlich müssen Handlungsempfehlungen für die Gaswirtschaft auch in Bezug auf die Positionierung im regulatorischen Diskurs formuliert werden. Diese einzelnen Arbeitsschritte stellen die unverzichtbare Basis für eine grundlegende Positionierung der Gaswirtschaft zu dieser Technologie dar. Die hierfür notwendigen Arbeiten werden im Rahmen des DVGW- F&E-Projektes Energiespeicherkonzepte (G 1/07/10) als Teil der Innovationsoffensive Gas durchgeführt. Auszug aus der Podiumsdiskussion des DBI-Fachforum Energiespeicherkonzepte und Wasserstoff Am 13. und 14. September 2011 hat DBI GTI das zweite Fachforum zum Thema Energiespeicherkonzepte und Wasserstoff organisiert. Die Veranstaltung, an der mehr als 100 internationale Gäste teilgenommen haben, thematisierte am ersten Tag die Chancen und Möglichkeiten der Technologie Power-to-Gas und fokussierte am zweiten auf die noch offenen technischen Fragestellungen z. B. der Wasserstofftoleranz von Erdgasturbinen und Untergrundspeichern sowie laufenden und geplanten Demoprojekten. Am Ende des ersten Tages konnte Dr. Krause (DBI Gas- und Umwelttechnik) resümieren, dass innerhalb der vergangenen 10 Monate seit dem ersten DBI-Fachforum Energiespeicherung und Wasserstoff viel erreicht wurde. Erste wichtige Schritte wie die Anpassung des regulatorischen Rahmens mit der Berücksichtigung von Wasserstoff und Methan aus Power-to-Gas- Prozessen in der Novellierung des EnWG wurden in einem beachtlich kurzen Zeitraum umgesetzt. Wenngleich noch Präzisierungsbedarf in den Gesetzestexten besteht, welcher unter Berücksichtigung der erwarteten Anschlusserfahrungen von Pilotanlagen umgesetzt werden muss, wie Herr Müller (BNA) ausführte. Es herrschte eine Einigkeit unter den Referenten und Teilnehmern, dass schnellstmöglich Demonstrationsprojekte realisiert werden müssen, um diese Erkenntnisse sowohl in die technischen als auch marktwirtschaftlichen Regularien einfließen zu lassen. Wenn die Technologie sich im Markt zugunsten der Umwelt etablieren soll, braucht es Planungssicherheit für langfristige Investitionen und eine schnelle Umsetzung. So konnte Herr Busch (Rheinische Netzgesellschaft) in der Podiumsdiskussion die folgenden Thesen als Herausforderung für die nahe Zukunft herausarbeiten: Entwicklung von Demonstrationsprojekten zur Erprobung der Power-to-Gas Technologie (PtG) sowie als Lernprozess für eine Markteinführung und zur Präzisierung des regulatorischen Rahmens Unerlässlicher Ausbau der Strom- und Gasnetze in einer effizienten Kooperation Einspeicherung von Energie in Stunden-, Tages-, Wochen- und Monatsspeichern ist weiter zu entwickeln und die vorhandenen Gasspeicher in diesen Strukturen zu integrieren bzw. weiter auszubauen Ausbau der flexiblen Kraftwerkstechnik (Gaskraftwerke) Entwicklung eines Marktmodells für die Einspeisung von PtG-Gasen und Definition des marktpolitischen Rahmens Weiterentwicklung der Gasnutzungstechnologien: Es gibt Kunden, die mit der geänderten Gaszusammensetzung produzieren müssen. Das DBI-Fachforum wurde mit dem einhelligen Wunsch an den Veranstalter abgeschlossen, die Veranstaltung fortzuführen sowie eine Plattform für die Kommunikation zu etablieren, welche die Kommunikation innerhalb der industriellen Akteure sowie zu den politischen Einrichtungen intensiviert. Quellen [1] Statistische Zahlen der deutschen Solarstrombranche, (Photovoltaik); Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW Solar), Stand Januar [2] Bundesrepublik Deutschland (2010): Nationaler Aktionsplan für erneuerbare Energie gemäß der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen. BMU, Berlin. energien/downloads/doc/46202.php. [3] BMWi, [4] Bundesnetzagentur (2011): Bericht gemäß 63 Abs. 4 a EnWG zur Auswertung der Netzzustands- und Netzausbauberichte der deutschen Elektrizitätsübertragungsnetzbetreiber. BNetzA, Bonn. [5] Dena und Consentec (2011): Positionspapier zum Netzausbau. Oberste Priorität für den Ausbau der Stromnetze. Fachgespräch Netze. 1 Juni 2011, Berlin. 776 gwf-gas Erdgas

8 Energiespeicherkonzepte Fachberichte [6] DVGW, Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. technisch-wissenschaftlicher Verein. [7] Deutsche Energie-Argentur GmbH: dena-netzstudie II, 2010 [8] BMWi, Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, [9] Bundesnetzargentur: Markt und Wettbewerb Energie Kennzahlen 2010, Seite 52 und 54. [10] Gelbdruck, DVGW-Arbeitsblatt (Entwurf) G 262, [11] DBI Gas- und Umwelttechnik, Leipzig [12] Jurascik, M.; Sues, A. und Ptasinski, K. J. (2008): Optimization of Biomass to-synthetic Natural Gas Conversion Technology Based on Exergy Analysis. In: Proceedings of the International Conference 16th European Biomass Conference & Exhibition of EUBIA in Valencia. [13] Müller-Langer, F. (2008): Technische und Ökonomische Bewertung von Bioenergie-Konversionspfaden. Expertise für das WBGU-Hauptgutachten Welt im Wandel: Bioenergie und nachhaltige Landnutzung. In collaboration with A. Perimenis, S. Brauer und D. Thrän et al. WBGU Wissenschaftlicher Beirat Globale Umweltveränderungen. DBFZ Deutsches Biomasse Forschungszentrum. [14] Specht, M.; Baumgart, F.; Feigl, B.; Frick, V.; Stürmer, B.; Zuberbühler, U.; Sterner, M. und Waldstein, G. (2010): Speicherung von Bioenergie und erneuerbarem Strom im Erdgasnetz. FVEE Jahrestagung Forschen für globale Märkte erneuerbarer Energien. FVEE, Berlin. [15] E.ON Ruhrgas AG, Software CasCalc, Essen [16] Projektproschüre NATURALHY, Stand Oktober [17] Stolzenburg, K.: Nutzung von Wasserstoff aus erneuerbaren Energien, DBI H2-Fachforum, Berlin [18] Klell, M. und Sartory, M.: Wasserstofferdgasgemische in Verbrennungsmotoren, HyCentA Research GmbH, [19] Sterner, M. (2009): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100 % renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. Kassel University, Dissertation. publi/abstract.php? Autoren Dipl.lng. (FH) Gert Müller-Syring DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH Leipzig Tel gert.mueller-syring@dbi-gut.de Dipl.Ing. Wolfgang Köppel DVGW Forschungstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) Karlsruhe Tel koeppel@dvgw-ebi.de Dipl.Ing, (FH) Marco Henel DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH Leipzig Tel marco.henel@dbi-gut.de Dr.-Ing. Hartmut Krause DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH Leipzig Tel hartmut.krause@dbi-gut.de M.Sc. Hans Rasmusson DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V. Bonn Tel rasmusson@dvgw.de Dr. Thomas Höcher VNG - Verbundnetz Gas AG Leipzig Tel Thomas.Hoecher@vng.de Dr. Michael Sterner Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES Kassel Tel Michael.Sterner@iwes.fraunhofer.de Dipl.Wi.Ing. Tobias Trost Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES Kassel Tel tobias.trost@iwes.fraunhofer.de Dipl.Ing. (FH) Herwig Mlaker E.ON Ruhrgas AG Essen Tel herwig.mlaker@eon-ruhrgas.com gwf-gas Erdgas 777

9 FachberichtE Gasversorgung Modellierung der Gasabnahme als Funktion der Temperatur: Optimierung der Temperaturgewichte Gasversorgung, Gasausspeisung, Gasversorgungsnetze, Nichtlineare Regression, Lineare regression, Zweitagesmitteltemperatur, Viertagesmitteltemperatur, Temperaturgewichte Hernán Leövey, Werner Römisch, Isabel Wegner-Specht und Ansgar Steinkamp In diesem Artikel wird eine neue Methode zur optimalen Bestimmung der Temperaturgewichte in Modellen beschrieben, welche die Gasausspeisung an Exits von Gasnetzwerken modellieren. Diese Modelle basieren auf gewichteten Temperaturmitteln unter Verwendung einer gewissen Anzahl von Tagesmitteltemperaturen der vergangenen Tage. In der Regel werden für diesen speziellen Anwendungsfall Sigmoidmodelle bzw. lineare Modelle (eingeschränkt auf gewisse Temperaturbereiche) verwendet. Für beide Modellklassen wird gezeigt, dass sich die resultierenden Optimallösungen deutlich von den in der Praxis verwendeten Gewichten unterscheiden. Die numerischen Ergebnisse basieren auf den Beispieldaten eines großen deutschen Gasnetzbetreibers. Dennoch ist die Methodik allgemein auf Problemstellungen dieser Art anwendbar. Die Verwendung der mittels Optimierung generierten Temperaturgewichte verbessert die Modellgüte durch Reduktion der Quadratsumme der Residuen. Modelling gas consumption as a function of temperature: Optimal temperature weights In this article we present a new method to fix the optimal choice of Temperature weights for models describing the gas extraction on the Exit Points of a gas network. These models are based on a composite temperature defined as a weighted sum of several consecutive daily average Temperatures. The usual models employed in this application area are based on either Sigmoid or Linear functions in restricted sections of the temperature domain. For both kinds of examples, we show that the resulting optimal weights differ considerably from those considered by practitioners. The numerical results are based on the data provided by a large gas transmission company. Although the numerical results may vary with the data at hand, the methodology should be considered as a general approach when these kinds of models are applicable. The usage of optimal weights obtained by the methodology described in this article improves the fitting of the models, reflected by the reduction of the sum of squared residuals. 1. Einleitung Die Modellierung der Gasabnahme an den Ausspeisepunkten eines Marktgebietes ist für Gasversorgungsunternehmen von großer Bedeutung. Sie wird für die kurzfristige Prognose sowie die Konstruktion be- und entlastender Gasabsatzszenarien verwendet. Die Gasabnahme an den Exits eines Gasversorgungsnetzes hängt im Wesentlichen von der Temperatur ab. Neben der Temperatur des heutigen Tages haben aber auch die Temperaturen der vergangenen Tage Einfluss auf die heutige Gasabnahme. Die Prognosegüte wird dabei entscheidend von der sorgfältigen Wahl der Modellklasse sowie der Verwendung geeigneter Optimierungsverfahren zur Modellkalibrierung beeinflusst. Als Eingangsdaten für die Modellanpassung liegen Messwerte des Gasverbrauchs an den Ausspeisepunkten der Gasversorgungsnetze sowie Temperaturdaten des Deutschen Wetterdienstes vor. Der Gasabsatz unterliegt auf Grund des hohen temperaturabhängigen Heizgasanteils saisonalen Schwankungen. In der warmen Jahreszeit sinkt der Gasverbrauch lediglich die Warmwasserversorgung der Haushaltskunden und Prozessgasverbräuche durch die Industrie bilden die Grundlast des Absatzes. In der Abbildung Bild 1A ist das typische Verhalten der Gasausspeisung an einem Exit Knotes eines deutschen Gasversorgungsnetzes bzgl. Tagesmitteltemperatur dargestellt. In der Abbildung Bild 1B ist das Verhal- 778 gwf-gas Erdgas

10 Gasversorgung Fachberichte KW h Gasfluss ( ) h KW h Gasfluss ( ) h Temperatur (Tagesmitteltemperatur ( C)) Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur ( C)) Bild 1. Gasabnahme eines typischen Exits als Funktion der Tagesmitteltemperatur (links, Bild 1A) und als Funktion der Standard-Viertagesmitteltemperatur (rechts, Bild 1B). KW h Gasfluss ( ) h KW h Gasfluss ( ) h Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur ( C)) Bild 2A. Angepasste Sigmoidfunktion (Ergebnis der Sigmoidregression). Temperatur (Standard-Viertagesmitteltemperatur ( C)) Bild 2B. Angepasste stückweise-lineare Funktion (gemäß GaoTo-Algorithmus der Open Grid Europe GmbH). ten der Gasausspeisung bzgl. Standard-Viertagesmitteltemperatur dargestellt. Die Art der funktionalen Abhängigkeit der Gasausspeisung von der Temperatur wird in der Literatur überwiegend mittels linearer bzw. nichtlinearer Regressionsmodelle mit einer variierenden Anzahl von Parametern sowie zusätzlichen Bedingungen für die Parameter beschrieben. Eine umfassende Einführung in die Modellierung mittels nichtlinearer sigmoider Wachstumsfunktionen wird in [2] gegeben. In der Praxis werden daneben lineare bzw. stückweise lineare Funktionen verwendet. Letztere sind insbesondere bei der Modellierung der Temperaturabhängigkeit des Gasverbrauchs bei sehr kalten Temperaturen geeigneter als Sigmoidfunktionen. Beispiele einer sigmoiden bzw. stückweisen linearen Modellierung werden in Bild 2A bzw. Bild 2B dargestellt. In der vorliegenden Analyse werden Vertreter beider Modellklassen untersucht. In einigen Fällen ist die Temperaturabhängigkeit sehr schwach ausgeprägt, hier kommen prinzipiell lineare Modelle zur Anwendung. Zur Ermittlung der optimalen Temperaturgewichte beschränken wir uns dabei in der linearen Modellierung auf den Temperaturbereich von 5 C bis 12 C. Innerhalb der Modellklasse sigmoiden Typs wird das Basis-Sigmoidmodell ohne Temperaturbeschränkungen verwendet, vgl. [1]. Es ist wohlbekannt, dass die Korrelation des Gasverbrauchs mit der Tagesmitteltemperatur weniger stark ausgeprägt ist als die Korrelation mit einem gewichteten Temperaturmittel unter Verwendung einer gewissen Anzahl von Tagesmitteltemperaturen der vergangenen Tage. Die Ursache liegt in der verzögerten Reaktion des Gasverbrauchs auf plötzliche Temperaturänderungen auf Grund der Wärmespeicherkapazität von mehreren Tagen der in Deutschland typischen Gebäude in massiver Bauweise, vgl. [10]. Dies legt die Integration der Temperaturen der vergangenen Tage als erklärende Variable in das Modell nahe. Für eine möglichst gute Prognose des Verbrauchs werden deshalb in der Praxis Zweitagesmitteltemperaturen (heute und gestern gleich gewichtet) und Viertagesmitteltemperaturen (heute: 8/15, gestern: 4/15, vorgestern: 2/15, vorvorgestern: 1/15) verwendet,vgl. [1]. Im letzten Fall handelt es sich um die normalisierten monoton fallenden ersten vier Terme der geometrischen Reihe unter der impliziten Annahme, dass der Einfluss länger zurückliegender Tagestemperaturen abnimmt, vgl. [1]. Die Standard-Mehrtagesmitteltemperatur ist nun ein gewichtetes Mittel aus der Temperatur des aktuellen Tages sowie der Temperaturen der drei Vortage. Der Beitrag der vorliegenden Analyse besteht darin, dass die Temperaturgewichte nicht als willkürlich fixierte gwf-gas Erdgas 779