Forschungsmag InES 2019

Forschungsmag 

InES

Inhaltsverzeichnis 

Vorwort 

Forschung für 

die Energiewende 

Vorwort3 

Das Institut 4 

Technologiefeld 

Industrielle Energiesysteme 12 


Energiesystemtechnik20 


Gebäudeenergiesysteme26 

Technologietransfer & 

Internationale Projekte 38 

Impressum47 

Mit dem Pariser Klimaschutzabkommen von 2015 haben sich die unterzeichnenden 

Nationen langfristig darauf geeinigt sich von der Nutzung 

fossiler Energieträger zu verabschieden. Die zukünftige Energiebereitstellung 

soll überwiegend über Erneuerbare Energien erfolgen. Das Institut 

für neue Energie-Systeme leistet dazu im Rahmen der Angewandten 

Forschung einen Beitrag. Wir betrachten dabei nicht nur die zukunftsweisenden 

Technologien im Bereich der Erneuerbaren Energien an sich, 

sondern legen auch einen Wert auf deren Zusammenspiel untereinander 

und die Verbindung mit möglichen Speichertechnologien. Aufgrund der 

Volatilität Erneuerbarer Energiequellen unterliegt die nachhaltige Energieproduktion 

temporären Schwankungen, welche mit dem stetigen Ausbau 

der Erneuerbaren Energien zunehmen. Dies hat Auswirkungen auf unsere 

Energiemärkte sowie die Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit. 

Deshalb ist es ebenso wichtig ganzheitliche Lösungsansätze zu 

entwickeln, die eine auf 100 % Erneuerbare Energien basierende Energieversorgung 

in Zukunft auch in Deutschland möglich machen. 

Als Forschungspartner der Industrie, vorrangig für kleine und mittelständische 

Unternehmen, unterstützen wir die Entwicklung Erneuerbarer 

Energien am Standort Bayern. Dies geschieht sowohl über unsere kooperativen 

Forschungs- und Netzwerkprojekte als auch über unsere öffentlichen 

Veranstaltungen und Fachforen. Und natürlich bilden wir hochqualifizierte 

Nachwuchskräfte für die Wirtschaft aus und unterstützen die Lehre, 

indem wir Studierenden die Möglichkeit bieten, ihr theoretisches Wissen 

an aktuellen Themen aus der Praxis zu vertiefen. 

Unsere Forschungsergebnisse sollen den Fortschritt in Deutschland 

voranbringen. Zugleich legen wir aber auch einen Wert darauf, unsere 

Erkenntnisse international nutzbar zu machen. Dafür stehen wir in engem 

Kontakt zu unseren Forschungspartnern, wie etwa im südlichen und östlichen 

Afrika, aber auch in Zentralasien und Südamerika. 

Das vorliegende Magazin soll Ihnen einen Überblick über unsere 

Forschungsfelder und einen Einblick in unsere Forschungsarbeit geben. 

Ich wünsche Ihnen viel Freude beim Studieren. 

Ihr Wilfried Zörner 

Cover: 

Das obere Bild zeigt die Vorbereitung des Particle-Image-Velocimetry-Lasersystems (PIV) zur 

experimentellen Untersuchung des Strömungsverhaltens in Biogasfermentern im Rahmen 

eines durchgeführten Forschungsprojekts. Die Untersuchungen dienten zur Optimierung 

der Geometrie sowie der Betriebsstrategien von Rührwerken in Biogasanlagen. Sie wurden 

durchgeführt im Labor für Bioenergietechnik an einem Versuchsfermenter im Labormaßstab 

mit einem angepassten Modellsubstrat. 

Bei dem unteren Bild handelt es sich um eine Drohnenaufnahme einer Ingolstädter 

Wohnsiedlung im Forschungsprojekt smartSOLgrid (S.32, Solarisierung der Wärmeversorgung 

bestehender urbaner Quartiere). 

2 

Foto unten: Shutterstock 

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Das Institut 

Das Institut 

Das InES 

Ihre Ansprechpartner 

Institutsleitung 

Prof. Dr.-Ing. Wilfried Zörner 

Tel +49 841 / 9348-2270 

wilfried.zoerner@thi.de 

Dr. Christoph Trinkl 

Tel +49 841 / 9348-3720 

christoph.trinkl@thi.de 

Angesichts von globalem Klimawandel und fortschreitender Ressourcenverknappung 

bildet die sichere und effiziente Energieversorgung mit Erneuerbaren Energien 

eine der zentralen Herausforderungen unserer Zeit. Die umweltfreundliche und 

kostengünstige Bereitstellung von Erneuerbarer Energie in Form von Wärme, Strom 

und Kraftstoff, deren effiziente Nutzung in Gebäuden, industriell-gewerblichen 

Anwendungen und für Mobilität sowie ihre intelligente Systemintegration sind dabei 

mit zahlreichen technologischen und ökonomischen Fragestellungen verbunden. 

Vor diesem Hintergrund beschäftigen sich am Institut für neue Energie-Systeme 

sechs Professoren sowie dreißig Wissenschaftliche Mitarbeiter und Doktoranden 

im Rahmen der Angewandten Energieforschung mit zukunftsweisenden Technologien 

im Bereich der Erneuerbaren Energien. 

Die Forschungsarbeiten des InES sind innerhalb der Bereiche Industrielle 

Energiesysteme, Gebäudeenergiesysteme, Technologietransfer & Internationale 

Projekte sowie Energiesystemtechnik organisiert. Die anwendungsorientierten 

Forschungsvorhaben werden überwiegend in Zusammenarbeit mit mittelständischen 

Industriepartnern sowie mit Forschungseinrichtungen und Partnerhochschulen 

durchgeführt. 

Einen Überblick über das InES finden Sie unter: www.thi.de/go/energie 

Professoren 

Themen: 

Solare Wärme und Kälte, dezentrale 

(off-grid) Photovoltaik, Biogas und 

Holzheizkraftwerke, internationale 

Projekte 

Prof. Dr.-Ing. Markus Goldbrunner 

Tel +49 841 / 9348-3420 

markus.goldbrunner@thi.de 

Themen: 

Biogas, Verbrennung und Vergasung 

von Biomasse, Anlagenoptimierung, 

Simulation, Methanisierung 

Prof. Dr.-Ing. Daniel Navarro 

Tel +49 841 / 9348-2761 

daniel.navarro@thi.de 

Themen: 

Windkraftanlagen, Inselnetze, 

Regelungs- und Umrichtertechnik 

Themen: 

Erneuerbare Energie-Systeme für 

Industrie/Gewerbe sowie Gebäude 

und Mobilität, Solare Wärme und Kälte, 

Technologietransfer 

Prof. Dr.-Ing. Uwe Holzhammer 

Tel +49 841 / 9348-5025 

uwe.holzhammer@thi.de 

Themen: 

Stromvermarktung und Energiemärkte, 

Systemeffizienz, Flexibilität im 

Energieversorgungssystem 

Prof. Dr.-Ing. Tobias Schrag 

Tel +49 841 / 9348-2820 

tobias.schrag@thi.de 

Themen: 

Gebäudeenergietechnik, 

Gebäudesimulation, Nahwärmenetze, 

Solares Bauen, Lebenszyklusanalyse 

Institut für neue Energie-Systeme (InES) 

Bereichsleitung 


Industrielle Energiesysteme 


Gebäudeenergiesysteme 

Industrielle 

Energiesysteme 

Energiesystemtechik 


Abdessamad Saidi, M.Sc. 

Tel +49 841 / 9348-6474 

abdessamad.saidi@thi.de 

Mathias Ehrenwirth, M.Eng. 

Tel +49 841 / 9348-6840 

mathias.ehrenwirth@thi.de 

Bedarfsorientierte 

Energieversorgung 

Sektorübergreifende 

Bioenergienutzung 

Energetische 

Prozessoptimierung 

Flexibilisierung des 

Energiesystems 

Smart Markets 

Energie- und 

Systemeffizienz 

Sektorkopplung im 

Gebäude und Quartier 

Solare Energiesysteme 

Wärmenetzsysteme 


Technologietransfer & Internationale 

Projekte 

Stefan Schneider, M.Sc. 

Tel +49 841 / 9348-6680 

stefan.schneider@thi.de 

Technologietransfer & Internationale Projekte 

Regionale Technologienetzwerke 

Internationale Forschungs kooperationen 


So erreichen Sie das InES: 

Postanschrift 

Technische Hochschule Ingolstadt 

Institut für neue Energie-Systeme 

Esplanade 10 

85049 Ingolstadt 

Besuchsadresse 


4. Stock 

Stauffenbergstraße 2A 


Anfahrt 

Scannen Sie den QR-Code oder besuchen 

Sie unsere Website für eine ausführliche 

Anfahrtsbeschreibung: 

www.thi.de/go/dk 

4 

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Das Institut 

Das Institut 

Energetische Biomassenutzung 

im labortechnischen Maßstab 

Wärmetechnischer Prüfstand 

und mobile Messtechnik 

Die biogasbasierte energetische Biomassenutzung 

stellt einen wesentlichen Schwerpunkt der 

Forschungsarbeiten am InES dar. An der Fakultät 

Maschinenbau der THI steht für die Prozessnachbildung 

der Biogaserzeugung im Labormaßstab 

eine Laborbiogasanlage für Forschung und Lehre 

zur Verfügung. 

Das Herzstück der Anlage bilden zwei zylindrische, 

beheizte Bioreaktoren mit einem Fassungsvermögen 

von 400 und 300 Liter. Die Anlage ist 

sowohl für eine zweistufige, serielle Fahrweise der 

Reaktoren mit Rückführung der Gärreste als auch für 

eine parallele Fahrweise der Bioreaktoren mit zwei 

unterschiedlichen Substraten konzipiert. In die 

Anlage können trockene Substrate mit einem 

TS-Gehalt von bis zu 90 % (z. B. Maissilage, Grasschnitt, 

Getreideschrot), flüssige Substrate mit 

einem TS-Gehalt von bis zu 12 % (z. B. Gülle oder 

Gärreste) oder mit hohen Feststoffanteilen (z. B. 

Gülle mit zugemischter Maissilage) eingebracht 

werden. 

Neben den Bioreaktoren stellen die Einbringsysteme 

für flüssiges und festes Substrat, entsprechende 

Vorlage- und Gärrestbehälter sowie die 

Mess- und Regelungstechnik die zentrale Anlagenperipherie 

dar. Über ein zentrales Datenerfassungsund 

Steuerungssystem für alle Messwerte bzw. 

Komponenten sind sämtliche Messwerte abrufbar 

und visualisierbar. 

Die wesentlichen Prozessstellgrößen sind 

die über elektrische Heizmanschetten regelbare 

Reaktortemperatur, die Substratfütterung über ein 

Schneckensystem und die Rührwerksdrehzahl. 

Neben der Erfassung prozessrelevanter Parameter 

(Druck, Temperatur, Massenstrom) umfasst 

das Messsystem einen Gaschromatographen zur 

Bestimmung der Zusammensetzung des erzeugten 

Biogases. Der hohe Automatisierungsgrad erlaubt 

einen autonomen Betrieb der Anlage über einen 

Zeitraum von sieben Tagen. 

Mit der Anlage ist es möglich unterschiedliche 

Betriebs- und Prozessparameter und deren 

Auswirkung auf den Biogasertrag zu untersuchen. 

Des Weiteren können prozessbiologische Zusätze 

sowie der Einsatz alternativer Substrate getestet 

werden. Im Bereich der Lehre dient die Laborbiogasanlage 

dazu, Studierenden im Rahmen von Praktika 

anlagentechnische Zusammenhänge zu vermitteln. 

Zudem eignet sich die Anlage für experimentelle 

Bestandteile studentischer Abschlussarbeiten. 

Ein zentrales Forschungsthema im Bereich Gebäudeenergiesysteme 

ist die Wärmeversorgung 

von Gebäuden und Quartieren. In unterschiedlichen 

Projekten wird an der Verbesserung der zur Wärmebereitstellung, 

-verteilung und -speicherung nötigen 

Anlagentechnik geforscht. Um zukünftig noch 

umfangreichere wärmetechnische Untersuchungen 

vornehmen zu können, werden die Labore der Fakultät 

Maschinenbau im Rahmen des InES-Projekts 

Wärme&Wohnen (S.40) um einen wärmetechnischen 

Prüfstand erweitert. 

Mit Hilfe des Prüfstands können komplexe 

wärmetechnische Systeme vermessen und optimiert 

werden. Eine zentrale Herausforderung hierbei ist 

die Dynamik moderner Heizungssysteme, weshalb 

ein besonderes Testverfahren notwendig ist. 

Die Dynamik wird durch schnelle Lastwechsel auf 

Verbraucher- (geringe thermische Massen) sowie 

Erzeugerseite (Nutzung von Solarthermie oder 

Einbindung von Power-to-Heat) hervorgerufen. Um 

diese Dynamik und die steigende Komplexität von 

Heizungssystemen abzubilden, wird die Kopplung 

des Prüfstandes mit einer Simulationsumgebung 

mithilfe einer Hardware-in-the-Loop-Architektur forciert. 

Mittels dieser Architektur ist es möglich simulierte 

Wärmequellen sowie -senken am Prüfstand zu 

emulieren und mit realen Komponenten zu koppeln. 

So können beispielsweise thermische Speicher und 

Solarstationen im Prüfstand vermessen werden, 

Abbildung 1: Modellaufbau des wärmetechnischen Prüfstands 

in den Laboren der Fakultät Maschinenbau. 

Abbildung 2: Mobile Messtechnik des InES im Einsatz 

T = Temperaturfühler 

T1: Rücklauf Wärmebereitstellung Luftwärmepumpe 

T2: Rücklauf Heizung 

T3: Vorlauf Wärmebereitstellung Luftwärmepumpe 

T4: Vorlauf Heizung 

VA: Volumenstromsensor Wärmebereitstellung 

Luftwärmepumpe 

während hingegen der Kollektor der solarthermischen 

Anlage rein simulativ abgebildet wird und 

über eine Emulationsschnittstelle mit den Prüflingen 

interagiert. Über dieses dynamische Testverfahren 

können unterschiedliche Heizungssystemvariationen 

einfacher erzeugt und untersucht werden. Zudem ist 

es möglich eine hohe Flexibilität gegenüber späteren 

Prüfaufbauten als auch gegenüber der Simulationsumgebung 

zu gewährleisten. Der vorhandene 

technische Aufbau (vgl. Abb. 1) wird im nächsten 

Ausbauschritt um eine Klimakammer und eine sorptionsgestützte 

Klimaanlage erweitert. 

Ergänzend zum Prüfstand kommt auch 

mobile Messtechnik (siehe Abb. 2) zum Einsatz, 

so dass es möglich ist die Wärmeversorgung in 

laufenden Anlagen zu analysieren. Mit dieser meist 

nichtinvasiven Messtechnik können beispielsweise 

Wärmestrom-, Durchfluss- und Temperaturmessungen 

durchgeführt werden. Damit ist ein Langzeitmonitoring 

im laufenden Betrieb auch im hohen 

Leistungsbereich möglich. 

Abbildung 1: Die Laborbiogasanlage dient der Forschung und der Lehre. 

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Das Institut 

Das Institut 

Studenten am InES 

Hallo Johannes, hallo Jakob, wie seid ihr zu eurer Tätigkeit 

am InES gekommen? 

Jakob: In unserem Bachelorstudium gab es bereits viele Berührungspunkte mit dem 

Institut, z. B. in Vorlesungen und Laborpraktika, welche überwiegend von Professoren 

und wissenschaftlichen Mitarbeitern des InES durchgeführt werden. So bin ich durch 

den Dozenten der Vorlesung „Solarthermie“ zu meiner Tätigkeit am InES gekommen. 

Johannes: Bereits während meines Bachelorstudiums an der THI habe ich begonnen 

am InES als studentische Hilfskraft im Bereich der Solarenergietechnik zu 

arbeiten. Auf diese Möglichkeit wurden wir Studenten im Rahmen einer Vorlesung 

von Prof. Zörner aufmerksam gemacht. 

Wie gestaltet sich euer Tätigkeitsbereich am Institut? 

Jakob: Im Projekt Wärme&Wohnen unterstütze ich die technischen Bearbeiter bei 

diversen Arbeitspaketen. Dies umfasst beispielsweise die Erstellung von Technologiestudien 

im Bereich Sektorkopplung als auch die Durchführung von Berechnungen 

und Simulationen von Gebäudeenergiebedarfsprofilen. 

Johannes: Als studentische Hilfskraft war ich insbesondere bei der Ermittlung der 

Leistungsfähigkeit von Solarkollektoren mithilfe des Sonnensimulators im Labor für 

Solartechnik tätig. Anschließend war ich im Projekt Wärme&Wohnen am Aufbau 

eines Prüfstands zur Vermessung von Wärmepumpen und Hausübergabestationen 

unterstützend tätig. 

Johannes Klein 

Aktuelle Tätigkeit: Student 


Master „Renewable Energy Systems“ 

(davor Bachelor „Energietechnik und 

Erneuerbare Energien“) 

Wie empfindet ihr das Arbeiten am InES und was gefällt 

euch besonders gut? 

Johannes: Das Institut bietet die Möglichkeit, an interessanten und aktuellen Fragen 

aus dem Bereich Erneuerbare Energien zu arbeiten. Mir persönlich gefällt es, mein 

erlangtes Wissen aus dem Studium nicht nur einzusetzen, sondern auch zu vertiefen. 

Jakob: Das Arbeitsklima ist aufgrund des engen Kontakts zu den Kollegen, deren 

Kompetenzen und Hilfsbereitschaft sehr angenehm. Außerdem wurden mir verantwortungsvolle 

Aufgaben übertragen, was mich nicht nur gefreut, sondern zusätzlich 

motiviert hat. 

Bei euch beiden ging es nach dem Bachelor gleich mit dem Masterstudium 

„Renewable Energy Systems“ weiter. Warum habt ihr euch für diesen Master 

entschieden? 

Jakob: Mich reizt besonders die internationale Orientierung des Studiengangs und 

das gemeinsame Studieren mit Kommilitonen aus verschiedensten Ländern und 

Kulturen. Darüber hinaus gefällt mir die thematische Ausrichtung des Masters, welche 

sich auf Energiesysteme fokussiert. 

Jakob Schätz 

Aktuelle Tätigkeit: Student 


Master „Renewable Energy Systems“ 

(davor „Bachelor Energietechnik und 

Erneuerbare Energien“) 

Johannes: Ein Entscheidungskriterium für mich waren die angebotenen Module und 

Vorlesungen, wie beispielsweise Urban Area Energy Systems oder Industrial Energy 

Systems. Des Weiteren wird viel Wert auf projektorientiertes Arbeiten und Studieren 

gelegt, was in unseren kleinen Studiengruppen sehr angenehm ist. Zusätzlich sind die 

Professoren und Dozenten sehr engagiert und hilfsbereit, einige von Ihnen kennen wir 

bereits vom Bachelorstudium. 

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Das Institut 

Das Institut 

Impressionen 

Beladung thermischer Speicher – Wärmetechnischer Prüfstand. 

Podiumsdiskussionsteilnehmer an der Wärme&Wohnen Fachtagung „Sektorkopplung im 

Gebäude: Die Rolle von E-Mobilität und Wärmepumpen“ im Juni 2018. 

NEED-Abschlusskonferenz an der Namibia University of Science and 

Technology in Windhoek, Namibia, mit mehr als 60 Teilnehmern im Juli 2017. 

NEED-Projektreffen in Sambia im August 2016. 

Solare Prüfaufbauten auf dem Dachlabor der THI. 

Abdessamad Saidi bei der Identifizierung von 

Methan-Leckagen an einer Biogasanlage. 

Kickoff-Meeting Projekt OptiSys mit Projektpartnern. 

Kompetenzzentrum Wärme&Wohnen: Exkursion 

zur Effizienzhaus Plus-Siedlung in Hügelshart im 

Juli 2018. 

Biogas 4.0 Fachtagung unter dem Motto „Repowering und Flexibilisierung“ 

im Dezember 2018 an der THI mit mehr als 100 Teilnehmern. 

Indoor-Messungen von Solarkollektoren am 

Sonnensimulator. 

Laboringenieurin Leslie Bauer und Prof. Goldbrunner bei der Vorbereitung studentischer Praktika. 

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Industrielle 

Energiesysteme 

Der Forschungsbereich Industrielle Energiesysteme 

widmet sich der dezentralen, regenerativen Energieversorgung 

im industriellen, gewerblichen und 

landwirtschaftlichen Umfeld. 

Im Fokus der Forschungsarbeiten stehen die Bereitstellung von Strom, 

Wärme und Kraftstoffen für industriell-gewerbliche Anlagen, Systeme und 

Komponenten für netzgebundene (Bio-) Energieanlagen sowie die lokale 

Versorgungsinfrastruktur für den (Elektro-) Mobilitätssektor sowohl im 

nationalen als auch internationalen Kontext. 

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FlexFuture – Integration von 

Biogasanlagen in Netze mit hohem 

Anteil fluktuierender Stromerzeuger 

Um eine möglichst hohe regenerative Stromerzeugung bei gleichzeitiger Einhaltung 

der Leistungsbegrenzung am NVP sicherzustellen, wurde die Steuerung der Biogasanlage 

Zellerfeld optimiert. Das übergeordnete mathematische Optimierungsziel 

besteht dabei in der Ertragsmaximierung für den Biogasanlagen-Betreiber. Bei der 

Fahrplanerstellung werden unter Berücksichtigung der tagesaktuell prognostizierten 

Photovoltaik-Einspeiseleistung 32 Stunden-Fahrpläne für Biogasanlagen generiert. 

Die Optimierung berücksichtigt zudem den tagesaktuellen Strompreis der europäischen 

Strombörse EPEX SPOT SE, tagesaktuelle Wetter- und Einstrahlungsprognosen 

sowie den aktuellen Gasspeicherfüllstand der Biogasanlage. Nebenbedingungen 

bzw. einschränkende Parameter für die entwickelte Optimierung werden durch 

die Leistungsfähigkeit der Biogas-BHKW sowie den internen (Biogasanlage) und 

externen (Nahwärmenetz) Wärmebedarf definiert. Die Rahmenbedingungen eines 

angrenzenden Verteilnetzes mit einem hohen Anteil fluktuierender Stromerzeuger 

werden ebenfalls berücksichtigt. 

Fördermittelgeber: Bundesministerium 

für Wirtschaft und Energie (BMWi) 

Förderprogramm: Energetische 

Biomassenutzung 

Projektbudget: 313.348 € 

Ansprechpartner: 


Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 



Bereichsleiter Industrielle Energiesysteme 

Tel +49 841 / 9348-6474 


Kooperationspartner: 

Biogas Zellerfeld GmbH & Co. KG 

BURGHART GmbH & Co. KG 

Lechwerke AG 

PROLiGNIS Energie Consulting GmbH 

UTS Products GmbH 

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Abbildung 1: Demonstrationsanlage Biogasanlage Zellerfeld/Egling an der Paar. 

Quelle: Google Maps, eigene Darstellung. 

Im Zuge des Zubaus regenerativer Stromerzeuger ist zukünftig zunehmend mit dem 

Auftreten von Engpässen in den Verteilnetzen zu rechnen. Einen vielversprechenden 

Ansatz diesen Herausforderungen zu begegnen stellen der Lastausgleich und die 

Kappung von Lastspitzen auf lokaler Ebene dar. Dabei bietet insbesondere die regelbare 

dezentrale Stromerzeugung durch Bioenergieanlagen die Möglichkeit größere 

Strommengen aus Erneuerbare Energien-Anlagen mit geringen Zusatzinvestitionen 

und Energieverlusten bereitzustellen. Eine nachhaltige und wirtschaftliche Alternative 

besteht insbesondere in der Einbindung von Biogasanlagen zur Verteilnetzstabilisierung. 

Aufgrund der Speicherbarkeit des Energieträgers Biogas können die Anlagen 

in Blockheizkraftwerken (BHKW) flexibel und bedarfsgerecht Strom und Wärme erzeugen 

und damit als ausgleichendes Element zu fluktuierenden Erzeugern agieren. 

Ein flexibler Betrieb von Biogasanlagen bedeutet hierbei, dass im Fall einer hohen 

Photovoltaik-Einspeiseleistung die Biogas-BHKW heruntergefahren werden. In Zeiträumen 

geringer solarer Einstrahlung kann wiederum eine Erhöhung der Einspeiseleistung 

der Biogas-BHKW erfolgen. 

Das übergeordnete Ziel des Projekts „FlexFuture“ bestand in der Entwicklung 

einer übertragbaren Steuerung zur automatisierten, verteilnetzorientierten Fahrplangestaltung 

für flexible Biogasanlagen. Ein Beispiel für die gelungene Umsetzung einer 

solchen Steuerung stellt das Demonstrationsobjekt Biogasanlage Zellerfeld in Egling 

an der Paar (Biogasanlage Zellerfeld), mit einer Bemessungsleistung von 820 

kW el, dar (Abb. 1). Am Netzverknüpfungspunkt (NVP) Zellerfeld sind die Biogasanlage 

Zellerfeld mit einer maximalen Einspeiseleistung der Biogas-BHKW von 1.438 

kW el und die Photo voltaik-Freiflächenanlage Wolfsgrube mit einer an den Wechselrichtern 

auf 5.000 kW el begrenzten Einspeiseleistung angeschlossen. Somit sind am 

NVP regenerative Einspeiseanlagen mit einer maximalen Gesamtleistung von 6.438 

kW el installiert. Bei hoher solarer Einstrahlung übersteigt die Gesamtstromerzeugung 

(6.348 kW el) die Leistungsschaltergrenze (5.000 kW el) am NVP, wodurch ein 

Überstromzeitschutz aktiviert und sämtliche Stromerzeuger am NVP vom Stromnetz 

getrennt werden (Abb. 2). 

Abbildung 2: Beispielhafte Auslastung am NVP 

der Biogasanlage Zellerfeld ohne optimierten 

Fahrplan (25.06.2017). 

Abbildung 3: Tatsächlicher Anlagenbetrieb am 

NVP der Biogasanlage Zellerfeld mit optimiertem 

Fahrplan (25.06.2017). 

Im Rahmen einer umfänglichen Datenerfassung zur Validierung der entwickelten 

Steuerung wurde zudem ein Anlagen-Monitoring-System an der Biogasanlage 

Zellerfeld installiert. Zur Validierung der entwickelten Fahrpläne ermöglicht das 

Monitoring-System einen Abgleich zwischen der durch Optimierung berechneten 

und tatsächlich eingespeisten Leistung der Biogas-BHKW. 

Innerhalb des Vorhabens konnte erfolgreich nachgewiesen werden, dass die 

Biogasanlage Zellerfeld auf den erwarteten Einspeiseverlauf der am gleichen NVP 

angeschlossenen Photovoltaikanlage reagiert. Durch die flexible, an die mögliche 

lokale Photovoltaikanlagenerzeugung gekoppelte Betriebsweise der Biogasanlage 

können Einspeisespitzen im Netz gekappt und hin zu Zeiten geringerer Netzauslastung 

verschoben werden (Abb. 3). Die optimale, räumliche und zeitliche Auslastung 

der regionalen Verteilnetze kann dadurch verbessert und der Investitionsbedarf in den 

Netzausbau auf Verteilnetzebene potenziell verringert werden. 

Aufgrund sehr hoher und volatiler Einspeisegradienten der Photovoltaikanlage 

und der trägen Leistungsabfahrgradienten eines Biogas-BHKW ist zum Ausgleich 

der Netzkapazitäten als nächster Entwicklungsschritt eine räumlich und zeitlich hochaufgelöste 

lokale Vorhersage der Photovoltaik-Einspeiseleistung über Wolkentracking 

geplant. Diese Vorhersagen sollen als Eingangsparameter zur Entwicklung einer 

selbstlernenden, automatisch reagierenden BGA-Steuerung mit Steuerungsintervallen 

im Sekundenbereich zur Vermeidung kurzfristiger, tageszeitlich auftretenden Überlastungen 

im Verteilnetz herangezogen werden. 

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Fördermittelgeber: 

Bundesministerium für Ernährung 

und Landwirtschaft (BMEL) 

Förderprogramm: 

Nachwachsende Rohstoffe 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-3420 




Tel +49 841 / 9348-6474 



AGCO Deutschland GmbH 

Fachverband Biogas e.V. 

regineering GmbH 

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Biogas in Bewegung – Biogas als 

Kraftstoff für die Landwirtschaft 

Gastrocknung 

Entschwefelung 

CO 2 -Abscheidung 

Speicherung 

Betankung 

Abbildung 1: Prozessstufen der partiellen Biogasaufbereitung, -speicherung und -betankung. 

Der landwirtschaftliche Maschinenpark wird derzeit mit nahezu 100 % fossilen Kraftstoffen 

betrieben. Aufgrund des fortschreitenden Klimawandels müssen auch die 

Treibhausgasemissionen von Landmaschinen signifikant reduziert werden. Eine Option 

hierfür ist der Einsatz von alternativen Antrieben und Kraftstoffen. 

Ein vielversprechender Ansatz besteht in der dezentralen Nutzung von Biogas 

als Kraftstoff für landwirtschaftliche Nutzfahrzeuge. Gegenwärtig beschränkt sich die 

Biogasnutzung hauptsächlich auf die Umsetzung in stationären Motoren in Blockheizkraftwerken 

zur Strom- und Wärmebereitstellung. Alternativ hat sich in den letzten 

Jahren der Verwertungsansatz einer Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität, dem 

sogenannten Biomethan, durchgesetzt. Das Biomethan wird als Erdgassubstitut in das 

bundesweite Verteilnetz eingespeist. Die Aufbereitung umfasst dabei unterschiedliche 

Verfahrensschritte zur Realisierung einer definierten, einspeisegerechten Gasqualität 

(siehe Abb. 1). Dabei stellt die CO 2 -Abscheidung einen besonders energie- und 

kostenintensiven Teilaspekt dar, wodurch die konventionelle Biogasaufbereitung nach 

aktuellem Stand lediglich bei hohen Produktionsraten wirtschaftlich umsetzbar ist. 

Durch den Wegfall der EEG-Förderung bestehender Biogasanlagen ab dem 

Jahr 2020 werden spätestens zu diesem Zeitpunkt neue Wege der Verwertung bzw. 

der Vermarktung notwendig, da sonst der wirtschaftliche Betrieb vieler Anlagen nicht 

mehr gewährleistet werden kann. Biogas als Kraftstoff kann hierbei eine vielversprechende 

alternative Einkommensquelle darstellen. Für die Nutzung in mobilen, leicht 

angepassten Dieselmotoren von landwirtschaftlichen Nutzfahrzeugen kann das Biogas 

jedoch voraussichtlich einen deutlich höheren CO 2 -Anteil als Erdgas aufweisen. 

Damit wäre eine einfachere, auch im kleinen Leistungsbereich kostengünstige und 

damit wirtschaftliche Aufbereitung des Biogases möglich. Mit der direkten Nutzung 

von partiell aufbereitetem Biogas in landwirtschaftlichen Nutzfahrzeugen könnten sowohl 

die (energetische) Effizienz als auch die wirtschaftliche Rentabilität der Biogaserzeugung 

erheblich gesteigert werden. Insgesamt ergibt sich ein deutschlandweites 

Potenzial von insgesamt 340 Tankstellen bis 2027 und knapp 1.100 Tankstellen bis 

2032. Das Absatzpotenzial von Biogastraktoren bzw. von Umrüstsätzen für bestehende 

Traktoren liegt bei mehr als 3.000 Fahrzeugen bis 2027 und mehr als 10.000 

Fahrzeugen bis 2032. 

Im Rahmen des Forschungsprojekts „Biogas in Bewegung“ wurden daher Untersuchungen 

zur technischen und wirtschaftlichen Machbarkeit einer partiellen Aufbereitung 

von Biogas bei kleinen Durchsätzen zur dezentralen Nutzung in landwirtschaftlichen 

Nutzfahrzeugen durchgeführt. Anhand von Verbrennungsversuchen an einem 

Einzylinder-Versuchsaggregat wurde nachgewiesen, dass ein leistungsäquivalenter 

Betrieb bei einem CO 2 -Anteil im Brenngas von bis zu 25 % prinzipiell möglich ist. 

Für die Biogasaufbereitung stehen mit der Druckwasserwäsche, der organischen 

Lösungsmittelwäsche, der Aminwäsche, der Druckwechseladsorption, dem 

Membranverfahren und der kryogenen Gastrennung vielfältige Möglichkeiten zur Abscheidung 

der CO 2 -Fraktion aus dem Rohbiogasstrom zur Verfügung. Basierend auf 

den verfügbaren Technologien wurden Aufbereitungs-, Speicher-, und Betankungskonzepte 

zur Bereitstellung des Kraftstoffs mit entsprechender Gasqualität entwickelt. 

Unter den etablierten Verfahren zur CO 2 -Abscheidung wurden die Druckwasserwäsche 

und die membranbasierte Gastrennung als vielversprechende Ansätze zur 

Darstellung eines wirtschaftlichen Betriebs im kleinen Maßstab identifiziert. Bedingt 

durch die geringeren Anforderungen an die Produktgasqualität lassen sich beide 

Verfahren für den vorliegenden Verwertungsansatz vereinfachen und deutlich kostengünstiger 

als bisherige Aufbereitungsverfahren realisieren. 

Die Konzeption stützt sich dabei auf eine verfahrenstechnische Modellierung 

der einzelnen Prozessschritte zur gesamtheitlichen Auslegung und Optimierung des 

Aufbereitungssystems. Zur Validierung der Simulationsmodelle und zum Nachweis 

der technischen Umsetzbarkeit wurden erste Versuche an einer Anlage zur Druckwasserwäsche 

im Labormaßstab durchgeführt (siehe Abb. 2). Aus der Konzeptentwicklung 

und experimentellen Validierung geht hervor, dass eine wirtschaftliche 

Umsetzung des Verwertungsansatzes basierend auf einer CO 2 - Abscheidung mittels 

Druckwasserwäsche bereits ab einem Rohbiogasstrom von 7 Nm 3 /h darstellbar ist. 

Dabei ergeben sich aus der Dieselsubstitution einer einzelnen Aufbereitungs- und 

Betankungsanlage bei einer umfassenden ökobilanziellen Betrachtung jährliche 

CO 2 -Einsparungen von bis zu 20 t CO 2 ,Äq. Nach der erfolgreichen Umsetzung auf 

der konzeptionellen Ebene und im Labormaßstab wird im Anschluss an das Projekt 

die Realisierung einer Pilotanlage an einer realen Biogasanlage angestrebt. 

1 Kolonne (H=1,75 m; d=0,3 m) 

2 Wassertank 

3 Wasserpumpe 

4 Gasmischsystem 

5 Überstromventil 

6 Durchflussmessung – Gas 

7 Durchflussmessung – Wasser 

8 Gasanalyse 

Abbildung 2: Laboranlage zur Biogasaufbereitung mittels Druckwasserwäsche. 

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Entwicklung von Biomasse-Industriekraftwerken 

zur Vollversorgung 

mit Prozessdampf 

Die Projektergebnisse zeigen, dass sich über die Einbindung eines Dampfspeichers 

der Deckungsanteil mit begrenztem Aufwand auf bis zu 100 % der benötigten Dampfmenge 

erhöhen lässt. Bei Biomasse-Heizkraftwerken mit einem Dampflieferbereich 

zwischen 8 und 19 Tonnen pro Stunde ist es bereits mittels relativ kleinen Speichern 

(ca. 50 m³) möglich den Deckungsanteil von 65 % auf 95 % zu steigern. Abhängig von 

der jeweiligen Fördersituation, den fossilen Dampfkosten sowie des gesamten Dampfsystems 

kann der Einsatz von Dampfspeichern zu wirtschaftlichen Vorteilen führen. 

Fördermittelgeber: 

Bundesministerium für 

Wirtschaft und Energie (BMWi) 


Zentrales Innovationsprogramm Mittelstand 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 

wilfried.zörner@thi.de 



Tel +49 841 / 9348-6474 



Prolignis Energie Consulting GmbH 

Holzbefeuerte Biomasse-Heizkraftwerke sind zu einer großen Zahl in Deutschland verbaut 

und dienen meist zur gleichzeitigen Bereitstellung von Strom und Wärme. Mehr 

als ein Drittel des bestehenden Anlagenparks liefert Wärme in Form von Prozessdampf 

an Industriekunden. Diese Dampfversorgung zeichnet sich durch hohe sowie 

abrupte Schwankungen auf Seiten des Bedarfs aus. Die Dampfauskopplung an der 

Kraftwerksturbine kann üblicherweise nur in einem anlagenspezifischen Minimal- und 

Maximalband betrieben werden. Dies reicht oft nicht aus um den großen Schwankungsbereich 

von Industrieverbrauchern abzudecken, wodurch dann nur die Grundlast 

des Dampfbedarfes (typischerweise 60-70 % der benötigten Dampfmenge) geliefert 

werden kann. Zur Erhöhung und Optimierung der Dampflieferung wurde im beschriebenen 

Projekt die Integration von Dampfspeichern in den Wasserdampfkreislauf von 

Biomasse-Heizkraftwerken untersucht. Ziel war es die Dampflieferung an Industriekunden 

zu erhöhen und zu optimieren. 

Über die Entkopplung der Dampfentnahme und der Dampflieferung durch 

einen hochflexiblen Ruths-Dampfspeicher soll der Deckungsanteil erhöht und 

somit die fossile Spitzenlasterzeugung verringert werden. Der Dampfspeicher soll 

es ermöglichen auf der Entnahmeseite (an der Turbine) eine möglichst konstante 

Entnahme dampfmenge zu erzielen, um so den Prozess zu stabilisieren. Auf der Seite 

des Industriekunden können durch den Dampfspeicher höhere Lastspitzen und Lasteinbrüche 

der Abnahme gedeckt werden (siehe Abb. 1). 

In einer breit angelegten Simulationsstudie, welche anhand von Messdaten 

eines bestehenden Biomasse-Heizkraftwerks validiert wurde, konnten verschiedene 

Anlagenfälle und Dampflastprofile berechnet und analysiert werden. 

Dampfbedarf {kg/s} 

10 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0 50 100 150 200 250 300 350 

Abbildung 2: Beispielhafte Deckung des Dampfbedarfs mit und ohne Dampfspeicher 

(Betrachtungszeitraum 2 Wochen, Dampfspeicher 100 m 3 ) 

8 

7 

Zeit {h} 

Fossil erzeugter Dampf 

Biomasse-Dampf aus Speicher 

Biomasse-Dampf konventionell 

Dampfbedarf Dampfspeicherbetrieb Konventioneller Betrieb 

Biomasse Heizkraftwerk 

Industrieverbraucher 

Dampfbedarf {kg/s} 

6 

5 

4 

Turbine 

3 

2 

Konventioneller Anschluss 

Dampfspeicher 

Abbildung 1: Schematischer Aufbau der konventionellen Dampfversorgung sowie der Dampfversorgung 

über ein Speichersystem 

Druck {MPa} 

1 

1.8 

1.7 

1.6 

1.5 

1.4 

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 

Zeit {h} 

Abbildung 3: Beispielhafter Betriebsverlauf mit und ohne Dampfspeicher (100m 3 ) 

18 

19

Energiesystemtechik 

Der Forschungsbereich Energiesystemtechnik 

widmet sich Fragestellungen zur kostenoptimalen 

Integration von fluktuierenden Erneuerbaren 

Energien in das übergeordnete Energiesystem. 

Im Rahmen von sektorübergreifenden, techno-ökonomischen 

Systemanalysen stehen energiewirtschaftliche und energiepolitische 

Zusammenhänge und der regulatorische Rahmen sowie das 

Energiemarktdesign im Mittelpunkt der Forschungsaktivitäten. 

20 

Foto: Shutterstock 

21

Energiesystemtechnik 


Optimaler Anteil und Systembeitrag von 

Bioenergie in gekoppelten Elektrizitätsund 

KWK-Systemen (in Deutschland) 




Energetische Biomassenutzung 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-5025 



Dialogik GmbH 

Institut für Energiewirtschaft und Rationelle 

Energieanwendung (IER) der Universität Stuttgart 

140 GW 

Die Bioenergie kann eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung der Energiewirtschaft 

einnehmen. Jedoch werden die diversen Bioenergietechnologien in bisherigen 

Studien meist nur mit geringer Detailtiefe abgebildet und in nur einer Erzeugungsgruppe 

(Bioenergie) zusammengefasst. So wird die Bioenergie häufig stark vereinfacht 

als Grundlastband dargestellt, ein flexibler Beitrag zur Energieversorgung wird 

nicht berücksichtigt. Eine Unterscheidung nach verschiedenen Bioenergieträgern 

(z. B. Biogas, Biomethan, Biokraftstoffe oder feste Biobrennstoffe) und Leistungsklassen 

findet nicht statt (siehe Abb. 1). In speziellen Bioenergie-Systemstudien 

werden die unterschiedlichen Technologien oft nur vergleichend untersucht, ohne 

Verbindung zum Gesamtsystem. Ein Bezug zum steigenden Bedarf an flexibel einspeisenden 

Aggregaten (z. B. Biogas-BHKWs) im Stromnetz aufgrund des stetigen 

Ausbaus fluktuierender EE wird häufig nicht ausreichend hergestellt. 

Ziel des Projekts ist es daher den optimalen Systembeitrag der Bioenergie 

im zukünftigen Energiemix Deutschlands zu identifizieren. Dabei soll die Lücke bei 

der Abbildung der Bioenergie in Elektrizitätsmarkt- und Energiesystemmodellen 

geschlossen werden und der Beitrag bzw. der Einfluss der Bioenergie in den 

gekoppelten Strom-, Wärme- und Mobilitätssektoren untersucht werden. Es werden 

die Wechselwirkungen der Bioenergie mit anderen Flexibilitätsoptionen betrachtet 

und verschiedene technische Lösungen zur Energiebereitstellung durch Biomasse im 

System bewertet. Hierzu wird das relevante Spektrum an flexiblen Bioenergietechnologien 

(z. B. Biogas-BHKW, BMHKW, Biomethan-BHKW) mit anderen Technologieund 

Flexibilitätsoptionen (z. B. DSM, Speicher, Power-to-Heat, flexible konventionelle 

Kraftwerke) verglichen. Für das Zieljahr 2050 sowie die Stützjahre 2030 und 2040 

werden die optimalen Anteile der Bioenergie zu minimalen Systemkosten unter 

Berücksichtigung energie- und klimapolitischer Ziele abgeleitet. 

800g/kWh 

Mit Hilfe des projektinternen Elektrizitätsmarktmodells „E2M2-Bio“ der Universität 

Stuttgart, welches den Strom- und Wärmemarkt gekoppelt abbildet sowie den 

Mobilitätssektor berücksichtigt, können auf Basis modelltechnischer und systemanalytischer 

Methoden belastbare Aussagen über den zukünftigen Beitrag flexibler 

Bioenergieanlagen im Energiesystem getroffen werden. Hierzu werden konkurrierende 

Technologieoptionen unter einheitlichen Rahmenbedingungen für verschiedene 

Zukunftsszenarien zur kostenoptimalen Einhaltung der Klimaschutzziele untersucht. 

Der Systembeitrag und die technische Verfügbarkeit von flexiblen Bioenergieanlagen 

werden ermittelt und bewertet. In diesem Kontext werden auch die Wechselwirkung 

der Bioenergie mit anderen Flexibilitätsoptionen wie Speichern, Power-to-X und 

flexiblen konventionellen Kraftwerken analysiert. 

Parallel zur Modellentwicklung finden vier Workshops in Stuttgart, Ingolstadt 

und Neuburg a. d. D. statt. Zu diesen werden Fachexperten aus den Bereichen Bioenergie 

und Energiesystemmodellierung sowie Vertreter aus der Politik und aus Verbänden 

eingeladen, um die Eingangsparameter, die Methodik und die Ergebnisse zu 

diskutieren. Die Anregungen der wissenschaftlichen Experten und der Praxispartner 

fließen in die Modellierung ein und sollen die Validität der Ergebnisse sichern. 

Die methodische Vorgehensweise und beobachteten Systemeffekte werden 

als Projektergebnis in einem Methodenhandbuch „Bioenergie als Flexibilitätsoption 

im System“ für zukünftige Energiesystembetrachtungen dokumentiert, wodurch ein 

breiter Wissenstransfer gewährleistet wird. Das Methodenhandbuch beinhaltet die 

Eingangsparameter des Modells sowie die Modellergebnisse. Daraus werden Kennwerte 

für die adäquate Berücksichtigung der Bioenergie erarbeitet, was die Aussagekraft 

für künftige Studien stärkt. 

120 GW 

Technologie- und Szenariorahmen 

Stromerzeugung und -verbrauch 

100 GW 

80 GW 

60 GW 

40 GW 

600g/kWh 

400g/kWh 

200g/kWh 

CO2-Emissionsfaktor des Strommix 

Definition technisch-ökonomischer 

und ökologischer Parameter 

Modellanpassungen und 

-erweiterungen von E2M2-Bio 

zur Sektorenkopplung 

Modellgestützte Analyse: 

Systembeitrag des flexiblen Einsatzes von Bioenergieanlagen 

Runder Tisch 

Runder Tisch 

Runder Tisch 

20 GW 

0 GW 

0g/kWh 

8. Mai 08:00 16:00 9. Mai 08:00 16:00 10. Mai 08:00 16:00 11. Mai 08:00 16:00 12. Mai 08:00 16:00 13. Mai 08:00 16:00 14. Mai 08:00 16:00 15. Mai 

Methodenhandbuch: 

Modelltechnische Implementierung der Bioenergie in Energiesystemmodelle 

Konv. Kraftwerke Solar Wind Onshore Wind Offshore Wasserkraft Biomasse Stromverbrauch 

Runder Tisch 

Abbildung 1: Aktuell Einsatz der Bioenergieanlagen als Grundlastband: Woche 08.-14.05.2017. 

Quelle: Agora Energiewende, Stand 08.03.2018. 

Abbildung 2: Übersicht der Projektbearbeitung. 

22 

23



Fördermittelgeber: Bundesministerium für 

Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) 

Förderprogramm: Energie- und Klimafonds 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-5025 



Kraftwerke Haag (KWH) Netz GmbH 

Stadtwerke Rosenheim GmbH & Co. KG 

Biogasanlagen als Akteur in 

intelligenten, regionalen Märkten 

Um Engpässe im Stromnetz zu verhindern wird aktuell durch das Einspeisemanagement 

(EinsMan) bereits ein nicht zu vernachlässigender Anteil des erneuerbaren 

Stroms abgeregelt (nach Angaben der Bundesnetzagentur betraf dies ca. 2,3 % der 

mittels Erneuerbare Energien produzierten Strommenge im Jahr 2017). Die von der 

Abregelung betroffenen Strommengen werden als Ausfallarbeit bezeichnet und der 

Anlagenbetreiber erhält hierfür eine Ausfallentschädigung. Die Abschalthäufigkeit und 

-dauer steigt seit Jahren stetig an, was zugleich zu einem Anstieg der Verluste des 

Erzeugungspotential aus Erneuerbaren Energien führt. Damit sind auch die Kosten für 

das Engpassmanagement deutlich gestiegen (siehe Abb. 1). Zudem ist die aus Sicht 

der Versorgungssicherheit aktuell notwendige Abschaltung von Erneuerbaren Stromerzeugungsanlagen 

widersprüchlich zu den eigentlichen Zielen der Bundes regierung, 

den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung zu erhöhen. 

Unter dem Begriff Smart Market bzw. intelligenter Markt in einem Netzcluster wird 

im Projekt SmartBio ein Marktmechanismus verstanden, mit dessen Hilfe flexible 

Kapazitäten ökonomisch in die Lage versetzt werden, intelligent auf Netzengpässe zu 

reagieren. Der Smart Market wird ausschließlich in Momenten der „gelben Ampelphase“ 

des Verteilnetzes aktiviert, d. h. kurz bevor eine Abregelung von Erneuerbaren 

Energien-Kapazitäten in den Verteilnetzen erforderlich wird. Somit ist die Aktivität des 

Smart Markets temporär auf die „gelbe Ampelphase“ begrenzt und umfasst lediglich 

das von der Abregelung betroffene Netzcluster (Regionalität). Der untersuchte Smart 

Market versteht sich dabei als Ansatz, welcher gegenüber den aktuellen Strommärkten 

physikalische regionale Restriktionen des Netzes berücksichtigt (siehe Abb. 2). 

Die bisher in Verteilnetzen durch Abregelung ungenutzten erneuerbaren Strommengen 

sollen so nutzbar gemacht und die Kosten für die Engpassbewirtschaftung 

entsprechend reduziert werden. 

1.400 

1.200 

1.000 

Kosten in Mio. € 

800 

600 

400 

Abbildung 2: Illustrative Zuordnung der gegenwärtigen Mechanismen im 

Strommarkt zu den Ampelphasen und der Aktivierung des SmartMarket. 

Abbildung 3: Wettbewerb der Flexibilitätsoptionen 

im von EinsMan betroffenen Netzcluster. 

200 

0 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Netzreserve Countertrading Redispatch Einspeisemanagement (EinsMan) 

Abbildung 1: Entwicklung der Gesamtkosten für Engpassmanagement. Quelle: Bundesnetzagentur, 

eigene Darstellung. 

Auf der Verteilnetzebene, welche sich aus Niederspannungs- (NS), Mittelspannungsebene 

(MS) und Hochspannungsnetz (HoS) zusammensetzt, hat sich die Anzahl der 

Marktteilnehmer in Form von dezentralen Erzeugungsanlagen im Zuge der Energiewende 

erhöht. Diese speisen uni- bzw. bidirektional und volatil, oder auch auf Abruf, 

in das Netz ein. Es bestehen dadurch vielfältige technische Freiheitsgrade, welche zur 

Entlastung der regionalen Stromnetze genutzt werden könnten. 

Im Projekt SmartBio wird untersucht, welche Bedeutung Biogasanlagen in 

einem intelligenten Markt zur Vermeidung von Ausfallarbeit zukommen kann und wie 

hoch deren mögliches zusätzliches Erlöspotential in diesem Markt ausfallen könnte. 

Dadurch sollen die Akteure der Biogasbranche das Potenzial eines solchen zukünftigen 

Marktes abschätzen können und dessen Einflussgrößen kennen lernen. Zudem 

soll im Projekt SmartBio die mögliche elektrische Flexibilität, unter Anreiz eines 

solchen intelligenten Marktes techno-ökonomisch bewertet werden. Darüber hinaus 

sollen mögliche zukünftige energiewirtschaftliche Entwicklungen aufgezeigt und 

Handlungsfelder zur Gestaltung der Rahmenbedingungen beschrieben werden. 

Der Fokus von SmartBio liegt auf der Verteilnetzebene im süddeutschen 

Raum. Für eine in dieser Region zukünftige Versorgungsstruktur mit hohen Photovoltaik-Anteilen 

wird in Szenarien die perspektivische Ausfallarbeit simuliert. Aufgrund 

der Regionalität und Individualität der zunehmend dezentralen Erzeugungsstruktur in 

Deutschland werden mehrere repräsentative Netzgebiete für die Untersuchung festgelegt. 

Die aussagekräftigen Netzcluster werden aus typischen Netztopologien in den 

Versorgungsgebieten der Projektpartner abgeleitet. 

Mit einem rechnergestützten Modell wird der perspektivische Betrieb eines 

Smart Market abgebildet. Im Falle von prognostizierten Netzengpässen soll das 

Modell vor dem Engpass durch einen Marktmechanismus nach kosteneffizienten Alternativen 

zur Abregelung im Lösungsraum des Netzclusters suchen. Die dem Markt 

maximal zur Verfügung stehenden finanziellen Mittel dürfen dabei die Kosten für die 

Abregelung nicht überschreiten, um einen volkswirtschaftlichen Nutzen zu erzielen. 

Die Biogasanlagen stehen in den regionalen Smart Markets im Wettbewerb mit weiteren 

Marktakteuren wie z. B. Power-to-Heat und Lastmanagement (Siehe Abb. 3), 

welche ebenfalls eine hohe Flexibilität anbieten können. Das Modell berechnet, 

welche der temporär und lokal zur Verfügung stehenden flexiblen Kapazitäten den 

kostenoptimalen Technologiemix ergeben. Aus den Modellergebnissen wird schließlich 

das zusätzliche Erlöspotential für Biogasanlagen ermittelt. 

Im Rahmen von drei projektbegleitenden Workshops werden die Plausibilität 

der Modellparameter und -ergebnisse sowie die Vorschläge für eine Implementierung 

des entwickelten Marktmechanismus validiert. 

24 

25


Der Forschungsbereich Gebäudeenergiesysteme 

widmet sich der sektorübergreifenden, 

dezentralen und regenerativen Energieversorgung 

auf Gebäude- und Quartiersebene. 

Die Forschungsarbeiten konzentrieren sich auf die Komponentenund 

Systemtechnik für die Sektorkopplung im Gebäude und Quartier, 

solare Energiesysteme, die Integration der Mobilität in die lokale 

Energieversorgung, Wärmenetze sowie die dezentrale, netzferne Energieversorgung 

sowohl im nationalen als auch internationalen Kontext. 

26 

27

Gebäudeenergie systeme 


Optimierte solarbasierte Energieversorgung 

im Einfamilienhaus 

mit Solarthermie und Photovoltaik 

Fördermittelgeber: Deutsche Bundesstiftung 

Umwelt (DBU) 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 



Bereichsleiter Gebäudeenergiesysteme 

Tel +49 841 / 9348-6840 



Steca Elektronik GmbH 

Neben den stetig steigenden Kosten für fossile Energieträger erhöhen sich auch die 

Kosten für Strom für Endverbraucher zunehmend. Daneben sinken die Installationskosten 

für Photovoltaikanlagen und die Einspeisevergütung des Photovoltaikstroms 

nimmt von Jahr zu Jahr ab. Die im Jahr 2012 erreichte Netzparität führt nun dazu, 

dass es für Nutzer von neuinstallierten Photovoltaikanlagen wirtschaftlich sinnvoll 

ist, den erzeugten Solarstrom selbst zu verbrauchen. Da allerdings reiner Eigenverbrauch 

ohne Speicher nur in begrenztem Umfang möglich ist, kommt es vermehrt 

zu einer Kopplung der Photovoltaikanlage mit der Wärmeversorgung im Gebäude. 

Diese Kopplung kann durch die Nutzung eines Heizstabes oder durch die effizientere 

Wärmepumpe realisiert werden. Damit rückt aber die Solarthermie in der solaren 

Wärmeerzeugung in den Hintergrund, trotz der Tatsache, dass die Wärmerzeugung 

durch Solarthermie aus exergetischer Sicht vorteilhaft ist. Daher wurde im Rahmen 

des Projekts PVSol untersucht, in welcher Konkurrenz die beiden solaren Systeme 

zueinanderstehen und wie sich Photovoltaik und Solarthermie mit Hilfe einer gemeinsamen 

Regelung in einem Einfamilienhaus energetisch sinnvoll ergänzen können. 

Grundlage der Analyse bildeten Systemsimulationen für unterschiedliche 

Flächenverhältnisse von Photovoltaikanlage und Solarthermie sowie verschiedene 

Gebäudestandards. Die Bewertung der energetischen Leistungsfähigkeit des 

Gesamtsystems wurde anhand des Deckungsanteils vorgenommen, was wiederum 

Rückschlüsse auf den Autarkiegrad ermöglicht. Durch eine Kopplung der Wärmeversorgung 

mit der elektrischen Energie bedarf es hinsichtlich des elektrischen Anteils 

einer Unterscheidung von Haushaltsstrom und Strom für die Wärmeversorgung. Diese 

Aufteilung ermöglicht die Ermittlung des Beitrags, welchen die einzelnen Systeme 

an der Deckung (thermisch und elektrisch) des Energiebedarfs bereitstellen. 

Abbildung 1 zeigt beispielhaft die Monatsdaten für den Strom- und Wärmeverbrauch 

sowie die Energiebereitstellung im Gebäude. Dabei werden die 

Erzeugung und der Verbrauch gesondert dargestellt, wobei der Netzbezug unter 

dem Aspekt der Erzeugung betrachtet wird. Das untersuchte System besteht aus 

einer Photovoltaikanlage mit Wärmepumpe und einer Solarthermieanlage. Das 

Diagramm zeigt den typischen Jahresverlauf. Der Haushaltsstrombedarf und der 

Brauchwarmwasserbedarf variieren nur sehr gering über das Jahr. Der Gesamtverbrauch 

liegt in den Wintermonaten durch den Heizwärmebedarf deutlich über 

dem der Sommermonate. Entsprechend verhält sich der Eigenverbrauch: Durch 

den höheren elektrischen Bedarf der Wärmepumpe in den Wintermonaten kann 

ein höherer Eigenverbrauch erreicht werden, auch weil in dieser Zeit die Solarerträge 

der Photovoltaikanlage deutlich geringer sind. Der geringe Verbrauch in den 

Sommermonaten führt dazu, dass hier der Wärmebedarf ausnahmslos über die 

Solarthermieanlage gedeckt werden kann (Dtherm). Somit wird in den Sommermonaten 

kein Strom der Photovoltaikanlage für Wärmezwecke genutzt (Del_therm). 

Durch den geringen Ertrag der Photovoltaikanlage in den Wintermonaten ist jedoch 

auch der Beitrag in dieser Zeit gering. Der Eigenverbrauch entsteht großteils durch 

den Haushaltstrombedarf (Del_el), und nur zu einem geringen Anteil durch den 

elektrischen Wärmepumpenbedarf (Del_therm). Prozentual resultiert daraus für die 

Solarthermieanlage (Dtherm) ein höherer Deckungs anteil, wobei hier erwähnt sei, 

dass die Kennzahl Del_therm den Deckungsanteil an der elektrischen Energie für 

die Wärmebereitstellung beschreibt. 

Für die Verbindung zwischen Solarthermie und Photovoltaik in Kombination 

mit einer Wärmepumpe wurde im Rahmen des Projekts eine gemeinsame Regelung 

entwickelt. Diese basiert auf einer Prädikation der Lasten und der Erzeugung. Die 

Ergebnisse zeigen, dass über die intelligente Regelung der elektrische Eigenverbrauch 

um 3-5 % gesteigert werden kann. 

Energiemengen [kWh] 

1.800 

1.600 

1.400 

1.200 

1.000 

800 

600 

400 

200 

0 

Erzeugung 

Netzstrombezug 

Heizung 

Del_el 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 

Abbildung 1: Monatsdaten der Strom-/Wärmeerzeugung und des -verbrauchs mit 40 m 2 Photovoltaikanlage 

und 10 m 2 Solarthermieanlage für den Gebäudestandard SFH15 (Bedarf: 15 kWh/(m 2 a)). 

Verbrauch 

PV-Ertrag 

Warmwasser 

Del_therm 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

Haushaltsstrom 

Eigenverbrauch 

Dtherm 

Erzeugung 

Verbrauch 

Erzeugung 

Verbrauch 

100% 

90% 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

0% 

Eigenverbrauch und Deckungsanteil [%] 

28 

29



Wärmenetze mit variablen 

Netztemperaturen als 

Anbieter von Regelleistung 

Aggregate 

Spannungshaltung 

Frequenzhaltung 

Eignung des Systems Dollnstein 

Speicher 

Residuallastausgleich 

Peak-Shaving 

Netzausgleich nach Fahrplan 

Tag-Nacht-Verschiebung 

Saisonaler Ausgleich 

sekündlich minütlich stündlich tageweise saisonal 



Abbildung 2: Einteilung der zeitlichen Eignung des Systems Dollnstein für die Bereitstellung von 

Systemdienstleistungen. 

Förderprogramm: Forschung für 

Energieeffizienz (EnEff: Wärme) 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2820 




Tel +49 841 / 9348-6840 



Kommunalunternehmen Energie Dollnstein 

Naturstrom AG 

Ratiotherm Heizung + Solartechnik GmbH & Co. KG 

Abbildung 1: Schematische Darstellung der Anlagenkomponenten des variablen Nahwärmenetzes Dollnstein. 

Wärmenetze bieten die Möglichkeit, regenerative Energien und Kraft-Wärme-Kopplung 

auch im Gebäudebestand einzusetzen und durch Vermeidung von mit fossilen 

Brennstoffen betriebenen Heizsystemen CO 2 -Emissionen effektiv zu senken. Nahwärmenetze, 

in denen gleichzeitig stromerzeugende (Blockheizkraftwerk) und stromabnehmende 

Aggregate (Heizstab, Wärmepumpe) eingesetzt werden, bieten zudem die 

Möglichkeit der Sektorkopplung zwischen Strom- und Wärmenetz. Hierbei kann die 

Speicherfähigkeit des Wärmenetzes genutzt werden, um Residuallasten im Stromnetz 

auszugleichen. Blockheizkraftwerke (BHKW) können positive, Wärmepumpen (WP) 

und Heizstäbe negative Regelenergie zur Verfügung stellen. Beide Möglichkeiten der 

Sektorkopplung hängen jedoch von den im Wärmenetz vorhandenen Speichermöglichkeiten 

und dem aktuellen Betriebszustand ab. Die integrierte Fahrweise bedingt 

hierbei eine intelligente Regelstrategie. 

Das Untersuchungsobjekt im Projekt „NATAR – Netze mit abgesenkter Temperatur 

als Anbieter von Regelleistung“, ist das Nahwärmenetz im Markt Dollnstein, das 

mit variablen Netztemperaturen betrieben wird. Es wurde bereits 2014 gebaut und 

war das erste seiner Art. Heizzentrale und Wärmenetz mit Übergabestationen sind 

schematisch in Abbildung 1 dargestellt. 

Die Kombination von zentralen und dezentralen Wärmeerzeugern ermöglicht den 

Betrieb mit variablen Netztemperaturen. Hierzu gehören verschiedene Komponenten, 

welche für die Kopplung zwischen Strom- und Wärmenetz genutzt werden können 

und bei intelligenter Regelung zu Synergieeffekten zwischen den Netzen führen. 

Zentral im Heizhaus sind ein BHKW sowie eine Großwärmepumpe. Dezentral finden 

sich Kleinst-Wärmepumpen in den Hausübergabestationen, die das Wärmenetz als 

Quelle nutzen. Auf diese Weise kann die Temperatur im Wärmenetz im Sommer auf 

unter 30 °C abgesenkt werden. Dadurch können die Wärmeverluste, die wesentlich 

von der Temperaturdifferenz zwischen Fluid und Umgebungstemperatur abhängen, 

reduziert werden. 

Im Projekt NATAR wird das Wärmenetz Dollnstein sowohl messtechnisch als 

auch simulativ untersucht, um verschiedene Möglichkeiten der Betriebsoptimierung 

zu analysieren. Im Zentrum der Forschungsarbeit steht hierbei die Frage, wie Energiesysteme 

im ländlichen Raum effizienter gestaltet werden können. Des Weiteren gilt es 

verschiedene Teilaspekte im Hinblick auf die Sektorkopplung und intelligente Energiesysteme 

zu analysieren. Die Auswertung von Messdaten und Simulationsergebnissen 

ermöglicht schließlich eine Aussage über die durch die Sommerabsenkung der Netztemperatur 

erreichte Energieeinsparung. Die Regelung der Anlagen wird abhängig 

von den Anforderungen des Stromnetzes und der Einbeziehung des Regelverhaltens 

der Komponenten optimiert. Wichtig hierbei sind auch Prognosen bzgl. der Wärmeabnahme, 

der solarthermischen Wärmeerzeugung sowie den Speicherfüllständen. 

Weiterhin sind Optimierungspotentiale bei den Hausübergabestationen zu untersuchen, 

wobei hier der Fokus auf der Einbindung in das System liegt. Die Vorgehensweise 

im Projekt ist in Abbildung 3 dargestellt. 

Messtechniknachrüstung 

Modellierung des Systems und 

Abgleich mit den Messdaten 

Simulation der Bereitstellung 

verschiedener Systemdienstleistungen 

Abbildung 3: Vorgehensweise im Projekt NATAR. 

Untersuchung 

des Systems Dollnstein 

Optimierung des Systems 

in der Simulation (und real) 

Wirtschaftliche Betrachtung und 

Entwicklung von Tarifkonzepten 

30 

31



Solarisierung der Wärmeversorgung 

bestehender urbaner Quartiere 

In den als geeignet eingestuften Gebäuden Hindenburgstraße 36 (HB36), Hindenburgstraße 

57 (HB57), Schubertstraße 12 (SB12) und Schubertstraße 21 (SB21) 

wurden insgesamt vier dezentrale Solarthermieanlagen installiert. Alle Konzepte 

wurden vorab in Systemsimulationen untersucht und bezüglich der Dimensionierung 

und Einbindung von Kollektorflächen und Wärmespeichern optimiert. Darüber hinaus 

sind die umgesetzten Anlagen mit umfangreicher Messtechnik ausgestattet, sodass 

eine Bewertung im realen Betrieb durchgeführt werden kann. Um einen direkten Vergleich 

der verschiedenen Einbindungskonzepte zu erleichtern, wurden alle Anlagen 

mit 71 m² Kollektorfläche gleich groß konzipiert. 

Fördermittelgeber: Bundesministerium für 

Wirtschaft und Technologie; Bundesministerium 

für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit; 

Bundesministerium für Bildung und Forschung 

Förderprogramm: Förderinitiative 

Energiespeicher 




Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 




Tel +49 841 / 9348-6840 



CitrinSolar GmbH 

Gemeinnützige Wohnungsbaugesellschaft 

Ingolstadt GmbH 

32 

Abbildung 1: Ansicht des Quartiers mit den verteilten Solarthermieanlagen. 

Raumwärme und Trinkwarmwasser machen mehr als 34 % des Endenergieverbrauchs 

in Deutschland aus. Da die Bereitstellung bei Temperaturen unter 100 °C 

erfolgt, könnte ein nennenswerter Teil dieser Energie aus Niedertemperaturwärmequellen, 

wie z. B. Solarthermie, bereitgestellt werden. Die geringe Sanierungsquote 

und die zunehmende Verdichtung im städtischen Raum erschweren aber in vielen 

Fällen die Errichtung aufwändiger, großer solarthermischer Systeme. 

Um dieser Herausforderung zu begegnen, wurde im Forschungsprojekt 

smartSOLgrid an einer Ingolstädter Wohnsiedlung das Konzept einer dezentralen 

Anordnung von Kollektorfeldern und Speichern entwickelt und erfolgreich erprobt. 

Im Rahmen des Verbundprojekts entwickelte das InES intelligente Hydraulik- und 

Regelungskonzepte für solarunterstützte Nahwärmenetze mit dem Ziel, die solarthermischen 

Anlagen bestmöglich in die bestehende Quartiersstruktur zu integrieren. In 

Zusammenarbeit mit den Projektpartnern wurden mehrere verteilte solarthermische 

Anlagen in ein bestehendes Wärmenetz eingebaut und anschließendem messtechnisch 

analysiert. Als Forschungsobjekt wurde ein Wärmenetz ausgewählt, an dem 

insgesamt rund 350 Wohnungen, verteilt über 14 Mehrfamilienhäuser, angeschlossen 

sind. Nur wenige der Gebäude weisen geeignete Dachflächen und Ausrichtungen 

für Solarthermieanlagen auf. Die Nachrüstung großer, zusammenhängender 

Kollektorflächen oder saisonaler Speicher gestaltete sich daher schwierig. Bedingt 

durch das Alter der Gebäude steht diesen Einschränkungen andererseits ein hoher 

Wärmeverbrauch gegenüber. Durch diese Randbedingungen stellt das Wärmenetz 

einen typischen Vertreter der städtischen Quartiere dar, auf welche das Forschungsvorhaben 

abzielte. 

Hindenburgstraße 

Für die Hindenburgstraße 36 wurde eine einfache Rücklaufeinspeisung in das Wärmenetz 

gewählt. Da die Wohnungsbaugesellschaft sowohl die Gebäude als auch die 

Solaranlagen und das Wärmenetz betreibt, ergibt sich hier im Gegensatz zur Einspeisung 

in ein fremdbetriebenes Wärmenetz kein Konflikt bei der Aufteilung von Erträgen 

und Verlusten auf Anlagen- und Netzbetreiber. Das Wärmenetz wird bisher mit einer 

Soll-Vorlauftemperatur von 80 °C und einer Soll-Rücklauftemperatur von 60 °C betrieben. 

Durch die reine Rücklaufeinbindung kann dieses für solarthermische Anlagen 

relativ hohe Temperaturniveau gegenüber einer Einspeisung in den Netzvorlauf teilweise 

kompensiert werden, da bereits Kollektortemperaturniveaus deutlich unter 80 °C 

zu einem Nutzwärmeertrag führen. Da im 9-stöckigen Gebäude Hindenburgstraße 57 

das Verhältnis von Dachfläche zu Wärmeverbrauch gering ist, stand eine reine Trinkwasseranlage 

im Fokus. Hierfür stellte der Einsatz eines Hygiene-Pufferspeichers mit 

Edelstahl-Wellrohrwärmetauscher zur Trinkwasservorwärmung eine effiziente Nachrüstlösung 

dar. Durch die Verwendung dieser Wellrohrwärmetauscher wird die Reduktion 

der Anlagenerträge durch die täglich durchzuführende thermische Desinfektion 

minimiert, da ein komplettes Durchheizen des Speichervolumens vermieden wird. 

Abbildung 2: Plan des bestehenden Nahwärmenetzes mit den neu installierten Solarthermieanlagen 

(weiß markiert). Quelle: Google Maps, eigene Darstellung. 

33



Schubertstraße 

Die Objekte Schubertstraße 12 und 21 sind, abgesehen von Dachausrichtung und 

Anzahl der Wohneinheiten, sehr ähnlich aufgebaut. In beiden Gebäuden ist eine Bestandsanlage 

vorhanden, die aus einem 750 l Vorwärmspeicher und 21 m² Vakuumröhrenkollektoren 

im Falle der Schubertstraße 12 bzw. 17 m² Flachkollektoren in der 

Schubertstraße 21 bestehen. In diesen Gebäuden ist das Verhältnis von Dachfläche 

zu Wärmeverbrauch deutlich besser als in der Hindenburgstraße 57. So ist bei Ausnutzung 

der vorhandenen Dachflächen im Sommer ein deutlicher Überschuss an 

Solarwärme vorhanden. Die naheliegende Lösung war daher, die Bestandsanlagen 

zur lokalen Trinkwasservorwärmung zu optimieren und die Überschüsse analog der 

Anlage in der Hindenburgstraße 36 in das Wärmenetz einzuspeisen. Bei anfallenden 

solaren Überschüssen wird der Pufferspeicher über eine zusätzliche Einspeisepumpe 

in den Netzrücklauf entladen, so dass die Wärme in anderen Gebäuden genutzt 

werden kann. Ebenso wird damit eine Stagnation der Anlage vermieden. In der 

Schubertstraße 12 wurden die Bestandskollektoren in die neue Anlage integriert, in 

der Schubertstraße 21 aufgrund des schlechten Zustands demontiert. 

Übersicht über die installierten Solarthermieanlagen 

in Hindenburg- (HB) und Schubertstraße (SB) 

Parameter HB 36 HB 57 SB 12 SB 21 

Flachkollektor Fläche in m² 71 71 71 71 

Vakuumröhrenkollektor 

Fläche in m² 

0 0 21 0 

Ausrichtung Kollektoren 40° Neigung Süd 40° Neigung Süd 10° Neigung West 40° Neigung Süd 

Größe Pufferspeicher in l 0 2.000 2.000 1.000 

4.000 

200 % 

Größe Bereitschaftsspeicher 

in l 

0 2.000 750 750 

Wärmenetzeinspeisung Komplett Nur Backup Anteilig Anteilig 

3.500 175 % 

3.000 150 % 

Lokale 

Warmwasserbereitung 

Nein Ja Ja Ja 

Ertrag in kWh 

2.500 125 % 

2.000 100 % 

1.500 75 % 

1.000 50 % 

500 

0 0 % 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Abbildung 1: Monatlicher Deckungsanteil (Simulation für Schubertstraße 21). 

Solarertrag Einspeisung Deckungsanteil 

Ergebnisse 

Mit Hilfe der erfassten Messergebnisse wurden die Simulationsmodelle verifiziert und 

die Erträge für ein Jahr am Standort Ingolstadt berechnet. In Abbildung 1 sind exemplarisch 

die Solarerträge, der Deckungsanteil zur lokalen Trinkwarmwasserbereitung 

und die in das Wärmenetz eingespeisten Energie der Schubertstraße 21 im Jahresverlauf 

dargestellt. 

Der Deckungsanteil in den Sommermonaten bewegt sich teilweise im Bereich 

bis über 140 % des Trinkwarmwasserverbrauchs inklusive Zirkulation. Dies wird durch 

die Einspeisung der Überschüsse in das Wärmenetz möglich. Es können demnach 

die Erträge, welche üblicherweise bei fehlender Abnahme im Sommer verloren gehen, 

durch die anderen Verbraucher im Netz genutzt werden. Bei geringer Einstrahlung 

steht trotzdem die Möglichkeit zur Verfügung, über das Trinkwasser eine Wärmesenke 

mit niedrigem Temperaturniveau zu erschließen und dadurch die Effizienz zu erhöhen. 

25 % 

Warmwasser-Deckungsanteil 

Anzahl direkt versorgter 

Wohneinheiten 

0 85 24 12 

Weitere Optimierungsmöglichkeiten 

Der Vergleich der unterschiedlichen Konzepte zeigt Vorteile für eine reine Netzeinspeisung 

aufgrund der geringen Komplexität und des entsprechend niedrigen Raumbedarfs. 

Eine zwei Meter breite Installationswand im Keller ist ausreichend, um alle 

Hydraulik- und Regelungskomponenten einzubauen. Die Erträge sind jedoch stark 

von der Netzrücklauftemperatur abhängig. Eine zukünftige Optimierung des Netzbetriebs 

im Untersuchungsobjekt, auch zur Reduzierung der Verteilverluste im Netz, ist 

daher empfehlenswert. Bisher zeigten die Ergebnisse deutlich höhere Rücklauftemperaturen 

als erwartet, was an fehlerhaften Einstellungen der zentralen Netzpumpe 

und einiger Unterstationen liegt. Darüber hinaus könnte eine Absenkung der Vorlauftemperatur 

im Sommer die Erträge erhöhen. Eine reine Trinkwasservorwärmung ist 

die effizienteste Integrationsvariante, erlaubt in diesem Fall jedoch nur einen begrenzten 

Beitrag zur Wärmeversorgung des Gesamtobjekts. 

Die dezentralen Einspeiser mit zusätzlicher Nutzung der Solarerträge vor Ort 

stellen die komplexeste Konfiguration in der Untersuchung dar. Ein wichtiger Ansatzpunkt 

zu weiteren regelungsseitigen Verbesserungen sind hier die Temperaturschwellen 

und Volumenströme der Überschusseinspeisung. Auch diese Anlagen würden von 

einer verbesserten Wärmenetzregelung profitieren. 

Blick auf die Kosten 

Die bisherigen Kosten bewegen sich ohne Förderung zwischen 11,7 Ct/kWh und 

18,9 Ct/kWh. Unter Berücksichtigung der Förderung durch die Kreditanstalt für Wiederaufbau 

(KfW) sowie der angesprochenen Betriebsoptimierungen des bestehenden 

Wärmenetzes, lassen sich die Kosten jedoch auf 8,3 bis 10,4 Ct/kWh reduzieren. 

Damit wurde das ursprünglich gesteckte Ziel von 8 bis 12 Ct/kWh erreicht. 

34 

35





Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 




Tel +49 841 / 9348-6840 



Ampard AG 

Audi AG 

Mobilität und Wohnen von morgen: 

Konzeptionierung und Modellversuch 

des Audi Smart Energy Network 

Klimaschutz spielt bereits heute eine große Rolle, sowohl in der Energiewirtschaft, als 

auch in der Automobilindustrie. Der Wandel in Richtung ökologischer Energiegewinnung 

und Mobilität ist bereits eingeläutet. Die zunehmende Einbindung regenerativer 

Strom- und Wärmeerzeuger in das Energieversorgungssystem bedingt eine Anpassung 

der bisherigen Versorgungsstrukturen und Betriebsweisen. Insbesondere volatile 

Stromerzeuger wie Photovoltaik- und Windenergieanlagen spielen hier eine große 

Rolle. Gleichzeitig bietet die Elektromobilität einen Schlüssel für den zukünftigen 

emissionsfreien Individualverkehr. So soll weltweit in absehbarer Zeit die Mehrzahl der 

Neuwagen elektrisch angetrieben sein. Die energetische Verknüpfung der Elektromobilität 

und ihrer dafür notwendigen Ladeinfrastruktur mit dem Sektor der privaten 

Haushalte kann dabei einen entscheidenden Beitrag für eine sichere und wirtschaftliche 

Energieversorgung und die Energiewende leisten. 

Vor diesem Hintergrund entwickelt das Institut für neue Energie-Systeme in 

Kooperation mit der Audi AG, Ingolstadt, und der Ampard AG, Zürich (Schweiz), 

konkrete Lösungen die Wohnen, Mobilität und Stromnetz intelligent miteinander verknüpfen. 

Kern des aktuell untersuchten Konzepts ist die Kombination von Photovoltaikanlagen 

mit stationären Batteriespeichern und E-Fahrzeugen (siehe Abb. 1). 

Im Zuge der Entwicklung und Optimierung des Konzepts wurden zunächst simulationsbasierte 

Systemanalysen durchgeführt, deren Ziel es war die technische und 

wirtschaftliche Machbarkeit solcher Systemkonfigurationen aufzuzeigen. Abbildung 

2 stellt exemplarisch die Wirtschaftlichkeit verschiedener Systeme im Vergleich zum 

Audi Smart Energy Network gegenüber. Es zeigt sich, dass bereits Elektrofahrzeuge 

mit reinem Netzbezug wirtschaftlich vorteilhaft gegenüber den heute üblichen, 

energetisch getrennten Systemen (Fahrzeug mit Verbrennungsmotor) sind. Das Audi 

Smart Energy Network ist jedoch nochmals ökonomischer, weil hier, neben einer weiteren 

Senkung der Strombezugskosten, auch noch zusätzlich Einnahmen generiert 

werden können, z. B. durch die Bereitstellung von Regelleistung. 

Basierend auf den umfassenden Analysen der Systemkonzeptionierung wird 

von den Projektpartnern ein Modellversuch in mehreren Test-Haushalten, die über 

unterschiedlich dimensionierte Photovoltaikanlagen und einen Batteriespeicher verfügen, 

umgesetzt. Dieser Feldtest mit realen Anlagen, Fahrzeugen und Nutzern im 

Raum Ingolstadt und der Region Zürich wird vom Institut für neue Energie-Systeme 

mit Messungen, Simulationen und einer sozioökonomische Analyse wissenschaftlich 

begleitet. Die dabei erhobene Datenbasis und die aus den laufenden Analysen 

abgeleiteten Erkenntnisse fließen in die weitere Optimierung des Systems ein und 

bilden damit die Basis, technisch und wirtschaftlich zukunftsweisende Konzepte zur 

energetischen Kopplung der Elektromobilität mit privaten Haushalten und der Energieversorgung 

eingehend zu untersuchen. 

36 

Abbildung 1: Verknüpfung von Wohnen, Mobilität und Stromnetz. 

Mit der integrierten Steuerungssoftware des Gesamtsystems wird der Solarstrom 

unter Berücksichtigung des aktuellen oder planbaren Energiebedarfs von Auto, Haushalt 

und Heizung intelligent verteilt. Neben der optimierten Energieverteilung ist die 

Interaktion mit dem Stromnetz entscheidend: Sämtliche Einzelanlagen werden über 

eine integrierte Kommunikationsschnittstelle zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschaltet 

und im Verbund gesteuert. Die so vernetzten Heimspeicher können dabei 

Regelleistung für das Stromnetz bereitstellen, das heißt sie gleichen Schwankungen 

zwischen Erzeugung und Verbrauch aus und tragen zur Stabilisierung der Netzfrequenz 

bei. Gleichzeitig wird in den einzelnen Anlagen durch die intelligente Steuerung 

der Solarstrom-Eigenverbrauchsanteil erhöht und damit die Strombezugskosten 

für den Betreiber der Solaranlage verringert. 

Ausgaben 

Einnahmen 

Verbrennungsmotor (Standard) 

Elektrofahrzeug mit Netzbezug 

Elektrofahrzeug mit Audi Smart Energy Network 

Stromkosten 

Wärmepumpe 

Stromkosten 

Haushalt 

Kraftstoffkosten 

Stromkosten 

Elektrofahrzeug 

Invesititonskosten 

Audi Smart Energy System 

Einnahmen 

Einspeisevergütung 

Einnahmen 

Regelleistung 

Abbildung 2: Vergleich der jährlichen Energiekosten (Mobilität, Strom und Wärme) eines Privathaushalts 

für verschiedene Systemkonfigurationen (die Anschaffung von Fahrzeug und Gebäude ist nicht 

berücksichtigt, Anschaffungskosten für das Audi Smart Energy Network werden anteilig nach dem 

Energieverbrauch auch dem Fahrzeug zugerechnet, ebenso Vergütungen und Einnahmen). 

37


& Internationale 

Projekte 

Der Bereich Technologietransfer und 

Internationale Projekte widmet sich der 

Vernetzung der angewandten Forschung mit 

regionalen und internationalen Akteuren im 

Bereich der Erneuerbaren Energien. 

Im Sinne des regionalen Wissenstransfers zwischen der Hochschule 

und vor allem kleinen und mittelständischen Unternehmen werden 

Technologietransferprojekte initiiert. Im internationalen Umfeld stehen 

Kooperationen mit dem Ziel der gemeinschaftlichen, interdisziplinären 

Forschungszusammenarbeit sowie der Kapazitätsaufbau in Forschung 

und Lehre im Mittelpunkt. 

38 

39



Technologietransfer zwischen 

Mittelstand und Wissenschaft 

Projektinformationen 

Kompetenzzentrum Wärme&Wohnen 

Fördermittelgeber: Europäische Union; 

Bayerisches Staatsministerium für Bildung und 

Kultus, Wissenschaft und Kunst 

Förderprogramm: Europäischer Fonds 

für regionale Entwicklung (EFRE) 

Projektbudget: 2.637.788 € 



Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2820 



Bereichsleiter Technologietransfer & 

Internationale Projekte 

Tel +49 841 / 9348-6680 



Elektro Neuber GmbH 

ENERPIPE GmbH 

ENMA Energie Management GmbH 

Eta Energieberatung GmbH 

Gemeinnützige Wohnungsbaugesellschaft 

Ingolstadt GmbH 

Georg Bergsteiner GmbH 

Hoval GmbH 

Naturstrom AG 

Ratiotherm Heizung + Solartechnik GmbH & Co. KG 

RGS GmbH 

Solarbayer GmbH 

Stadtwerke Ingolstadt Netze GmbH 

Strawa Wärmetechnik GmbH 

Viessmann Deutschland GmbH 

Bei den anwendungsorientierten Forschungsarbeiten des InES steht der Praxisbezug 

im Mittelpunkt. Eine zentrale Rolle nehmen dabei die Schnittstellen zur Wirtschaft 

und die damit verbundenen Unternehmenskooperationen ein. Über Netzwerkprojekte, 

bei denen überwiegend kleine und mittelständische Unternehmen aus der Region 

beteiligt sind, intensiviert das InES darüber hinaus den Technologietransfer zwischen 

Wissenschaft und Wirtschaft. 

Mit dem Kompetenzzentrum Wärme&Wohnen sowie dem Innovationszentrum 

Biogas 4.0 werden diese Ziele konkret umgesetzt. Beide Projekte sind über den 

Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie über Mittel des Freistaats 

Bayern gefördert. 

Kompetenzzentrum Wärme&Wohnen 

Im Rahmen des 2016 gestarteten Forschungsprojekts Kompetenzzentrum 

Wärme&Wohnen entwickelt das InES zusammen mit einem Netzwerk aus 14 regionalen 

Unternehmen marktfähige Technologien für die innovative Wärmeversorgung von 

Wohngebäuden. Das Kompetenzzentrum bündelt damit das Know-how aus Wissenschaft 

und Wirtschaft im Sinne der Regionalentwicklung und verbessert den Technologietransfer 

zwischen der THI, den beteiligen Unternehmen und darüber hinaus. 

Die Abstimmung mit dem Projektkonsortium erfolgt über Netzwerktreffen, an 

welchen alle Unternehmenspartner sowie die zuständigen InES Mitarbeiter teilnehmen. 

Bei diesen Treffen werden generell Forschungsfragen diskutiert, die strategische 

Ausrichtung des Netzwerks festgelegt sowie öffentliche Veranstaltungen 

geplant. Die inhaltliche Bearbeitung der einzelnen Forschungsthemen erfolgt in den 

vier themenspezifischen Arbeitsgruppen (vgl. Abb. 1). Über die unterschiedlichen 

Schwerpunkt 

Grundlagen 

AG 

Systemabstimmung 

AG 

Verbraucherverhalten 

AG Sektorkopplung und 

Energiemanagement 

AG Rechtliche 

Rahmenbedingungen 

Abbildung 1: Die vier Arbeitsgruppen des Kompetenzzentrums Wärme&Wohnen untergliedern sich in die 

zwei Schwerpunktthemen Systemabstimmung und Sektorkopplung sowie in zwei Grundlagenarbeitsgruppen, 

welche den beiden erstgenannten Arbeitsgruppen zuarbeiten. 

Arbeitsgruppen werden technologische Herausforderungen der Wärmeversorgung 

von Gebäuden und Quartieren identifiziert und gemeinschaftlich bearbeitet. Des Weiteren 

erfolgt im Rahmen des Projekts die nähere Untersuchung sowie technisch-ökonomische 

Bewertung von innovativen Wärmekonzepten, Strom- und Wärmeerzeugungslösungen 

sowie Speicherlösungen. Ein wichtiger Faktor bei der Bewertung von 

Innovationspotentialen ist dabei die praktische Expertise der Unternehmenspartner. 

Bei den öffentlichen Veranstaltungen des Kompetenzzentrums Wärme&Wohnen 

werden zwei Veranstaltungstypen unterschieden: Zum einen bietet das Kompetenzzentrum 

Exkursionen zu innovativen Projekten im Bereich der Wärmeversorgung an. Zum 

anderen werden regelmäßig Fachtagungen zur Vorstellung neuester Forschungsergebnisse 

samt Diskussion mit Akteuren aus der Projektumsetzung organisiert. Bei 

den Vortragenden handelt es sich sowohl um Partner aus dem Projektkonsortium als 

auch um externe Referenten aus Wissenschaft und Praxis. Kurzvideos sowie Vortragsfolien 

zu den bisher stattgefundenen Veranstaltungen können über die Projektwebseite 

abgerufen werden: www.wärme-wohnen.org 

Innovationszentrum Biogas 4.0 

Das Ende 2016 gestartete Innovationszentrum Biogas 4.0 konzentriert sich auf die 

Erhaltung und Stärkung der ressourcenschonenden Energie- und Umwelttechnik 

Biogas. In Zusammenarbeit mit den Netzwerkpartnern, bei denen es sich um Unternehmen 

und Organisationen entlang der Wertschöpfungskette handelt, arbeitet das 

InES an zukunftsfähigen Lösungen für die Biogasbranche. Durch das Innovationszentrum 

sollen der Wissenstransfer zwischen Hochschule und Wirtschaft sowie die 

Innovationskraft der beteiligten Unternehmen gefördert werden. Ebenso sollen zusammen 

mit den Netzwerkpartnern wirtschaftlich nachhaltige Anlagenkonfigurationen 

für die Zeit nach dem Auslaufen der EEG-Förderung erarbeitet werden (vgl. Abb. 2). 

Denkbar sind beispielsweise neue Absatzmärkte für das Produkt Biogas, alternative 

Vermarktungsstrategien für die produzierte Energie (Strom und Wärme) oder auch 

anlagentechnische Effizienzsteigerungen. 

Um die gesteckten Ziele zu erreichen, konzentriert sich die Arbeit des Innovationszentrums 

auf die drei Bereiche Vernetzung, Technologie und Wirtschaftlichkeit. 

Über die aktive Vernetzung beteiligter Akteure wird die vorhandene Expertise im 

Projektkonsortium gesteigert. Anwendungsbezogene Fragestellungen, wie beispielsweise 

Probleme im Bereich der Anlagenflexibilisierung, können aus unterschiedlichen 

Perspektiven mit Fachleuten des Netzwerks diskutiert werden. Ergänzend zu den 

Netzwerktreffen organisiert das Innovationszentrum öffentliche Fachtagungen, die 

zur Verbreitung neuer Erkenntnisse aus Wissenschaft und Praxis dienen. 

Um im Bereich Biogastechnik vorhandene Potentiale zu nutzen, bedarf es 

darüber hinaus technologischer Verbesserungen. Dies betrifft vor allem die Steigerung 

der Anlageneffizienz, den Einsatz neuer Speichertechnologien, die optimierte 

Wärmenutzung sowie eine verbesserte Gasaufbereitung – allesamt Themen, die im 

Innovationszentrum Biogas 4.0 angegangen werden. 

Projektinformationen 

Innovationszentrum Biogas 4.0 

Fördermittelgeber: Europäische Union; 

Bayerisches Staatsministerium für Bildung und 

Kultus, Wissenschaft und Kunst 

Förderprogramm: Europäischer Fonds für 

regionale Entwicklung (EFRE) 

Projektbudget: 1.151.890 € 



Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-3420 





Tel +49 841 / 9348-6680 



Awite Bioenergie GmbH 

BayWa r.e. Bioenergy GmbH 

C.A.R.M.E.N. e.V. 

Elektro Hagl KG 

ENERPIPE GmbH 

Fachverband Biogas e.V. 

Lechwerke AG 

OmniCert Umweltgutachter GmbH 

regineering GmbH 

schwaben regenerativ GmbH 

TESVOLT GmbH 

UTS Products GmbH 

40 

41



NEED – Network of Energy 

Excellence for Development 

Anzahl der Neuanlagen pro Jahr 

Bestandsanlagen gesamt 

(skaliert, Faktor 3) 

Erste Pilotanlagen 

Keine Rentabiliät 

wegen niedriger 

Energiepreise 

Landwirte bauen BGA 

Betrieb mit Neben- und 

Abfallprodukten 

Kein Substratzukauf 

Steigende Anzahl 

spezialisierter Unternehmen 

Starke Schwankungen 

wg. großem staatlichen 

Einfluss (EEG) 

Viel Substratzukauf 

Biogas 1.0 Biogas 2.0 Biogas 3.0 

Perspektive 

für die Zeit 

nach EEG 

Flexibilisierung 

& Repowering 

Digitalisierung 

& intelligente Vernetzung 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

2020 

Abbildung 2: Entwicklung des Biogassektors in Deutschland (eigene Darstellung, Datenquelle: 

Branchenkennzahlen Fachverband Biogas e.V., Graph der Bestandsanlagen um Faktor 3 skaliert). 

Zur Erhaltung der Rentabilität von Biogasanlagen müssen aus Betreibersicht Mehreinnahmen 

jenseits der EEG-Förderung generiert werden. Dazu erfolgt im Innovationszentrum 

die Analyse neuer Stromvermarktungspotenziale. Des Weiteren werden 

Möglichkeiten zur Senkung der Stromgestehungskosten sowie einer höheren Flexibilisierung 

der Stromerzeugung geprüft. Hierfür arbeitet das InES mit seinen Netzwerkpartnern 

an einem Berechnungstool, mit welchem es Anlagenbetreibern möglich 

ist, sich einen Überblick über ihre aktuellen Stromgestehungskosten zu verschaffen. 

Zusätzlich können mit dem Tool die zu erwartenden Stromgestehungskosten nach 

diversen Repowering-Maßnahmen berechnet werden. Dadurch ist eine Bewertung 

der geplanten Investitionen für den Betreiber möglich. Das Tool kann über die Projektwebsite 

kostenfrei genutzt werden: www.biogas4null.de. Darüber hinaus findet 

sich auch hier ein Kurzvideo zur Fachtagung „Repowering und Flexibilisierung“ samt 

Downloadmöglichkeit der Vortragsfolien. 

 

 

⋔ 

Rentabilität ohne 

Förderung 

Eine nachhaltige und sichere Energieversorgung ist 

eine Herausforderung in vielen Ländern des südlichen 

Afrika, insbesondere in entlegenen Gebieten. Eine 

effektive Nutzung von Erneuerbaren Energien für eine 

nachhaltige wirtschaftliche Entwicklung wird durch 

den Mangel eines umfassenden und integrativen 

Ansatzes zur breitflächigen Nutzung der vorhandenen 

erneuerbaren Energieressourcen erschwert. Gründe hierfür sind unter anderem die 

schwache Vernetzung relevanter Akteure sowie langwierige Entscheidungsprozesse 

im öffentlichen Sektor. 

Diese Problematiken wurden durch das NEED-Projekt adressiert. Unter 

der Leitung des Instituts für neue Energie-Systeme (InES) haben vier Universitäten 

aus Botsuana, Namibia und Sambia im Rahmen des Projekts an der Schaffung 

fehlender Strukturen für den Aufbau technischen Knowhows im Bereich der 

Erneuerbaren Energien in den beteiligten Ländern gearbeitet. Neben der Vernetzung 

wichtiger Akteure ging es dabei um die Entwicklung von passenden dualen 

Studiengängen, die Vereinheitlichung von Industrienormen sowie die Bündelung 

von Forschungsaktivitäten. Außerdem wurden beispielhaft Energiekonzepte für zwei 

entlegene Regionen – ein Wüstengebiet und eine Sumpfregion – entworfen. 

Fördermittelgeber: Europäische Union; African, 

Caribbean and Pacific Group of States (ACP) 

Förderprogramm: ACP-EU Kooperationsprogramm 

„Science and Technology (S&T II)“ 

Projektbudget: 1.171.299€ 



Projektleiter 

Tel +49 841 / 9348-2270 





Tel +49 841 / 9348-6680 



Botswana International University 

of Science and Technology (BIUST) 

Namibia University of Science 

and Technology (NUST) 

Okavango Research Institute (ORI) 

University of Botswana (UB) 

University of Zambia (UNZA) 

Anmeldung zu öffentlichen Fachveranstaltungen des InES 

Fall Sie an den öffentlichen Fachveranstaltungen des Instituts für neue 

Energie-Systeme interessiert sind, können Sie sich gerne in unserem Verteiler 

für Veranstaltungseinladungen registrieren (Einladungen nur für markierte 

Themenfelder). Registrierung unter: www.thi.de/go/energie 

Abbildung 1: Photovoltaik zur Stromerzeugung für netzunabhängige Inselsysteme in Namibia. 

42 

43



Fallstudie: Elektrifizierung ländlicher Siedlungen im südlichen Afrika 

Im Rahmen des NEED Arbeitspakets Renewable Minigrid Drylands hat das Projektteam 

des InES gemeinsam mit der namibischen Partneruniversität, der Namibia 

University of Science and Technology (NUST), eine simulationsbasierte Analyse zur 

möglichen Elektrifizierung entlegener und dünn besiedelter Gebiete durchgeführt. 

Dabei wurden beispielhaft Tages- und Jahres-Elektrizitätsprofile für zwei Modelldörfer 

der Topnaar Community in der Namibwüste in Namibia entwickelt, sodass der 

Strombedarf ermittelt werden konnte. 

Die Ergebnisse der Fallstudie zeigen, dass sogenannte Mini-Grid Anlagen, 

also netzunabhängige Inselsysteme die geeignetste und nachhaltigste Option zur 

Stromversorgung ländlicher Gebiete darstellen. Durch die Installation und den 

Betrieb von Mini-Grid Anlagen kann die Nutzung lokal verfügbarer Ressourcen zur 

Energieversorgung gesichert und die wirtschaftliche Entwicklung vor Ort gefördert 

werden. Des Weiteren wird durch Inselsysteme die Energiesicherheit und -effizienz 

sowie der Lebensstandard verbessert, da keine Abhängigkeit von Diesel, Gas oder 

Kohle mehr besteht. 

Gemeinsam mit seinen Partnern in Afrika verfolgt das InES auch nach der 

Laufzeit des NEED-Projekts weiterhin Forschungsaktivitäten zur Förderung der 

Nutzung und Optimierung von Mini-Grid Anlagen in ländlichen, netzunabhängigen 

Gebieten. Dabei geht es neben technologischen Aspekten auch um die Stärkung der 

Kapazitäten vor Ort, Bewusstseinsbildung, Vernetzung relevanter Akteure sowie der 

Entwicklung eines passenden System- und Finanzmanagements für Inselsysteme. 

NEED Projektabschluss 

Vom 24. bis 26. Juli 2017 fand an der Namibia University of Science and Technology 

(NUST) in Windhuk, Namibia, die Abschlusskonferenz des NEED-Projekts statt. 

Mit dieser Veranstaltung brachte das NEED-Team erneut die Schlüsselakteure des 

Sektors Erneuerbare Energien in Namibia und weiterer Partnerländer der Southern 

African Development Community (SADC-Region), zusammen, um die Nutzung von 

und die Zusammenarbeit im Bereich Technologien Erneuerbarer Energien zu fördern. 

Mit mehr als 60 Teilnehmern aus Industrie, Politik, Forschung und Lehre war die 

Abschlusskonferenz des NEED-Projekts ein voller Erfolg. 

Folgeaktivitäten aus dem NEED-Projekt 

Gründung der NEED Limited 

Der Kerngedanke des NEED-Projekts war die langfristige Etablierung eines 

Forschungs netzwerkes im Bereich der Erneuerbaren Energien im südlichen Afrika. 

Um die Zusammenarbeit der verschiedenen Akteure auch nach der Projektlaufzeit zu 

fördern, haben die fünf Mitglieder des Konsortiums das Netzwerk formalisiert und in 

Sambia als NEED Limited registriert. Durch diese Institutionalisierung soll die weitere 

Vernetzung von Universitäten und Forschungseinrichtungen sowohl mit der Industrie 

als auch mit der politischen Ebene im Bereich der Erneuerbaren Energien sichergestellt 

werden. Mit der Registrierung der NEED Ltd. im Juli 2017 haben die fünf 

Gründungsmitglieder also nicht nur ein Hauptziel des Projekts erreicht, sondern 

auch den Grundstein für eine langfristige Zusammenarbeit gelegt. 

Weitere Informationen zur Projektstruktur sowie sämtlichen Aktivitäten finden Sie 

unter www.need-project.org 

Academic Initiative for Renewables (AIR) 

Gemeinsam mit den beiden NEED-Projektpartnern University of Zambia (UNZA) und 

Botswana International University of Science and Technology (BIUST) hat das InES 

das AIR-Projekt entwickelt und sich erfolgreich um eine Förderung im Rahmen der 

DAAD-Ausschreibung „Praxispartnerschaften“ beworben. 

Wie das NEED-Projekt adressiert auch AIR während seiner vierjährigen Laufzeit 

(2016-2019) und darüber hinaus den Mangel an technisch qualifizierten und 

erfahrenen Arbeitskräften im Bereich der Erneuerbaren Energien im südlichen Afrika. 

Durch eine praxisrelevantere akademische Ausbildung im Bereich der Erneuerbaren 

Energien sollen in den Heimatländern der sieben Partneruniversitäten aus Botsuana, 

Malawi, Mosambik, Südafrika, Sambia und Simbabwe die spezifischen Ansprüche 

der lokalen Arbeitsmärkte getroffen und ein spürbarer Beitrag zur wirtschaftlichen 

Entwicklung dieser Länder erzielt werden. Während der Projektumsetzungsphase soll 

sich zudem ein Hochschulnetzwerk im Bereich Erneuerbare Energien etablieren, das 

die Industrie im südlichen Afrika und Deutschland aktiv einbindet. Außerdem wird im 

Rahmen des AIR-Projekts ein Austausch von Studierenden der Partneruniversitäten 

angeboten. 

Den aktuellen AIR-Newsletter sowie weitere Informationen zum Konsortium 

und zu den spezifischen Arbeitspaketen finden Sie unter www.air-project.org 

Abbildung 2: Ein Teil der Kooperationspartner auf der NEED-Abschlusskonferenz in Windhuk, Namibia. 

44 

45


Rubrik 


Impressum 

Die Technische Hochschule Ingolstadt hat sich seit ihrer Gründung im Jahr 1994 

rasant entwickelt. Aus damals vier Professoren und 90 Studierenden sind mittlerweile 

146 ProfessorInnen und 6.000 Studierende geworden. Aus einer ausschließlich 

auf die Ausbildung von Studierenden konzentrierten Fachhochschule wurde 

eine Hochschule, welche auch anwendungsbezogen forscht und akademische 

Weiterbildung betreibt. Das Drittmittelvolumen in diesen beiden Feldern wuchs auf 

über 12,6 Mio. € p. a. an. Mit diesen Geldern werden über 164 wissenschaftliche 

und 282 nichtwissenschaftliche Mitarbeiter beschäftigt. Im Juni 2013 gab schließlich 

die Bayerische Staatsregierung bekannt: Die Hochschule Ingolstadt wird zur 

Technischen Hochschule. Mittlerweile zählt die THI zu den forschungsstärksten 

Fachhochschulen in Deutschland. Angewandte Forschung im Bereich erneuerbare 

Energietechnik betreibt die THI bereits seit über 15 Jahren. 

Im Wintersemester 2011/2012 wurde schließlich der Bachelorstudiengang 

„Energietechnik und Erneuerbare Energien“ erstmals angeboten. Über 90 Studierende 

sind derzeit in den siebensemestrigen Studiengang eingeschrieben, der an 

den aktuellsten Entwicklungen und Forschungsthemen der Energieversorgung mit 

Erneuerbaren Energien ausgerichtet ist. Im Wintersemester 2017/2018 wurde das 

Angebot um den international ausgerichteten Masterstudiengang „Renewable Energy 

Systems“ erweitert. Über 50 Studierende aus der ganzen Welt sind derzeit in den 

dreisemestrigen Studiengang eingeschrieben. 

Herausgeber 

Prof. Dr. Walter Schober, Präsident der 

Technischen Hochschule Ingolstadt (V.i.S.d.P.) 

Esplanade 10 


Konzeption/Redaktion 

Stefan Arlt, M.Sc. 


Projektkoordinator 

Tel +49 841 / 9348-2820 

stefan.arlt@thi.de 

Gestaltung 

SCHMELTER BRAND DESIGN, München 

www.schmelter-branddesign.de 

Druckerei 

Tengler Druck GmbH 

Bildnachweise 

THI, Shutterstock (S.2 unteres Bild, S.20) 

Mehr Infos zu den Studiengängen unter: 

www.thi.de/go/eee Energiesysteme und Erneuerbare Energien (B.Eng.) 

www.thi.de/go/res Renewable Energy Systems (M.Sc.) 

Bezug als Download 

www.thi.de/go/ines-wissenstransfer 

Stand 

September 2019 

www.thi.de/go/energie 

Anmeldung zu öffentlichen Fachveranstaltungen des InES 

Fall Sie an den öffentlichen Fachveranstaltungen des Instituts für neue 

Energie-Systeme interessiert sind, können Sie sich gerne in unserem Verteiler 

für Veranstaltungseinladungen registrieren (Einladungen nur für markierte 

Themenfelder). Registrierung unter: www.thi.de/go/energie 

46 

47

Rubrik 

www.thi.de/go/energie 

Diese Broschüre wurde im Rahmen des Netzwerkprojekts Kompetenzzentrum 

Wärme&Wohnen gestaltet. Das Kompetenz zentrum Wärme&Wohnen wird 

von der Europäischen Union aus dem Europäischen Fonds für regionale 

Entwicklung gefördert.

Forschungsmag InES 2019

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