PtH in Fernwärme

Inhaltverzeichnis I Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ..................................................................................................................... I Abbildungsverzeichnis .......................................................................................................... III Tabellenverzeichnis ................................................................................................................. V Abkürzungsverzeichnis......................................................................................................... VI 1 Einleitung ............................................................................................................................... 1 1.1 Motivation und Zielsetzung der Arbeit ....................................................................... 1 1.2 Struktur der Arbeit ....................................................................................................... 3 2 Grundlagen Power-to-Heat .................................................................................................. 5 2.1 Definition PtH ................................................................................................................ 5 2.2 Technik ........................................................................................................................... 6 2.2.1 Elektrischer Wärmeerzeuger im Haushalts- und GHD-Bereich .............................. 7 2.2.2 Elektrothermische Verfahren und Großwärmepumpen in der Industrie .................. 8 2.2.3 PtH-Thechnik in Fernwärmenetzen ....................................................................... 10 3 Elektrodenheizkessel (EHK) in der Fernwärmeversorgung ........................................... 13 3.1 Elektrodenheizkessel ................................................................................................... 13 3.1.1 Aufbau und Funktionsprinzip ................................................................................ 13 3.1.2 Regelbarkeit ........................................................................................................... 16 3.1.3 Bestand an EHK in Deutschland ............................................................................ 17 3.1.4 Technische und Ökonomische Daten ..................................................................... 18 3.2 Wärmespeicher ............................................................................................................ 27 3.2.1 Speicherart und Funktionsweise ............................................................................ 27 3.2.2 Anlagebestand ........................................................................................................ 29 3.2.3 Technische Daten ................................................................................................... 30 3.2.4 Ökonomische Daten ............................................................................................... 31 4 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher ............................ 35 4.1 Energiesystemmodelle Allgemein .............................................................................. 35 4.2 TIMES Modell zur Bewertung der PtH-Einsätze und Wärmespeicher ................ 36 4.2.1 Der Modellgenerator TIMES ................................................................................. 36 4.2.2 Modellierung der PtH-Anlagen und Wärmespeicher ............................................. 37 5 Szenarien zur Optimierung des Zubaus und des Einsatzes von EHK und Wärmespeicher ....................................................................................................................... 41 5.1 Szenariendefinition und Annahmen der Simulation ............................................... 41 II Inhaltverzeichnis 5.1.1 Vorgegebene Lasten ............................................................................................... 43 5.1.2 Ganglinien der fluktuierenden erneuerbaren Energien ........................................... 44 5.1.3 Konventioneller Kraftwerkspark ............................................................................ 46 5.1.4 Elektrische Speicheroptionen ................................................................................. 47 5.1.5 PtH und Wärmespeicher ......................................................................................... 50 5.1.6 Energieträgerpreis ................................................................................................... 51 5.1.7 CO2-Restriktion ...................................................................................................... 51 5.2 BASIS-Szenario ........................................................................................................... 52 5.2.1 Stromsektor............................................................................................................. 52 5.2.2 Wärmesektor ........................................................................................................... 55 5.2.3 Auswirkung des PtH-Einsatzes .............................................................................. 61 5.3 Vergleichsszenarien ..................................................................................................... 64 5.3.1 Vergleichsszenario ohne Wärmespeicher „ohneWS“ ............................................ 64 5.3.2 Vergleichsszenario ohne Stromspeicher „ohneES“ ................................................ 65 5.3.3 Vergleichsszenario ohne Elektrodenheizkessel „ohneEHK“ ................................. 67 5.3.4 Quervergleich der Szenarien .................................................................................. 69 5.3.5 Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis des Quervergleichs der Szenarien ............... 71 6 Zusammenfassung und Ausblick ...................................................................................... 75 Literaturverzeichnis .............................................................................................................. 79 Anhang ..................................................................................................................................... A Erklärung ................................................................................................................................ H Abbildungsverzeichnis III Abbildungsverzeichnis Abbildung 1-1: Struktur der Bruttostromerzeugung in % in Deutschland (2000-2015) ......... 2 Abbildung 2-1: Stromverbrauch der Industrie nach Branchen und Anwendungen im Jahr 2007 ................................................................................................................ 9 Abbildung 3-1: EHK-Außenmaße inklusiv Isolation für Dampf- und HeißwasserAnwendung .................................................................................................. 14 Abbildung 3-2: EHK-Funktionsprinzip für Heißwasser-Anwendung ................................... 15 Abbildung 3-3: EHK-Funktionsprinzip für Dampf-Anwendung .......................................... 15 Abbildung 3-4: EHK zur Bereitstellung der Sekundärregelleistung (SRL) .......................... 16 Abbildung 3-5: Regressionsfunktion der spezifischen Anlagenkosten ................................. 20 Abbildung 3-6: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2020 ................................... 25 Abbildung 3-7: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2030 ................................... 25 Abbildung 3-8: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2050 ................................... 26 Abbildung 3-9: Dauerlinien des technischen Potenzials von PtH ......................................... 26 Abbildung 3-10 Übersicht über die verschiedenen Technologien zur Speicherung thermischer Energie ..................................................................................... 28 Abbildung 3-11: Spezifische Investitionskosten der drucklosen Wärmespeicher in Abhängigkeit des Speichervolumens ........................................................... 32 Abbildung 4-1: Modellstruktur von EHK und Fernwärmespeicher ...................................... 37 Abbildung 5-1: Stromlast 2010 im Jahresverlauf .................................................................. 43 Abbildung 5-2: Fernwärmelast 2010 im Jahresverlauf ......................................................... 44 Abbildung 5-3: Abbildung 5-4: Abbildung 5-5: Abbildung 5-6: Abbildung 5-7: Abbildung 5-8: Abbildung 5-9: Abbildung 5-10: Abbildung 5-11: Abbildung 5-12: Abbildung 5.13: Auslastung der PV-Anlagen im Jahresverlauf ............................................. 45 Auslastung der Windkraftanlagen im Jahresverlauf .................................... 46 Installierte elektrische Kraftwerksleistungen im BASIS-Szenario .............. 52 Erzeugung der elektrischen Energie im BASIS-Szenario ............................ 53 Installierte thermische Leistung nach Wärmeerzeugertyp im BASISSzenario ........................................................................................................ 56 Wärmebilanz mit Wärmeverbrauch, Wärmeverlusten und Wärmeüberproduktion im Jahr 2050 im BASIS-Szenario........................... 56 Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario ............ 57 Zeitlicher Einsatz der Elektrodenheizkessel des Jahres 2050 im BASISSzenario ........................................................................................................ 58 Thermische Leistung des PtH-Einsatzes über dem Stromschattenpreis für alle Stunden des Jahres 2050 im BASIS-Szenario ....................................... 58 Speicherstände über 24 Stunden und 365 Tage im Jahr 2050 im BASISSzenario ........................................................................................................ 61 Speicherstände über 24 Stunden und 365 Tage im Jahr 2050 im BASISSzenario ........................................................................................................ 62 IV Abbildungsverzeichnis Abbildung 5-14: Geordnete Jahresdauerlinien der Residuallasten im Jahr 2050 im BASIS- Abbildung 5-15: Abbildung 5-16: Abbildung 5-17: Abbildung 5-18: Szenario mit und ohne Berücksichtigung des Einsatzes elektrischer Speicher sowie mit und ohne Berücksichtigung elektrischer Wärmeerzeuger .......... 63 Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneWS ........................................................................................ 65 Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneES .......................................................................................... 66 Wärmebilanz mit Wärmeverbrauch, Wärmeverlusten und Wärmeüberproduktion im Jahr 2050 im Szenario ohneES ......................... 67 Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneEHK ...................................................................................... 68 Abbildung 5-19: Optimale Kapazitäten elektrischer und thermischer Speicher der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 ........................................................................... 70 Abbildung 5-20: Installierte Leistung der Elektrodenheizkessel und die damit erzeugte Wärmemenge der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 ............................. 71 Abbildung 5-21: Geordnete Strompreise der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 ............... 72 Tabellenverzeichnis V Tabellenverzeichnis Tabelle 2-1: Tabelle 3-1: Tabelle 3-2: Tabelle 3-3: Tabelle 3-4: Tabelle 3-5: Tabelle 3-6: Tabelle 3-7: Tabelle 5-1: Tabelle 5-2: Tabelle 5-3: Tabelle 5-4: PtH-Technologien im Einsatzbereich Haushalte und GHD sowie Industrie und Fernwärme .......................................................................................................... 7 Übersicht der in Deutschland bekannten PtH-Projekte .................................... 17 Thermische Engpassleistungen der Anlagentypen in einzelnen typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien ....................................................... 22 Gesamte thermische Engpassleistungen der Anlagentypen in allen typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien im Jahr 2012 ................................. 23 EHK spezifische Kosten für alle typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien ....................................................................................... 23 Komponenten der variablen Kosten eines EHK bei Fremdstrombezug Stand 2013 .................................................................................................................. 24 Übersicht der realisierten Wärmespeicher ........................................................ 29 Spezifische Wärmespeicherkosten mit kombiniertem EHK für alle typischen Wärmenetze nach Wärmenetzkategorien ......................................................... 33 Übersicht über die Szenarien und deren Beschreibung .................................... 42 Installierte Leistungen von erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020, 2030 und 2050 .................................................................................................................. 46 Vorinstallierte Leistungen des kon. Kraftwerkparks für das Jahr 2020, 2030 und 2050 .................................................................................................................. 47 Verfügbarkeit der Fahrzeuge der Nutzergruppe ‚Vollzeitbeschäftigte Büro‘ .. 49 Tabelle 5-5: Zeitliche Entwicklung der Anzahl der BEVs und des Verbrauchs eines BEVs 50 Tabelle 5-6: Prozentualer Anteil der BEV der Nutzergruppen ............................................. 50 Tabelle 5-7: Charakterisierung Elektrodenheizkessel ........................................................... 50 Tabelle 5-8: Charakterisierung Wärmespeicher .................................................................... 51 Tabelle 5-9: Restriktion der CO2-Emissionen....................................................................... 51 Tabelle 5-10: Anteile der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen und aus erneuerbaren Energien am Gesamtstromverbrauch (inkl. elektrischer Wärmeerzeugung und Stromverbrauch für BEVs) im BASIS-Szenario .............................................. 54 Tabelle 5-11: Installierte Entladeleistung, Ladeleistung und Speicherkapazität der elektrischen Speicher im BASIS-Szenario ....................................................... 55 Tabelle 5-12: Installierte Entladeleistung, Ladeleistung und Kapazität der Wärmespeicher . 60 Tabelle 5-13: Installation der elektrischen Speicher im Jahr 2050 im BASIS-Szenario, Szenario ohneWS und Szenario ohneEHK ...................................................... 68 Tabelle 5-14: Strom- und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 ....................................................................................................... 69 Tabelle 5-15: Simulationsergebnisse des Strompreises und der Systemkosten der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 ................................................................................ 73 VI Abkürzungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis Abkürzung Definition EE erneuerbare Energie EEG Erneuerbare Energie Gesetz Power-to-Heat PtH Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMU SRL Sekundärregelleistung bzw. beziehungsweise bspw. beispielsweise usw. und so weiter Einleitung 1 1 Einleitung Im erste Abschnitt der Einleitung wird zuerst der energiewirtschaftliche und -politische Hintergrund dieser Arbeit aufgezeigt. Es wird erklärt, warum die Untersuchung der Technologien PtH und der Wärmespeicher für die zukünftige Energieversorgung als sinnvoll erachtet wird. Im anschließenden zweiten Abschnitt wird der Inhalt der Kapitel 2 bis 6 zusammengefasst vorgestellt, womit die gesamte Struktur der Arbeit erhellt wird. 1.1 Motivation und Zielsetzung der Arbeit Um eine umweltschonende, zuverlässige und wirtschaftliche Energieversorgung in Deutschland sicherzustellen, hat im Jahr 2010 die Bundesregierung das Energiekonzept vorgestellt. Darin werden die ehrgeizigen Klimaschutzziele und allgemeinen Entwicklungspfade, an denen sich alle Beteiligten orientieren können, festgelegt. Die Treibhausgasemissionen sollen gegenüber 1990 jeweils um mindestens 55% bis 2030, um 70% bis 2040 und um 80% bis 2050 reduziert werden. Bei der Erhöhung des Anteils der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch strebt die Bundesregierung folgende Entwicklung an: 50% bis 2030, 65% bis 2040 und 80% bis 2050. Hieraus ist bereits ersichtlich, dass trotz der möglichen Schwierigkeiten und Herausforderungen, die volatile Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien mit sich bringen, der weitere Ausbau der EE in Deutschland im gegenwärtigen und zukünftigen Energiesystem eine hohe Priorität hat. Seit der Etablierung des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) im Jahr 2010 ist die Anzahl und der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung, vor allem aus Photovoltaik- und Windenergieanlagen, rasant gewachsen. Ihr Anteil an der Bruttostromerzeugung hat sich im Zeitraum 2000 bis 2015 von 6,6 % bis auf 29 % mehr als vervierfacht (vgl. Abbildung 1-1). Laut des Abschlussberichts des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) wurde bisher und wird in Zukunft das EE-Wachstum von der schwankenden Windund Sonnenenergie dominiert. Gerade aus diesen zwei Quellen sind große Systemkonflikte mit den bestehenden Erzeugungs- und Netzstrukturen erkennbar, sodass die Integration und der weitere Zubau der erneuerbaren Energien behindert werden könnte. Maßgebliche Strukturveränderungen in der ganzen Wertschöpfungskette der Energieversorgung werden erfordert, um bei verstärkter Integration der erneuerbaren Energien diesen Konflikten zu umgehen und die Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems zu sichern. Neben dem Ausgleich der Schwankungen auf der Nachfrageseite muss das konventionelle Kraftwerk zusätzlich auf der Erzeugungsseite durch flexible Fahrweise und Vorhaltung von Regelleistung den zum Teil schwankenden Wind- und PV-Strom ausgleichen. Zudem trägt auch die ganze Reihe der Netzbaustrategien, ausgehend von der Optimierung des bestehenden Netzes bis hin zur Implementierung eines intelligenten Stromnetzes, einen nicht vernachlässigbaren Beitrag zum großräumigen Ausgleich von Erzeugungsschwankungen der Erneuerbaren. 2 Einleitung Da die Flexibilitätsoptionen innerhalb des Strommarkts im Vergleich zu den zukünftigen, sehr hohen EE-Anteilen relativ begrenzt sind, ist es sinnvoll, weitergehende Maßnahmen in anderen Bereichen, wie die Flexibilisierungsmöglichkeiten im Wärmemarkt, zu berücksichtigen. Die Nutzung von Strom im Wärmemarkt (Power-to-Heat Abk. PtH) gilt als eine Variante, die überschüssige Stromerzeugung aus volatilen Erneuerbaren in Wärme umzuwandeln und diese den Wärmeverbrauchern zuzuführen. Dadurch lassen sich einerseits die Auswirkungen der fluktuierenden Einspeisungen durch Wind und Sonne kontrollieren, und andererseits der bisher hohe Anteil der eingesetzten fossilen Energieträgern im Wärmemarkt effizient und kostengünstig ersetzen. Eine technische und wirtschaftliche Gegenüberstellung der Technologie PtH ist daher notwendig. Abbildung 1-1: Struktur der Bruttostromerzeugung in % in Deutschland (2000-2015) (eigene Darstellung, Daten entnommen aus: AG Energiebilanzen e.V., 2016) Anhand einer Energiesystemanalyse kann eine Perspektive der optimalen zukünftigen Einsätze von PtH und Wärmespeicher im Fernwärmesektor aufgezeigt werden. Diese ist mit Hilfe von Modellen realisierbar. Ziel dieser Arbeit ist es daher, mit Hilfe des Modellgenerators TIMES das Modell aufbauend auf der vorherigen Arbeit um PtH-Anlagen und Wärmespeicher zu erweitern. Anhand des erstellten Modells und der Szenarienanalyse wird zum einen untersucht, ob und in welchem Maße ein Zubau der PtH-Anlagen zur verbesserten Integration elektrischer Energie aus Erneuerbaren sinnvoll ist. Zum anderen soll in dieser Arbeit beantwortet werden, ob die Speicherung von Wärmeenergie in einem System mit KWK-Anlagen bzw. mit elektrischen Wärmeerzeugern eine sinnvolle Alternative zur Speicherung elektrischer Energie ist. In diesem Zusammenhang werden die Auswirkungen aus den PtH-Einsätzen und der thermischen Speicherung auf Strom- und Wärmeerzeugung, den Strompreis und die Systemkosten analysiert. Einleitung 3 1.2 Struktur der Arbeit In Kapitel 2 wird zuerst der Begriff Power-to-Heat (PtH) erläutert. Danach werden die wichtige PtH-Technologie sowie deren heute gegebenen Einsatzmöglichkeiten in drei Einsatzgebieten, nämlich Haushalts- und GHD-Bereich, Industriebereich und Fernwärmebereich, vorgestellt. Die Besonderheiten der Technik in diesen drei Bereichen werden zusammengefasst und verglichen, um Aussagen darüber zu erhalten, wie schwierig das PtH in den jeweiligen Einsatzgebieten integriert werden kann und welche Technologien für großtechnische Anwendungen besser geeignet sind. In Kapitel 3 werden im ersten Abschnitt die technischen Grundlagen sowie die technischen und ökonomischen Daten der Elektrodenheizkessel erläutert. Im zweiten Abschnitt wird zunächst ein Überblick über thermische Speicher gegeben. Anschließend wird detaillierter auf die Funktionsweise sowie die technischen und ökonomischen Daten der Fernwärmespeicher für den charakteristischen Einsatz in Kombination mit Elektrodenheizkessel eingegangen. Kapitel 4 bespricht im ersten Abschnitt die Grundlagen für den Modellgenerator TIMES, mit dem die Merkmale der Energiesystemmodelle aufgezeigt werden. Aufbauend auf den Gleichungen des Optimierungsmodelles TIMES wird das für diese Arbeit verwendete Modell vorgestellt. Als zentraler Punkt dieser Arbeit wird im darauffolgenden Abschnitt die Modellierung der Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher näher erläutert. In Kapitel 5 werden im ersten Abschnitt die Szenarienannahmen und Eingangsdaten des Modells beschrieben. Dazu gehören die Vorgabe von Jahresganglinien der EE-Einspeisung, der Strom- und Fernwärmelast sowie der notwendigen technischen und ökonomischen Festlegungen der Speicher, Kraftwerke und Wärmeerzeuger. Anhand eines BASIS-Szenarios werden die ersten Ergebnisse der Optimierung aufgezeigt, wobei anhand des EE-Ausbauziels der Bundesregierung die Jahre 2020, 2030 und 2050 simuliert werden. Bei anderen Vergleichsszenarien wird nur das Jahr 2050 simuliert und die Ergebnisse werden mit denen aus dem BASIS-Szenario verglichen. Ein Quervergleich der Szenarien schließt dieses Kapitel ab. Kapitel 6 fasst die wesentlichen Erkenntnisse der Arbeit zusammen. Eine Schlussfolgerung und ein Ausblick schließen diese Arbeit ab. 4 Einleitung Grundlagen Power-to-Heat 5 2 Grundlagen Power-to-Heat In erstem Abschnitt dieses Kapitels wird der Begriff Power-to-Heat vorgestellt. Für die Anwendung in dieser Arbeit wird zuerst der Begriff definiert, indem der Schwerpunkt der Untersuchung vorliegender Arbeit berücksichtigt wird. Alle wichtigen PtH-Technologien werden darauf hin zusammengefasst und dargestellt, um einen Überblick über die PtH-Anwendungen im bisherigen Energiesystem zu erhalten. Durch die Gegenüberstellung der unterschiedlichen Einsatzmöglichkeiten der PtH-Technologien in drei Einsatzgebieten werden je nach Anwendungsfall die Besonderheiten der Technik, der Integrationspotenziale und die Schwierigkeiten der Integration der PtH bewertet. Zum Schluss des Kapitels wird ein Zwischenfazit gezogen, auf welche Art die PtH-Technologie und aus welchen Gründen darauf näher eingegangen werden sollte. 2.1 Definition PtH Als PtH wird allgemein die Umwandlung von Strom in Wärme verstanden. Obwohl der Begriff PtH immer häufiger in der öffentlichen Fachdiskussion vorkommt, gibt es in den dazu relevanten Studien bisher noch keine genaue und einheitlich verwendete Definition. In der existierenden Fachliteratur werden unterschiedliche Abgrenzungen der PtH-Technologie verwendet, je nachdem aus welcher Sichtweise und mit welchem Schwerpunkt die Nutzung von Strom im Wärmemarkt betrachtet wird. Da sich die vorliegende Studienarbeit sich auf die Anwendungsmöglichkeit des ansonsten abgeregelten und gespeicherten Stroms aus Wind- und PV-Erzeugung konzentriert, wird hier der Begriff PtH als Stromüberschüsse aus EE zur Wärmenutzung definiert. Diese Definition wird nachfolgend durch die Erklärung der zwei Kennwörter „Stromüberschuss“ auf der Angebotsseite und „Wärmenutzung“ auf der Nachfrageseite näher erläutert. Ein Stromüberschuss kann in beiden Fällen – negativer oder positiver Residuallast - im realen Stromversorgungssystem auftreten. Unter Residualast versteht man „den Strombedarf abzüglich der Einspeisung erneuerbarer Energien oder allgemein den »Verbrauch minus der Einspeisung erneuerbarer Energien«“.1 Bei negativer Residuallast übersteigt im Gesamtsystem die erneuerbare Stromeinspeisung die Stromlast, und demzufolge besteht ein Energieüberschuss in Höhe des Absolutbetrags bzw. des negativen Werts der Residuallast. Auch bei positiver Residuallast können die Überschüsse wegen der Überlastung der Stromnetze – den sogenannten Netzengpässen - auftreten. Dies ist der Fall, wenn aufgrund der Netzrestriktionen Stromein- 1 Vgl. Sterner und Stadler 2014 6 Grundlagen Power-to-Heat speisungen an einzelnen Netzknoten nicht von den regionalen Erzeugungszentren aufgenommen werden können.2 Folglich kommt es vermehrt zum Abschalten von Wind- und PV-Anlagen oder Abfahren von Kraftwerken. Im Jahr 2013 betrug die gesamte in Deutschland abgeregelte Windkrafterzeugung bereits rund 555 GWh3. Die Voraussetzung für die Nutzung von PtH ist einerseits der auf der Angebotsseite bestehende überschüssige Strom und andererseits der Umstand, dass gleichzeitig eine Wärmenachfrage besteht oder Wärmemengen und -kapazität in einem Wärmespeicher vorhanden sind. In der vorliegenden Arbeit wird angenommen, dass auf der Angebotsseite keine Netzengpässe in Deutschland vorhanden sind. Im Stromsystem besteht mindestens eine Art der Flexibilisierungsmöglichkeit (bspw. elektrische Speicher oder PtH-Anlagen). Somit kann die sämtliche Erzeugung aus erneuerbaren Energien vom Netz übernommen werden. Das theoretische Potenzial für die Integration von PtH ohne zusätzliche Stromlast über elektrische Speicher oder Einflüsse über Ein- bzw. Ausspeicherung der Wärmespeicher bestimmt demzufolge grundsätzlich nur die auf der Angebotsseite vorliegende Residuallast und den auf der Nachfrageseite bestehenden Wärmeverbrauch. Dies wird in Kapitel 3.1 näher erläutert und berechnet. 2.2 Technik Da elektrischer Strom nahezu universell einsetzbar ist, wird zu den unterschiedlichen Anwendungszwecken ein ganzes Spektrum von PtH-Technologien entwickelt. In der Studie der Energietechnischen Gesellschaft im VDE (ETG)4 wurden dazu allen wichtigen Technologien und Einsatzmöglichkeiten detailliert vorgestellt. Eine grundlegende Kategorisierung der PtH-Technologien erfolgt durch die Aufteilung in drei unterschiedliche Einsatzgebiete, nämlich die dezentrale Wärmeerzeugung in Haushalten und GHD (Gewerbe, Handel und Dienstleistung), die elektrische Prozesswärmeerzeugung in der Industrie sowie die Fernwärmeversorgung. Die im jeweiligen Gebiet betroffene Technik ist zusammengefasst in Tabelle 2-1 aufgelistet. Für alle PtH-Technologien in den drei Einsatzgebieten lässt sich der Funktionsmechanismus zwischen den Umwandlungsprozessen aus zwei verschiedenen Wärmequellen unterscheiden. Bei der ersten Variante dient der Strom als die einzige Energiequelle, der typischerweise durch 2 Vgl. Krzikalla, Achner und Brühl 04.2013 3 Vgl. Fraunhofer IWES 2015 4 Vgl. Bechem, et al., 06.2015 Grundlagen Power-to-Heat 7 die Kollisionen der Metallionen im anliegenden elektrischen Feld direkt in Wärme umgewandelt wird.5 Die andere Variante ist die Wärmepumpe, mit welcher die Wärme aus der Umgebung (z.B. Luft, Grundwasser usw.) aufgenommen und über einen Kreislaufprozess auf einem höheren Temperaturniveau freigesetzt wird. In diesem Fall wird der Strom nicht mehr als direkte Energiequelle, sondern als Antriebsenergie der PtH-Anlage bzw. Wärmepumpe eingesetzt. Die Integrationspotenziale der PtH-Technologien für Strom in Wärmemarkt werden in den folgenden Abschnitten, nach Einsatzgebieten und Anwendungsarten differenziert, bewertet. Tabelle 2-1: PtH-Technologien im Einsatzbereich Haushalte und GHD sowie Industrie und Fernwärme (eigene Darstellung, Daten und Informationen entnommen aus: Bechem, et al., 2015, M. Rudolph und H. Schaefer, 1989) 2.2.1 Elektrischer Wärmeerzeuger im Haushalts- und GHD-Bereich Die Anwendung von elektrischen Wärmeerzeugern im Haushalts- und GHD-Bereich ist charakterisiert durch ihre niedrige Leistungsklasse im kW-Bereich mit bis zu höchstens rund 1 MW, wobei die Anlagen meistens zur Bereitstellung von Raumwärme und Warmwasser eingesetzt werden. Zu diesen zählen unter anderem Heizpatronen in den Wärmespeichern von Mini-KWK-Anlagen, die den Spitzenlastkessel ersetzen können, oder elektrische Heizstäbe in vorhandenen Heizungspufferspeichern und Trinkwasserspeichern, die in Form eines sogenannten bivalenten Systems mit Öl oder Gas betriebenen Heizungsanlagen zusammen arbeiten können6. Des Weiteren besteht auf dezentraler Ebene die Anwendungsmöglichkeit, die Wärme mit einer Strom betriebenen Speicherheizung und einer Wärmepumpe kleinerer Leistungsklasse bereitzustellen.7 5 Vgl. M. Rudolph und H. Schaefer, 02.1989 6 Vgl. Fraunhofer IWES, 06. 2014 7 Vgl. H. Bechem et al., 06.2015 8 Grundlagen Power-to-Heat Das theoretische Potenzial der dezentralen PtH-Technologien im Haushalt- und GHD-Bereich zwecks Anwendung des Lastmanagements ist groß. Laut der Einschätzung von Eller8 weist allein der Anteil der elektrischen Warmwasserboiler der Haushalte in Deutschland ein Flexibilisierungspotenzial von ca. 4,6 TWh hinsichtlich der Energiemenge und 8 GW hinsichtlich der elektrischen Leistung auf. Dennoch wird eine Vernetzung und eine zentrale Steuerung der dezentralen Anlagen zur Nutzung des Potenzials von kleinen Verbrauchern vorausgesetzt. Damit entsteht aber die besondere Herausforderung an das System, die Wärmelast der gesamten Poolung präzise zu prognostizieren, um die ansonsten resultierenden hohen Kosten für die Ausgleichleistung zu vermeiden. Folglich entsteht im Betrieb ein größerer Aufwand bei der Bilanzierung, der Abrechnung und bei der Kundenbetreuung. Ebenso sind damit höhere Investitionskosten durch den Einsatz von registrierender Leistungsmessung (RLM) und informationstechnologisch gestützten Kommunikationseinrichtungen verbunden. In diesem Zusammenhang zeigen sich die Anwendungen der PtH-Thechnologien im dezentralen Bereich gegenüber dem zentralen Bereich ein schlechteres Kosten-Nutzen-Verhältnis. 2.2.2 Elektrothermische Verfahren und Großwärmepumpen in der Industrie Im Industriebereich werden zwei Kategorien von PtH-Technologien eingesetzt, nämlich elektrothermische Verfahren und Großwärmepumpen, um Anteile des Raumwärme- und Prozesswärmebedarfs zu decken. Bei der Bereitstellung der Prozesswärme in der Industrie spielt die elektrische Energie eine wichtige Rolle: Etwa 18 % des Stromverbrauchs in der Industrie werden für die Prozesswärmeerzeugung benötigt (vgl. Abbildung 2-1). Der Stromverbrauch elektrothermischer Verfahren liegt mengenmäßig und mit einem Betrag von 42,32 TWh hinter dem dominanten Posten elektrischer Antriebe, jedoch weit vor der elektrischen Beleuchtung, elektrischen Raumheizung und der IKT (Informations- und Kommunikationstechnik).9 Im Vergleich zu den PtHTechnologien gehört zum industriellen elektrothermischen Verfahren ein deutlich größeres Spektrum von Prozessvarianten, welche gezielt für die jeweiligen Produktionsaufgaben geplant sind (vgl. Anhang A-1). Die relevanten Prozesse müssen somit identifiziert und hinsichtlich deren Möglichkeit zur Flexibilisierung geprüft werden, weil der Abruf eines bestimmten Prozesses zum Lastmanagement eine Reduzierung der Produktionsmenge und eine Beeinträchtigung der Produktqualität zur Folge haben kann.10 8 Vgl. Eller, 04.2015 9 Vgl. Fraunhofer ISI, IfE/TUM, GfK, 03.2009 10 Vgl. A. Gruber et al., 02.2015 Grundlagen Power-to-Heat 9 Die beste Möglichkeit zur Flexibilisierung unter den vielen elektrothermischen Verfahren besteht in der Widerstandserwärmung. Dazu zählen unter anderem die folgenden Anlagen bzw. Verfahren, die sich für eine flexible Fahrweise eignen:11   Elektroglasschmelzofen  induktives Schmelzen (Tiegelofen)  Elektrische Heizstäbe  Infrarotstrahler für die Raumwärmeerzeugung  Elektrokessel Elektrodenkessel Obwohl es bei der Flexibilisierung der oben genannten Prozesse theoretisch kaum negative Einflüsse auf das Produktionsergebnis gibt, sollte die Integration der industriellen Flexibilitätsoptionen im Einzelfall analysiert und das tatsächliche Potenzial überprüft werden.12 Abbildung 2-1: Stromverbrauch der Industrie nach Branchen und Anwendungen im Jahr 2007 (eigene Darstellung, Daten entnommen aus: Abschätzungen Fraunhofer ISI, 2009) Eine andere Anwendungsmöglichkeit der PtH-Technologie im industriellen Bereich ist die Großwärmepumpe im MW-Bereich. Die Fabrikanten bieten derzeit Wärmepumpen mit thermischen Leistungen von wenigen kW bis ca. 30 MW an, wobei je nach Temperaturniveau COP (Leistungszahlen) zwischen 2,4 und 7 möglich sind.13 Die Großwärmepumpen für industrielle 11 Vgl. A. Gruber et al., 02.2015 12 Vgl. A. Gruber et al., 02.2015 13 Vgl. H. Bechem, et al. 06.2015 10 Grundlagen Power-to-Heat Anwendungen werden hauptsächlich eingesetzt, um Brauchwasser- und Raumwärme bereitzustellen. Als Wärmequelle kommt, neben der Prozessabwärme, der Nutzung von Abwasser eine immer größer werdende Bedeutung zu.14 Zwar stellt die oftmals kontinuierliche Wärmenachfrage in der Industrie für einen wirtschaftlichen Betrieb der Wärmepumpenanlage einen positiven Faktor dar, die Integration in einem bestehenden Prozess sollte aber individuell geplant und durchgeführt werden. Die technisch sinnvollen und effizienten Anwendungsfälle der industriellen Wärmepumpen sind relativ beschränkt, da einerseits der optimale Betrieb durch eine maximale Eingangstemperatur um ca. 35 °C voraussetzt wird und andererseits das maximale erreichbare Temperaturniveau auf ca. 75 °C bis 80 °C begrenzt ist. Zudem ist die Nutzung von industrieller Abwärme durch Wärmepumpen, im Vergleich zur dezentralen Nutzung der Wärmepumpe, bezüglich der Systemauslegung noch komplizierter, weil die Planung geeigneter Wärmeübertrager zusätzlich notwendig wird. Die dadurch entstehenden Wärmeverluste können ein Hemmnis für die Implementierung dieser Technik darstellen.15 In Deutschland werden aktuell bereits die ersten PtH-Pilotprojekte im Bereich der Industrieanwendungen umgesetzt. Generell gilt die stabile Wärmenachfrage in der Industrie als eine gute Voraussetzung für die Anwendung von PtH-Technologien in diesem Bereich. Dennoch müssen die Einsatzbedingungen und die Wirtschaftlichkeit der Technik für den einzelnen Anwendungsfall individuell beurteilt werden. 2.2.3 PtH-Thechnik in Fernwärmenetzen Momentan sind in Deutschland die Fernwärmenetze ein Haupteinsatzfeld für die großtechnische Anwendung von PtH.16 Im Vergleich zu den PtH-Anwendungen in dezentraler und industrieller Wärmeversorgung bestehen verhältnismäßig größere Potenziale im Fernwärmebereich aufgrund der dort hohen installierten Leistung, der leichteren Einbindung mit den Erzeugungsanlagen sowie der guten Regelbarkeit des Systems.17 Die Diskussionen über die PtH-Integration in die Fernwärmeversorgung fokussieren sich auf drei Typen von Technologien: Elektrokessel bzw. Elektro-Strömungserhitzer oder Tauchsieder, Elektrodenheizkessel (EHK) und Großwärmepumpe. Elektro-Strömungserhitzer funktionieren nach dem Prinzip der mittelbaren Widerstandserwärmung, wobei das Heizelement 14 Vgl. H. Bechem et al., 06.2015 15 Vgl. H. Bechem et al., 06.2015 16 Vgl. Fraunhofer IWES, 06. 2014 17 Vgl. Krzikalla et al., 04.2013 und Fraunhofer IWES, 06. 2014 Grundlagen Power-to-Heat 11 durch das Fließen des elektrischen Stromes aufgeheizt wird.18 Es gibt unterschiedliche Leistungsklassen, die von 100 kW bis 15 MW variieren können.19 Im Gegensatz zum Elektro-Strömungserhitzer erfolgt beim EHK die Erhitzung des Wassers direkt über den durchfließenden Strom.20 Diese sind bezüglich ihrer installierten Leistung oftmals höher als beim Elektro-Strömungserhitzer. Das Leistungsspektrum eines EHK reicht von 1 MW bis 50 MW.21 Beide Typen des elektrischen Erhitzers verfügen über die Vorteile bspw. einer schnellen Erzeugung der Prozesswärme, sehr guter Reglungsvermögen sowie geringer Installations- und Wartungskosten.22 Zudem sind beide Varianten sowohl in der Warmwasser- als auch in der Dampferzeugung einsetzbar. Unter einem Druck von bis zu 30 bar kann durch den EHK Prozessdampf mit einer Höchsttemperatur von bis zu 230 °C erzeugt werden. 23 Im Unterschied dazu wird die Anwendung der Großwärmepumpe in der Fernwärmeversorgung in der Regel nur im Grundlastbereich begrenzt. Um einen möglichst wirtschaftlichen Betrieb mit hohen Vollbenutzungsstunden zu erreichen, ist es von Vorteil, die Vorlauftemperaturen im Bereich von 80 bis 90 °C zu halten. Dies führt dazu, dass in vielen Fällen, insbesondere in den Wintermonaten, wenn eine Vorlauftemperatur über 100 °C erforderlich ist, die Großwärmepumpen in Kombination mit KWK-Anlagen und Heizkessel zur Spitzenlastabdeckung betrieben werden müssen.24 Die Einbindung der Wärmepumpe in Fernwärmenetzte ist in diesem Zusammenhang nicht so flexibel wie beim EHK. Nach dem Vergleich der unterschiedlichen Anwendungsmöglichkeiten in den drei Einsatzgebieten ist zu erkennen, dass bei der Fernwärmeversorgung über elektrische Erhitzer wie EHK und Elektrokessel großes Integrationspotenzial mit weniger Hindernissen bzgl. der Integration der PtH für Strom im Wärmemarkt liegt. Da der EHK zudem über eine größere Leistungsbandbreite als der Elektrokessel verfügt, wird in dieser Studienarbeit das zentrale Augenmerk auf dieser Art der PtH-Technologien liegen. 18 Vgl. Rudolph und Schäfer, 02.1989 19 Vgl. Biedermann und Kolb, 11.2014 20 Vgl. Rudolph und Schäfer, 02.1989 21 Vgl. Bechem, et al., 06.2015 22 Vgl. Salomatina, 04.2013 23 Vgl. Fraunhofer IWES, 06. 2014 24 Vgl. IFEU-Institut; GEF IngenieurAG; AGFW, 04. 2013 12 Grundlagen Power-to-Heat Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 13 3 Elektrodenheizkessel (EHK) in der Fernwärmeversorgung In diesem Kapitel werden die zwei wichtigsten Komponenten eines PtH-Systems in der Fernwärmeversorgung detailliert erläutert. Zuerst wird jeweils das Funktionsprinzip für den Elektrodenheizkessel und den Wärmespeicher vorgestellt. Eine Hauptaufgabe besteht darin, für das neu zu installierende PtH-System die technischen und ökonomischen Kenndaten zu recherchieren und dem Modell als Eingangsgrößen zur Verfügung zu stellen. 3.1 Elektrodenheizkessel Der Elektrodenheizkessel (EHK) ist eine der wichtigsten Komponenten in einem PtH-System. Er wird für die Fernwärmeversorgung und auch für die Wärmeversorgung in der Industrie eingesetzt, wo ein ganzjähriger Bedarf an Heißwasser oder Dampf vorliegt25. Die Technik zeichnet sich mit ihrer sehr guten Regelbarkeit, hohen Effizienz bei der Umwandlung und im Vergleich zum anderen alternativen Technologien relativ geringeren spezifischen Investitionskosten aus. Seit Jahrzenten kommt in Dänemark der EHK in großem Umfang bei der PtH zum Einsatz. Auch in Deutschland ist die Anzahl der realisierten Anlagen in jüngster Vergangenheit ständig gewachsen. 3.1.1 Aufbau und Funktionsprinzip Der Grundaufbau der Elektrodenheizkessel für Dampf- und Heißwasser-Erzeugung ist ähnlich. Die Hauptkomponenten eines EHK sind der äußere und der innere Kesselbehälter, die Phasenelektroden, die Umwälzpumpe und die notwendige Verrohrung. Je höher die Leistung des Kessels, desto größere Außenmaße weist er auf, wobei der Durchmesser zwischen 2 bis 3,5 m und die Höhe zwischen 4 bis 7 m liegen kann (Abbildung 3-1)26. In der Abbildung 3-2 und 3-3 ist das Funktionsprinzip eines beispielshaften Elektrodenheizkessels der Fa. BVA für die Heißwasser-Anwendung und von der Fa. Parat zur Dampferzeugung dargestellt27 28. Für die beiden Varianten befindet sich der innere Kessel anhängend und isoliert im oberen Teil des Innenraums der Anlage. Die drei kreissymmetrisch angeordneten Elektroden hängen ebenfalls an der Kesseldecke und ragen in den inneren Kesselbehälter hinein. Bei der Heißwasser-Anwendung wird das zu erwärmende Wasser mittels einer Umwälzpumpe durch ein Rohr in den inneren Kesselkörper hochgepumpt. Ein Niveaurohr sorgt dafür, 25 Vgl. Bechem, et al. 06.2015 26 Vgl. PARAT Halvorsen AS kein Datum 27 Vgl. URL: http://bvaelektrokessel.de/component/content/featured?id=featured [17.09.2016] 28 Vgl. PARAT Halvorsen AS kein Datum 14 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung dass einerseits der Wasserstand bzw. die eintauchende Tiefe der Elektroden eingestellt und somit die Wärmeleistung variiert werden kann und andererseits das warme Wasser dadurch in den unteren Bereich des äußeren Kessels geleitet werden kann. Von da wird das heiße Wasser zum Vorlauf der Wärmeabgabe weitergeleitet 29. Im Vergleich wird beim Dampfansatz das kalte Wasser zunächst über ein Einlassventil in den äußeren Kessel gefüllt. Eine Zirkulationspumpe fördert das Wasser vom äußeren Kessel durch einen Wärmetauscher in den inneren Kessel. Vom oberen Teil des Kessels tritt der Sattdampf aus. Da die Wärme in beiden Fällen in dem vom Strom durchflossenen Wasser erzeugt wird, muss die elektrische Leitfähigkeit des Prozesswassers ständig überwacht werden, um sicherzustellen, dass ein Wert zwischen ca. 0,001 und 0,05 S/m eingehalten wird30. Der meist dreiphasige Anschluss erfolgt für Mittelspannungskessel 5-20 kV31, womit ein Leistungsspektrum von 0 bis 60 MW zur Verfügung gestellt werden kann 32. Eine Wassertemperatur von 140 °C ist nach der Standardkonfiguration des EHK der Fa. BVA möglich33. Abbildung 3-1: EHK-Außenmaße inklusiv Isolation für Dampf- und Heißwasser-Anwendung (Quelle: Parat, 2016) 29 Vgl. Bechem, et al. 06.2015 30 Vgl. Rudolph und Schäfer 02.1989 31 Vgl. Bechem, et al. 06.2015 32 Vgl. PARAT Halvorsen AS kein Datum 33 Vgl. Bechem, et al. 06.2015 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 15 Abbildung 3-2: EHK-Funktionsprinzip für Heißwasser-Anwendung (Quelle: BVA Elektrokessel GmbH, 2016) Abbildung 3-3: EHK-Funktionsprinzip für Dampf-Anwendung (Quelle: Parat, 2016) Die hydraulische Einbindung des EHK beinhaltet die Pumpensysteme, die sämtliche Reglungskomponenten inkl. der Ventile, der Messstellen für Temperatur, Durchfluss, Druck usw., sowie der Wärmetauscher, wo die erzeugte Wärme in das Fernwärmenetz übergeben wird. Diese werden üblicherweise von dem Kesselhersteller als Standardleistung zusammen mit dem EHK 16 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung geliefert. Der Platzbedarf für den Einbau des ganzen Systems im Kesselraum ist relativ gering, weswegen es leicht in das bestehende Wärmesystem integrierbar ist34. 3.1.2 Regelbarkeit Die Reglungsmechanismen bzw. hydraulischen Reglungseinheiten innerhalb des EHK gewährleisten, dass die Leistung schnell und präzise eingestellt werden kann. Die genauen Angaben über die Regelbarkeit der EHK variieren je nach Hersteller. Laut der Angabe des Kesselherstellers Parat kann ihr EHK innerhalb von 5 Minuten im Kaltstart und binnen 30 Sekunden im Warmstart auf volle Leistung gebracht werden. In Abbildung 3-4 wird ein exemplarischer Kurvenverlauf während eines Sekundärregelleistungsabrufs (SRL) bei der InfraServ Höchst in Frankfurt dargestellt35. Die tatsächliche Kesselleistung kann binnen weniger Minuten dem Signal der angeforderten Leistung folgen, wobei die Minimallast zum Halten des Warmzustands für eine mögliche Hochfahrt weniger als 1% der Volllast beträgt. Wegen der hervorragenden Regelbarkeit und des schnellen Lastgradienten der EHK erfüllt er die wachsenden Anforderungen hinsichtlich einer schnellen Frequenzregulierung der Stromnetzte bei einem zunehmenden Anteil an erneuerbaren Energien. Abbildung 3-4: EHK zur Bereitstellung der Sekundärregelleistung (SRL) (Quelle: Parat, 2016) 34 Vgl. Eller 04.2015 zittiert von Vapec 04.2014 35 Vgl. URL: http://www.parat.no/ieh [2016.09.20] Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 17 3.1.3 Bestand an EHK in Deutschland In Dänemark kommt PtH seit Jahrzehnten großflächig zum Einsatz. Im Jahr 2014 betrug die installierte PtH-Leistung bereits rund 350 MWel. Mehr als 90%, entsprechend einer Gesamtleistung von über 300 MWel stammte aus EHK, die zur Reglung des Stromsystems eingesetzt wurden36. In Deutschland werden dagegen flexible Wärmeversorgungssysteme in geringem Umfang genutzt37. Elektrokesseln sowie EHK wurden erst in den letzten Jahren von verschiedenen Stadtwerken und Industrien vermehrt umgesetzt, was an einer Reihe von Einzelprojekten erkannt werden kann. Laut einer Studie von Fraunhofer IWES ist die vor der Zeit der Liberalisierung installierte PtH-Leistung der großen Vier leider nicht veröffentlicht. In Tabelle 3-1 sind alle bekannten, alten PtH-Projekte sowie neugeplante und installierte PtH-Anlagen in Deutschland zusammengefasst. Die Summe der festgestellten installierten Leistung beträgt 484,35 MWel, wobei die meisten Akteure sich für EHK als eingesetzte PtH-Technologie entschieden. Tabelle 3-1: Übersicht der in Deutschland bekannten PtH-Projekte (eigene Darstellung, Daten entnommen aus: Bechem, et al., 2015, Fraunhofer IWES 2014 und Onlinequelle38) 36 vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 37 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 38 Vgl. URL: https://de.wikipedia.org/wiki/Power-to-Heat [2016.09.20] 18 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 3.1.4 Technische und Ökonomische Daten Die tatsächlichen technischen und ökonomischen Daten eines eingesetzten EHK können aus verschiedenen Gründen variieren. Um eine Datenbasis der nachgefolgten Modellierung zu Grunde zu legen, muss zunächst die Größe der jeweiligen Parameter für einen charakteristischen Einsatz ermittelt und die dazu notwendigen Annahmen getroffen werden. Technische Daten  Technischer Wirkungsgrad Der thermische Wirkungsgrad ist eine wichtige Kennzahl für die Bewertung eines PtH-Systems mit EHK. Grundsätzlich arbeitet ein EHK mit sehr geringem Verlust und hohem Effizienzgrad. Laut Biedermann und Kolb39, der Studie von Fraunhofer IWES40 sowie den Angaben der zwei Kesselhersteller Parat41 und VAPEC42 liegt der thermische Wirkungsgrad eines EHK bei nahe 100% bzw. größer als 99%. In dieser Studienarbeit wird der technische Wirkungsgrad von PtH-Anlagen auf 99% festgelegt.  Technische Lebensdauer Laut Henning und Sauer43 wird von einer maximalen technischen Lebensdauer von Elektrodenheizkessel von 20 Jahren ausgegangen. Der Kesselhersteller Vapec gab an, dass ihre Anlagen eine Mindestlebensdauer von 20 bis 25 Jahre aufweisen und sie bei fachgerechter Wartung in der Praxis mit bis zu über 30 Jahren noch wesentlich länger laufen können44. Für die weitere Diskussion wird die technische Lebensdauer des EHK hier mit dem ungünstigsten Wert von 20 Jahren angenommen. Ökonomische Daten Für neu eingerichtete EHK sind neben den technischen Daten auch die ökonomischen Daten wie die Investitions- und Betriebskosten problemrelevant. Es werden nachfolgend Annahmen 39 Vgl. Biedermann und Kolb 11.2014 40 Vgl. Fraunhofer IWES 06.2014 41 Vgl. Parat 2014 42 Vgl. Vapec 09.2016 43 Vgl. Henning und Sauer 11.2015 44 Vgl. Eller 04.2015 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 19 getroffen, die notwendig sind, um die entsprechende ökonomische Größe bei einem großtechnischen Einsatz der EHK in der Fernwärme möglichst genau einzuschätzen, die weiter als wichtige Input-Größen im Modell eingesetzt werden.  Leistungsspezifische Investitionskosten Die leistungsspezifischen Investitionskosten setzen sich grundsätzlich aus 3 Kostenkomponenten, nämlich den Beschaffungskosten der Anlage, den Installationskosten für hydraulische Einbindung und Leittechnik sowie die Baukostenzuschüsse, zusammen. Es ist schwer, belastbare Aussagen über den zweiten Kostenanteil - den Installationskosten - zu treffen, weil einerseits in der Fachliteratur kaum Daten dazu gefunden werden konnten und andererseits der Kesselhersteller unterschiedliche Leistungsumfänge anbieten, die möglicherweise auch diese Dienstleistung enthalten könnten. Darüber hinaus kann noch ein einmaliger Baukostenzuschuss anfallen. Der Baukostenzuschuss sind laut der Niederspannungsverordnung (NAV) § 11 diejenigen Kosten, die der Netzbetreiber von dem Anschlussnehmer mit einer anzuschließenden Leitung von mindesten 30 kW verlangen kann, um höchstens 50% der Kosten zum Erstellen oder Verstärken ihrer örtlichen Verteileranlagen abzudecken 45 . In dem Forschungsbericht von Fraunhofer IWES46 wird ein Baukostenzuschuss von 25 bis 150 €/kWel angegeben. Die Summe dieser zwei Kostenkomponenten wird in Eller47 mit 50 €/kWel bzw. 50,5 €/kWth mit einem angenommenen thermischen Wirkungsgrad von 99% beziffert. Bezüglich der Anlagekosten eines EHK im Fernwärmebereich sind in verschiedenen Quellen entsprechende Angaben zu finden. Groscurth und Bode48 haben als gesamte Investitionskosten der PtH-Anlage 150 €/kWel angenommen. Fraunhofer IWES hat für reine Anlagekosten des EHK mit Fernwärmeanwendung eine Bandbreite von 75 bis 150 €/kWel und bezüglich der gesamten Investitionskosten eine Kostenbandbreite von 100 bis 300 €/kWel angegeben. Generell wird eine stärkere Kostendegradation des EHK mit zunehmender elektrischer bzw. thermischer Leistung betrachtet. Diese wird von Götz et al. mit einer Regressionsfunktion (Gleichung 31)49, in welcher die sinkenden spezifischen Anlagenkosten in Abhängigkeit zur steigenden thermischen Leistung angegeben werden, abgebildet (vgl. Abbildung 3-5). Die Anlagekosten degradieren stark im Leistungsbereich 0 bis 16 MWth von 600 €/kWth auf 100 €/kWth und sinken ab 16 MWth bei einer thermischen Leistung von 100 MWth leicht auf 50 €/kWth ab. 45 Vgl. URL: http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/nav/gesamt.pdf [17.09.2016] 46 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 47 Vgl. Eller 04.2015 48 Vgl. Groscurth und Bode 02.2013 49 Vgl. Götz, et al. 04. 2013 20 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung ����,��� �� = , − , ��� (3-1) spezifische Anlagenkosten in €/kWth ���� thermische Leistung der EHK in MWth ��� Durch Aufsummieren der 3 Kostenkomponenten lässt sich die gesamte Kostenfunktion für die Leistungsspezifischen Investitionskosten angeben, wie es in Gleichung 3-2 dargestellt ist. ����,�� = − , ��� + ����, � (3-2) spezifische gesamte Investitionskosten in €/kWth ����,�� thermische Leistung der EHK in MWth ��� ����, , � Abbildung 3-5: Kosten für die hydraulische Einbindung, Leittechnik und Baukostenzuschuss mit der Annahme von 50,5 €/kWth Regressionsfunktion der spezifischen Anlagenkosten (Quelle: Götz, et al., 2013) Da die spezifischen Beschaffungskosten und infolgedessen die spezifischen Investitionskosten der EHK in Abhängigkeit von der Leistung sehr stark variieren können, ist eine vernünftige Annahme der durchschnittlichen Anlagegröße bei großtechnischer Anwendung der EHK im Fernwärmebereich von großer Bedeutung. In den nächsten Abschnitten wird daher zunächst die angenommene Durchschnittsleitung der EHK von Eller50 und der Vorgang, wie er dazu gekommen ist, zusammengefasst und nachvollzogen. Anschließend wird die Vorgehensweise 50 Vgl. Eller 04.2015 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 21 der vorliegenden Arbeit vorgestellt und mit der von Eller bezüglich des Ausmaßes, wie die beiden die zukünftige Ausbausituation der EHK reflektieren, verglichen. Die Vorgehensweise von Eller51 Der Grundgedanke von Eller, um die Durchschnittsleitung der EHK zu ermitteln, liegt darin, die Gesamtheit der deutschen Fernwärmenetze in große und kleine Netzen zu unterteilen, wobei die EHK mit hoher Leistung in einem großen Fernwärmenetz mit einer maximalen thermischen Last von mehr als 200 MWth installiert werden und die vergleichsweise kleineren EHK für die restlichen kleinen Netze besser geeignet sind. Dabei wird die Annahme getroffen, dass unter den insgesamt ca. 1.400 Fernwärmenetzen in Deutschland 3% (42 Fernwärmenetze) ca. 76% der gesamten Fernwärmelast abdecken. In diesen großen Fernwärmenetzen können alle EHK mit 50 MWth gebaut werden. Bei einer zugebauten Leistung von 20 GWth müssen die 1.358 kleineren Fernwärmenetze die restlichen 24% der Fernwärmelast tragen, nämlich 3,5 MWth pro EHK, wenn die Installation von einem EHK in jedem der 1.358 Fernwärmenetz ausreicht. Aufgrund der vorliegenden Regressionsfunktion 3-2 betragen die spezifischen Investitionskosten jeweils für einen 50 MWth-EHK und einen 3,5 MWth-EHK 106 €/kWth bzw. 281 €/kWth. Durch die Gewichtung der 106 €/kWth mit 76% und der 281 €/kWth mit 24% ergeben sich durchschnittliche Investitionskosten von 148 €/kWth bzw. 147 €/kWel bei einem technischen Wirkungsgrad von 99%. Die Methode von Eller hat bereits die unterschiedlichen Investitionskosten, die aus dem Einsatz von großen und kleinen EHK resultieren, in Form zweier unterschiedlichen repräsentativen Leistungsklassen berücksichtigt. Trotzdem bestehen bei dieser Vorgehensweise immer noch gewisse Ungenauigkeiten, da laut der Kostenfunktion 3-2 im niedrigeren Leistungsbereich wesentlich stärkere Skaleneffekte hinzukommen. D.h., wenn die 24% der Fernwärmelast nicht gleichmäßig an alle kleinen Fernwärmenetzen aufgeteilt wird, könnte die Einschätzung einer durchschnittlichen EHK-Leistung von 3,5 MWth zu großen Fehlern bei den mittels der Kostenfunktion berechneten Investitionskosten führen. Die Vorgehensweise in dieser Arbeit Die Vorgehensweise in dieser Arbeit ist um die Unterteilung der kleineren Fernwärmenetze, die eine Peak-Fernwärmelast kleiner als 200 MWth haben, erweitert. Aufbauend einerseits auf den Daten aus dem Hauptbericht der Fernwärmeversorgung der AGFW52 aus dem Jahr 2006 51 Vgl. Eller 04.2015 52 Vgl. Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft - AGFW - e. V. 10.2006 22 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung und andererseits auf der Kraftwerksdatenbank des Lehrstuhls für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der Technischen Universität München hat Heilek53 die typischen Wärmenetze in Deutschland zusammengefasst. Zur Kategorisierung wird die installierte Wärmeengpassleistung als eins der wichtigsten Attribute ausgewählt. Die Aufteilung in drei Kategorien erfolgt dadurch, dass die Wärmenetze mit einer gesicherten Engpassleistung kleiner als 25 MWth, von 25 bis 200 MWth und größer als 200 MWth jeweils in den Wärmenetzkategorien I bis III und ihren Unterkategorien abgebildet werden (vgl. Tabelle 3-2). Die gesamte Leistung der einzelnen Wärmesystemgruppen wird in Tabelle 3-3 dargestellt, wobei rund 80% der gesamten Engpassleistung durch die Wärmenetze der höchsten Leistungskategorie eingespeist wird. Die zwei mittleren Wärmenetzgruppen mit jeweils einer Wärmeengpassleitung von 72,51 und 97,87 MWth tragen insgesamt ca. 18% der gesamten Netzeinspeisung bei. Anhand des Produktspektrums der Fa. Parat können die Wärmenetze unter Kategorie III mit einem EHK der höchsten thermischen Leistung von 59,4 MWth (mit dem thermischen Wirkungsgrad von 99 % bei einer elektrischen Leistung von 60 MWel) eingerichtet werden. Für die Kategorien I und II wird hier empfohlen, dass die Dimension der EHK für 30% bis 50% der maximalen thermischen Last des zugehörenden Wärmenetzes geeignet ist54. Zusätzlich werden Annahmen getroffen, dass die thermische Engpassleistung der Anlagen genau die Spitzenlast deckt. Wird eine 50%-Spitzenlastdeckung angenommen, werden EHK mit ca. 5 MWth in der Netzkategorie I sowie EHK mit ca. 36 MWth für die Netzkategorie II-1 und ca. 49 MWth für die Kategorie II2 ausgelegt. Die detaillierte Zuordnung der EHK zu unterschiedlichen Leistungsklassen und die entsprechende Kostenberechnung werden in Tabelle 3-4 veranschaulicht. Durch die Gewichtung der 237 €/kWth mit 2%, der 116 €/kWth mit 14%, der 107 €/kWth mit 4% und der 101 €/kWth mit 80% ergeben sich durchschnittliche Investitionskosten der EHK von 106,6 €/kWth bzw. 107 €/kWel bei einem technischen Wirkungsgrad von 99%. Tabelle 3-2: Thermische Engpassleistungen der Anlagentypen in einzelnen typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien (Quelle: Heilek 2014) 53 Vgl. Heilek 09.2014 54 Vgl. Schlesinger und Lindenberger et al. 2011 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 23 Tabelle 3-3: Gesamte thermische Engpassleistungen der Anlagentypen in allen typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien im Jahr 2012 (Quelle: Heilek 2014) Tabelle 3-4: EHK spezifische Kosten für alle typischen Wärmenetzen nach Wärmenetzkategorien  Jährlich anfallende Fixkosten Die jährlich anfallenden Fixkosten sind die Wartungs- und Instandhaltungskosten. Die Fa. Vapec hat einen pauschalen Fixkostenanteil von 1 bis 1,5% der Investitionskosten vorgeschlagen55. Unter der Annahme von 1,25% der Investitionskosten bei 107 €/kWel betragen die jährlich anfallenden Fixkosten 1.338 €/MWel.  Variable Kosten Wenn ein Versorgungsunternehmen den Strom, der mittels eines Elektrodenheizkessels in Wärme umgewandelt werden soll, von einem Dritten bezieht, fallen grundsätzlich sämtliche staatlich induzierten Umlagen, Entgelte und Steuern in der jeweiligen Regelhöhe an. Die Netzentgelte können jedoch gemäß §19 Abs.2 S.1 StromNEV verringert werden. Ausnahmen kommen gemäß § 9b StromStG in Betrachtung, wenn die erzeugte Wärme durch ein Unternehmen des produzierenden Gewerbes genutzt wird56. In Tabelle 3-5 werden die hauptsächlichen Kostenkomponenten aufgelistet, unter denen die EEG-Umlage, Netzentgelte und Stromsteuer als 55 Vgl. Eller 04.2015 zittirt von Vapec 2014b 56 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 24 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung die drei größten Kostensockeln gelten. Somit betragen die variablen Kosten 2013 für die Einrichtung der EHK rund 100 €/MWhel. Tabelle 3-5: Komponenten der variablen Kosten eines EHK bei Fremdstrombezug Stand 2013 (Quelle: Fraunhofer IWES 2014)  Technische Potenziale Zur Abschätzung der Potenziale des PtH-Zubaus in Deutschland werden zunächst die jährliche Fernwärmelast und Residuallast unter verschiedenem Zubau der Kapazitäten erneuerbarer Energien für die Jahre 2020, 2030 und 2050 ermittelt (vgl. Kapitel 5.1). Bei der Abschätzung wird die Lade- und Entladeleistung der elektrischen Speicher und Wärmespeicher nicht berücksichtigt. Der gesamte Fernwärmeverbrauch für Deutschland wird für drei Jahren konstant gehalten und beträgt jährlich 97,2 TWhth. Die maximale Fernwärmelast liegt bei rund 28,5 GWth. Werde PtH-Anlagen mit einer maximalen Kapazität gleich der maximalen Fernwärmelast in Deutschland installiert, beträgt das theoretische Potenzial, mehr Strom in den Wärmemarkt zu intergieren, bei einem thermischen Wirkungsgrad von 99% ca. 28,8 GWel. Für die technischen Potenziale von PtH werden zwischen technische Potenzialen auf der Angebotsseite und technischen Potenziale auf der Nachfrageseite differenziert (vgl. Kapitel 2.1). Während die technischen Potenziale auf der Angebotsseite durch die Höhe der Residuallast bestimmt werden, hängen die technischen Potenziale auf der Nachfrageseite von der Fernwärmelast ab. In den Abbildungen 3-6 bis 3-8 werden die Residuallast gegen die gleichzeitige Fernwärmelast für die Jahre 2020, 2030 und 2050 dargestellt. Jeder Punkt repräsentiert die Residuallast und die Fernwärmelast für jede einzelne Stunde aus den 8769 Stunden eines Jahres. Im Bereich der roten Rechtecke liegen diejenigen Stunden, wann PtH eine Rolle spielen kann und die Residuallast negativ ist und zur gleichen Zeit ein bestimmter Wärmeverbrauch besteht. Auf den Punkten in den Rechtecken, die über der Diagonale liegen, ist die Fernwärmelast höher als der absolute Wert der Residuallast. Die gesamte negative Residuallast kann somit zur Abdeckung der Fernwärmelast umgewandelt werden. Der restliche Fernwärmeverbrauch muss durch den Einsatz anderer Wärmeerzeugern wie z.B. Kessel, Wärmespeicher befriedigt werden. Unter der Diagonale ist der absolute Wert der negativen Residuallast größer Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 25 als die Fernwärmelast. In diesem Fall kann die überschüssige Wärmeproduktion der PtH-Anlagen in Wärmespeicher gespeichert werden. In den Stunden, die genau auf der Diagonale liegen, ist die Fernwärmelast genau so groß wie der absolute Wert der Residuallast. Abbildung 3-6: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2020 Abbildung 3-7: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2030 26 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung Abbildung 3-8: Simultane Fernwärmelast und Residuallast für 2050 Die Dauerlinien des technischen Potenzials der PtH werden durch die Sammlung aller in den roten Rechtecken befindlichen Punkten festgelegt (vgl. Abbildung 3-9). Das technische Potenzial wird vom Minimum der Fernwärmelast und dem absoluten Wert der negativen Residuallast bestimmt. Die Fernwärmelast in GWth wird durch einen Umwandlungsfaktor von 87,1 % dividiert und in GWel umgerechnet. Bei der Umwandlung werden der thermische Wirkungsgrad der PtH-Anlagen mit 99 % und der Verlust durch Fernwärmeverteilung mit 12% berücksichtigt. Somit kann bis zu 20,3 GWel der absoluten negativen Residuallast aus jeweils 40 GWel im Jahr 2020 und 58,9 GWel im Jahr 2030 für PtH benutzt werden. Im Jahr 2050 kann bis zu 27,9 GWel der absoluten negativen Residuallast in Fernwärme intergiert werden. Die gesamte Menge des überschüssigen Stroms, der zur Fernwärmeversorgung transformiert werden kann, beträgt 0,97 TWhel im Jahr 2020, 2,7 TWhel im Jahr 2030 und 21,3 TWhel im Jahr 2050. Abbildung 3-9: Dauerlinien des technischen Potenzials von PtH Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 27 3.2 Wärmespeicher Die Hauptgründe, warum Wärmespeicher in einem Wärmeversorgungssystem eingesetzt werden, sind normalerweise die Reduzierung der Takthäufigkeit der Wärmeerzeuger und die Erhörung der Versorgungssicherheit. Das bekannteste Beispiel ist der Pufferspeicher, welcher bei der Einrichtung von Heizungsanlagen verwendet wird. In Fernwärmesystemen ist aber das Vorhandensein von Wärmespeichern für das PtH-System grundsätzlich nicht zwingend notwendig57. Trotzdem werden Wärmespeicher im großtechnischen Bereich heute zunehmend eingebunden, um den Betrieb von KWK-Anlagen zu optimieren, indem einerseits die Dimension bzw. die Einsatzzeiten des Spitzenkessels reduziert werden und andererseits eine flexiblere Bereitstellung der Regelenergien ermöglicht werden kann58. Zudem können die KWKAnlagen von Wärmespeichern profitieren, indem wegen der zeitlichen Entkopplung zwischen Wärmeerzeugung und Wärmeverbrauch ein längerer stromorientierter Anlagenbetrieb ermöglicht wird59. In diesem Kapitel werden die technischen Aspekte der Speicherarten, die insbesondere im Fernwärmebereich Verwendung finden, näher erläutert. Zudem wird deren Kostenanalyse durchgeführt. 3.2.1 Speicherart und Funktionsweise Wärmespeicher werden nach unterschiedlichen Merkmalen, wie z.B. Einsatztemperatur und Dauer des zu überbrückenden Zeitraums, differenziert. Generell lassen sich die Wärmespeicher nach verschiedenen physikalischen Speicherungsprinzipien in drei Kategorien unterteilen, nämlich die sensible thermische, latente thermische und thermochemische Speicherung (vgl. Abbildung 3-10). Die latenten und thermochemischen Wärmespeicher finden in der Regel nur in Spezialfällen Anwendung, wie beispielsweise bei der Klimatisierung von Gebäuden mit Phase Change Slurries (PCS) oder bei einigen besonderen industriellen Prozessen, bei denen hohe Temperaturen oder eine große thermische Energiedichte auf annähernd konstantem Temperaturniveau benötigt werden.60 61 Deswegen sind die beiden Varianten für die im Rahmen dieser Arbeit relevanten Wärmespeicher aus technischen und finanziellen Gründen wenig geeignet und werden daher nicht weiter untersucht. 57 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 58 Vgl. Bechem, et al. 06.2015 59 Vgl. Wünsch, et al. 12.2011 60 Vgl. Sterner und Stadler 2014 61 Vgl. Fisch, et al. 2005 28 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung Die sensiblen Wärmespeicher verfügen über eine ausgereifte Technik und sind im Vergleich zu den beiden anderen Wärmespeichertechnologien deutlich kostengünstiger62. Zudem wird im Bereich der Fernwärmeversorgung Wasser bzw. Wasserdampf als Wärmeträgermedium verwendet. Das für die Fernwärmeversorgung notwendige Temperaturniveau unter 130 °C kann auch grundsätzlich bei dem Einsatz von drucklosen und druckbehafteten Warmwasserspeicher erfüllt werden. In diesem Zusammenhang werden zumeist sensible thermische Energiespeicher mit Wasser als Speichermedium in Fernwärmenetzen eingesetzt; die Betrachtung weiterer Speicherarten ist somit nicht notwendig. Abbildung 3-10 Übersicht über die verschiedenen Technologien zur Speicherung thermischer Energie (Quelle: Sterner und Stadler 2014) Die am häufigsten eingesetzten Warmwasserspeicher lassen sich in zwei Typen unterscheiden. Die maximale Speichertemperatur druckloser Speicher liegt leicht unter der Siedetemperatur von Wasser bei 95 bis 99 °C. Es besteht aber somit die Notwendigkeit, in den Fällen, wenn eine höhere Vorlauftemperatur benötigt wird, das Speicherwasser vor der Einspeisung in das Fernwärmenetz vorzuheizen. Druckbehaftete Speicher können direkt überhitztes Wasser bei Temperaturen von 120 bis 130 °C bereitstellen. Im Vergleich zu drucklosen Speichern haben sie höhere Investitionskosten, aber eine um 30 bis 40% größere Speicherkapazität.63 Die physikalische Grundgleichung für die Berechnung der zu- oder abgeführten Wärmemenge von sensiblen thermischen Speichern lässt sich wie folgt beschreiben64: � � 62 Vgl. Sterner und Stadler 2014 63 Vgl. Wünsch, et al. 12.2011 64 Vgl. Sterner und Stadler 2014 = ∗ �� ∗ ∆ (3-3) Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 29 zu- oder abgeführte Wärmemenge in J � � Masse des Speichermediums in kg �� spezifische Wärmekapazität in J/(kg*K), bei Speichermedium mit Wasser ��, = . ∆ / ∗ Temperaturdifferenz in K Die für die speicherbare Wärmemenge entscheidende Temperaturdifferenz ist wesentlich von der Vor- und Rücklauftemperatur des Fernwärmenetzes abhängig, wobei der typische Wert von den großtechnischen Warmwasserspeichern laut der Angabe von Beer65 bei 40 K liegt. So kann das Ergebnis berechnet werden, dass in einem drucklosen Wärmespeicher pro m3 bis zu ca. 46,7 kWh an Wärme gespeichert werden können. 3.2.2 Anlagebestand Die Umschließungsmaterialien der Warm- bzw. Heißwasserspeicher sind Beton, Stahl und Kunststoff, wobei bei großen Speichern inzwischen wasserdichter Stahlbeton die ehemals verwendeten Stahlbleche verdrängt. Um die Wärmeverluste an der Außenwand möglichst zu minimieren, werden Wärmedämmstoffe mit großem Diffusionswiderstand eingesetzt66. In der Praxis werden in der Fernwärmeversorgung Wärmespeicher mit Volumen von einigen 1.000 bis mehrere 10.000 m3 errichtet. In Österreich befindet sich der größte Wärmespeicher Europas, welcher mit 50.000 Kubikmetern im Jahr 2008 von der EVN in Betrieb genommen wurde67. In Tabelle 3-6 sind einige große, in Europa gebaute und in Betrieb genommene Wärmespeicher aufgeführt. Tabelle 3-6: Übersicht der realisierten Wärmespeicher (eigene Darstellung, Daten entnommen aus: Beer 07.2011, Eller 04.2015) 65 Vgl. Beer 06.2011 66 Vgl. Sterner und Stadler 2014 67 Vgl. Beer 06.2011 30 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung Heute sind große KWK-Anlagen in der Regel noch nicht mit größerem Wärmespeicher eingerichtet. Da großtechnische Wärmespeicher in Fernwärmenetzen aktuell in geringer Stückzahl vorhanden sind und momentan auch vereinzelt installiert werden, wird deren installierte Leistung für die weitere Untersuchung vernachlässigt68. 3.2.3 Technische Daten  Technischer Wirkungsgrad Der technische Wirkungsgrad der Heißwasserspeicher hängt einerseits von der Dämmstärke und andererseits insbesondere vom Verhältnis von Oberfläche zu Volumen ab. Die spezifischen Verluste nehmen mit steigendem Volumen bei gleichbleibender Speicherform stark ab, weswegen zur Minimierung von Wärmeverlusten und somit zur Steigerung des technischen Wirkungsgrads ein geringes Oberflächen-Volumen-Verhältnis vorteilhaft ist.69 Laut Braun70 liegt der Wirkungsgrad sensibler Wärmespeicher bei nahezu 100%. Heilek71 hat für kleine, mittlere und große Heißwasserspeicher jeweils einen Zyklusnutzungsgrad mit 95%, 96% bzw. 97% angegeben. In Anlehnung daran wird 97% für Wärmespeicher, die üblichweise in Fernwärmenetze errichtet werden, angesetzt.  Technische Lebensdauer Die Lebensdauer der Speicher hängt einerseits von der Anzahl an Speicherzyklen, andererseits von dessen Alter und der eingesetzten Materialien ab. Sterner und Stadler72 haben angegeben, dass die sensiblen Wärmespeicher bis zu 5.000 Speicherzyklen lang betrieben werden können. Laut Groscurth und Bode73 wird von einer technischen Lebensdauer der Wärmespeicher von 25 Jahren ausgegangen. Die Lebensdauer für großtechnische Wärmespeicher sind in Fisch et al.74 mit 40 Jahren angegeben. In Wünsch et al.75 werden Lebensdauern für Wärmespeichersysteme in Verbindung mit KWK mit 40 bis 60 Jahren angesetzt. Für die weitere Diskussion wird die technische Lebensdauer der in der Fernwärmeversorgung eingesetzten Wärmespeicher mit 40 Jahren angenommen. 68 Vgl. Wünsch, Klotz, et al. 2013 69 Vgl. Sterner und Stadler 2014 70 Vgl. Braun 04.2015 71 Vgl. Heilek 09.2014 72 Vgl. Sterner und Stadler 2014 73 Vgl. Groscurth und Bode 02.2013 74 Vgl. Fisch, et al. 2005 75 Vgl. Wünsch, Thamling, et al. 12.2011 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 31 3.2.4 Ökonomische Daten Wie bei dem Elektrodenheizkessel werden die ökonomischen Daten für Wärmespeicher wie die Investitions- und Betriebskosten ebenfalls ermittelt. Die Varietät der Daten für bestehende und zu installierte thermische Speicher ist aus verschiedenen Fachliteraturen sehr groß, da die Kosten für Wärmespeichersysteme sehr stark vom Speichervolumen und den Gegebenheiten vor Ort, wie beispielsweise die Komplexität der Einbindung in das bestehende System und die eingesetzte Technik, abhängt76. Insbesondere sind große Heißwasserspeicher im Fernwärmebereich vereinzelt angefertigt und die Kosten davon können somit sehr stark variieren77.  Investitionskosten Die Investitionskosten der Wärmespeichersysteme setzten sich grundsätzlich aus drei Teilen zusammen, nämlich aus den spezifischen Investitionskosten für Speicherkapazität sowie für Lade- und Entladeleistung. Generell nehmen die kapazitätsspezifischen Kosten der thermischen Heißwasserspeicher stark mit zunehmendem Speichervolumen ab, da unter anderem der spezifische Materialverbrauch für die Dämmung aufgrund des sinkenden Oberfläche-Volumen-Verhältnisses reduziert ist. Im Vergleich zum drucklosen Heißwasserspeicher weisen die Druckspeicher aufgrund der in Serie geschalteten Behälter eine deutlich geringere Kostendegression mit dem Volumen auf78. In der vorliegenden Arbeit werden aber nur drucklose Heißwasserspeicher eingesetzt, da einerseits mehr als 80 % der bisher erkennbaren Projekte mit drucklosen Speichern errichtet wurden, und andererseits mehr Daten in Fachliteraturen zur Ermittlung der Kosten für drucklose Speicher zur Verfügung stehen79. Diese Skaleneffekte der Kosten in Abhängigkeit der Gesamtgröße des Speichers wurden aus verschiedenen Quellen mit unterschiedlicher Vorgehensweise berücksichtigt. In Nielsen80 wird für die durchschnittlichen spezifischen Kosten der Wärmespeicher für zentrale Anwendung 120 €/m3 angenommen. Rundel, et al. 81 haben für die spezifischen Investitionskosten der Warm- bzw. Heißwasserspeicher eine Bandbreite von 500 bis 7.000 €/MWhth angegeben. Bei Heilek und Eller erfolgen vergleichsweise detailliertere Unterscheidungen verschiedener Größenklassen der Wärmespeicher. In Heilek 82 werden die Warmwärmespeicher in drei 76 Vgl. Wünsch, Thamling, et al. 12.2011 77 Vgl. Heilek 09.2014 78 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 79 Vgl. Wünsch, Thamling, et al. 12.2011 80 Vgl. Nielsen 2011 81 Vgl. Rundel, et al. 09.2013 82 Vgl. Heilek 09.2014 32 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung Größenklassen unterteilt: klein (K), mittel (M), und groß (G) , wobei in Fernwärmenetzen der Speicher der Größenklasse G ein Speichervolumen von mehr als 10.000 m3 zugeordnet wird. Aufgrund der großen Abmessungen ist diese Größenklasse durch die geringsten spezifischen Kosten mit 2.000 €/MWhth gekennzeichnet. In Eller83 wird auf Basis der Untersuchung von Beer 84 eine Kostenfunktion in Abhängigkeit vom Speichervolumen druckloser Speicher ermittelt (Vgl. Abbildung 3-11). Zudem wird davon ausgegangen, dass 76 % der Netze mit Wärmespeichern in 2.449 m3 und 24 % der Netze mit Wärmespeichern in 171,4 m3 errichtet werden. Mithilfe der ermittelten Kostenfunktion und der Annahme einer Temperaturspreizung von 35 K liegen die durchschnittlichen spezifischen Speicherkosten bei 6.857 bis 13.470 €/MWhth. Abbildung 3-11: Spezifische Investitionskosten der drucklosen Wärmespeicher in Abhängigkeit des Speichervolumens (Quelle: Darstellung von Eller 2015, Daten entnommen aus Beer 2011) Der große Unterschied bzgl. der Abschätzung der kapazitätsspezifischen Kosten in den beiden Varianten liegt zunächst in den unterschiedlichen angenommenen Durchschnittsspeichergrößen für die neu installierte Speicherung. In diesem Zusammenhang werden im Rahmen dieser Arbeit Wärmespeicher in den vorher ermittelten PtH-Systemen (vgl. Tabelle 3-4) in geeigneter Größe klassifiziert. In Anlehnung an Götz, et al.85 und Fraunhofer IWES86 werden Speicherkapazität bzw. Speichervolumen für drei Reichweiten, 8h, 10h und 12h, für die Aufnahme der vollen Leistung des EHK berechnet. In Tabelle 3-7 wird die in jedem PtH-System zugeordnete Speichergröße dargestellt. Die jeweiligen spezifischen Kosten 83 Vgl. Eller 04.2015 84 Vgl. Beer 06.2011 85 Vgl. Götz, et al. 04. 2013 86 Vgl. Fraunhofer IWES 06. 2014 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung 33 werden mittels der Kostenfunktion in Abbildung 3.11 ermittelt. Durch die Gewichtung jeder Wärmenetzkategorie, wie bei der Betrachtung in Kapitel 3.1.4, ergeben sich durchschnittliche kapazitätsspezifische Investitionskosten von 4.417 €/MWhth für 12h-Reichweite, 4.650 €/MWhth für 10h-Reichweite und 4.908 €/MWhth für 8h-Reichweite. Tabelle 3-7: Spezifische Wärmespeicherkosten mit kombiniertem EHK für alle typischen Wärmenetze nach Wärmenetzkategorien Im Gegensatz zu den spezifischen Investitionskosten für Speicherkapazität sind die Baukosten der Be-und Entladeeinrichtung pro MWth Lade- und Entladeleistung von der Speichergröße unabhängig.87 Nach Heilek88 wird für die spezifischen Investitionskosten der Lade- und Entladeleistung jeweils 1.500 €/MWth angenommen. Dieser Wert lässt sich auch auf die in Rahmen dieser Arbeit verwendeten Wärmespeicher übertragen.  Jährliche anfallende Fixkosten In Fisch, et al.89 werden für Langzeitspeicher für die jährliche Instandhaltungskosten 1,0 % und für die betriebsgebundenen Kosten 0,25 % der Investitionskosten angenommen. Es wird deshalb in Rahmen dieser Arbeit für die jährlichen anfallenden Fixkosten von in Summe 1,25 % der Investitionskosten ausgegangen.  Variable Kosten Die variablen Kosten fallen hauptsächlich bei dem Betrieb der Speicherladepumpen an. Es wird in der vorliegenden Arbeit angenommen, dass die variablen Betriebskosten durch den Betrieb eventuell zusätzlicher Speicherladepumpen vernachlässigt werden können. 87 Vgl. Raab, et al. 04.2005 88 Vgl. Heilek 09.2014 89 Vgl. Fisch, et al. 2005 34 Elektrodenheizkessel in der Fernwärmeversorgung Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher 35 4 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher Das folgende Kapitel liefert zunächst die Grundlagen der Energiesystemmodelle. Aufbauend auf dem Optimierungsmodell TIMES wird insbesondere die Modellierung der PtH-Anlagen und Wärmespeicher näher erläutert. 4.1 Energiesystemmodelle Allgemein Energiesystemmodelle beschreiben die Energieflüsse der verschiedenen Primärenergiequellen über die verschiedenen Umwandlungsstufen, den Transport und die Verteilung bis hin zu den energienutzenden Prozessen in den diversen Nachfragenbereichen. Sie bestehen aus Energienachfrage- bzw. Energiebedarfsmodellen und Energieversorgungsmodellen. Da in der dieser Arbeit bei der Modellanwendung keine detaillierte Ermittlung des Energiebedarfs erfolgen wird, sondern dieser exogen eingegeben wird, können Energiesystemmodelle und Energieversorgungsmodelle als zwei gleichwertige Begriffe betrachtet werden. Bezüglich der mathematischen Methoden und Modellanwendungen zählt das in dieser Arbeit verwendete Energieversorgungsmodell zu den linearen Optimierungsmodellen. Lineare Optimierung bzw. Programmierung ist eine Klasse von Optimierungsaufgaben. Ermittelt wird das Maximum oder Minimum einer linearen Zielfunktion mit endlich vielen Entscheidungsvariablen. Die Nebenbedingungen sollen Gleichungen oder Ungleichungen der Entscheidungsvariablen sein und müssen linear sein. Die allgemeine Form der linearen Optimierung ist im Folgenden dargestellt:90 Zielfunktion: Nebenbedingung: Nichtnegativitätsbedingung: �j ∑ / ∈� � ≥ � ∑ � ≥ ∈� � Entscheidungsvariable Index der Entscheidungsvariablen von 1 bis n Index der Gleichungen von 1 bis m j 90 j Vgl. Fahl 2012 Koeffizient der Entscheidungsvariablen �j in der Zielfunktion Koeffizient der Entscheidungsvariablen �j in der Gleichung i Konstante rechter Seite der Gleichung i (4-1) (4-2) (4-3) 36 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher Die für das Energieversorgungssystem typisch verwendeten Nebenbedingungen bzw. Restriktionen sind unter anderem Energiebilanzgleichungen, Transformationsgleichungen und Kapazitätsgleichungen. Energiebilanzgleichungen bedeutet, dass die gesamte Bereitstellung eines bestimmten Energieträgers nicht kleiner sein muss als die gesamte Nachfrage. Es kann auch sein, dass die Restriktion auf die kumulierte Bereitstellung über den Modellzeitraum eingehalten werden muss. Mit der Transformationsgleichung werden die Zusammenhänge zwischen Ausgangswerten und Eingangswerten eines Prozesses festgelegt. Zudem wird die zur Verfügung stehende Leistung oder Energiemenge der Anlagen, die produziert werden kann, mittels Kapazitätsrestriktion gegeben. Typische Zielfunktionen sind beispielsweise Gewinnmaximierung, Kosten- und Emissionsminimierung usw. Anhand der festgelegten Restriktionen wird zusätzlich der zulässige Variablenraum definiert, in welchem ein Optimalpunkt durch die Zielfunktion bestimmt wird. 4.2 TIMES Modell zur Bewertung der PtH-Einsätze und Wärmespeicher 4.2.1 Der Modellgenerator TIMES Das lineare Optimierungsmodell TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) ist ein Modellgenerator für lokale, regionale, multiregionale, nationale und globale Energiesysteme. TIMES zeichnet sich durch seine prozessorientierte Abbildung mittels des Referenzenergiesystems (RES), die hohe unterjährige Auslösung, die prozess- und güterspezifischen Wirkungsgrade und die Möglichkeit des Austauschprozesses zwischen Regionen aus. In TIMES wird die Modellstruktur, die durch ein RES und die zeitliche Struktur definiert wird, und die eingegebenen technischen und ökonomischen Daten sowie Lastgänge getrennt betrachtet. Die mathematischen Modellgleichungen und Lösungsverfahren werden davon ebenfalls getrennt. Auf Basis des Modell-Inputs hat TIMES das Ziel, bei der Erreichung minimaler Gesamtsystemkosten Investitionsentscheidungen für neue Technologien, die Primärenergieeinsätze sowie das In- und Export zwischen den Regionen zu treffen.91 Das für diese Arbeit verwendete Modell bildet hauptsächlich den Strom- und Fernwärmesektor in Deutschland ab. Innerhalb des Modells werden die Umwandlung von Primärenergie bis zur vorgegebenen Endnachfrage sowie der Transport und die Verteilung des Stroms und der Fernwärme entlang der gesamten Prozesskette betrachtet. Dabei können Strom- und Wärmeverluste berücksichtigt werden. Die Erzeugungsprozesse werden im Modell durch die beiden Gruppen der konventionellen und fluktuierenden Erzeugung unterschieden. Konventionelle Stromerzeugung umfasst im Modell die Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken, Kernkraftwerken sowie die grundlastfähigen erneuerbaren Energieerzeugungseinheiten, wie das Biogas-KW, das Klär- und Deponiegas-KW, das Wasserkraftwerk sowie die Biomasse- und Müll-KWK91 Vgl. Loulou 07.2016 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher 37 Anlage. Unter fluktuierender Erzeugung wird die Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie verstanden. Die zeitliche Auflösung des vorliegenden Modells beträgt 8760 Stunden, womit ein Jahr modelliert wird. Im Modell wird Deutschland als eine Region simuliert. Es werden keine Importe und Exporte von Strom und Fernwärme berücksichtigt. Um die Preise der Primärenergieträger einzubeziehen, werden hingegen deren Importprozesse abgebildet. Die Kapazitäten und die Restriktionen bezüglich des Zubaus der Kapazitäten der elektrischen Speicher werden von der Arbeit von Herrn König und Herrn Breuer übernommen. Dazu gehören die Speichertypen Pumpspeicherwerke, adiabate und diabate Druckluftspeicher sowie Speicher von Elektromobilität. Zusätzlich wird die Modellstruktur noch um den Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher erweitert. 4.2.2 Modellierung der PtH-Anlagen und Wärmespeicher Die Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher sind in Abbildung 4-1 als Prozesse im RES dargestellt. Da die regionale Besonderheit des Fernwärmesektors nicht im Rahmen dieser Arbeit berücksichtigt werden können, wird jeweils ein repräsentativer Prozess für Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher in Fernwärme abgebildet. Abbildung 4-1: Modellstruktur von EHK und Fernwärmespeicher 38 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher Der Elektrodenheizkessel stellt einen Umwandlungsprozess zwischen Strom- und Wärmesektor dar und kann den aus dem Stromnetz aufgenommenen Strom in Wärme umwandeln. Die Transformationsgleichung des EHK ist im Folgenden dargestellt:92 ��,�� , ��,�� ,�� , , ∗ ∑�∈�� �,�, , ∗ = ∑�∈�� �,�, , (4-4) �,�, , Gruppen von Energieträgern (commodity group) c oder einzelner Energieträger; für EHK ist Strom und Fernwärme Wirkungsgrad zwischen den Flüssen der Energieträger der Gruppe ,�� , , und in Zeitperiode t und Zeitsegment s Koeffizient des Energieträgers c des Prozesses p in Zeitpariode t und �,�, , Zeitsegment s Gesamtfluss des Prozesses p für Energieträger c in Zeitpariode t und �,�, , Zeitsegment s Die Wärmespeicher werden im Modell aus drei Prozessen und einer Dummy-Commodity bestehend modelliert, wodurch es möglich ist, zwischen Be- und Entladungsvorgängen sowie Speicherungsvorgängen zu unterscheiden. Durch diese Form der Modellierung können zudem unterschiedliche Parameter dem jeweiligen Prozess zugeordnet werden. Die Ein- und Ausspeicherung werden als „Standard Prozess“ definiert, während der Speicher selbst hingegen als „Storage Prozess“ abgebildet wird.93 Der Wärmespeicher wird als Time Slice Storage modelliert, da die stündlichen Schwankungen der Erzeugungs- und Verbrauchslast innerhalb der Modellperiode untersucht werden. Die mathematische Gleichung des Time Slice Storage wird im Folgenden dargestellt:94 � _�� , , ,�, = � _�� � _� 92 Vgl. Blesl 2015 93 Vgl. Loulou 07.2016 94 Vgl. Remme 2006 �� , , ,�, − , , ,�, , + + � _ + � _�� _� , , ,�, − , , ,�, − , ,�, − − � / ∗ � _ , , ,�, − , ,�, ∗ − (4-5) Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher 39 Prozess Region Zeitsegment t v Modellperiode Baujahr _� Dauer der Zeitsegmente _� Zufluss des Speichers _ Verlust des Speichers _ Variable des Output-Flusses in den Speicherprozess � _�� � _ Variable der Aktivität Variable des Input-Flusses in den Speicherprozess Der exogene Speicherzufluss STG_CHRG wird bei der Modellierung der Wärmespeicher nicht berücksichtigt. Die Aktivität VAR_ACT eines Speichers wird im Gegensatz zu Standardprozessen als dessen Speicherinhalt definiert. Die Kapazität eines Speichers entspricht seinem maximalen Speichervolumen. Eine detaillierte Darstellung der Eingangsparameter für Wärmespeicher wird in Kapitel 5.1.5 gegeben. 40 Methodische Ansätze zur Bewertung der EHK und Wärmespeicher Szenarien 41 5 Szenarien zur Optimierung des Zubaus und des Einsatzes von EHK und Wärmespeicher Mithilfe der folgenden Szenarien soll eine Perspektive für den optimalen zukünftigen Zubau von EHK und Wärmespeicher in die Fernwärmeversorgung aufgezeigt werden. Zentrales Augenmerk wird auf den Ausgleich von Stromschwankungen zwischen Stromlast und -erzeugung sowie auf die Flexibilität der Strom- und Wärmeerzeugung durch den Einsatz von EHK und Wärmespeicher gelegt. Im ersten Abschnitt des Kapitels werden die Szenarienannahmen und Festlegungen der Modellierung betrachtet. Dabei werden zum einen die Jahresganglinien für PV, Offshore, Onshore, Strom- und Fernwärmelast dargestellt und zum anderen die technischen und ökonomischen Festlegungen der Kraftwerke und Speicheroptionen sowie PtH-Anlagen und Wärmespeicher aufgezeigt. In nächsten Abschnitten 5.2 und 5.3 werden für die betrachteten Szenarien die Modellergebnisse präsentiert. Dabei werden anhand eines BASIS-Szenarios die ersten Ergebnisse der Optimierung aufgezeigt. Weitere Vergleichsszenarien sind notwendig, um die Zusammenhängen im Energiesystem und die Auswirkungen einzelner Systemkomponenten besser zu verstehen. Das primäre Optimierungsziel ist die Minimierung der gesamten berücksichtigten Systemkosten unter Einhaltung der vorgegebenen Restriktionen, die in Kapitel 5.1 erläutert werden. Als primäres Ergebnis wird die Struktur und Dimensionierung neuer Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen ausgegeben. Von besonderer Bedeutung sind hierbei die sektorübergreifenden Anlagentypen, d. h. KWK-Anlagen und elektrische Wärmeerzeuger. Der Anteil der KWKAnlagen an der Stromerzeugung und der Anteil der elektrischen Wärmeerzeuger an der Wärmeerzeugungsstruktur werden deshalb energiebezogen für jedes Szenario angegeben. Hinzu kommen die Struktur und die Dimensionierung der elektrischen und thermischen Speicher. Zudem wird der zeitliche Einsatz von Anlagen untersucht. Auch hier sind besonders die elektrischen Wärmeerzeuger und die thermischen Speicher interessant. Außerdem werden die Auswirkungen des Speichereinsatzes und des Einsatzes elektrischer Wärmeerzeuger auf die Residuallast untersucht. Der Strompreis und die Systemkosten sind ebenso Untersuchungsgegenstände. 5.1 Szenariendefinition und Annahmen der Simulation Im Rahmen dieser Arbeit werden insgesamt ein BASIS-Szenario und drei Vergleichsszenarien entwickelt. Die Festlegungen für alle betrachteten Szenarien werden in Tabelle 5-1 dargestellt. Im BASIS-Szenario werden die Jahre 2020, 2030 und 2050 simuliert. Bei anderen Vergleichsszenarien wird nur das Jahr 2050 simuliert, wobei die Eingangsparameter gegenüber denen aus dem Jahr 2050 des BASIS-Szenarios zusätzlich variiert werden. Zur Bewertung der Kopplung 42 Szenarien zwischen Strom- und Wärmesektor ist insbesondere der zukünftige Einsatz elektrischer Wärmeerzeuger von Bedeutung, weshalb Szenarien ohne neue Elektroheizkessel („ohneEHK“) untersucht werden. Aber auch die Konkurrenz zwischen elektrischen und thermischen Speichern spielt in diesem Zusammenhang eine Rolle, weshalb in zwei weiteren Szenarien jeweils eine der beiden Speicheroptionen nicht zugelassen ist („ohneES“, „ohneWS“). Die Ergebnisse werden mit denen des Jahres 2050 des BASIS-Szenarios verglichen. Alle Szenarien orientieren sich am Energiekonzept der Bundesregierung bezüglich des Erneuerbare Energie-Ausbauziels am Gesamtstromverbrauch. Durch Festlegungen von Kapazitäten im Kraftwerkspark werden in den Szenarien folgende Anteile der EE am Gesamtstromverbrauch angestrebt:    Jahrgang 2020: 35 % Jahrgang 2030: 50 % Jahrgang 2050: 80 % Tabelle 5-1: Übersicht über die Szenarien und deren Beschreibung Auf Basis der vorherigen Kapitel werden grundsätzliche Annahmen für die nachfolgende lineare Optimierung getroffen. Hierfür wurden entsprechende Annahmen vorheriger studentischer Arbeiten von Herrn König95 und Herrn Breuer96 übernommen und angepasst. Nicht berücksichtigt werden Systemdienstleistungen wie Regelleistung oder Flexibilisierungsoptionen wie Demand-Side Management oder Stromimport und -export Deutschlands mit seinen Nachbarländern. Die Kraftwerkkapazitäten und der Ausbau erneuerbarer Energien wurden aus dem Modell von Herrn Simon Breuer übernommen, der seine Annahmen auf das Energiekonzept der Bundesregierung bezüglich des Ausbauziels der erneuerbaren Energien stützt. Im Modell wurden für die elektrischen Energiespeicher nur die Pumpspeicherkraftwerke (PSW), adiabate und diabate Druckluftspeicher (AA-CAES, D-CAES) sowie die Speicher für Elektromobilität (BEV-Speicher) berücksichtigt. Bei der Simulation wurde in allen Szenarien die Nutzung der Elektromobilität lediglich von Vollzeitbeschäftigten mit dem Lademuster 1 95 Vgl. König 07.2013 96 Vgl. Breuer 01.2015 Szenarien 43 betrachtet, da aus der Schlussfolgerung von Breuer einerseits diese Nutzengruppe sich durch hohe Fahrleistung und damit einhergehenden hohem Verbrauch auszeichnet, und andererseits die BEV mit dem Einsatz des Lademusters 1 vorrangig als Speicher genutzt werden können. Um die Auswirkung der volatilen Erneuerbaren auf die Strom- und Wärmeerzeugung bewerten zu können, werden die Einspeisecharakteristik aus PV, Offshore- und Onshore-Windkraft sowie der Verbrauchslasten in stündlicher Auflösung exogen vorgegeben. Eine stündliche Auflösung wird im Rahmen dieser Arbeit gewählt, da somit die wesentlichen Schwankungen der PV und Windenergie mit möglichst geringer Komplexität und hoher Genauigkeit abgebildet werden können. Für das gesamte Modell wird ein Diskontzinssatz von 9 % pro Jahr angenommen. 5.1.1 Vorgegebene Lasten  Stromlast Auf Basis der von der ENTSO-E veröffentlichten Stundenmittelwerte der allgemeinen Versorgung für das Jahr 2010 wird die Stromlast abgebildet. Die Daten stellen den Stromverbrauch inklusive Netzverluste dar. Nicht berücksichtigt sind der Stromverbrauch von Pumpenspeicherkraftwerken und Hilfseinrichtungen zur Stromerzeugung. Für alle Szenarien und Modelljahre wird angenommen, dass die Lastcharakteristik gleichbleibt. Der Stromverbrauch beträgt 488,6 TWh/a. In Abbildung 5-1 ist die jährliche Stromlast auf Stundenbasis dargestellt. Abbildung 5-1: Stromlast 2010 im Jahresverlauf 44 Szenarien  Fernwärmelast Da die Strom- und Wärmeproduktion durch die KWK- und PtH-Anlagen gekoppelt sind, muss die Fernwärmelast ebenfalls auf Stundenbasis abgebildet werden. In dem Punktmodell wird lediglich die gesamte Fernwärmelast betrachtet, die jährlich 97,2 TWh beträgt und analog zur Stromlast in ihrem Verbrauchsniveau und ihrer Charakteristik für alle Szenarien und Modelljahre als konstant angenommen wird. Es zeichnet sich aber eine deutliche saisonale Schwankung mit Maxima in Dezember bis Februar und Minima in Mai bis September ab. Die gesamte Fernwärmelast wird in Abbildung 5-2 im Jahresverlauf dargestellt. Abbildung 5-2: Fernwärmelast 2010 im Jahresverlauf 5.1.2 Ganglinien der fluktuierenden erneuerbaren Energien Um die Volatilität der Stromerzeugung aus Wind und Solar abzubilden, werden die Ganglinien aus Photovoltaik-Modulen sowie Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen exogen vorgegeben. Als Datenbasis gilt die viertelstündliche Einspeisung im Jahr 2010, welche auf stündliche Werte umgerechnet wird.97  PV-Ganglinie Die stündliche Auslastung der PV-Anlagen wird für alle Szenarien und Modelljahre als unverändert angenommen. Sie berechnet sich aus den jeweils stündlich ermittelten Strahlungsleistungen bezogen auf die maximale Strahlungsleistung von 900 W/m² im Jahr. Die tatsächliche stündliche Einspeisung der PV-Anlagen, die bei jedem Szenario und Modelljahr in das Modell 97 Vgl. König 07.2013 Szenarien 45 eingeht, wird durch Multiplikation der jeweils stündlichen Auslastung mit den jeweiligen für die Modelljahre angenommene Kapazität festgelegt. (vgl. Tabelle 5-2) Abbildung 5-3: Auslastung der PV-Anlagen im Jahresverlauf  Onshore- und Offshore-Ganglinie Datenbasis für die Simulation des Windlastgangs sind die Veröffentlichungen aus dem Trade Wind Projekt98. Es wird zwischen Onshore- und Offshore-Erzeugung unterschieden. Für beide Ganglinien stellt das dargestellte Jahr ein überdurchschnittlich hohes Windaufkommen dar. Anhand der Angaben im TradeWind-Projekt wird ermittelt, dass Onshore-Anlagen eine maximale Auslastung von 83 % haben und Offshore-Anlagen eine von 89 %. Die beiden Werte werden im Modell jeweils auf 100 % hochskaliert und entsprechen der maximalen Belastungsspitze. Somit errechnet sich im Modell die tatsächliche stündliche Einspeisung aus Onshoreund Offshore-Windanlagen durch Multiplikation der hochskalierten stündlichen Auslastung mit den jeweils für die Modelljahre angenommenen Kapazitäten. Anhand Abbildung 5-4 ist zum einen erkennbar, dass die saisonalen Schwankungen der Windlastgänge mit Aufkommen häufigerer Lastspitzten in den Frühjahrs-, Herbst-, und Wintermonaten und eines Minimums im Sommer deutlich schwacher als die des PV-Lastgangs sind, und zum anderen, dass die Offshore-Einspeisung über das Jahr hinweg deutlich höher als die Onshore-Einspeisung ist. 98 Vgl. Trade Wind 2007 46 Szenarien Abbildung 5-4: Auslastung der Windkraftanlagen im Jahresverlauf Es wird bei der Modellierung kein Curtailment für fluktuierende Erneuerbare zugelassen, da die Ganglinien von PV, Onshore und Offshore als Must-Run-Units abgebildet werden. Das Modell muss in diesem Zusammenhang immer deren Erzeugung berücksichtigen und kann auf keinen Fall die eingespeiste Leistung anpassen. Die Residuallast entspricht somit der Stromlast abzüglich der Ganglinien aus PV, Off- und Onshore. Aufgrund der Regierungsziele, dass in Zukunft ein Großteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bereitgestellt wird, wird weiterer Zubau von Kapazitäten der PV, On- und Offshore angenommen. Die installierten Leistungen von erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020, 2030 und 2050 werden in Tabelle 5-2 aufgeführt. Tabelle 5-2: Installierte Leistungen von erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020, 2030 und 2050 5.1.3 Konventioneller Kraftwerkspark Aufbauend auf den Arbeiten von Herrn König und Herrn Breuer besteht der konventionelle Kraftwerkpark aus fossilen Kraftwerken, Kernkraftwerken, KWK-Anlagen sowie nicht-fluktuierenden erneuerbaren Energie-Anlagen. Die erzeugende Last durch den konventionellen Kraftwerkspark ist abhängig von der bedarfsabhängigen Last abzüglich der Erzeugung aus PV und Windenergie. Die am Anfang des Modellzeitraums bestehenden Kapazitäten des Kraftwerkparks werden in Tabelle 5-3 aufgeführt und variieren aufgrund der unterschiedlichen politischen und wirtschaftlichen Annahmen. Szenarien Tabelle 5-3: 47 Vorinstallierte Leistungen des kon. Kraftwerkparks für das Jahr 2020, 2030 und 2050 Installierte Leistung (NCAP_PASTI) GWel 2020 2030 2050 BHKW 3,5 5,5 1,5 Biogas-KWK 2,9 3,2 3,4 Biomasse-KWK 3,4 3,4 6,4 Braunkohle-KW 21,5 18,6 9,9 Braunkohle-KWK 1,3 1,3 1,3 GT-Anlage 4,5 3 40,2 GuD 4,4 4,3 0,5 KKW 8,1 0 0 KWK-GuD 14,4 17,7 3,7 Müll-KWK 0,6 0,6 0,5 Steinkohle-KW 25,2 24,4 7,2 Steinkohle-KWK 8 4,6 0,5 Wasser-KW 5,4 5,5 5,5 In den Anhängen B-1 bis B-3 sind die charakteristischen technischen und ökonomischen Kennwerte für den konventionellen Kraftwerkspark aufgeführt. Die Werte wurden aus dem TIMES Modell des Instituts für Energiewirtschaft und rationelle Energieanwendung der Universität Stuttgart übernommen und für die Modelljahre 2020, 2030 und 2050 als konstant angenommen. Hierbei zählen die nicht fluktuierenden erneuerbaren Energie-Anlagen ebenfalls zum konventionellen Kraftwerkspark, da ihr Zubau genau geplant werden kann99. 5.1.4 Elektrische Speicheroptionen Die Technologien zur Speicherung von elektrischer Energie, die in diesem Modell berücksichtigt werden, sind Pumpspeicherkraftwerke, der adiabate und diabate Druckluftspeicher sowie Speicher für Elektromobilität. Die elektrischen Speicher verschiedener Art können zum einen 99 Vgl. Breuer 01.2015 48 Szenarien den Strom bei Überproduktion der erneuerbaren Energien vom Netz abnehmen und stehen in diesem Sinne in Konkurrenz zu der PtH-Technologie. Zum anderen kann der Strom mit dem Einsatz elektrischer Speicher wieder ins Stromnetz eingespeist werden, wenn die bedarfsabhängige Stromlast die Erzeugung der erneuerbaren Energien übersteigt und somit ein Stromdefizit besteht, was bei der PtH-Anlage jedoch nicht der Fall ist.  reine Stromspeicher Unter reinen Stromspeichern versteht man, dass nur Energie in Form von Strom bei der Einspeicherung und Ausspeicherung möglich ist. Unter den vier Typen der elektrischen Speicher, die im Modell abgebildet wurden, sind Pumpspeicherkraftwerke sowie adiabate und diabate Druckluftspeicher reine Stromspeicher. Die Kennwerte für diese wurde aus dem Modell von Herrn König übernommen und in den Anhängen B-4 bis B-7 aufgeführt. Die Charakterisierung der Speicher, die im Anhang B-4 bis B-6 dargestellt wird, ändert sich für die Modelljahre nicht mehr. Nur die Begrenzung der Speicherkapazität für jedes Zeitsegment variiert zwischen den Modelljahren. Diese wird in das Modell integriert, um einen unrealistischen Zubau der Speicher zu verhindern.  Elektro- und Dieselfahrzeuge Im Gegensatz zum reinen Stromspeicher kann die gespeicherte elektrische Energie im BEVSpeicher entweder in das Stromnetz ausgespeichert werden oder mittels eines Elektromotors in Fahrleistung umgewandelt werden. In der Simulation werden die Modellstruktur sowie die Kenndaten zur Abbildung der Elektro- und Dieselfahrzeuge aus der Arbeit von Herrn Breuer übernommen. Das Modell kann auswählen, ob die vorgegebenen Fahrzeugkilometer durch Elektro- oder Dieselfahrzeuge abgedeckt werden, um unter den gleichen Rahmenbedingungen ein Kostenminimum zu erzielen. Da der Einsatz der Elektrofahrzeuge wesentlich durch das Nutzerverhalten beeinflusst wird, wird der Umwandlungsprozess für verschiedene Nutzergruppen separat abgebildet. In den folgenden Szenarien wird aufgrund der größten zu erwartenden Auswirkungen lediglich die Nutzergruppe ‚Vollbeschäftigte mit intensiver Fahrleistung‘ betrachtet, unter welcher noch fünf kleinere Nutzergruppen durch unterschiedliche Verfügbarkeit der Elektromobilität bzw. des BEV-Speichers angegeben werden. In Tabelle 5-4 wird beispielsweise die stündliche Verfügbarkeit der Fahrzeuge montags bis freitags für die Nutzergruppe ‚Vollzeitbeschäftigte Büro‘ aufgeführt. Es wird zudem angenommen, dass die gesamte Anzahl der BEV sich mit der Zeit erhöht (vgl. Tabelle 5-5), während der prozentuale Anteil jeder Nutzergruppe konstant bleibt (vgl. Tabelle 5-6). Aufbauend darauf werden die Fahrleistung und die Obergrenze der Speicherkapazität nach Nutzergruppen heruntergerechnet. Zur Ein- bzw. Ausspeicherung werden im Modell die Ladestationen mit einer Leistung von 3,7 kW, 11 kW und 60 kW berücksichtigt. Die Kennwerte zur Ein- bzw. Ausspeicherung, die in Szenarien 49 Anhang B-9 dargestellt werden, lassen sich für alle Modelljahre nicht differenzieren. Allerdings wird eine Degradation von Investitionskosten mit 1,25 % pro Jahr für die Ein- bzw. Ausspeicherung berücksichtigt. In der Arbeit von Herrn Breuer wurden die Ladenvorgänge des BEV zusätzlich mit einer Beschränkung der Ladung in bestimmten Zeitsegmenten vorgegeben. Somit wurden fünf verschiedene Lademuster bei der Einspeicherung der elektrischen Energie modelliert und die Ergebnisse verglichen. Auf Basis der Schlussfolgerung seiner Arbeit, dass bei dem ungesteuerten Lademuster die höchste Speichermenge bzw. Speicherkapazität zugebaut wird und dabei vorrangig durch die Elektromobilität gedeckt wird, wird im Modell der vorliegenden Arbeit nur das ungesteuerte Lademuster berücksichtigt, um die konkurrenzfähige Technologie darzustellen. Alle notwendigen Kennwerte zur Abbildung des Ein- und Ausspeicherungsvorgangs, des BEV-Speichers selbst sowie des Elektro- und Dieselmotors werden in den Anhängen B-9 bis B-14 aufgeführt. Tabelle 5-4: Verfügbarkeit der Fahrzeuge der Nutzergruppe ‚Vollzeitbeschäftigte Büro‘ 50 Szenarien Tabelle 5-5: Zeitliche Entwicklung der Anzahl der BEVs und des Verbrauchs eines BEVs Tabelle 5-6: Prozentualer Anteil der BEV der Nutzergruppen 5.1.5 PtH und Wärmespeicher Die Charakterisierung der PtH-Anlage wird auf Basis der technischen und ökonomischen Daten, die in Kapitel 3 diskutiert wurden, in Tabelle 5-7 aufgeführt. Obwohl im vorherigen Kapitel die Strombezugskosten für die PtH-Einsätze ermittelt wurden, wird bei der Modellierung angenommen, dass die Elektrodenheizkessel nur unter der Voraussetzung keiner variablen Kosten beim Fremdstrombezug eingesetzt werden. Keine Ober- oder Untergrenze der installierten Kapazität wird für die PtH-Anlagen und Wärmespeicher eingestellt. Zusätzlich wird hier angenommen, dass aufgrund der momentan im Fernwärmebereich noch sehr niedrigen Zubauten der Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher am Anfang des Modellzeitraums keine zugebauten Kapazitäten für beiden Prozesse vorhanden sind. Die Eingangsdaten werden in Tabelle 5-7 und 5-8 aufgeführt. Tabelle 5-7: Charakterisierung Elektrodenheizkessel Parameter EHK FLO_FUNK 0,99 NCAP_COST [€/kWel] 107 NCAP_FOM [€/kWel] 1,3375 NCAP_TLIFE [a] 20 Szenarien Tabelle 5-8: 51 Charakterisierung Wärmespeicher 0,984 Ausspeicherung 0,984 1.500 1.500 NCAP_FOM Ein- und Aussp.:[€/kW] Speicher: [€/GJ] - - 16,1458 NCAP_TLIFE [a] 40 40 40 Parameter Einspeicherung FLO_FUNK NCAP_COST Ein- und Aussp.:[€/kW] Speicher: [€/GJ] Speicher 0,99 1.291,7 5.1.6 Energieträgerpreis Die Energieträgerpreise wurden aus dem Modell von Herrn König und Herrn Breuer übernommen und zusammengefasst in Anhang B-15 dargestellt. 5.1.7 CO2-Restriktion Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Treibhausgasemissionen in Deutschland bis zum Jahr 2020 bezogen auf das Basisjahr 1990 um 40 %, bis 2030 um 55 %, und bis 2050 um 80 % zu reduzieren 100 . Die vom Umweltbundesamt veröffentlichten CO2-Emmisionen durch die deutsche Energiewirtschaft im Jahr 1990 betrug 424 Mio. Tonnen. Auf dieser Basis wird die Obergrenze der CO2-Emissionen für die Jahre 2020, 2030 und 2050 berechnet und in Tabelle 5-9 aufgeführt. Tabelle 5-9: 100 Restriktion der CO2-Emissionen CO2-Emission 2020 2030 2050 COM_BNDNET [Tsd. t/a] 254.400 190.800 84.800 Vgl. Die Bundesregierung kein Datum 52 Szenarien 5.2 BASIS-Szenario In diesem Abschnitt werden die aufbereiteten Simulationsergebnisse des BASIS-Szenarios dargestellt. Die Grundlage für dieses Szenario sind die Eingangsdaten aus Kapitel 5.1. 5.2.1 Stromsektor Die folgenden Kapitel zeigen die Simulationsergebnisse des BASIS-Szenarios für den Stromsektor. Hierbei wird vor allem die Kraftwerksstruktur, die Erzeugungsmengen elektrischer Energie nach Kraftwerkstyp sowie die Kapazität und Art der elektrischen Speicher dargestellt. Kraftwerke In Abbildung 5-5 wird die installierte elektrische Kraftwerksleistung bestehender und neuer Kraftwerke aufgeteilt nach Anlagentypen dargestellt. Zu den Kraftwerken gehören nicht die Anlagen, die zur gesetzten Stromerzeugung gerechnet werden. Das bedeutet, dass Photovoltaikanlagen, Windenergieanlagen, Wasserkraftanlagen und die nicht-fluktuierenden EE-Anlagen nicht berücksichtigt sind. Trotz der Zunahme der elektrischen Wärmeerzeugung zwischen dem Jahr 2020 und dem Jahr 2050 (vgl. Kapitel 5.2.2) wird insgesamt immer weniger elektrische installierte Leistung aus dem Kraftwerkpark zur Lastdeckung benötigt. Abbildung 5-5: Installierte elektrische Kraftwerksleistungen im BASIS-Szenario Szenarien 53 Der Anteil der in den drei Jahren neu installierten Leistung an der Gesamtleistung ist gering (weniger als 1 % für 2020 und 2030, ca. 10% für 2050), da der Einsatz von Bestandsanlagen günstiger ist als der Bau und Einsatz neuer Kraftwerke. Abbildung 5-5 zeigt, dass die Kernkraftwerke ab 2020 außerbetrieb genommen werden. Im Jahr 2020 und 2030 wird noch viel elektrische Leistung durch Braun- und Steinkohlekraftwerke ohne Wärmeauskopplung und Steinkohle-KWK-Anlagen mit Wärmeauskopplung gesichert. Im Jahr 2050 sind dagegen anteilsmäßig deutlich weniger Kohlekraftwerke und vermehrt Gasturbinen als reine Stromerzeugungsanlagen und Biomasse-KWK-Anlagen mit Wärmeauskopplung installiert, da sich die Leistung durch die beiden Arten der Anlagen kostengünstiger sicherstellen lassen. Die installierten Leistungen von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien wurden bereits in Tabelle 5-2 dargestellt. Abbildung 5-6 zeigt die elektrischen Erzeugungsmengen nach Anlagentyp. Die Darstellung enthält die fluktuierenden und nicht-fluktuierenden EE-Anlagen sowie alle konventionellen Kraftwerke. Während in den Jahren 2020 und 2030 vergleichbar viel Steinkohle- wie Braunkohle-Kraftwerke installiert werden, werden bei der Stromerzeugung überwiegend Braunkohle-Kraftwerke aufgrund des niedrigeren Brennstoffpreises eingesetzt. Darüber hinaus ist zu erkennen, dass im Jahr 2050 der Beitrag von Gasturbinen an der Stromerzeugung deutlich geringer ausfällt als deren Anteil an der installierten Leistung, was auf die geringen Volllaststunden pro Jahr dieser Anlagen zurückzuführen ist. Die Gasturbinen haben in dem Zusammenhang ca. 88 Stunden Volllaststunden im Jahr 2050 und werden daher als klassische Spitzlastkraftwerke eingesetzt. Abbildung 5-6: Erzeugung der elektrischen Energie im BASIS-Szenario 54 Szenarien Hinsichtlich des Anteils der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen und aus erneuerbaren Energien am Gesamtstromverbrauch, d. h. einschließlich des Verbrauchs für elektrische Wärmeerzeuger und Elektrofahrzeuge, ergeben sich die in Tabelle 5-10 aufgezeigten Werte. Im Jahr 2020, 2030 und 2050 wird jeweils 106 TWh, 120 TWh bzw. 84 TWh elektrische Energie von KWK-Anlagen erzeugt. Dabei ist zu erkennen, dass die optimale KWK-Erzeugung nur im Jahr 2030 aufgrund des großen Anteils der Stromerzeugung aus GUD-KWK- und BHKW-Anlagen fast das in § 1 des KWK-Gesetzes 2016 festgelegte Ziel von 125 TWh erreicht. Dieser Wert liegt im Jahr 2050 deutlich unter dem Ziel, da der Neubau bzw. Einsatz von KWK-Anlagen bei großer Menge der Einspeisung aus erneuerbaren Energien weniger rentabel ist. Zusammen mit den vorgegebenen Erzeugungsmengen aus erneuerbaren Energien ergibt sich für das Jahr 2050 ein Anteil von 93 %, der aus KWK-Anlagen und aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Dies bedeutet, dass nur 7 % aus konventionellen reinen Stromerzeugungsanlagen erzeugt werden müssen. Tabelle 5-10: Anteile der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen und aus erneuerbaren Energien am Gesamtstromverbrauch (inkl. elektrischer Wärmeerzeugung und Stromverbrauch für BEVs) im BASIS-Szenario Elektrischer Speicher Tabelle 5-11 zeigt die Konfiguration elektrischer Speicher für das BASIS-Szenario. Dabei ist deutlich erkennbar, dass sowohl adiabate als auch diabate Druckluftspeicher keinen Leistungszubau noch Kapazitätszubau aufweisen, da die anderen Flexibilisierungsmöglichkeiten durch Pumpspeicherwerke, BEV-Speicher und PtH-Technologie kostengünstiger angeboten werden können. Während die Lade- und Entladeleistung für Pumpspeicherwerke über drei Jahre kaum neu zugebaut wird und konstant bleibt, steigt die neu zugebaute Speicherkapazität ab 2030 deutlich. Das bedeutet, dass einerseits die zuvor installierte Leistung der Pumpspeicherwerke für den Ausgleich der Stromlast grundsätzlich ausreichend ist, da BEV-Speicher und PtH-Anlagen zum Angebot der Lade- bzw. Entladeleistung kostengünstigere Technologien darstellen. Andererseits steigt für die Pumpspeicherwerke in einem Speicherzyklus eingespeicherte Energiemenge mit zunehmendem Anteil der EE-Einspeisung deutlich an. Für BEV-Speicher wird sowohl Speicherleistung als auch Speicherkapazität von 2020 bis 2050 aufgrund der Zunahme der Elektromobilität vermehrt zugebaut. Szenarien 55 Es ist daher zu erkennen, dass es sich im BASIS-Szenario nicht mehr lohnt, neue Lade- oder Entladeeinheiten der Pumpspeicherwerke zu investieren. Installation neuer Speicherkapazität von Pumpspeicherwerken ist dagegen immer noch rentabel, um in einem Speicherzyklus mehr elektrische Energie ein- bzw. auszuspeichern. Tabelle 5-11: Installierte Entladeleistung, Ladeleistung und Speicherkapazität der elektrischen Speicher im BASIS-Szenario 5.2.2 Wärmesektor Dieser Abschnitt zeigt im Speziellen die Ergebnisse für den Wärmesektor. Hierbei wird vor allem auf die optimale Ausgestaltung des Fernwärmesystems, den Einsatz der Anlagen insbesondere den Einsatz der Elektrodenheizkessel und Wärmespeicher eingegangen. Wärmeerzeuger Hinsichtlich der optimalen Ausgestaltung des Fernwärmesystems ist in Abbildung 5-7 deutlich erkennbar, dass das zukünftige Fernwärmesystem vermehrt mit elektrischen Wärmeerzeugern ausgestaltet wird, deren Anteil an der gesamten installierten thermischen Leistung der Wärmeerzeuger im Fernwärmebereich 70 % im Jahr 2050 ausmacht. Die installierte Leistung anderer KWK-Anlagen und Heizwerke stabilisiert sich im Jahr 2020 und 2030 und sinkt erst im Jahr 2050 ab. Dabei wird im Jahr 2020 und 2030 außer minimalem neuem Zubau von Müll-KWKAnlagen auf Basis der zuvor installierten Wärmeerzeuger keine neue Kraftwerkleistung benötigt. Im Jahr 2050 werden allerdings neben den Müll-KWK-Anlagen zusätzlich noch GUDKWK-Anlagen und Heizwerke zu einer wirtschaftlichen Fernwärmeversorgung neu installiert. Insgesamt steigt die gesamte installierte Fernwärmeleistung, was hauptsächlich auf den vermehrten Bedarf an Elektrodenheizkessel als flexible Last zurückzuführen ist. 56 Abbildung 5-7: Szenarien Installierte thermische Leistung nach Wärmeerzeugertyp im BASIS-Szenario In der Modellierung ist die gesamte Wärmeerzeugung größer als der Verbrauch der Endkunden. Neben den Wärmeverlusten über Wärmenetzte und Wärmespeicher tritt noch eine Wärmeüberproduktion auf, die nicht verbraucht wird, sondern am Anfang bzw. Ende des Jahres in Wärmespeichern gespeichert wird. Dies ist der Füllstand zu Jahresbeginn bzw. Jahresende. Eine Wärmebilanz, die diese Größen darstellt, zeigt Abbildung 5-8 für das Jahr 2050 im BASIS-Szenario. 87,31 % der gesamten Wärmeerzeugung von 111,35 TWh decken die Wärmenachfrage. 11,91 % entfallen auf die Verluste durch Wärmenetze, 0,74 % auf die Verluste über Wärmespeicher und 0,04 % der Wärmeerzeugung bzw. 0,05 TWh fallen als Speicherfüllstand am Ende oder zu Beginn des Jahres an. Abbildung 5-8: Wärmebilanz mit Wärmeverbrauch, Wärmeverlusten und Wärmeüberproduktion im Jahr 2050 im BASIS-Szenario Szenarien 57 Während bei den installierten Leistungen die elektrischen Zusatzheizer dominieren, zeigt sich bei der Betrachtung der Wärmemengen (vgl. Abbildung 5-9) ein anderes Bild. Der Anteil der thermischen Energie aus Elektrodenheizkessel an der gesamten bereitgestellten thermischen Energie ist im Jahr 2050 mit 13 % und im Jahr 2020 und 2030 lediglich weniger als 1 % geringer als der Leistungsanteil; was auf die geringen Volllaststunden pro Jahr dieser Anlagen zurückzuführen ist. Die Elektrodenheizkessel werden in dem Zusammenhang als typische Spitzenlastkessel in der Fernwärmeversorgung eingesetzt. Die Wärmeversorgungsstruktur im Jahr 2020 und 2030 ist nahezu identisch, wobei der Beitrag aus den GUD-KWK-Anlagen und Steinkohle-KWK-Anlagen aufgrund der geringeren variablen Kosten und Fixkosten dominiert. Im Jahr 2050 werden im Vergleich deutlich weniger Steinkohle-KWK-Anlagen eingesetzt, da die bestehenden Anlagen zum Großteil rückgebaut werden, und es sich nicht mehr lohnt, neue Kraftwerke zuzubauen und einzusetzen. Stattdessen wird mehr Fernwärme mit anderen Wärmeerzeugern produziert, bei denen entweder der Neubau oder der Einsatz von Bestandanlagen vergleichsweise kostengünstiger ist. Abbildung 5-9: Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario Elektrodenheizkessel Um die Sektorkopplung von Strom- und Wärmemarkt zu beleuchten, wird der Einsatz von Elektroheizkesseln analysiert. Dieser Einsatz wird für das Jahr 2050 näher untersucht und in Abbildung 5-10 mit dem zeitlichen Einsatz der Elektrodenheizkessel dargestellt, wobei der Anteil zur Lastdeckung und Beladung der Wärmespeicher separat gekennzeichnet wird. Die Elektrodenheizkessel werden in 1783 Stunden des Jahres, und in Mai, November und April mit höchster Anzahl der Betriebsstunden eingesetzt. Im Frühjahr weist die elektrische Wärmeerzeugung eine deutlich höhere Leistung als in anderen Jahreszeiten auf. Ebenfalls in dieser Periode wird ein wesentlich größerer Anteil der PtH-Wärme in Wärmespeicher eingespeichert als 58 Szenarien in anderen Einsatzzeiträumen, während der direkte Verbrauch der produzierten PtH-Wärme sich gleichmäßiger über den Einsatzzeitraum verteilt. Der Einsatz hat zu einer starken Korrelation mit der Residuallast geführt. Unter den 1783 Einsatzstunden des Elektrodenheizkessels weisen 1627 Stunden eine negative Residuallast auf. Abbildung 5-10: Zeitlicher Einsatz der Elektrodenheizkessel des Jahres 2050 im BASIS-Szenario Abbildung 5-11: Thermische Leistung des PtH-Einsatzes über dem Stromschattenpreis für alle Stunden des Jahres 2050 im BASIS-Szenario Szenarien 59 Zum anderen hängt der Einsatz, wie Abbildung 5-11 zeigt, zum Großteil vom Stromschattenpreis der jeweiligen Stunde ab. In Abbildung 5-11 wird für jede Stunde vom Jahr 2050 die thermische Leistung des PtH-Einsatzes über dem Stromschattenpreis aufgetragen. Die Skala des Stromschattenpreises ist bis zu -200 €/MWhel begrenzt. In einer Stunde treten Grenzkosten von mehr als -200 €/MWhel auf, wobei der elektrische Heizeinsatz mit einer thermischen Last von 67,5 GWth eingesetzt wird. Auffällig ist, dass viele Punkte, die die einzelnen Stunden darstellen, auf diskreten Linien für den Schattenpreis der Stromerzeugung liegen. Dies ist darauf zurückzuführen, dass der Schattenpreis verschiedener Kraftwerkstypen ebenfalls diskret ist. In der Abbildung ist auch erkennbar, dass bis zu einem Stromschattenpreis von 59,5 €/MWhel der Einsatz des Elektrodenheizkessels wirtschaftlich sinnvoll ist. Bei einem niedrigeren Schattenpreis von 0 €/MWhel oder bei rund um -140 €/MWhel werden PtH-Anlagen seltener aber mit höherer Spitzenleistung eingesetzt, als bei positiven Schattenpreisen. Dies lässt sich damit begründen, dass der Schattenpreis von 0 €/MWhel und bei ca.-140 €/MWhel zu Zeitpunkten auftritt, bei denen einerseits eine große Menge an Stromüberschüssen vorhanden ist, und andererseits aber die thermische Last relativ niedrig ist und deshalb nicht die ganze Menge der Stromüberschüsse mit Hilfe von PtH integrierbar ist. Wärmespeicher Die Optimierungsergebnisse der Entladeleistungen, Ladeleistungen und Kapazitäten der Wärmespeicher werden für die Jahre von 2020 bis 2050 in Tabelle 5-12 aufgeführt. Laut Fuchs101 werden die äquivalenten Vollzyklen pro Jahr als Verhältnis des Gesamtdurchflusses in Entladungsrichtung pro Jahr zur Kapazität der Speicher definiert. In dieser Tabelle ist deutlich zu erkennen, dass bereits ab dem Jahr 2020 Wärmespeicher als ein Puffer für thermische Energie rentabel sein können und sowohl die installierte Leistung als auch die Speicherkapazität sich mit der Zeit drastisch steigert. Ein Faktor für den Zuwachs ist, dass durch den größer werdenden Anteil an erneuerbaren Energien die stündlichen Grenzkosten der Stromerzeugung sinken, wodurch die Wärmeerzeugung durch Elektrodenheizkessel zu Zeitpunkten niedriger Grenzkosten und die Einspeicherung dieser Wärmeenergie rentabler werden. Die Wärmespeicher eignen sich auch in Kombination mit KWK-Anlagen. Somit können KWK-Anlagen auch zu Zeiten mit niedriger Wärmelast und hoher Stromlast eingesetzt werden, ohne dass die erzeugte Wärme vollständig als Überschusswärme produziert wird. Auf Basis der im vorherigen Kapitel getroffenen Annahmen für die 101 Vgl. Fuchs, et al. 09.2012 60 Szenarien volumenspezifische Speicherkapazität von 46,7 kWh/m³ bräuchte man für die gesamte Wärmespeicherkapazität in Wärmenetzen im Jahr 2050 in Höhe von ca. 427,5 GWh (vgl. Tabelle 5-12) etwa 507 Wärmespeicher mit einem Speichervolumen von je 20.000 m³. Tabelle 5-12: Installierte Entladeleistung, Ladeleistung und Kapazität der Wärmespeicher Der zeitliche Einsatz der Wärmespeicher wird durch die Darstellung der Ladestände der Wärmespeicher über 24 Stunden des Tages und die 365 Tage des Jahres 2050 näher veranschaulicht (vgl. Abbildung 5-12). Die rote Färbung in der Abbildung bedeutet einen vollen Wärmespeicher und die blaue Färbung, im Gegensatz dazu, leere Wärmespeicher. Im Gegensatz zu den üblicherweise in der Haustechnik eingesetzten Heißwasserspeichern, die meistens im Tageszyklus arbeiten, weisen die großtechnischen Wärmespeicher in Wärmenetzen aufgrund der niedrigen spezifischen Verluste eine langfristigere Einspeicherung thermischer Energie auf. Die Fernwärmespeicher arbeiten mit 64 äquivalenten Vollzyklen pro Jahr im Bereich von Wochenzyklen. Von Ende Januar bis Anfang Februar sowie in Mai und November hat der Wärmespeicher im Vergleich zu anderen Monaten relativ hohe Speicherfüllstände. Durch den Vergleich mit dem zeitlichen Einsatz der Elektrodenheizkessel in Abbildung 5-10 ist zu erkennen, dass im Mai die thermischen Speicher in Wärmenetzen hauptsächlich durch PtH geladen werden. Im Winter bzw. im November und während der Periode von Ende Januar bis Anfang Februar dagegen kann die Ladung durch die Einsätze der KWK-Anlagen erfolgen, da mittlerweile ein großer Anteil der thermischen Leistung von den Elektrodenheizkesseln direkt zur Deckung der Fernwärmelast dient (vgl. Abbildung 5-10). Damit ergeben sich für den Einsatz der KWKAnlagen und den Einsatz der Elektrodenheizkessel große Flexibilisierungsmöglichkeiten und Optimierungsmöglichkeiten im Zusammenspiel mit den Wärmespeichern. Szenarien Abbildung 5-12: 61 Speicherstände über 24 Stunden und 365 Tage im Jahr 2050 im BASIS-Szenario 5.2.3 Auswirkung des PtH-Einsatzes Der PtH-Einsatz in der Fernwärmeversorgung hat vielfältige Auswirkungen auf das gesamte Energiesystem. Die Integrationsfähigkeit erneuerbarer Energien ist eines der Kriterien, mit der die Wärmeerzeugung aus elektrischen Energien bewertet werden kann. Da der Einsatz der elektrischen Wärmeerzeugung teilweise von der gesetzten Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien abhängig ist, sind in Abbildung 5-13 die stündlichen Leistungsabzüge der Elektrodenheizkessel über der EE-Einspeisung abgebildet. Um die größte Auswirkung zu zeigen, wird ausschließlich das Jahr 2050 im BASIS-Szenario ausgewählt. Für die thermische Leistung sind die Werte des elektrischen Leistungsbezugs mit 0,99 zu multiplizieren. Im Jahresverlauf 2050 werden erst ab einer EE-Einspeisung von gut 30 GW Elektrodenheizkessel eingesetzt. Je größer die Leistung der EE-Einspeisung ist, umso höher ist der elektrischen Leistungsbezugs der PtH-Anlagen. Ab einer Einspeisung von mehr als 80 GW ist eine eindeutige Korrelation zwischen den beiden Größen sichtbar. Bereits ab einer Einspeisung von mehr als 50 GW werden elektrische Wärmeerzeuger auch vermehrt eingesetzt, um thermische Speicher zu beladen. 62 Abbildung 5.13: Szenarien Speicherstände über 24 Stunden und 365 Tage im Jahr 2050 im BASIS-Szenario Neben den elektrischen Wärmeerzeugern tragen auch elektrische Speicher einen Teil zur Integration von erneuerbaren Energien im Energiesystem bei. Welchen Anteil die elektrischen Wärmeerzeuger und welchen die elektrischen Speicher daran haben, lässt sich anhand der Abbildung der entsprechenden geordneten Jahresdauerlinien der Residuallast für das Jahr 2050 im BASIS-Szenario (vgl. Abbildung 5-14) zeigen. Die Flächen zwischen den Kurven im negativen Residuallastbereich und der Nulllinie stellen die nicht integrierbaren elektrischen Energiemengen, die sogenannte Überschussenergie, dar. Schwarz dargestellt ist die geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast ohne elektrische Speicher und ohne PtH-Einsatz. Das bedeutet, dass die zusätzliche Last durch Ein- und Ausspeicherung aller Stromspeicher sowie durch elektrische Wärmeerzeuger nicht berücksichtigt ist. Die Residuallast berechnet sich nur aus der Differenz zwischen der bedarfsabhängigen Stromlast und der stündlichen Einspeisung aus erneuerbaren Energien. In diesem Fall beträgt die Überschussenergie 44,4 TWh; die maximale Überschussleistung liegt bei knapp -102 GW. Szenarien Abbildung 5-14: 63 Geordnete Jahresdauerlinien der Residuallasten im Jahr 2050 im BASIS-Szenario mit und ohne Berücksichtigung des Einsatzes elektrischer Speicher sowie mit und ohne Berücksichtigung elektrischer Wärmeerzeuger Die blaue Linie steht für die Mitberücksichtigung des Beitrags aus elektrischen Speichern. In diesem Fall wird von der originalen Residuallast für die jeweilige Stunde die elektrische Entladeleistung abgezogen und Ladeleistung dazu addiert wird. Dadurch können zusätzliche erneuerbare Energien von bis zu 31,1 TWh integriert werden. Das bedeutet, dass etwa 70 % der Überschussenergie durch den Einsatz von elektrischen Energiespeichern inklusive Pumpspeicherkraftwerke und BEV-Speicher im System intergiert wird. Allerdings beträgt die maximale Überschussleistung immer noch -68,2 GW. Die rote Linie stellt die geordnete Jahresdauerlinie der Residuallast mit dem PtH-Einsatz, jedoch ohne elektrische Speicher dar. Während die Stromspeicher schon ab einer Residuallast niedriger als 70,6 zur Lastverschiebung eingesetzt werden, nehmen die Elektrodenheizkessel erst ab einer Residuallast niedriger als 18,5 GW Strom aus dem Netzt auf. Das bedeutet, dass PtH im Vergleich zu elektrischen Speichern eher im Bereich mit niedrigerer Residuallast sich auf die Lastminderung auswirken. Der PtH-Einsatz trägt in diesem Zusammenhang zur Reduzierung der Überschussenergie von 14,5 TWh bei. Die maximale Überschussleistung verringert sich deutlich auf -33,8 GW. Das heißt, dass im Jahresverlauf 2050 bis zu 68,2 GWel der absoluten negativen Residuallast durch PtH im System intergiert werden. Dieser Wert ist allerdings mehr als doppelt so groß als die Abschätzung des technischen Potenzials von PtH in Kapitel 3, da in der Simulation zusätzlich die Ladeleistung der Wärmespeicher berücksichtigt wurde. Das Potenzial des PtH-Einsatzes wird in diesem Zusammenhang durch die Kombination mit Wärmespeichern deutlich gefördert. 64 Szenarien Die gelbe Linie berücksichtigt die Auswirkungen aus den beiden Technologien, wobei die gesamte Menge der Überschussenergie im System integriert wird und somit keine Stunde mit negativer Residuallast darstellt. 5.3 Vergleichsszenarien In den nächsten Abschnitten werden die deutlichsten Unterschiede der Simulationsergebnisse der drei Vergleichsszenarien gegenüber dem BASIS-Szenario erörtert. Mit den wichtigsten Ergebnisgrößen wird abschließend ein Quervergleich über alle Szenarien durchgeführt. Dazu zählen der KWK-Anteil an der Strom- und Wärmeerzeugung, der elektrische und thermische Speicherbedarf, der Strompreis, die Gesamtkosten, sowie die installierten Leistungen und erzeugten Wärmeenergien der Elektrodenheizkessel. 5.3.1 Vergleichsszenario ohne Wärmespeicher „ohneWS“ Das Szenario ohneWS, in dem der Zubau von Wärmespeicher unzulässig ist, soll die Auswirkungen der thermischen Speicher auf das gesamte System zeigen. Da im BASIS-Szenario große Wärmespeicherkapazitäten in Fernwärmenetzten installiert werden, sollen die Auswirkungen auf den Ausbau und den Betrieb von KWK-Anlagen in Wärmenetzen analysiert werden. Des Weiteren erscheinen insbesondere die Effekte auf die Installation und den Einsatz von Elektrodenheizkessel interessant. Zudem wird durch die Darstellung des optimalen Bedarfs an Stromspeichern die Wechselwirkung mit thermischen Speichern abgebildet. Somit wird mittels dieses Szenarios ohne Wärmespeicher gezeigt, wie sich dies auf die Integration von Strom aus erneuerbaren Energien auswirkt. Im Szenario ohneWS wird im Jahr 2050 die installierte Leistung der Kraftwerke mit Wärmeauskopplung um 13 % im Vergleich zum BASIS-Szenario reduziert. Wie Abbildung 5-15 zeigt, werden deutlich weniger GUD-KWK-Anlagen in der Fernwärme eingesetzt, wodurch der Anteil der Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen an der gesamten Wärmeproduktion von 82% im BASIS-Szenario bis zu 74% im Szenario ohneWS sinkt. Der Ausgleich erfolgt überwiegend durch den Mehreinsatz von Heizwerken. Der Anteil der elektrischen Energie aus KWK-Anlagen verringert sich ebenso, ist aber mit einer Minderung von 1 % vergleichsweise minimal. Insgesamt bedeutet dies, dass die Verfügbarkeit der Wärmespeicher zur effizienten und ökonomischen Nutzung von KWK-Anlagen im Energiesystem insbesondere in der Fernwärmeversorgung beiträgt. Im Jahr 2050 ist die installierte Leistung der PtH-Einsätze in Wärmenetzen deutlich niedriger als im BASIS-Szenario (mit 10,6 GWth im Szenario ohneWS, 67,5 GWth im BASIS-Szenario), da aufgrund der fehlenden Speicher der Einsatz weniger rentabel ist. Somit fällt auch die Bereitstellung von Wärme über Elektro-Heizeinsätze im Jahr 2050 um 5 % niedriger aus. Szenarien 65 Hinsichtlich der Wechselwirkung zwischen der Installation elektrischer und thermischer Speicher ist durch die Darstellung in Tabelle 5-13 erkennbar, dass im Vergleich zum BASIS-Szenario im Szenario ohneWS wesentlich mehr Pumpspeicherwerke und BEV-Speicher installiert werden. Dies betrifft sowohl die Lade- und Entladeleistung als auch die Speicherkapazität. Beim BASIS-Szenario werden trotz des Ausfalls der thermischen Speicher keine neue AACAES-Speicher oder DCAES-Speicher zugebaut. Abbildung 5-15: Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneWS 5.3.2 Vergleichsszenario ohne Stromspeicher „ohneES“ Durch das Vergleichsszenario ohneES, bei dem der Neubau von allen elektrischen Speicheroptionen nicht zugelassen wurde, lassen sich die Auswirkungen auf den thermischen Speicherbedarf und den Einsatz der Elektrodenheizkessel zeigen, weil die Kombination aus Wärmespeicher und Elektrodenheizkessel eine Alternative zu elektrischen Speichern bei der Aufnahme überschüssiger elektrischer Energie aus der EE-Einspeisung sein kann. Da keine Entladeleistung aus neuen elektrischen Speichern installiert werden kann, werden insbesondere mehr BHKW-Anlagen zusätzlich installiert, um mehr elektrische Leistung der Spitzenlastdeckung zur Verfügung zu stellen. Die Gasturbinen werden ebenfalls vermehrt eingesetzt, um die Spitzenlast zu decken. Bezüglich der Wärmeversorgung durch Elektrodenheizkessel ist eine deutliche Erhöhung erkennbar. Dieser Anteil an der gesamten Wärmeerzeugung liegt bei bis zu 25 % gegenüber dem Wert des BASIS-Szenarios. Die installierte Leistung erhöht sich von 67,5 GWth auf 92,0 GWth. 66 Szenarien Das bedeutet, dass bei fehlenden elektrischen Speichern vermehrt überschüssiger Strom über elektrische Wärmeerzeugung in das Energiesystem integriert wird. Die deutlich erhöhten Einsätze der Elektrodenheizkessel haben in diesem Zusammenhang Rückwirkung auf andere Wärmeerzeuger, wobei die Heizwerke komplett aus der Fernwärmeversorgung gedrängt werden und der Einsatz der GUD-KWK-Anlagen im Vergleich zum BASIS-Szenario sich um 50 % verringert. Abbildung 5-16: Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneES Wie zu erwarten war, zeigen sich aufgrund des Wegfalls der Installationsmöglichkeit neuer elektrischer Speicher Rückwirkungen auf den thermischen Speicherbedarf. So liegen die installierten Wärmespeicherkapazitäten um 9 % höher als im BASIS-Szenario. Dementsprechend nehmen die Verluste über Wärmespeicher aufgrund der angestiegenen ein- und ausgespeicherten Wärme deutlich zu und liegt bei 6,4 TWhth. Szenarien Abbildung 5-17: 67 Wärmebilanz mit Wärmeverbrauch, Wärmeverlusten und Wärmeüberproduktion im Jahr 2050 im Szenario ohneES 5.3.3 Vergleichsszenario ohne Elektrodenheizkessel „ohneEHK“ Bei dem Szenario ohneEHK dürfen Elektroheizkessel nicht installiert werden. Dieses Szenario ist vor dem Hintergrund zu bewerten, dass in den übrigen Szenarien PtH-Einsätze zum einen zur Deckung der vorgegebenen thermischen Last in der Fernwärme installiert werden und zum anderen als flexible Last des Stromsystems einsetzbar sind. Aufgrund der fehlenden Elektrodenheizkessel fällt ein Teil des Stromverbrauchs aus. Um die Strombilanz halten zu können, wird im Szenario ohneEHK auf der Angebotsseite 8,6 TWh weniger elektrische Energie als im BASIS-Szenario produziert, und auf der Nachfrageseite 6,4 TWh mehr Strom durch den höheren Einsatz der Elektrofahrzeuge konsumiert und ein Anstieg der Verluste des Stromspeichers erkennbar. Der Wegfall der Installationsmöglichkeit neuer Elektrodenheizkessel hat auch Rückwirkungen auf die Installation der thermischen Speicher. Sowohl die Lade- und Entladeleistung als auch die Speicherkapazität werden gegenüber dem Wert aus dem BASIS-Szenario um 75% bis 80% reduziert. Dementsprechend verringert sich die installierte Leistung der KWK-Anlagen insbesondere der KWK-GUD-Anlagen, weil deren Flexibilität mit fehlender Kombination mit den thermischen Speichern stark beschränkt wird. Durch die Darstellung der erzeugten Wärmemenge nach Anlagentypen in Abbildung 5-18 lässt sich erkennen, dass durch den Einsatz von Elektrodenheizkessel die Heizwerke zum Großteil (81% im Vergleich zum Einsatz im Szenario ohneEHK) aus der Fernwärmebereich gedrängt werden. Außerdem macht der Anteil der Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen beim Wegfall der PtH-Einsätze 9 % weniger als im BASIS-Szenario aus. 68 Abbildung 5-18: Szenarien Wärmeerzeugung nach Wärmeerzeugertypen im BASIS-Szenario und Szenario ohneEHK Auch ohne PtH-Einsätze ist es möglich, ansonsten anfallende Überschüsse aus der regenerativen Stromerzeugung durch Stromspeicher zu integrieren. Tabelle 5-13 zeigt, dass im Vergleich zum BASIS-Szenario im Szenario ohneEHK mehr Pumpspeicherwerke und BEV-Speicher installiert werden, was die gleiche Tendenz wie beim Szenario ohneWS darstellt. Auffällig ist, dass im Szenario ohneEHK eine noch viel größere Speicherkapazität der Pumpspeicherwerke als im Szenario ohneWS installiert wird. Dies ist darauf zurückzuführen, dass beim Wegfall der PtH-Einsätze lediglich die Stromspeicher als flexible Last zur Integration des überschussigen Stroms aus erneuerbaren Energien dienen können. Hiermit werden, im Vergleich zu dem Fall ohne den Einsatz von thermischen Speichern, die elektrischen Speicher insbesondere die Pumpspeicherwerke noch stärker zugebaut. Tabelle 5-13: Installation der elektrischen Speicher im Jahr 2050 im BASIS-Szenario, Szenario ohneWS und Szenario ohneEHK Szenarien 69 5.3.4 Quervergleich der Szenarien KWK-Anlagen In Tabelle 5-14 werden die Menge der Strom- und Wärmeerzeugung der KWK-Anlagen und deren Anteil an gesamtem Strom- und Wärmeverbrauch des Jahres 2050 für alle Szenarien zusammengefasst. Es ist zu beachten, dass der gesamte Stromverbrauch sich aus der eingegebenen Stromlast sowie dem Stromverbrauch der elektrischen Wärmeerzeugung und Elektrofahrzeuge berechnet. Zu dem gesamten Wärmeverbrauch zählt neben dem Verbrauch der Endkunden noch der Wärmeverlust der Wärmespeicher einschließlich der Wärmeüberproduktion. Insgesamt lassen sich deutlichere Auswirkungen beim Wegfall der Wärmespeicher, elektrischen Speicher oder Elektrodenheizkessel auf die Wärmerzeugung als auf die Stromerzeugung erkennen. Die Installation der Elektrodenheizkessel kann am deutlichsten den Anteil der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen erhöhen, während die Einrichtung der elektrischen Speicher nur ganz minimal die Menge des KWK-Stroms erhöhen kann. Aufgrund des gleichzeitigen Anstiegs des Verbrauchs der PtH-Anlagen und der BEV ist der Anteil der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen am gesamten Stromverbrauch in Szenarien mit und ohne elektrische Speicher fast gleich. Anders sieht die Situation bei der Wärmeerzeugung aus. Der Einsatz von Stromspeichern hat die größte Auswirkung auf den Anstieg des KWK-Anteils am gesamten Wärmeverbrauch. Dieser Anteil erhöht sich um 20 % im BASIS-Szenario im Vergleich zum Szenario ohneES. Dies ist darauf zurückzuführen, dass einerseits der Einsatz der KWK-GUD-Anlagen beim Wegfall der elektrischen Speicher sich deutlich verringert und andererseits der Wärmeverbrauch im Szenario ohneES aufgrund der Zunahme der Verluste über Wärmespeicher und des höheren Speicherfüllstands steigt (vgl. Kapitel 5.3.2). Die Installation der Wärmespeicher und Elektrodenheizkessel kann auch die Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen fördern. Der Anteil steigt jeweils mit Wärmespeicher oder Elektrodenheizkessel um 8 % bzw. 9 %. Tabelle 5-14: Strom- und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 70 Szenarien Speicherbedarf Der Vergleich der optimalen Speicherkapazitäten der Szenarien in Abbildung 5-19 zeigt am deutlichsten, welche Zusammenhänge zwischen den Flexibilisierungsmöglichkeiten bestehen. Der Vergleich erfolgt primär anhand der Speicherkapazitäten. In allen Szenarien wird keine neue Speicherkapazität für dieabate und adiabate Druckluftspeicher installiert. Deswegen eignen sich diese beiden Speichertypen ohnehin zur Optimierung des Gesamtsystems. Die Speicherkapazitäten der BEV-Speicher werden außer im Szenario ohneES aufgrund der eingegebenen Rahmenbedingung gleich viel installiert. Abbildung 5-19: Optimale Kapazitäten elektrischer und thermischer Speicher der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 Da im Szenario ohneWS keine neuen Wärmespeicher installiert werden können, erfolgt ein Teil der Integration der Überschüsse aus erneuerbaren Energien über zusätzliche elektrische Speicher. Die installierte Kapazität der Pumpspeicher ist höher als im BASIS-Szenario allerdings niedriger als im Szenario ohneEHK. Dies ist darauf zurückzuführen, dass bereits über die elektrischen Wärmeerzeuger, obwohl diese nicht an Wärmespeicher gekoppelt werden können, überschüssige elektrische Energie in das Wärmesystem integriert werden kann. Im Szenario ohneES erfolgt der Ausgleich der fehlenden elektrischen Speicher quasi ausschließlich über zusätzliche thermische Speicher in Wärmenetzen. Dies betrifft sowohl die Speicherkapazität als auch die Leistungen. Szenarien 71 Aufgrund der fehlenden Elektrodenheizkessel im Szenario ohneEHK kann keine regenerativ erzeugte elektrische Energie durch das Wärmesystem genutzt werden. Nur können die Überschüsse aus regenerativ erzeugter elektrischer Energie durch elektrische Speicher integriert werden. Aus diesem Grund befinden sich sehr viel mehr elektrische Speicher bzw. Pumpspeicherwerke im optimalen Energiesystem ohne elektrische Wärmeerzeuger als im BASIS-Szenario. Trotz des Wegfalls der Elektrodenheizkessel werden in Fernwärmenetzen thermische Speicherkapazitäten installiert, um den Einsatz der zugehörigen KWK-Anlagen zu optimieren. Die optimal installierte Kapazität der Wärmespeicher ist aber in diesem Zusammenhang viel geringer als im BASIS-Szenario. Installierte Leistungen und Wärmeenergien von Elektrodenheizkessel Durch Elektrodenheizkessel kann elektrische Energie in den Wärmesektor eingebracht werden. Somit wird ein Teil der überschüssigen elektrischen Energie aus Erneuerbaren in der Fernwärme integriert. Zum einen kann die übermäßige Installation großtechnischer elektrischer Speicher verhindert werden. Zum anderen sorgt dies für die Gesamtkostensenkung, die in Kapitel 5.3.5 ausführlich dargelegt wurde. Zusammenfassend sind die installierten Leistungen des Elektrodenheizkessels und die damit erzeugte thermische Energie in Abbildung 5-20 dargestellt. Abbildung 5-20: Installierte Leistung der Elektrodenheizkessel und die damit erzeugte Wärmemenge der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 5.3.5 Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis des Quervergleichs der Szenarien Im folgenden Abschnitt werden zunächst die Auswirkungen der Einsätze von Wärmespeicher, Elektrodenheizkessel und elektrischen Speicher auf den Strompreis analysiert. Insbesondere 72 Szenarien erscheinen die Effekte auf die Stunden, bei denen negative Strompreise eintreten, interessant. Danach kann die Wirtschaftlichkeit durch die Gesamtkosten für das System betrachtet werden, wobei der volkswirtschaftliche Gedanke im Vordergrund stehen. In der Abbildung 5-21 werden die geordneten Strompreise der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 dargestellt. Es fällt auf, dass in allen Modellläufen ein kleiner Anteil an Stunden mit Preisen nahe Null und mit negativen Preisen erzeugt wird. Die negativen Preisen können in der Abbildung nicht vollständig abgebildet werden, da das Extremum im 5-stelligen negativen Bereich liegt und damit die Skalierung entsprechend nicht ausreichend wäre. Der Unterschied zwischen dem BASIS-Szenario und dem Szenario ohneWS ist außer in einigen Zeitsegmenten leicht höheren Strompreises gering. Hier fallen jedoch bei den letzten 1.000 Stunden auf, dass im Vergleich zu den vorher genannten beiden Szenarien bei dem Modelllauf ohne Elektrodenheizkessel deutlich früher die Nullgrenze erreicht. Der höchste Preis im Szenario ohneEHK verringert sich im Vergleich zu dem Wert im BASIS-Szenario um etwa 8 €/MWhel. Im Szenario ohne elektrische Speicher sind deutlich niedrigere Strompreise in den letzten 2.500 Stunden als im BASIS-Szenario zu betrachten. Bei diesem wird die Nullgrenze auch früher als beim BASIS-Szenario, aber später als beim Szenario ohneEHK erreicht. Abbildung 5-21: Geordnete Strompreise der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 Laut der Modellergebnisse ist unten allen Szenarien kein großer Unterschied bzgl. der Anzahl der Stunden mit negativem Strompreis erkennbar. Jedoch verringern sich die durchschnittlichen negativen Strompreise mit unterschiedlichem Maße durch den Einsatz von Wärmespeicher, Elektrodenheizkessel oder elektrischem Speicher. Beim durchschnittlichen negativen Strompreis wird für jedes Szenario der gewichtete Mittelwert negativer Strompreise mit dem entsprechenden Stromverbrauch zu der jeweiligen Stunde berechnet. Wie Tabelle 5-15 zeigt, ist die Verringerung des negativen Strompreises mit dem Einsatz der Elektrodenheizkessel am Szenarien 73 bedeutendsten, gefolgt vom Einsatz der thermischen Speicher. Der Einsatz des Stromspeichers kann den durchschnittlichen negativen Strompreis am wenigsten reduzieren. Auf der anderen Seite ist nach der in dieser Arbeit gültigen Vorgabe das optimale Energiesystem dasjenige, das unter den vorgegebenen Bedingungen die geringsten Kosten für die Volkswirtschaft verursacht. Die gesamten Systemkosten aller Szenarien im Jahr 2050 zeigt Tabelle 5-15. Tabelle 5-15: Simulationsergebnisse des Strompreises und der Systemkosten der einzelnen Szenarien des Jahres 2050 Nur wenig höhere Kosten für das Gesamtsystem ergeben sich, wenn, wie durch das Szenario ohneWS dargestellt, keine neuen thermischen Speicher installiert werden. Die Zusatzkosten liegen maximal 0,63 % über dem BASIS-Szenario. Größere Auswirkungen auf die Gesamtkosten hat das Verbot von Elektrodenheizkessel im Szenario ohneEHK. Im Jahr 2050 liegen die Gesamtkosten hierbei um die 1,1 % über dem BASISSzenario. Dies bedeutet, dass durch die Installation elektrischer Wärmeerzeuger, ein Teil der vorgegebenen Fernwärmelast kostengünstig abgedeckt wird. Durch die Kopplung des Fernwärmesystems mit dem Stromsystem liegt ein zusätzliches Kostensenkungspotenzial vor. Ob die PtH-Anlagen mit thermischen Speichern gekoppelt sind, spielt eine vergleichsweise unwichtigere Rolle. Das Szenario ohneES fällt durch die höchsten Systemkosten auf, wobei im Vergleich zum BASIS-Szenario 7,4 % mehr Kosten entstehen. Dies ist auf die hohen Zubaukapazitäten der Elektrodenheizkessel und der Wärmespeicher zurückzuführen. Ein weiterer wichtiger Grund für die höheren Systemkosten sind die Dieselfahrzeuge, die anstatt der BEV die Mobilität garantieren und aufgrund ihres höheren Verbrauchs und teurerem Brennstoff deutlich höhere Kosten verursachen. 74 Szenarien Zusammenfassung und Ausblick 75 6 Zusammenfassung und Ausblick Nach dem Vergleich der unterschiedlichen Anwendungsmöglichkeiten in den Einsatzgebieten Haushalts- und GHD-Bereich, Industriebereich und Fernwärmebereich ist zu erkennen, dass großes Integrationspotenzial mit wenigen Hindernissen in der Integration von PtH für Strom im Wärmemarkt in der Fernwärmeversorgung über elektrische Erhitzer insbesondere über Elektrodenheizkessel mit großer Leistungsbandbreite liegt. Der Elektrodenheizkessel ist eine der wichtigsten Komponenten in einem PtH-System. Die Technik zeichnet sich mit ihrer sehr guten Regelbarkeit, hohen Effizienz bei der Umwandlung und im Vergleich zu anderen alternativen Technologien relativ geringe spezifische Investitionskosten aus. Die Summe der festgestellten installierten Leistung der PtH-Anlagen in der deutschen Fernwärmeversorgung beträgt 484,35 MWel, wobei sich die meisten Akteure für EHK als eingesetzte PtH-Technologie entschieden. Generell wird eine stärke Kostendegradation des EHK mit zunehmender elektrische bzw. thermischer Leistung betrachtet, wobei im niedrigeren Leistungsbereich wesentlich stärkere Skaleneffekte zustande kommen. Im Durchschnitt betragen die Investitionskosten der EHK 106,6 €/kWth bzw. 107 €/kWel bei einem technischen Wirkungsgrad von 99%. Durch die Berechnung des theoretischen Potenzials von PtH-Einsäzten lässt sich erkennen, dass bis zu 20,3 GWel der negativen Residuallast im Jahr 2020 und im Jahr 2030 für PtH benutzt werden kann. Im Jahr 2050 kann bis zu 27,9 GWel der negativen Residuallast in Fernwärme intergiert werden. Die gesamte Menge des überschüssigen Stroms, der zur Fernwärmeversorgung transformiert werden kann, beträgt 0,97 TWhel im Jahr 2020, 2,7 TWhel im Jahr 2030 und 21,3 TWhel im Jahr 2050. Dem Einsatz der Wärmespeicher im PtH-System kommt ebenso eine wichtige Bedeutung zu. Da die sensiblen Wärmespeicher über eine ausgereifte Technik verfügen und kostengünstig verfügbar sind, werden zumeist sensible thermische Energiespeicher mit Wasser als Speichermedium in Fernwärmenetzen eingesetzt. Bei einer angenommenen Temperaurspreizung von 40 K können in einem drucklosen Wärmespeicher pro m³ bis zu ca. 46,7 kWh an Wärme gespeichert werden. Generell nehmen die kapazitätsspezifischen Kosten der thermischen Heißwasserspeicher stark mit zunehmendem Speichervolumen ab. Die durchschnittlichen kapazitätsspezifischen Investitionskosten betragen 4.417 €/MWhth für Wärmespeicher mit 12hReichweite, 4.650 €/MWhth mit 10h-Reichweite und 4.908 €/MWhth mit 8h-Reichweite. Die Simulationsergebnisse des BASIS-Szenarios zeigen, dass im Jahr 2050 nur 10% des Stromverbrauchs aus konventionellen reinen Stromerzeugungsanlagen erzeugt werden müssen. Um die ständig zunehmenden Überschussenergien aus erneuerbaren Quellen am wirtschaftlichsten zu integrieren, werden die Elektrodenheizkessel, Wärmespeicher und elektrische Speicher immer mehr ausgebaut und eingesetzt. 76 Zusammenfassung und Ausblick Die Elektrodenheizkessel werden ab 2020 zur Spitzenlastdeckung vermehrt zugebaut und eingesetzt. Rund 13 % des Wärmeverbrauchs wird im Jahr 2050 durch den Einsatz von PtH-Anlagen deckt. In diesem Zusammenhang werden die Heizwerke bis zu 81% aus der Fernwärmebereich gedrängt. Im Frühjahr weist die elektrische Wärmeerzeugung eine deutlich höhere Leistung auf als in anderen Jahreszeiten. Ebenfalls in dieser Periode wird ein wesentlich größerer Anteil der PtH-Wärme in Wärmespeicher eingespeichert als im anderen Einsatzzeitraum. Der Einsatz hat zu einer starken Korrelation mit der Residuallast geführt. Bis zu einem Stromschattenpreis von 59,5 €/MWhel ist der Einsatz des Elektrodenheizkessels wirtschaftlich sinnvoll. Die Installation von Elektrodenheizkessel kann die Zubauten von Wärmespeichern fördern aber der Einsatz von elektrischen Speichern zu einem großen Teil verdrängen. Bereits ab dem Jahr 2020 können Wärmespeicher als ein Puffer für thermische Energie rentabel sein und sowohl die installierte Leistung als auch die Speicherkapazität nimmt mit der Zeit drastisch zu. Beim Einsatz in der Fernwärme ist ein Betrieb im Bereich von Wochenzyklen vorteilhaft. Des Weiteren hat sich gezeigt, dass thermische Speicher auch zum Teil elektrische Speicher verdrängen. Dieser Effekt ist im Gegensatz nicht so stark wie beim Einsatz von Elektrodenheizkessel. Auf der anderen Seite wird das Potenzial des PtH-Einsatzes durch die Kombination mit Wärmespeichern deutlich gefördert. Die Elektrodenheizkessel wirkt sich im Vergleich zu elektrischen Speichern eher im Bereich mit niedrigerer Residuallast zur Lastminderung aus. Zudem trägt PtH im Vergleich zu elektrischen Speicher weniger zu der Reduzierung der Überschussenergie aber mehr zu der Verringerung der maximalen Überschussleistung bzw. negativen Strompreise bei. Die Installation der Elektrodenheizkessel kann am deutlichsten den KWK-Anteil der Stromerzeugung erhöhen, während Stromspeicher die größte Auswirkung auf den Anstieg des KWK-Anteils am gesamten Wärmeverbrauch haben. Die Erhöhung des KWK-Anteils über den PtH-Einsatz am gesamten Strom- und Wärmeverbrauch beträgt jeweils 2 % bzw. 9 %. Da im System bestimmte Fahrkilometer gewährleistet werden müssen, verringern sich die Systemkosten um den Höchstbetrag beim Einsatz der elektrischen Speicher. Zusammenfassend lassen sich aus den Ergebnissen und dem Vergleich der Szenarien die folgenden Schlüsse ziehen: Elektro-Heizeinsätze können zur Deckung der thermischen Spitzenlast beitragen. Kombiniert mit einem Wärmespeicher lassen sich dadurch Überschüsse aus der regenerativen Stromerzeugung technisch einfach, kostengünstig und fast vollständig integrieren und die volkswirtschaftlichen Kosten senken. Im Zusammenspiel der Wärmespeicher ergeben sich für den Einsatz der KWK-Anlagen und den Einsatz der Elektrodenheizkessel größere Flexibilisierungsmöglichkeiten und Optimierungsmöglichkeiten. Thermische Speicher werden in der Fernwärmeversorgung vorzugsweise in Zyklen über mehrere Tage eingesetzt. Durch die Kombination von Wärmespeicher und Elektrodenheizkessel lässt sich der Bedarf an neuen elektrischen Speichern senken und somit die gesamten Systemkosten weiter reduzieren. Zusammenfassung und Ausblick 77 Auf Basis dieser Arbeit kann das Modell weiterentwickelt werden und weitere Fragenstellungen untersucht werden. In dieser Arbeit ist Deutschland als Punktmodell abgebildet. Deswegen ist es nicht möglich, die verschiedenen Wärmeregionen innerhalb Deutschlands zu berücksichtigen. In der Modellierung kann der gesamte Fernwärmebedarf durch jede Bereitstellungstechnologie gedeckt werden. Dem ganzen Fernwärmesystem werden eine PtH-Anlage und ein Wärmespeicher zugewiesen. Der Wärmeüberschuss und das Wärmedefizit kann dadurch nur zentral betrachtet werden. Um die regionalen Besonderheiten der Fernwärmeversorgung zu reflektieren, ist daher eine Aufteilung des Fernwärmesystems zum nächsten Schritt sinnvoll, indem die Teilnetze mit typischen Kombinationen der Bereitstellungstechnologien abgebildet werden. Jedem Teilnetz werden eigene Investitionsoptionen für einen Wärmespeicher und eine PtH-Anlage zugeordnet, mit welchem ein Teil des gesamten Fernwärmebedarfs deckt wird. Außerdem können die PtH-Einsätze in weiteren Sektoren, nämlich Haushalts- und GHD-Bereich sowie industrielle Anwendungen, untersucht werden. Dementsprechend ist eine ausführliche Potenzialanalyse der PtH-Technologien im Haushalts- und GHD-Bereich sowie in der Industrie notwendig. Welche typischen Anwendungsmöglichkeiten mit welchem Leistungsbereich, in dem PtH arbeitet, sollte beispielsweise ermittelt werden. Auf dieser Basis kann das Modell parallel zum vorhandenen Fernwärmesektor um die zwei anderen Sektoren erweitert werden, um eine vollständigere Bewertung des PtH-Potenzials in der Zukunft zu erzielen. 78 Zusammenfassung und Ausblick Literaturverzeichnis 79 Literaturverzeichnis AG Energiebilanzen e.V. ag-energiebilanzen.de. energiebilanzen.de/ (Zugriff am 20. 01 2017). 16. 12 2016. http://www.ag- Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft - AGFW - e. V. Hauptbericht der Fernwärmeversorgung 2006. Frankfurt am Main: AGFW, 10.2006. Bechem, H, M Blesel, M Brunner, und et al. Potenziale Für Strom im Wärmemarkt bis 2050. Frankfurt am Main: VDE Energietechnische Gesellschaft, 06.2015. Beer , Michael. KWK als Stromspeicher - Vortrag am Energiewirtschaftlichen Seminar des Lehrstuhls für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., 07.2011. Beer, Michael. Wärmespeicher – Mehr Freiheitsgrade für KWK. 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Wünsch, Marco, Eva-Maria Klotz, Marcus Koepp, und Gesine Steudle. Maßnahmen zur nachhaltigen Integration von Systemen zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung in das neue Energieversorgungssystem. Berlin: Prognos AG, 2013. Wünsch, Marco, Nils Thamling, Frank Peter, und Friedrich Seefeldt . Beitrag von Wärmespeichern zur Integration erneuerbarer Energien. Berlin: Prognos AG, 12.2011. Anhang A Anhang Anhang A-1: Elektrothermische Verfahren nach [6, 7, 8] und deren Eignung hinsichtlich Flexibilisierung [6] Conrad, H.; Mühlbauer, A.; Thomas, R.: Elektrothermische Verfahrenstechnik. Essen: Vulkan-Verlag, 1993 [7] Rudolph, M.; Schaefer, H.: Elektrothermische Verfahren - Grundlagen, Technologien, Anwendungen. Berlin: Springer-Verlag Berlin Heidelberg GmbH, 1989 [8] Blesl, Markus; Kessler, Alois: Energieeffizienz in der Industrie in: Springer Verlag. Berlin Heidelberg: Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Universität Stuttgart, EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Forschung und Innovation, Karlsruhe, 2013. B Anhang Anhang B-1: Charakterisierung der fossilen Kraftwerke Parameter Brk-KW Energieträger Braunkohle ACT_COST 1,67 [Mio. €/PJ] GT-Anlage GuD Heizwerk KKW Stk-KW Erdgas Erdgas Erdgas Uran Steinkohle 0,58 0,94 0,2 0,14 1,39 FLO_FUNC 0,43 0,38 0,54 0,9 0,31 0,42 NCAP_AFA max 0,83 min 0,01 max 0.86 max 0,88 min 0,4 max 0,9 max 0,83 - - - - 0 - 1500 325 700 100 - 1300 30 25 25 20 - 30 97 56 56 56 - 93 NCAP_BND [GW] NCAP_COST [€/kW] NCAP_TLIFE [a] FLO_EMIS [kg/GJ] Anhang B-2: Charakterisierung der nicht-fluktuierenden EE-Anlagen Parameter BiogasKWK DeponiegasKW KlärgasKW WasserKW Energieträger Biogas Deponiegas Klärgas Wasser ACT_BND [PJ] max 52 fix 2,4 fix 3,96 - ACT_COST [Mio. €/PJ] 0,56 - - - FLO_FUNC 0,36 0,36 0,36 1 FLO_SUM (Fernwärme) min 0,25 - - - NCAP_BND [GW] - - - 0 NCAP_COST [€/kW] 850 100 100 1300 NCAP_TLIFE [a] 15 20 20 - NCAP_AFA max 0,51 max 0,57 max 0,57 max 0,57 NCAP_FOM [€/kW] 148 - - - Anhang B-3: Charakterisierung der KWK-Anlagen Anhang Parameter BHKW BiomasseKWK Energieträger Erdgas ACT_BND [PJ] ACT_COST [Mio. €/PJ] C KWK-GuD MüllKWK Stk-KWK Holz, Strohl, Braunkohle Pflanzen Erdgas Müll Steinkohle - - - - fix 18 - 4,17 0 1,11 0,69 0,88 1,11 FLO_BND [PJ] (Fern- wärme) - max 30 - - max 135 FLO_FUNC 0,89 0,88 2,47 1,79 2,4 2,47 FLO_SHAR (Strom) min 0,45 - min 0,38 min 0,51 min 0,33 min 0,38 FLO_SHAR (Fernwärme) - min 0.55 - - - - FLO_SUM (Fernwärme) - - 0,14 0,25 0,45 0,14 FLO_SUM (Strom) - - 1 1 1 1 NCAP_BND [GW] - 0 0 - - 0 NCAP_COST 850 [€/kW] 3100 2000 975 2450 1970 NCAP_TLIFE 15 [a] 25 30 30 30 30 NCAP_AFA max 0,6 max 0,51 max 0,51 max 0,51 max 0,6 max 0,5 FLO_EMIS 56 25 97 56 - 93 NCAP_FOM [€/kW] - - - - 146 - Brk-KWK D Anhang Anhang B-4: Charakterisierung adiabater Druckluftspeicher Parameter Einspeicherung Ausspeicherung Speicher FLO_FUNK 0,84 0,84 1 NCAP_AF max 0,95 max 0,95 1 NCAP_COST Ein- und Aussp.:[€/kW] 450 Speicher: [€/GJ] 400 13.889 NCAP_ELIFE [a] 19 19 NCAP_FOM Ein- und Aussp.:[€/kW] 11,25 Speicher: [€/GJ] 10 347 NCAP_TLIFE [a] 35 50 19 25 Anhang B-5: Charakterisierung diabater Druckluftspeicher Parameter Einspeicherung Ausspeicherung Speicher FLO_FUNK 0,65 0,65 1 FLO_SHAR (Erdgas) - 0,63 - NCAP_AF max 0,95 max 0,95 1 NCAP_COST Ein- und Aussp.:[€/kW] 320 Speicher: [€/GJ] 250 11.111 NCAP_ELIFE [a] 19 19 NCAP_FOM Ein- und Aussp.:[€/kW] 8 Speicher: [€/GJ] 6,25 278 NCAP_TLIFE [a] 25 35 50 NCAP_PASTI Ein- und Aussp.:[GW] 0,06 0,32 - FLO_EMIS - 56 - 19 Anhang E Anhang B-6: Charakterisierung Pumpspeicherkraftwerk Parameter Einspeicherung Ausspeicherung Speicher FLO_FUNK 0,88 0,92 1 NCAP_AF max. 0,95 max. 0,95 1 NCAP_COST Ein- und Aussp.:[€/kW] 300 Speicher: [€/GJ] 250 2.778 NCAP_ELIFE [a] 19 19 NCAP_FOM Ein- und Aussp.:[€/kW] 3 Speicher: [€/GJ] 2,5 27,8 NCAP_TLIFE [a] 35 35 80 NCAP_PASTI Ein- und Aussp.:[GW] 9,7 10,8 - 19 Anhang B-7: Begrenzung der Speicherkapazität für reine Stromspeicher ACT_BND [PJ] 2020 2030 2050 AA_CAES 1.25*10^-5 1.59*10^-5 5.06*10^-5 D_CAES 0,04 0,3 0,36 PSW 0,21 0,29 9,31 Anhang B-8: Fahrleistung der BEVs der Nutzergruppen Fahrleistung [Mrd. km/a] 2020 2030 2050 Vollzeitbeschäftigte Büro (VZB) 9 54,1 90,1 Vollzeitbeschäftigte Tagschicht (VZT) 5,4 32,4 54,1 Vollzeitbeschäftigte Frühschicht (VZF) 1,4 8,1 13,5 Vollzeitbeschäftigte Spätschicht (VZS) 1,4 8,1 13,5 Vollzeitbeschäftigte Naschtschicht (VZN) 0,9 5,4 9 F Anhang Anhang B-9: Charakterisierung Ein- und Ausspeicherung BEV FLO_FUNK Einspeicherung/ Ausspeicherung 3.7 kW 0,9 Einspeicherung/ Ausspeicherung 11 kW 0,9 Einspeicherung/ Ausspeicherung 60 kW 0,9 ACT_COST [€/kW] 0 0 20,5 NCAP_ELIFE [a] 19 19 19 NCAP_TLIFE [a] 20 20 12 Parameter Anhang B-10: Investitionskosten der Ein- und Ausspeicherung BEV NCAP_COST 2020 2030 2050 Einspeicherung/ Ausspeicherung 3.7 kW [€/kW] 126,6 111,6 86,8 Einspeicherung/ Ausspeicherung 11 kW [€/kW] 139,1 122,7 95,4 Einspeicherung/ Ausspeicherung kW [€/kW] 255,1 224,9 174,9 60 Anhang B-11: Charakterisierung der BEVs und Dieselfahrzeuge BEV-Speicher BEV-Motor Dieselmotor - - 70 NCAP_ELIFE 12 12 12 NCAP_TLIFE 12 12 12 ACT_COST Anhang B-12: Wirkungsgrad BEV und Dieselfahrzeug FLO_FUNC 2020 2030 2050 BEV-Speicher BEV-Motor Dieselmotor 1 1,44 0,56 1 1,51 0,63 1 1,69 0,72 Anhang G Anhang B-13: Relative Investitionskosten BEV und Dieselfahrzeug NCAP_COST BEV-Speicher [€/GJ] 2020 61.111 2030 45.833 2050 30.555 BEV-Motor [€/10^3 km] 166,7 83,3 0 Dieselmotor [€/10^3 km] 0 0 0 Anhang B-14: Begrenzung der Speicherkapazität BEVs CAP_BND [PJ] 2020 2030 2050 BEV-Speicher 0,09 0,54 1,16 Anhang B-15: Entwicklung des Energieträgerpreises frei Kraftwerkpark bzw. frei Tankstelle Energieträgerpreis [€2010real/GJ] 2020 2030 2050 Braunkohle 1,19 1,32 1,56 Diesel (frei Tankstelle) 51,53 55,71 69,63 Erdgas 8,47 8,99 9,4 Steinkohle 3,23 3,29 3,39 Uran 1,14 1,14 1,14 H Erklärung Erklärung Hiermit erkläre ich, dass ich die vorliegende Diplomarbeit selbständig angefertigt habe. Es wurden nur die in der Arbeit ausdrücklich benannten Quellen und Hilfsmittel benutzt. Wörtlich oder sinngemäß übernommenes Gedankengut habe ich als solches kenntlich gemacht. Ort, Datum Unterschrift