Forschungsergebnisse 9 ZENTRUM FÜR NACHHALTIGE ENERGIESYSTEME (ZNES) Mai 2019 ELEKTRIZITÄTSNETZGEKOPPELTE FERNWÄRMEVERSORGUNG 2020 Untersuchung von Flexibilitätsoptionen in der Wärmeversorgung Wärmeversorgung KWK P2H TES EES Elektrizitätsversorgung Elektrizitätsnetzgekoppelte Fernwärmeversorgung 2020- Untersuchung von Flexibilitätsoptionen in der Wärmeversorgung Autoren: Cynthia Boysen Cord Kaldemeyer Ilja Tuschy Zentrum für nachhaltige Energiesysteme Hochschule / Europa-Universität Flensburg Kanzleistraße 91-93 24943 Flensburg Internet: www.znes-flensburg.de In Kooperation mit Gefördert durch die: Flensburg, Mai 2019 Forschungsergebnisse 9 ISSN: 2195-492 Zusammenfassung Die Integration erneuerbarer Energien in das Energieversorgungssystem kann unter anderem durch die Kopplung des Strom- und Wärmesektors verbessert werden. Mit Kraft-Wärme-Kopplung und Power-to- Heat stehen hierfür zwei sehr unterschiedliche Ansätze mit gleichermaßen hoher Entwicklungsreife und breitem Technologiespektrum zur Verfügung. Ziel des Projektes ENKF 2020 ist es, entsprechende elek- trizitätsnetzgekoppelte Wärmeversorgungssysteme hinsichtlich ihrer wirtschaftlichen Attraktivität und ihrer Nachhaltigkeit unter verschiedenen Randbedingungen des heutigen sowie des nahen zukünftigen Energieversorgungssystems zu bewerten. Dazu wird für verschiedene Anlagen zur Bereitstellung von Fernwärme, die jeweils mehrere Einzeltech- nologien beinhalten, in unterschiedlichen Szenarien der aus Betreiberperspektive wirtschaftlich optimale Einsatz ermittelt. Dies erfolgt mittels mathematischer Optimierung auf Basis komponentengetreuer und betriebsabhängiger Modellierung der kraftwerkstechnischen Anlagenanteile. Unter Berücksichtigung ei- nes stundengenauen Kraftwerksmixes und entsprechend variabler Strompreise im umgebenden Versor- gungssystem werden für die betrachteten Anlagen der für Investoren relevante Kapitalwert und die durch den Betrieb verursachten CO2-Emissionen berechnet. In einem zweistufigen Verfahren werden zunächst im Rahmen einer Vorauswahl jeweils fünf Anlagenkonzepte in insgesamt fünf historischen und zukünfti- gen Szenarien betrachtet. Anschließend werden daraus zwei entwickelte Anlagenkonzepte, eines schwer- punktmäßig an Kraft-Wärme-Kopplung und das andere an Power-to-Heat orientiert, einer umfangreichen Sensitivitätsanalyse hinsichtlich ökonomischer und regulatorischer Randbedingungen unterzogen. Es zeigt sich, dass Kraft-Wärme-Kopplung kurz- bis mittelfristig auch bei einem steigenden Anteil er- neuerbarer Energien und über ein weites Spektrum denkbarer Randbedingungen hinweg wirtschaftlich attraktiv bleibt und ökologisch vorteilhaft sein kann. Power-to-Heat kann in dieser Phase nur durch selek- tiv veränderte regulatorische Rahmenbedingungen, beispielsweise durch denWegfall zusätzlicher Strom- preisbestandteile, in eine verbesserteWettbewerbsposition gebracht werden. Die dadurch erzielte System- wirkung hängt stark davon ab, ob zum Betrieb tatsächlich regenerativ erzeugte elektrische Energie einge- setzt werden kann. Flexible Anlagenkonzepte, die Technologien beider Ansätze berücksichtigen, können als mit verhältnismäßig geringem Investitionsrisiko behaftet und systemdienlich eingestuft werden. Für die aus Sicht heutiger Investoren etwas fernere Zukunft, mit flächendeckend hohen Anteilen erneuerbarer Energien innerhalb des Energieversorgungssystems, sollte hingegen eine separate Bewertung erfolgen. III Zusammenfassung IV Inhaltsverzeichnis Zusammenfassung III Abbildungsverzeichnis VII Tabellenverzeichnis IX Abkürzungsverzeichnis IX 1 Einleitung 1 1.1 Hintergrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Ziele der Untersuchung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.3 Methodischer Ansatz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.4 Forschungsfragen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1.5 Stand der Wissenschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien 9 2.1 Technologiegruppen der Wärmeversorgungsanlage . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 2.2 Übersicht der Einzeltechnologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.3 Methodik zur Technologieauswahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.4 Bewertung und Ergebnisse der Technologieauswahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 3 Versorgungssystem 23 3.1 Status Quo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 3.2 Zukünftige Entwicklungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 4 Regulatorischer Rahmen 29 4.1 Fernwärme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 4.2 Kraft-Wärme-Kopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 4.3 Power-to-Heat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 4.4 Thermischer Energiespeicher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 4.5 Spitzenlastkessel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 V Inhaltsverzeichnis 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell 35 5.1 Struktureller Aufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 5.2 Mathematische Beschreibung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 5.3 Technologieabbildung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 5.4 Nachgelagerte Berechnungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte 47 6.1 Vorgehensweise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 6.2 Vorauswahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 6.3 Detailanalyse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7 Technologiebewertung 65 7.1 Bevorzugte Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 7.2 Einfluss der Rahmenbedingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 7.3 Ökologische Systemdienlichkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 8 Diskussion der Ergebnisse 81 8.1 Schlussfolgerungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 8.2 Kritische Betrachtung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 8.3 Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Literaturverzeichnis XIII Anhang XXI A Detaillierte Technologiebeschreibung XXIII B Schaltbilder XXXI C Annahmen der Technologieabbildung XXXVII VI Abbildungsverzeichnis 1.1 Wärmeversorgungstechnologien und elektrischer Energiespeicher aus Systemsicht . 2 3.1 Fernwärmeerzeugung (netto) in Deutschland nach Erzeugungstechnologien nach [1] 24 3.2 Stromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3.3 Durchschnittlicher wöchentlicher Strompreis und jährlicher Fernwärmepreis nach [6] bzw. [3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 3.4 Struktureller Aufbau des Modells des zukünftigen Energieversorgungssystems . . . . 28 5.1 Struktureller Aufbau des techno-ökonomischen Betriebsmodells . . . . . . . . . . . 36 5.2 Vereinfachtes Schaltbild einer GuD-Anlage in EBSILON . . . . . . . . . . . . . . . 43 5.3 PQ-Diagramm einer GUD-Anlage mit linearer Approximation . . . . . . . . . . . . 44 6.1 Methodischer Ansatz zur Abbildung und Bewertung von Wärmeversorgungskonzepten 48 6.2 Wärmeproduktion der Anlage A1 in 2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 6.3 Produktion und Bezug elektrischer Energie der Anlage A1 in 2014 . . . . . . . . . . 52 6.4 Kapitalwerte der Anlagen in der Vorauswahl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 6.5 CO2-Emissionen der Anlagen in der Vorauswahl (Gesamtmix) . . . . . . . . . . . . 54 6.6 Einfluss ausgewählter Parameter auf die Wärmebereitstellung für die Anlage A3+ (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 6.7 Einfluss ausgewählter Parameter auf die Wärmebereitstellung für die Anlage A5+ (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 6.8 Kapitalwerte der Anlagen A3+ und A5+ historisch und zukünftig . . . . . . . . . . . 59 6.9 Einfluss der Systemumgebung auf den Kapitalwert . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 6.10 Einfluss der Anlagenkosten auf den Kapitalwert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 6.11 Einfluss des regulatorischen Rahmens auf den Kapitalwert . . . . . . . . . . . . . . 61 6.12 Emissionen der Anlagen A3+ und A5+ historisch und zukünftig (Gesamtmix) . . . . 62 6.13 Einfluss der Systemumgebung auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) . . . . . . . . 62 6.14 Einfluss der Anlagenkosten auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) . . . . . . . . . . 63 6.15 Einfluss des regulatorischen Rahmens auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) . . . . 63 7.1 Technologiespezifische Anteile der Anlage A1 an der jährlichen Wärmeproduktion . 66 VII Abbildungsverzeichnis 7.2 Jahresdauerlinien der Wärmebereitstellung für A1 und A3 in den Szenarien 2014 und 2026 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 7.3 Technologieeinsatz in Abhängigkeit des Elektrizitäts- und Gaspreises für A1 im Jahr 2016 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 7.4 Wärmegestehungskosten für A3+ und A5+ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 7.5 Absoluter Kapitalwert bei variierter Systemumgebung im Modelljahr 2025 (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 7.6 Absoluter Kapitalwert bei variierter Kostenstruktur (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 7.7 Absoluter Kapitalwert bei variierten regulatorischen Rahmenbedingungen (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 7.8 Gegenüberstellung des Strompreises und des Anteils erneuerbarer Energien im System 2025 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 7.9 Anteil der erneuerbaren Energien während der Wärmeproduktion der Technologiegrup- pen für A1 in 2025 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 7.10 Anteil der erneuerbaren Energien während der Wärmeproduktion der Technologiegrup- pen für A1 in 2026 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 7.11 Gegenüberstellung der Emissionsberechnungsansätze für das BAU-Zukunftsszenario 2025 (links) und das Elektrowärmeszenario 2026 (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 7.12 CO2-Emissionen bei variierter Systemumgebung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 7.13 CO2-Emissionen bei variierter Kostenstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 7.14 CO2-Emissionen bei variierten regulatorischen Rahmenbedingungen . . . . . . . . . 80 B.1 BHKW mit Bypass und Zusatzfeuerung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXXII B.2 GUD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXXIII B.3 GDT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXXIV B.4 WP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXXV VIII Tabellenverzeichnis 2.1 Kriterien zur KWK-Technologieauswahl mit dazugehöriger Gewichtung . . . . . . . 19 2.2 Ergebnisse der multikriteriellen KWK-Bewertung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 3.1 Installierte elektrische Kraftwerksleistung in Deutschland nach Energieträgern . . . . 25 4.1 Übersicht der Zuschläge nach KWKG nach Leistungsgrenzen in kW . . . . . . . . . 30 6.1 Anlagenauswahl der Voruntersuchung in relativen Anteilen an der Wärmeengpassleis- tung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 6.2 Regulatorischer Rahmen der Voruntersuchung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 6.3 Untersuchte Entwicklungen im Versorgungssystem der Vorauswahl . . . . . . . . . . 51 6.4 Anlagenauswahl der Detailuntersuchung in relativen Anteilen der Wärmeengpassleis- tung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 6.5 Variationen der regulatorischen Rahmenbedingungen der Detailuntersuchung . . . . 56 6.6 Variationen des Versorgungssystems der Detailuntersuchung . . . . . . . . . . . . . 56 A.1 Vergleich der KWK-Technologien: Verbrennungsmotoren . . . . . . . . . . . . . . . XXIV A.2 Vergleich der KWK-Technologien: Dampfturbinen 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . XXV A.3 Vergleich der KWK-Technologien: Dampfturbinen 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . XXVI A.4 Vergleich der KWK-Technologien: Gasturbinen 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXVII A.5 Vergleich der KWK-Technologien: Gasturbinen 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXVIII A.6 Vergleich der PtH-Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXIX A.8 Vergleich thermischer Energiespeicher (Quelle: [67]) . . . . . . . . . . . . . . . . . XXX C.1 Investitions- und Betriebskosten der modellierten Technologien . . . . . . . . . . . XXXVII C.2 Technische Kennzahlen der modellierten Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . XXXVII C.3 Betriebsverhalten der modellierten Technologien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXXVII IX Tabellenverzeichnis X Abkürzungsverzeichnis AbLaV . . . . . . . . . Verordnung zu abschaltbaren Lasten AGFW . . . . . . . . . . Arbeitsgemeinschaft Fernwaerme AVBFernwaermeV Verordnung ueber Allgemeine Bedingungen fuer die Versorgung mit Fernwaerme BAU . . . . . . . . . . . Business-as-usual BHKW . . . . . . . . . Blockheizkraftwerk EE . . . . . . . . . . . . . . Erneuerbare Energien EEG . . . . . . . . . . . . Gesetz fuer den Ausbau erneuerbarer Energien EES . . . . . . . . . . . . Elektrische(r) Energiespeicher EEX . . . . . . . . . . . . European Energy Exchange EGIX . . . . . . . . . . . European Gas Index EnergieStG . . . . . . Energiesteuergesetz ENTSO-E . . . . . . . European Network of Transmission System Operators for Electricity EnWG . . . . . . . . . . Energiewirtschaftsgesetz GDT . . . . . . . . . . . . Gegendruckturbine GuD . . . . . . . . . . . . Gas-und-Dampf(kraftwerk) KWK . . . . . . . . . . . Kraft-Waerme-Kopplung KWKG . . . . . . . . . Kraft-Waerme-Kopplungsgesetz NdaV . . . . . . . . . . . Netz der allgemeinen Versorgung oemof . . . . . . . . . . Open Energy Modelling Framework ORC . . . . . . . . . . . . Organic-Rankine-Cycle PtH . . . . . . . . . . . . . Power-to-Heat SLK . . . . . . . . . . . . Spitzenlastkessel StromNEV . . . . . . Stromnetzentgeltverordnung StromStG . . . . . . . Stromsteuergesetz TEHG . . . . . . . . . . Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz TES . . . . . . . . . . . . Thermische(r) Energiespeicher TYNDP . . . . . . . . . Ten Year Network Development Plan XI Abkürzungsverzeichnis XII 1 Einleitung 1.1 Hintergrund Zur langfristig erfolgreichen Gestaltung der Energiewende müssen neben dem Stromsektor auch im Wärme- und Verkehrsbereich deutlich höhere Anteile erneuerbarer Energien (EE) integriert werden. Ne- ben dem direkten Einsatz erneuerbarer Energien zur Endenergiebereitstellung können bei der Verknüp- fung von Strom-, Wärme- und Transportsystemen zahlreiche Synergieeffekte genutzt und Flexibilitätspo- tentiale gehoben werden. Für eine entsprechende Verknüpfung stehen bereits jetzt verschiedene Techno- logien zur Verfügung, die in verschiedenen Phasen eine Transformation des Energiesystems bis zu einer nahezu vollständigen Dekarbonisierung im Jahr 2050 ermöglichen [32]. Für die Verknüpfung von Strom- und Wärmeversorgungsystemen steht mit der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bereits eine seit Langem etablierte Kraftwerkstechnologie zur Verfügung. Ein anderer Ansatz ist die in jüngerer Zeit als Power-to-Heat (PtH) bezeichnete Wärmeversorgung auf Basis elektrischer En- ergie, zum Beispiel mit Elektrodirektheizungen oder Wärmepumpen. Insbesondere in Kombination mit thermischen Energiespeichern (TES) können diese Technologien über die Wärmeversorgung zusätzliche Freiheitsgrade beim Ausgleich von Angebot und Nachfrage elektrischer Energie schaffen und die Netzin- tegration erneuerbarer Energien fördern. Abbildung 1.1 stellt links entsprechende Technologien, ergänzt um einen Spitzenlastkessel (SLK), als Kombination in einer elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversor- gungsanlage dar. Rechts ist zu erkennen, dass solche Anlagen im Hinblick auf ihre Wirkung auf das Stromversorgungssystem ähnliche Flexibilitätsoptionen wie elektrische Energiespeicher (EES) bieten. Zukünftig ist von einem deutlich stärkeren Ausbau dargebotsabhängiger erneuerbaren Energien auszu- gehen. So plant die Bundesregierung bereits im Jahr 2025 im Bereich der Stromerzeugung einen Anteil von 40%-45% durch die Nutzung erneuerbarer Energien zu realisieren. Überdies soll dieser Wert lang- fristig bis auf über 80% im Jahr 2050 gesteigert werden [21]. Folglich gewinnt die Implementierung entsprechender Flexibilitätsoptionen mit jeder Ausbauphase zunehmend an Bedeutung. Die Fragestellun- gen um die erfolgreiche Gestaltung dieses Prozesses sind vielfältig und betreffen neben der konkreten technischen Umsetzung die Wirtschaftlichkeit der Anlagen aus volks- und betriebswirtschaftlicher Sicht sowie deren Auswirkungen auf das Gesamtsystem. 1 1 Einleitung Abb. 1.1:Wärmeversorgungstechnologien und elektrischer Energiespeicher aus Systemsicht 1.2 Ziele der Untersuchung Ziel der Untersuchungen des Projektes ENKF 2020 ist es, elektrizitätsnetzgekoppelteWärmeversorgungs- systeme hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit unter verschiedenen Randbedingungen des heutigen sowie zukünftigen Energieversorgungssystems zu bewerten. Behandelt werden sollen dazu Anlagen zur Bereitstellung von Fernwärme, die aus mehreren Einzeltechnologien bestehen. Insbesondere soll dabei die Rolle von KWK- und PtH-Technologien untersucht werden. Durch Analyse der Wirtschaftlichkeit aus Sicht eines potentiellen Betreibers soll untersucht werden, wel- che technischen Anlagenkonzepte wirtschaftlich attraktiv und damit praktisch realisierbar sind. Zudem soll eine Aussage über den Betrieb derartiger Anlagen im jeweiligen Szenario getroffen werden, um so zu beurteilen, inwiefern solche Anlagen zur Integration erneuerbarer Energiequellen beitragen und im Sinne der Nachhaltigkeit zu einer positiven Systemwirkung führen können. Die Untersuchungsergebnisse sind dabei stark verbundenmit den politischen, gesetzlichen undwirtschaft- lichen Rahmenbedingungen des umgebenden Energiesystems. Die Auswirkungen veränderlicher Rah- menbedingungen auf die wirtschaftliche Darstellbarkeit und den Betrieb sollen daher in die Bewertung der Perspektive einzelner Anlagen sowie deren Wirkung aus systemischer Sicht einbezogen werden. Schließlich sollen die Ergebnisse gegenüber der Praxis und anderen Studien abgegrenzt und inhaltlich eingeordnet werden. So soll die Aussagekraft der ermittelten Schlussfolgerungen überprüft und die Ro- bustheit gefundener Lösungen sichergestellt werden. 1.3 Methodischer Ansatz Zur Erreichung der erläuterten Ziele wird ein mehrstufiges Verfahren angewandt. Im Zentrum steht dabei ein techno-ökonomisches Betriebsmodell, das den Einsatz verschiedener Anlagen zur elektrizitätsnetzge- 2 1 Einleitung koppeltenWärmeversorgung unter Szenarien des zukünftigen Energieversorgungssystems abbilden kann und somit die Basis für nachgelagerte Analysen liefert. Die dazu definierten Anlagenkonzepte bestehen, wie oben erwähnt, aus mehreren Einzeltechnologien, die im Rahmen dieser Arbeit als Blöcke bezeichnet werden. Als Szenario wird die Gesamtheit der Parameter bezeichnet, die das umgebende Versorgungssys- tem mit den darin gültigen regulatorischen Randbedingungen beschreibt. Das Betriebsmodell optimiert dann den Einsatz der Blöcke eines Anlagenkonzepts in einem bestimmten Szenario unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Eine aus Konzept und Szenario bestehende Untersuchungskonfiguration wird Setup ge- nannt. Im ersten Schritt werden nun zunächst im Rahmen einer ausführlichen Literaturrecherche potentiell in- teressante Wärmeversorgungstechnologien ermittelt, aus denen anschließend Anlagenkonzepte zur De- ckung einer typischen städtischenWärmeversorgungsaufgabe bei gleichzeitiger Einbindung in das Strom- system entwickelt werden können. Zudem werden, ebenfalls im Rahmen einer ausführlichen Literatur- recherche, relevante Ausprägungen des derzeitigen und zukünftigen regulatorischen Rahmens (beispiels- weise Fördermechanismen für KWK oder Letztverbraucherabgaben für Strom) sowie des Versorgungs- systems (beispielsweise Ressourcenpreise oder Erzeugungsstrukturen des Energiesystems) definiert. Die- se Ausprägungen können in Kombination wiederum Szenarien des Energieversorgungssystems bilden. Der Auswahl der zu behandelnden Technologien, der Beschreibung des regulatorischen Rahmens und des Versorgungssystems sind im Rahmen des vorliegenden Berichts einzelne Kapitel gewidmet. Ebenso wird das techno-ökonomische Betriebsmodell zunächst in seiner Funktionsweise und mathemati- sche Formulierung allgemein dargestellt, bevor im nächsten Schritt eine erste Untersuchung verschiede- ner Setups mit Hilfe dieses Modells erfolgt. Die im ersten Schritt ermittelten Daten bilden dabei die Basis für die konkrete Abbildung einzelner Anlagenkonzepte und die Definition verschiedener Szenarien heu- tiger und zukünftiger Energieversorgungssysteme. Zunächst werden dazu im Rahmen einer Vorauswahl mehrere technische Anlagen und eine Reihe von Szenarien modelliert. Die durch Kombination von Kon- zept und Szenario entstehenden Setups werden anschließend hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit bewertet. Dadurch wird in diesem Schritt eine große Bandbreite an Konfigurationen in Augenschein genommen. Anschließend werden aus dieser Menge die aussichtsreichsten Anlagen gewählt und, nach einer weite- ren Anpassung hinsichtlich der Dimensionierung, einer Detailanalyse unterzogen. Darin soll die Sensi- tivität der Ergebnisse gegenüber einzelnen Rahmenbedingungen untersucht werden. Die entsprechende Anpassung der Parametrisierung dient dabei einer weiteren Zuspitzung der jeweiligen Anlagencharakte- ristik, um hieraus Erkenntnisse bezüglich der Entwicklung der Wirtschaftlichkeit und Systemdienlichkeit zu generieren und die gewonnenen Erkenntnisse hinsichtlich ihrer Relevanz im energiewirtschaftlichen Kontext einordnen und diskutieren zu können. 3 1 Einleitung Entlang zuspitzender Forschungsfragen lassen sich auf dieser Basis schließlich die Technologieperspek- tiven elektrizitätsnetzgekoppelter Fernwärmeversorgungsanlagen umfassend diskutieren und daraus all- gemeine Schlussfolgerungen ableiten. 1.4 Forschungsfragen Um durch die Interpretation der umfassenden Ergebnisse von Vorauswahl und Detailanalyse zu leiten, werden Forschungsfragen definiert. Diese Leitfragen dienen der greifbaren Beschreibung der Techno- logieperspektive von sektorenkoppelnden Anlagenkonzepten und werden im Folgenden vorgestellt und kurz erläutert. 1. Welche technischen Lösungen sind für die elektrizitätsnetzgekoppelte Wärmeerzeugung aus be- triebswirtschaftlicher Sicht zu erwarten undwie robust ist die Entscheidung über eine entsprechen- de Anlagengestaltung? Zunächst ist zu analysieren, welchen Beitrag die jeweiligen Anlagenbestandteile leisten, sowie die Fra- ge zu beantworten, ob eine eindeutige Rangfolge im Technologieeinsatz sowie typische oder bevorzugte Einsatzbedingungen ermittelt werden können. Darauf aufbauend ist im Vergleich von KWK- und PtH- basierten Wärmeversorgungsanlagen zu untersuchen, welche Betriebsphilosophie sich aus wirtschaftli- cher Sicht aktuell und im Business-As-Usual-Zukunftsszenario (BAU-Szenario) durchsetzt. Es ist zu diskutieren, ob übergreifend eine eindeutig vorteilhafte Anlage ausgemacht werden kann, bevor Aussa- gen über die generelle wirtschaftliche Machbarkeit sowie die Robustheit der Untersuchungsergebnisse getroffen werden können. Abschließend sind die Ergebnisse der aktuellen Praxis gegenüberzustellen. 2. Wie wirken veränderte energiewirtschaftliche und regulatorische Rahmenbedingungen auf die Simulationsergebnisse? Entlang dieser Forschungsfrage kann untersucht werden, wie sich veränderte energiewirtschaftliche Rah- menbedingungen auf ausgewählte Anlagen auswirken. Hierbei ist der Einsatz unterschiedlicher Technolo- gien (KWK- sowie PtH-basiert) und die Betriebswirtschaftlichkeit unter veränderten systemischen Rand- bedingungen wie beispielsweise Elektrizitäts- und Brennstoffpreisen sowie Betriebs- und Investitionskos- ten zu bewerten. Zudem sollen an dieser Stelle veränderte regulatorische Rahmenbedingungen wie etwa der KWK-Bonus, zusätzlich zu entrichtende Strompreisbestandteile, oder Kosten für CO2-Zertifikate mit einbezogen werden. 3. Welche Auswirkungen ergeben sich durch den Anlagenbetrieb im umgebenden Energiesystem und mit Blick auf die Energiewende? Unter welchen Rahmenbedingungen wird ein gleichzeitig ökonomisches und nachhaltiges Anlagendesign ermöglicht? 4 1 Einleitung Zur Adressierung dieser Fragestellung muss zunächst ermittelt werden, welche typischen Elektrizitäts- erzeugungsprofile sich in Zeiten von KWK- und PtH-Einsatz zeigen. Dabei ist vor allem die Frage von Interesse, ob generell von einem systemdienlichen Verhalten, d.h. einer Förderung der EE-Integration, auszugehen ist. Zudem soll untersucht werden, welche Entwicklung die Emissionen derWärmeerzeugung beider ausgewählter Anlagen für die spezifischen Rahmenbedingungen nehmen. Anschließend können die betrachteten Technologien in einem Vergleich mit anderen Erzeugungstechnologien eingeordnet wer- den. Damit wird abschließend die Frage adressiert, ob Rahmenbedingungen existieren, bei denen sich gleichzeitig ein gutes betriebswirtschaftliches und ein nachhaltiges Anlagensetup abzeichnet. 1.5 Stand der Wissenschaft Die Vorteile der Kopplung des Strom- und Wärmesektors wurden in den letzten Jahren in verschiedenen Studien analysiert. Dabei lag der Fokus oftmals auf dem Potential zur Schaffung von Flexibilität zur Netzintegration erneuerbarer Energien am Strom- und Regelleistungsmarkt durch den Einsatz von PtH- Anlagen und Wärmespeichern. Zudem wurde die zukünftige Rolle der KWK als zentraler Baustein der Energiewende untersucht. Die Nutzung von Flexibilitätsreserven aus dem Wärmemarkt mit dem Fokus auf Deutschland wird aus- führlich in [60] analysiert. Hier wird vor allem die Nutzung bestehender KWK-Anlagen undWärmenetze als Möglichkeit zur Schaffung von Flexibilität genannt. Weiterhin wird der Einbindung von Wärmespei- chern in Verbindung mit Elektroheizern und Wärmepumpen großes Potential zugeschrieben, sofern der für den Betrieb genutzte Strom regenerativ erzeugt wird. Neben dem weiteren Ausbau der Wärmenetze, wird die Einrichtung eines liquideren Regelenergiemarktes, wie beispielsweise in Dänemark, empfohlen, um weitere Flexibilitätspotentiale zu heben. In [4]wird hingegen dezidiert die zukünftige Rolle der PtH inDeutschland untersucht. Neben den Erkennt- nissen zu positiven Integrationseffekten, wie in [60], wird hier die Verdrängung fossiler Kraftwerke vom Regelleistungsmarkt zur Reduktion entsprechender Emissionen genannt. Zudem wird die Nutzung von sonst abgeregelter Energie aus Windkraftanlagen in PtH-Anlagen als Möglichkeit zur Erhöhung der sys- temischen Gesamteffizienz aufgezeigt. Für die marktseitige Implementierung dieser Option wird ein ent- sprechendes Anreizsignal in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Stromerzeugung empfohlen, das durch die Vermeidung von Abregelungen langfristig die EEG-Umlage reduziert. Die allgemeine Rolle der KWK im Rahmen der deutschen Energiewende wird in [5] adressiert. Dabei wird zur Nutzung ihrer Effizienz- und Flexibilitätsvorteile geraten. Durch eine systemdienliche Anpas- sung der KWK-Förderung soll ein fairer Wettberwerb mit anderen Technologien erreicht werden. Diese Anpassung beinhaltet zudem die stärkere Förderung vonAnlagen, die mit emissionsarmen Energieträgern wie beispielsweise Erdgas betrieben werden. Von impliziten Fördermechanismen wie etwa der Vermei- 5 1 Einleitung dung von Abgaben und Umlagen durch Selbstverbrauch sowie vermiedener Netzentgelte wird hingegen abgeraten. Ein ganzheitliches Konzept für die Konversion von Fernwärme- undKältesystemen innerhalb zukünftiger Energieversorgungssysteme mit einem sehr hohen Anteil erneuerbarer Energien wird in [46] entwickelt und wissenschaftlich etabliert. Hierbei wird insbesondere auf die Herausforderungen bei der schrittwei- sen Dekarbonisierung entsprechender Systeme eingegangen. Während die derzeit installierten Systeme als dritte Generation bezeichnet werden, sollte die vierte Systemgeneration eine deutlich höhere Ener- gieeffizienz erzielen sowie intelligent mit der Strom- und Gasinfrastruktur vernetzt sein. Mit der wissen- schaftlichen Verankerung des Konzeptes im Jahr 2014 wurde zudem eine jährliche Konferenz etabliert, die zahlreiche Veröffentlichungen innerhalb dieses Themenbereiches angeregt hat. Zahlreiche Arbeiten im Bereich der Sektorkopplung auf der Basis mathematischer Modellierung sowie entsprechende Modellierungsansätze werden in [14] aufgezeigt, wobei der Fokus auf der Wärmebereit- stellung für den Haushaltssektor liegt. Zusammenfassend wird gezeigt, dass PtH-Technologien kosten- effizient dazu beitragen können, bestehende Energieversorgungssysteme zu dekarbonisieren, indem sie fossile Energieträger durch den Einsatz erneuerbaren Stroms verdrängen.Weiterhin wird der Verwendung von Wärmepumpen und Passivspeichern im Haushaltsbereich ein großes Potential zugesprochen. Ein Vergleich von Modellierungswerkzeugen für die Analyse von Energiesystemen mit einem hohen An- teil erneuerbarer Energien wird in [54] durchgeführt. Dabei werden insgesamt 75 Computerwerkzeuge zur Entscheidungsunterstützung miteinander verglichen, mit dem Schluss, dass diese sich für die Analyse zukünftiger Herausforderungen eignen. Neben der Erforderlichkeit in zukünftigen Studien eine ganzheit- liche Betrachtung zu wählen und beispielsweise andere Sektoren bei der Analyse von Emissionen mit einzubeziehen, wird in der Studie auf die Notwendigkeit der Offenheit und Transparenz im Bereich der Modellierung hingewiesen. Zur Analyse der Netzintegrationspotentiale für erneuerbare Energien durch Fernwärmesysteme mit Hil- fe umfangreicher Computermodellen existieren zahlreiche Studien. So wird etwa in [45] die Entwick- lung der Fernwärme innerhalb des dänischen Energiesystems in 100 % erneuerbaren Szenarien bis in das Jahr 2060 untersucht. Hierbei wird wie in [60] ein Ausbau der Fernwärmesysteme zur Deckung der Wärmenachfrage in Ballungsräumen identifiziert. Dabei wird die netzgebundene Wärmebereitstellung zukünftig durch den Einsatz von EE zunehmend dekarbonisiert. Für die dezentrale Versorgung von Haus- halten werden hingegen aus Kosten- und Emissionsperspektive günstige Wärmepumpen verwendet. Die Nutzung eines typischen städtischen Fernwärmesystems zum Ausgleich fluktuierender Windstrom- einspeisung wird in [22] analysiert. Dabei wird für verschiedene Anteile erneuerbaren Stroms der optima- le Betrieb einzelner Technologien betrachtet und daraus der Gesamteffekt bezogen auf die Betriebskosten ermittelt. Insgesamt kann gezeigt werden, dass entsprechende Systeme ein hohes Flexibilitätspotential aufweisen und einen positiven Beitrag zur Integration des so genannten Windstroms leisten. Zudem wird 6 1 Einleitung auf die Dimensionierung konventioneller sowie erneuerbarer Erzeugungsleistung in Verbindung mit ei- nem thermischen Speicher eingegangen. Ähnliche Fragestellung zum Ausgleich erneuerbarer Energien durch Fernwärmesysteme werden in [16] für das deutsche Energiesystem adressiert. Hierbei wird der Einfluss des Einsatzes von Elektroheizern auf die Systemkosten und -emissionen für den Zeitraum von 2012 bis 2025 untersucht. Wie bereits in [60] und [4] wird eine grundsätzliche Eignung entsprechender Anlagen zur Erbringung von Regelleistung nachgewiesen. Der dabei durch die Entkopplung vonMust-Run-Kapazitäten erzielte positive Effekt zeigt sich sowohl hinsichtlich der Systemkosten als auch hinsichtlich der verursachten Emissionen. Den Effekt von KWK-Anlagen und thermischen Speichern hinsichtlich der Effizienz und der Kosten des Gesamtsystemswird in [49] betrachtet, wobei neben der Variation des Anteils erneuerbarer Energien auch der Anteil der KWK-Anlagen, die Kapazität des TES und die Entnahmetemperatur der KWK-Anlagen variiert wird. Wie bereits in [22] und [16] kann ein positiver Integrationseffekt für erneuerbaren Strom nachgewiesen werden. Zudem wird gezeigt, dass die KWK-Anlagen die Energieeffizienz des Gesamtsys- tems sowie die Systemkosten reduzieren können. Eine Erhöhung der Kapazität des thermischen Speichers hat zudem einen erwartungsgemäß positiven Effekt auf die Integration erneuerbarer Energien. Gegenüber den zahlreichen Studien zu den systemischen Effekten und volkswirtschaftlichen Kosten von Fernwärmesystemen in zukünftigen Energieversorgungssystemen existieren verhältnismäßig wenige Stu- dien, die entsprechende betriebswirtschaftliche Aspekte untersuchen. Hierbei sind jedoch vor allem die wissenschaftlichen Arbeiten [20], [19] sowie [23, 34] zu erwähnen, die das Thema umfangreich analysie- ren. Hierbei wird in [20] der Beitrag von Wärmespeichern auf den wirtschaftlichen Betrieb von KWK- Anlagen aus Betreibersicht am Beispiel bestehender Fernwärmesysteme im Berliner Raum betrachtet. Dabei konnte gezeigt werden, dass die Entkopplung von Wärmebereitstellung und Nachfrage durch den Einsatz TES einen positiven Effekt auf die Wirtschschaftlichkeit der Gesamtanlage hat. In [23, 34] wird hingegen das Bieterverhalten in liberalisierten Strommärkten innerhalb einer stochastischen Optimierung abgebildet. Innerhalb eines aus Bundesmitteln geförderten Großprojektes [19] wurden die Fragestellungen im zukünf- tige Fernwärmesysteme weiter ausgeführt. So werden die Systeme bei zusätzlicher Integration von PtH- Technologien unter verschiedenen Szenarien des zukünftigen Energiesystems betrachtet. Dabei kann der TES ebenfalls einen positivenNutzen generieren, wobei der wirtschaftliche Einsatz von PtH-Technologien unter den derzeitigen Marktbedingungen des Energiesystems nicht gewährleistet ist. Demnach besteht derzeit eine Lücke zwischen den einerseits in naher Zukunft notwendigen Technologien und andererseits dafür aus betriebswirtschaftlicher Sicht notwendigen Investitionen. 7 1 Einleitung 8 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Zur Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien werden zunächst die möglichen Bestandteile einer An- lage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Fernwärmeversorgung als Technologiegruppen vorgestellt. Darauf- hin folgt jeweils eine Erläuterung der möglichen technischen Umsetzungen. Mithilfe eines strukturierten Bewertungs- und Auswahlschemas wird dann eine erste Auswahl an aussichtsreichen Technologien ge- troffen. Auf Basis dieser Technologieauswahl erfolgt abschließend die Konzeptionierung der Anlagen im Abschnitt 6.2.1 sowie deren Betriebssimulation. 2.1 Technologiegruppen der Wärmeversorgungsanlage In Abbildung 1.1 sind mögliche Technologiegruppen, die in eine Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung integriert werden können, und die jeweiligen Interaktionen mit demWärme- und Elek- trizitätsversorgungssystem, dargestellt. Dabei umfasst die erste Gruppe Technologien zur KWK. Diese wandeln die eingesetzte Energie in Wärme und elektrische Energie um und stellen sie jeweils den ent- sprechenden Versorgungssystemen zur Verfügung [69]. Der Vorteil gegenüber der getrennten Erzeugung liegt in der deutlich höheren Effizienz der Kraftwerke. Dabei ist das Verhältnis zwischen der Strom- und Wärmebereitstellung während des Kraftwerksbetriebes für eine Vielzahl von Technologien konstant. Der Einsatz dieser Technologien ist demnach in Zeiten mit gleichzeitigem Strom- undWärmebedarf möglich. Zudem existieren technologische Konzepte, welche das Verhältnis zwischen abgegebener elektrischer und thermischer Leistung zumindest zum Teil flexibel an die Lastanforderungen anpassen können. Wei- terhin erhöht werden kann die Betriebsflexibilität durch technische Maßnahmen, die jedoch oftmals mit Wirkungsgradeinbußen verbunden sind. Eine gesteigerte Betriebsflexibilität der KWK schwächt die For- derung nach der Gleichzeitigkeit der Bedarfe, was insbesondere vor dem Hintergrund der Förderung erneuerbarer Energien von hoher Bedeutung ist. Nichtsdestotrotz beschränkt sich der Einsatz der KWK auf die Produktion von Wärme und Strom. Der steigende Anteil der erneuerbaren Energien im Elektrizitätsversorgungssystem führt jedoch auch zu- nehmend zu Situationen, in welchen das Stromangebot den Bedarf überschreitet. Um die Stabilität des Energiesystems nicht zu gefährden, bedingt dies massive Abschaltungen von Wind- und Solarkraftwer- ken wie es am Beispiel Schleswig-Holsteins schon seit Jahren auftritt. In diesen Zeiten kann die zwei- 9 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien te Technologiegruppe eine Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung optimal ergänzen. Diese umfasst Technologien, welche Strom beziehen, um damit den Wärmebedarf zu decken. In der vor- liegenden Arbeit werden diese als PtH Technologien definiert und zusammengefasst (im Gegensatz zu [4, 67]). PtH nutzt so beispielsweise Überschüsse aus der volatilen Erzeugung elektrischer Energie aus er- neuerbaren Energiequellen und vermindert damit die Abregelung entsprechender Anlagen. Die durch PtH bereitgestellte Wärme kann folglich die Wärmebereitstellung mittels fossiler Energieträger substituieren. Generell kann die Kombination von KWK- und PtH-Technologien mit Blick auf die Elektrizitätsversor- gung eine ähnliche Dienstleistung erfüllen wie ein elektrischer Speicher, solange eben die daran gekop- pelte Wärmebereitstellung den Bedarf nicht überschreitet. Diese betriebliche Restriktion eines genügend hohen Wärmebedarfs kann durch Integration einer weiteren Technologie in der Anlage zur elektrizitäts- netzgekoppeltenWärmeversorgung gelöst werden. Ein TES nimmt die überschüssigeWärme bei geringer Nachfrage auf und führt diese bei Bedarf wieder demWärmeversorgungssystem zu, sodass eine zeitliche Entkopplung des KWK- und PtH- Betriebs vom Wärmebedarf erreicht wird. Die aus den drei Einzeltechnologien bestehende Anlagenkonfiguration kann somit weiteren Anforde- rungen des Elektrizitäts- und Wärmeversorgungssystems gerecht werden. In Zeiten mit gleichzeitigem Strom- und Wärmebedarf operiert der KWK-Anteil. Bei einem Überangebot elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen und simultanem Wärmebedarf wird hingegen PtH eingesetzt. Fehlt wiederum die Wärmenachfrage bei möglichem KWK-Betrieb zur Elektrizitätsbereitstellung oder bei PtH-Betrieb zur Stabilisierung des Elektrizitätsnetzes, kann ein TES unterstützend agieren. Ergänzend dazu sind eben- falls Situationen möglich, in welchen die drei Technologien den Wärmebedarf nicht vollständig decken können. Aus diesem Grund wird als vierte Technologiegruppe ein SLK als möglicher Bestandteil in die Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Fernwärmeversorgung aufgenommen. 2.2 Übersicht der Einzeltechnologien Die folgenden Abschnitte erläutern potentielle Technologien zur Umsetzung von KWK, PtH, TES und SLK. Da der Fokus der Analysen auf der Ausgestaltung einer aus solchen Technologien kombinierten Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung sowie dessen Wirtschaftlichkeit und Einfluss auf das Energiesystem liegt, werden die Einzeltechnologien jeweils lediglich kurz in ihrer Funktion und Anwendung skizziert. 10 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien 2.2.1 Kraft-Wärme-Kopplung Die Technologien zur KWK umfassen verschiedenste Ansätze und können nochmals auf Basis der zu- grundeliegenden technischen Prinzipien in vier Gruppen, die jeweils Elektrizität undWärme bereitstellen, untergliedert werden: • KWK mit Verbrennungsmotoren • KWK mit Dampfturbinen • KWK mit Gasturbinen • KWK mit sonstigen Technologien Auch innerhalb dieser Gruppen können zwei generelle Konzeptionen unterschieden werden. Diese un- terscheiden sich hinsichtlich des Verhältnisses zwischen Elektrizitäts- und Wärmeerzeugung in Techno- logien mit einem Freiheitsgrad bei einer starren Kopplung der beiden Größen bzw. in Systeme mit zwei Freiheitsgraden, bei welchen das Verhältnis variabel angelegt sein kann [69]. 2.2.1.1 KWK mit Verbrennungsmotoren Verbrennungsmotoren erzeugen Elektrizität, indemdieKolbenmaschinen einenGenerator antreiben. Nutz- bareWärme wird aus denMotorabgasen sowie der Kühlung vonMotor, Schmieröl und Generator gewon- nen. Ohne zusätzliche Hilfsaggregate liegt dabei eine starre Kopplung zwischen Strom- undWärmeabga- be vor. Die Umsetzung erfolgt üblicherweise nach dem Diesel- oder Ottoprinzip, wobei als Brennstoffe oftmals Erdgas, Diesel, Klärgase oder Biogase genutzt werden. Die Leistungsbereiche erstrecken sich für die verbrennungsmotorische KWK von einigen kW bis zu 10 MW elektrischer Leistung. Eingesetzt in Blockheizkraftwerken (BHKW) versorgen die etablierten Technologien so Nahwärmenetze, kleine und mittlere Fernwärmenetze sowie beispielsweise öffentliche Gebäude und Kläranlagen [40, 56, 69]. 2.2.1.2 KWK mit Dampfturbinen KWK-Technologien auf Basis von Dampfturbinen werden im Bereich elektrischer Leistungen von eini- gen MW bis zu 800 MW oftmals in Fernwärmenetzen von Kommunen oder großen Industriebetrieben eingesetzt [40]. Jegliche verfügbare gasförmige, flüssige und feste Brennstoffe können hierzu als Ener- gieträger verwendet werden [56]. In der Umsetzung existieren diverse etabliert Konzepte, die jeweils auf einer Dampfturbinenanlage basieren. Mithilfe einer so genannten Gegendruckturbine wird der Dampf in KWK auf einen im Vergleich zur ungekoppelten Kondensationsturbine höheren Druck entspannt. Das somit auch höhere Austrittstempera- turniveau kann über einen Heizkondensator zur Wärmebereitstellung für Fernwärmeversorgungssysteme 11 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien genutzt werden. Ohne zusätzliche Aggregate ergibt sich mit dieser Prozessführung eine starre Kopplung zwischen Strom- und Wärmeabgabe. Höhere Temperaturniveaus in der Wärmeversorgung können auch durch die Erweiterung der Konden- sationsturbine mit einer Anzapfung oder Entnahme erreicht werden. In beiden Konzepten wird ein Teil des Dampfmassenstromes in einer oder mehreren Druckstufen der Turbine entnommen und zur Heizwär- meproduktion verwendet. Die Regelung der Massenströme erlaubt eine Entkopplung zwischen Wärme- und Stromproduktion und stellt somit zusätzliche Betriebsflexibilität bereit. Während in einer Anzapf- kondensationsturbine die Zustände des entnommenen Dampfes je nach Lastbereich variieren, kann der Entnahmedruck in einer Entnahmekondensationsturbine durch Ventile geregelt werden. Eine zumindest teilweise Flexibilisierung lässt sich durch eine Entnahmegegendruckturbine realisieren. Durch die zusätzliche Heizwärmeproduktion mit der Entnahme können verschiedene Dampfzustände für unterschiedliche Versorgungsaufgaben genutzt werden [70]. 2.2.1.3 KWK mit Gasturbinen Auch bezüglich der KWK-Technologien, die auf Gasturbinen basieren, werden in der Praxis vielfältige technische Konzepte umgesetzt. In der Regel wird dabei nach der Kompression der angesaugten Luft in einer Brennkammer Erdgas, seltener auch andere gasförmige oder flüssige Brennstoffe eingesetzt. Zur Bereitstellung der elektrischen Leistung wird das so entstandene heiße Gas über die Turbine entspannt. Die Heizleistung wird meist durch Nutzung der Abgase in Abhitzekesseln erbracht. Große Anlagen kön- nen in der Fernwärmeversorgung vonKommunen und Industriebetrieben oder auch zur Dampfproduktion eingesetzt werden. Als weit etablierte Technologie stellen offene Gasturbinenanlagen Wärme über die beschriebene Abgas- nutzung mit einem festen Verhältnis zur Stromproduktion bereit. Die elektrische Leistung kann bei Mi- krogasturbinen bis zu 100 kW, bei Industrieturbinen bis zu 25 MW und bei schweren Kraftwerksturbinen bis zu 280 MW [7] betragen. Ebenso umsetzbar in Leistungsklassen (elektrisch) bis zu 40 MW sind STIG Gasturbinen (steam injected gas turbine), in welchen ein Teil des über das Abgas erzeugten Dampfes in die Gasturbine rückgeführt wird, um den Massendurchsatz und die elektrische Leistung zu erhöhen. Somit stehen zumindest zum Teil Flexibilitäten hinsichtlich der Strom und Wärmeproduktion zur Verfügung. Sie spielen aber derzeit energiewirtschaftlich und -technisch eine weit untergeordnete Rolle. Kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlagen (GuD) mit etwa 65 - 600MW elektrischer Leistung nutzen die hohen Abgastemperaturen der Gasturbine zur Dampfproduktion mit Abhitzekessel. Der angeschlos- sene Dampfkreislauf kann wiederum eine Entnahmekondensations- oder Gegendruckturbine beinhalten. Die Wärmeauskopplung ist wie bei den jeweiligen reinen Dampfturbinenanlagen über die Entnahme 12 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien beziehungsweise den Abdampfkondensator vorgesehen. Somit verfügt die GuD-Anlage mit Entnahme- kondensationsturbine über zwei Freiheitsgrade, wohingegen diejenige mit Gegendruckturbine auf einen Freiheitsgrad beschränkt ist [56]. 2.2.1.4 KWK mit sonstigen Technologien Neben den bisher erläuterten etablierten Technologien in der KWK besteht die Möglichkeit, die Versor- gungsaufgaben durch weitere Konzepte zu erfüllen. Diese lassen sich den vorherigen Kategorien nicht zuordnen und werden daher hier gesondert aufgegriffen. Dabei ist die Betrachtung keineswegs abschlie- ßend, sondern beschränkt sich auf die Technologien, die heute praktisch von Bedeutung sind bzw. zu- künftig womöglich ein hohes Potential aufweisen. So werden Dampfmotoren mit elektrischen Leistungen von 40 - 2 500 kW noch vereinzelt zur dezentralen Strom- und Wärmeversorgung in Wohnsiedlungen, der Industrie und Krankenhäusern [35] eingesetzt. Sie haben aber als Kraftwerkstechnologie, nachdem sie die Industrialisierung erst ermöglicht haben, inzwischen stark an Bedeutung verloren. Eine weitere KWK-Technologie basierend auf einer Kolbenmaschine ist der Stirlingmotor, dessen Anwendungsbe- reich wegen des typischen elektrischen Leistungsbereichs von einigen bis 45 kW allerdings eher in der dezentralen Strom- und Wärmeversorgung z.B. in Haushalten gesehen [35, 56] wird. Die zum Teil noch in der Entwicklung und Erprobung befindlichen Technologien sind daher für die Fernwärmeversorgung aktuell nicht geeignet. ORC-Anlagen (Organic-Rankine-Cycle) setzt einen Dampfturbinenprozess mit einem organischen Ar- beitsmedium um, um auch Wärmequellen mit geringen Temperaturniveaus verwenden zu können. Trotz eines ebenfalls vergleichsweise geringen Temperaturniveaus der Wärmebereitstellung werden mit ORC- Technologien mit einer elektrischen Leistung von beispielsweise 5 MW gelegentlich Nah- und Fernwär- menetze betrieben [28, 63, 56]. Schließlich befinden sich auch Brennstoffzellen für die Anwendung in der gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung in der Entwicklung, wobei es sich hier eher um eine Ab- wärmenutzung handelt. Realisierte Anlagen weisen elektrische Leistungen von z.B. 250 - 340 kW auf. Längerfristig sind aber auch bis über 1 000 kW starke Anlagen denkbar [56]. Nichtsdestotrotz sind die aktuellen Dimensionierungen für eine Fernwärmeversorgung nicht ausreichend. 2.2.2 Power-to-Heat Wie bereits zuvor verdeutlicht, werden unter PtH in diesem Rahmen Technologien definiert, die eine elek- trische Leistung beziehen und Wärme erzeugen. Mit dieser Definition werden folgend drei Technologien präsentiert: • Kompressionswärmepumpen • Elektrische Widerstandsheizung 13 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien • Elektrodenheizkessel 2.2.2.1 Kompressionswärmepumpen Wärmepumpen ermöglichen es, mittels einer Wärmequelle auf einem geringen Temperaturniveau (z.B. aus dem Grundwasser oder der Umgebungsluft) und der Zufuhr von höherwertiger Energie Wärme auf hohem Temperaturniveau bereitzustellen [47]. Die Prozessführung der hier betrachteten Kompressions- wärmepumpe nutzt dabei elektrische Energie für die Verdichtung eines bei niedrigen Drücken und Tem- peraturen verdampften Arbeitsmediums, das daraufhin bei höheren Drücken und höheren Temperaturen in einem Wärmetauscher zur Wärmebereitstellung wieder kondensiert wird. Es wird deutlich, dass ne- ben der elektrischen Leistung auch eine Wärmequelle zur Verfügung stehen muss, weshalb im strengeren Sinne Wärmepumpen nicht als reine PtH-Systeme anzusehen sind (siehe auch [4, 67]). Weil als Wärme- quelle in der Regel kostenlos zur Verfügung stehende Umgebungswärme genutzt wird, erfolgt hier die Eingruppierung als PtH-Technologie. Die Anwendungen dieser weit etablierten Technologie liegen im Bereich der Raumwärme-, Warmwasser- und Prozesswärmebereitstellung. Somit können entweder ein- zelne Haushalte oder Wärmenetze versorgt werden, wobei auf ein genügend hohes Temperaturniveau zu achten ist. Grundsätzlich erfolgt ein Einsatz der Kompressionswärmepumpen aufgrund ihrer Kostenstruk- tur eher in der Grundlast [51]. Typische Leistungsbereiche der Wärmebereitstellung erstrecken sich von 100 kW bis hin zu 25 MW [26, 51]. 2.2.2.2 Elektrische Widerstandsheizung Eine weitere Technologie, die der PtH zugeordnet wird, ist die elektrische Widerstandsheizung. Elek- trische Widerstandsheizungen beziehen elektrische Energie und dissipieren diese über Heizwiderstände vollständig, wodurch Wärme abgegeben werden kann [9]. Im Gegensatz zu den Wärmepumpen können elektrische Widerstandsheizungen wesentlich flexibler eingesetzt werden. Der Einsatz in der Fernwärme- versorgung ist für die Technologie mit einer Leistung von einigen MW allgemein möglich [25]. 2.2.2.3 Elektrodenheizkessel Ist eine höhere Leistung von bis zu 50 MW oder mehr zu realisieren, werden oftmals Elektrodenheiz- kessel eingesetzt. Diese erzeugen Wärme durch den Stromfluss, der bei Kontakt der unter Spannung stehenden Elektroden mit Wasser im Kessel verursacht wird. Die thermische Leistung kann dabei durch die Höhe der Wasserbedeckung der Elektroden geregelt werden. Elektrodenheizkessel werden bereits als etablierte Technologie in Fernwärmenetzen und zur Prozessdampferzeugung verwendet [4]. Der ten- denziell niedrige exergetische Wirkungsgrad der beiden letztgenannten Technologien steht, insbesondere 14 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien vor dem Hintergrund der vermiedenen Abschaltarbeit zur Integration erneuerbarer Energien, oft nicht im Mittelpunkt der Bewertung. 2.2.3 Thermischer Speicher TES erhöhen die Betriebsflexibilität einer Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Fernwärmeversorgung durch die zeitliche Entkopplung der Erfüllung der Versorgungsaufgaben am Strom- und Wärmemarkt. Drei übergeordnete Konzepte sind bezüglich der Art der Speicherung der thermischen Energie zu unter- scheiden: • Sensible Wärmespeicherung • Latente Wärmespeicherung • Thermochemische Wärmespeicherung 2.2.3.1 Sensible Wärmespeicherung SensibleWärmespeicher speichern thermische Energie durch eine fühlbare Änderung der Temperatur des flüssigen oder festen Speichermediums, wobei kein Phasenübergang stattfindet. Die Speicherkapazität ist damit direkt abhängig von der spezifischen Wärmekapazität des Speichermediums. Als Speicherzeit- räume sind sowohl kurzfristige Lösungen über Stunden bis Tage als auch saisonale Ansätze praktisch realisierbar. Im Vergleich verfügen sensible Wärmespeicher über niedrige Energiedichten und mittlere Wirkungsgrade, weisen jedoch Vorteile im Bereich der etablierten, bewährten und kostengünstigen Tech- nik auf. Saisonale Warmwasserspeicher erreichen beispielsweise spezifische Investitionskosten von 0,5 - 3 €/kWh (5 000 - 10 000 m³) [67]. Die auftretenden Temperaturdifferenzen zur Umgebung bedingen jedoch Verluste, die durch eine entsprechende Isolierung zu reduzieren sind. Bisher wurde eine Vielzahl derartiger Speicher in verschiedensten Bauformen umgesetzt. Typische An- wendungsgebiete befinden sich bereits im Bereich von Warmwasserspeichern für Heizungsanlagen und Wärmenetzen. Aber auch in Kombination mit Solarkraftwerken, KWK und der Geothermie sind sensible Wärmespeicher verbreitet. Somit stellen sensible Wärmespeicher eine Option für die Flexibilisierung der Fernwärmeversorgung mit bewährter Technik dar. Speichermaterialien wie auch Bauformen sind je nach Anwendungsbereich zu wählen. Wichtige Aspekte sind diesbezüglich u.a. die Betriebstemperatur des Speichers, die Verfügbarkeit, der Preis und die Umwelt- verträglichkeit des Speichermaterials sowie der Speicherzeitraum. Eine Auswahl möglicher Bauformen gliedert sich nach [67] in: • Erdsondenspeicher und Erdkollektorspeicher • Warm- und Heißwasserspeicher in Tanks und Kavernen 15 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien • Warm- und Heißwasserspeicher in Erdbecken • Aquiferspeicher • Sand-Wasser-Wärmespeicher in Erdbecken 2.2.3.2 Latente Wärmespeicherung Latente Wärmespeicher nutzen zusätzlich die für einen Phasenwechsel benötigte thermische Energie. So- mit kann im Vergleich zu sensiblen Energiespeichern mehr thermische Energie gespeichert werden, was eine höhere Energiedichte bedeutet. Ein weiterer Vorteil ist die über weite Betriebsbereiche konstante Temperatur des Speichermediums, wodurch auch Verluste aufgrund von Temperaturdifferenzen zur Um- gebung reduziert werden können. Die noch in der Entwicklung befindlichen Systeme sind dabei oftmals teurer (10 - 50 €/kWh) als die der sensiblen Wärmespeicherung [67]. In der Praxis wird aufgrund der Handhabbarkeit meist der Phasenübergang fest-flüssig in einem TES verfolgt. Aber auch der Phasenwechsel eines Speichermediums von flüssig zu gasförmig ist denkbar. Als PCM (Phase Change Material) kommen diverse Materialien in Frage, die spezielle physikalische, technische und ökonomische Kriterien erfüllen [67]. Eine Auswahl umfasst Salzhydrate, Paraffine und Verbundwerkstoffe. Aktuell wird in der latenten Wärmespeicherung ein großes Forschungs- und Entwicklungspotential gese- hen [50]. Die eher als Nischenanwendungen realisierten Technologienweisen noch keine hohe Bedeutung für den Einsatz im Energiesystem auf. Latente Kältespeicher sind dagegen in der Gebäudekühlung zum Teil bereits etabliert [72]. 2.2.3.3 Thermochemische Energiespeicherung Ein weiteres Prinzip der thermischen Energiespeicherung basiert auf einer chemisch reversiblen Reaktion von zwei oder mehreren Stoffen, bei der Wärme aufgenommen bzw. freigesetzt wird. Die Trennung der Reaktionsprodukte erfolgt durch die Zufuhr thermischer Energie (endotherme Reaktion). Diese können beliebig lange gelagert und bei Bedarf erneut zusammengeführt werden, wodurchWärme freigesetzt wird (exotherme Reaktion). Die dabei genutzten Speichermaterialien unterscheiden sich insbesondere in zwei Aspekten: Zum einen durch dieGleichgewichtstemperatur imUmgebungszustand und zum anderen durch die umgesetzte Reaktionsenergie. Typische Materialien sind Salzhydrate, Hydroxide und Carbonate. Neben chemisch reversiblen Prozessen werden oftmals die Sorptionsspeicher zu den Technologien der thermochemischen Energiespeicherung gezählt. Genau genommen handelt es sich bei diesen jedoch um physikalische Anlagerungen bzw. Einlagerungen von Molekülen, wodurch thermische Energie gespei- chert werden kann. Zu unterscheiden sind diesbezüglich Adsorptionsspeicher und Absorptionsspeicher. 16 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Adsorptionsspeicher werden häufig mit Zeolith oder Silikagel betrieben. Absorptionsspeicher basieren beispielsweise auf Lithium-Bromid. Die sich in der Grundlagenforschung befindliche Technologie kann insgesamt sehr hohe Energiedichten undWirkungsgrade realisieren. Die Kosten für die Speichermaterialien sind dabei ähnlich wie bei latenten Energiespeichern, wobei Materialbearbeitung und Reaktor selbst wesentlich teurer und komplexer sind [67]. 2.2.4 Spitzenlastkessel Zur Deckung des Wärmebedarfes können weiterhin auch Spitzenlastkessel eingesetzt werden. Diese kon- ventionellen Heizsysteme werden speziell für den Einsatz in Zeiten eines erhöhten Wärmebedarfes oder kurzzeitiger Wärmespitzen konzipiert. Dabei wird in einem Heizungskessel die eingesetzte Brennstoff- energie in einer Feuerung ausschließlich zur Wärmeerzeugung genutzt. Im Gegensatz zu den bisher be- schriebenen Technologiegruppen differenzieren sich die Spitzenlastkessel nicht in weitere Untergruppen hinsichtlich ihres konstruktiven Aufbaus bzw. ihrer Prozessführung, sondern unterscheiden sich lediglich durch die verwendeten Energieträger. Als Brennstoffe können beispielsweise Erdgas, Öl, Kohle oder auch Biomasse eingesetzt werden. Trotz relativ hoher Normnutzungsgrade (z.B. Gas-Heizkessel: 0,90; Öl-Heizkessel: 0,93), die nahe dem en- ergetischen Optimum liegen, zeigen Spitzenlastkessel niedrige exergetische Wirkungsgrade (z.B. Gas- Heizkessel: 0,053) auf. Dies gilt sowohl für reguläre Heizkessel als auch für eingesetzte Brennwertkes- sel. Im Vergleich zu den PtH-Technologien, die durch vermiedene Abschaltarbeit von erneuerbaren En- ergien betrieben werden können, ist der hohe Exergieverlust bezüglich der eingesetzten konventionellen Energieträger wegen anderer Opportunitäten als deutlich negativ zu bewerten. Insgesamt verfügen Spit- zenlastkessel jedoch über Vorteile im Bereich der Zuverlässigkeit und der niedrigen Investitionskosten [9]. 2.3 Methodik zur Technologieauswahl Die vielfältigen technologischenMöglichkeiten innerhalb der Technologiegruppen führen zu einer hohen Anzahl kombinatorischer Möglichkeiten in der Auslegung konkreter Anlagenkonzepte. Die Simulation und wirtschaftliche Evaluation aller denkbaren Anlagenkonzepte ist jedoch für eine derartig hohe An- zahl von Kombinationen im Rahmen dieses Projektes wegen zeitlicher Restriktionen nicht möglich. Aus diesem Grund werden aus den zur Verfügung stehenden Technologien die aussichtsreichsten ausgewählt. Diese sind folgend die Basis für den Entwurf konkreter Anlagenkonzepte. 17 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Der Auswahlprozess selbst umfasst dabei zwei Arbeitsschritte und wird für die vier Technologiegruppen jeweils separat durchgeführt. Im ersten Schritt werden die Technologiegruppen bezüglich ihrer technolo- gischen Breite überprüft. Im Zuge dessen ist zu klären, inwiefern sich in einer Gruppe enthaltene Tech- nologien in ihrer Prozessführung ähneln und ob unterschiedliche Ergebnisse in der Betriebssimulation zu erwarten sind. Sofern prozesstechnische Ähnlichkeiten vorliegen, führt möglicherweise ein direkter qualitativer Vergleich bereits zu einer Reduktion der Technologievielfalt unter der Prämisse einer an- gemessenen technologischen Breite. Außerdem werden Technologien, die für Versorgungsaufgaben in Fernwärmenetzen nicht geeignet sind oder welche eines massiven Forschungsaufwandes zur Etablierung bedürfen, aus der Untersuchung ausgeschlossen. Kann mit diesem Vorgehen keine ausreichende Reduktion der technologischen Vielfalt erreicht werden, wird im zweiten Schritt eine multikriterielle Bewertung der Technologien durchgeführt. Übergeordnet werden diesbezüglich Kriterien zur technischen Effizienz, zur Betriebsflexibilität und zur groben Kos- teneinschätzung für jede Technologie mit Werten zwischen 0 - 10 evaluiert. Mithilfe eines Kriterien- gewichtungsschemas ist die Aufstellung eines der Orientierung dienenden Rankings möglich, welches die Eignung der Technologien als Bestandteil einer Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmever- sorgung quantitativ einordnet. Eine handhabbare Anzahl der aussichtsreichsten Technologien wird auf dieser Basis für die weiteren Arbeiten ausgewählt. 2.4 Bewertung und Ergebnisse der Technologieauswahl Die beschriebene Methodik wird folgend auf die vier Technologiegruppen angewandt. Schließlich ergibt sich so ein Setup von möglichen Einzeltechnologien, die zur Anlagenerstellung herangezogen werden. 2.4.1 Kraft-Wärme-Kopplung Die Gruppe der KWK fasst 15 Einzeltechnologien zusammen, die, wie in Abschnitt 2.2.1 dargestellt, in wiederum vier Untergruppen gegliedert werden können. Deren jeweils unterschiedliche Prozessfüh- rung erlaubt keine Reduktion auf eine handhabbare Anzahl durch einen reinen qualitativen Vergleich. Es können lediglich drei Technologien aufgrund der geringen Eignung für Versorgungsaufgaben im Fernwär- menetz (reine Kondensationsturbinen) bzw. der fehlenden Durchdringung des Marktes (Stirlingmotoren, Brennstoffzellen) ausgeschlossen werden. Bezüglich der übrigen Technologien wird ein multikriterielles Bewertungsschema verwendet, welches die in der Tabelle 2.1 beschriebenen Kriterien zu den Kategorien technische Effizienz, Betriebsflexibilität und Kosten aufführt. Den Kategorien kommt dabei jeweils das gleiche Gewicht zu. Je technologischer Untergruppe wird maximal eine Technologie für die weitere Arbeit ausgewählt. 18 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Tab. 2.1: Kriterien zur KWK-Technologieauswahl mit dazugehöriger Gewichtung Technische Effizienz 33,3 % Brennstoffausnutzungsgrad 100 % Betriebsflexibiltät 33,3 % Freiheitsgrade 20 % Primärenergieträger 80 % Kosten 33,3 % Investitionskosten 50 % Kosten für Wartung & Instandhaltung 50 % TechnischeEffizienz: Die technische Effizienz wird mithilfe des Brennstoffausnutzungsgrades bewer- tet. Der Brennstoffausnutzungsgrad stellt die Summe der ausgekoppelten elektrischen Leistung und des Wärmestromes ins Verhältnis zur zugeführten Brennstoffleistung [69]. Die rein energetische Betrachtung vernachlässigt dabei die qualitativen Unterschiede zwischen elektrischer und thermischer Energie. In der Tendenz wird somit die Wärme als Energie niederer Qualität überbewertet. Zum jetzigen Zeitpunkt wird der energetische Ansatz bewusst gewählt, da zum einen die systemische Bedeutung der beiden Zielenergi- en später auf Basis der Betriebssimulationen zu analysieren ist und zum anderen die Datenverfügbarkeit diesbezüglich ausgeprägter ist. Es wird davon ausgegangen, dass ein hoher Brennstoffausnutzungsgrad, der nach ω = P + Q̇ ṁBrHi (2.1) die Summe elektrischer und thermischer Nutzleistung auf den Brennstoffenergiestrom bezieht, grundsätz- lich vorteilhaft ist. Betriebsflexibilität: Die Betriebsflexibilität umfasst zwei bedeutende Aspekte. Einerseits wird das Be- triebsverhalten hinsichtlich der Flexibilität in der Kopplung von Elektrizitäts- und Wärmebereitstellung bewertet. Eine Technologiemit zwei Freiheitsgraden ist insgesamt anpassungsfähiger bezüglich derMarkt- anforderungen und daher gegenüber Technologien mit lediglich einem Freiheitsgrad im Vorteil. Die rela- tiv geringe Gewichtung verdeutlicht jedoch, dass zum jetzigen Zeitpunkt keine Aussage über den Bedarf an Flexibilität imMarkt getroffen werden soll bzw. dies eine Fragestellung der detaillierten Simulationen ist. Andererseits ist auch die Flexibilität hinsichtlich der eingesetzten Primärenergieträger von Bedeutung. Können vielfältigste Primärenergieträger im Grundsatz zur Energiebereitstellung genutzt werden, ist die Technologie deutlich robuster gegenüber Preisschwankungen sowie anderen Knappheitssignalen. Daraus ergibt sich ein Vorteil für Technologien mit einem breiten Spektrum an potentiell einsetzbaren Primär- energieträgern. 19 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Kosten: Eine grobe Kostenschätzung wird als erstes Indiz zur wirtschaftlichen Bewertung der Technolo- gien genutzt. Die Investitionskosten werden bezogen auf die installierte elektrische Leistung angegeben. Die Kosten für Wartung und Instandhaltung werden dagegen in Relation zur bereitgestellten elektrischen Energie ausgedrückt. Beide Kriterien werden gleich gewichtet. Auswahl: In Tabelle 2.2 sind die Ergebnisse der multikriteriellen Bewertung für die einzelnen KWK- Technologien aufgeführt. Die technischen Grundlagen zur Bewertung befinden sich in entsprechenden Tabellen im Anhang. Die höchsten Werte werden insgesamt von GuD-Anlagen mit Entnahmekondensationsturbinen erzielt. Dies wird insbesondere durch die hohe Betriebsflexibilität sowie vergleichsweise hohe Brennstoffaus- nutzungsgrade erreicht. Somit repräsentiert das GuD mit Entnahmekondensationsturbine die Untergrup- pe der KWK mit Gasturbinen in der Technologieauswahl. Die Abkürzung GuD repräsentiert folgend die beschrieben Technologie. In der Gruppe der KWK mit Dampfturbinen führt die Entnahmegegendruck- turbine mit einem hohen Brennstoffausnutzungsgrad verhältnismäßig knapp in einem insgesamt deutlich ausgeglichenerem Gesamtbild. Nichtsdestotrotz erfolgt für die vorliegende Untersuchung die Auswahl der reinen Gegendruckturbine (GDT), da mit dieser weniger flexiblen aber nahezu gleich effizienten Technologie die technologische Breite der KWK im Sinne der Betriebsflexibilität besser repräsentiert wird. Weiterhin gute Bewertungsergebnisse zeigt der Ottomotor als Vertreter der verbrennungsmotori- schen KWK-Technologien (BHKW). Es erfolgt eine Beschränkung auf die drei genannten Technologien als handhabbare Anzahl für die weiteren Simulationen, sodass die sonstigen KWK-Technologien nicht weiter berücksichtigt werden. 20 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien Tab. 2.2: Ergebnisse der multikriteriellen KWK-Bewertung Technische Effizienz Betriebsflexibilität Kosten Gesamt Brennstoffaus- nutzungsgrad Freiheitsgrade Primär- energieträger Investition Wartung & Instandhaltung KWK mit Verbrennungsmotoren Ottomotor 8,62 0 8 10 5 7,43 Dieselmotor 8,25 0 7 10 5 7,04 KWK mit Dampfturbinen Gegendruckturbine 9,20 0 10 4,21 6,67 7,47 Entnahmekon- densationsturbine 7,82 10 10 4,21 6,67 7,68 Anzapfkon- densationsturbine 7,82 8 10 4,21 6,67 7,54 Entnahmegegen- druckturbine 9,26 7 10 4,21 6,67 7,95 KWK mit Gasturbinen Offene Gasturbine 8,51 0 7 10 5 7,13 STIG Gasturbine 7,45 5 7 10 5 7,11 GuD mit Gegendruckturbine 9,15 0 7 9,32 10 8,05 GuD mit Kondensationsturbine 8,94 10 7 9,32 10 8,64 2.4.2 Power-to-Heat DieGruppe der Technologien, die Elektrizität zurWärmebereitstellung nutzen, führt mit drei Alternativen imVergleich zur KWK eine geringere technologische Breite aus. Von diesen drei Alternativen ähneln sich die elektrische Widerstandsheizung sowie der Elektrodenheizkessel in ihrer Prozessführung stark, wobei dieWärmepumpe einen deutlich abweichenden Ansatz verfolgt. Aus diesemGrund wird festgestellt, dass eine technologische Breite durch die Auswahl einer der erstgenannten Technologien sowie der Wärme- pumpe gegeben ist. Ein direkter Vergleich der elektrischen Widerstandsheizung mit dem Elektrodenheiz- kessel vor dem Hintergrund der Fernwärmeversorgung aus Sicht eines professionellen Betreibers zeigt, dass hier der Elektrodenheizkessel geringfügige praktische Vorteile aufweist. Dies betrifft zum einen die etwas höhere technische Effizienz und zum anderen den flexibler skalierbaren Leistungsbereich mit einer thermischen Leistung von bis zu 50 MW. Für die Konzeptionierung der Anlagen zur elektrizitätsnetzge- koppelten Fernwärmeversorgung werden daher Wärmepumpen (WP), als bisher eher in der Grundlast eingesetzte Technologie, und typischerweise in der Spitzenlast betriebene Elektrodenheizkessel (EHK) berücksichtigt. 21 2 Auswahl der Wärmeversorgungstechnologien 2.4.3 Thermischer Speicher Die Technologiegruppe der thermischen Speicher umfasst wiederum drei grundlegend verschiedene Al- ternativen: die sensible, die latente und die thermochemische Wärmespeicherung. Wie jedoch im Ab- schnitt 2.2.3 skizziert bedürfen die beiden letzteren Technologien aktuell noch eines deutlichen Entwick- lungsaufwandes zur breiten Marktetablierung. Aus diesem Grund werden lediglich sensible Wärmespei- cher für die Untersuchungen in Betracht gezogen. Innerhalb der Gruppe der sensiblen thermischen Energiespeicher existieren diverse Umsetzungsmöglich- keiten, die auf dem gleichen prozesstechnischen Prinzip beruhen. Ein direkter qualitativer Vergleich der Technologien verdeutlicht die Vorteile von Wasser als Speichermedium aufgrund einer hohen spezifi- schen Wärmekapazität, der einfachen Handhabung, der hohen Umweltverträglichkeit und Verfügbarkeit sowie der geringen Kosten [67]. Der verbreitete Einsatz vonWasser als Speichermedium in der Praxis im Bereich von Wärmenetzen bestätigt die Auswahl. Modellhaft wird dabei eine konstruktive Umsetzung als Speichertank unterstellt. 2.4.4 Spitzenlastkessel Die Präsentation der technischen Grundlagen der Spitzenlastkessel zur Wärmeversorgung zeigt bereits, dass sich die Technologien in ihrer Prozessführung und in ihrem Betriebsverhalten stark ähneln. Unter- schiede können lediglich bezüglich des eingesetzten Primärenergieträgers ausgemacht werden. Somit erlaubt das methodische Vorgehen die Auswahl einer repräsentativen Technologie ohne die Prämisse der Abbildung einer technologischen Breite zu verletzen. Als praktisch üblich Technologie wird hier ein Spitzenlastkessel mit Erdgas als eingesetztem Primärenergieträger ausgewählt (siehe [2]). 22 3 Versorgungssystem Um Anlagenkonzepte unter verschiedenen Rahmenbedingungen der Energieversorgung analysieren und bewerten zu können, werden im Rahmen dieses Kapitels verschiedene Entwicklungen innerhalb des En- ergieversorgungssystems betrachtet. Dabei werden im ersten Schritt auf Basis eines umfassenden Daten- satzes des deutschen Energiesystems historische Jahre von 2014 bis 2016 analysiert, welche die letzten drei Jahre darstellen, für die bei Projektbeginn komplette Zeitreihen vorlagen. Zudem wird anschließend die Methodik zur Abbildung zukünftiger Entwicklungen und Trends aufgezeigt und begründet. 3.1 Status Quo Laut Statistik der Arbeitsgemeinschaft Fernwärme (AGFW) ist die Anschlussleistung für Fernwärme in- nerhalb der letzten 20 Jahre nahezu konstant geblieben und liegt bei etwa 50.000MW [2].Weiterhin konn- te der Ausbau der Netze gerade in den letzten 10 Jahren erheblich gesteigert werden, was sich in entspre- chend hohen Streckenkilometerzahlen wiederspiegelt. Während im Jahr 2008 beispielsweise noch etwa 18.300 Streckenkilometer installiert waren, betrug dieser Wert im Jahr 2016 bereits mehr als 21.000 km. Erzeugungsseitig schwankt die Wärmeerzeugung in Deutschland bedarfsabhängig zwischen jährlich et- wa 53 und 67 TWh. Zum Verglech betrug der gesamte Energieverbrauch für Raumwärme, Warmwasser, und sonstige Prozesswärme im Jahr 2016 [17] 1372,64 TWh. Abbildung 3.1 zeigt die entsprechende Er- zeugung von Fernwärme für die Jahre 2014 und 2016 aufgeschlüsselt nach Erzeugungstechnologien. An dieser Stelle sei zu erwähnen, dass die leicht steigende Tendenz über mehrere Jahre bedarfsinduziert ist und nicht auf eine gesteigerte Anschlussleistung zurückzuführen ist. Der komplette Datensatz kann zu- dem den AGFW-Statistiken [1] entnommen werden. 23 3 Versorgungssystem 2014 2015 20160 10 20 30 40 50 60 W är m ee rz eu gu ng in T W h Entnahmekondensationsanlagen Gegendruckanlagen Gasturbinen mit Abhitzekessel Gasturbinen mit nachgeschalterer GDT Gasturbinen mit nachgeschalteter EKT Blockheizkraftwerk Heizwerk Abb. 3.1: Fernwärmeerzeugung (netto) in Deutschland nach Erzeugungstechnologien nach [1] Es zeigt sich, dass die Anteile einzelner Technologien erzeugungsseitig nahezu konstant verlaufen. Ledig- lich bei den GuD-Technologien ist eine leicht erhöhte Erzeugung zu verzeichnen, was sich in entsprechen- den Anteilen von Gasturbinen mit nachgeschalteter Gegendruck- bzw. Entnahmekondensationsturbine zeigt. Maßgeblich für diese Verschiebung der Einzelanteile ist unter anderem der Preisfall auf den Märk- ten für Erdgas sowie die in Kapitel 4 beschriebenen Fördermechanismen. Während der European Gas Index (EGIX) für Deutschland im Jahr 2014 noch bei 22,04 EUR/MWh lag, ist dieser im Jahr 2016 auf einenWert von 14,13 EUR/MWh gefallen [52]. Neben diesen Veränderungen wirken zudem entsprechen- de Preisveränderungen im Strommarkt sowie eine insgesamt erhöhte Erzeugung gegenüber den Vorjahren auf die einzelnen Anteile. Die installierte elektrische Kraftwerksleistung in Deutschland ist in den letzten Jahren leicht angestiegen. Dabei unterlag diese vor allem im Bereich der erneuerbaren Energien stärkeren Veränderungen, wohin- gegen der Anteil fossiler Kraftwerke annähernd konstant geblieben ist. Tabelle 3.1 zeigt die installierte Leistung in Deutschland aufgeschlüsselt nach Energieträgern für die Jahre 2014 bis 2016 basierend auf den Daten aus [6] und [29]. Es wird deutlich, dass der Nettozuwachs der installierten Leistung hauptsächlich auf den Ausbau der er- neuerbaren Energien, insbesondere Biomasse, Photovoltaik und Windkraft zurückzuführen ist. Zudem ist der Anteil aus Atomkraft im Zuge der sukzessiven Stilllegung einzelner Kraftwerke leicht gesunken. Während die installierte Leistung an Braunkohle-, Erdgas-, Wasser- und sonstigen Kraftwerken nahezu 24 3 Versorgungssystem Tab. 3.1: Installierte elektrische Kraftwerksleistung in Deutschland nach Energieträgern Installierte Leistung in GW Technologie 2014 2015 2016 Biomasse 6,93 7,17 7,35 Braunkohle 21,07 21,42 21,27 Erdgas 29,02 28,36 29,72 Nuklear 12,07 10,8 10,8 Photovoltaik 37,9 39,22 40,72 Sonstige 4,2 4,2 4,63 Steinkohle 26,21 28,65 27,42 Wasser 5,57 5,47 5,49 Wind 38,61 44,58 49,59 Summe 181,58 189,87 196,99 konstant bleibt, zeigt sich nur im Bereich der Steinkohle eine leichte Veränderung, die aber im mehrjäh- rigen Mittel ebenfalls gering ausfällt. Ein geringfügig anderes Bild zeigt sich hingegen bei Betrachtung der erzeugten elektrischen Energie. Während die Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken, mit leicht erhöhten Werten in der Winterzeit, über das Jahr nahezu konstant bleibt, zeigt sich die Volatilität der erneuerbaren Energien im Jahresver- lauf durch eine erhöhte Einspeisung aus Photovoltaik- und Wasserkraftwerken in den Übergangs- und Sommermonaten. Vice versa stellt sich eine entsprechende Windeinspeisung in der Winter- und Über- gangszeit dar. Gleichermaßen schwankend gestaltet sich der Exportsaldo mit erhöhten Werten im Herbst und Winter. Abbildung 3.2 zeigt die entsprechende Stromerzeugung in Deutschland für die Jahre 2014 bis 2016. Die Entwicklung der Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern deckt sich mit den in den Jahren 2014 bis 2016 annähernd kontant gebliebenen Ressourcenpreisen für Braun- und Steinkohle sowie der be- schriebenen Preisentwicklung bei Erdgas [64]. Neben dem Ressourcenpreisen und anderen Größen wie beispielsweise (vermiedenen) Startkosten und Bieterverhalten [53] wirken zudem die Stromnachfrage und volatile Erzeugung aus erneuerbaren Energien als Fundamentaltreiber auf den für einen Großteil der Kraftwerksbetreiber relevanten Day-Ahead-Strompreis an der European Energy Exchange (EEX). Allgemeine Zusammenhänge bezüglich der Preismodellierung innerhalb von Fundamentalmodellen zur Abbildung von Energieversorgungssystemen wurden bereits in eigenen Arbeiten beschrieben [68] und werden anschließend für Modellierung zukünftiger Entwicklungen verwendet. An dieser Stelle beschränkt sich die Darstellung auf die im Rahmen der Modellierung berücksichtigten Day-Ahead- und Fernwärmepreise als maßgebliche Größen für die Erlöse eines typischen Fernwärme- versorgungssystems. Dabei werden die Daten entsprechend [3] sowie [6] ebenfalls für die Jahre 2014 bis 2016 dargestellt. Während für die Fernwärmepreise auf den Mittelwert des jeweiligen Jahres zurück- 25 3 Versorgungssystem 01/14 04/14 07/14 10/14 01/15 04/15 07/15 10/15 01/16 04/16 07/16 10/160 25 50 75 100 125 150 175 St ro m er ze ug un g in T W h Biomasse Braunkohle Erdgas Exportsaldo Nuklear Photovoltaik Pumpspeicher Sonstige Steinkohle Wasser Wind Abb. 3.2: Stromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern gegriffen wird, werden stündliche Werte des Day-Ahead-Marktes verwendet. Abbildung 3.3 zeigt die Entwicklung der entsprechenden Fernwärme- und Strompreise, wobei letztere im wöchtentlichen Mittel dargestellt werden, um im Sinne der Lesbarkeit starke Schwankungen aufgrund von Kraftwerksausfällen, hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energieträgern oder Bieterverhalten zu reduzieren. Es zeigt sich eine leicht abnehmende Tendenz für die mittleren jährlichen Fernwärmepreise, die, wie bereits zuvor beschrieben, unter anderem auf die niedrigeren Erdgaspreise zurückzuführen ist. Im Bereich der Strompreise zeichnet sich trotz entsprechender Volatilität ebenfalls eine leicht fallende Tendenz ab. Während im Jahresverlauf in den Sommermonaten typischerweise durch eine niedrigere Nachfrage und hohe solare Erzeugung niedrigere Strompreise zu verzeichnen sind, fallen diese in den Wintermonaten durch eine stärkere Nachfrage und hohe Volatilität der Windenergieeinspeisung typischerweise höher aus. 3.2 Zukünftige Entwicklungen Die integrierte, techno-ökonomische Bewertung einzelner Technologien in zukünftigen Energieversor- gungssystemen setzt die Bildung geeigneter, realistischer Annahmen für deren Entwicklung voraus. Wäh- rend Fragestellungen, wie beispielsweise die kostenoptimale Integration von Speichertechnologien für 100 % erneuerbaren Energiesysteme im Jahr 2050, „auf der grünen Wiese“ untersucht werden können, stellt sich innerhalb dieses Projektes vielmehr die Frage, welche möglichen konsistenten Entwicklungen 26 3 Versorgungssystem Jan 2014 Jan 2015 Jan 2016 Jan 2017 Jul Jul Jul 20 30 40 50 60 70 Pr ei s i n EU R/ M W h Strompreis FW-Preis Abb. 3.3: Durchschnittlicher wöchentlicher Strompreis und jährlicher Fernwärmepreis nach [6] bzw. [3] einzelne europäische Energieversorgungssysteme in naher Zukunft nehmen und welchen Einfluss dies auf den Kraftwerkseinsatz und Marktpreisbildung in Deutschland hat. Für die Abbildung des zukünftigen, länderübergreifenden Kraftwerkseinsatzes und Strommarktes be- steht, zusätzlich zu den Herausforderungen im Bereich der Modellierung, demnach die Herausforderung der Verwendung eines konsistenten Szenariorahmens. Für die Fortschreibung bzw. zukünftige Entwick- lung des Kraftwerksparks einzelner Länder müssten dafür umfangreiche Literaturrecherchen durchge- führt werden, um die -ihrerseits wiederum teilweise politisch unbeständigen- nationalen Ausbaupläne zu erfassen und abzubilden. Zudem bestehen starke Wechselwirkungen zwischen der strukturellen Entwick- lung der installierten Kapazitäten einzelner Länder und den Austauschkapazitäten einzelner nationaler Energiesysteme. Demnach kann die Entwicklung möglicher nationaler Ausbauszenarien nur unter Einbe- zug der Entwicklung der zukünftigen Netzinfrastruktur erfolgen. Im Folgenden wird daher zunächst die Auswahl eines geeigneten Szenariorahmens begründet. Anschließend werden die wesentlichen Annah- men beschrieben und diskutiert. Die Ausführungen lehnen sich dabei größtenteils an eigene Vorarbeiten an [68]. So wurden im Rahmen der Szenarienbildung weitestgehend der länderübergreifende Netzentwicklungs- plan für die nächsten 10 Jahre (TYNDP) des Verbands Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO- E) aus dem Jahr 2014 sowie die daraus abgeleiteten Szenarien der einheitlichen Versorgungssicherheits- prognose verwendet [27]. Die Funktionweise des verwendeten Modells sowie alle zentralen Eingangs- und Ausgangsdaten können Abbildung 3.4 entnommen werden, wobei für eine detaillierte Beschreibung 27 3 Versorgungssystem Detaillierte Lastganglinien auf Basis von Daten der europäischen Übertragungsnetzbetreiber EINGANGSDATEN Installierte Erzeugungskapazitäten Fixe Erzeugungskosten Variable Erzeugungskosten Brennstoffpreise Wirkungsgrade Emissionsfaktoren Kraftwerksverfügbarkeiten ... Installierte Erzeugungskapazitäten Regionalisierte Einspeiseprofile für Windkraft- und Solaranlagen auf Basis von detaillierten Wetterdaten Installierte Übertragungskapazitäten Übertragungsverluste L a s t T h e rm is c h e K ra ft w e rk e E rn e u e rb ar e E n e rg ie n N e tz Erzeugungsmix Stündlicher Kraftwerkseinsatz Physikalischer Austausch Grenzerzeugungskosten Brennstoffverbrauch CO 2 -Emissionen Speicherfüllstände ... AUSGANGSDATENOPTIMIERUNG Kostenminimale Deckung der Stromnachfrage durch optimalen Einsatz des Kraftwerksparks Politische Rahmenbedingungen Abb. 3.4: Struktureller Aufbau des Modells des zukünftigen Energieversorgungssystems der zugrundeliegenden Annahmen auf eigene Vorarbeiten [68] (siehe Modellbeschreibung dort im An- hang) verwiesen wird. Die Verwendung der TYNDP-Szenarien geht mit Vor- und Nachteilen einher. Die Vorteile liegen in ei- ner transparenten, länderübergreifenden, dokumentierten Modellparametrierung unter Einbezug ausführ- licher Analysen hinsichtlich der politischen, ökonomischen und technischen Entwicklungen in naher Zu- kunft. Zudem werden die derzeitigen EU-Ziele für die Konversion des Energiesektors im Rahmen der Modellierung berücksichtigt. Als Nachteil kann die Behaftung der Szenarien mit getroffenen Annahmen genannt werden. Diese stellen jedoch ein grundsätzliches Problem bei der Szenariodefinition dar. Zu- dem orientiert sich die Technologieentwicklung innerhalb der Szenarien an derzeitigen Strukturen. So wird ein Großteil der Kraftwerksleistung innerhalb der Energieszenarien auch zukünftig noch von fos- silen Kraftwerken gestellt und Flexibilität durch Speicherwasser- und Pumpspeicherkraftwerke erbracht. Andere Speichertechnologien wie etwa Druckluftspeicherkraftwerke, Redox-Flow-Batterien oder dezen- trale, intelligent verwaltete Batteriespeichertechnologien werden hingegen nicht berücksichtigt. Dennoch darf die Verwendung des TYNDP als Standard in der Modellierung von Versorgungsszenarien der nahen Zukunft betrachtet werden. 28 4 Regulatorischer Rahmen Auch die regulatorischen Rahmenbedingungen beeinflussen die Gestaltung und den Betrieb einer Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Fernwärmeversorgung. Im Rahmen der Untersuchung sind insbesondere diejenigen Instrumente zu erfassen, die sich auf die monetären Ströme des Anlagenbetreibers und somit auf dieWirtschaftlichkeit auswirken. Diesbezüglich wird nachfolgend der regulatorische Rahmen für den Status Quo in einem Überblick aufgezeigt. Wie bereits skizziert, kann eine Anlage zur elektrizitätsnetzge- koppelten Wärmeerzeugung aus mehreren Blöcken verschiedener Technologiegruppen bestehen. Daher werden nach einer kurzen Schilderung der Rahmenbedingungen für ein Fernwärmenetz die gesetzliche Verankerungen für die jeweiligen Technologiegruppen beschrieben. 4.1 Fernwärme Die Fernwärmeversorgung stützt sich auf die Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versor- gung mit Fernwärme (AVBFernwärmeV). Die Kosten der Fernwärmeversorgung werden im Leistungs- preis und einem verbrauchsabhängigen Arbeitspreis abgebildet. Der Leistungspreis sollte typischerweise die Investitionskosten der Erzeugungsanlage, Transportleitungen und Übergabestationen sowie fixe Be- triebskosten für Personal, Betrieb, Wartung und Instandhaltung beinhalten. Dagegen sollte der Arbeits- preis die variablen Kosten, z.B. für den Brennstoff, widerspiegeln. Typischerweise werden die Preise jährlich festgesetzt. Preisänderungsklauseln müssen an die Kostenentwicklung bei der Erzeugung und der Bereitstellung der Fernwärme und an die Bedingungen auf demWärmemarkt angepasst sein (§ 24 IV AVBFernwärmeV). Die AGFW fasst regelmäßig die Preise der Fernwärmeversorgung für das Bundes- gebiet in einer Übersicht zusammen und bildet daraus eine typische Mischkalkulation, in welcher beide Bausteine enthalten sind. Im Rahmen der vorgelegten Untersuchungen wird davon ausgegangen, dass dies die praktisch am Markt erzielbaren Erlöse darstellen [3]. 4.2 Kraft-Wärme-Kopplung KWK-Anlagen werden insbesondere durch die gesetzlichen Rahmenbedingungen des Gesetzes für die Er- haltung, dieModernisierung und denAusbau derKraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 29 4 Regulatorischer Rahmen Tab. 4.1: Übersicht der Zuschläge nach KWKG nach Leistungsgrenzen in kW Pel < 50 50 < Pel < 100 100 < Pel < 250 250 < Pel < 2000 Pel> 2000 Einspeisung in NdaV (§7 I + II) 8 ct/kWh 6 ct/kWh 5 ct/kWh 4,4 ct/kWh 3,1 ct/kWh Verdrängung Strom aus Kohle-KWK: Bonus von 0,6 ct/kWh Ausnahme: < 100 kW (§7 III 1) 4 ct/kWh 3 ct/kWh - - - Ausnahme: Kundenanlage/ geschl. Verteilernetz (§7 III 2) 4 ct/kWh 3 ct/kWh 2 ct/kWh 1,5 ct/kWh 1 ct/kWh Ausnahme: stromkostenintensiv ( §7 III 3) 5,41 ct/kWh 4 ct/kWh 4 ct/kWh 2,4 ct/kWh 1,8 ct/kWh TEHG-Zuschlag (§ 7 V) Bonus von 0,3 ct/kWh Bestandsanlagen (§ 13 III) - - - - 1,5 ct/kWh –KWKG, 17.7.2017) gefördert. Demnach sindKWK-Anlagenmit einer Leistung über 100 kWzurDirekt- vermarktung des erzeugten Stromes verpflichtet (§ 4 I). Mit dem übergeordneten Ziel, die Nettostrom- erzeugung aus KWK auf 110 TWh in 2020 und 120 TWh in 2025 zu erhöhen (§ 1 I), sind Zuschlags- zahlungen für Strom aus neuen, modernisierten oder nachgerüsteten bzw. innovativen KWK-Anlagen vorgesehen (§ 5 I + II). Voraussetzungen diesbezüglich sind die Nutzung von Abfall, Abwärme, Biomas- se, gasförmiger oder flüssiger Brennstoffe in hocheffizienten Anlagen zur Stromerzeugung sowie keine Verdrängung einer bestehenden Fernwärmeversorgung aus KWK (§ 6 I). Der Anspruch auf Zuschläge erlischt insgesamt in Zeiten mit negativen Preisen am Spotmarkt der Strombörse (§ 7 VII). Grundsätzlich erfolgt die Zahlung der Zuschläge über einen Zeitraum, der durch eine bestimmte Anzahl an Vollbenut- zungsstunden begrenzt ist. Für neue Anlagen (Pel > 50 kW) sind dies 30 000 Vollbenutzungsstunden. Zuschlagsberechtigt sind nur KWK-Anlagen mit einer Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versor- gung (NdaV). Ausnahmen existieren für Anlagen bis 100 kW sowie für Anlagen, die KWK-Strom an Letztverbraucher in einer Kundenanlage oder in einem geschlossenen Verteilernetz liefern (Vorausset- zung: volle EEG-Umlagepflicht) und stromkostenintensive Unternehmen (§ 6 III). Die Höhe des Zu- schlages ist abhängig von der Leistungsklasse und der Netzanschlusssituation. Tabelle 4.1 fasst die Zu- schlagssätze für die genannten Fälle zusammen. Die dezentrale Einspeisung von KWK-Anlagen wird weiterhin mit Zahlungen vermiedener Netzentgelte nach § 18 I StromNEV gefördert. Eine abweichende Regelung ist für neue und modernisierte KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leis- tung zwischen 1 und 50MW und innovative KWK vorgesehen (§ 5 II). Bei Einspeisung in das NdaV wird die Höhe der Zuschlagszahlungen durch Ausschreibungen festgesetzt. Der durchschnittliche Zu- schlagswert lag 2017 bei 4,05 ct/kWh. Es besteht in diesem Zusammenhang kein Anspruch auf Zahlung vermiedener Netznutzungsentgelte. Des Weiteren sind hocheffiziente KWK-Anlagen, die zusätzlich einen Monats- oder Jahresnutzungsgrad von über 70% erreichen, nach dem Energiesteuergesetz (EnergieStG) vollständig oder teilweise von der 30 4 Regulatorischer Rahmen Energiesteuer befreit (EnergieStG § 53a). Die Teilnahme am Emissionshandel ist für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung über 20MW bindend (TEHG). 4.3 Power-to-Heat Der wirtschaftliche Betrieb einer PtH-Anlage wird maßgeblich durch die zu zahlenden Strompreisbe- standteile bestimmt. Diese wiederum sind abhängig von einer Vielzahl von Faktoren, weshalb der regu- latorische Rahmen spezifisch für konkrete Projekte überprüft werden sollte [5]. Grundsätzlich können je- doch zwei Betriebsfälle nach der Art des elektrischen Energiebezuges unterschiedenwerden: Fremdbezug und Nutzung eigenerzeugten Stromes ohne Verwendung des NdaV. Bei Fremdbezug der zur Wärmebe- reitstellung benötigten elektrischen Energie sind PtH-Anlagen nach §3 XXV EnWG als Letztverbraucher einzustufen. Damit sind in der Regel zum Energiebezug alle regulären Entgelte, Abgaben, Umlagen und Steuern zu zahlen. Dies sind (angelehnt an [5]): • EEG-Umlage (§ 61 EEG) • Netzentgelte (vollständig oder nach § 19 II StromNEV reduziert) • Netzentgeltabhängige Preisbestandteile (ohne Reduktion nach § 19 II StromNEV): – KWK-Umlage (§ 26 I KWKG, evtl. Sonderfall mit Deckelung nach § 27) – Offshore-Haftungsumlage (§ 17f I EnWG, evtl. Sonderfall mit Deckelung § 17f V) – AbLaV-Umlage (§ 18 I AbLaV) – StromNEV-Umlage (§ 19 II StromNEV) – Kosten nach § 10 SysStabV – EinsMan-Kosten (§ 15 III EEG) • Konzessionsabgabe (§ 48 EnWG, Konzessionsabgabenverordnung) • Stromsteuer (§ 5 I StromStG) Bei Eigenversorgung nach §3 IXX EEG entfällt die EEG-Umlage lediglich, wenn eine Anlage weder unmittelbar noch mittelbar an das NdaV angeschlossen ist (§ 61 a EEG). Eine Reduzierung der EEG- Umlage auf 40% wird durch eine Eigenversorgung mit EE-Strom oder KWK-Strom aus hocheffizienten Anlagen mit einem Jahres-/Monatsnutzungsgrad von über 70% erreicht (§ 61b EEG). Weitere Ausnah- men der EEG-Umlage können nicht auf PtH angewandt werden bzw. sind lediglich für Bestandsanlagen gültig. Das Netzentgelt sowie netzentgeltbezogene Bestandteile entfallen, wenn keine direkte Entnahme elek- trischer Arbeit aus dem Netz vorliegt, d.h. die praktische Netznutzung entfällt (§ 17 StromNEV). Bei Nutzung des NdaV gilt die Regelung für eine Reduktion der Netzentgelte nach § 19 II StromNEV, wobei 31 4 Regulatorischer Rahmen die netzentgeltabhängigen Bestandteile davon unberührt bleiben (zusätzl. Deckelung StromNEV-Umlage nach § 19 II EnWG). Einschlägige Regelungen bezüglich der Konzessionsabgaben von Eigenversor- gungsanlagen existieren nicht, sodass diese grundsätzlich davon abhängig sind, ob eine Belieferung über das öffentliche Netz stattfindet (§ 48 EnWG). Auch bei Eigenversorgung, unabhängig von der Klassifi- zierung als Versorger oder Eigenerzeuger, ist die Zahlung der Stromsteuer verpflichtend (StromStG § 5). Eine Befreiungsregelung besteht in § 9 I 2a StromStG, wenn der Strom in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung unter 2MW erzeugt und im räumlichen Zusammenhang selbst verbraucht wird. Weiterhin kann PtH als zuschaltbare Last zur Wahrung der Systemsicherheit sowie insbesondere zur Ver- ringerung des Einspeisemanagements für erneuerbare Energien eingesetzt und demnach vergütet werden. Laut § 13VI EnWGwerden zuschaltbare Lasten von denÜbertragungsnetzbetreibern nach einer diskrimi- nierungsfreien und transparenten Ausschreibung vertraglich mit dem Anlagenbetreiber vereinbart. Eine seitens der Bundesregierung zu erlassende Rechtsverordnung muss das entsprechende Vorgehen noch spezifizieren. § 13i II EnWG eröffnet der Bundesregierung dabei die Möglichkeit die Übertragungsnetz- betreiber zur Vorhaltung von bis zu 3.000MWZuschaltleistung auswiederholendenAusschreibungenmit wirtschaftlich (Vergütung unterhalb der Kosten von ansonsten möglichen Versorgungsunterbrechungen) und technisch (mindestens 5MW innerhalb vonmaximal 15Minuten) sinnvollen Angeboten zu verpflich- ten. Insbesondere den Betreibern bestehender KWK-Anlagen ermöglicht § 13 VIa EnWG den Abschluss von „vertraglichen Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitiger Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung“ mit den Übertragungsnetzbetreibern. Dafür ist dem Betreiber zum einen eine angemessene Vergütung zu zahlen. Zum anderen sind diesem die Kosten für die Investition in die PtH-Anlage sowie für den verur- sachten Strombezug zu erstatten. Zum jetzigen Zeitpunkt finden die beschriebenen Regelungen jedoch noch keine Anwendung, wodurch das wirtschaftliche Potential für PtH nicht einzuschätzen ist. 4.4 Thermischer Energiespeicher Thermische Energiespeicher als allein stehende Technologie sind im aktuellen deutschen regulatorischen Rahmen von untergeordneter Bedeutung. Entscheidend für die Definition des Energiespeichers und die anzusetzenden Förderungsmechanismen ist dessen Anbindung an das Energiesystem. Nach dem KWKG werden neu errichtete Wärmespeicher, die bis Ende 2022 in Betrieb genommen und überwiegend durch Wärme aus KWK-Anlagen mit Anschluss an das NdaV gespeist werden, bezuschlagt, sofern deren mitt- lere Wärmeverluste weniger als 15W/m² Behälteroberfläche betragen (§ 22 I KWKG). Weiterhin ist der Zuschlag auch bei Nutzung industrieller Abwärme oder Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energien (mittels PtH) anwendbar, sofern 25% der vom Speicher bezogenen Wärme dessen ungeachtet aus KWK- Anlagen stammt (§ 22 II KWKG). Der Zuschlag gilt allgemein für Speicherkapazitäten über 1 m³ was- seräquivalent oder 0,3m³/kW installierter elektrischer Leistung der KWK-Anlage (§ 22 IV KWKG). Die 32 4 Regulatorischer Rahmen Zahlung des Zuschlages für Wärmespeicher erfolgt als Investitionskostenzuschuss in Höhe von 250 €/m³ wasseräquivalent. Zahlungen werden bei Speichern von über 50m³ auf höchstens 30% der Investitions- kosten sowie je Projekt auf 10Mio. € beschränkt (§ 23 IKWKG).Werden dieVoraussetzungen zumAnteil der eingespeichertenWärme aus KWK nicht erfüllt, sind aktuell keine weiteren Förderungsmechanismen für Wärmespeicher anwendbar. 4.5 Spitzenlastkessel Konventionelle Heizwerke wie auch die hier betrachteten erdgasbetriebenen Spitzenlastkessel werden fi- nanziell durch Belastungen auf den Primärenergiebezug beeinflusst. Grundsätzlich ist eine Energiesteuer auf den Brennstoff zu zahlen (EnergieStG). Zusätzlich wird bei Anlagen mit einer Feuerungswärmeleis- tung ab 20MW eine Teilnahme am Emissionshandel und dabei der Erwerb von notwendigen Emissions- berechtigungen verpflichtend. 33 4 Regulatorischer Rahmen 34 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell Um den Einsatz der oben beschriebenen Versorgungsanlagen über ein Jahr abzubilden, wird eine techno- ökonomische Optimierung des Anlagenbetriebs mit dem Ziel eines möglichst hohen Betriebsgewinns unter Einhaltung technischer Restriktionen vorgenommen. Dieses Kapitel beschreibt den zugrundeliegen- den strukturellen Modellaufbau, die im Rahmen der Modellierung verwendeten Gleichungen, den grund- legenden Ansatz der Technologieabbildung sowie die im Postprocessing angewendeten Bewertungsan- sätze. 5.1 Struktureller Aufbau Neben den technischen Daten der Wärmeversorgung und -bereitstellung verwendet das Modell zur Ein- satzoptimierung ökonomische Daten, die unter anderem Kosten und Preise für elektrische Energie und Heizwärme beinhalten. Zudem erlaubt das Modell eine flexible Einbindung regulatorischer Steuerungs- mechanismen, wie etwa Emissionszertifikatspreise für eingesetzte Brennstoffe oder Letzverbraucherab- gaben für Strom.Als Ausgangsdatenwerden dabei in stündlicher Auflösung die kostenoptimalen Beiträge der einzelnen Blöcke zurWärmebereitstellung und Stromerzeugung sowie sich daraus ergebende Größen ermittelt. Abbildung 5.1 zeigt einen Überblick der wichtigsten Ein- und Ausgangsdaten der Einsatzsimu- lation. Die Optimierungsaufgabe wird mittels gemischt-ganzzahlig linearer Programmierung in stündlicher Auf- lösung unter perfekter Voraussicht gelöst. Dies stellt eine in der Einsatzoptimierung von Energieversor- gungsanlagen etablierte Methode dar [49, 22, 20] und wurde bereits in eigenen Forschungsarbeiten ver- wendet [38]. Die Implementierung erfolgt dabei als Applikation innerhalb des vom ZNES mitentwickel- ten, frei zugänglichen Open Energy Modelling Frameworks (oemof) [30][33] und wird nach Ablauf des Projektes als frei zugängliches Python-Paket zur Verfügung gestellt [37]. 5.2 Mathematische Beschreibung Für die mathematische Beschreibung des Modells werden zu Beginn Notationskonventionen eingeführt. Alle eingeführten Mengen und Entscheidungsvariablen werden im Folgenden durch lateinische Groß- 35 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell Heizlast Vorlauftemperatur Rücklauftemperatur EINGANGSDATEN Inst. Erzeugungskapazitäten Fixe Erzeugungskosten Variable Erzeugungskosten Wirkungsgrade Emissionsfaktoren Kraftwerksverfügbarkeiten Startkosten Min. Laufzeiten Min. Stillstandzeiten Betriebskennfelder als f(T VL (t),T RL (t)) W ä rm e n e tz W ä rm e b e re it s te llu n g Stündliche Wärmebereitstellung Stündliche Stromerzeugung Grenzerzeugungskosten Brennstoffverbrauch CO 2 -Emissionen Speicherfüllstände ... AUSGANGSDATENOPTIMIERUNG Wärmepreise Spotmarktpreise für Strom Brennstoffpreise CO 2 -Zertifikatspreise Energiesteuer Letzverbraucherabgaben FörderungsmechanismenM a rk tu m g eb u n g Kostenminimale Deckung der Wärmenachfrage durch optimalen Einsatz aller Technologien Abb. 5.1: Struktureller Aufbau des techno-ökonomischen Betriebsmodells buchstaben bezeichnet. Indizes, wie etwa für eine bestimmte Anlage oder einen bestimmten Zeitschritt, sowie verwendete Parameter, werden hingegen durch lateinische Kleinbuchstaben sowie -sofern fachspe- zifisch üblich- griechischen Buchstaben beschrieben. Indizes werden dabei tief an die jeweilige Variable bzw. den jeweiligen Parameter gestellt. Nähere Bezeichner werden hingegen, sofern sie erforderlich sind, hochgestellt. Zudem werden untere und obere Grenzen bzw. Minimal- und Maximalwerte für Parameter und Variablen durch einen Balken unter bzw. über der entsprechenden Variable gekennzeichnet. Binär- variablen werden durchweg durch den Buchstaben Y ausgedrückt. Zudem wird im Kontext dieses Berichtes gegenüber der im Framework verwendeten Beschreibung als mathematischer Graph [33] eine explizite Formulierung gewählt. So werden die Flüsse zwischen entspre- chenden Knoten und Kanten durch konkrete Entitäten wie beispielsweise einem Wärmestrom in einem bestimmten Anlagenteil oder einer Wärmebilanz ausdrückt. Dies soll den Zugang zur Modellierung er- leichtern und stellt das abstrakt formulierte Problem in konkreter Form dar. Für die durchgängige Formu- lierung des Modells werden zudem in der Auflistung (5.1) zunächst zentrale Bezeichner eingeführt. 36 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell abs Absolute Größe f g Abgas wodh Keine Wärmeauskopplung (5.1) b Achsenabschnitt f uel Brennstoff αi Hilfskoeffizient cond Kondensator init Initialwert β Stromverlustkennziffer dh Fernwärme m Geradensteigung ϵ Leistungszahl el Elektrischer Strom rel Relative Größe η Wirkungsgrad elm Strommarkt start Startbezug τ Zeitschrittweite emi Emissionen tmp Temporär er Randbereich var Variable Größe Weiterhin erfolgt in (5.2) bis (5.7) die Definition aller benötigte Mengen und Indizes, wobei im Rahmen der Formulierung nur noch auf den Index zurückgegriffen wird und –sofern nicht explizit angegeben– die jeweilige Operation auf alle Elemente der jeweiligen Menge angewendet wird. An dieser Stelle ist an- zumerken, dass die Formulierung im Folgenden für beliebige Mengen beschrieben wird. Diese Beschrei- bung stellt den allgemeinen Fall für mehrere Technologien eines Typs sowie beliebig viele Zeitschritte dar. Untermengen oder leere Mengen, für den Fall, dass eine Technologie nicht modelliert wird, sind damit ebenfalls darstellbar. t ∈ T Index und Menge aller Zeitschritte (5.2) c ∈ C Index und Menge aller KWK-Anlagen (5.3) h ∈ H Index und Menge aller Wärmepumpen (5.4) e ∈ E Index und Menge aller Elektrodenheizkessel (5.5) b ∈ B Index und Menge aller Spitzenlastkessel (5.6) s ∈ S Index und Menge aller thermischen Energiespeicher (5.7) u ∈ U Index und Menge aller Anlagen (U = C ∪ H ∪ E ∪ B ∪ S) (5.8) Unter Verwendung dieser Hilfsgrößen kann die Zielfunktion in allgemeiner Form durch (5.9) beschrie- ben werden. Diese setzt sich aus Kosten- bzw. Erlöstermen einzelner Technologiegruppen zusammen, die in den Gleichungen (5.10) bis (5.17) näher beschrieben sind. Hierbei beschreibt Gleichung (5.10) die Kosten aller KWK-Technologien, die sich aus den Brennstoffpreisen zuzüglich der Kosten für CO2- Zertifikate, variabler Kosten der Stromerzeugung sowie brennstoffpreisabhängigen Startkosten zusam- mensetzen. Demgegenüber stehen in Gleichung (5.11) Erlöse für bereitgestellte Wärme sowie geliefer- 37 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell ten Strom. Sofern nicht explizit angebenen, handelt es sich im Folgenden bei Leistungen immer um die jeweilige elektrische Leistung einer Anlage. min [∑ t ( ∑ c (Cc,t − Rc,t) + ∑ h (Ch,t − Rh,t) + ∑ e (Ce,t − Re,t) + ∑ b (Cb,t − Rb,t)) ] (5.9) Cc,t = Q̇ f uel c,t τ(c f uel c,t + cemi t ) + Pc,tτcvarc,t + Y start c,t cstartc,t (5.10) Rc,t = Q̇dh c,tτc dh t + Pc,tτcelmt (5.11) Ch,t = Ph,tτ(celmt + cvarh,t ) + Y start h,t cstarth,t (5.12) Rh,t = Q̇dh h,tτc dh t (5.13) Ce,t = Pe,tτcelmt + Q̇dh e,tτc var e,t + Y start e,t cstarte,t (5.14) Re,t = Q̇dh e,tτc dh t (5.15) Cb,t = Q̇ f uel b,t τ(c f uel b,t + cemi t ) + Y start b,t cstartb,t (5.16) Rb,t = Q̇dh b,tτc dh t (5.17) Zentrale Bedingung der definierten Wärmeversorgungsaufgabe ist die Deckung der Heizlast zu jedem Zeitpunkt des Jahres. Dieser Zusammenhang ist durch (5.18) in Form einer Wärmebilanz bzw. Lastde- ckungsgleichung definiert und stellt sicher, dass die Heizlast über alle Zeitschritte kostenoptimal durch die Summe aller Erzeugungstechnologien gedeckt wird. Zudem enthält der letzte Term die Aus- und Einspeicherleistungen aller im System interierten TES. Ddh t = ∑ c Q̇dh c,t + ∑ h Q̇dh h,t + ∑ e Q̇dh e,t + ∑ b Q̇dh b,t + ∑ s (Q̇dh,out s,t − Q̇dh,in s,t ) ∀ t (5.18) Die Beschreibung der KWK-Technologien folgt in Gleichungen (5.21) bis (5.25) der Formulierung in [48] unter der Erweiterung einer Angabe von Abgasverlusten als Parameter durch die Gleichungen (5.27) und (5.28), welche in Absprache mit einem der Autoren nach eigenen Plausibilitätstest vorgenommen wurde. Ähnliche Formulierungen finden sich in den Arbeiten [49, 22] und [55], wobei letztere einen generellen Überblick über die Abbildung von KWK in linearen Optimierungsmodellen bietet. Im Folgenden wird die erwähnte Formulierung kurz dargestellt, wobei die Benennung der Parameter und Variablen auf die eingeführten Konventionen angepasst wurde. 38 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell ηwodh c,t = pwodh c,t α1c,t + α 2 c,tpwodh c,t ∀ c, t (5.19) ηwodh c,t = pwodh c,t α1c,t + α 2 c,tp wodh c,t ∀ c, t (5.20) Q̇ f uel c,t = Yc,tα1c,t + α 2 c,tp wodh c,t ∀ c, t (5.21) Q̇ f uel c,t = Yc,tα1c,t + α 2 c,t(Pc,t + βc,tQ̇ dh c,t) ∀ c, t (5.22) Q̇ f uel c,t ≤ Yc,t pwodh c,t ηwodh c,t ∀ c, t (5.23) Q̇ f uel c,t ≥ Yc,t pwodh c,t ηwodh c,t ∀ c, t (5.24) Q̇ f uel c,t ≤ Pel c,t + Q̇dh c,t + L f g,abs c,t + Yc,tqcond c,t ∀ c, t (5.25) Q̇ f uel c,t ≥ Pel c,t + Q̇dh c,t + L f g,abs c,t + Yc,tqcond c,t ∀ c, t (5.26) L f g,abs c,t = Q̇ f uel c,t l f g,rel c,t ∀ c, t (5.27) L f g,abs c,t = Q̇ f uel c,t l f g,relc,t ∀ c, t (5.28) Aus den Gleichungen (5.19) sowie (5.20) können zunächst, wie in [48] beschrieben, mittels der maxi- malen und minimalen Leistungen und Wirkungsgrade ohne Wärmeauskopplung, durch Lösen des linea- ren Gleichungssystems die anlagenspezifischen Alpha-Koeffizienten ermittelt werden. Diese werden an- schließend in Gleichung (5.21) und (5.22) verwendet, um den allgemeinen Zusammenhang zwischen zugeführtem Brennstoff- bzw. Wärmestrom und elektrischer sowie abgegebener thermischer Leistung zu definieren. Überdies werden in den Unleichungen (5.23) und (5.24) die oberen und unteren Grenzen des zugeführten Wärmestroms gesetzt. In den Ungleichungen (5.25) sowie (5.26) wird anschließend der Zusammenhang zwischen zugeführtemWärmestrom und Abgasverlusten bzw. der minimalen Kondensa- tionsleistung definiert. Abgasverluste werden hierbei auf den zugeführten Wärmestrom bezogen und die bestehende Formulierung, wie zuvor beschrieben, um die Ungleichung (5.26) sowie Gleichungen (5.27) und (5.28) erweitert. Während sich die Formulierung in dieser Form für die Abbildung von Entnahmekondensationsanlagen und motorischen BHKW eignet, kann Ungleichung (5.25) zur Abbildung von Gegendruckanlagen in ei- ne Gleichung umgewandelt werden. Zudem ist durch die Erweiterung der Formulierung eine korrekte Behandlung der Abgasverluste für alle Anlagentypen sichergestellt. Für eine detailierte Herleitung der Zusammenhänge zwischen den Größen wird an dieser Stelle auf [48] verwiesen. Zudem wurde die ent- 39 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell sprechende Anlagenformulierung im Rahmen des Projektes in das vomZNESmitentwickelte Framework oemof [30] portiert. Ein resultierendes exemplarisches Betriebsfeld für eine GuD-Anlage und verschie- dene Vorlauftemperaturen kann Abbildung 5.3 entnommen werden. Die Abbildung der WP erfolgt durch Gleichung (5.29) und gibt den abgegebenen Wärmestrom in Abhän- gigkeit der zugeführten elektrischen Leistung an. Dabei wird die Betriebscharakteristik durch eine Stei- gung und einen an eine Binärvariable gekoppelten Achsenabschnitt beschrieben. Im Konkreten bedeutet dies, das die Leistungszahl bei angeschalteter Technologie in einem beliebigen Bereich ohne Nulldurch- gang definiert werden kann. Sobald sich die Technologie im deaktivierten Zustand befindet, wird diese hingegen auf den Wert Null gesetzt. Der zulässige Lastbereich zwischen einer vorgegebenen Minimal- und Maximallleistung ist zudem durch die Ungleichungen (5.30) sowie (5.31) definiert. Q̇dh h,t = Ph,tϵ m h,t + Yh,tϵbh,t ∀ h, t (5.29) Ph,t ≤ Yh,tph,t ∀ h, t (5.30) Ph,t ≥ Yh,tp h,t ∀ h, t (5.31) Eine Beschreibung der EHK erfolgt durch Gleichung (5.29) und gibt, wie bei den WP, den abgegebe- nen Wärmestrom in Abhängigkeit der zugeführten elektrischen Leistung an. Dabei unterscheidet sich die Betriebscharakteristik gegenüber der WP lediglich durch das Weglassen des an die Binärvariable gekop- pelten Achsenabschnitts. Ein Lastbereich wird durch (5.33) und (5.34) für den abgegebenenWärmestrom definiert. Q̇dh e,t = Pe,tϵ m e,t ∀ e, t (5.32) Q̇dh e,t ≤ Ye,tqdh e,t ∀ e, t (5.33) Q̇dh e,t ≥ Ye,tqdh e,t ∀ e, t (5.34) Analog zur Beschreibung der EHK werden die SLK in (5.35), (5.36) sowie (5.37) beschrieben. Hierbei wird der abgegebene Wärmestrom durch das Produkt aus zugeführtem Brennstoff und thermischem Wir- kungsgrad ausgedrückt. Die Lastbereichsbedingungen werden für den abgebenen Wärmestrom definiert. 40 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell Q̇dh b,t = Q̇ f uel b,t ηthb,t ∀ b, t (5.35) Q̇dh b,t ≤ Yb,tqdh b,t ∀ b, t (5.36) Q̇dh b,t ≥ Yb,tqdh b,t ∀ b, t (5.37) Der TES wird in Gleichung (5.38) unter der Annahme perfekter Durchmischung ähnlich wie in [13, 71, 16] durch Definition einer Wärmebilanz definiert. Durch diese intertemporale Verknüpfung zweiter Zu- stände wird der Zustand eines vorausgehenden Zeitschrittes in Verbindung mit dem nachfolgenden Zeit- schritt gebracht. Hierbei werden zeitliche Verluste in Form eines temporärenWirkungsgrades berücksich- tigt sowie Verluste bei der Wärmeübertragung duch entsprechende Ein- und Ausspeicherwirkungsgrade abgebildet. Zudem werden in (5.39) bis (5.42) Lastbereiche für die Ein- und Ausspeicherwärmeströme definiert. Die Implikationen dieses sehr häufig gewählten Modellierungsansatzes und alternative Ansätze werden ausführlicher in [59] und [14] diskutiert. Qs,t = Qs,t−1(1 − ηtmp s,t ) + (Q̇dh,in s,t η dh,in s,t − Q̇dh,out s,t ηdh,outs,t )τ ∀ s, t (5.38) Q̇dh,in s,t ≤ Ys,tq dh,in s,t ∀ s, t (5.39) Q̇dh,in s,t ≥ Ys,tqdh,in s,t ∀ s, t (5.40) Q̇dh,out s,t ≤ Ys,tq dh,out s,t ∀ s, t (5.41) Q̇dh,out s,t ≥ Ys,tqdh,out s,t ∀ s, t (5.42) Zudem werden in den Ungleichungen (5.43) bis (5.46) für alle Technologien Zustände erfasst, die für die Berücksichtigung von Startkosten oder Kosten zum Herunterfahren in der Zielfunktion genutzt werden können. So erfasst die in (5.43) und (5.44) eingeführte Variable, ob eine Technologie in einem bestimmten Zeitschritt gestartet wurde, während durch (5.45) und (5.46) die Abschaltung einer Technologie erfasst wird. Y start u,t ≥ Yu,t − Yu,t−1 ∀ u, t > 1 (5.43) Y start u,t ≥ Yu,t − yinitu ∀ u, t = 1 (5.44) Y stop u,t ≥ Yu,t−1 − Yu,t ∀ u, t > 1 (5.45) Y stop u,t ≥ yinitu − Yu,t ∀ u, t = 1 (5.46) 41 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell Weiterhin erlaubt die Definition von Mindeststillstand- und Laufzeiten eine realistischere Abbildung des technischen Verhaltens wie beispielsweise das Hoch- und Herunterfahren einer GuD-Anlage. Da die Ver- wendung dieser Restriktionen, vor allem in Kombination bzw. bei gemeinsamer Nutzung, zu unerwünsch- ten Technologiezuständen in den „Randbereichen“ am Anfang und Ende einer Optimierungsperiode füh- ren kann, werden diese Zeitschritte in einer zuvor definierten Menge zusammengefasst, um sie separat behandeln zu können. Gleichung (5.47) definiert diese Menge, wobei der jeweils größere Randbereich der Mindeststillstand- und Laufzeiten verwendet wird. Ter = T \ {t1, ...,max(nup,ndown)} ∪ {tmax − max(nup,ndown), ..., tmax} (5.47) Dies stellt eine Erweiterung des in [66] vorgestellten Ansatzes dar, der das Auftreten entsprechend un- erwünschter Zustände nicht behandelt. Somit können die Mindestlaufzeiten in Gleichungen (5.48) und (5.49) definiert werden. Alle anderen Zustände werden durch Gleichung (5.50) erfasst, die den vorgege- benen Technologiezustand des ersten Zeitschrittes für die Randbereiche fixiert. Die entsprechende For- mulierung wurde ebenfalls im Rahmen des Projektes in das Framework [30] portiert. (Yu,t − Yu,t−1)nup ≤ nup∑ ϑ=0 (Yu,t+ϑ) ∀ u, t ∈ T \ Ter (5.48) ndown ≥ ndown∑ ϑ=0 (Yu,t+ϑ) + (Yu,t−1 − Yu,t)ndown ∀ u, t ∈ T \ Ter (5.49) Yu,t = yinitu ∀ u, t ∈ Ter (5.50) 5.3 Technologieabbildung Wie bereits aus dem stukturellen Aufbau und der mathematischen Beschreibung hervorgeht, werden im Rahmen der Modellierung alle Blöcke unter Berücksichtigung technisch realistischer Kennfelder abge- bildet. Während andere Modelle von Wärmeversorgungssystemen häufig von konstanten Vor- und Rück- lauftemperaturen im Fernwärmenetz ausgehen [22, 49], werden im Rahmen dieser Arbeit variable Tem- peraturen in die Modellierung mit einbezogen. Eine solche Integration ermöglicht eine realistischere Ab- bildung aller Technologien und somit eine fundiertere Bewertung. Die Kennfelder werden dabei aus der prozesstechnischen Simulation der einzelnen Technologien mithilfe der Software EBSILON [65] gewon- nen und ausgedrückt als Parameter linearer Zusammenhänge an die Gleichungen der Betriebsoptimierung übergeben. 42 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell Abb. 5.2: Vereinfachtes Schaltbild einer GuD-Anlage in EBSILON Die Abbildungen 5.2 und 5.3 stellen exemplarisch eine Schaltung eines vereinfachten GuD in EBSI- LON bzw. die Kennfelder für jeweils zwei verschiedene Vorlauftemperaturen aus der exakten EBSILON- Simulation sowie das abgeleitete linearisierte Kennfeld dar. Es wird deutlich, dass durch die Linearisierung gegenüber der thermodynamischen Modellierung Ab- weichungen in den Randbereichen der Kennfelder auftreten. Diese sind für ein betrachtetes Tempera- turniveau jedoch als gering einzustufen und verringern durch eine entsprechende Vorberechnung für je- den Zeitschritt (und damit jede Vorlauftemperatur) eine Abweichung gegenüber der Annahme konstanter Temperaturen über den gesamten Optimierungszeitraum. Entsprechende Kennfelder wurden im Rahmen dieser Arbeit nach ausführlicher Literaturrecherche auch für andere Technologien entwickelt und bereits im Rahmen der mathematischen Modellbeschreibung vorgestellt. 5.4 Nachgelagerte Berechnungen Die im techno-ökonomischen Betriebsmodell generierten Daten nach Abbildung 5.1 werden folgend in nachgelagerten Berechnungen genutzt, um aussagekräftige Bewertungskennzahlen zu bilden. Die Beur- teilung der Technologieperspektive elektrizitätsnetzgekoppelter Wärmeversorgungsanlagen erfolgt wie in 1.2 beschrieben anhand der Wirtschaftlichkeit aus Sicht eines potentiellen Anlagenbetreibers. Diese wird nach der etablierten Methode der Investitionsbewertung anhand des Kapitalwerts sowie branchen- spezifisch in Form der Wärmegestehungskosten bemessen. 43 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 0 50 100 150 200 250 El e kt ri sc h e Le is tu n g in M W Wärmeleistung in MW EBSILON 120 °C EBSILON 80 °C Parameter 120 °C Parameter 80 °C Abb. 5.3: PQ-Diagramm einer GUD-Anlage mit linearer Approximation Der Kapitalwert C0wird nach Gleichung (5.51) berechnet, in welcher die Investitionskosten I0 den mit einem Faktor i auf den Investitionszeitpunkt abgezinsten Zahlungen einer jeweiligen Periode Zt gegen- übergestellt werden. Zur Kalkulation der Wärmegestehungskosten cwwird der Kapitalwert C0 auf die Summe der jeweils periodenspezifisch abgezinsten Wärmeproduktion Wt bezogen. Beiden Methoden unterliegt die Annahme, dass die Zahlungen und die Wärmeproduktion in allen Jahren des Betrachtungs- zeitraumes unverändert bleiben. Damit fließen keine zeitlichen Veränderungen der Rahmenbedingungen in eine spezifische Wirtschaftlichkeitsberechnung ein, sondern es werden lediglich Wirtschaftlichkeits- vergleiche für Anlagen unter verschiedenen, aber konstanten Rahmenbedingungen durchgeführt. C0 = −I0 + ∑ t Zt (1 + i)t (5.51) cw = −I0 + ∑ t Zt (1+i)t∑ t Wt (1+i)t = C0∑ t Wt (1+i)t (5.52) Weiterhin werden im Rahmen des Projektes die Auswirkungen des Anlagenbetriebes auf das Energie- system anhand des Beitrages zur Nachhaltigkeit bewertet. Zu diesem Zweck werden die für die Wär- 44 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell meversorgungaufgabe verursachten CO2-Emissionen der Anlage herangezogen und nach den Gleichun- gen (5.53) und (5.54) stundengenau berechnet. Beide Berechnungsansätze umfassen die Emissionen, die durch den bezogenen Brennstoff verursacht werden, sowie diejenigen, die aufgrund des Strombezuges für die PtH-Technologien anzurechnen sind. Dagegen werden der Anlage Emissionen für die bereitge- stellte elektrische Energie in Höhe der ansonsten durch die Stromproduktion in einem anderen Kraftwerk verursachten Emissionen gegengerechnet. Der Unterschied zwischen den beiden Geichungen bilden die Emissionsfaktoren, die für die Interaktion mit dem Elektrizitätsversorgungssystem herangezogen werden. In Gleichung (5.53) werden für Strom- produktion und -bezug die Emissionsfaktoren des gesamten Strommixes (om=overall mix) verwendet. Dagegen lässt sich für Gleichung (5.54) argumentieren, dass die Stromproduktion aufgrund des Einspei- sevorranges der regenerativen Energien lediglich den nicht regenerativen Anteil verdrängen kann und der Strombezug durch PtH in Zeiten ohne Überschuss erneuerbarer Energien durch zusätzliche konven- tionelle Kraftwerke gedeckt werden muss. Aus diesem Grund wird hier der Emissionsfaktor des Ver- drängungsmixes (dm=displacement mix), der den Emissionsfaktor für den Anteil konventioneller Strom- erzeugung repräsentiert, anzusetzen ist. Die Auswirkungen auf die Bewertungsergebnisse zeigen sich mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien, welcher den Emissionsfaktor des gesamten Strommixes senkt, wohingegen der des Verdrängungsmixes nur auf Veränderungen des konventionellen Kraftwerksanteils reagiert. Eom = τ ∑ t ( ∑ c (Q̇dh c,te f uel c + Pc,teomc ) + ∑ b (Q̇dh b,te f uel b ) − ∑ h (Ph,teomh ) − ∑ e (Pe,teome )) (5.53) Edm = τ ∑ t ( ∑ c (Q̇dh c,te f uel c + Pc,tedmc ) + ∑ b (Q̇dh b,te f uel b ) − ∑ h (Ph,tedmh ) − ∑ e (Pe,tedme )) (5.54) Ergänzend zu diesen Kennzahlen zur Bewertung der Technologieperspektive generiert das Modell stan- dardisiert ein Dokument mit einer Vielzahl an Graphiken, die eine Analyse des Technologieeinsatzes er- lauben und damit die Unterschiede in derWirtschaftlichkeit und den Emissionen erläutern. Unter anderem umfasst das Dokument monatlich aggregierte, technologiedifferenzierte Abbildungen der Wärmeproduk- tion und Stromproduktion, technologiespezifische Dauerlinien sowie eine Darstellung der Betriebspunkte in Abhängigkeit der Gas- und Strompreise. Entsprechende Abbildungen für verschiedene Konzepte kön- nen hierbei dem Anhang bzw. dem Bericht beigefügten Datenträger entnommen werden. 45 5 Techno-ökonomisches Betriebsmodell 46 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte Im vorliegenden Kapitel wird das techno-ökonomische Betriebsmodell zur Untersuchung verschiedener elektrizitätsnetzgekoppelter Wärmeversorgungsanlagen angewendet. Die dazugehörigen Berechnungen werden nach der zunächst beschriebenen Vorgehensweise in den zwei Schritten Vorauswahl und Detail- analyse durchgeführt. Die Optimierungsergebnisse werden hier vorerst allgemein zusammengefasst und in Kapitel 7 zielgerichtet zur Beantwortung der Forschungsfragen aufgegriffen. 6.1 Vorgehensweise Abbildung 6.1 illustriert die in Abschnitt 1.3 beschriebene Vorgehensweise ausgehend von der Bildung der zu untersuchenden Setups Szenariobildung als Kombination der Anlagenkonzepte, des regulatori- schen Rahmens und des Versorgungssystems. Jedes Setup wird inerhalb des techno-ökonomischen Mo- dells hinsichtlich der Betriebskosten optimiert und liefert entsprechende Ergebnisse in Form von Ein- satzzeitreihen einzelner Technologien, welche im Rahmen von Vorauswahl und Detailanalyse sowie im anschließenden Kapitel 7 zur Technologiebewertung unter Adressierung der Forschungsfragen genutzt werden. Die Konzepte zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung werden aufgrund der vielfältigen Va- riationsmöglichkeiten gegliedert in zwei Stufen untersucht. Zunächst wird im Sinne einer Vorauswahl ein breites Spektrum verschiedener Anlagen auf Basis der durchgeführten Technologieauswahl gebildet, um möglichst verschiedene Betriebsphilosophien (siehe Abschnitt 6.2) darzustellen zu können. Dafür werden fünf Anlagenkonzepte definiert. Diese werden jeweils unter insgesamt fünf historischen und möglichen zukünftigen Szenarien optimiert, um auch hinsichtlich möglicher Entwicklungen des Versorgungssys- tems und der rechtlichen Rahmenbedingungen ein breites Spektrum zu berücksichtigen. Die somit 25 durch Kombination zu beschreibenden Setups werden anschließend unter ökonomischen und systemi- schen Aspekten ausgewertet. Die aussichtsreichsten zwei Anlagen bzw. Betriebsphilosophien werden anschließend in der nächsten Stufe in einer Detailanalyse mit jeweils angepassten Parametern hinsichtlich ihrer Sensitivität auf Ent- 47 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte wicklungen im Versorgungssystem, der Kostenstruktur und regulatorischer Rahmenbedingungen näher betrachtet. Insgesamt kann somit ein umfangreiches Bild unterschiedlicher Wärmeversorgungskonzepte geschaffen und zudem deren Reaktion auf sich ändernde Rahmenbedingungen geprüft werden. WÄRMEVERSORGUNGS- KONZEPTE REGULATORISCHER RAHMEN VERSORGUNGS- SYSTEM TECHNO-ÖKONOMISCHES BETRIEBSMODELL VORAUSWAHL DETAILANALYSE UNTERSUCHTE SETUPS TECHNO-ÖKONOMISCHES BETRIEBSMODELL Abb. 6.1:Methodischer Ansatz zur Abbildung und Bewertung von Wärmeversorgungskonzepten Beide Berechnungsschritte basieren auf den folgend erläuterten Annahmen und Vorgehensweisen. Ei- ne Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung muss das Prinzip der Sektorenkopplung repräsentieren, d.h. sowohl eine Anbindung an die Elektrizitäts- als auch Wärmeversorgung aufweisen. Die Anlage selbst besteht aus beliebig vielen, parallelgeschalteten Technologieblöcken, wobei ein Block in der Praxis mehrere Einheiten umfassen kann. Unter der Annahme variabler Vorlauftemperaturen und konstanter Rücklauftemperaturen werden die Technologieblöcke in EBSILON mit den in Anhang B be- schriebenen Schaltbildern und Parametern simuliert. Die daraus abgeleiteten Charakteristiken bilden das Betriebsverhalten ab. Die jeweiligen Charakteristiken einzelner Blöcke werden fortlaufend durch Skalierung an unterschiedli- che Blockdimensionierungen angepasst. Dabei ist durch die Dimensionierung sicherzustellen, dass die Wärmeversorgungsaufgabe jederzeit gedeckt und zumindest eine gewisse Wahlfreiheit hinsichtlich des Blockeinsatzes innerhalb der jeweiligen Anlage gewährleistet werden kann. Deshalb erfolgt eine An- lagenauslegung auf 120 % der Wärmeengpassleistung. Als Basis der gesamten Untersuchung dienen stündlich aufgelöste Wärmelasten und dazugehörige Vorlauftemperaturen der Stadwerke Flensburg. Die Rücklauftemperatur wird mit konstant 60 °C angenommen. Weitere Parameter der Technologiesimulati- on in EBSILON sowie die Annahmen zu Investitions- und Betriebskosten basieren auf Literaturwerten 48 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte und sind in Anhang C dargestellt. Die Investitionsbewertung bezieht sich auf einen internen Zinssatz von 5 % und einer angenommenen Nutzungsdauer von 20 Jahren. 6.2 Vorauswahl Die Vorauswahl dient vordergründig einer ersten Untersuchung verschiedener Anlagen und Technologien unter sich wandelnden Rahmenbedingungen. In Abschnitt 6.2.1 werden zunächst die Setups zum Anla- gendesign, den regulatorischen Rahmenbedingungen sowie dem umgebenden Energiesystem beschrie- ben. Daraufhin folgt in Abschnitt 6.2.2 eine kurze Beschreibung der Betriebsoptimierungsergebnisse. 6.2.1 Untersuchte Setups Wie bereits im methodischen Vorgehen beschrieben, setzen sich die Setups aus einer Auswahl an Kon- zepten in Verbindung mit Szenarios, die Annahmen für die Entwicklung des regulatorischen Rahmens und Versorgungssystems abbilden, zusammen. Im Folgenden werden die fünf Anlagenkonzepte A1 bis A5 und drei historische Szenarien für die Jahre 2014 bis 2016 sowie zwei zukünftigen Szenarien kurz dargestellt und erläutert. Im Rahmen der Vorauswahl werden fünf Anlagen untersucht, welche die Ansprüche der elektrizitätsnetz- gekoppelten Fernwärmeversorgung durch unterschiedliche Technologiekombinationen als Repräsentati- on unterschiedlicher Auslegungsphilosophien erfüllen. Die jeweiligen Zusammensetzungen sind Tabelle 6.1 zu entnehmen. A1 vereint hierbei alle in Kapitel 2 ausgewählten Technologien und skizziert damit eine Anlage, die eher einen Eindruck zur generellen Einsatzrangfolge der Technologien geben soll, als ein vorgeschlagenes Anlagendesign für die Praxis abzubilden. In A2 erfolgt dagegen eine klassische Kombi- nation der konventionellen KWK-Technologien mitsamt des SLK zur Bereitstellung der nötigen Betriebs- flexibilität. Zwei unterschiedliche mittelfristige Trends in der Fernwärmeversorgung werden durch A3 und A4 dargestellt. A3 basiert dabei auf den bezüglich der Investitionskosten günstigeren Technologien: Der wenig flexible, jedoch hinsichtlich der Gesamtbrennstoffausnutzung effiziente Hauptwärmeerzeuger GDT wird ergänzt durch den EHK. In der kapitalintensiveren Anlage A4 ergänzt dagegen die deutlich effizientere PtH-Technologie WP die flexible KWK auf GUD-Basis. In beiden Anlagen ist bereits ein TES integriert. Ein im Sinne der nachhaltigen Energiesystemgestaltung mit Blick auf eine forcierte Sek- torenkopplung deutlich zugespitztes Konzept stellt Anlage A5 dar. Ein bedeutender PtH-Anteil in Kom- bination mit einem großen TES könnte gerade in Zeiten hoher Einspeisung erneuerbarer Energien das Potential einer emissionsarmen Wärmeversorgung aufweisen. Insgesamt stellt das breite Anlagensetup somit verschiedene Auslegungsphilosophien dar, die dadurch auch einen Betrieb mit stark unterschiedli- chen Technologieeinsatz ermöglichen sollen. Daraus sind vielfältige Schlussfolgerungen zur Beurteilung der Technologieperspektive der Wärmeversorgung zu erwarten. 49 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte Tab. 6.1: Anlagenauswahl der Voruntersuchung in relativen Anteilen an der Wärmeengpassleistung A1 A2 A3 A4 A5 Basis Klassisch Trend 1 Trend 2 Innovativ BHKW 0,25 0,35 0,30 0,30 0,30 GUD 0,25 0,35 - 0,50 0,30 GDT 0,25 0,35 0,50 - - WP 0,15 - - 0,20 0,30 EHK 0,15 - 0,20 - 0,30 SLK 0,15 0,15 0,20 0,20 - Summe 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 TES-Kapazität in h Wärmeengpassleistung 2 - 3 3 5 Die fünf in der Vorauswahl betrachteten Szenarien orientieren sich zunächst am Status Quo des deutschen Energiesystems. So liegen der Simulation mit Daten für die Jahre 2014 bis 2016 die tatsächlichen histori- schen Werte der regulatorischen Rahmenbedingungen zugrunde. Die vermiedenen Netznutzungsentgelte werden nach [12] festgelegt, wohingegen die Höhe der zusätzlichen Strombezugskosten auf Basis von [18, 10, 61] getroffen wird. CO2-Zertifikatspreise werden den Emissionshandelsauktionsberichten der EEX [24] entnommen. Das BAU-Szenario für die Zukunft bildet hingegen beispielhaft die zukünftige Weiterentwicklung der aktuellen Bedingungen für ein angenommenes Jahr 2025 ab, wohingegen das durch 2026 bezeichnete Elektrowärme-Szenario verwendet wird, um speziell PtH im Rahmen eines ent- sprechenden Systemdesigns zu fördern. Diese Aufteilung der Zukunftsszenarien in zwei Pfade ermöglicht zudem schon in der ersten Stufe eine Untersuchung der Auswirkung unterschiedlich ausgerichteter Rah- menbedingungen auf die untersuchten Konzepte. Tab. 6.2: Regulatorischer Rahmen der Voruntersuchung 2014 2015 2016 2025 2026 R1 KWK Zuschlag + vNNE in €/MWh 47,00 47,00 47,00 30,00 - R2 Zusätzliche Strombezugskosten in €/MWh 106,60 106,50 108,80 107,00 - R3 CO2-Zertifikatspreis in €/t 5,91 7,61 5,25 21,00 50,00 Energiesteuer SLK in €/MWh 5,50 5,50 5,50 5,50 5,50 Energiesteuer KWK in €/MWh - - - - - R4 TES Investitionsförderung in €/m3 250 250 250 250 250 Die Entwicklung des Versorgungssystems wird ähnlich wie die regulatorischen Rahmenbedingungen abgebildet. So werden an dieser Stelle ebenfalls die Daten für die Jahre 2014 bis 2016 aus dem um- fangreichen Datensatz [6] von Agora Energiewende genutzt. Überdies basieren die Daten für das BAU- und Elektrowärmeszenario aus Szenariorechnungen, die in eigenen Vorarbeiten erstellt [68] und bereits ausführlich in Kapitel 3 beschrieben wurden. Zudem werden für weitere Analysen aus den Daten die spezifischen Gesamtemissionen der Stromerzeugung sowohl mit als auch später ohne den Einbezug er- 50 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte neuerbarer Energien ermittelt. Schließlich werden für die Abbildung der Wärmeversorgungsaufgabe die Daten der Stadtwerke Flensburg herangezogen[62]. Abbildung 6.3 fasst abschließend die Annahmen für die Entwicklung des Versorgungssystems zusammen, wobei deren Datengrundlage bereits in Kapitel 3 beschrieben wurde. Tab. 6.3: Untersuchte Entwicklungen im Versorgungssystem der Vorauswahl 2014 2015 2016 2025 2026 Allgemeine Marktbedingungen Gaspreis in EUR/MWh () 22,01 20,47 14,14 31,90 31,90 Stromversorgungssystem Strompreis in EUR/MWh () 32,76 31,63 28,98 47,20 47,20 Emissionen in t/MWh () 0,56 0,54 0,54 0,31 0,31 Emissionen ohne EE in t/MWh () 0,76 0,75 0,74 0,92 0,92 Wärmeversorgungsaufgabe Fernwärmepreis in EUR/MWh () 75,73 74,06 68,59 86,54 91,56 Vorlauftemperatur in °C () 88,75 88,87 91,13 91,09 91,09 Heizlast in MW () 124,04 131,81 136,23 135,94 135,94 6.2.2 Ergebnisse Das beschriebene Setup wurde erfolgreich im techno-ökonomische Betriebsmodell hinsichtlich minima- ler Kosten für die Wärmebereitstellung bzw. maximaler Erlöse optimiert. Der resultierende stündliche Technologieeinsatz dient im Folgenden als Grundlage der weiteren Auswertung und Interpretation der Ergebnisse. Beispielhaft werden in den Abbildungen 6.2 und 6.3 jeweils die Interaktionen mit dem Wär- meversorgungssystem und dem Elektrizitätsversorgungssystem monatlich aggregiert für die Anlage A1 im Jahr 2014 dargestellt. Hier wird der größte Teil der Wärmelast monatsübergreifend durch die KWK gedeckt, wobei die GDT am häufigsten eingesetzt wird. Auch der SLK trägt insbesondere in den Win- termonaten zu einer kostengünstigen Wärmeversorgung bei. Lediglich in dem selben Zeitraum kommt auch die WP als einzige PtH-Technologie geringfügig zum Einsatz. Der TES wird im gesamten Jahr gleichbleibend genutzt. Ein abgestimmtes Bild ergibt sich bei Betrachtung der Interaktion im Elektrizi- tätsversorgungssystem: Die KWK produziert elektrische Energie, wohingegen nur geringfügig elektri- sche Energie durch die PtH konsumiert wird. Insgesamt repräsentiert der skizzierte Technologieeinsatz grob die Leitlinien der weiteren Ergebnisse der Anlagen A1 bis A5 in den historischen Jahren und dem BAU-Zukunftsszenario. Im Gegenteil dazu wird im Szenario 2026 wie erwartet ein vermehrter Einsatz der PtH-Technologien erreicht [39]. Für alle untersuchten Konzepte werden durch die Einsatzoptimierung in allen Jahren positive Kapitalwer- te erreicht. Die Abbildung 6.4 zeigt einen Vergleich der wirtschaftlichen Ergebnisse der Anlagen über die fünf Szenariojahre. Für alle Anlagen ergibt sich ein stetiger Zuwachs des Kapitalwertes zwischen 51 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte - 50 - 50 100 150 200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 W är m e in G W h Monat GDT GUD BHKW EHK WP SLK TES_Ein TES_Aus Abb. 6.2:Wärmeproduktion der Anlage A1 in 2014 - 20 - 20 40 60 80 100 120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 El ek tr is ch e En er gi e in G W h Monat GDT GUD BHKW EHK WP Abb. 6.3: Produktion und Bezug elektrischer Energie der Anlage A1 in 2014 52 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 A1 A2 A3 A4 A5 K ap it al w er t in M io . € 2014 2015 2016 2025 2026 Abb. 6.4: Kapitalwerte der Anlagen in der Vorauswahl 2014 und 2016, gefolgt von einem Rückgang unterschiedlichen Ausmaßes im BAU-Szenario 2025. Das Elektrowärme-Szenario 2026 bedeutet für A1 bis A4 einen weiteren Rückgang derWirtschaftlichkeit, wo- hingegen die PtH-basierte Anlage wie erwartet mit einem leichten Anstieg reagiert. Übergreifend zeigt A3 einen im Vergleich überdurchschnittlichen Kapitalwert. In Abbildung 6.5 erfolgt ein Vergleich der CO2-Emissionen nach Gleichung 5.53 auf Basis des Emissi- onsfaktors für den gesamten Strommix in gleicher Darstellungsart. Auf Basis der historischen Szenarien 2014 bis 2016 sind die CO2-Emissionen für vier der fünf Anlagen durch die Gegenrechnung der vermie- denen Emissionen der Stromproduktion negativ. Lediglich A3 verursacht nach dem gewählten Berech- nungsansatz zusätzliche Emissionen. Ein anderes Bild ergibt sich für die Zukunftsszenarien 2025 und 2026, in welchen die CO2-Emissionen grundsätzlich positiv sind. Dies begründet sich vor allem in den niedrigeren Emissionen des Strommixes, die zur Gegenrechnung der produzierten elektrischen Energie angesetzt werden. Gemessen an den so berechneten CO2-Emissionen agiert alles in allem Anlage A5 am nachhaltigsten unter den gewählten Rahmenbedingungen. 6.2.3 Auswahl Um im folgenden Schritt eine Detailanalyse durchzuführen werden die zwei aussichtsreichsten Anlagen ausgewählt. Wie bereits beschrieben zeigt mit der Anlage A3 ein den aktuellen Trend fokussierendes, 53 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte -300 -250 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 A1 A2 A3 A4 A5 Em is si o n en in k t 2014 2015 2016 2025 2026 Abb. 6.5: CO2-Emissionen der Anlagen in der Vorauswahl (Gesamtmix) KWK-basiertes Konzept den anderen Anlagen gegenüber einen wirtschaftlichen Vorteil. Wirtschaftlich mittelmäßig, jedoch mit ausdrücklichem Potential unter sich verändernden Rahmenbedingungen, weist die PtH-basierte Anlage A5 hinsichtlich der Nachhaltigkeit große Stärken auf. Aus diesen Gründen wer- den A3 und A5 für die weiteren Untersuchungen ausgewählt. Somit werden zwei unterschiedliche Aus- legungsphilosophien, zum einen eine KWK-basierte Anlage, zum anderen eine PtH-basierte Anlage, hin- sichtlich der Variationen regulatorischer und systemischer Rahmenbedingungen untersucht. 6.3 Detailanalyse Der Fokus der Detailanalyse liegt insbesondere in der Untersuchung variierender Rahmenbedingungen, die auf die wirtschaftliche Darstellbarkeit der Wärmeversorgungsanlagen wirken. Zu diesem Zweck wer- den die im 1. Schritt ausgewählten Betriebsphilosphien, KWK- und PtH-dominiert, ausgewählt und vor den in Abschnitt 6.3.1 beschriebenen Bedingungen separat in ihrem Betrieb optimiert. Die Ergebnisdar- stellung erfolgt wieder zusammengefasst in Abschnitt 6.3.2. 54 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte Tab. 6.4: Anlagenauswahl der Detailuntersuchung in relativen Anteilen der Wärmeengpassleistung A3+ A5+ Trend 1 Innovativ BHKW 0,30 0,20 GUD - 0,20 GDT 0,60 - WP + nachgeschalteter EHK - 0,50 EHK 0,10 0,30 SLK 0,20 - Summe 1,20 1,20 TES-Kapazität in h Wärmeengpassleistung 2,5 4 6.3.1 Untersuchte Szenarien Die durchgeführte Anlagenauswahl führt mit der Entscheidung für A3 und A5 zu einem Vergleich zweier fundamental unterschiedlicher Philosophien. A3 wird dominiert durch KWK-Technologien, wohingegen A5 eine PtH-lastige Anlage darstellt. Damit repräsentieren die gewählten Anlagenkonzepte die aktuelle Diskussion einerseits um die Zukunftsfähigkeit und Robustheit der KWK und andererseits um die Zu- verlässigkeit und Rentabilität von PtH in einem zukünftigen Wärmeversorgungssystem (siehe Abschnitt 1.5). Mit dem Ziel, insbesondere diese diskutierten Aspekte zu adressieren, werden die ausgewählten Anlagen in ihrer Technologiezusammensetzung weiter zugespitzt. Dies bedeutet, dass in Anlage A3+, welche die KWK-Philosophie repräsentiert, der Anteil der KWK-Technologien zu Lasten des EHK erhöht wird. In Anlage A5+ wird dagegen der PtH-Anteil deutlich gesteigert. Um mit diesem erhöhten WP-Anteil zu jeder Zeit die Wärmelast auch bei hohen Vorlauftemperaturen decken zu können, wird der WP ein EHK nachgeschaltet. Außerdem wird aufgrund der Betriebsergebnisse in der Vorauswahl die Dimensionierung des TES geringfügig angepasst. Die regulatorischen Rahmenbedingungen werden nach Tabelle 6.5 um das BAU-Szenario 2025 herum in den Einflussfaktoren R1 bis R4 variiert. Der Faktor R1 bezeichnet zusammengefasste Variationen des KWK Zuschlags und der vNNE in einem Bereich zwischen einem Wegfall und einer Verdoppe- lung der Subventionen. Zusätzliche Strombezugskosten werden separat in R2 erfasst und von 0 €/MWh bis 150 €/MWh überprüft. In R3 werden erneut drei Faktoren vereint, die jeweils als Abgaben auf den Brennstoff berücksichtigt werden. Dies bedeutet, dass beispielsweise in einem hohen R3-Szenario CO2- Zertifikatspreise von 60,00 €/t sowie Energiesteuern auf KWK- und SLK-Technologien von 5,50 €/MWh gleichzeitig in die Betriebsoptimierung einfließen. Als weiterer regulatorischer Faktor wird der Einfluss der TES Investitionsförderung auf das wirtschaftliche Betriebsergebnis evaluiert. Insgesamt kann mit die- sem Vorgehen der Einfluss aller aktuell wirksamer regulatorischer Rahmenbedingungen überprüft wer- 55 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte den und Faktoren aufgezeigt werden, mit welchen eine gezielte Technologieförderung angestrebt werden kann. Tab. 6.5: Variationen der regulatorischen Rahmenbedingungen der Detailuntersuchung niedrig mittel-niedrig BAU mittel-hoch hoch R1 KWK Zuschlag + vNNE in €/MWh 0 15,00 30,00 45,00 60,00 R2 Zusätzliche Strombezugskosten in €/MWh 0 50,00 107,00 125,00 150,00 R3 CO2-Zertifikatspreis in €/t 0 10,00 21,00 40,00 60,00 Energiesteuer SLK in €/MWh 0 5,50 5,50 5,50 5,50 Energiesteuer KWK in €/MWh 0 0 0 0 5,50 R4 TES Investitionsförderung in €/m3 0 125 250 375 500 DasVersorgungssystemwird, ebenfalls ausgehend vom in derVorauswahl definierten BAU-Zukunftsszenario 2025, in den in der Tabelle 6.6 dargestellten Parametern variiert. Grundsätzlich werden niedrigere und hö- here Werte im Vergleich mit der Basisannahme überprüft. Lediglich die Variation der Elektrizitätspreise hebt sich von diesem Vorgehen durch die Anpassung der Schwankungsbreite vom konstanten jährlichen Mittelwert ab. Zusätzlich wird der Einfluss der Investitions- und Betriebskosten überprüft. Tab. 6.6: Variationen des Versorgungssystems der Detailuntersuchung niedrig mittel-niedrig BAU mittel-hoch hoch E1 Faktor Elektrizitätspreise -50 % Basis +100 % E2 Brennstoffpreis in €/MWh 15,95 31,90 63,80 E3 Fernwärmepreis in €/MWh 60,00 70,00 86,50 100,00 110,00 E4 Variation des Vorlauftemperaturmittelwertes 81 °C 91 °C 101 °C E5 PtH Investitionskosten -50 % Basis +50 % E6 PtH fixe Betriebskosten -50 % Basis +50 % E7 PtH variable Betriebskosten -50 % Basis +50 % E8 KWK Investitionskosten -50 % Basis +50 % E9 KWK fixe Betriebskosten -50 % Basis +50 % E10 KWK variable Betriebskosten -50 % Basis +50 % E11 TES Investitionskosten -50 % Basis +50 % E12 TES fixe Betriebskosten -50 % Basis +50 % 6.3.2 Ergebnisse Die Ergebnisse der Detailanalyse werden folgend für die beschriebenen Szenarien erneut anhand des Technologieeinsatzes, der Wirtschaftlichkeit und der Nachhaltigkeit dargestellt. Die Abbildungen 6.6 und 6.7 zeigen jeweils für die angepassten Anlagen A3+ und A5+ den Beitrag der einzelnen Technolo- gien zur jährlichen Wärmeproduktion im Basisszenario sowie in denjenigen Szenarien mit erkennbaren Abweichungen zum ersteren Fall. 56 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte Wie bereits in der Vorauswahl beschrieben, wird auch die angepasste Anlage A3+ mit starkem Gewicht auf die GDT betrieben. Gravierende Abweichungen ergeben sich diesbezüglich nur unter der Variation des Brennstoffpreises, welcher das Gewicht zur anderen KWK-Technologie bzw. zum SLK verschiebt. Bei den weiteren Faktoren belaufen sich die Abweichungen im GDT-Einsatz auf etwa +/- 15 % bezogen auf den Basisfall. Der EHK kommt lediglich im Szenario mit wegfallenden zusätzlichen Strombezugskos- ten zu einem sichtbaren Anteil von 7 % an der Wärmeproduktion. Damit bleibt A3+ im überwiegenden Teil der Variationsrechnungen deutlich KWK-, und insbesondere GDT-, dominiert. 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % A n te il an W är m ep ro d u kt io n GDT BHKW EHK SLK Basisszenario Elektrizitäts- preise Brennstoff- preis KWK var. Betriebskosten Zusätzliche Strombezugskosten CO2-Zertifikatspreis und Energiesteuern n h n hmhmn n hmhmnn h n h Abb. 6.6: Einfluss ausgewählter Parameter auf die Wärmebereitstellung für die Anlage A3+ (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) Eine ähnliche, wenn auch abgeschwächte, Situation ergibt sich für die Anlage A5+. Trotz hoher PtH- Kapazitäten bleibt die Anlage im Basisfall KWK-dominiert mit einem Anteil von ca. 70 % der Wärme- produktion. Auf diesen Umstand haben jedoch die Brennstoffpreise, die zusätzlichen Strombezugskosten sowie die CO2-Zertifikatspreise mit den Energiesteuern einen deutlichen Einfluss, wodruch sich ein PtH- dominierter Einsatz erreichen lässt. Dieser wird zum größten Teil durch die WP mit nachgeschaltetem EHK gedeckt. 57 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % A n te il an W är m ep ro d u kt io n GUD BHKW EHK WP Basisszenario Elektrizitäts- preise Brennstoff- preis KWK var. Betriebskosten Zusätzliche Strombezugskosten CO2-Zertifikatspreis und Energiesteuern n h n hmhmn n hmhmnn h n h Abb. 6.7: Einfluss ausgewählter Parameter auf die Wärmebereitstellung für die Anlage A5+ (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) Aufgrund der technischen Anlagenanpassung werden die Optimierungsergebnisse hinsichtlich des Ka- pitalwerts und der verursachten CO2-Emissionen vor den in der Vorauswahl definierten Rahmenbedin- gungen in den Abbildungen 6.8 und 6.12 erneut dargestellt, woraufhin jeweils die Variationsrechnungen folgen. Auch für die angepassten Anlagen wird deutlich, dass die KWK-basierte Anlage A3+ in den historischen sowie imBAU-Zukunftsszenario 2025wirtschaftlichere Ergebnisse erzielen kann als A5+, welche jedoch im Elektrowärmeszenario 2026 den höheren Kapitalwert erreicht. Durchgehend zeigt die Wirtschaftlich- keitsbewertung positive Ergebnisse an. Ein Vergleich der Kapitalwerte für das Design der Vorauswahl mit der aktuellen Anpassung beweist, dass A3+ in den historischen Szenarien sowie im BAU 2025 ähnliche Ergebnisse erzielt, wohingegen im definierten Elektrowärmeszenario 2026 ein geringerer Wert erreicht wird. Die Anlage A5+ weist dagegen mit der Anpassung in den ersteren Szenarien einen geringeren Ka- pitalwert, jedoch im Elektrowärmeszenario 2026 einen deutlichen Vorteil auf. Insgesamt begründen sich die Abweichungen zu den Anlagen der Vorauswahl durch ihre technische Zuspitzung: Die historischen sowie BAU Rahmenbedingungen bevorteiligen KWK-Technologien, weshalb A3+ hier unverändert be- stehen kann und A5+ nun mit einem geringeren KWK-Anteil schlechtere Werte erzielt. Der gleiche Zu- sammenhang gilt umgekehrt für das speziell entworfene Elektrowärmeszenario. Nichtsdestotrotz zeigen die Kapitalwerte der angepassten Anlagen A3+ und A5+ eine ähnliche Entwicklung wie die bereits in der Vorauswahl beschriebenen Anlagen. 58 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte 0 100 200 300 400 500 600 700 800 A3 A5 K ap it al w er t in M io . € 2014 2015 2016 2025 2026 + + Abb. 6.8: Kapitalwerte der Anlagen A3+ und A5+ historisch und zukünftig Die Abbildungen 6.9 bis 6.11 stellen die Variationsrechnungen in Form von relativen Abweichungen des Kapitalwertes vom jeweiligen anlagenspezifischen Basisfall im BAU Szenario 2025 dar. Es muss hier angemerkt werden, dass anhand dieser lediglich ein anlagenspezifischer Vergleich möglich ist und keine Aussage zum direkten Vergleich der Anlagen getroffen werden kann, da der Bezug das Ergebnis der jeweiligen Anlage im Basisjahr 2025 ist. Den gravierendsten Einfluss der hier variierten Faktoren obliegt erneut dem Brennstoffpreis. Als weiterhin einflussreich stellen sich der Fernwärmepreis, gefolgt von einer Variation des KWKZuschlags und der vNNE, der CO2-Zertifikatspreise und der Energiesteuern sowie der KWK-Investitionskosten heraus. Diese Zusammenhänge gelten sowohl für die KWK- als auch die PtH-basierte Anlage, wobei die PtH-basierte Anlage A5+ für alle Fälle eine stärkere Beeinflussung erfährt. Außerdem führt die Variation der zusätzlichen Strompreisbestandteile bis hin zu einem Wegfall dieser zu bedeutenden Schwankungen der Wirtschaftlichkeit der Anlage A5+. Ein Vergleich der absolu- ten Bewertungsergebnisse der beiden Anlagen für die jeweiligen Variationen zeigt, dass ein verändertes Ranking zugunsten von A5+ bei einem Wegfall der Strompreisbestandteile als auch bei hohen Brenn- stoffpreisen zu erwarten ist. Untersuchungsübergreifend ergeben sich nur für den letzteren Fall für beide Anlagen negative Kapitalwerte. 59 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte -150 -120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120 150 E1 E1 E2 E2 E3 E3 E4 E4 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % Elektrizitätspreise Brennstoffpreis Fernwärmepreis VL-Temperaturniveau niedrig mittel-niedrig mittel-hoch hoch A3+ A5+ Abb. 6.9: Einfluss der Systemumgebung auf den Kapitalwert -150 -120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120 150 E5 E5 E7 E7 E8 E8 E10 E10 E11 E11 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % PtH Invest.kosten PtH var. Betriebskosten KWK var. Betriebskosten KWK Invest.kosten TES Invest.kosten niedrig hoch A3+ A5+ Abb. 6.10: Einfluss der Anlagenkosten auf den Kapitalwert 60 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte -150 -120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120 150 R1 R1 R2 R2 R3 R3 R4 R4 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % KWK-Zuschlag und vNNE Zusätzliche Strombezugskosten CO2-Zertifikatspreis und Energiesteuer TES-Investitions- förderung niedrig mittel-niedrig mittel-hoch hoch A3+ A5+ Abb. 6.11: Einfluss des regulatorischen Rahmens auf den Kapitalwert Die CO2-Emissionen der technisch angepassten Anlagen, die unter Nutzung des Emissionsfaktors für den gesamten deutschen Strommix in Abbildung 6.12 enthalten sind, zeigen ebenso nur geringfügige Ab- weichungen zu den jeweiligen Anlagen der Vorauswahl auf. Anhand der Niveaus der Emissionen wird nochmals ein wesentlicher Unterschied hinsichtlich der Nachhaltigkeit der beiden ausgewählten Anlagen sichtbar. In den folgenden Abbildungen 6.13 bis 6.15 werden wiederum die relativen Abweichungen der CO2-Emissionen der Anlagen von den jeweiligen Ergebnissen des BAU-Szenarios 2025 zusammenge- fasst dargestellt. Als besonders einflussreich stellen sich die Brennstoffpreise, die zusätzlichen Strombe- zugskosten sowie die CO2-Zertifikatspreise mit den Energiesteuern in den Vordergrund. In den meisten Fällen ist die Anlage A5+ wieder deutlich stärkeren Schwankungen unterlegen. Hingegen bleibt das ab- solute Niveau der CO2-Emissionen dieser Anlage grundsätzlich unter dem der KWK-basierten Anlage A3+. Besonders auffällig ist die Wirkungsrichtung der Emissionen, die auf den ersten Blick nicht eindeutig bestimmbar ist. Eine Faktorvariation zu niedrigeren und höherenWerten kann jeweils in die gleiche Rich- tung bezüglich des Basisfalls führen. Beispielhaft führt die untersuchte Variation des Brennstoffpreises für A5+ grundsätzlich zu höheren CO2-Emissionen als im BAU-Szenario 2025. Die Veränderungen der Emissionen erklären sich aus den beschriebenen Technologieeinsätzen in den spezifischen Szenarien und der Berechnungsmethodik, die auf einer Interaktion mit dem Elektrizitätsversorgungssystem begründet ist. Nach Gleichung 5.53 wirken Strombezug und Stromproduktion jeweils mit dem stündlichen Emissi- 61 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte onsfaktor gegenläufig. Daher muss eine Analyse der Einflussfaktoren zur Begründung der Wirkungsrich- tung grundsätzlich im Detail auf Basis der stündlichen Stromproduktion und -bezuges erfolgen. -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 A3 A5 Em is si o n en in k t 2014 2015 2016 2025 2026 + + Abb. 6.12: Emissionen der Anlagen A3+ und A5+ historisch und zukünftig (Gesamtmix) -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 E1 E1 E2 E2 E3 E3 E4 E4 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % Elektrizitätspreise Brennstoffpreis Fernwärmepreis VL-Temperaturniveau niedrig mittel-niedrig mittel-hoch hoch A3+ A5+ Abb. 6.13: Einfluss der Systemumgebung auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) 62 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 E5 E5 E7 E7 E8 E8 E10 E10 E11 E11 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % PtH Invest.kosten PtH var. Betriebskosten KWK var. Betriebskosten KWK Invest.kosten TES Invest.kosten niedrig hoch A3+ A5+ Abb. 6.14: Einfluss der Anlagenkosten auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 R1 R1 R2 R2 R3 R3 R4 R4 A b w ei ch u n g vo n G ru n d sz en ar io in % KWK-Zuschlag und vNNE Zusätzliche Strombezugskosten CO2-Zertifikatspreis und Energiesteuer TES-Investitions- förderung niedrig mittel-niedrig mittel-hoch hoch A3+ A5+ Abb. 6.15: Einfluss des regulatorischen Rahmens auf die CO2-Emissionen (Gesamtmix) 63 6 Untersuchung der Wärmebereitstellungskonzepte 64 7 Technologiebewertung Nach der Untersuchung der einzelnenWärmebereitstellungskonzepte imRahmen der Vorauswahl undDe- tailanalyse, werden die in der Einleitung vorgestellten Leitfragen der Untersuchung aufgegriffen, um eine weitere Interpretation der Ergebnisse mit Blick auf die Technologieperspektive elektrizitätsnetzgekoppel- ter Wärmeversorgung abzuleiten. Dafür werden die Forschungsfragen im Folgenden einzeln detailliert diskutiert. 7.1 Bevorzugte Technologien Die erste der Forschungsfragen zielt darauf ab, welche technischen Lösungen zur an die Elektrizitätsver- sorgung gekoppelte Wärmeerzeugung aus betriebswirtschaftlicher Sicht zu erwarten sind und wie robust eine entsprechende Bewertung ist. Damit steht die Frage im Raum, ob bestimmte Technologien bei ei- ner betriebswirtschaftlich optimierten Fahrweise bevorzugt eingesetzt werden und ob ein als vorteilhaft identifiziertes Konzept diese Bewertung auch unter verschiedenen Randbedingungen hält. Die betriebswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer Anlage zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversor- gung wird maßgeblich durch die darin kombinierten Einzeltechnologien bestimmt. KWK, PtH, SLK und TES können jeweils in unterschiedlichem Maß zur kostenoptimalen Deckung der Wärmeversorgungs- aufgabe beitragen. Aus diesem Grund ist zunächst auf Technologieebene eine Analyse des Beitrages, der Einsatzrangfolge sowie spezifischer Einsatzbedingungen notwendig, um darauf aufbauend die Wirt- schaftlichkeit der Anlagen einzuordnen. Neben den Rahmenbedingungen sind die Beiträge der Technologien zur Deckung derWärmeversorgungs- aufgabe direkt von ihrer Dimensionierung sowie den weiteren Technologien, die für diese Aufgabe zur Verfügung stehen, abhängig. Die Abbildung 7.1 zeigt daher die technologiespezifischen Anteile an der Wärmproduktion für die Anlage A1, in welcher alle in dieser Untersuchung ausgewählten Bestandteile nebeneinander agieren. Es wird deutlich, dass KWK-Technologien historisch und zukünftig unter ähnli- chen Rahmenbedingungen mit über 80 % der Wärmeproduktion einen gravierenden Anteil der Versor- gung sicherstellen. Die Wärmeproduktion der GDT überwiegt diesbezüglich meist deutlich die der GUD und des BHKW. Die PtH-Technologien werden unter den gleichen Rahmenbedingungen kaum einge- setzt, sodass der SLK die Deckung der übrigenWärmelast beinahe vollständig übernimmt. Im definierten 65 7 Technologiebewertung 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 2014 2015 2016 2025 2026 A n te il an W är m ep ro d u kt io n GDT GUD BHKW EHK WP SLK Abb. 7.1: Technologiespezifische Anteile der Anlage A1 an der jährlichen Wärmeproduktion Elektrowärmeszenario 2026 tragen KWK- und PtH-Technologien hingegen etwa in gleichem Maße zur Wärmeversorgung bei, wobei erneut die GDT und nun die WP die höchsten Beiträge leisten. Die beschriebenen Anteile an der Wärmeproduktion geben einen ersten Hinweis auf eine mögliche Ein- satzrangfolge. Die Anteile verschiedener Technologien an der gesamten Wärmeproduktion hängen aber auch von der Dimensionierung der entsprechenden Blöcke in einem Anlagenkonzept ab. Zur weiteren Analyse der Rangfolge wird daher mit der Abbildung der technologiespezifischen Dauerlinien eine Dar- stellungsart gewählt, die unabhängig von der getroffenen Technologiedimensionierung ist. Die Angabe erfolgt immer bezüglich der möglichen Volllast der Wärmeproduktion zum jeweiligen Zeitpunkt, die u.a. von der Vorlauftemperatur abhängt. In der Abbildung 7.2 sind die Dauerlinien für die beiden Anlagen A1 und A3 jeweils für das historische Jahr 2014 sowie im Elektrowärmeszenario 2026 dargestellt. Insgesamt werden hiermit die Aussagen zum technologiespezifischen Beitrag zur Wärmeproduktion unterstrichen. Unter aktuellen Rahmenbedingungen werden die KWK-Technologien, insbesondere die GDT, gefolgt von der GUD und dem BHKW, häufig eingesetzt, wohingegen sich der PtH-Einsatz auf wenige Stunden beschränkt. In dieser Darstellungsart wird außerdem die hohe Bedeutung des SLK hervorgehoben, wel- cher nach der GDT die meisten Betriebsstunden aufweist. Außerdem ist der signifikante Einsatz des TES zu erkennen. Im Elektrowärmeszenario zeigt sich wiederum der deutlich zugunsten von PtH veränder- te Technologieeinsatz. Zusammenfassend wird bei Betrachtung der Sortierung der Dauerlinien für bei- de Anlagen offensichtlich, dass szenariospezifisch eine eindeutige Einsatzrangfolge existiert. Das heißt, dass unter bestimmten Randbedingungen bestimmte Technologiekonzepte eindeutig zu bevorzugen sind. 66 7 Technologiebewertung A1 2014 2026 A3 Abb. 7.2: Jahresdauerlinien der Wärmebereitstellung für A1 und A3 in den Szenarien 2014 und 2026 Szenarioübergreifend verändert sich jedoch die Sortierung. Das bedeutet, dass sich verändernde Rahmen- bedingungen einen Einfluss auf die Attraktivität der betrachteten Technologien haben. Das zeigt sich im konkreten Fall daran, dass im so genannten Elektrowärmeszenario 2026 PtH tatsächlich zur bevorzugt eingesetzten Technologiegruppe wird, während in den übrigen Fällen KWK-Ansätze dominieren. Dies indiziert bereits, dass für die einzelnen Technologien typische Einsatzbedingungen existieren. Neben der Anlagenzusammensetzung, die letztendlich entscheidet, welche Technologie die Grundlast abdecken muss, sind dies z.B. Marktpreise für Elektrizität und Gas sowie regulatorische Rahmenbedingungen. Die Abbildung 7.3 zeigt diesbezüglich den Technologieeinsatz in Abhängigkeit von Elektrizitäts- und Gas- preisen für die alle Technologien umfassende Anlage A1 im Jahr 2016. Aus der Häufung der Einsatzpunk- te werden die technologiespezifischen Betriebsbereiche als Kombination beider Marktpreise ersichtlich. Die GDT weist ein vergleichsweise breites Einsatzspektrum auf. Die GUD und das BHKW werden über das gesamte Brennstoffangebot bei eher hohen Elektrizitätspreisen betrieben, wobei tendenziell ein höhe- rer Brennstoffpreis einen höheren Elektrizitätspreis erfordert. Passend zur Einsatzhäufigkeit zeigt auch der SLK ein breites Einsatzspektrum mit Ausnahme hoher Elektrizitätspreise. Der zum WP-Betrieb notwendige Strombezug bedingt den Einsatz unter niedrigen Marktpreisen bei gleichzeitig hohen Brennstoffpreisen, wohingegen diese Abhängigkeit für den EHK eher in abgeschwäch- ter Form aufgezeigt werden kann. Dabei ist allerdings die geringe Einsatzhäufigkeit zu beachten. Zudem zeigt sich, dass tendenziell bei hohen Elektrizitätspreisen in den TES eingespeichert und bei verhältnis- 67 7 Technologiebewertung mäßig niedrigeren Preisen ausgespeichert wird. In diesem Fall wird der TES eingesetzt, um den Einsatz der KWK-Technologien mit Blick auf die Erlösmöglichkeiten am Elektrizitätsmarkt zu optimieren. Abb. 7.3: Technologieeinsatz in Abhängigkeit des Elektrizitäts- und Gaspreises für A1 im Jahr 2016 68 7 Technologiebewertung Diese technologische Beschreibung bestätigt denKapitel 6.2.2 gewählten Ansatz, mit der KWK-basierten Anlage A3+ und der PtH-basierten Anlage A5+ zwei zugespitzte Philosophien näher zu betrachten. Die Abbildung 6.8 zeigt anhand des Kapitalwertes, dass aus der Investorenperspektive die Anlage A3+ in den historischen Szenarien und dem BAU-Szenario 2025 am wirtschaftlichsten realisiert und betrieben wer- den kann. Bei der KWK-basierten Anlage sind sowohl die Investitionskosten niedriger als auch der lau- fende jährliche Gewinn höher als bei der PtH-basierten. Eine vergleichsweise höhere Wirtschaftlichkeit der PtH-Philosophie ist im speziell entworfenen Elektrowärmeszenario, bei einem Wegfall der zusätzli- chen Strompreisbestandteile und einer Verdopplung des Brennstoffpreises zu erwarten. In den übrigen Variationsrechnungen bleibt die KWK im Vorteil und stellt sich damit als verhältnismäßig robust gegen- über veränderten Rahmenbedingungen dar, wobei diesbezüglich auch auf die Ausführungen im folgenden Abschnitt zum Einfluss variierender Rahmenbedingungen verwiesen wird. Übergreifend ist festzuhalten, dass dieWirtschaftlichkeit der analysierten Anlagen aus Investorenperspek- tive als positiv einzustufen ist. Damit sind insbesondere die KWK- als auch die PtH-Betriebsphilospie für Anlagenbetreiber vor dem Hintergrund aktueller und zukünftiger Entwicklungen als vertretbar ein- zustufen. Die Wirtschaftlichkeitserwartung kann in den vorliegenden Untersuchungen relativ stabil ab- geschätzt werden, wobei Schwankungen als Reaktion auf veränderte Rahmenbedingungen für die PtH- basierte Anlage stärker ausfallen. Ein generelles Investitionsrisiko unter den getroffenen Annahmen bil- den, wie in den Detailuntersuchungen gezeigt werden konnte, lediglich hohe Brennstoffpreise als auch niedrige FW-Preise. Das Investitionsrisiko ist insofern begrenzt und liegt eher darin eine je nach Ent- wicklung der Randbedingungen suboptimale Entscheidung zwischen den Betriebsphilosphien zu treffen. Dabei ist allerdings zu beachten, dass insbesondere Effekte, die sich zwischen den Szenarien 2025 und 2026 zeigen, dadurch abgemildert werden, dass die Anlagenkonzepte den Einsatz der enthaltenen Blöcke verändern: Das PtH-Konzept A5+ nutzt beispielsweise im Szenario 2025 stark seine KWK-Blöcke und erst im Szenario 2026 vermehrt seine PtH-Technologien. Die erarbeiteten Erkenntnisse fügen sich in die aktuelle Praxis innerhalb der Wärmeversorgung ein. Ent- sprechend schlägt sich die Entwicklung der Wärmegestehungskosten auch in der Wirtschaftlichkeit nie- der. Nach Abbildung 7.4 nehmen die Wärmegestehungskosten für A3+ und A5+ unter historischen Be- dingungen von 35 €/MWh auf 19 €/MWh bzw. 43 €/MWh auf 28 €/MWh ab. Damit können die Ent- wicklungen der Fernwärmepreise der letzten Jahre nach der AGFW Preisstatistik nachvollzogen werden [3], wobei die absolute Höhe aufgrund noch einzupreisender Systemkosten der Wärmeversorgung, Per- sonalkosten, sonstigen Wartungs- und Betriebskosten, Gewinnerwartungen und weiteren Kostentermen abweicht. Die berechneten Wärmegestehungskosten für die zukünftigen Szenarien liegen mit 50 €/MWh bis 65 €/MWh deutlich höher und lassen sich durch die praktische Kopplung an einen angenommenen Brennstoffkostenanstieg plausibilisieren. Weiterhin sind in den Untersuchungsergebnissen aktuelle Ent- wicklungen zur Technologieverbreitung in der Praxis zu erkennen. Lediglich geringe Zubauraten von PtH [15] und vergleichbare Ergebnisse anderer Studien [4] weisen vor allem auf Hemmnisse der regulatori- 69 7 Technologiebewertung schen Rahmenbedingungen bezüglich zusätzlich zu entrichtender Strompreisbestandteile hin. Dagegen ist der Beitrag der KWK an der Wärmeversorgung weiterhin stabil [2]. 0 10 20 30 40 50 60 70 A3 A5 W är m eg es te h u n gs ko st en in € /M W h th 2014 2015 2016 2025 2026 + + Abb. 7.4:Wärmegestehungskosten für A3+ und A5+ Zusammenfassend weisen sowohl KWK- als auch PtH-basierte Anlagen zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung aus Investorensicht eine positive und größtenteils robuste Wirtschaftlichkeit auf. In den vorliegenden Untersuchungen stellen sich insbesondere KWK-basierte Anlagen mit GDT als Haupt- wärmeerzeuger als wirtschaftlich vorteilhaft dar und sind daher unter aktuellen Rahmenbedingungen zu erwarten. Aktuelle Marktpreisentwicklungen und regulatorische Rahmenbedingungen zielen auf den Ein- satz dieser konventionellen Technologien ab. Jedoch kann unter veränderten regulatorischen Rahmenbe- dingungen ein vermehrter PtH-Einsatz erreicht werden. 7.2 Einfluss der Rahmenbedingungen Entlang der zweiten Forschungsfrage ist genauer zu untersuchen, wie veränderte energiewirtschaftliche und regulatorische Rahmenbedingungen auf die Simulationsergebnisse wirken. Bereits die vorangegan- gene Erläuterung über historische und ausgewählte Zukunftsszenarien zeigt, dass die Gestaltung der Rah- menbedingungen von hoher Bedeutung für den Einsatz und dieWirtschaftlichkeit der Anlagen zur elektri- zitätsnetzgekoppeltenWärmeversorgung sind. Die in Kapitel 6.3 durchgeführte detaillierte Untersuchung einzelner Faktoren des systemischen und regulatorischen Rahmens, gibt Aufschluss über das Ausmaß der Auswirkungen. Hierfür werden die Technologieeinsätze und die Wirtschaftlichkeit der ausgewählten 70 7 Technologiebewertung KWK- und PtH-basierten Anlagen ausgehend vom BAU-Szenario 2025 vor dem Hintergrund variierter Marktpreise, Kostenstrukturen und Regularien (siehe Tabellen 6.5 und 6.6) betrachtet. Die Variationen erfolgen dabei separat, weswegen eventuelle praktische Abhängigkeiten zwischen einzelnen Faktoren nicht berücksichtigt werden. Die Mehrheit der analysierten Faktoren, insbesondere der Kostenstrukturen, wirkt sich nicht gravierend auf den Technologieeinsatz aus. Wie in den Abbildungen 6.6 und 6.7 dargestellt, erweisen sich anlagen- übergreifend variableGrößenwie die Elektrizitätspreise, die Brennstoffpreise sowie CO2-Zertifikatspreise und Energiesteuern als einflussreich. Dabei reagieren insbesondere PtH-Technologien umfassende Anla- gen im Technologieeinsatz sensibel auf die zusätzlich zu entrichtenden Strompreisbestandteile. Auf den Brennstoffbezug wirkende Faktoren verschieben zum einen das Gewicht zwischen PtH und KWK und zum anderen zwischen KWK und SLK. Die zusätzlichen Strombezugskosten wirken ähnlich und wägen speziell den WP- und KWK-Einsatz ab. Der veränderte Einsatz als Reaktion auf die monetären Anreize der Rahmenbedingungen impliziert auch Variationen in der Wirtschaftlichkeit aus der Investorenperspektive. Diesbezüglich stellen sich jedoch auch weitere Faktoren heraus, die zwar nicht auf den Betrieb, jedoch auf die übergeordneten Zahlungen wie beispielsweise Investitionskosten wirken. In den Abbildungen 7.5 bis 7.7 sind die absoluten Ka- pitalwerte als Wirtschaftlichkeitsindikator für die KWK- und PtH-basierten Anlagen zusammengefasst. Ausgehend von einem Kapitalwert von 560 Mio. € bzw. 340 Mio. € im BAU-Szenario 2025 liegt die durch die veränderten Rahmenbedingungen verursachte Schwankungsbreite zwischen 980 Mio. € und -160 Mio. €. Folgend werden die wichtigsten Faktoren kurz erläutert. Die Schwankungsbreite des Elektrizitätspreises am Spotmarkt führt zu vergleichsweise geringen Fluk- tuationen in der Wirtschaftlichkeit. Beide Anlagen profitieren dabei von einem höheren Spread, der bei negativen bis niedrigen Preisen den PtH- bzw. SLK-Einsatz und bei hohen Preisen KWK-Technologien mit hoher Stromproduktion begünstigt. Nichtsdestotrotz zeigt sich aufgrund des mäßigen Einflusses die noch untergeordnete Bedeutung des Elektrizitätsmarktes für Wärmeversorgungsanlagen. Speziell PtH- Technologien sind durch die zusätzlichen Strombezugskosten mit verzerrten Marktpreissignalen konfron- tiert. Weiterhin zu prüfen ist die Auswirkung eines veränderten Mittelwertes bzw. der Effekt vermehrter negativer Preise. Der Brennstoffpreis sticht durch seinen hohen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit von KWK-basierten als auch PtH-basierten Anlagen heraus. Die positive Korrelation bedingt in dieser Untersuchung die höchs- ten Schwankungen und birgt darüber hinaus das Risiko negativer Kapitalwerte. Darüber hinaus führen hohe Brennstoffpreise zunehmend zu einem wirtschaftlichen Vorteil der PtH-Anlage. Weiterhin ist anzu- merken, dass die aktuellen praktischen Kopplungen z.B. an den Fernwärmepreis hier nicht berücksichtigt werden und diese den gravierenden Effekt abmildern würden. Mit zunehmender PtH-Verbreitung ist die- 71 7 Technologiebewertung -200 0 200 400 600 800 1000 n h n h n mn mh h n h K ap it al w er t in M io . € A3 A5 Elektrizitäts- preise Basis- szenario Brennstoff- preis Fernwärmepreis Vorlauf- temperatur + + Abb. 7.5: Absoluter Kapitalwert bei variierter Systemumgebung imModelljahr 2025 (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) se Kopplung jedoch auch grundsätzlich zu hinterfragen. Bei einemWegfall der heute üblichen Kopplung würden die genannten Effekte zutreffen. Auch die Höhe des Fernwärmepreises hat einen gewichtigen Einfluss auf das wirtschaftliche Ergebnis des Anlagenbetriebs trotz vernachlässigbarer Veränderung des Technologieeinsatzes. Die primäre Aufgabe der Wärmeversorgung zeigt sich somit auch in dieser hier wichtigsten Einnahmequelle der Wärmeerlöse. Wie zuvor beschrieben, wird jedoch auch hier eine losgelöste Wirkung des Fernwärmepreises analysiert, die es in der Praxis zu prüfen gilt. Vorlauftemperaturschwankungen wirken verstärkt auf Anlagen mit hohem WP-Anteil, deren Leistungs- zahlen erheblich von den Temperaturniveaus abhängen. Somit wirken niedrigere Vorlauftemperaturen in Richtung eines wirtschaftlich attraktiveren und somit verstärkten Einsatzes dieser Technologie. Insgesamt zeigen sich eher geringe bis mäßige Auswirkungen bei der Überprüfung der Investitions- und Betriebskostenstrukturen. Lediglich die Kosten, die KWK-Technologien betreffen, bedingen einen spür- baren Effekt auf die Wirtschaftlichkeit, wobei die Investitionskosten am schwersten wiegen. Anders gestaltet sich die Situation bezüglich der regulatorischen Rahmenbedingungen. Anhand der größ- tenteils signifikanten Effekte auf die Wirtschaftlichkeit wird die starke Lenkungswirkung dieser Instru- mente ersichtlich. Beide Anlagen sind aufgrund des vorhandenen KWK-Anteils deutlich von einer An- passung des KWK-Zuschlags sowie vNNE betroffen. Dagegen zeigt sich, dass die zusätzlich zu entrich- 72 7 Technologiebewertung -200 0 200 400 600 800 1000 n h n h n h n h n h n h n h n h K ap it al w er t in M io . € A3 A5 Basis- szenario PtH Invest PtH var Betrieb PtH fix Betrieb KWK fix Betrieb KWK var Betrieb KWK Invest TES fix Betrieb TES Invest + + Abb. 7.6: Absoluter Kapitalwert bei variierter Kostenstruktur (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) tenden Strompreisbestandteile ein außerordentlich wichtiger Faktor für PtH-basierte Anlagen sind. Ins- besondere ein Wegfall dieser Kosten kann die Einsatzrangfolge zugunsten PtH-Technologien verändern und ihre Wirtschaftlichkeit in dieser Untersuchung nahezu verdoppeln. Diese Modellergebnisse decken sich zudem mit entsprechenden Studien aus diesem Themenfeld [4, 19]. CO2-Zertifikatspreise und En- ergiesteuern wirken analog auf die Kosten der Brennstoffzufuhr und führen somit zu ähnlichen Effekten. Auch hierbei wird jedoch eine etwaige Wirkung auf die Elektrizitätspreise im System vernachlässigt und sollte separat überprüft werden. Zusammenfassend bietet die durchgeführte Variationsrechnung einen Überblick über die Wirkung ein- zelner Rahmenbedingungen auf die Wirtschaftlichkeit. Dabei stellen sich speziell die variablen Größen Brennstoffpreis, Fernwärmepreis, KWK-Zuschlag, vNNE sowie die CO2-Zertifikatspreise und Energie- steuern für Anlagen zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung in den Vordergrund. Grundsätz- lich gestalten sich aktuelle Rahmenbedingungen als förderlich für KWK-Technologien. Lediglich verein- zelt kann durch die Variation einzelnder Faktoren ein Vorteil für PtH-basierte Anlagen erreicht werden. Neben einem hohen Brennstoffpreis ergibt sich dies bei einemWegfall zusätzlicher Strompreisbestandtei- le. Damit liegen die Haupteinflussfaktoren durchaus mindestens zum Teil im Einflussbereich des Gesetz- gebers. Wird bei der Gestaltung regulatorischer Rahmenbedingungen eine erhöhte Marktdurchdringung von PtH als Ziel angestrebt, sollte vorrangig an diesen Größen angesetzt werden. 73 7 Technologiebewertung Invest BetriebBetrieb Inves -200 0 200 400 600 800 1000 n mn mh h n mn mh h n mn mh h n mn mh h K ap it al w er t in M io . € A3 A5 KWK-Zuschlag & vNNE Basis- szenario Zus. Strom- bezugskosten CO2-Zertifikatspreis & Energiesteuer TES Invest.- förderung + + Abb. 7.7: Absoluter Kapitalwert bei variierten regulatorischen Rahmenbedingungen (n: niedrig, h: hoch; mn: mitt niedrig; mh: mitte hoch) 7.3 Ökologische Systemdienlichkeit Schließlich ist die Frage zu klären, welche Auswirkungen sich durch den Anlagenbetrieb im umgebenden Energiesystem und mit Blick auf die Energiewende ergeben und unter welchen Rahmenbedingungen ein ökonomisches und nachhaltiges Anlagendesign ermöglicht wird. Dabei wird ein systemdienliches Verhalten als eine die Integration der erneuerbaren Energien fördernde Wirkung definiert. Um die Auswirkungen des Anlagenbetriebs auf das umgebende Energiesystem zu ermitteln, werden zu- nächst für die jeweiligen Technologiebestandteile typische Einsatzbedingungen hinsichtlich der Elektrizi- tätserzeugungsprofile beschrieben. Hierbei dient insbesondere der Anteil der erneuerbaren Energien im System zum jeweiligen Einsatzzeitpunkt als zentrales Kriterium für die Systemdienlichkeit der KWK- und PtH-Technologien. In der Praxis, wie auch im vorliegenden Betriebsmodell, wird der Technologie- einsatz hingegen nach ökonomischen Gesichtspunkten optimiert. Damit erfolgt eine Teilausrichtung der elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgungsanlage am Strompreis. In Abbildung 7.8 werden diese Elektrizitätspreise am Spotmarkt und die zum gleichen Zeitpunkt vorherrschenden Anteile erneuerba- rer Energien für das Zukunftsszenario gegenübergestellt. An diesem Beispiel und auch in etwas abge- schwächter Form anhand der historischen Bedingungen wird ersichtlich, dass eine gewisse Korrelation zwischen beiden Größen existiert. Je höher der Anteil erneuerbarer Energien im System ist, desto niedri- ger prägen sich die Preise aus. Das Gleiche gilt umgekehrt. Anhand der ersten Forschungsfrage wurden 74 7 Technologiebewertung bereits typische Einsatzbedingungen der Technologien hinsichtlich des Strompreises festgestellt, sodass in der Tendenz auch von einer Abhängigkeit vom Anteil erneuerbarer Energien im System auszugehen ist. R² = 0.8143 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 20 40 60 80 100 El e kt ri zi tä ts p re is in € /M W h Anteil erneuerbarer Energien in % Abb. 7.8: Gegenüberstellung des Strompreises und des Anteils erneuerbarer Energien im System 2025 Im direkten Zusammenhang zeigt Abbildung 7.9 für die Anlage A1 im Szenario 2025 die Anteile der Technologiegruppen an derWärmeproduktion sowie den vorliegenden Anteil erneuerbarer Energien. Der in grau dargestellte SLK wird demnach eher bei mittleren bis verhältnismäßig niedrigen Anteilen er- neuerbarer Energien eingesetzt, wohingegen der KWK-Einsatz, zu erkennen an den orangenen Punkten, mit einem abnehmendem Anteil erneuerbarer Energien im umgebenden System und tendenziell höheren Elektrizitätspreisen wahrscheinlicher wird. Der durchschnittliche Anteil erneuerbarer Energien bei einer Wärmeproduktion mit KWK-Technologien liegt in diesem Beispiel bei 65,2 %. Somit verdrängt der pro- duzierte KWK-Strom noch keine erneuerbaren Energiequellen, sondern bilanziell eher das teuerste kon- ventionelle Kraftwerk und vermindert somit die CO2-Emissionen des Elektrizitätsversorgungssystems. Ein PtH-Betrieb erfolgt dagegen vermehrt bei hohen Anteilen der regenerativen Energiequellen, was auch aus der Berechnung des durchschnittlichen Anteils von 90,6 % erneuerbarer Energien bei erfolgtem PtH- Einsatz deutlich wird. Nichtsdestotrotz bedeutet dies, so lange noch kein Überschuss an erneuerbaren Energien herrscht, dass die durch den PtH-Betrieb erhöhte Elektrizitätsnachfrage immer noch durch ein zusätzliches konventionelles Kraftwerk gedeckt werden muss. Variierte regulatorische Rahmenbedingun- gen, wie sie im Elektrowärmeszenario 2026 gestaltet sind, verändern diese Situation zulasten eines ver- minderten KWK-Einsatzes, nun bei einem durchschnittlichen Anteil erneuerbarer Energien von 63,0%. 75 7 Technologiebewertung 0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100 A n te il an d er W är m ep ro d u kt io n in % Anteil erneuerbarer Energien in % SLK KWK PTH Abb. 7.9: Anteil der erneuerbaren Energien während der Wärmeproduktion der Technologiegruppen für A1 in 2025 Der erhöhte PtH-Einsatz, der in Abbildung 7.10 dargestellt ist, liegt bei 66,9%. Dies bedeutet, dass die PtH-fördernden Maßnahmen im Rahmen dieses Zukunftsszenarios dazu führen, dass tendenziell mehr konventionelle Kraftwerke zum Betrieb dieser Technologien eingesetzt werden müssen, da der erneuer- bar produzierte Strom noch nicht ausreicht. Dazu sollen nun weiter die durch den Bertrieb der Anlagen verursachten Emissionen betrachtet werden, welche im Rahmen der Detailuntersuchungen für die Anlagen A3+ und A5+ bereits in Abbildung 6.12 zusammengefasst wurden. Demnach verursacht die KWK-basierte Anlage A3+ zur Deckung der Wärme- last in den historischen Szenarien 95 kt bis 65 kt CO2-Emissionen, wohingegen die PtH-basierte Anlage A5+ negative Emissionen von etwa -105 kt bis -95 kt aufweist. Die Begründung für die gegensätzli- chen Entwicklungsrichtungen zwischen 2014 und 2016 sind die zwar bei beiden Anlagen zunehmenden Emissionen durch die Brennstoffzufuhr und den Bezug elektrischer Energie zur Deckung der erhöhten Wärmelast. Diese werden aber bei A3+ durch der Gegenrechnung der vermiedenen Emissionen durch die gesteigerte Stromproduktion überkompensiert. Im BAU-Zukunftsszenario emittieren beide Anlagen mit 200 kt durch A3+ und 140 kt durch A5+ deutlich höhere Werte. Die Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen zugunsten einer PtH-Förderung im Elektrowärmeszenario 2016 führt weiterhin zu einem leichten Anstieg der CO2-Emissionen der Wärmeproduktion, wobei sich A5+ als ökologisch vor- teilhafter darstellt. Der zunächst gewählte Emissionsberechnungsansatz auf Basis des Emissionsfaktors für den gesamten Strommix nach Gleichung 5.53 kann jedoch mit Blick auf die oben analysierten typischen Elektrizitätser- 76 7 Technologiebewertung 0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100 A n te il an d er W är m ep ro d u kt io n in % Anteil erneuerbarer Energien in % SLK KWK PTH Abb. 7.10: Anteil der erneuerbaren Energien während der Wärmeproduktion der Technologiegruppen für A1 in 2026 zeugungsprofile für die jeweiligen Technologieeinsätze kritisch hinterfragt werden. Aus dem Einspeise- vorrang erneuerbarer Energien sowie den typischen Profilenwährend desKWK-Einsatzes wurde deutlich, dass der erzeugte Strom in der Praxis eher ein konventionelles Kraftwerk verdrängt. Im Gegenteil schafft PtH eine erhöhte Stromnachfrage, die, so lange kein Überschuss erneuerbarer Energien herrscht, durch ein zusätzliches konventionelles Kraftwerk ausgeglichen werden muss. Aus diesem Grund erfolgt für die Szenarien 2025 und 2026 in der Abbildung 7.11 eine Gegenüberstel- lung des bisherigen Ansatzes mit der Emissionsberechnung unter Berücksichtigung des stundengenauen Emissionsfaktors für denVerdrängungsmix nachGleichung 5.54. Es ergibt sich so ein differenziertes Bild: Bei Berücksichtigung des Verdrängungsmixes, liegen die Emissionen beider Anlagen im BAU-Szenario 2015 nun im negativen Bereich mit einem deutlichen Vorteil für A5+. Der vermehrte Einsatz der PtH im Elektrowärmeszenario 2026 kehrt die Ergebnisse für beide Anlagen deutlich in den positiven Bereich und weist die PtH-basierte A5+ als besonders problematisch hinsichtlich der Nachhaltigkeit aus. Vor diesem Hintergrund ist der vermehrte Einsatz von PtH ohne gesicherte Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen kritisch zu betrachten. Übergeordnet zeigt sich die starke Abhängigkeit der verwende- ten Bewertungsansätze für die Einzelanlage vom Stromsystem, insbesondere von dem zeitspezifischen Erzeugungsmix und den damit verbundenen Emissionen. Durch einen Vergleich der Berechnungsergebnissemit der Praxis werden die Berechnungsergebnisse zum einen eingeordnet und zum anderen verifiziert. Dies erfolgt anhand spezifischer CO2-Emissionen für die 77 7 Technologiebewertung -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 A3 A5 Em is si o n en in k t Gesamtmix Verdrängungsmix + + 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 A3 A5 Em is si o n en in k t Gesamtmix Verdrängungsmix + + Abb. 7.11: Gegenüberstellung der Emissionsberechnungsansätze für das BAU-Zukunftsszenario 2025 (links) und das Elektrowärmeszenario 2026 (rechts) Wärmeproduktion, die für A3+ bei 0,057 t/MWh und für A5+ bei -0,080 t/MWh im Jahr 2016 liegen. Zur Herleitung der praktischen Werte kann nicht auf stündliche Emissionsfaktoren zurückgegriffen werden, sodass der Vergleich auf Basis eines durchschnittlichen jährlichen Emissionsfaktors für den gesamten deutschen Strommix im Jahr 2016 von 0,5347 t/MWh nur unter Vorbehalt angegeben werden kann. Aus den Daten des AGFW Hauptberichts 2016 ergeben sich somit spezifische CO2-Emissionen von 0,155 t/MWh produzierter Wärme [2]. Der Länderarbeitskreis Energiebilanzen (LAK) bilanziert die Emissio- nen mit 0,238 t/MWh für Schleswig-Holstein [43]. Zum Vergleich liegen die Emissionen eines reinen Gasheizwerks bei etwa 0,201 t/MWh. Damit liegen die Emissionen der vorliegenden Untersuchung zwar in der gleichen Größenordnung der in Literatur und Praxis zu findenen Werte. Aufgrund der verschie- denen Emissionsfaktoren und der ausschließlichen Verwendung von Erdgas als Brennstoff werden hier aber Ergebnisse deutlich unterhalb der praktischen Werte abgebildet. Schließlich stellt sich die Frage, unter welchen Rahmenbedingungen ein vergleichsweise ökonomisches und nachhaltiges Anlagendesign erfolgen kann. In Ergänzung zu den Abbildungen des Kapitalwerts 7.5 bis 7.7 stellen die Abbildungen 7.12 bis 7.14, die die absoluten CO2-Emissionen der Wärmeproduktion für variierte Rahmenbedingungen dar. Die KWK-Betriebsphilosphie kann hierbei ökonomisch und öko- logisch optimal bei niedrigen Brennstoffpreisen betrieben werden. Unter diesen Umständen erfolgt ein deutlich höherer Einsatz des BHKWs anstelle des SLK und der GDT, wodurch sich aufgrund der erhöhten Stromproduktion und der damit verbundenen Emissionsgutschrift niedrigere Emissionen der Wärmepro- duktion ergeben. Ein ähnlicher Zusammenhang gilt auch bezüglich einer erhöhten Schwankungsbreite des Elektrizitätspreises, der nun durch den SLK und das BHKW besser bedient werden kann. Nicht ein- deutig bestimmbar ist dieses „Nahoptimum“ für die PtH-Betriebsphilsophie. Unter Berücksichtigung des Emissionsberechnungsansatzes auf Basis des Gesamtmixes kann auch A5+ hohe Schwankungsbreiten des Strompreises, die eine Zuspitzung des Zusammenhangs mit dem Anteil erneuerbarer Energien bedeu- tet, besser ausnutzen. Dagegen deutet der auf dem Verdrängungsmix basierende Ansatz auf ein „Nahopti- mum“ bei niedrigen Brennstoffpreisen hin, welche eine erhöhte Stromproduktion und einen verminderten PtH-Einsatz zur Folge haben. 78 7 Technologiebewertung -800 -600 -400 -200 0 200 400 n h n h n mn mh h n h Em is si o n en in k t Elektrizitäts- preise Basis- szenario Brennstoff- preis Fernwärmepreis Vorlauf- temperatur Gesamtmix Verdrängungsmix A3 A5+ + Abb. 7.12: CO2-Emissionen bei variierter Systemumgebung Insgesamt kann der Einsatz der KWK-Technologien in noch fossil geprägten Systemen der nahen Zu- kunft als systemdienlich eingestuft werden, da hiermit emissionsintensivere konventionelle Kraftwerke verdrängt werden. Im Gegenteil dazu zeigen die Analysen, dass ein PtH-Einsatz in einem Elektrizitäts- versorgungssystem ohne häufige Überschüsse an erneuerbaren Energien den Bedarf an konventionellen Kraftwerken erhöht. Unter Berücksichtigung des Emissionsfaktors für denVerdrängungsmix spiegelt sich dies auch in den verursachten CO2-Emissionen der Wärmeproduktion wieder. Aus diesem Grund sollten regulatorische Rahmenbedingungen zur PtH-Förderung nur mit Blick auf eine Technologieetablierung angepasst werden, die zu dem Zeitpunkt abgeschlossen sein sollte, wenn Überschüsse erneuerbarer En- ergien häufig vorhanden sind (siehe auch [4]). Wird auf ein gleichzeitig ökonomisches und ökologisches Anlagendesign abgezielt, sind niedrige Brennstoffpreise und hohe Schwankungsbreiten bzw. niedrige Werte des Elektrizitätspreises für KWK- und PtH-basierte Betriebsphilosophien von Vorteil. 79 7 Technologiebewertung -800 -600 -400 -200 0 200 400 n h n h n h n h n h n h n h n h Em is si o n en in k t Gesamtmix Verdrängungsmix A3 A5 Basis- szenario PtH Invest PtH var Betrieb PtH fix Betrieb KWK fix Betrieb KWK var Betrieb KWK Invest TES fix Betrieb TES Invest + + Abb. 7.13: CO2-Emissionen bei variierter Kostenstruktur -800 -600 -400 -200 0 200 400 n mn mh h n mn mh h n mn mh h n mn mh h Em is si o n en in k t Gesamtmix Verdrängungsmix A3 A5 Basis- szenario KWK-Zuschlag & vNNE Zus. Strom- bezugskosten CO2-Zertifikatspreis & Energiesteuer TES Invest.- förderung + + Abb. 7.14: CO2-Emissionen bei variierten regulatorischen Rahmenbedingungen 80 8 Diskussion der Ergebnisse Im vorliegenden Kapitel werden auf Basis der untersuchten Szenarien und Forschungsfragen die zentra- len Ergebnisse der Arbeit dargestellt und eingeordnet. Dafür werden im ersten Schritt die wichtigsten Schlussfolgerungen der Arbeit zusammengetragen. Anschließend folgt eine kritische Betrachtung der Methodik sowie des Untersuchungsgegenstandes, bevor abschließend ein Ausblick angrenzende Themen und mögliche Anküpfungspunkte skizziert. 8.1 Schlussfolgerungen In den durchgeführten Untersuchungen stellen sich sowohl KWK- als auch PtH-dominierte Anlagen zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgung als aus Investorensicht wirtschaftlich dar. Über ei- ne durchaus große Bandbreite an variierenden Rahmenbedingungen im umgebenden Energiesystem und bezüglich der regulatorischen Randbedingungen kann die Wirtschaftlichkeit als robust bezeichnet wer- den. Von den hier untersuchten Anlagenkonzepten sind insbesondere KWK-basierte Anlagen mit GDT als Hauptwärmeerzeuger wirtschaftlich attraktiv. Daher sind solche Anlagen unter aktuellen Rahmen- bedingungen und in der näheren Zukunft durchaus weiter in der Praxis zu erwarten, nicht zuletzt weil aktuelle Marktpreisentwicklungen und regulatorische Rahmenbedingungen dem Einsatz konventioneller KWK-Technologien förderlich sind. Jedoch kann unter veränderten regulatorischen Rahmenbedingun- gen die Rangfolge verschiedener KWK-Technologien untereinander wechseln oder sogar ein vermehrter PtH-Einsatz erreicht werden. Von den hier untersuchten energiewirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingugen wirken be- sonders Brennstoffpreis, Fernwärmepreis, KWK-Zuschlag, vNNE sowie die CO2-Zertifikatspreise und Energiesteuern auf die Wirtschaftlichkeit von Anlagen zur elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversor- gung. Der konzeptionelle Ansatz der KWK hält dabei in den meisten Fällen seinen Vorsprung vor PtH- Konzepten. Lediglich vereinzelt führt die Veränderung einzelnder Faktoren zu einem Vorteil für PtH- basierte Anlagen. Dies ist insbesondere bei einem hohen Brennstoffpreis und bei einem Wegfall zusätz- licher Strompreisbestandteile gegeben. Eine erhöhte Marktdurchdringung mit PtH ist vor allem dann zu erwarten, wenn sich diese Größen entsprechend verändern. Damit ist beipielsweise demGesetzgeber eine 81 8 Diskussion der Ergebnisse wirksame Eingriffsmöglichkeit gegeben, um KWK oder PtH als Technologiekonzepte zur Sektorenkopp- lung gezielt und gegebenenfalls auch selektiv zu unterstützen. Insgesamt kann der Einsatz der KWK-Technologien in noch fossil geprägten Systemen der nahen Zu- kunft weiterhin als systemdienlich eingestuft werden, da hiermit emissionsintensivere konventionelle Kraftwerke verdrängt werden. Im Gegensatz dazu zeigen die Analysen, dass ein PtH-Einsatz in einem Elektrizitätsversorgungssystem ohne häufige Überschüsse an erneuerbaren Energien den Bedarf an kon- ventionellen Kraftwerken erhöht. Unter Berücksichtigung des stundengenauen Emissionsfaktors für den Verdrängungsmix spiegelt sich dies auch in den verursachten CO2-Emissionen der Wärmeproduktion wieder. Soll ein ökologisch sinnvolles Anlagendesign gleichzeitig auch ökonomisch attraktiv sein, ist beispielsweise mit niedrigen Brennstoffpreisen der KWK gut gedient, solange diese noch konventionelle Erzeugung verdrängen kann. Für PtH-basierte Betriebsphilosophien sind insbesondere niedrigeWerte des Elektrizitätspreises von Vorteil, wenn ein Überschuss von elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen vorliegt. Es zeigt sich, dass auch bei einem steigenden Anteil erneuerbarer Energien in der Elektrizitätsversor- gung KWK-Technologien als Element der Sektorenkopplung kurz- bis mittelfristig ökologisch sinnvoll und ökonomisch attraktiv bleiben können. PtH-Konzepte bedürfen hingegen in dieser Phase einer re- gulativen Unterstützung, um für Anlagenbetreiber wirtschaftlich attraktiv zu sein. Eine entsprechende Förderung sollte aber aus systemischer Sicht gezielt in solchen Situationen erfolgen, in denen aufgrund lokaler Engpässe tatsächlich Überkapazitäten erneuerbarer Energien im elektrischenNetz vorhanden sind, wie beispielsweise heute schon in Schleswig-Holstein. Ansonsten können PtH-Technologien, selbst bei deutlich steigendem Anteil regenerativer Stromerzeugung, global noch nicht die erhoffte positive Sys- temwirkung vorweisen. Eine Unterstützung der Technologielinie wäre dann eher im Sinne einer auf den zukünftigen Bedarf vorbereitenden Markteinführungshilfe zu sehen. Unterstützende Rahmenbedingun- gen für die KWK sind dagegen so lange weiter als systemdienlich einzustufen, wie durch deren Betrieb konventionelle Erzeugung verdrängt wird. Dabei ist die zeitlich hoch aufgelöste Betrachtung der System- effekte zu beachten. Ein Anlagenkonzept, das wie die hier betrachteten Konzepte sowohl PtH- als auch KWK-Technologien berücksichtigt, kann als Ergebnis der durchgeführten Untersuchungen als mit verhältnismäßig geringem Investitionsrisiko behaftet eingestuft werden. Hier besteht eher die Gefahr, durch eine suboptimale An- lagenkonzeption nicht das unter konkret eintretenden Randbedingungen denkbare Optimum erreicht zu haben, als dass kurz- und mittelfristig eine der komplette Wegfall der Wirtschaftlichkeit zu befürchten wäre. 82 8 Diskussion der Ergebnisse 8.2 Kritische Betrachtung Das übergeordnete Ziel des Projektes ist die Bewertung elektrizitätsnetzgekoppelter Wärmeversorgungs- systeme hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit unter verschiedenen Szenarien des heuti- gen sowie des zukünftigen umgebenden Energieversorgungssystems. Diesem Ziel wurde im Rahmen der mit den vorangegangenen Analysen und der Beantwortung der Forschungsfragen begegnet. Aufgrund der hohen Komplexität der Thematik wurden dabei insbesondere im Rahmen der Methodenentwicklung und Parametrisierung Vereinfachungen vorgenommen, die folgend in Kürze kritisch betrachtet und in ihren Auswirkungen eingeordnet werden. Grundsätzlich basiert das techno-ökonomische Optimierungsmodell des Anlagenbetriebs auf der Annah- me einer perfekten Vorraussicht, d.h. speziell die Marktpreisentwicklungen sind für die gesamte Optimie- rungsperiode bekannt. Mit diesem Vorgehen zeigt das Ergebnis das bestmögliche wirtschaftliche Ergeb- nis an, welches in der Praxis aufgrund unvollständiger Informationsverfügbarkeit nicht zu erreichen ist. Vielmehr stellt dieses Ergebnis einen optimistischen Grenzfall dar, der zu Vergleichzwecken der Versor- gungssysteme herangezogen werden kann. Der in der Literatur etablierte Ansatz birgt zudem die Vorteile der Eindeutigkeit und leichten Kommunizierbarkeit. Als Maß für die Wirtschaftlichkeit aus Sicht des Anlagenbetreibers werden dynamische Investitionsbe- wertungsansätze in Form des Kapitalwertes und der Wärmegestehungskosten verwendet. Diese evalu- ieren eine Investition über eine längere Periode, die für Kraftwerkstechnologien oftmals mit 20 bis 30 Jahren angesetzt wird. Im Rahmen des Projektes werden jedoch nur einzelne Jahre überprüft, sodass für die Kapitelwertberechnung die Annahme gleichbleibender Jahre getroffen wird. Dies bedeutet, dass das jeweils optimierte Jahr über die gesamte Periode wiederholt in die Berechnung eingeht. Mit dieser Annahme bleiben etwaige Veränderungen in den Rahmenbedingungen unberücksichtigt. Ein direkter An- lagenvergleich sowie eine qualifizierte Einordnung förderlicher Rahmenbedingungen sind unter dieser Annahme jedoch trotzdem möglich. Die Risikobehaftung der Annahmen zu verschiedenen Parametern ist der gewählten Methode ebenfalls inhärent. Dies betrifft beispielsweise Kostenannahmen für die Technologien, das technologische Betriebs- verhalten, die konstant angenommene Rücklauftemperatur und nicht verfügbare veröffentlichte Markt- preise. Dieser Aspekt wird jedoch durch eine Überprüfung der Parametervariation in der Detailanalyse adressiert. Somit sind die Ergebnisse zwar nur im entsprechenden Untersuchungsrahmen gültig, jedoch können die Auswirkungen veränderter Parameter bereits qualitativ eingeschätzt werden. Die Bewertung der Anlagen vor dem Hintergrund zukünftiger Entwicklungen birgt zudem grundsätzlich hohe Unsicher- heiten. Das zu diesemZweck herangezogene Zukunftsszenario basiert auf der historischenWärmelast und bezieht somit keine möglichen kurzfristigen technologischen Entwicklungen mit ein, die dieWärmenach- frage verändern. Zudem wird eine Strompreisentwicklung angenommen, die keine negativen Werte und 83 8 Diskussion der Ergebnisse extremen Preisspitzen als Folge unvorhersehbarer und nicht einschätzbarer Ereignisse aufzeigt. Das Fun- damentalmodell, das zur Herleitung Strompreisentwicklung benutzt wird, berücksichtigt jedoch bereits die groben Zusammenhänge des Strommarktes. Fehlende negative Preise als typische Einsatzbedingun- gen für PtH führen zu einer tendenziell schlechteren Bewertung eben dieser Technologie. Dagegen die- nen die nicht vorhandenen extremen Preisspitzen in der Praxis eher als Anreiz für KWK-Technologien. Nichtsdestotrotz sind die Auswirkungen dieser Annahme als verhältnismäßig gering einzustufen, da ex- treme Preise selten auftreten. Ein Einbezug dieser nicht vorhersehbaren Ereignisse würde überdies keinen Mehrwehrt hinsichtlich des Technologievergleichs generieren. Untersuchungsübergreifend werden lediglich gasbetriebene Technologien modelliert und entsprechende Sensitivitäten berücksichtigt. Aufgrund der aktuellen und zukünftig wichtigen Rolle dieses Brennstoffes, der auch in [5] als zukünftiger Energieträger empfohlen wird, ist die Relevanz der Ergebnisse jedoch gege- ben.Weiterhin lässt sich das entwickelte Betriebsmodell auch auf Technologien mit anderweitigen Brenn- stoffen übertragen. Zudem beschränkt sich die Detailanalyse auf die Überprüfung des Einflusses einzelner Parametervariationen. Partielle Abhängigkeiten, wie z.B. zwischen dem Fernwärme- und Brennstoffpreis, sind hier nicht berücksichtigt. Auch Variationseffekte, die in der Praxis den Stromerzeugungsmix sowie die Marktpreisbedingungen verändern, werden aufgrund der hohen Komplexität und des damit verbun- denen Modellierungsaufwandes nicht überprüft. ImRahmen der vorliegenden Untersuchungen wurde für zukünftige Szenarien ein verhältnismäßig kurzer Zeithorizont gewählt. Die Ergebnisse können von den hier präsentierten abweichen, wenn sich bei länge- rer Betrachtungszeit die Randbedingungen noch stärker ändern. Das gilt insbesondere auch hinsichtlich der Systemdienlichkeit, die hier an den verursachten CO2-Emissionen gemessen wurde und besonders dann, wenn der Anteil erneuerbarer Energien in der Elektrizitätsversorgung noch deutlich weiter steigt. Dann ist allerdings auch zu hinterfragen, ob das hier als weitgehend unverändert unterstellte Energie- marktdesign weiter seine Gültigkeit hat, was im Rahmen der vorliegenden Arbeit allerdings nicht näher diskuiert werden sollte und konnte. Zusammenfassend ist der gewählte Ansatz trotz der genannten Beschränkungen als grundsätzlich ziel- führend und im Vergleich zu anderweitigen Forschungsarbeiten als disziplinübergreifend detailliert ein- zustufen. Er ermöglicht eine integrierte Technologiebewertung unter Berücksichtigung detaillierter phy- sikalischer Restriktionen. 8.3 Ausblick Die vorliegende Bewertung von elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgungsanlagen hinsichtlich ih- rer Betriebswirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit zeigt verschiedene Anknüpfungspunkte für weitere re- levante Fragestellungen auf. 84 8 Diskussion der Ergebnisse Aktuell ist in den Wärmeversorgungssystemen eine Entwicklung zu sinkenden Vorlauftemperaturen (sie- he [46]) zu beobachten. Die Auswirkungen dieses Trends hinsichtlich der Vorteilhaftigkeit von KWK gegenüber PtH sollte dementsprechend in weiteren Arbeiten überprüft werden. Des Weiteren umfasst die Bewertung lediglich eine Auswahl von Wärmeversorgungstechnologien und begrenzte Kombinationen dieser Technologien als als Blöcke in Anlagen. Für zukünftige Wärmeversorgungssysteme gilt es wei- terhin zu überprüfen, welche innovativen Technologien für eine nachhaltige und wirtschaftliche Zukunft eine Rolle spielen könnten. Zum Beispiel könnten solarthermische Heizwerke in Verbindung mit TES zum Einsatz kommen oder auch WP zur etablierten Versorgungstechnologie werden. Die entwickeltenWerkzeuge zurAnlagensimulation undBetriebsoptimierung sind bereits ein erster Schritt in Richtung eines wirtschaftlichen und nachhaltigen Systemdesigns. Zur praktischen Anwendbarkeit ist weiterhin zu prüfen, welchen Einfluss die Detailtiefe der Modellierung auf die Ergebnisse hat. Somit las- sen sich insbesondere die Fragen beantworten, ob eine Berücksichtigung der Vorlauftemperatur zur Anla- genbewertung in der Praxis zwingend notwendig ist und ob Startkosten und Mindeststillstandszeiten zu implementieren sind. Über die Betriebsoptimierung hinaus ist die Auslegungsoptimierung ein wichtiges Werkzeug, um das Wärmeversorgungssystem effizient zu gestalten. Die weitere Überprüfung der Bewer- tungsmethoden, speziell des Emissionsberechnungsansatzes, und zusätzliche Bewertungsdimensionen, wie z.B. aus volkswirtschaftlicher Sicht, können die Aussagekräftigkeit hinsichtlich der allgemeinen Vor- teilhaftigkeit von elektrizitätsnetzgekoppelten Wärmeversorgungsanlagen erhöhen. Schließlich sind Studien mit noch länger reichendemBetrachtungshorizont zur Beurteilung der hier unter- suchten Technologiekonzepte von Interesse. Dies gilt insbesondere mit Blick auf die Rolle verschiedener Technologien in der Energiewende. Dabei sollten dann auch noch stärkere Änderungen im umgebenden Versorgungssystem bei höchstgradiger und vollständiger Versorgung mit erneuerbaren Energien in den Blick genommen werden, während für Akteure, die heute vor Investitionsentscheidungen stehen, der kurz- und mittelfristige Horizont ausreicht. 85 8 Diskussion der Ergebnisse 86 Literaturverzeichnis [1] AGFW: Zahlen und Statistiken. In: Datenabruf: 23.07.2017. (2017). https://www.agfw.de/ zahlen-und-statistiken/ [2] AGFW - Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V.: AGFW - Hauptbericht 2016. (2017) [3] AGFW -Der Energieeffizienzverband fürWärme, Kälte und KWK e. V.: Fernwärme-Preisübersicht (Stichtag: 01.10.2016). (2017). https://www.agfw.de/zahlen-und-statistiken/preisuebersicht/ [4] Agora Energiewende: Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien. 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A.1: Vergleich der KWK-Technologien: Verbrennungsmotoren Ottomotor Dieselmotor Allgemeines Beschreibung Motor treibt den Generator an, Wärme wird aus den Motorabgasen sowie der Kühlung von Motor, Schmieröl & Generator gewonnen Anwendungsfelder Nahwärmenetze, öffentliche Gebäude, Schwimmbäder, Krankenhäuser, Gewerbe- und Industriebetriebe, Kläranlagen und Deponien; kleine & mittlere Fernwärmenetze Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Vorteile guter elektrischer Wirkungsgrad; kurze Liefer- und Montagezeiten; schnelle Anpassung an Laständerungen; gute Brennstoffausnutzung; Zweistoffbetrieb möglich (Gas/Gas); geringer elektrischer Eigenbedarf; besseres Teillastverhalten als Dieselmotor [56] hoher elektrischer Wirkungsgrad; kurze Liefer- & Montagezeiten; schnelle Anpassung an Laständerungen; hohe Brennstoffausnutzung; Zweistoffbetrieb (Öl/Gas möglich); geringer elektrischer Eigenbedarf; im Betrieb preiswerter & umweltschonender als Ottomotoren; bessere Wirkungsgrade durch höhere Verdichterdruckverhältnisse als Ottomotor [56, 74] Nachteile nur gasförmige Brennstoffe einsetzbar; Wärmeauskopplung mit Standardaggregaten bis 100 °C möglich [56] auch im Gasbetrieb geringer Heizölverbrauch (4-10 % für Zündstrahl) erforderlich; bei Dauerbetrieb mit Heizöl Rauchgasreinigung (Kat) erforderlich; nur flüssige & gasförmige Brennstoffe einsetzbar; Wärmeauskopplung mit Standardaggregaten bis 100 °C möglich [56] Eignung Fernwärme Ja Ja Betriebsflexibilität Leistungsbereich (el.) einige kW bis 10 MW; BHKWs i.D. 500kW [40]; üblich 2 MW, aber bis zu 4 MW [56] Freiheitsgrade 1 1 Vor-/ Rücklauftemperatur Vorlauftemperaturen 90 -110 °C, Rücklauftemperaturen 50 -70 °C [56] Primärenergieeinsatz Heizöl, Erdgas, Flüssiggas, Klärgas, Biogas, Deponiegas, Kokereigas, Restgase aus Produktionsanlagen + Kombinationen aus den genannten [56] Heizöl, Diesel, Erdgas, Flüssiggas, Klärgas, Biogas, Deponiegas, Kokereigas, Restgase aus Produktionsanlagen + Kombinationen aus den genannten; Pflanzenöle [56, 74] Effizienz Brennstoffausnutzungsgrad 0.7 - 0.9 [56], 0.70 - 0.92 [44] 0.7 - 0.9 [56], 0.65 - 0.9 [44] Wärmeausbeute 0.35 - 0.65 [56] 0.35 - 0.65 [56] Stromausbeute 0.25 - 0.45 [56], 0.25 - 0.43 [44] 0.3 - 0.45 [56], 0.35 - 0.45 [44] Kosten Investitionskosten 300-1900 €/kWel -> 9332.6*Pel^(-0.4611) [8] Betrieb & Instandhaltung 0.5 - 3 ct/kWhel -> 2.3133*Pel^(-0.141) [8] XXIV A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.2: Vergleich der KWK-Technologien: Dampfturbinen 1 Gegendruckturbinen Kondensationsturbinen Allgemeines Beschreibung Entspannung des Dampfes auf einen höheren Druck (als Kondensationsturbine) und Nutzung direkt oder über Heizkondensator Entspannung des Dampfes bis auf sehr niedrige Drücke, Wärmeauskopplung im Kondensator Anwendungsfelder Industrie & Energieversorgungsgesellschaften; Fernwärmenetze & große Industriebetriebe Bei geringen erforderlichen Temperaturniveaus Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Vorteile Feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar; bei Auslegung mit Kondensationsanlage hohe Flexibilität bei Bedarfsschwankungen [56] Nachteile Keine Flexibilität bei Bedarfsschwankungen; hoher Platzbedarf, geringer elektrischer Wirkungsgrad, hoher Eigenbedarf, hohe Kapitalkosten [56] Keine Flexibilität bei Bedarfsschwankungen; hoher Platzbedarf, hoher Eigenbedarf, hohe Kapitalkosten; geringe Temperaturniveaus [56] Eignung Fernwärme Ja Nein Betriebsflexibilität Leistungsbereich (el.) 0.5 - 30 MW & größer [35]; einige kW bis 800 MW [56] bis 1 200 MW Freiheitsgrade 1 1 Vor-/ Rücklauftemperatur Vorlauftemperatur bis ca. 120 °C, Rücklauftemperatur meist unter 65°C [56] gering Primärenergieeinsatz Alle verfügbaren gasförmigen, flüssigen und festen Brennstoffe [56] Effizienz Brennstoffausnutzungsgrad 0.7 - 0.85 [35]; 0.8 - 0.9 [28]; 0.93 [36], 0.83 - 0.9 [44] 0.89 - 0.92 [2]; 0.82 [56]; 0.46 - 0.94 [36]; 0.55 - 0.92 [28]; 0.41 - 0.75 [15] Wärmeausbeute 0.6 - 0.65; bzw. 0.55 0.58 [56]; 0 - 0.61 [36] Stromausbeute 0.1 - 0.2 [35]; 0.25 - 0.35 [28] 0.24 [56]; 0.46 - 0.33 [36]; 0.33 -0.45 [28] Kosten Investitionskosten 210 - 600 €/kW (thermische Kesselleistung) [56] Betrieb & Instandhaltung 1.5 - 3.5 %/a der jeweiligen anteiligen Investitionen [56] XXV A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.3: Vergleich der KWK-Technologien: Dampfturbinen 2 Entnahme- kondensationsturbinen Anzapf- kondensationsturbinen Entnahme- gegendruckturbinen Allgemeines Beschreibung Wärmeerzeugung durch Nutzung der Wärme in Entnahmen; Einstellung des Entnahmedrucks durch Ventile an der Entnahmestelle Wärmeerzeugung durch Nutzung der Wärme in Anzapfungen; Anzapfzustände variieren mit dem Lastpunkt Nutzung der Wärme an der Entnahme und des Turbinenabdampfes über einen Heizkondensator Anwendungsfelder Industrie & Energieversorgungsgesellschaften; Fernwärmenetze & große Industriebetriebe Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Etabliert Vorteile Feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar; bei Auslegung mit Kondensationsanlage hohe Flexibilität bei Bedarfsschwankungen [56] Nachteile Hoher Platzbedarf, geringer elektrischer Wirkungsgrad, hoher Eigenbedarf, hohe Kapitalkosten; bei Kondensationsbetrieb große Energiemenden über Rückkühlanlagen abzuführen [56] Hoher Platzbedarf, geringer elektrischer Wirkungsgrad, hoher Eigenbedarf, hohe Kapitalkosten; bei Kondensationsbetrieb große Energiemenden über Rückkühlanlagen abzuführen [56] Hoher Platzbedarf, geringer elektrischer Wirkungsgrad, hoher Eigenbedarf, hohe Kapitalkosten [56] Eignung Fernwärme Ja Ja Ja Betriebsflexibilität Leistungsbereich (el.) 0.5 - 30 MW und größer [35]; einige kW bis 800 MW [56] Freiheitsgrade 2 2 2 Vor-/ Rücklauftemperatur Vorlauftemperatur bis ca. 120 °C, Rücklauftemperatur meist unter 65°C [56] Primärenergieeinsatz Alle verfügbaren gasförmigen, flüssigen und festen Brennstoffe [56] Effizienz Brennstoffausnutzungsgrad 0.89 - 0.92 [2]; 0.82 [56]; 0.46 - 0.94 [36]; 0.55 - 0.92 [28]; 0.41 - 0.75 [15] Wärmeausbeute 0.58 [56]; 0 - 0.61 [36] Stromausbeute 0.24 [56]; 0.46 - 0.33 [36]; 0.33 -0.45 [28] Kosten Investitionskosten 210 - 600 €/kW (thermische Kesselleistung) [56] Betrieb & Instandhaltung 1.5 - 3.5 %/a der jeweiligen anteiligen Investitionen [56] XXVI A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.4: Vergleich der KWK-Technologien: Gasturbinen 1 Offene Gasturbinenanlage STIG Gasturbine Allgemeines Beschreibung Entspannung des Gases über die Turbine; Wärmeauskopplung durch Nutzung der Abgase im Abhitzekessel Teil des mit Abgasen erzeugten Dampfes wird in die Gasturbine zurückgeführt um die elektrische Leistung zu erhöhen Anwendungsfelder Kommunen; Versorgung Industriebetriebe; große Stromversorger; auch zur Dampfproduktion Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Vorteile Sehr kurze Liefer- und Montagezeit; schnelle Anpassung an Laständerungen ; geringer Platzbedarf; spezifisch geringes Gewicht; geringer elektrischer Eigenbedarf; Zweistoffberieb (Öl/Gas) möglich; geringere Investkosten als Dampfturbine [56] Niedrigere Investitionskosten als GuD-Anlage; ansonsten ähnlich zu GuD-Anlage; abgegebene Wärme kann variiert werden; Effizienz zwischen normaler GT und GuD [56] Nachteile niedriger elektrischer Wirkungsgrad und ungünstigerer Teillastwirkungsgrad; nur flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar wie z.B. Heizöl EL, Erdgas, Flüssiggas, Deponiegas, Klärgas und dergleichen [56] zusätzliche Kosten für Zusatzwasser und dessen Aufbereitung; spezielle Anforderungen an Gasturbinenanlage; ansonsten ähnlich zur GuD-Anlage [56] Eignung Fernwärme Ja Ja Betriebsflexibilität Leistungsbereich (el.) Mikrogasturbinen 28 - 100 KW; Industrieturbinen bis 25 MW; schwere Kraftwerksturbinen 10 - 260 MW [56, 60] bis 40 MW [7] Freiheitsgrade 1 2 Vor-/ Rücklauftemperatur bis zu Vorlauftemperaturen über 200 °C [56] Primärenergieeinsatz weiter Brennstoffbereich, fest, flüssig, gasförmig; Rohöl bis Restgase -> Erdgas, Heizöl aber auch Deponie- und Klärgasnutzung [56] Effizienz Brennstoffausnutzungsgrad 0.76 - 0.79 (Heizöl); 0.8 - 0.84 (Erdgas) [56]; 0.8 - 0.85 [28] 0.7 - 0.85 [35] Wärmeausbeute 0.59 - 0.48 (Heizöl); 0.63 -0.52 (Erdgas) [56] 0.42 [60] Stromausbeute 0.17 - 0.31 (Heizöl); 0.17 - 0.32 (Erdgas) [56]; 0.29 - 0.36 [28] 0.4 [35] Kosten Investitionskosten 200 - 600 €/kW Gasturbinenanlage [56]; 230 - 400 €/kW Gasturbinenanlage [40] Betrieb & Instandhaltung 0.007 -0.023 €/kWhel; Abhitzekessel 1.5 -3.5 %/a der jeweiligen anteiligen Investitionen [56] XXVII A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.5: Vergleich der KWK-Technologien: Gasturbinen 2 GuD-Anlage mit Gegendruckturbine GuD-Anlage mit Kondensationsturbine Allgemeines Beschreibung An den Abhitzekessel ist ein Dampfkreislauf angeschlossen; Wärmeauskopplung im Kondensator An den Abhitzekessel ist ein Dampfkreislauf angeschlossen; Wärmeauskopplung durch Entnahme in der Kondensationsturbine Anwendungsfelder Fernwärmenetze, Kommunen oder Industriebetriebe Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Vorteile Hohe Brennstoffausnutzung; hoher elektrischer Wirkungsgrad; geringer spezieller Platzbedarf; feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar (Zusatzfeuerung); Zweistoffbetrieb in Gasturbine (Öl/Gas) möglich [56] Nachteile ungünstiger Teillastwirkungsgrad; Nachteile für Gasturbinenteil ; für die im Abhitzekesseldurch Zusatzfeuerung eingebrachte Energiemenge siehe Dampfturbine ; feste Brennstoffe nur im Kessel-/Dampfturbinenteil nutzbar [56] ungünstiger Teillastwirkungsgrad; Nachteile für Gasturbinenteil ; für die im Abhitzekesseldurch Zusatzfeuerung eingebrachte Energiemenge siehe Dampfturbine ; feste Brennstoffe nur im Kessel-/Dampfturbinenteil nutzbar [56] Eignung Fernwärme Ja Ja Betriebsflexibilität Leistungsbereich (el.) 65 -600 MW [56] Freiheitsgrade 1 2 Vor-/ Rücklauftemperatur bis zu Vorlauftemperaturen über 200 °C [56] Primärenergieeinsatz weiter Brennstoffbereich, fest, flüssig, gasförmig; Rohöl bis Restgase -> Erdgas, Heizöl aber auch Deponie- und Klärgasnutzung [56] Effizienz Brennstoffausnutzungsgrad 0.8 - 0.9 [28]; 0.91 - 0.92 [36] 0.88 [60]; 0.6 - 0.8 [56]; 0.8 - 0.92 [28]; 0.85 - 0.82 [36] Wärmeausbeute 0.03 - 0.31 [56] 0.42 [60]; 0.03 - 0.31 [56] Stromausbeute 0.35 - 0.4 [28] 0.46 [?]; 0.57 - 0.49 [56]; 0.35 - 0.52 [28] Kosten Investitionskosten 200 - 600 €/kW Gasturbinenanlage [56]; 230 - 400 €/kW Gasturbinenanlage [40]; 50 - 150 €/kW Abhitzekessel; 210 -600 €/kW Dampfturbinenanlage (bezogen auf th. Kesselleistung, je nach Feuerungsart) [56]; 350 - 700 €/kW GuD-Anlage (bezogen auf thermodyn. äquivalente Kondensationsleistung) [40] Betrieb & Instandhaltung 0.007 -0.023 €/kWhel; Abhitzekessel 1.5 -3.5 %/a der jeweiligen anteiligen Investitionen; Dampfturbinenanlage 1.5 - 3.5 %/a der jeweiligen anteiligen Investitionen [56] XXVIII A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.6: Vergleich der PtH-Technologien Kompressions- wärmepumpen Elektrische Widerstandsheizung Elektroden- heizkessel Allgemeines Funktionsprinzip Durch Zufuhr von elektrischer Energie Umwandlung von geringwertiger thermischer Energie in höherwertige thermische Energie auf höherem Temperaturniveau Elektrische Energie wird über Widerstände vollständig dissipiert und als Wärme in den Raum abgegeben Wärmeenergie durch das Einfahren von Elektroden in einen Elektrolyt (Wasser) erzeugt.; Regelung der Wärmeleistung mittels Wasserbedeckung des Elektrolyten Anwendungsfelder Warmwasser, Raum- & Prozesswärme; Anwendung in der Grundlast Fernwärme, Prozessdampf Fernwärme, Prozessdampf Entwicklungsstatus Etabliert Etabliert Etabliert Vorteile Betrieb mit "Überschussstrom"; Förderung der EE-Integration; Nutzung der Anergie aus der Umgebung; hohe Leistungszahlen; niedrige Betriebskosten Zuverlässigkeit, niedrige Investitionskosten; flexibler als Wärmepumpen; einfache Wartung, schnelles Starten und einfache Leistungsanpassung Leistungsvariation 10 - 100 % ; zuverlässig und einfache Wartung, schnelles Starten und einfache Leistungsanpassung Nachteile großer planerischer Aufwand; Vorlauftemperaturen von Fernwärmenetzen oftmals zu hoch (90 °C); hohe Investitionskosten; geringe Betriebsflexibilität geringe Leistungszahl < 1 geringe Leistungszahl < 1; wartungsintensiver als Elektroheizkessel Eignung Fernwärme Ja Ja Ja Betriebsflexibilität Leistungsbereiche 100 kW - 20 MW [41]; 3 - 5 typisch, bis zu 25 MW [26] 1 - 2 MW [25] 5 - 50 MW [11] Effizienz Leistungszahl 2,.4 - 5,3 [51]; 2,7 [41]; 3 - 5 [26] 0,99 [25]; > 0,98 [4] 0,99 [11, 25] Kosten Investitionskosten 250 €/kW [51]; 100 - 200 €/kW [42]; 350 €/kW [26] 88 - 180 €/kWth [4]; 180 €/kWth [51]; 260 - 290 €/MW [25] 75 - 150 €/kW [11]; 180 - 290 €/kW [25] Betrieb & Instandhaltung 1 - 2 % der Investitionskosten [51]; 2000 €/MWa + 2 €/MWh [26] 1100 €/MW + 0,5 €/MWh [25] 1100 €/MW + 0,5 €/MWh [25] XXIX A Detaillierte Technologiebeschreibung Tab. A.8: Vergleich thermischer Energiespeicher (Quelle: [67]) Sensible Wärmespeicherung Latente Wärmespeicherung Thermochemische Wärmespeicherung Allgemeines Beschreibung Speicherung thermischer Energie durch die fühlbare Änderung der Temperatur ohne Phasenwechsel Zusätzlich zur sensiblen Energiespeicherung Speicherung thermischer Energie durch Phasenwechsel der Materialien Chemisch reversible Reaktionen von zwei oder mehreren Reaktionsprodukten; physikalische Ein- oder Anlagerungsprozesse von Molekülen in Sorptionsspeichern Anwendungsfelder Pufferspeicher in Heizungsanlagen; Warmwasserspeicher in Wärmenetzen; Einsatz in KWK, Solarthermie, Geothermie, etc. Spezialanwendungen in der Klimatisierung; keine wesentliche Rolle zur Speicherung thermischer Energie im Energiesystem Spezialanwendungen in der z.B. Langzeitwärmespeicherung von Gebäuden; keine wesentliche Rolle zur Speicherung thermischer Energie im Energiesystem Beispiele Erdsondenspeicher, Erdkollektorspeicher, Aquiferspeicher, Kavernenspeicher, Heißwassertanks, Kies-Wasser-Speicher, Heißwaserspeicherung in Erdbecken Salzhydrate, Paraffine, Verbundwerkstoffe Salzhydrate, Carbonate, Hydroxide; Zeolith, Silikagel; Lithium-Bromid Entwicklungsstatus Etabliert Forschung & Entwicklung; Nischenanwendungen Grundlagenforschung; Nischenanwendungen Vorteile Kostengünstiger Speicher; etablierte, bewährte und einfache Technik Hohe Wirkungsgrade; geringe Investitionskosten; hohe Energiedichte Sehr hohe Wirkungsgrade; geringe Investitionskosten Nachteile Mittlere Wirkungsgrade; mittlere Energiedichten; hohe Selbstentladung im Stand-by Nicht etabliert; bisher Nischenanwendung Nicht etabliert; Nischenanwendung Energiedichte 100 - 300 kWh/m³ 113 kWh/m³ 120 - 250 kWh/m³ Lebensdauer 5 000 Zyklen 5 000 Zyklen 3 500 Zyklen Effizienz Wirkungsgrad 0,45 - 0,75 0,75 - 0,90 0,80 - 1,00 Kosten Investitionskosten 0,2 - 8 €/kW 15 - 50 €/kW 8 - 100 €/kW Betrieb & Instandhaltung 0,1 €/kWh 0,1 - 0,5 €/kWh k.A. XXX B Schaltbilder XXXI B Schaltbilder G Abb. B.1: BHKW mit Bypass und ZusatzfeuerungXXXII B Schaltbilder Abb. B.2: GUD XXXIII B Schaltbilder Abb. B.3: GDTXXXIV B Schaltbilder Abb. B.4:WP XXXV B Schaltbilder XXXVI C Annahmen der Technologieabbildung Tab. C.1: Investitions- und Betriebskosten der modellierten Technologien Investitionskosten Fixe Betriebskosten Variable Betriebskosten Quellen BHKW1 1 000 000 €/MW 10 000 €/MW 10,00 €/MWh [8, 26, 60] GUD1 1 000 000 €/MW 30 000 €/MW 4,50 €/MWh [26, 31] GDT1 1 300 000 €/MW 40 000 €/MW 3,00 €/MWh [40, 56, 73] WP1 220 350 €/MW 881 €/MW 0,88 €/MWh [11, 25, 26] EHK2 80 000 €/MW 1 100 €/MW 0,50 €/MWh [4, 25] SLK2 60 000 €/MW 2 000 €/MW 1,10 €/MWh [26] TES 18 750 €/MWh 88 €/MWh 0,00 €/MWh [25, 67] 1 Bezug auf elektrische Nennleistung und Energie 2 Bezug auf thermische Nennleistung und Energie Tab. C.2: Technische Kennzahlen der modellierten Technologien Wärmeausbeute Stromausbeute Wirkungsgrad Leistungszahl Quellen BHKW 0,16 - 0,46 0,40 - 0,44 - - GUD 0,00 - 0,37 0,37 - 0,54 - - GDT 0,62 - 0,77 0,15 - 0,28 - - WP - - - 1 ,32 - 3,18 EHK - - 0,99 - [25, 41] SLK - - 0,95 - [9, 25] TES Ein: 0,99; Aus: 0,99 Tab. C.3: Betriebsverhalten der modellierten Technologien Mindeststillstandszeit Startkosten1 Minimallast Quellen BHKW 1 h 2,00 MWh/MW 50 % der elektrischen Nennleistung [26, 31] GUD 4 h 3,00 MWh/MW 30 % der Nenngasturbinenleistung [26, 57, 58, 19] GDT 3 h 3,00 MWh/MW 30 % der Nenndampferzeugerleistung [57, 58] WP 3 h 2,00 MWh/MW 30 % des Nennmassenstroms [26] EHK 1 h 0,00 MWh/MW 0,05 SLK 1 h 1,10 MWh/MW 0,15 [26] TES - - Ein: 0,02; Aus: 0,02 1 benötigte Antriebsenergie bezogen auf installierte Leistung XXXVII Zentrum für nachhaltige Energiesysteme Hochschule / Europa-Universität Flensburg Kanzleistraße 91-93 24943 Flensburg Internet: www.znes-flensburg.de In Kooperation mit Stadtwerke Flensburg GmbH, Flensburg Gefördert durch die EKSH Gesellschaft für Energie und Klimaschutz Schleswig-Holstein GmbH Flensburg, Mai 2019 Forschungsergebnisse 9 ISSN: 2195-4925
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