I

Energiegarten® der FH- Erfurt

Potentialstudie und Leitfaden zur CO2-neutralen

Energieversorgung

Forschungsprojekt „Energiegarten® der FH Erfurt―

Eine Modellanlage für renewables at University of Applied Sciences

und für eine Ästhetik der Nachhaltigkeit

II

Impressum

Der Energiegarten® der FH Erfurt

Eine Modellanlage für renewables at

University of Applied Sciences und

für eine Ästhetik der Nachhaltigkeit

- Machbarkeitsstudie

- Versuchs- und Demonstrationspflanzung

- Konzeption (Leitfaden)

Fachhochschule Erfurt

Fakultät Landschaftsarchitektur – Gartenbau – Forst

Prof. Horst Schumacher

Sandra Sieber, Dipl.-Ing. (FH)

Klaus Weber, M. Eng.

Björn Burmeister, Dipl.-Ing. (FH)

Zuwendungsempfänger: Prof. Horst Schumacher, Fachhochschule Erfurt

Förderkennzeichen: 1743 X 08

Vorhabensbezeichnung: Energiegarten® der FH Erfurt

Laufzeit des Vorhabens: 01.07.2008 bis 30.09.2010

Kooperationspartner der gewerblichen Wirtschaft:

AEP Energie-Consult GmbH

Baumschule Lorberg GmbH & Co. KG

GSS Gebäude-Solarsysteme GmbH

plandrei Landschaftsarchitekten

PV Silicon Forschungs- und Produktions AG

SET – Solar- und Energiespartechnik

Weitere Partner:

Bildungswerk für berufsbezogene Aus- und Weiterbildung gGmbH (BWAW)

SolarInput e. V.

Stadt Erfurt – Dezernat 04

Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft (TLL)

Internet: www.fh-erfurt.de/lgf/la/forschung/projekte/energiegarten/

Gefördert durch:

I

INHALTSVERZEICHNIS

1 Einleitung 1

1.1 Motivation 1

1.2 Methodik 2

2 CO2-Neutralität und Bilanzierung 3

2.1 CO2-Neutralität 3

2.2 Bilanzgrenzen 4

2.3 CO2-Emissionen der Energieträger 5

2.4 Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme GEMIS 6

2.5 Primärenergie- und CO2-Bilanz 7

2.6 Brennstoff Erdgas H 11

2.7 Brennstoff Holz (Hackschnitzel) 13

2.8 Elektrische Energie 13

2.9 Bewertung Kraft-Wärme-Kopplung 22

2.10 Bewertung Fernwärme aus KWK für Erfurt 35

2.11 Integrierte Bilanzierung der Koppelprodukte 41

2.12 Bewertung von KWK-Anlagen innerhalb der Bilanzgrenze 42

3 Wirtschaftlichkeit 45

3.1 Grundlagen 45

3.2 Annuitätsmethode 45

3.3 Randbedingungen 46

3.4 Investitionskosten 46

4 Energieverbrauch und CO2-Emissionen Status Quo 47

4.1 Energieverbrauch 47

4.2 Forschungsgewächshaus 51

4.3 Lehr- und Verwaltungsgebäude 57

4.4 Wohnheim des Studentenwerkes Erfurt 58

4.5 Neubau-Erweiterungsbau 59

II

4.6 Energiebezugskosten 60

5 Potentiale zur Reduzierung der CO2-Emissionen 61

5.1 Minderung des Energiebedarfs 61

5.2 Nutzung fester Biomasse Holzhackschnitzel 62

5.3 Kraft-Wärme-Kopplung auf Basis fester Biomasse 81

5.4 Ausbau der Fernwärmeversorgung 88

5.5 Photovoltaik 92

5.6 Solarthermie 106

5.7 Potential Windenergie 124

5.8 Kraft-Wärme-Kopplung Biogas 132

6 Anlagen für Lehre und Forschung „Modellanlage― 137

6.1 Die Modellanlage 137

6.2 Das Heizkraftwerk 137

6.3 Der Solarpark 142

6.4 Solare Kleinarchitektur 148

6.5 EnOB-Neubau – FH-Neubau am Standort Leipziger Straße 77 149

7 Zusammenfassung 151

Literaturverzeichnis VI

III

ZEICHEN/GLOSSAR

Zeichen Einheit

(Beispiele) Bedeutung

[-/a] Annuitätsfaktor

, [kWhNu/kWhel] Jahresarbeitszahl

[-] Barwertfaktor

[g/kWh] spezifische CO2-Emission

[kg] CO2-Emission

[kWhPe/kWhEnd] Primärenergiefaktor

[-] Nutzungsgrad

[€] Kosten

[€/kWh] spezifische Kosten

,VERBR [€/a] verbrauchsgebundene Kosten

Nm³ oder Vn [m³] Normkubikmeter, Gasvolumen bei normierten Be-

dingungen

Nu [kWh] Nutzenergie

P [kW] Leistung

r, [kWh] Brennstoffwärme

, [kWh/a] solare Nutzwärme

[a] Betrachtungszeit

IV

Abkürzung und Indizes

AGFW AGFW Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e. V.

Br Brennstoff

BGA Biogasanlage

BGF Brutto-Grundfläche nach DIN 277

BImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz

BImSchV Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes

CO2 Kohlendioxid

DIN Deutsches Institut für Normung

el elektrische Energie

Erdgas H Erdgas H (high) Erdgas mit hohem Brennwert

EU Europäische Union

EU-15 Europäische Union (Mitgliedsstaaten vor 2004)

EnBW Energie Baden-Württemberg AG

EVU Energieversorgungsunternehmen

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

FCKW Fluorchlorkohlenwasserstoffe

FH Fachhochschule

GEMIS Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme

GuD Kombiniertes Gas – und Dampfkraftwerk

HHS Holzhackschnitzel

Hi unterer Heizwert (Energiegehalt ohne latenter Wärme im Abgas)

HOAI Honorarordnung für Architekten und Ingenieure

Hs oberer Heiz- oder Brennwert (einschließlich latenter Wärme im Abgas)

KGF Konstruktions-Grundfläche nach DIN 277

KMR Kunststoffmantelrohr

KUP Kurzumtriebsplantage

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

NF Nutzfläche

NGF Netto-Grundfläche nach DIN 277

Nu Nutzenergie

Pe Primärenergie

PV Photovoltaik

V

Rl Rücklauf eines hydraulischen Stromkreises

STC engl. standard test conditions (deutsch: Standard-Testbedingungen)

sol solare Energie

therm thermische Energie

TMBLV Thüringer Ministerium für Bau, Landesentwicklung und Verkehr

THG Treibhausgas

TRY engl. test reference year (deutsch: Testreferenzjahr)

ZuG Gesetz zur Zuteilung von Treibhausgas-Emissionen

1

1 Einleitung

1.1 Motivation

In der öffentlichen Diskussion erfährt der Klimawandel eine immer größere Aufmerksam-

keit. Dass der Klimawandel durch anthropogene Treibhausgasemissionen verursacht wird,

gilt als sehr wahrscheinlich (1 S. 6).

Das bedeutendste Treibhausgas ist Kohlendioxid, welches hauptsächlich bei der Verbren-

nung von fossilen Energieträgern freigesetzt wird. Mit dem Kyoto-Protokoll von 1997

verpflichteten sich die Industriestaaten, die Treibhausgasemissionen vom Stand 1990 um

20 % im Jahr 2020 zu senken. Hierfür ist eine tiefgreifende und nachhaltige Umstellung

der jetzigen Energiebereitstellung notwendig. Deutschland nimmt mit rund 19,5 % (2006)

und 18 % (2007) der Treibhausgasemissionen den ersten Platz in der Europäischen Union

ein. Bezogen auf die Einwohnerzahl ergibt sich für jeden Bundesbürger eine spezifische

Treibhausgasemission von 12,9 t (2006) und 11,6 t (2007). Dies ist der achthöchste Wert

in der EU. Der Durchschnitt beträgt 10,7 t/Einwohner (vgl. (2) (3 S. 136).

Neben den Ursachen des Klimawandels bzw. der begrenzten CO2-Speicherkapazität der

Erdatmosphäre sind die fossilen Energieträger endlich und in menschlichem Zeitmaßstab

nicht erneuerbar. Die International Energy Agency geht in einer optimistischen Studie

(maximal + 2 °C Ziel Koppenhangen) von einem Eintreten des sogenannten „Peak Oil―

nicht vor 2035 (in 25 Jahren) aus (4). Die Ergebnisse anderer Szenarien deuten auf einen

früheren Eintritt des „Peak Oil― hin.

In Anbetracht dessen, dass Erdöl, Erdgas sowie Kohle in unserer heutigen „fossilen Ge-

sellschaft― eine maßgebliche Bedingung des Wohlstandes – vor allem in der westlichen

Welt – sind, muss mit diesen Ressourcen und mit allen anderen Energieträgern effizient

umgegangen werden.

Die Nutzung von fossilen Energieträgern ist also durch die Endlichkeit der Ressourcen

„Klimakapazität― und „Rohstoffvorkommen― begrenzt. Daher müssen Konzepte entwickelt

und umgesetzt werden, die den Wohlstand sichern, ohne die begrenzten Ressourcen zu

erschöpfen. Neben der Steigerung der Energie- und Ressourceneffizienz muss die bisher

auf fossilen Energieträgern basierende Energieversorgung auf erneuerbare Energieträger

umgestellt werden.

Über 40 % der CO2-Emissionen und des Energieverbrauches sind dabei auf den Gebäude-

sektor zurückzuführen (5). Daher ergibt sich eine hohe Handlungsrelevanz auf dem Ge-

biet des Gebäudesektors.

Diese Arbeit soll am Beispiel eines Energiegartens® für die Fachhochschule Erfurt zeigen,

wie die Energieversorgung in einem örtlich begrenzten Bereich CO2-neutral realisiert und

2

außerdem eine neue Qualität des architektonischen Ausdrucks bei der Orts- und Land-

schaftsbildentwicklung erreicht werden kann.

1.2 Methodik

Der Energiegarten® umfasst das Lehr- und Verwaltungsgebäude, einschließlich Mensabe-

trieb, ein Wohnheim für Studierende sowie ein Forschungsgewächshaus mit Wirtschafts-

gebäude. Im ersten Teil der Arbeit werden geeignete Ansätze und Datenquellen zur Er-

mittlung der energiebezogenen CO2-Emissionen recherchiert und hinsichtlich deren Eig-

nung für die Erstellung einer CO2-Bilanz diskutiert und bewertet.

Im zweiten Abschnitt wird die aktuelle Versorgungssituation des Landschaftslehrparks,

ein Teil des Campus der Fachhochschule Erfurt, untersucht. Dazu werden geeignete Da-

tenquellen aus der Liegenschaftsverwaltung der FH Erfurt und des Energieversorgers her-

angezogen. Ziel ist es, den Energieverbrauch mit den damit verbundenen CO2-Emis-

sionen, wie auch die Infrastruktur der Energiebereitstellung sowie die Energienutzung,

darzustellen und zu bewerten.

Darauf aufbauend wird das Potential zur CO2-neutralen Energieerzeugung am Standort

untersucht. Hierfür werden verschiedene Energiesysteme hinsichtlich möglicher CO2-Re-

duktion, Wirtschaftlichkeit sowie Machbarkeit untersucht.

3

2 CO2-Neutralität und Bilanzierung

2.1 CO2-Neutralität

Ziel dieser Potentialstudie ist es, Handlungsoptionen aufzuzeigen, die Energieversorgung

der Gebäude im Landschaftslehrpark der FH Erfurt CO2-neutral zu gestalten. Der Begriff

der CO2-Neutralität bedarf einer Definition.

Der Inhalt der Website „Wikipedia―, der als Spiegel des populärwissenschaftlichen Wis-

senstandes angesehen werden kann, definiert den Begriff wie folgt: „Mit dem Begriff der

CO2-Neutralität oder CO2-neutral werden Zustände beziehungsweise Prozesse bezeich-

net, bei (oder mit) denen das aktuelle globale CO2-Gleichgewicht nicht verändert wird.―(6)

Aus dem Begriff der CO2-Neutralität werden auch die Begriffe der „Klimaneutralität― bzw.

„klimaneutral― abgeleitet. Dieser wurde 2007 in Deutschland zum Unwort des Jahres no-

miniert. „Kritisiert wird der Versuch, mit diesem egriff für eine Ausweitung des Flugver-

kehrs oder eine Steigerung anderer CO2-haltiger Techniken zu werben, ohne dass dabei

deutlich wird, wie diese Klimabelastungen ‚neutralisiert‘ werden sollen.―(7) Die Kritik

spielt dabei auf Kompensationsmaßnahmen im Rahmen des Emissionshandels an. Dabei

werden Projekte zur Emissionsminderung finanziert. Im Gegenzug erhält der Finanzieren-

de dafür in der Regel die Berechtigung, zusätzliches Treibhausgas, bezogen auf die Kli-

maabkommen, zu emittieren. Daran zeigt sich, welche ideologische und politische Rele-

vanz die Begriffe der CO2-Neutralität bzw. Klimaneutralität in der öffentlichen Diskussion

einnehmen.

Andere Termini mit ähnlicher Intension sind „Null-Emission― bzw. „Zero-Emission― – wel-

che ebenso mit den betrachteten Objekten wie Gebäude, Städte, Dörfer oder Produkten

verbunden werden. In einer im Jahr 2002 durchgeführten Sondierungsstudie zur „Null-

Emissions-Stadt― wird dieses wie folgt definiert: „Das Ziel einer „Null-Emissions-Stadt― ist

in diesem Kontext dann erreicht, wenn die Emissionen, die eine Stadt an ihre Umgebung

abgibt, die Aufnahmekapazität der lokalen, regionalen und globalen Umwelt nicht über-

schreitet.― (8 S. 11) In dieser Studie treten neben Treibhausgasemissionen auch andere

Emissionen wie Abfall, Schadstoffe und Abwasser in den Fokus (8). Den CO2-Emissionen

wird dabei die Leitposition zugeordnet.

Als ein konkretes Beispiel eines CO2-neutralen Prozesses kann die Verbrennung von Holz

angesehen werden. Bei der Verbrennung von Holz wird nur so viel CO2 emittiert, wie es

während des Wachstums aufgenommen hat und es ohnehin bei der natürlichen Verrot-

tung freigeben würde.

4

Die Recherche zum Begriff der CO2-Neutralität kommt zum Ergebnis, dass der Begriff der

„CO2-Neutralität― und abgeleitete Begriffe in der Fachdiskussion sowie in der Öffentlich-

keit nicht einheitlich und eindeutig definiert sind. Aus diesem Grund wird für das Ziel der

CO2-Neutralität folgender Anspruch formuliert.

Der Begriff der „CO2-Neutralität― wird als Leitgedanke verstanden, mit dem die Intention

verfolgt wird, basierend auf einer CO2-Bilanz (im Rahmen dieser Arbeit für Raumheizung

und elektrische Energie), die durch Energiebereitstellung verursachten CO2-Emissionen

durch technische Maßnahmen im Bilanzraum, unter Berücksichtigung aller vorgelagerten

Emissionen und Effekte außerhalb des Bilanzraumes, auszugleichen.

2.2 Bilanzgrenzen

Als räumliche Bilanzgrenze für die Zurechnung der CO2-Emissionen wird die Grund-

stücksgrenze des 13 ha umfassenden Landschaftslehrparks der FH-Erfurt in der Leipzi-

ger Straße 77 festgelegt. Innerhalb dieser Grenze befinden sich verschiedene Gebäude mit

unterschiedlicher Nutzung. Daneben gibt es Verkehrsflächen für Fußgänger sowie Stellflä-

chen für Kraftfahrzeuge.

Abbildung 1: Bilanzgrenze im Übersichtsplan mit Landschaftslehrpark der FH Erfurt.

5

An der Bilanzgrenze werden alle wesentlichen ein- und ausgetragenen Stoff- und Ener-

gieströme erfasst und bewertet. Die Erfassung dieser Ströme erfolgt durch die für be-

triebswirtschaftliche Zwecke bereits vorhandenen Zähler bzw. Abrechnungen des Energie-

versorgungsunternehmens (EVU) sowie durch Unterzähler der FH Erfurt. Als zeitlicher Be-

trachtungsrahmen wird ein durchschnittliches Kalenderjahr gewählt. CO2-Emissionen, die

durch die Erstellung der Gebäude verursacht wurden, werden nicht angerechnet.

2.3 CO2-Emissionen der Energieträger

Zur Bestimmung der energiegebundenen CO2-Emissionen werden den verschiedenen

Energieträgern auf den Energiegehalt bezogene spezifische Emissionswerte beispiels-

weise in gCO2/kWh, zugeordnet. Auf diese Weise kann ein Energieträger hinsichtlich seiner

Klimarelevanz bewertet werden. Aus der Multiplikation der Jahresenergiemenge mit dem

spezifischen CO2-Emissionswert des jeweiligen Energieträgers ergibt sich die CO2-Emis-

sion in einem Jahr.

Gl. 1

Spezifische Emissionskennwerte für „stoffliche― Energieträger (Gas, Öl) können leicht

durch stöchiometrische Berechnungen ermittelt werden.

Jedoch reicht die Betrachtung der rein stoffgebundenen CO2-Emissionen zur ganzheitli-

chen Bewertung des Energielieferprozesses nicht aus, da zu dessen Förderung, Transport

und zur Aufbereitung erhebliche Energiemengen benötigt werden. Beispielsweise muss

Erdöl und Erdgas aus den Förderländern über Pipelines oder den Seeweg transportiert und

zusätzlich aufbereitet werden. Der in den nächsten Jahren erwartete steigende Anteil der

sogenannten unkonventionellen fossilen Ressourcen am Gesamtverbrauch (4) wird die

Bedeutung der Bereitstellungskette noch verstärken.

Die gemessenen Endenergieströme werden daher mit einem CO2-äquivalenten Emissions-

faktor bewertet, welcher die Emissionen in der Bereitstellungskette einbezieht. In der Li-

teratur sowie in der aktuellen Fachdiskussion werden für identische Energieträger unter-

schiedliche Ansätze, Szenarien und Modellvorstellungen angewendet, was zu unter-

schiedlichen spezifischen CO2-Emissionen führt. Dies hat zur Folge, dass dieselben Ener-

gieträger hinsichtlich ihrer Klimarelevanz unterschiedlich bewertet werden (9). Es er-

scheint im Rahmen diese Studie zweckmäßig, hierfür in der Fachdiskussion anerkannte

wie auch in anderen Arbeiten zur Thematik Treibhausgasbilanzierung genutzte Ergebnis-

se etablierter Stoffstromanalysen zu nutzen. In dieser Studie werden grundsätzlich Emis-

sionsdaten aus dem Programm GEMIS (Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme)

6

des Öko-Institutes verwendet. Die Verwendung dieser spezifischen Kennwerte wird unter

anderem in (10) empfohlen.

2.4 Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme GEMIS

Das Globale Emissions-Modell Integrierter Systeme (kurz GEMIS) wurde, als Instrument für

die vergleichende Untersuchung und Bewertung von Energiebereitstellungssystemen, im

Jahr 1987 bis 1989 vom Öko-Institut und der Gesamthochschule Kassel entwickelt. Das

Programm wurde seitdem durch das Öko-Institut kontinuierlich weiterentwickelt und

steht in der Version 4.5 zum kostenlosen Download auf den Internetseiten des Öko-

Institutes zur Verfügung. GEMIS wurde zu einem umfassenden Werkzeug für Stoff-und

Energiestrombilanzierung verschiedener Prozesse erweitert. Mit GEMIS können die im Le-

benszyklus eines Produktes, einer Dienstleistung, einer Energielieferung entstehenden

Umwelteffekte von der Wiege bis zu Bare bestimmt werden. In GEMIS ist eine umfangrei-

che Datenbank zur Bewertung verschiedener Prozesse hinterlegt. Die Einträge dieser Da-

tenbank können modifiziert bzw. um eigene Einträge erweitert werden. Grundlegende und

weiterführende Informationen zu GEMIS sind auf den Internetseiten des Öko-Institutes

e. V. bereitgestellt (11).

In GEMIS sind für verschiedene Energieliefersysteme repräsentative Referenzdaten hinter-

legt. Diese Referenzdaten können zur Bewertung eines konkreten Energieliefersystems

herangezogen werden. Die wichtigsten Ergebnisse aus GEMIS für diese Studie sind die

Treibhausgasemissionen oder auch äquivalente CO2-Emissionen der Energieliefersysteme.

Die äquivalenten CO2-Emissionen drücken das Treibhauspotential (engl. Global-

Warming-Potential) aller emittierten Treibhausgase, umgerechnet auf das Treibhausgas

CO2, aus. Diese äquivalenten CO2-Emissionen werden auf die gelieferte Energiemenge

bezogen.

Als Ergebnis der Recherchen kann festgestellt werden, dass in unterschiedlichsten Arbei-

ten zur Bewertung von Energieverbrauch bzw. CO2-Emissionen auf GEMIS zurückgegriffen

wird (zum Beispiel Primärenergiefaktoren in DIN V 18599). Arbeiten, die sich kritisch mit

dem Programm bzw. der verwendeten Datenquellen auseinandersetzten, konnten nicht

ausgewertet werden.

In den folgenden Abschnitten werden die zurzeit genutzten und die möglichen alternati-

ven Energieträger in Hinblick auf Klimarelevanz und Umweltauswirkung mittels der Daten

aus GEMIS dargestellt sowie die Herleitung der spezifischen CO2-Emissionen erläutert.

Neben den mit GEMIS bestimmten CO2-Emissionsfaktoren werden auch andere Quellen

bzw. Methoden untersucht.

7

2.5 Primärenergie- und CO2-Bilanz

In diesem Abschnitt wird der Bilanzierungsansatz auf Basis der CO2-Emissionen den der-

zeit üblichen Methoden auf Basis der Primärenergie gegenübergestellt. Neubauten in

Deutschland müssen verschiedene ordnungsrechtliche Rahmenvorgaben erfüllen. Hin-

sichtlich der Energieeffizienz sind die Energieeinsparverordnung in der aktuellen Fassung

sowie das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz maßgebend. Das ermächtigende EnEG zur

EnEV wurde im Jahr 1976 drei Jahre nach der Ölkrise von 1973 beschlossen und seitdem

immer wieder angepasst. Damals stand vor allem die Knappheit der Energieressourcen im

Blickpunkt. Für Gebäude werden dabei verschiedene Vorgaben gemacht, so ist nach der

EnEV ein maximaler Primärenergieverbrauch pro Flächeneinheit vorgegeben. Darüber hin-

aus werden Mindeststandards an die Gebäudehülle und Anlagentechnik definiert. Neben

den bundeseinheitlichen Gesetzen bzw. Verordnungen finden auch landes- bzw. kommu-

nalrechtliche Bauvorschriften zur Energieeffizienz und zum Klimaschutz Anwendung, wel-

che die Anforderungen an die energetische Güte noch erhöhen kann.

Die für die Durchführung der aktuellen EnEV 2009 notwendige DIN-Normreihe ist sehr

komplex, besteht aus 11 Teilnormen und umfasst mehr als 1.000 Seiten. Das Berech-

nungsverfahren der DIN V 18599 hat den Anspruch, alle relevanten Energieströme im

Gebäude rechnerisch zu bestimmen. Der sich ergebende Energiebedarf wird auf die Ge-

bäudefläche bezogen und stellt ein Maß für die energetische Qualität des Gebäudes dar.

Durch den Vergleich mit Bedarfswerten anderer Objekte ähnlicher Nutzung kann der

Energieverbrauch der Objekte hinsichtlich möglicher Einsparpotentiale eingeschätzt wer-

den.

Die Berechnungsmethodik der DIN V 18599 bestimmt zunächst den Endenergiebedarf für

die verschiedenen im Gebäude genutzten Energieträger. Dieser Bedarf wird anschließend

mit dem Primärenergiefaktor des Energieträgers multipliziert und ergibt den Primärener-

giebedarf. Auf Basis des Primärenergiebedarfs können die verschiedenen Energieträger

zusammengefasst und ein Gesamtenergiebedarf bestimmt werden.

Die Primärenergiefaktoren werden entsprechend der EnEV 2009 (DIN EN 18599 Teil 1)

(12) entnommen und können als bekannter Bewertungsmaßstab dienen. Die Autoren der

Norm verweisen ausdrücklich auf die Herleitung der Primärenergiefaktoren aus GEMIS (12

S. 57) hin. Primärenergiefaktoren wurden in älteren Versionen von GEMIS berechnet. Ab

der Version 4.xx wird der kumulierter Energieaufwand und der kumulierte Energiever-

brauch ausgegeben. Diese Kennwerte sind wie der Primärenergiefaktor als kWhPr/kWhEnd

definiert. Die Autoren der Norm gehen für die Herleitung des Primärenergiefaktors für

elektrische Energie vom Strom-Mix entsprechend der Quellen im GEMIS (12 S. 58) aus.

8

Die Primärenergiebilanzierung unterscheidet nicht nach der Herkunft der fossilen Ener-

gieform.

Auf Grundlage der primärenergetischen Bewertungsmethodik gibt es zahlreiche Zielvor-

stellungen an den maximal zulässigen Bedarf. In der Praxis wird dieses Berechnungsver-

fahren auch für energetische Optimierung eingesetzt. Inwieweit der mit der aktuellen Fas-

sung der Norm ermittelte Energiebedarf den tatsächlichen Energieverbrauch beschreibt,

ist zu hinterfragen (13 S. 38).

In (14) werden verschiedene Bilanzierungsmethoden von Gebäuden, die das Planungsziel

anstreben, den Status eines Nullemissionsgebäudes, Nullenergiehauses oder Plusenergie-

hauses zu erreichen, erörtert und kritisch verglichen. Die Arbeit kommt zu der Feststel-

lung, dass es keine einheitliche Vorstellung zu Verfahren auf Basis von CO2-Emissions-

faktoren gibt. Die Autoren empfehlen, für die Bewertung von Gebäuden Primärenergiefak-

toren zur ilanzierung in Hinblick auf die Erreichung der Zielvorstellung „Nullemissions-

gebäude, Nullenergiehäuser oder Plusenergiehäuser― zu nutzen. Dies wird unter anderem

damit begründet, dass durch die Primärenergiebilanz andere Aspekte der Nachhaltigkeit

in die Betrachtung einfließen. So wird argumentiert, dass der Tatsache der begrenzt zur

Verfügung stehenden Biomasse (Holz) über die Anrechnung des erneuerbaren Anteils des

Primärenergiefaktors Rechnung getragen werden kann. Auch würde eine auf CO2-Emis-

sion basierende Bilanzierung die objektive Bewertung von Energie aus Atomkraftwerken

einschränken. In der zitierten Quelle wird davon ausgegangen, dass die Bewertung der

Gutschrift der eingespeisten elektrischen Energie nur nach dem Strom-Mix des Kraft-

werksparks erfolgen kann. Die CO2-Minderungseffekte durch die Einspeisung bzw. Ver-

drängung elektrischer Energie werden nicht berücksichtigt. Der Autor empfiehlt, eine

„zeitliche― Komponente für die Gutschriften aus KWK und PV zu berücksichtigen.

In (15) werden die gesetzlichen Randbedingungen bezüglich ihres Lenkungsvermögens

hin zu einer CO2-neutralen bzw. klimaschonenden Wärmeversorgung diskutiert. Raben-

stein kommt dort zum Schluss, dass anstelle der flächenbezogenen Primärenergiegrenz-

werte möglichst CO2-Grenzwerte verwendet werden sollten, um den Klimaschutzzielen

Rechnung zu tragen. Eine solche Umstellung würde nicht in den Kern des Berechnungs-

verfahrens der DIN V 18599 eingreifen und ist mit geringfügigen Änderungen erreichbar.

Anstelle der Primärenergiefaktoren werden Emissionsfaktoren verwendet. Der Autor

schlägt in (15) weiter vor, die Emissionsfaktoren aus GEMIS zu nutzen. Außerdem wird

eine Differenzierung der Bewertung des elektrischen Stroms nach Erzeugungsart empfoh-

len. Weiter wird ausgeführt, dass neben der zielgenaueren Lenkungswirkung mit einem

verbesserten Verständnis bzw. Wahrnehmung durch den Verbraucher zu rechnen sei.

9

Nachfolgend wird dargestellt, inwieweit eine auf Primärenergiefaktoren basierende Ener-

giebilanz von den Ergebnissen einer CO2-Emissionsbilanz in Bezug auf die Lenkungswir-

kung abweicht.

Um die Zielgenauigkeit der Bewertungsmethoden mittels spezifischer CO2-Emissionen

nach GEMIS mit der primärenergetischen Methode für identische Lieferprozesse verglei-

chen zu können, werden nachfolgend die Primärenergiefaktoren, bezogen auf die Nutz-

energie (Raumwärme), den spezifischen CO2-Emissionen aus GEMIS gegenüberstellt. Für

die Bestimmung des Primärenergieaufwandes zur Bereitstellung der Endenergie werden

die Nutzungsgrade (Heizkessel) bzw. die Jahresarbeitszahlen (Wärmepumpe und Solar-

thermie) aus GEMIS mit den Primärenergiefaktoren der DIN V 18599 bzw. der EnEV ange-

wendet.

Zur Einschätzung wird der jeweilige Bewertungsmaßstab (Primärenergie oder spezifische

CO2-Emission) des betrachteten Energieträgers bzw. Bereitstellungssystems auf ein Ver-

gleichsliefersystem – Heizöl-Heizkessel ohne Brennwertnutzung – bezogen (siehe Spalte

1, Tabelle 1: entspricht 100 %). Es zeigen sich dabei signifikante Unterschiede zwischen

der primärenergetischen und der CO2-Emissionsbewertung. Eine Energieversorgung mit-

tels Erdgas ist dem Heizöl nach primärenergetischem Bewertungsmaßstab äquivalent.

Unter dem Gesichtspunkt des Klimaschutzes ist die Bereitstellung von Wärme mittels

Erdgas mit 21 % (16 % Brennwertgerät) geringeren CO2-Emissionen verbunden.

Die Nutzung von fester Biomasse (Holz) entspricht primärenergetisch 17 % der Aufwen-

dungen des Heizöls, bezogen auf die CO2-Emissionen ergeben sich jedoch nur 9 % im

Vergleich zur Referenz (Heizöl).

Die Solarthermie ist primärenergetisch entsprechend der EnEV mit 0 und damit als voll-

ständig klimaneutral bewertet. Nach Berücksichtigung der zusätzlichen Hilfsenergie, mit

der Jahresarbeitszahl JAZ 20 Faktor GEMIS, ergibt sich ein Primärenergiefaktor von 0,052

für eine Nutzenergieeinheit. Dies entspricht 5 % des Primärenergiebedarfs der Bereitstel-

lung mittels Heizöl. Bei Betrachtung der CO2-Emissionen des Solarsystems ergeben sich

dagegen 12 % der Emissionen, bezogen auf die Vergleichsbasis, dies ist vor allem durch

die Hilfsenergie aus dem deutschen Kraftwerkspark bedingt.

10

Tabelle 1: Vergleich Primärenergiefaktoren und spezifische CO2-Emissionen. Primärenergiefaktoren

gemäß (16) nach (12), Emissionen nach (17) Szenario Heizen 2005 und Szenario Wärmepumpen 2000.

Liefersystem Primärenergiefaktoren

CO2-

Emissionsfaktoren

(bezogen auf Nutzener-

gie)

;

, =

=

Energieträger [-] [kWhPe/kWhEnd] [kWhPe/kWhNu] [%] [gCO2/kWhNu] [%]

Heizöl EL Heizkessel 0,85 1,1 1,29 100 375 100

Erdgas H Heizkessel 0,85 1,1 1,29 100 295 79

Erdgas H Brennwertkessel 1,00 1,1 1,10 85 258 69

Holz-Hackschnitzelkessel 0,85 0,2 0,23 17 33 9

Holz-Pellets-Kessel 0,85 0,2 0,23 17 34 9

Solarenergie (Solarthermie) 50,0 0/2,6 0,05 10 48 12

Erdreich-Wärmepumpe1 3,9 2,6 0,67 52 149 41

Luft-Wärmepumpe 2 3,2 2,6 0,81 63 390 106

Elektronachtspeicherofen

(Heizstrom)3 1 2,6 2,6 201 1.038 258

Die Interpretation der Ergebnisse aus der Tabelle 1 lässt die Schlussfolgerung zu, dass

Primärenergiefaktoren Klimaschutzaspekte nur bedingt widerspiegeln. Dies zeigt der Ver-

gleich mit den bewerteten Heizsystemen aus GEMIS. Trotz dieser Unterschiede nutzen

verschiedene Arbeiten mit der Zielstellung der neutralen CO2-Emissionsbilanz Primär-

energiefaktoren für die grundsätzliche Systembewertung (vgl. (18) (19)). Im Projekt „Null-

emissionsfabrik Solvis― formulieren die Autoren zwar das Ziel, „keine zusätzlichen CO2-

Emissionen in die Atmosphäre zu leiten―, bilanzieren aber abschließend mittels Primär-

energiefaktoren, da die Bestimmung der spezifischen Emissionen unklar sei (19 S. 52).

Der Vorteil der primärenergetischen Bilanzierung ist die Verbindlichkeit der Primärener-

giefaktoren durch EnEV als eindeutig definierte Kenngröße für den Energieaufwand zu

1 elektrische Energie für Antrieb aus prognostiziertem Deutschland-Mix 2010 = 583 gCO2/kWhel

(17)

2 elektrische Energie für Antrieb aus Braunkohlekraftwerk 2005 = 1.248 gCO2/kWhel (133)

3 elektrische Energie für Antrieb entsprechend Heizstrom nur Steinkohle = 1.038 gCO2/kWhel

(134)

11

sehen. Nachteilig ist unter anderem der nicht gegebene Zusammenhang zwischen Primär-

energie und CO2-Emissionen, die Eingeschränktheit der anwendbaren Energieträger bzw.

Betrachtungsmöglichkeiten für Biomasse und elektrische Energie.

2.6 Brennstoff Erdgas H

Das in Deutschland verbrauchte Erdgas stammt aus unterschiedlichen Fördergebieten in

Holland, Norwegen, Dänemark, Großbritannien, Russland und Deutschland. Erdgas ist

eine natürlich vorkommende Ressource (im Englischen natural gas), dessen Zusammen-

setzung Schwankungen unterliegt. Der Heizwert und der damit verbundene energiebezo-

gene CO2-Emissionswert sind von der Förderquelle abhängig (vgl. Tabelle 2). Die Tabelle

2 zeigt die bei der Verbrennung von Erdgas freigesetzten CO2-Emissionen. Die Angaben

sind als ein Mittelwert für Deutschland zu verstehen, die tatsächliche Zusammensetzung

des Erdgases sowie des Energiegehaltes ist vom Ort der Entnahme abhängig. Die bei der

Förderung, Aufbereitung und Transport freigesetzten CO2-Emissionen sind in diesen

Werten noch nicht enthalten.

Tabelle 2: Brennstoffenergiebezogene spezifische CO2-Emissionen nach VDI 4660 Blatt 1 ohne Be-

rücksichtigung der vorgelagerten Prozesskette (20 S. 9), Anteile nach GEMIS (21) für Erdgas aus

verschiedenen Förderquellen.

spezifischer Emissions-

wert

Anteil am Deutschland-

mix

Herkunft [gCO2/kWh] [%]

Nordsee-Erdgas H 207 31

GUS-Erdgas H 198 34

Holland-Erdgas L 203 20

Deutschland 198 15

Erdgas, Mittelwert 203 100

Für den in Deutschland verwendeten typischen Erdgasmix kann aus GEMIS ein CO2-Emis-

sionswert entnommen werden, in dem alle mit Transport, Aufbereitung, Infrastruktur und

Hilfsenergieeinsatz verbundenen CO2-Emissionen enthalten sind.

Für die Gebäudebeheizung mittels Erdgas H wird im Leistungsbereich des Endverbrau-

chers von 50 kW ein Emissionswert von 245 gCO2/kWhEnd angegeben (22). Der Vergleich

dieses spezifischen CO2-Emissionswertes mit den in der Tabelle 2 dargestellten Werten

für die stoffgebundenen CO2-Emissionen zeigt deutlich, welchen hohen Einfluss die Be-

reitstellungkette auf die spezifischen CO2-Emissionswerte hat. Für eine CO2-Emissions-

bilanzierung, die auf den vom Energieversorger abgerechneten Energiemengen beruht

12

und die elektrische Energie separat bilanziert, kann der spezifische CO2-Emissionsfaktor

245 gCO2/kWh auf diese Energiemenge, nach etwaiger Umrechnung der gelieferten Ener-

giemengen von Brennwert-Bezug auf Heizwert-Bezug, ohne Weiteres angewendet wer-

den.

Für die Umwandlung des Brennstoffes (Endenergie) in nutzbare Energie (Nutzenergie)

muss dieser verbrannt werden. Die Verbrennung ist mit Umwandlungs-, Abgas-, Bereit-

schafts-, Verteilungsverlust behaftet. Dieser Energieverlust wird auf die Jahresperiode

bezogen und über den Nutzungsgrad ausgedrückt. Der Nutzungsgrad ist entscheidend

von der Art des verwendeten Umwandlungssystems abhängig. Beispielsweise weist eine

Heizungsanlage mit Nutzung des Brennwertes bei niedrigen Systemtemperaturen eine

höhere Energieeffizienz auf als ein System mit hohen Systemtemperaturen ohne Nutzung

des latenten Wärmeanteils im Abgas. Der tatsächliche Nutzungsgrad eines Heizungssys-

tems kann nur durch die Messung der benötigten Brennstoffmenge und der bereitgestell-

ten Nutzwärme ermittelt werden. Eine solche Messung müsste mindestens über ein Jahr

hinweg erfolgen und wird in der Praxis des Gebäudemanagements nur selten durchge-

führt. Werden solche Messungen nicht durchgeführt, müssen daher geeignete Annahmen

bezüglich des Nutzungsgrades getroffen werden.

In GEMIS wird in den Standard-Prozessen von einem typischen Nutzungsgrad von 86 % für

Niedertemperaturkessel und 101 % für einen Brennwertkessel ausgegangen. Dieser Ver-

lust ist in dem im vorherigen Absatz genannten spezifischen CO2-Emissionswert

(245 gCO2/kWh) noch nicht enthalten.

Dies bedeutet, dass der spezifische CO2-Emissionswert (245 gCO2/kWh) auf die Endener-

gie, nicht auf die Nutzenergie, bezogen ist. Im GEMIS wurde dazu per Definition ein Nut-

zungsgrad von 100 % für den Prozess unterstellt.

Unter Berücksichtigung der elektrischen Hilfsenergie für die Verteilung im Gebäude und

des Nutzungsgrades beträgt die auf die Nutzwärme bezogene CO2-Emission

290,8 gCO2/kWh (23). Für eine CO2-Emissionsbewertung, die auf Nutzenergiemengen ba-

siert, muss dieser spezifische CO2-Emissionswert gewählt werden. Für den Fall, dass in

einer CO2-Emissionsbewertung die elektrische Energie separat bilanziert wird, ist dies in

GEMIS zu berücksichtigen.

Im Folgenden dieser Studie wird ein spezifischer Emissionswert für die Wärmeversorgung

mittels Erdgas H von 245 g/kWhEnd, Hi, bezogen auf die gelieferte heizwertbezogene

Brennstoffmenge, angenommen.

13

2.7 Brennstoff Holz (Hackschnitzel)

Holz ist ein nachwachsender Rohstoff, der bei seiner Verbrennung so viel CO2 emittiert,

wie er bei seinem Wachstum aufgenommen hat oder bei seiner natürlichen Verrottung

abgeben würde. Daher wird auch von einer CO2-neutralen Verbrennung gesprochen.

Jedoch muss unterstellt werden, dass für die Gewinnung und den Transport nicht erneu-

erbare Energie aufgewendet wird. Daher müssen bei heutigem Technologiestand auch

dem Energieträger Holz CO2-Emissionen zugerechnet werden. Mit einer fortschreitenden

Verwendung von erneuerbaren Energiequellen in den vorgelagerten Prozessketten sinken

auch die spezifischen Emissionen des Energieträgers Holz. Die dem Holz zugerechneten

CO2-Emissionen sind also nicht durch die Verwendung des Holzes als Brennstoff bedingt,

sondern durch die CO2-Emissionen in den Vorketten. Durch die Optimierung der Bereit-

stellung können die CO2-Emissionen des Energieträgers Holz weiter reduziert werden.

Holzhackschnitzel (HHS) sind eine Darbietungsform dieses nachwachsenden Rohstoffes,

der als alternative Energiequelle zur Beheizung von Gebäuden, aber auch in Heizkraftwer-

ken eingesetzt werden kann. Im GEMIS sind zwei verschiedene Ansätze zur Bewertung der

Holzgewinnung abgebildet. Es sind Prozesse dargestellt, in denen die Biomasse aus Rest-

stoffen als Sekundärrohstoff gewonnen werden kann und im Unterschied dazu Biomasse,

die in mittels Anbauverfahren bereitgestellt wird. Die Biomasse aus Reststoffen ist ohne

Düngung und Flächenverbrauch dargestellt. Im Gegensatz dazu werden für das Verfahren

der Biomasseerzeugung im Anbauverfahren der nötige Energiebedarf, das dadurch emit-

tierte CO2 und der Flächenverbrauch berücksichtigt.

Nach den Daten in GEMIS beträgt der spezifische CO2-Emissionswert, bezogen auf die

Endenergie (Nutzungsgrad 100 %) für Holzhackschnitzel aus Waldholz ohne Berücksichti-

gung von Hilfsenergie für die Verteilung im Gebäude, 18,9 gCO2/kWh (24).

2.8 Elektrische Energie

2.8.1 Bezug elektrischer Energie

Für die aus dem Verbundnetz bezogene elektrische Energie ist eine Herleitung spezifi-

scher CO2-Emissionen über eine stöchiometrische Berechnung nicht möglich, da die

elektrische Energie mittels unterschiedlicher nuklearer, fossiler und regenerativer Ener-

giequellen bereitgestellt wird. Es ist physikalisch nicht möglich, die Quelle der elektri-

schen Energie aus einem von mehreren Quellen gespeisten Netz zu bestimmen. Daher

werden zur Bestimmung spezifischer CO2-Emissionsfaktoren Energie- und Emissionsbi-

lanzen der verschiedenen Stromerzeuger eines zusammenhängenden Verbundnetzes be-

trachtet. Für Betrachtungen im Bundesgebiet werden alle Erzeuger, einschließlich der In-

und Exporte, herangezogen. Einfach formuliert werden die im Versorgungsnetz erzeugten

14

Energiemengen den dabei entstehenden Emissionen gegenübergestellt. Der Kraftwerks-

park ist hinsichtlich der eingesetzten Brennstoffe bzw. der Art der Energiegewinnung, den

spezifischen CO2-Emissionen der bereitgestellten elektrischen Energie sowie die tatsäch-

lichen Betriebszeiten sehr heterogen. Die Abbildung 2 zeigt die Entwicklung der Stromer-

zeugung in Deutschland. Es ist zu erkennen, dass der Anteil der erneuerbaren Energien

sowie elektrische Energie aus Erdgas in den letzten 10 Jahren zu Lasten von Steinkohle

und Kernenergie zugenommen haben. Einzig die Erzeugung elektrischer Energie aus

Braunkohle blieb anteilig mit 25 % konstant. Braunkohlekraftwerke haben damit zurzeit

und zukünftig den größten Anteil an der Stromerzeugung in Deutschland (Quelle in (17)).

Der Anteil des Stromexportes betrug im Jahr 2009 2,5 %.

Abbildung 2: Anteil der Energieträger an der Bruttostromerzeugung in Deutschland von

1999 bis 2009 (2008 bis 2009 vorläufige Schätzung) (25).

2.8.1.1 CO2-Emissionen für bezogene elektrische Energie aus GEMIS 4.5

Für die Bewertung des Bezuges von elektrischer Energie können die CO2-äquivalenten

Emissionen aus GEMIS 4.5 angesetzt werden. Die spezifischen CO2-Emissionen für bezo-

gene elektrische Energie aus verschiedenen Erzeugern im deutschen Kraftwerksmix lie-

gen, laut den verwendeten Quellen in GEMIS, zwischen 23 gCO2/kWhel (26) für elektrische

Energie aus großen Windenergieparks und 1.248 gCO2/kWhel (27) für elektrische Energie

aus Braunkohlekraftwerken. Die Abbildung 3 stellt die spezifischen CO2-Emissionen ver-

schiedener Lieferprozesse für elektrische Energie exemplarisch gegenüber.

0

5

10

15

20

25

30

35

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

[%]

Braunkohle Kernenergie Steinkohle Erdgas Erneuerbare

15

Der Datensatz in GEMIS bildet den Kraftwerkspark in Deutschland differenziert nach Er-

zeugungsart und anteilig ab. Für das Jahr 2005 betrug die spezifische CO2-Emission für

elektrische Energie 649 gCO2/kWhel (28). Für das Jahr 2010 wird in Deutschland nach einer

Studie des EWI4 ein CO2-Emissionsfaktor von 583 gCO2/kWhel erwartet (17). Dieser Wert

(583 gCO2/kWhel) wird für die Bilanzierung der aus dem Verbundnetz bezogenen elektri-

schen Energie angesetzt.

Abbildung 3: Vergleichende Darstellung der spezifischen CO2-

Emissionswerte verschiedener Elektroenergieliefersysteme sowie

Deutschland-Mix des Kraftwerksparks 2010.

Wird für die Emissionsbilanzierung der aus dem Verbundnetz bezogenen elektrischen

Energie von einem globalen, den deutschen Kraftwerkspark repräsentierenden CO2-Emis-

sionsfaktor ausgegangen, dann bleibt die tatsächliche Spezifik des Kraftwerksparks des

konkreten EVU unberücksichtigt. Die Bestimmung der spezifischen CO2-Emissionen für

die gelieferte elektrische Energie eines EVU könnte mit der genauen Kenntnis der Zusam-

mensetzung der Erzeugungsstruktur erfolgen. Dafür müssen die konkrete Stromproduk-

tion und die dabei entstehenden Emissionen des Kraftwerksparks des EVU, einschließlich

der weitergeleiteten Energie aus erneuerbarer Energie und aus KWK nach EnEG, bekannt

und abgebildet sein.

Da solche Daten im Rahmen dieser Studie nicht erhoben werden können, wird nachfol-

gend diskutiert, ob die ausgewiesenen spezifischen CO2-Emissionswerte aus den Kun-

deninformationen des EVU für die Bilanzierung im Rahmen dieser Arbeit zweckdienlich

sind (vgl. dazu Abschnitt 2.8.1.2). Außerdem bleiben bei der Annahme eines globalen

4 Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln

583 g/kWh

1248 g/kWh

106 g/kWh

24 g/kWh0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Deutschland Mix 2010 Braunkohle Photovoltaik Windenergie

εC

O2

[g/k

Wh

]

16

spezifischen CO2-Emissionswertes für die Jahresperiode die Tages-Wochen- und Jahres-

zeit-dynamischen Effekte unberücksichtigt.

Diese dynamischen Effekte erscheinen für die CO2-Emissionsbewertungen der bezogenen

elektrischen Energie von herausragender Bedeutung, da sich in Abhängigkeit von Tages-

zeit, Wochentag sowie Jahreszeit und Witterung der Kraftwerkseinsatz (der variablen

Kraftwerke) ändert (29 S. 19). Zu Höchstlastzeiten wird die benötigte Spitzenlast aus

Pumpspeicher-Gas- und Steinkohlekraftwerken bereitgestellt. In den sogenannten

Schwachlastzeiten ist der Anteil der Braunkohlekraftwerke höher, da diese mit konstanter

Leistung betrieben werden (29 S. 19). Daraus kann geschlussfolgert werden, dass die zu

Schwachlastzeiten bezogene elektrische Energie mit höheren Emissionen verbunden ist

als der Bezug zu Hochlastzeiten. Für eine solche Betrachtung muss der tageszeitliche

Verlauf des Bezugs der elektrischen Energie bekannt sein. Im Rahmen der Potentialstudie

kann auf diese Fragestellung nicht näher eingegangen werden.

2.8.1.2 Spezifische CO2-Emissionen nach EnWG

Neben den mittels GEMIS bestimmten spezifischen CO2-Emissionen kommen andere An-

nahmen bzw. Modellvorstellungen zur Bestimmung der spezifischen CO2-Emissionen für

elektrische Energie in Frage (Bewertung mit Werten aus GEMIS, siehe Abschnitt 2.8.1.1).

Ein in der Öffentlichkeit bekanntes Beispiel für die Ausweisung von spezifischer CO2-

Emission ist die Kennzeichnung für die gelieferte elektrische Energie durch das EVU. Laut

dem Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG)

(30) vom Juli 2007 müssen die EVU die spezifischen Emissionen der gelieferten elektri-

schen Energie, entsprechend der spezifischen Erzeugung des EVU, darlegen. Im Unter-

schied zu Modellvorstellungen, die einen einheitlichen CO2-Emissionswert für den Bezug

elektrischer Energie aus dem Verbundnetz annehmen, soll also explizit der spezifische

Kraftwerkspark des EVU herangezogen werden. Durch die Angabe der CO2-Emissionen

soll dem Verbraucher die Umweltauswirkung seines Verbrauches verdeutlicht werden.

Aufgrund der Wahlfreiheit des Verbrauchers bezüglich des Lieferanten für elektrische

Energie kann impliziert angenommen werden, dass mit der Entscheidung auch Aspekte

des Umweltschutzes mit einfließen. Wie später gezeigt wird, unterscheiden sich die Anga-

ben der Emissionswerte der verschiedenen Stromprodukte erheblich. Die Angaben nach

dem EnWG berücksichtigen nur die direkt bei der Erzeugung emittierten Treibhausgase

und genügen daher nicht der Anforderung, alle mit der Bereitstellung verbundenen CO2-

Emissionen einzubeziehen.

Für den im Rahmen dieser Arbeit untersuchten Landschaftslehrpark können die spezifi-

schen CO2-äquivalenten Emissionen für die bezogene elektrische Energie aus den Veröf-

fentlichungen des aktuellen Lieferanten (Vattenfall) für elektrischen Strom entnommen

17

werden. Diese betrugen laut (31) im Jahr 2008 655,2 gCO2/kWhel, bezogen auf die Ge-

samtstromlieferung in Deutschland.

Zum Vergleich: Das Stromprodukt der Stadtwerke Erfurt wird mit 352 gCO2/kWh ausgewie-

sen, wobei dabei 35,1 % aus fossilen Energieträgern mittels KWK, 27,4 % aus fossilen

Brennstoffen ohne KWK, 14,7 % aus Kernkraft und 22,8 % aus erneuerbaren Energien

stammt (32). Es zeigt sich damit ein signifikanter Unterschied in den ausgewiesenen spe-

zifischen CO2-Emissionen für die verschiedenen Lieferanten.

Es kann nun daraus gefolgert werden, dass durch die Kaufentscheidung bzw. die Wahl des

Lieferanten die spezifischen CO2-Emissionen beeinflusst werden könnten. Ob diese Fol-

gerung sinnhaft ist, wird im Abschnitt im weiteren Verlauf diskutiert.

Die Beschaffung der elektrischen Energie für die Liegenschaften des Freistaats Thüringen

erfolgt zentral nach Maßgabe der Vergabeordnungen der öffentlichen Institutionen.

Grundsätzlich muss hierbei das wirtschaftlichste Angebot gewählt werden. Da die Erzeu-

gung von elektrischer Energie aus erneuerbaren Energiequellen zurzeit teurer ist als die

aus konventionellen Kraftwerken, erhalten EVU mit fossilen Energieträgern in der Regel

den Zuschlag, wenn nur die Lieferung von elektrischer Energie ausgeschrieben wird. Be-

steht aber der politische Wille innerhalb einer Kommune oder eines Bundeslandes bzw.

einer Bundesbehörde, elektrische Energie mit niedrigen spezifischen CO2-Emissionen,

entsprechend der Kennzeichnung nach EnWG, zu beziehen, so ist dies möglich. Als Bei-

spiel sei hier das Bundesland Hessen genannt (33).

Die Kennzeichnungsmethodik der EVU wird von verschiedenen Umweltschutzorganisatio-

nen kritisiert und als nicht aussagekräftig bzw. irreführend bezeichnet (34). Beispielswei-

se wird der bei der Energieerzeugung entstehende radioaktive Abfall in der gleichen Grö-

ßeneinheit wie die CO2-Emissionen angegeben, was beim Verbraucher die atomare Ab-

fallmenge als sehr gering erscheinen lässt. Hinsichtlich der CO2-Emission wird in der Kri-

tik weiter angeführt, dass es möglich sei, elektrische Energie aus Atom- oder Kohlekraft-

werken an der Strombörse zu verkaufen und im Gegenzug beim Kauf von elektrischer

Energie gleicher Menge an gleicher Börse als Energie unbekannter Herkunft zu deklarie-

ren. Diese Energiemenge würde dann mit den Werten des deutschen Kraftwerksparks be-

wertet, in dem auch elektrische Energie aus erneuerbaren Energiequellen enthalten ist.

Das führt dazu, dass an der Strombörse verkaufte elektrische Energie aus Braunkohle-

kraftwerken, durch den Handelsprozess, zu einem gewissen Anteil als Energie aus erneu-

erbaren Energiequellen ausgewiesen werden kann.

Darüber hinaus ist die Bilanzierung der CO2-Emission für elektrische Energie aus KWK-

Anlagen nicht eindeutig geregelt. Der Bundesverband der Kraft-Wärme-Kopplung emp-

fiehlt beispielsweise seinen Mitgliedern, die CO2-Emissionen der Referenz-Wärmeerzeu-

18

gungsanlage vollständig der elektrischen Energie gutzuschreiben (siehe hierzu 2.9). Aus

den genannten Gründen werden die von den EVU genannten spezifischen CO2-Emissionen

nicht für die Bilanzierung im Rahmen dieser Potentialstudie herangezogen. Aus den Daten

der Kundeninformation gemäß dem EnWG (vgl. in Abbildung 4) und den Internetseiten

kann entnommen werden, dass die vom EVU (Vattenfall) gelieferte elektrische Energie

höhere CO2-Emissionen als der deutsche Kraftwerkspark aufweist.

Abbildung 4: Kennzeichnung der Stromlieferung des EVU (Vattenfall) für die untersuchte Liegenschaft.

2.8.2 Einspeisung elektrischer Energie

Elektrische Energie kann mittels Transformation in das überregionale Verbundnetz einge-

speist und – eine adäquate Netzbeschaffenheit vorausgesetzt – unabhängig vom Erzeu-

gungsort genutzt werden. Es wird grundsätzlich davon ausgegangen, dass innerhalb der

Bilanzgrenze erzeugte elektrische Energie durch Kraft-Wärme-Kopplung, Windenergiean-

lagen und Photovoltaik in das Verbundnetz eingespeist wird. Die Speicherung elektrischer

Energie innerhalb der Bilanzgrenze (Batterien) wird nicht betrachtet. Durch weitere Kos-

tendegression und den verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energieformen ist bei Errei-

chen von Kosten-Preisparität zwischen Netzbezug und Eigenerzeugung davon auszuge-

hen, dass in Zukunft der Technik zur Speicherung elektrischer Energie im Gebäudebereich

eine hohe Bedeutung zukommen wird.

Nach dem EEG (35) § 8 Nr. 1 sowie KWKG (36) § 4 Nr. 1 müssen Netzbetreiber grundsätz-

lich die gesamte elektrische Energie aus erneuerbaren Energiesystemen und Kraft-

Wärme-Kopplung abnehmen und im Netz verteilen, in diesem Zusammenhang wird auch

von privilegierter bzw. vorrangiger Einspeisung gesprochen. Dies impliziert, dass fossile

Kraftwerke, die nicht unter die privilegierte Einspeisung fallen und deren Betriebsführung

vorwiegend am Strompreis orientiert ist, in gleicher Menge weniger Energie in das Ver-

bundnetz einspeisen können. Die elektrische Energie aus erneuerbaren Energiequellen

19

und Kraft-Wärme-Kopplung verdrängt demzufolge elektrische Energie aus fossilen Kraft-

werken (37 S. 6) (38 S. 79). Die Ermittlung der durch die Einspeisung vermiedenen CO2-

Emission ist von den Aufwendungen zur Erzeugung der elektrischen Energie und von der

im Versorgungsnetz ersetzten bzw. verdrängten elektrischen Energie abhängig (39). In

der Tabelle 3 sind die für die Aufwendung angesetzten CO2-Emissionen aus GEMIS 4.5

dargestellt.

Tabelle 3: Endenergiebezogene Treibhausgaskennwerte für verschiede-

ne Energieträger aus (24).

Energiesystem/Energieträger [gCO2/kWh]

Windenergie 2020, Deutschland 23

Photovoltaik 2010 multikristallin 105

Photovoltaik 2005 monokristallin 135

Photovoltaik 2005 amorph 139

Die in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie wird entsprechend der Auswir-

kung auf die CO2-Emissionen für den gesamten Kraftwerkspark in Deutschland bewertet.

Grundsätzlich erfolgt für eine Übertragung aus dem Bilanzkreis des Landschaftslehrparks

in das Verbundnetz eine CO2-Gutschrift, da die eingespeiste elektrische Energie andere

Energieerzeuger aus dem Verbundnetz verdrängt.

20

Abbildung 5: Darstellung des Bilanzierungsansatzes zur Bewertung des Bezuges und der Einspeisung

elektrischer Energie (in Anlehnung an (37)). Aus der Bilanzzone I wird in das elektrische Verbundnetz

privilegiert eingespeist Wel, priv. Die mit der Erzeugung verbundenen CO2-Emissionen (einschließlich

Bereitstellungskette) werden diesem Energiestrom angerechnet. Aufgrund der Privilegierung der EEG

und KWKG-Erzeuger müssen die nicht privilegierten fossilen Kraftwerke die Einspeisung in das elektri-

sche Verbundnetz reduzieren. Die dabei vermiedene CO2-Emission wird der eingespeisten elektrischen

Energie gutgeschrieben. Die spezifischen CO2-Emissionen des Bezugs elektrischer Energie richten sich

nach der gesamten eingespeisten elektrischen Energie und den damit verbundenen CO2-Emissionen.

Die spezifischen CO2-Emissionen der verdrängten elektrischen Energie aus fossilen Quel-

len, verringert um die Emissionen zur Bereitstellung dieser elektrischen Energie, ergibt die

angenommene spezifische CO2-Emissionsreduktion der eingespeisten elektrischen Ener-

gie. Dieser Ansatz wird bei anderen vergleichbaren Problemstellungen nicht verfolgt, bei-

spielsweise geht das Berechnungsverfahren der DIN V 4701-10 für (40) die EnEV (16) von

einer Gutschrift in Höhe des Bezuges aus.

Gl. 2

Die Bestimmung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors der substituierten elektrischen

Energie ist laut einer Studie des Fraunhofer Institutes System- und Innovati-

onsforschung (39 S. 18) von der einspeisenden Energiequelle (Photovoltaik oder Wind-

energieanlage), der Struktur des Kraftwerksparks, dem CO2-Zertifikatspreis sowie dem

Öl-Preisniveau abhängig. Beispielsweise substituieren Photovoltaik-Anlagen nur tagsüber

bei Sonnenschein „eher sogenannte Spitzenlastkraftwerke―, was zur Folge hat, dass

21

elektrische Energie aus Photovoltaik im Jahr 2006 zu 50 % elektrische Energie aus Gas-

kraftwerken und zu 50 % aus Steinkohlekraftwerken ersetzt hat (39 S. 18). Die Betrach-

tungen in (39 S. 18) zeigen für das Jahr 2006 für alle erneuerbare Energieformen (ohne

Groß-Wasserkraft) den folgenden Substitutionsmix: Braunkohle 11 %, Steinkohle 62 %,

Erdgas 26 %, Erdöl 1 %, der Ausfall einiger Atomkraftwerke im Jahr 2007 führte zu folgen-

dem Substitutionsmix: Braunkohle 2 %, Steinkohle 69 %, Erdgas 27 %, Erdöl 2 %. Aufgrund

der kostenorientierten Betriebsführung der Kraftwerke werden vorwiegend Kraftwerke mit

niedrigem Wirkungsgrad substituiert (39 S. 21).

Die fluktuierende Einspeisung der erneuerbaren Energien wirkt sich negativ auf den Nut-

zungsgrad der mit fossilen Energieträgern befeuerten Kraftwerke aus (Teillastbetrieb,

häufiges An- und Abfahren) (39 S. 21). Für die Vorhaltung der Regelleistung bzw. der

Regelenergie für Windenergie-Anlagen wird in verschiedenen Quellen eine Reduktion des

CO2-Emissionsminderungspotentials der Windenergie von 7 % veranschlagt. In (39 S. 21)

wird für die Photovoltaik der gleiche Ansatz (7 % Abschlag) gewählt.

Auch wenn durch die Einspeisung von elektrischer Energie aus erneuerbaren Energiequel-

len der Wirkungsgrad des konventionellen Kraftwerksparks sinkt, erscheint die Minderung

der anrechenbaren CO2-Reduktion, pro eingespeister Energieeinheit aus erneuerbaren

Energien, als Folge der nicht angepassten Gegebenheiten des fossilen Kraftwerksparks für

die Bewertung der erneuerbaren Energiequellen im Kontext dieser Arbeit als diskussions-

würdig. Vielmehr sollten die energetischen Verluste (und damit die erhöhten CO2-Emis-

sionen) dem konkreten fossilen Kraftwerkstyp zugeordnet werden, um so entsprechendes

Optimierungspotential im Kraftwerkspark aufzuzeigen. Die zitierte Studie schließt mit den

folgenden CO2-Substitutionswerten für die Einspeisung von elektrischer Energie aus er-

neuerbaren Energiequellen ab (39 S. 21) (vgl. Tabelle 4).

Tabelle 4: CO2-Substitutionswerte (Verdrängungsmix) in gCO2/kWhel für elektrische Energie aus erneu-

erbaren Energiequellen nach (39 S. 26), unvollständige Liste, alle Angaben ohne indirekte Emissionen

und nur für den vermiedenen Brennstoffeinsatz im fossilen Kraftwerkspark, einschließlich der Minde-

rung für Regelenergie (7 % für Windenergieanlagen und Photovoltaik).

Simulationszeitraum

[gCO2/kWhel]

2006 2007

Photovoltaik 676 676

WEA 781 762

BHKW, Pflanzenölbasis 799 790

Die CO2-Emissionsreduktion durch die mit erneuerbaren Energiequellen betriebenen

BHKW (siehe Tabelle 4) ist vor allem durch eine vorwiegend wärmegeführte Betriebsweise

22

bestimmt (39 S. 21). Aufgrund der wärmegeführten Betriebsweise erscheint es nahelie-

gend, diese ebenso für kleinere mit fossilen Brennstoffen betriebenen KWK-Anlagen an-

zuwenden. Andere Arbeiten, die ebenfalls von einer Erzeugungscharakteristik abhängiger

CO2-Emissionsreduktion ausgehen, bewerten die Reduktion durch Photovoltaik in der

Zukunft deutlich höher. Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. kommt in einer

Studie im Auftrag von EnBW, E.ON Energie, RWE Power und Vattenfall Europe zur folgen-

den Bewertung (29).

Tabelle 5: CO2-Substitutionswerte für elektrische Energie

aus erneuerbaren Energiesystemen (unvollständig aus (29)).

Spezifische CO2-

Emission

[gCO2/kWhel]

Photovoltaik 814

Windenergieanlage 810

Kraft-Wärme-Kopplung 821

Dabei ist zu beachten, dass laut dieser Studie das Reduktionspotential von der im Ver-

bundnetz installierten elektrischen Leistung der Photovoltaik-Anlagen abhängig ist und

mit steigender Leistung zunimmt. Bei einem Ausbau der installierten Photovoltaik-

Leistung auf 0,23 % des technisch möglichen Potentials ergeben sich die höchsten spezi-

fischen CO2-Emissionen für den Verdrängungsmix (830 g/kWhel). Die zitierte Studie geht

für die nahe Zukunft für die Einspeisung von elektrischer Energie aus Photovoltaik in das

Verbundnetz von einem Verdrängungsmix von 814 g/kWhel aus (29 S. 47).

2.9 Bewertung Kraft-Wärme-Kopplung

Unter Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird die gleichzeitige Erzeugung von thermischer

und elektrischer Energie verstanden. Die Gleichzeitigkeit der Bereitstellung und Nutzung

von Kraft (elektrischer Energie) und Wärme unterscheidet die KWK von der getrennten

Erzeugung.

Dadurch wird im Vergleich zur ausschließlichen Krafterzeugung in einem Großkraftwerk

eine deutliche Erhöhung des Brennstoffausnutzungsgrades erreicht. Im Vergleich zur rein

thermischen Verwertung des Brennstoffes sinkt jedoch der Brennstoffausnutzungsgrad

der KWK. Der ganzheitliche Vergleich, unter den heutigen Gegebenheiten, zwischen ge-

trennter und gekoppelter Erzeugung zeigt einen deutlichen ökologischen Vorteil der KWK

gegenüber der getrennten Erzeugung. Diesem Sachverhalt trägt der Gesetzgeber mit der

Förderung der KWK durch das KWKG (36) Rechnung. Es ist erklärtes Ziel, den Anteil der

mittels KWK erzeugten elektrischen Energie in Deutschland bis zum Jahr 2030 auf 25 % zu

23

erhöhen (41 S. 11). Im Jahr 2006 betrug dieser Anteil in etwa 12,5 % (2 S. 80). Eine wei-

terführende Einführung in die Thematik der KWK bietet beispielsweise (42).

Bei der CO2-Emissionsbewertung der gekoppelten Produktion von thermischer und

elektrischer Energie stellt sich das Problem der Verteilung der CO2-Emissionen auf die

Kopplungsprodukte. In diesem Abschnitt werden verschiedene Aspekte dieser Problema-

tik diskutiert.

In der VDI-Richtline 4660 Blatt 2 (43) werden zur zielenergiebezogenen Verteilung unter-

schiedliche Methoden beschrieben. In der Richtlinie wird keine konkrete Anwendungs-

empfehlung gegeben. Die vorgestellten Berechnungsmethoden führen zu unterschiedli-

chen CO2-Emissionsbewertungen der zwei Kopplungsprodukte.

Es kann unterschieden werden zwischen Methoden, welche die Emissionen entsprechend

eines definierten Berechnungsschlüssels aufteilen und Methoden, die davon ausgehen,

dass durch die gekoppelte Erzeugung die CO2-Emissionen einer ungekoppelten Erzeu-

gung eingespart und einem Koppelprodukt gutgeschrieben werden.

In der Energiewirtschaft wird zur Bewertung der KWK-Produkte in der Regel der Vergleich

mit der getrennten Erzeugung beider Produkte herangezogen. Für die auf einer Referenz-

erzeugung basierenden Methoden müssen Referenz-Anlagen der getrennten Erzeugung

definiert werden. Drei der in (43) vorgestellten Methoden benötigen keinen Vergleich mit

einer getrennten Erzeugung. Liegt die KWK-Anlage innerhalb der örtlichen Bilanzgrenze,

ist die Wahl der Verteilungsmethode der CO2-Emissionen für die Gesamt-CO2-Bilanz ohne

Bedeutung. In (10) werden zur Bewertung des Einsatzes von KWK innerhalb der Bilanz-

grenze Empfehlungen gegeben. Wird Fernwärme jedoch in einer KWK-Anlage außerhalb

der betrachteten Bilanzgrenzen (des Energiegartens®) bereitgestellt und innerhalb der

Bilanzgrenzen genutzt, dann hat die Methode zur Aufteilung der CO2-Emissionen auf die

Koppelprodukte entscheidenden Einfluss auf die CO2-Emissionsbilanz. Die Abbildung 6

verdeutlicht die Problematik. Das gezeigte Schema erweitert die Betrachtungsebenen der

Abbildung 5 um eine KWK-Anlage außerhalb der Bilanzgrenze (des Energiegartens®). Das

Heizkraftwerk speist die Wärme in ein Fernwärmenetz ein, die dabei erzeugte elektrische

Energie wird in das Verbundnetz privilegiert eingespeist. Die entstehenden CO2-Emis-

sionen in der Bilanzzone II müssen den beiden Produkten zugeordnet werden. Wird dem

Stromprodukt der größere Anteil zugeordnet, dann ergibt sich für die Fernwärme QFW eine

geringere spezifische CO2-Emission.

24

Abbildung 6: Darstellung des Bilanzierungsansatzes für elektrische Energie und Fernwärme.

Nachfolgend sind die verschiedene Verteilungsmethoden vorgestellt. Daran anschließend

werden diese Methoden auf die Fernwärmeversorgung in der Stadt Erfurt angewendet und

die konkreten Auswirkungen auf die CO2-Emissionsbilanz der betrachteten Bilanzzone

dargelegt und bewertet.

2.9.1 Bewertung der Kraft-Wärme-Kopplung

Vorgabe der VDI 4660 Blatt 2 (43) ist, dass die Summe der Emissionen aus den Koppel-

produkten der gesamten Emissionen entspricht (siehe Gl. 5). Dies ist vor allem für die

nachfolgend erläuterten Gutschriftmethoden von Relevanz, da je nach Höhe der Gutschrift

die Erfüllung von Gl. 5 nicht unbedingt gegeben ist. Um diesen Grundsatz dennoch zu

erfüllen, müssten negative spezifische CO2-Emissionswerte per Definition ausgeschlossen

werden.

mit:

Gl. 3

[gCO2/kWhth] CO2-Emissionswert thermische Energie

[gCO2/kWhBr] CO2-Emissionswert Brennstoff

kWhBr CO2-Emission des Brennstoffs

kWhth abgegebene Wärmeenergie

kWhel Netto elektrische Energie

Die Gutschriftenmethode geht von einer externen CO2-Emissionsreduktion durch die ge-

koppelte Erzeugung im Vergleich zur nicht gekoppelten Erzeugung aus. Gutschrift be-

25

deutet, dass eines der beiden Koppelprodukte als zusätzliches Erzeugnis verstanden wird.

Die Aufwendungen einer alternativen Erzeugung dieses Produktes, in einem nicht gekop-

pelten Erzeugungsprozess, werden dem anderen Koppelprodukt gutgeschrieben. Die Be-

wertung des gutgeschriebenen Produktes erfolgt damit losgelöst vom konkreten

Bereitstellungsprozess.

Im Regelfall werden zwei Koppelprodukte betrachtet (thermische und elektrische Energie),

daher können die zwei folgenden Ansätze gewählt werden:

I. Wärme-Restwertmethode: Hierbei wird der „Wert― des Stromes der Wärme gutge-

schrieben. Wird auch als Strom-Gutschriftenmethode bezeichnet.

II. Strom-Restwertmethode: Hierbei wird der „Wert― der Wärme dem Strom gutge-

schrieben. Wird auch als Wärme-Gutschriftenmethode bezeichnet

Die Auswahl der konkreten Restwertmethode kann sich nach dem zu bewertenden Pro-

dukt richten. Ist das Koppelprodukt „Wärme― Gegenstand der Untersuchung, liegt es nahe,

die Wärme-Restwertmethode anzuwenden. Wird elektrische Energie betrachtet, findet die

Strom-Restwertmethode Anwendung. In der Gl. 4 ist die Wärme-Restwertmethode darge-

stellt, dabei wird der spezifische CO2-Emissionswert der Wärme bestimmt, der

Emissionswert des Brennstoffes ist bekannt. Der CO2-Emissionswert der elektrischen

Energie muss als Referenzsystem vorgegeben werden (vgl. Tabelle 6 Seite 32).

mit:

Gl. 4

[gCO2/kWhth] Emissionswert der Fernwärme

[gCO2/kWhBr] Emissionswert Brennstoff

[gCO2/kWhel] Emissionswert verdrängte elektrische Energie

kWhBr Brennstoffwärme

kWhth abgegebene Wärmeenergie

kWhel elektrische Aufwendungen für Kraftwerke und Netzverteilung

kWhel in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie

Die Strom-Restwertmethode ist analog der Wärme-Restwertmethode durchzuführen. In

(43) wird empfohlen, für die Strom-Restwertmethode auf den gleichen Brennstoff abzu-

stellen; da Wärmeerzeugung nur mit Steinkohle/Braunkohle nicht praktikabel ist, er-

scheint dieser Ansatz für die Bewertung von Wärme aus Kohlekraftwerken als nicht ziel-

führend.

26

mit:

Gl. 5

[gCO2/kWhth] CO2-Emissionswert thermische Energie

[gCO2/kWhBr] CO2-Emissionswert Brennstoff

[kWhBr] CO2-Emission des Brennstoffs

[kWhth] abgegebene Wärmeenergie

[kWhel] Netto elektrische Energie

Eine Methode ohne Anrechnung einer Gutschrift und damit ohne Definition einer Refe-

renz-Anlage ist die kalorische Aufteilung der CO2-Emissionen (siehe Gl. 3) auf die Kop-

pelprodukte. Dabei werden die CO2-Emissionen gleichermaßen auf die Koppelprodukte

verteilt. Damit ergibt sich für die elektrische wie auch für die thermische Energie gleiche

CO2-Emissionsfaktoren (43). Diese Methode ergibt, mit Ausnahme der Strom-Restwert-

methode (Gutschrift der Wärme), für die thermische Energie die höchsten spezifischen

CO2-Emissionen (vgl. (43 S. 18-20)).

2.9.2 Bewertung thermischer Energie aus KWK mittels Primärenergiefaktoren

Im Nachweisverfahren zur Energieeinsparverordnung für Gebäude ist der spezifische Pri-

märenergiebedarf des Gebäudes maßgebend. Dieser errechnet sich aus dem Endenergie-

bedarf des Gebäudes, multipliziert mit den entsprechenden Primärenergiefaktoren der

genutzten Energieträger. Für nicht zertifizierte Netzbetreiber muss ein pauschaler Faktor

von 1,3 für genutzte Fernwärme angenommen werden. Der Betreiber eines Fernwärme-

netzes hat jedoch die üblicherweise wahrgenommene Möglichkeit, die Fernwärme nach

dem Verfahren der DIN V 4701-10/A1 zertifizieren zu lassen. Dabei werden der Einsatz

von erneuerbaren Brennstoffen und die KWK-Nutzung berücksichtigt. Der Bilanzierung im

Berechnungsverfahren nach DIN V 4701-10/A1 liegen keine CO2-Emissionen, sondern

Energiemengen zugrunde (40). Die damit verbundene Unschärfe hinsichtlich der Bewer-

tung der Klimarelevanz ist im Abschnitt 2.5 Seite 7 dargestellt. Der Ansatz zur Berück-

sichtigung der Kraft-Wärme-Kopplung nutzt dabei die Wärme-Restwertmethode bzw.

Stromgutschriftmethode.

Aus den bereitgestellten Wärmemengen in den Hausanschlussstellen, dem Brennstoffein-

satz im Kraftwerk und der erzeugten elektrischen Energie in der KWK-Anlage, bewertet

mit dem Primärenergiefaktor für elektrische Energie entsprechend des Strom-Mix nach

EnEV (16) 2,6, wird der Fernwärme der vermiedene Energieeinsatz zur Stromproduk-

tion gutgeschrieben. Dabei wird nicht zwischen bezogener und eingespeister (verdräng-

ter) elektrischer Energie unterschieden.

27

Der Primärenergiefaktor ergibt sich entsprechend der Gl. 6. Der Faktor für die Fernwärme

in Erfurt im Jahr 2008 betrug nach Angaben des Netzbetreibers 0,487 (44).

mit:

Gl. 6

[kWhel] elektrische Energie zum Betrieb des Fernwärmenetzes

[kWhel] in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie

[kWhth] Summe der abgenommenen Fernwärme im Fernwärme-

netz

[kWhBr] Brennstoffwärme

[kWhPe/kWhBr] Primärenergiefaktor Brennstoff (45 S. 6)

[kWhPe/kWhth] Primärenergiefaktor Fernwärme nach (12 S. 60) bzw. (40

S. 94)

[kWhPe/kWhel] Primärenergiefaktor Strom-Mix nicht erneuerbarer Anteil

(45 S. 6)

Im Entwurf der AGFW-Richtlinie FW 309 wird zwischen Bezug und Einspeisung elektri-

scher Energie unterschieden (37). Dies entspricht dem im Abschnitt 2.8.1 erläuterten An-

satz. Der Primärenergiefaktor für die Fernwärme in Erfurt würde mit diesem Ansatz nicht

0,487, sondern 0,245 betragen.

mit:

Gl. 7

[kWhPe/kWhth] Primärenergiefaktor Fernwärme nach AGFW (37 S. 6)

[kWhPe/kWhel] Primärenergiefaktor verdrängte elektrische Energie

Strom-Mix insgesamt 3,0 (45 S. 6)

Im Abschnitt 2.5 Seite 7 wird gezeigt, wie sich spezifische CO2-Emissionen und Primär-

energieaufwand der verschiedenen Energieträger zueinander verhalten. Für eine erste

Näherung kann aus dem bekannten Primärenergiefaktor eines Fernwärmenetzes und dem

eingesetzten Energieträger im Heizkraftwerk ein spezifischer CO2-Emissionsfaktor für die

Fernwärme hergeleitet werden.

Dafür wird der Primärenergiefaktor des im Kraftwerk verwendeten Brennstoffes mit dem

Primärenergiefaktor der Fernwärme ins Verhältnis gesetzt und mit den spezifischen CO2-

Emissionen des Brennstoffes multipliziert (siehe Abschnitt 2.9.2 Seite 26). Für das Fern-

wärmenetz in Erfurt ist als Brennstoff Erdgas H anzunehmen. Diese Methode weist eine

hohe Übereinstimmung mit einer detaillierten Berechnungsmethode auf (siehe Tabelle 8).

28

mit:

Gl. 8

[kWhPe/kWhEnd] Primärenergiefaktor (Erdgas)

[kWhPe/kWhEnd] Primärenergiefaktor (Fernwärme nach

DIN 4701/A1)

[gCO2/kWhth] spezifische CO2-Emission Erdgas H (22).

[gCO2/kWhth] hergeleitete spezifische CO2-Emission Fernwärme

2.9.3 Bewertung Fernwärme aus KWK im GEMIS

Im GEMIS sind Prozesse (unterschiedliche Brennstoffe und Umwandlungsformen) der

Kraft-Wärme-Kopplung abgebildet und verschiedene Szenarien zur Bewertung der nutz-

baren Wärme und der elektrischen Energie dargestellt. In den Prozessen zur KWK wird im

GEMIS entweder von einer Stromgutschrift in Höhe einer Referenz-Anlage zur Strombe-

reitstellung ohne Wärmeauskopplung oder von einer Wärmegutschrift in Höhe einer Refe-

renz-Anlage zur Wärmebereitstellung ohne Stromerzeugung ausgegangen. In den Pro-

zessen sind in der Regel Spitzenlastkessel berücksichtigt. Grundsätzlich werden Metho-

den mit Gutschrift verwendet; dieses Vorgehen erfordert die Wahl einer Referenzerzeu-

gung ohne Kopplungsprozess.

Fernwärmenetze werden aus Gründen der Wirtschaftlichkeit oft mit bivalenten Wärmeer-

zeugeranlagen ausgerüstet, gewöhnlich bestehend aus einer KWK-Anlage mit hoher Aus-

lastung und eines zusätzlichen Nur-Wärmeerzeugers zur Abdeckung der Spitzenlast. Un-

ter Umständen werden diese Anlagen um Anlagen der thermischen Restverwertung von

Abfällen, Industrieabwärme und Biomassekraftwerke ergänzt. In der standortspezifischen

Bewertung der Fernwärme müssen die Anteile der unterschiedlichen Wärmeerzeuger im

Fernwärmenetz berücksichtigt werden. GEMIS bietet hierzu geeignete Möglichkeiten.

In den Betrachtungen der Möglichkeiten der Wärmelieferung wird für die Bewertung der

Fernwärme als Koppelprodukt der KWK von verschiedenen Modellansätzen zur Referenz-

erzeugung der elektrischen Energie ausgegangen. Für die Bewertung der KWK aus einem

GuD-Kraftwerk werden als Referenz (Stromgutschrift) die Aufwendungen für elektrische

Energie aus getrennter Erzeugung entsprechend eines GuD-Kraftwerkes (ohne KWK), dem

deutschen Strom-Mix oder einem Steinkohlekraftwerk dargestellt. Je nach angenommener

Referenz-Anlage zur Stromerzeugung ergeben sich daher andere CO2-Emissionskenn-

werte für das Wärmeprodukt.

29

Wird als Referenz vom fossilen deutschen Kraftwerk-Mix ausgegangen, ergeben sich auf-

grund dessen hoher Emissionen für die Stromerzeugung negative CO2-Emissionen für die

Fernwärme in Höhe von -29 gCO2/kWhth. Ohne Stromgutschrift bzw. mit Anrechnung elek-

trischer Energie aus erneuerbarer Energiequellen mit sehr niedrigen spezifischen CO2-

Emissionen, ergeben sich spezifische CO2-Emissionen für Wärme aus einem GuD-

Kraftwerk von 540 gCO2/kWhth. Hier zeigt sich die Abhängigkeit der spezifischen CO2-

Emissionen des Wärmeproduktes von den Emissionswerten der angenommenen Referenz-

stromerzeugung. Weist die Referenz eine hohe spezifische Emission auf, dann sind der

Einsatz von KWK und die Nutzung der Fernwärme als insgesamt emissionsmindernd ein-

zuschätzen. Wenn als Referenz eine Elektroenergieversorgung mit CO2-freien Energie-

quellen angenommen wird, dann ist die Nutzung der Fernwärme aus fossiler KWK mit

hohen spezifischen CO2-Emissionen verbunden. Wird als Referenz-Anlage ein GuD-

Kraftwerk zum ausschließlichen Elektroenergiebezug unterstellt, dann ergeben sich spe-

zifische CO2-Emissionen von 235 gCO2/kWhth5 für die Fernwärme aus gleichem GUD-

Kraftwerk mit KWK. Wird ein Steinkohlekraftwerk unterstellt, ergeben sich -173,68

gCO2/kWhth.

Dies zeigt, welche hohe Bedeutung die Wahl der Referenz-Anlage zur Stromproduktion

für die Bewertung der Fernwärme bei Anwendung der Gutschriftenmethode hat. Die Defi-

nition der geeigneten Referenz wird im Rahmen dieser Arbeit nicht abschließend geklärt.

Im weiteren Verlauf wird der Einfluss der gewählten Referenz auf die Bewertung der Fern-

wärme mittels verschiedener Szenarien dargestellt.

2.9.4 Methodik-Emissionsbewertungen, Gutschriftenmethode

Die Fragestellung nach dem geeigneteren Bilanzierungsansatzes Strom-Gutschrift-

methode oder Wärme-Gutschriftmethode kann für die weitere Betrachtung in dieser Stu-

die wie folgt beantwortet werden: Für beide Varianten muss von einem Referenzsystem

ausgegangen werden. Das Referenzsystem der Wärmeerzeugung (Brennwertheizkessel) ist

hinsichtlich des Wirkungsgrades nur noch bedingt zu optimieren und als konstant anzu-

nehmen. Die Zusammensetzung der elektrischen Energie ist jedoch im Wandel begriffen

und wird sich hinsichtlich der spezifischen CO2-Emission und des Primärenergieeinsatzes

verringern. Die Bewertung, ob ein KWK-System aus Sicht des Klimaschutzes eine Verbes-

serung durch die gekoppelte Produktion darstellt, ist von der Zusammensetzung der ver-

drängten elektrischen Energie abhängig. Daher sollte der aktuelle spezifische CO2-

Emissionswert der elektrischen Energie in die Betrachtung mit eingehen.

5 Stromkennzahl 0,71

30

Ferner kann mit der wärmegeführten Betriebsweise des GuD-Heizkraftwerkes argumen-

tiert werden. Da das GuD-Kraftwerk primär der Wärmeversorgung dient, kann die produ-

zierte elektrische Energie als sekundäres Koppelprodukt aufgefasst und die dadurch ver-

miedenen Emissionen dem primären Koppelprodukt Wärme gutgeschrieben werden.

In den im GEMIS (17) dargestellten Prozessen der Stromerzeugung des deutschen Kraft-

werksmix ist in keinem (potentiell für KWK geeigneten Kraftwerk der Gaskraftwerke) eine

Wärmegutschrift in die CO2-Emissionswerte der elektrischen Energie eingegangen. Daraus

kann gefolgert werden, dass die Verwendung der CO2-Emissionswerte für elektrische

Energie aus GEMIS die Ansetzung von Emissionswerten für die Fernwärme mit Stromgut-

schrift rechtfertigt bzw. sogar bedingt.

Daher werden die vermiedenen CO2-Emissionen durch die erzeugte Elektroenergie aus

KWK (in Höhe der CO2-Emissionen der Bereitstellung durch ein konventionelles Kraftwerk

ohne KWK) der Wärme gutgeschrieben.

mit:

Gl. 9

[gCO2/kWhth] CO2-Emissionswert der Fernwärme

[gCO2/kWhBr] CO2-Emissionswert Brennstoff

[gCO2/kWhel] CO2-Emissionswert verdrängte elektrische Energie

[kWhBr] Brennstoffwärme

[kWhth] im Fernwärmenetz abgegebene Wärmeenergie

[kWhel] elektrische Aufwendungen für Kraftwerke und Netzverteilung

[kWhel] in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie

Dies wirft die Frage nach der geeigneten CO2-Emissionsbewertung der elektrischen Ener-

gie bzw. der Definition der Referenz-Anlage auf. In verschiedenen Arbeiten werden

mittels dynamischer Betrachtungen der Erzeugerstruktur in Deutschland CO2-Emissions-

werte für die durch KWK-Anlagen verdrängte elektrische Energie angegeben (siehe nächs-

ter Abschnitt 2.9.5).

2.9.5 CO2-Reduktion durch KWK-Nutzung

In diesem Abschnitt werden die verschiedenen Ansätze zur Bestimmung der Höhe der

Stromgutschrift für die Wärme-Restwertmethode diskutiert. Kraft-Wärme-Kopplungsan-

lagen speisen gleichberechtigt zur erneuerbaren Energie in das elektrische Verbundnetz

ein. Damit gehören diese zu den privilegierten Stromerzeugern, den sogenannten „must-

run―-Anlagen (29) (37). In (29) wird den KWK-Anlagen ein hohes CO2-Reduktionspotential

angerechnet, da elektrische Energie aus Kraftwerken mit schlechten Wirkungsgraden ver-

31

drängt wird. Für die verdrängte bzw. substituierte elektrische Energie wird ein spezifi-

scher Emissionswert von 821 gCO2/kWhel genannt (29 S. 63). Aufgrund der Ausführung in

(29) und (39) ist für die heutige Zusammensetzung des Kraftwerksparks der Ansatz eines

Kohlekraftwerkes mit „schlechtem― Wirkungsgrad als Referenz ebenso angemessen.

Die Höhe des zukünftigen Verdrängungsmix durch KWK ist von der zukünftigen Zusam-

mensetzung des Kraftwerksparks in Deutschland abhängig. Ein verstärkter Ausbau von

erneuerbarer Energie und Gaskraftwerken bei einer Absenkung des Kohlestromanteils

würden die Gutschrift verringern und damit die spezifische Emission der Wärme aus KWK

gleichsam erhöhen. Die Betrachtung der zukünftigen Zusammensetzung des deutschen

Strom-Mix mittels der in GEMIS 4.5 verwendeten Quellen bringt keine eindeutige Ten-

denz. In den dort skizzierten Szenarien zur Stromerzeugung für das Jahr 2030 im deut-

schen Kraftwerksmix wird von einem Kohleanteil von 28 % bis 70 % ausgegangen.

Laut (46) sind in Deutschland zurzeit Kohlekraftwerke mit einer Leistung von 11,5 GWel im

Bau und weitere 24 GWel im Genehmigungsverfahren bzw. in der Planung. Zum Vergleich:

Die installierte Windleistung in Deutschland betrug 2008 24 GWel. Werden 7.500 Vollbe-

nutzungsstunden für die jährliche Betriebsdauer der Kohlekraftwerke pro Jahr (Braun-

und Steinkohlekraftwerk) unterstellt, entspricht die zu erwartende Produktion 13 % (in

Bau) bzw. 42 % (geplant und in Bau) des heutigen Elektroenergieverbrauches in Deutsch-

land.

Es wird angenommen, dass sich der emissionsmindernde Effekt durch KWK in der nahen

Zukunft nicht ändern wird. Dafür muss aber die privilegierte Einspeisung der elektrischen

Energie aus KWK gewährleistet werden. Der Tabelle 6 können die spezifischen Emissionen

zu den verschiedenen Referenzerzeugungen bzw. den verdrängten Erzeugungssystemen

entnommen werden.

32

Tabelle 6: CO2-Substitutionswerte für verdrängte elektrische Energie

durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (unvollständig (39 S. 21) und

(29))

Bereitstellungssystem [g/kWhel]

BHKW, Pflanzenölbasis 2006 aus (39 S. 21) 799

BHKW, Pflanzenölbasis 2007 aus (39 S. 21) 790

Prognose Verdrängungsmix Ausbau KWK aus (29) 821

Steinkohlekraftwerk 2010 aus GEMIS 4.5 783

GuD-Kraftwerk 2010 aus GEMIS 4.5 413

D-Mix 2010 aus GEMIS 589

Aufgrund der angeführten Aspekte wird in dieser Studie im Regelfall von einer CO2-Emis-

sions-Gutschrift der vermiedenen Erzeugung elektrischer Energie in Höhe des prognosti-

zierten Verdrängungsmix für KWK-Anlagen 821 gCO2/kWhel ausgegangen (29 S. 63).

2.9.6 Gewichtete Allokation der CO2-Emission

In der Europäischen Richtlinie zur Bewertung von KWK wird die sogenannte „Finnische

Methode― empfohlen (47). Dabei werden keinem Produkt Gutschriften zugewiesen, son-

dern entsprechend der Einsparung, im Vergleich zur Referenz-Anlage mit gleichem

Brennstoff, verteilt. Dabei wird jedoch nicht berücksichtigt, dass die Referenz-Anlage

nicht zwangsläufig mit demselben Brennstoff betrieben wird.

mit:

Gl. 10

[%] Primärenergieeinsparung

[-] Wärmewirkungsgrad-Referenzwert der KWK-Erzeugung

[-] elektrischer Wirkungsgrad der KWK

[-] Wirkungsgrad-Referenzwert für die getrennte Wärmeerzeugung

[-] Wirkungsgrad-Referenzwert für die getrennte Stromerzeugung

Um die CO2-Emissionen entsprechend der Klimarelevanz auf die Koppelprodukte aufzu-

teilen, wird in (48) empfohlen, anstelle der Wirkungsgrade die spezifischen CO2-Emissio-

nen der Systeme anzusetzen (siehe Gl. 11 und Gl. 12). Im ersten Berechnungsschritt (Gl.

11) wird die gesamte CO2-Emissionsreduktion gegenüber der getrennten Erzeugung be-

stimmt.

33

mit:

Gl. 11

[%] Emissionseinsparung gegenüber Referenz

[gCO2/kWhth] Brutto-Emissionswert thermische Energie aus KWK

[gCO2/kWhel] Brutto-Emissionswert elektrische Energie aus KWK

[gCO2/kWhth] Emissionswert Referenz-Anlage thermische Energie

[gCO2/kWhel] Emissionswert Referenz-Anlage elektrische Energie

mit:

Gl. 12

[gCO/kWhth] CO2-Emissionswert thermische Wärmeenergie aus KWK

[gCO2/kWhel] CO2-Emissionswert elektrische Energie aus KWK

[tCO2/a] CO2-Emission aus KWK

[%] CO2-Emissionsminderung gegenüber Referenz

[gCO2/kWhth] Brutto-CO2-Emissionswert thermische Energie aus KWK

[gCO2/kWhel] Brutto-CO2-Emissionswert elektrische Energie aus KWK

[gCO2/kWhth] CO2-Emissionswert Referenz-Anlage thermische Energie

[gCO2/kWhel] CO2-Emissionswert Referenz-Anlage elektrische Energie

[kWhel] im Fernwärmenetz abgegebene Wärmeenergie

[kWhth] in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie

Für einen Ansatz ohne Gutschrift der vermiedenen CO2-Emissionen spricht, dass alle

Emissionen des Lieferprozesses dargestellt werden und keinem Koppelprodukt die Ein-

sparung einseitig zugerechnet wird.

2.9.7 Bewertung elektrischer Energie aus KWK bei der Endkundeninformation

In den Endkundeninformationen der EVU für elektrische Energie nach (30) kann der CO2-

Emissionskennwert der gelieferten elektrischen Energie um die durch die Fernwärme ver-

miedene CO2-Emission gemindert werden. In einer Informationsschrift des Bundesver-

bandes der Kraft-Wärme-Kopplung e. V. empfiehlt dieser, die Bewertung der elektrischen

Energie nach der Strom-Restwertmethode vorzunehmen, da so die elektrische Energie

den geringsten CO2-Emissionswert erhält (49 S. 2). Es ist anzumerken, dass der Vorteil

34

der KWK dabei im Zuge der Informationspflicht des EVU einmal über den CO2-Kennwert

der elektrischen Energie und ein zweites Mal über den Primärenergiekennwert der Fern-

wärme (siehe hierzu Abschnitt 2.9.2) doppelt berücksichtigt werden kann. Dabei ist das

EVU frei in der Wahl der Methode.

35

2.10 Bewertung Fernwärme aus KWK für Erfurt

Die Stadt Erfurt ist über ein umfangreiches Fernwärmenetz erschlossen. Damit kann die

Wärme aus den großen Heizkraftwerken zur Gebäudebeheizung und Warmwasserberei-

tung genutzt werden. Die untersuchte Liegenschaft der Fachhochschule liegt im Fern-

wärmesatzungsgebiet der Stadt Erfurt (50). Ein Teil des Landschaftslehrparks (Studenten-

wohnheim und Lehr- und Verwaltungsgebäude) wird derzeit mittels Fernwärme versorgt.

Die Fernwärme wird von den Stadtwerken Erfurt über Rohrtrassen über ein Versorgungs-

netz bereitgestellt.

Bei der Fernwärme in Erfurt handelt es sich im Wesentlichen um Wärmeauskopplung aus

einem GuD-Heizkraftwerk und einem Heizkraftwerk. Außerdem, zu einen geringen bis

marginalen Anteil, aus einer Anlage zur thermischen Restverwertung von Abfällen sowie

aus einem Heizwerk ohne KWK. In diesem Zusammenhang ist anzumerken, dass ein an-

deres Unternehmen der Stadtwerke Erfurt Gruppe eine Biogasanlage betreibt, ohne die

Wärme in das Fernwärmenetz einzuspeisen. Die überschüssige Wärme bleibt somit unge-

nutzt.

Die CO2-Emissionsbewertung eines Fernwärmesystems ist von dem eingesetzten Energie-

träger zur Wärmeerzeugung, dem Kraftwerksprozess und dem Bilanzierungsansatz ab-

hängig. Beispielsweise wäre es denkbar, Fernwärme in einem zentralen Heizwerk durch

Verbrennung von Braunkohle bereitzustellen. Hierbei wären der Fernwärme hohe spezifi-

sche CO2-Emissionen zuzurechnen. Daher ist eine detaillierte und standortbezogene Be-

wertung des Fernwärmesystems unabdingbar. In der EnEV 2007 findet dies in der konkre-

ten Bewertung der Fernwärme mittels Primärenergiefaktor Berücksichtigung (siehe zur

Bewertung Fernwärme Abschnitt 2.9 Seite 22).

Das betreffende EVU, die Stadtwerke Erfurt Energie GmbH, verwies auf Anfrage bezüglich

der CO2-Emissionsbewertung der gelieferten Fernwärme auf das Gesetz zur Zuteilung von

Treibhausgas-Emissionen (ZuG). Für Fernwärme, die aus einem Kraft-Wärme-Kopplungs-

prozess mittels Gas- und oder Dampfkraftwerken erzeugt wird, werden die CO2-Emissio-

nen im Zuteilungsgesetz bzw. in der Zuteilungsverordnung von 2007 in Höhe von

225 gCO2/kWhth festgesetzt (51). Danach erhält eine neu zu errichtende KWK-Anlage eine

Zuteilung von CO2-Zertifikaten von 225 gCO2/kWh für die bereitgestellte Wärmeenergie.

Diese Regelung des Gesetzgebers hat zum Ziel, Betreiber von älteren KWK-Anlagen und

Neuanlagen im CO2-Emissionshandel gegenüber Anlagen der getrennten Erzeugung von

Wärme und Strom nicht zu benachteiligen und den Ausbau und die Modernisierung der

KWK zu beschleunigen. Für die CO2-Emissionsbewertung des Energieträgers Fernwärme

erscheint dieser Wert jedoch im Rahmen dieser Studie nicht geeignet, da diese Bewertung

den CO2-Emissionen der getrennten Wärmeerzeugung entspricht und den ökologischen

36

Vorteil der KWK nicht berücksichtigen würde. Dies verdeutlichen die Ergebnisse in den

nachfolgenden Abschnitten.

Aus dem vorliegenden Gutachten zur Zertifizierung des Primärenergiefaktors des Fern-

wärmenetzes der Stadtwerke Erfurt Energie GmbH kann die Energiebilanz der GuD-Anlage

sowie der zugehörigen Heizwerke entnommen werden.

Mit den vorgestellten Ansätzen zur CO2-Emissionsbewertung der Wärme aus KWK können

unter Berücksichtigung der Wärmelieferung aus nicht gekoppelter Erzeugung unter-

schiedliche spezifische CO2-Emissionsfaktoren für die Fernwärme gebildet werden. Zur

Bestimmung des spezifischen CO2-Emissionswertes wird die gelieferte Wärmeenergie an

den Übergabestationen, die Emissionen der einsetzten Brennstoffmenge Erdgas H ent-

sprechend (22), herangezogen. Die Wärmelieferung aus der Restabfallbehandlungsanlage

wird in Anlehnung an (44) ohne CO2-Emission als klimaneutral angenommen. Die Tabelle

7 gibt die Brennstoffmenge sowie die damit verbundenen CO2-Emissionen der Heizkraft-

werke aus dem Jahr 2008 wieder (44).

Tabelle 7: Brennstoffeinsatz und gelieferte Energiemengen nach (44) sowie berechnete CO2-

Emissionen für die Bewertung der Fernwärme, Bezugsjahr 2008.

Brennstoffwärme CO2-Emissionen Stromeinspeisung

KWK netto Wärmeübergabe

QBr E Wel, KWK, netto QH

[MWh] [t] [MWh] [MWh]

Heizwerk 41.640 8.368 0 30.646

Restabfallbehand-

lungsanlage 16.809 0 0 11.363

Gas- und Dampf-

kraftwerk 1.297.179 260.668 455.568 513.277

Heizkraftwerk 36.239 7.282 5.685 22.040

Summe 1.391.867 276.318 457.624 577.326

Wie im Abschnitt 2.9 dargestellt, sind verschiedene Modellvorstellungen zur Bilanzierung

des KWK-Anteils der Fernwärme annehmbar. Nachfolgend werden die relevanten Metho-

den für die Fernwärme am Standort Erfurt angewandt und die Ergebnisse bewertet.

37

Es ergeben sich, je nach Wahl des Modellansatzes zur Bewertung der Wärme aus KWK, die

verschiedenen Varianten zur Ermittlung der spezifischen CO2-Emissionswerte der bezo-

genen Fernwärme:

I. Kalorische Methode

II. CO2-Emissionswert aus ZuG

III. Wärme-Restwertmethode (Stromgutschrift bezogen auf elektrische Energie aus

GuD-Kraftwerk ohne Wärmeauskopplung)

IV. Wärme-Restwertmethode (Stromgutschrift bezogen auf elektrische Energie aus

dem deutschen Kraftwerksmix)

V. Wärme-Restwertmethode (Stromgutschrift bezogen auf die aus dem Verbundnetz

verdrängte elektrische Energie)

VI. Finnische Methode

VII. THG-Methode

VIII. Herleitung mittels Primärenergiefaktor nach EnEV

IX. Herleitung mittels Primärenergiefaktor nach AGFW FW 309

Die spezifischen CO2-Emissionswerte der Modellansätze VIII und IX werden über einfache

Herleitung mittels Primärenergiefaktor bestimmt und daher als bedingt geeignete CO2-

Emissionsfaktoren angesehen. Jedoch können diese als Maßstab für einen Vergleich mit

anderen Bilanzierungsmodellen dienen.

Die gezeigten Werte verdeutlichen den Einfluss der Wahl des Bilanzierungsmodells sowie

der Höhe der angesetzten Stromgutschrift auf die Bestimmung der spezifischen CO2-

Emission.

38

Tabelle 8: Ergebnisse der Bewertung der Fernwärme in Erfurt (2008) mit unterschiedlichen Modellan-

sätzen zur Bilanzierung der Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplung. Datengrundlage ist die Zertifizierung

des Primärenergiefaktors aus (44). Methoden: I) kalorische Aufteilung II) nach ZuG III) Stromgutschrift

bezogen auf ein GuD ohne Wärmeauskopplung IV) Stromgutschrift bezogen auf D-Mix V) Stromgut-

schrift für Verdrängungsmix nach (29 S. 63) VI) Finnische Methode, VII) Finnische Methode mit CO2-

Emissionsfaktoren VIII) Herleitung aus EnEV-PE-Faktor IX) Herleitung aus AGFW-PE-Faktor.

I II III IV V VI VII VIII IX

spezifische CO2-

Emission [gCO2/kWhth] 324 225 258 119 -65 221 172 107 54

Stromgutschrift [gCO2/kWhel] ohne ohne 413 589 821 ohne ohne 2,66 3,07

CO2-Emission Fern-

wärme (Land-

schaftslehrpark)

[tCO2/a] 175 122 140 64 -35 114 93 58 29

2.10.1.1 Modellansatz I und II

Den höchsten spezifischen CO2-Emissionswert für die Bewertung der Wärme aus KWK

weist die kalorische Aufteilung der CO2-Emissionen zu den Koppelprodukte (siehe Gl. 3)

mit 264 gCO2/kWhth auf und liegt damit über den spezifischen CO2-Emissionen eines kon-

ventionellen Heizungssystems mit Nutzung von Erdgas H (243 gCO2/kWhth). Den zweit-

höchsten Wert im Vergleich der verschiedenen Modellansätze weist der Kennwert aus dem

ZuG mit 225 gCO2/kWhth auf. Da die Bilanzierungsmodelle I und II die unbestrittene Vor-

teilhaftigkeit der KWK gegenüber der getrennten Erzeugung nicht berücksichtigen bzw.

eine willkürliche Vorgabe darstellen, werden diese Modelle nicht weiter betrachtet.

2.10.1.2 Modellansatz III bis V Wärme-Restwertmethode

Die Bestimmung der spezifischen CO2-Emissionen der Fernwärme mit der Wärme-

Restwertmethode ist von der angenommenen Höhe der Stromgutschrift abhängig. Den

Varianten III bis V ist gemeinsam, dass die durch KWK vermiedenen CO2-Emissionen dem

primären Produkt Wärme gutgeschrieben werden. Durch die unterschiedlichen Szenarien

bzw. Annahmen zur Ermittlung der Stromgutschrift ergeben sich verschiedene Bewertun-

gen hinsichtlich der Klimarelevanz der Fernwärme.

Im Modellansatz III wird als Referenz-Anlage der Nur-Stromproduktion ein modernes

GuD-Kraftwerk ohne Nutzung der Wärme für die Stromgutschrift unterstellt. Damit ergibt

sich ein spezifischer CO2-Emissionswert von 258 gCO2/kWhth für die Wärme des KWK-

6 Primärenergiegutschrift

7 Primärenergiegutschrift

39

Prozesses. Dieser liegt, wenn auch nur knapp, über der alternativen Anlage (gasbefeuerte

Heizkessel) zur Wärmeerzeugung. Das Szenario trifft dann zu, wenn hierdurch tatsächlich

nur GuD-Kraftwerke ohne KWK aus dem Verbundnetz verdrängt werden.

Wenn als Gutschrift der deutsche Kraftwerksmix unterstellt wird, dann erhöhen sich die

Gutschriften, und die spezifischen CO2-Emissionen der Fernwärme sinken auf

11 gCO2/kWh. Damit würde die Fernwärme unter den Emissionen eines mit fester Biomas-

se befeuerten Heizkessels liegen. Die Wahl des deutschen Kraftwerksmix, einschließlich

der elektrischen Energie aus erneuerbaren Energiequellen, entspricht nicht den tatsächli-

chen Gegebenheiten, da der Mix aller deutschen Kraftwerke auch Kraftwerke enthält, die

privilegiert in das Netz einspeisen und somit nicht verdrängt werden.

Wird wie in der Variante V ein Verdrängungsmix für privilegiert einspeisende KWK-Anla-

gen unterstellt, ergibt sich ein negativer CO2-Emissionswert von -177 gCO2/kWhth. Dies ist

die Folge der mit hohen Emissionen verbundenen Bereitstellung elektrischer Energie aus

Kohlekraftwerken. Ein negativer Wert hat für die Bilanzierung der CO2-Emissionen des

Landschaftslehrparks die Folge, dass mit steigendem Energieverbrauch die Summe der

CO2-Emissionen sinkt.

Die Berechnung mit den Annahmen der Variante V ergibt einen negativen spezifischen

CO2-Emissionswert auf. Die Variante V berücksichtigt dabei die heutige Zusammenset-

zung des fossilen Kraftwerksparks. Damit wäre die Versorgung mittels Fernwärme rech-

nerisch nicht nur CO2-neutral, sondern würde auch in erheblichen Maßen CO2-Emissionen

reduzieren. Dies erscheint vor dem Hintergrund des Einsatzes von Erdgas paradox, da bei

der Erzeugung ein fossiler Brennstoff mit hohen CO2-Emissionen eingesetzt wird, ist aber

aufgrund der Verdrängung von elektrischer Energie aus dem derzeitigen und zukünftigen

fossilen Kraftwerkspark plausibel. Für eine perspektivische Bewertung der Fernwärme ist

daher die Entwicklung deutscher Kraftwerksparks zur Erzeugung elektrischer Energie in

den nächsten zwanzig Jahren entscheidend. Dies ist vor allem von politischen Entschei-

dungen abhängig. Wie im Abschnitt 132.8.1 auf Seite 9 ausgeführt wird, ist nicht damit

zu rechnen, dass sich die Zusammensetzung des fossilen Kraftwerksparks in Richtung

reduzierter CO2-Emissionen verändert.

Betrachtungen mit negativem spezifischem Emissionswert haben zur Folge, dass mit stei-

gendem Energieverbrauch die Gesamt-CO2-Emissionen reduziert werden. Bei Systemop-

timierung und Vergleichen zwischen CO2-emissionsreduzierenden Maßnahmen führt dies

nicht zu sinnhaften Ergebnissen. Daher wird die Fernwärme, bewertet nach dem Bilanzie-

rungsmodell V, mit 0 gCO2/kWh ausgewiesen. Darüber hinaus werden CO2-Emissionsgut-

schriften aus der KWK zur Information dargestellt.

40

2.10.1.3 Modellansatz VI und VII Allokation ohne Gutschrift

Die Modelle VI und VII basieren auf Allokationsmethoden ohne Gutschrift. Die CO2-Emis-

sionen werden vollständig auf beide Koppelprodukte verteilt. Dabei wird ein Verteilungs-

schlüssel angewandt, der die Emissionsreduktion bzw. Brennstoffeinsparung gegenüber

der Referenzerzeugung entsprechend der Verhältnisse der KWK und Referenzwirkungs-

grade bzw. Emissionsfaktoren zuschreibt.

Im ersten Berechnungsschritt der „Finnischen Methode― wird die Primärenergieeinsparung

im Vergleich zur getrennten Erzeugung berechnet. Dafür müssen die Referenzwirkungs-

grade definiert werden. Für die Wärmeerzeugung wird von einem Nutzungsgrad von

ηth = 0,9 ausgegangen. Die Referenz für die elektrische Energieerzeugung wird mit

ηth = 0,4 definiert. Die Primärenergieeinsparung beträgt 23 % gegenüber der Referenz.

Aus dem Verhältnis der Wirkungsgrade der Referenz zum entsprechenden KWK-Wir-

kungsgrad können die Brennstoffmengen nach ihrer Relevanz für die Primärenergieein-

sparung den Koppelprodukten zugewiesen werden. Somit entfallen 65 % der Brennstoff-

menge auf die elektrische Energie und 35 % auf die thermische Energie. Mit Bewertung

der Brennstoffmengen mit dem auf die Endenergie bezogenen CO2-Emissionsfaktor kön-

nen entsprechende Faktoren für die Fernwärme und die elektrische Energie aus KWK ge-

bildet werden. Für elektrische Energie aus der KWK-Anlage ergibt sich ein Faktor von

473 gCO2/kWhel, für die Fernwärme 211 gCO2/kWhth.

In Analogie zur „Finnischen Methode― wird zunächst die CO2-Emissionsreduktion gegen-

über der getrennten Erzeugung bestimmt. Hierfür werden die CO2-Emissionsfaktoren der

Referenz aus dem CO2-Emissionsfaktor und dem angenommenen Nutzungsgrad von

= 0,9 mit = 273 gCO2/kWhth festgelegt. Der Referenzwert für die elektrische

Energie entspricht dem Verdrängungsmix für elektrische Energie aus KWK

= 821 gCO2/kWhel (vgl. (29)). Mit den Brutto-Emissionsfaktoren ergibt sich nach Gl.

11 eine CO2-Emissionsreduktion von 37 % gegenüber der Referenz für die getrennte Er-

zeugung. Mit dem Verteilungsverhältnis aus den Emissionsfaktoren der Referenz und den

Brutto-Emissionsfaktoren kann für elektrische Energie ein Faktor von 515 gCO2/kWhel und

für die Fernwärme von 172 gCO2/kwhth bestimmt werden.

2.10.1.4 VIII und IX Herleitung mit Primärenergiefaktor

Die Normenreihe DIN V 18599 sowie DIN 4701-10 beschreiben ein Verfahren zur Be-

stimmung eines individuellen Primärenergiefaktors der gelieferten Fernwärme (40) (12).

Im Abschnitt 2.9.2 wird das Bilanzierungsverfahren mittels Primärenergiefaktoren im

Rahmen der EnEV dargestellt. Bei dem Verfahren handelt es sich um die Wärme-

Restwertmethode unter der Annahme der Stromgutschrift entsprechend des deutschen

Kraftwerksmix, einschließlich erneuerbarer Energiequellen. Zur CO2-Emissionsbewertung

41

der Fernwärme wird die bekannte spezifische CO2-Emission des Brennstoffes Erdgas H

mit den bekannten Primärenergiefaktoren der Fernwärme = 0,487 und des Erdgases

hergeleitet. In der AGFW FW 309 wird von einem höheren Primärenergiefaktor für die ein-

gespeiste elektrische Energie ausgegangen. Damit ergibt sich bei sonst gleichen Bedin-

gungen ein niedrigerer Primärenergiefaktor für die Fernwärme = 0,245. Die

spezifischen CO2-Emissionswerte der Modellansätze VIII und IX werden über einfache

Herleitung mittels Primärenergiefaktor bestimmt und werden daher als bedingt geeignete

CO2-Emissionsfaktoren angesehen. Jedoch können diese als Maßstab für einen Vergleich

mit anderen Bilanzierungsmodellen dienen.

2.11 Integrierte Bilanzierung der Koppelprodukte

Ziel der im vorherigen Anschnitten angewandten Methoden ist es, die bezogene Fernwär-

me unabhängig von der gleichzeitig im Kraftwerk erzeugten Energie bewerten zu können.

Ein denkbares Bilanzierungsmodell betrachtet die Fernwärme nicht losgelöst von der

elektrischen Energie, sondern schließt den Elektroenergieverbrauch bzw. die Bereitstel-

lung durch die KWK-Anlage mit ein. Die Ableitung des spezifischen CO2-Emissionswertes

pro Energieeinheit Fernwärme ist mit diesem Ansatz nur bedingt möglich, da der Ver-

brauch elektrischer Energie und Wärmeenergie strikt zusammenhängen. Daher ist die

Darstellung nur am konkreten Versorgungsobjekt notwendig.

Es wird unterstellt, dass die während der Wärmebereitstellung im Kraftwerk erzeugte

elektrische Energie im Landschaftslehrpark in gleicher Höhe genutzt werden kann. Dies

hat in der Bilanzierung zur Folge, dass die Menge der bezogenen elektrischen Energie um

die bei der gekoppelten Erzeugung bereitgestellte elektrischer Energie im GuD-Kraftwerk

vermindert wird. Die Ermittlung der gleichzeitig mit der Erzeugung der Fernwärme bereit-

gestellten elektrischen Energie erfolgt über die (Jahres-)Stromkennzahl der Kraftwerke im

Fernwärmenetz. Die dabei im Kraftwerk entstehenden CO2-Emissionen werden dabei voll-

ständig dem Landschaftslehrpark zugeordnet.

Die Stromkennzahl der Heizkraftwerke im Fernwärmenetz wird vereinfacht aus der in den

Fernwärmeübergabestationen abgegebenen Wärmemenge und der eingespeisten elektri-

schen Netto-Energie gebildet (Daten aus (44)).

42

Gl. 13

[-] abgegebene Wärmeenergie

[-] in das Verbundnetz eingespeiste elektrische Energie

[-]

elektrische Aufwendungen für Kraftwerke und Netzvertei-

lung

[-] Stromkennzahl der Heizkraftwerke im Fernwärmenetz

Im Landschaftslehrpark werden durchschnittlich 540 MWhth/a Fernwärme bezogen. Mit

der berechneten Stromkennzahl = 0,79 werden dabei gleichzeitig 428 MWhel/a elek-

trische Energie erzeugt. Mit der Annahme, diese Energiemenge würde nun vollständig im

Landschaftslehrpark genutzt werden, wird der bisherige Elektroenergiebezug aus dem

Netz um diese 428 MWhel/a auf nur noch 12 MWhel/a gesenkt. Der restliche Netzbezug ist

mit dem deutschen Kraftwerksmix zu bewerten und beträgt damit 6,9 tCO2/a.

Die für den Landschaftslehrpark anzurechnenden CO2-Emissionen betragen für Fernwär-

me und der dabei bereitgestellten elektrischen Energie zusammen 316 tCO2/a. Für die

Bereitstellung des verbleibenden Bedarfs an elektrischer Energie sind 6,9 tCO2/a anzu-

nehmen.

Zum Vergleich: Die CO2-Emissionen für ausschließlichen Bezug elektrischer Energie aus

dem deutschen Kraftwerkspark (einschließlich erneuerbarer Energiequellen) betragen für

die gleiche Menge Elektroenergie 249 tCO2 pro Jahr. Die Gesamt-CO2-Emission für Fern-

wärme und Strom aus dem GuD macht nach diesem Ansatz 316 tCO2/a aus. Die Differenz

67 tCO2/a (316 - 249 tCO2/a) aus beiden kann der Fernwärme zugeschrieben werden. Die

Fernwärme hätte somit eine spezifische CO2-Emission von 124 gCO2/kWh. Im Vergleich zu

einer Wärmeversorgung mittels Gas-Heizkessel entspricht dies einer CO2-Emissionsmin-

derung von rund 68 tCO2/a für den Wärmebereich. In diesem Ansatz werden jedoch die

tatsächlichen Effekte auf die globale Kraftwerksbilanz nicht berücksichtigt.

2.12 Bewertung von KWK-Anlagen innerhalb der Bilanzgrenze

Neben dem Bezug von Fernwärme aus einer externen KWK-Anlage kommt als mögliche

Handlungsoption zur CO2-Emissionsreduktion auch die Nutzung von KWK-Anlagen in-

nerhalb der Bilanzgrenzen in Betracht. Dafür stehen verschiedene Technologien mit un-

terschiedlichen Brennstoffen zur Verfügung. Auch für die Aufteilung der CO2-Emissionen

der KWK-Anlage innerhalb der Bilanzgrenze stellt sich das bereits beschriebene Problem

der Verteilung der Emissionen auf die beiden Koppelprodukte. Zur Bewertung bieten sich

grundsätzlich die im vorherigen Abschnitt erläuterten Methoden und Modellansätze an.

43

Im Unterschied zur Fernwärmenutzung, bei der die KWK-Anlage außerhalb der definierten

Bilanzgrenze betrieben wird, können die durch die KWK-Anlage bedingten CO2-

Emissionen vollständig innerhalb der Bilanzgrenze auf die gesamte CO2-Bilanz des Land-

schaftslehrparks angerechnet werden. So ist es möglich, die CO2-Emission aus der KWK in

die Bilanz vollständig einzubeziehen. Im Vergleich zur Bewertung der Fernwärme ist für

die Bestimmung der CO2-Emissionen somit nicht mehr nötig, spezifische Emissionswerte

zu bilden. Die jährlichen CO2-Emissionen ergeben sich damit auch entsprechend Gl. 14.

KWK-Anlagen zur Versorgung von Gebäuden werden in der Regel „wärmegeführt― betrie-

ben. Dies bedeutet, dass sich der Betrieb der KWK-Anlage am nötigen Wärmebedarf ori-

entiert. Eine Ausnahme bilden Geschäftskonzepte, die durch den Zusammenschluss meh-

rerer KWK-Anlagen Spitzenlaststrom erzeugen. Die dabei entstehende Wärmeenergie wird

in einem Pufferspeicher gespeichert. Zur Verrechnung werden die Emissionen des einge-

setzten Brennstoffes (beispielsweise: Erdgas, Biogas, Holz, Heizöl fossil und erneuerbar)

vollständig dem Koppelprodukt Wärme zugerechnet. Die mögliche CO2-Emis-

sionsreduktion durch die Einspeisung elektrischer Energie wird entsprechend des gewähl-

ten Bilanzierungsmodells der Wärme gutgeschrieben. Die konkreten Emissionsfaktoren

sind von der Anlagenkonfiguration und dem Anlagenbetrieb abhängig und werden in den

weiteren Darstellungen ausgewiesen.

mit:

Gl. 14

[kgCO2/kWhBr] spezifischer Emissionswert Brennstoff

[kWhBr/a] Brennstoffwärme

[kgCO2/a] CO2-Emission der KWK-Anlage

Die auf Endenergie bezogenen spezifischen CO2-Emissionswerte der verschiedenen

Brennstoffe können der Tabelle 3 entnommen werden.

Mit dem Ansatz nach Gl. 15 werden die Effekte im Kraftwerkspark nicht berücksichtigt.

Durch eine Gutschrift der Emissionsreduktion im Kraftwerkspark, in Form eines definier-

ten CO2-Emissionswertes, für die verdrängte elektrische Energie kann dieser Effekt auf die

CO2-Emissionen des Landschaftslehrparks dargestellt werden (siehe Gl. 16).

44

mit:

Gl. 16

[kgCO2/kWhBr] spezifischer Emissionswert Brennstoff

[kgCO2/kWhel] CO2-Emissionswert verdrängte elektrische Energie

[kWhBr/a] Brennstoffwärme Endenergie

[kgCO2/a] CO2-Emission der KWK-Anlage, inklusive Gutschrift

für verdrängte elektrische Energie

Für die Bewertung der eingespeisten elektrischen Energie können zwei Ansätze vertreten

werden. Zum einen kann mittels der CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerksmix, zum

anderen mit dem des Verdrängungsmix bilanziert werden (vgl. dazu Abschnitt 2.8.2. Seite

18).

45

3 Wirtschaftlichkeit

3.1 Grundlagen

In diesem Abschnitt werden die allgemeine Vorgehensweise und die globalen Annahmen

zur ökonomischen Bewertung der nachfolgend vorgeschlagenen Maßnahmen zur Redu-

zierung der CO2-Emissionen erläutert. Die Grundlage dafür bildet die in der VDI-Richt-

linie 2067 beschriebene Annuitätsmethode (52). Die Methode dient zur Einschätzung der

relativen und absoluten Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme. Eine Maßnahme ist dann als

absolut positiv zu bewerten, wenn die Annuität positiv ist. Die Einzahlungen sind

höher als die Summe der Ausgaben. Unter verschiedenen alternativen Maßnahmen ist die

mit der höchsten Annuität als relativ positiv wirtschaftlich zu bewerten. Zur Durchführung

der Berechnung sind verschiedene Annahmen zu treffen, diese Annahmen werden im Fol-

genden dokumentiert und beschrieben.

3.2 Annuitätsmethode

In der VDI 2067 (52) werden die Gesamtkosten in die vier Kostenarten kapitalgebun-

dene, bedarfs- bzw. verbrauchsgebundene, betriebsgebundene Kosten und

sonstige Ausgaben sowie Einzahlungen eingeteilt. Mit der Annuitätsmethode wird

die jährliche Annuität bezogen auf den Betrachtungszeitraum, bestimmt.

Gl. 17

a Gl. 18

Gl. 19

Gl. 20

Der Vorteil dieser dynamischen Investitionsbewertung gegenüber dem einfacheren stati-

schen Ansatz ist, dass Zinseszinseffekte, Preissteigerungen, Ersatzinvestition sowie Rest-

werte berücksichtigt werden. In der Gleichung Gl. 21 wird unter Berücksichtigung des

Kalkulationszins in und der Betrachtungszeit der Annuitätsfaktor bestimmt. Durch

den preisdynamischen Annuitätsfaktor können Preisänderungen mit einbezogen

werden.

46

Gl. 21

Gl. 22

Gl. 23

3.3 Randbedingungen

Die Festlegung des erwarteten Zinssatzes, der Inflationsrate sowie der Preissteigerungen

der Energieträger ist von entscheidender Bedeutung für die Ergebnisse der Investitions-

entscheidung und die jährlichen Betriebskosten. Im Rahmen dieser Arbeit werden die

Vorgaben des Freistaats Thüringen zur Durchführung von Baumaßnahmen aus (53) ent-

nommen. Als kalkulatorischer Zinssatz werden = 5 % unterstellt. Die Energiepreisstei-

gerung beträgt für fossile Brennstoffe B = 4 % (Gas, Heizöl), für erneuerbare Energie

EE = 2 % und für elektrische Energie el = 2 %. Die allgemeine Preissteigerung wird mit

2 % angenommen (53). Der Betrachtungszeitraum beträgt grundsätzlich 20 Jahre. Die

rechnerischen Nutzungszeiten der verschiedenen technischen Komponenten werden der

VDI 2067 entnommen. Sofern nichts Gegenteiliges in den weiteren Ausführungen darge-

legt, beziehen sich die Angaben zu Zahlungen auf Bruttopreise.

3.4 Investitionskosten

Der Auszahlungsbetrag bzw. Investitionsbetrag zu Beginn einer Investition wird im

Rahmen dieser Studie als Investitionskosten bezeichnet. Diese Bezeichnung entspricht

nicht der exakten normativen bzw. betriebswirtschaftlichen Definition, erleichtert aber

das Verständnis. Unter Berücksichtigung des kalkulatorischen Zinssatzes und der Be-

trachtungszeit ergeben sich mittels Annuitätsfaktor daraus die kapitalgebundenen Aus-

zahlungen. Die tatsächlichen Auszahlungen können erst mit der Kostenfeststellung, also

nach der Realsierung einer Maßnahme festgestellt werden. Zum Zeitpunkt der Investiti-

onsentscheidung, vor Realsierung der Maßnahme, besteht daher naturgemäß immer Unsi-

cherheit. Im Bauwesen wird in der Regel die Investitionsentscheidung auf Basis des Kos-

tenrahmes bzw. der -berechnung getroffen. Dabei werden in der Regel Erfahrungswerte

aus vergleichbaren Maßnahmen bzw. Projekten herangezogen. Diesem heuristischen An-

satz folgend bieten verschiedene Quellen eine Reihe von Kostenkennzahlen und Kosten-

funktionen. Diese Funktionen – oder Kennzahlen – sind auf Objektebene bezogen. Ein

Beispiel für eine öffentliche Quelle ist der Baukostenindex (54). Im Rahmen dieser Studie

werden größtenteils öffentliche Quellen herangezogen. Darüber hinaus werden Erfahrun-

gen der Netzwerkpartner genutzt.

47

4 Energieverbrauch und CO2-Emissionen Status Quo

Die Liegenschaft der FH Erfurt in der Leipziger Straße 77 umfasst verschiedene Gebäude-

typen mit unterschiedlichem Baujahr, Nutzungsarten und Gebäudetechnik. Die nachfol-

genden Objektbeschreibungen haben zum Ziel, die bestehenden Energiesysteme der Ge-

bäude mit den Parametern Nutzung, Verbrauch (absolut und spezifisch), die maximal auf-

tretenden Leistungen (elektrisch und thermisch), die Beschaffenheit der Wärmeerzeuger

sowie der Wärmeübertragersysteme darzustellen und diese hinsichtlich der Energieeffizi-

enz zu bewerten. Zweck dieser Untersuchungen ist es, die Gebäudeenergiesysteme mit

den nutzerspezifischen Gegebenheiten in die Machbarkeitsstudie zu integrieren bzw. eine

„passgenaue― technische Lösung zu finden. Es wird dargestellt, wie die regenerativen

Energiesysteme bzw. die erneuerbaren Energien (Photovoltaik, Solarthermie, Windkraftan-

lagen und biogene Energiequellen) zur Energieversorgung der Einzelobjekte beitragen

können. Gegenstand der Untersuchung ist die Energieversorgung der folgenden Gebäude:

ein Studierendenwohnheim des Studentenwerkes Thüringen, ein Forschungsgewächshaus

mit Wirtschaftsgebäude, ein sanierungsbedürftiger Hochschulbau mit Lehr- und Verwal-

tungsteil.

4.1 Energieverbrauch

Der Energieverbrauch der Liegenschaft wurde auf Grundlage der Aufzeichnungen der Lie-

genschaftsverwaltung, der Stadtwerke Erfurt sowie des Thüringer

Liegenschaftsmanagementes bestimmt. Die Datenlage kann für die Untersuchungen als

geeignet angesehen werden, da der Energieverbrauch getrennt nach Energieträgern und

Gebäuden erfasst wird. Eine Erhöhung des Detaillierungsgrades, in Form einer nutzungs-

spezifischen Verteilung des Energieverbrauches, wäre mit hohen Investitionskosten für

Messeinrichtungen verbunden. Eine nutzungsspezifische Erfassung könnte konkrete Ein-

sparmaßnahmen aufzeigen. Beispielsweise könnte dargestellt werden, welches Einsparpo-

tential durch Erneuerung der künstlichen Beleuchtung oder der EDV-Geräte realisierbar

ist. Aus der nachfolgenden Tabelle 9 und der Tabelle 10 auf der Seite 49 können die be-

zogenen Energiemengen und die dazugehörigen CO2-Emissionen für ein repräsentatives

Jahr entnommen werden. Die Fernwärme wurde mit 172 g/kWhth bewertet (vgl. Tabelle 8

Modellansatz VII). Dies entspricht einem konservativen Ansatz, welche der Fernwärme aus

KWK einen hohen Anteil der CO2-Emissionen zurechnet. Es ist ersichtlich, dass das For-

schungsgewächshaus mit 59 % der CO2-Emissionen den größten Anteil an den Gesamt-

CO2-Emissionen von 684 t hat.

48

Tabelle 9: Zusammenstellung des Endenergieverbrauches und der anzurechnenden CO2-Emissionen

nach Versorgungobjekten und Energieträgern.

Energieträger

elektrische

Energie

Fernwärme Erdgas

CO2-Äquivalent [g/kWhEnd] 583 172 244,37

Objekt Endenergieverbrauch

[kWh] [kWh] [kWh]

Forschungsgewächshaus 150.000 0 1.215.000

Lehr- und Verwaltungsgebäude 220.000 320.000 0

Wohnheim 70.000 220.000 0

Endenergie nach Energieträgern 440.000 540.000 1.215.000

CO2-Emissionen (Endenergie x CO2-Äquivalent)

Summe

Anteil

[t] [t] [t] [t]

Forschungsgewächshaus 87 0 298 385

59 %

Lehr- und Verwaltungsgebäude

128 58 0 183

29 %

Wohnheim 41 40 0 79

12 %

CO2-Emmisionen nach Energieträ-

gern

256 93 298 647

40 % 14 % 46 % 100 %

49

Tabelle 10: Zusammenstellung des Primärenergieverbrauches nach Versorgungobjekten und Energie-

trägern

Primärenergie

elektrische

Energie

Fernwärme Erdgas

Primärenergiefaktor EnEV 2,6 0,483 1,1 Summe

Anteil

[kWh] [kWh] [kWh] [kWh]

Forschungsgewächshaus 390.000 0 1.336.500 1.726.500

63 %

Lehr- und Verwaltungsgebäude

572.000 154.560 0 726.560

27 %

Wohnheim 182.000 106.260 0 288.260

11 %

Primärenergieverbrauch nach

Energieträgern

1.144.000 260.820 1.336.500 2.741.320

40 % 10 % 49 % 100 %

4.1.1 Flächenzusammenstellung

Die Tabelle 11 gibt die Flächen der verschiedenen Gebäude wieder. Das Forschungsge-

wächshaus mit Wirtschaftsgebäude ist mit 5.792 m² das größte Einzelobjekt.

Tabelle 11: Gebäudeflächen nach DIN 277 in der Leipziger Straße 77, alle Angaben in m² aus (55).

NF FF VF NGF KGF BGF

Lehr- und Verwaltungsgebäude 2.970 179 836 3.986 797 4.783

Wirtschaftsgebäude Gewächs-

haus 671 84 146 902 90 992

Forschungsgewächshaus

4.800

4.800

Studentenwohnheim

2.1508

2.150

Mit Energiekennwerten entsprechend der VDI 3807 Blatt 2 (56) können Rückschlüsse auf

die Energieeffizienz der Gebäude gezogen werden, indem der flächenbezogene Energie-

verbrauch mit Gebäuden ähnlicher Nutzung verglichen wird. Dazu werden Kennwerte aus

8 Berechneter Wert aus Verhältnis von NGF/BGF = 87% für Seniorenwohnheime aus VDI 3807 Blatt 1

(59 S. 19).

50

verschiedenen Studien (57) (58 S. 76) (59) herangezogen. Um den Energieverbrauch mit

durchschnittlichen Werten vergleichen zu können, müssen diese auf einen Referenz-

standort (Würzburg) bezogen werden. Die Tabelle 12 zeigt den entsprechend der

VDI 3807 Blatt 1 auf die Brutto-Grundfläche (BGF) bezogenen klimabereinigten Energie-

bedarf (60 S. 16).

Tabelle 12: Energieverbrauchswert bezogen auf die Brutto-Grundfläche.

Bezug Ist

9 Benchmark-Bestand

[m²BGF] [kWhth/m²a] [kWhel/m²a] [kWhth/m²a] [kWhel/m²a]

Lehr- und Verwal-

tungsgebäude 4.783 60 55

44 bis 394

Mittel 191 (57)

8 bis 137 Mit-

tel 45 (57)

Forschungsge-

wächshaus 5.792 189 26

130 bis 644

(58 S. 76) -

Studentenwohn-

heim 2.150 92 33 121 (59) 30 (59)

Es zeigt sich, dass der derzeitige Wärmeverbrauch für alle Gebäude im unteren Bereich

der Vergleichswerte liegt. Der Elektroenergieverbrauch des Lehr- und Verwaltungsgebäu-

des liegt über dem mittleren Vergleichswert. Dieser erhöhte Verbrauch kann mit dem

Mensabetrieb erklärt werden. Aus dem Vergleich lässt sich ableiten, dass Optimierungs-

potential zwar vorhanden ist, aber kein dringender Handlungsbedarf besteht. Die Potenti-

ale durch Sanierungsmaßnahmen werden im Abschnitt 5.1 auf Seite 61 erläutert.

Durch Bezug der Jahresgesamtemissionen der verschiedenen Gebäude (siehe Tabelle 9)

auf die Brutto-Grundfläche können CO2-Emissionskennwerte in Analogie zu den Energie-

kennwerten gebildet werden. Die Kennzahlen für die untersuchten Gebäude können der

Tabelle 13 entnommen werden.

Tabelle 13: CO2-Emissionen bezogen auf die Brutto-Grundfläche.

Bezug CO2-Jahresemission flächenbezogen

[m²BGF] [tCO2/a] [kgCO2/m²a]

Lehr- und Verwaltungsgebäude 4.783 183,1 38,3

Forschungsgewächshaus 5.792 385,2 80,26

Studentenwohnheim 2.150 75,6 35,54

9 klimabereinigt bezogen auf Würzburg

51

4.2 Forschungsgewächshaus

4.2.1 Objektbeschreibung und Jahresenergieverbrauch

Das Forschungsgewächshaus setzt sich aus 4.800 m² verglaster Grundfläche und einem

Wirtschafsgebäude mit ca. 900 m² Arbeits- und Sozialräumen (Duschen, Büros, Lager-,

Funktionsfläche) zusammen.

Abbildung 7: Foto des Forschungsgewächshauses. (Weber 2010)

Die Wärmebereitstellung des Forschungsgewächshauses wird derzeit mittels Gasbrenn-

wertkessel realisiert. Die Anschlussleistung (bezogen auf Hi) der Wärmeerzeuger beträgt

zweimal je 550 kW und einmal 310 kW und summiert sich somit auf 1.410 kW.

52

Abbildung 8: Mit Erdgas H befeuerte Brennwertkessel zur Wärmeversorgung des Forschungsgewächs-

hauses.

Aufgrund des ganzjährigen Forschungs- und Lehrbetriebes kommt es zu einem erhöhten

Wärme- und Elektroenergieverbrauch. Die Literatur weist für Gewächshäuser Endenergie-

verbrauchskennzahlen, je nach Art der Nutzung und Betriebsgröße, von 130 kWh/(m²a)

bis 644 kWh/(m²a) aus (58 S. 76). In einer Studie zum Energieverbrauch von Bildungsein-

richtungen wird für 15 ausgewertete Objekte im Außenbereich (unter anderem auch be-

heizte Gewächshäuser) ein mittlerer Heizenergieverbrauch von 697 kWhth/m²a, bereinigt

um statistische Ausreißer 569 kWhth/m²a, ausgewiesen (57 S. 6).

Die aus dem Liegenschaftsmanagement übermittelten Verbrauchsdaten wurden durch das

liefernde Gasversorgungsunternehmen nach der DVGW-Richtline G 685 ermittelt. Danach

wird die gelieferte Energiemenge aus dem Normalvolumen und dem Brennwert bestimmt.

Da die Bezugsgröße für Kesselleistung, Energiebedarfsberechnung nach EnEV entspre-

chend DIN V 18599 Teil 1 (12 S. 59) und GEMIS üblicherweise der Heizwert und nicht der

Brennwert ist, müssen die auf den Brennwert bezogenen Energiemengen aus der Abrech-

nung des Versorgungsunternehmens in heizwertbezogene Energiemengen umgerechnet

werden. Der Faktor zur Umrechnung von Brennwert in Heizwert beträgt für Erdgas 0,9

(von Heizwert in Brennwert 1,11) (12 S. 62). Das Forschungs- und Lehrgewächshaus, ein-

schließlich des Wirtschaftsgebäudes mit insgesamt 5.792 m² Nutzfläche, benötigte im

53

Durchschnitt der letzten fünf Jahre absolut 1.215 MWhHi10 und spezifisch 210 kWh/m²a

(klimabereinigt 189 kWh/m²). Durch den Vergleich mit den oben genannten Kennzahlen

für Gewächshäuser lässt sich feststellen, dass der Endenergieverbrauch im unteren Be-

reich der Vergleichswerte liegt. Die Vollbenutzungsstunden des Heizsystems betragen für

das Forschungsgewächshaus 957 h. Dies entspricht den üblichen Vollbenutzungsstunden

eines mäßig temperierten Gewächshauses (58 S. 73).

4.2.2 Nutzung der Abgase und Fernwärme

Ein Teil der CO2-haltigen Abgase wird in das Gewächshaus geleitet und erhöht so die

CO2-Konzentration der Raumluft, was zu einer Ertragssteigerung in der Pflanzenproduk-

tion führt. Auch aus diesem Grund wurde das Gewächshaus nicht an die Fernwärme der

Stadtwerke Erfurt angebunden. Laut Fernwärmesatzung der Stadt Erfurt gehört nach An-

lage 4 der Satzung die gesamte Liegenschaft in der Leipziger Straße 77 zum Fernwärme-

anschlussgebiet. Die Fernwärmesatzung lässt eine Befreiung vom Fernwärmezwang auf

Antrag zu. In § 6 (3) wird ausgeführt: „Die Befreiung vom Anschluss- und Benutzungs-

zwang kann im Einzelfall auf Antrag erteilt werden, wenn dadurch der Zweck dieser Sat-

zung nicht beeinträchtigt wird und ein besonderes öffentliches Interesse an der Befreiung

besteht oder dadurch eine unzumutbare Härte vermieden wird.― (50)

Dies bedeutet, dass eine Feuerungsanlage, welche gasförmige, feste oder flüssige Brenn-

stoffe nutzt, durch das Umwelt- und Naturschutzamt der Stadt Erfurt genehmigt werden

muss.

Die derzeitige Ausnahmegenehmigung erlaubt 2 Megawatt Brennstoffleistung für den

Brennstoff Erdgas bis zum Jahr 2013. Begründet ist dies mit der Nutzung des CO2-

haltigen Abgases im Gewächshaus (61). Laut Aussage des Nutzers wird derzeit nur selten

CO2 in die Zuluft geleitet.

Unter Berücksichtigung der jetzigen Energiepreise zeigt sich, dass eine Umstellung des

Gewächshauses auf Fernwärme kostenneutral bzw. knapp wirtschaftlich vorteilhaft ist.

Würde die Kesselanlage ersetzt werden müssen, ist die Umstellung auf Fernwärme aus

wirtschaftlicher (hinsichtlich der Wärmebereitstellung) absolut vorteilhaft.

10 Mittelwert des Gasverbrauchs von 2001 bis 2007, Quelle: Aufzeichnung der Stadtwerke Erfurt,

nicht witterungsbereinigt.

54

4.2.3 Gasverbrauchsprofil

Ab dem Oktober 2008 stehen die Stundenwerte des Gasverbrauches in Normkubikmeter

(Nm³) zur Verfügung (62). Mit einem angenommenen Heizwert des Erdgases von 10,34

kWh/Nm³ kann die geordnete Dauerlinie des Gasverbrauches für eine Heizperiode darge-

stellt werden. Die Auswertung des Gasverbrauchsprofils des Gewächshauses zeigt, dass

auch im Sommer und in der Übergangszeit Erdgas verbraucht wird.

Abbildung 9: Dauerlinie des Gasbezuges Forschungsgewächshaus Leipziger Straße vom 01.10.2008 bis

zum 01.07.2009.

Die Leistungsspitze in der Abbildung 9 mit 781 kW repräsentiert die maximale auf den

Heizwert bezogene Brennstoffbelastung des Heizsystems. Mit einem angenommenen

heizwertbezogenen Wirkungsgrad von ηK = 1,0 (63 S. 19) ergibt sich eine benötigte ther-

mische Nennleistung von 781 kW. Aufgrund des vergleichsweise sehr kalten Winters

2008/09 kann dieser Wert als Maximalwert für die Leistung des Heizsystems angenom-

men werden. Die Auswertung der geordneten Dauerlinie des Lastprofils ergibt, dass mit

50 % der maximalen Leistung (390 kW) 75 % des Jahresenergieverbrauches gedeckt wer-

den können. Dies entspricht einer Brennstoffwärmemenge von 911 MWh. Die Auswertung

des zeitlichen Verlaufes des Energieverbrauches im Sommer weist auf ein mögliches Nut-

zungspotential für solartthermische Anlagen hin. Den exemplarischen Verbrauch der

letzten sechs Jahre zeigt die nachfolgende Abbildung 10. Der Gasverbrauch in den Mona-

Max 781 kW

0

80

160

240

320

400

480

560

640

720

800

880

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

QH

I [k

W]

Stunden [h]

Dauerlinie Gasverbrauch Oktober 08 bis 09

55

ten Mai bis September beträgt im Durchschnitt der Monate 43 MWh und im Minimum

26 MWh11.

Abbildung 10: Darstellung des durchschnittlichen Gasverbrauches der letzten sechs Jahre.

Der Wärmebedarf im Sommer ist durch die nächtliche Entwärmung zu erklären. Im Ge-

wächshaus muss laut Aussage des Betreibers eine Taupunktunterschreitung vermieden

und deswegen eine Lufttemperatur über dem Taupunkt erreicht werden. Die Abbildung

11 stellt beispielhaft ein typisches 24-Stunden-Verbrauchsprofil dar. Der erhöhte Leis-

tungsbedarf in der Nacht führt zu einer maximalen Leistung von bis zu 320 kW.

11 26 MWh entsprechen der Erwärmung von 460.000 l Wasser von 10 °C auf 60 °C.

00

50

100

150

200

250

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

Q [

MW

hH

i]

durchschnittlicher Monatsverbrauch

56

Abbildung 11: Exemplarische Darstellung des Gasverbrauches für die Beheizung des Forschungsge-

wächshauses in der Übergangsjahreszeit (24 Stunden).

0

50

100

150

200

250

300

350

00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00

QH

I [kW

]

[h]

Verlauf Gasverbrauch am 24.06.2009

57

4.3 Lehr- und Verwaltungsgebäude

4.3.1 Objektbeschreibung

Im Lehr- und Verwaltungsgebäude findet der Hochschulbetrieb der Fakultät Landschaft-

sarchitektur, Gartenbau und Forst statt. Das Gebäude beinhaltet Seminarräume, Compu-

terarbeitsräume zur Durchführung der Lehre sowie Büroräume für die Verwaltung und

Lehrenden. Damit entspricht die Nutzung des Gebäudes einem typischen Hochschulge-

bäude. Außerdem betreibt das Studentenwerk Thüringen eine Mensa im Kellergeschoss

des Gebäudes. Dies führt zu einem vergleichsweise erhöhten Elektroenergieverbrauch.

Die Wärmeversorgung des Gebäudes ist mittels Fernwärmeanschluss realisiert. Die Fern-

wärme der Stadtwerke Erfurt wird in einer nahliegenden Übergabestation mittels Wärmeü-

bertrager auf ein sekundäres Verteilnetz übertragen, welches das Lehr- und Verwaltungs-

gebäude der FH sowie das Studentenwohnheim versorgt. Die Fernwärmeübergabestation

liegt außerhalb des Landschaftslehrparks im Liegenschaftsbereich der benachbarten Lehr-

und Versuchsanstalt für Gartenbau. Die Station hat eine Übertragungsleistung von min-

destens 1.800 kW und speist drei Sekundärkreise, von dem einer den Landschaftslehrpark

versorgt. Der vertraglich zwischen Lehr- und Versuchsanstalt und FH Erfurt vereinbarte

Leistungsanteil zur Versorgung des Landschaftslehrparks beträgt 774 kW. Geyer kommt

in seiner Diplomarbeit zum Schluss, dass die tatsächlich maximale benötigte Leistung bei

-14 °C Außentemperatur für das Lehr- und Verwaltungsgebäude und das Studenten-

wohnheim unter 300 kW liegt (55 S. 115). Die Übertragungsflächen des Heizsystems im

Raum sind größtenteils als kleinflächige gusseiserne Heizkörper ausgeführt.

Abbildung 12: zeigt links Heizkörper, rechts Fenster im Lehr- und Verwaltungsgebäude.(Weber 2009)

Das Gebäude ist aus energetischer Sicht teilsaniert. Die Dacheindeckung des Kaltdachs

des linken Gebäudeteils sowie des Warmdaches des rechten Gebäudeteils wurden voll-

58

ständig erneuert. Es ist anzunehmen, dass dabei die Wärmedämmung dem technischen

Standard angepasst wurde. Neben der Wärmedämmung wurden auch die Fenster erneu-

ert.

4.3.2 Jahresenergieverbrauch

Für das 1911 erbaute Gebäude ist mit 82 kWhth/m²a ein, im Vergleich zu anderen Gebäu-

den gleicher Nutzung, niedriger Wärmeverbrauch ausgewiesen (64). Laut Energieausweis

liegt der Heizenergieverbrauch des Gebäudes ca. 35 kWhth/m²a unter dem Vergleichswert.

In einer Auswertung des Energieverbrauches von 59 Fachhochschulen zeigt eine große

Spannweite von 44 bis 394 kWhth/m²a bei einem Mittelwert von 191 kWhth/m²a für Wärme

auf. Der Verbrauch elektrischer Energie ist ebenfalls stark gestreut und beträgt im Mittel

47,9 kWhel/m²a, die Standardabweichung wird mit +/- 27,9 kWhel/m² angegeben (57).

Der Elektroenergiebedarf liegt mit 50 kWh/m²a über dem im Energieausweis angegebe-

nen Vergleichswert, dies ist wahrscheinlich auf den Küchenbetrieb der Mensa zurückzu-

führen. In einer Untersuchung im Auftrag des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raum-

forschung für die Benchmarks der Energieausweise werden 170 kWhth/m²NGFa und

50 kWhel/m²NGFa als Vergleichswerte genannt (59 S. 52).

4.4 Wohnheim des Studentenwerkes Erfurt

4.4.1 Objektbeschreibung

Das Studentenwerk Erfurt betreibt auf dem Gelände des Landschaftslehrparks ein Wohn-

heim für Studierende in Erfurt mit 64 Wohnungen. Die kurze Wegstrecke zu den Lehrein-

richtungen der Fakultät LGF macht dieses Wohnheim vor allem für Studierende dieser

Fachrichtung interessant. Das Gebäude ist typisch für den industriellen Wohnungsbau der

DDR. Das Gebäude wurde im Jahr 1998 teilsaniert (65). Dabei wurden Fenster, Wärm-

dämmung und die gebäudetechnischen Anlagen erneuert.

4.4.2 Jahresenergieverbrauch

Die Wärmeversorgung des Gebäudes ist mittels Anschluss an das Nahwärmenetz realisiert

worden. Der Energieverbrauch im Gebäude beträgt rund 100 kWhth/m²a und

32kWhel/m²a. Das zeitliche Wärmeverbrauchsprofil von Studentenwohnheimen ist, neben

den Witterungseinflüssen, stark vom Betrieb der Hochschulen abhängig. Dies kann aus

dem verminderten Energiebedarf in den Semesterferien abgelesen werden (20). Messun-

gen in Studentenwohnheimen zeigen, dass der Wärmebedarf des Gebäudes mit bis zu

45 kWhth/m²a maßgeblich vom Warmwasserbedarf bestimmt wird. Dies kann durch die

hohe Belegungsdichte und den fehlenden Einsparanreiz durch verbrauchsunabhängige

Wohnkosten erklärt werden (66).

59

4.5 Neubau-Erweiterungsbau

Die Energiebedarfsberechnung weist einen spezifischen Primärenergiebedarf von weniger

als 50 kWh/m²a aus. Die Nettogeschossfläche beträgt 2.000 m². Der zu erwartende Ge-

samt-Primärenergiebedarf beträgt damit 100.000 kWh/a. Die Berechnungen des Primär-

energiebedarfs nach DIN V 18599 weichen zum Teil erheblich von dem tatsächlichen

Energieverbrauch ab (13). Die Dachfläche des Gebäudes kann in drei verschiedene Teile

strukturiert werden (Hauptgebäude, Verbindungsgang, Terrasse). Durch den Bauherrn

werden alle nötigen Maßnahmen zur nachträglichen Installation von Photovoltaik vorge-

sehen. Die nachfolgenden Abbildung illustrieren das Bauvorhaben.

Abbildung 13: Fotografie des Architekturmodells. (Quelle: Gerber Architekten 2009 )

60

Abbildung 14: Fotorealistische Darstelllung des Gebäudes. (Quelle: Gerber Architekten 2009)

4.6 Energiebezugskosten

Die aktuellen Vertragsbedingungen für die Energielieferung wurden von der Liegen-

schaftsverwaltung bereitgestellt. Die Brutto-Mischpreise wurden wie folgt bestimmt: Der

Brutto-Mischpreis für den Bezug von Erdgas für die Liegenschaft beträgt im Betrach-

tungsjahr 2009 0,077 €/kWhHs (67). Der Brutto-Mischpreis für den Bezug von Fernwärme

betrug 0,085 €/kWh (68). Der Brutto-Mischpreis für den Bezug elektrischer Energie be-

trug im Oktober 2009 0,149 €/kWh (31). Für die weiteren Berechnungen wird von diesen

Preisen ausgegangen. Es ist zu beachten, dass in den Mischpreisen ein nicht unerhebli-

cher Anteil auf die Leistungskosten entfällt, die bei teilweisem Bezug eines Mediums, bei-

spielsweise zur Spitzenlastabdeckung, datiert betrachtet werden. Mit den Energiepreisen

ergeben sich folgende jährliche Energiebezugskosten (vgl. Tabelle 14).

Tabelle 14: Jahreskosten der Energieversorgung basierend auf dem durchschnittlichen Energiever-

brauch und Kosten 2009.

elektrische Energie Fernwärme Erdgas Summe

Jahreskosten [€/a] 65.000 46.000 104.000 215.000

61

5 Potentiale zur Reduzierung der CO2-Emissionen

In diesem Abschnitt wird der objektbezogene Einsatz konkreter Technologien und Maß-

nahmen hinsichtlich deren CO2-Reduktionspotentiale untersucht. Neben dem Einfluss auf

die CO2-Emissionsbilanz werden Aussagen zur Ökonomie und zu möglichen Realisie-

rungshemmnissen gemacht.

Aus unterschiedlichen Gesichtspunkten heraus sind für bestimmte Technologien ver-

schiedene Varianten erarbeitet und bewertet worden. Die sich im Wesentlichen durch den

(66) Deckungsgrad des betrachteten Energieträgers am Gesamtbedarf unterscheiden.

Folgende Energiesysteme wurden hinsichtlich ihres nutzbaren Potentials untersucht.

Photovoltaik-Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie

Solarthermische Anlagen zur Bereitstellung von Wärmeenergie

Klein-Windkraftanlagen

Energie aus biogenen Abfällen/Nutzpflanzen im Landschaftslehrpark

Ausbau der Fernwärme

Nutzung fester Biomasse

5.1 Minderung des Energiebedarfs

Die Einsparung von Energie durch Effizienz- und Suffizienzsteigerung kann einen wichti-

gen Beitrag zur Reduktion der CO2-Emissionen leisten. In verschiedensten Studien zur

energetischen Sanierung bzw. Optimierung wurden Reduktionspotentiale aufgezeigt. Der

Schwerpunkt dieser Arbeit liegt auf der Darstellung der Energiebereitstellung. Die exakte

Ermittlung des Einsparpotentials durch eine wärmetechnische Sanierung der Gebäude

wäre mit aufwendigen Datenerhebungen der bestehenden Substanz und Wärmbedarfsbe-

rechnungen verbunden.

Es ist auch davon auszugehen, dass im Bereich der Elektroenergieverbraucher ebenso

Einsparpotentiale bestehen. Die hinreichend genaue Bestimmung dieses Potentials ist

ebenso mit erheblichem Aufwand verbunden. Wirksame Maßnahmen können insbesonde-

re die Erneuerung der künstlichen Beleuchtung und der EDV-Geräte sein. Durch die Zu-

nahme der elektrischen Verbraucher und die Intensivierung deren Nutzung wird davon

ausgegangen, dass die Einspareffekte hierdurch kompensiert werden. Die vermuteten

Effekte zur CO2-Emissionsreduktion für elektrische Energie sind jedoch im Vergleich zur

thermischen Energie geringer.

Für die verschiedenen Versorgungsobjekte kann festgestellt werden, dass durch Maß-

nahmen zur Steigerung der Energieeffizienz grundsätzlich die nachfolgend skizzierten

62

Einsparungen möglich sind. Die gezeigten Potentiale ergeben sich aus dem Vergleich mit

bereits sanierten Gebäuden gleicher Bausubstanz.

Der Wärmebedarf des Wohnheims ist mit dem von in Niedrigenergie- bzw. Passivhaus-

standard-Bauweise sanierten Studentenwohnheimen vergleichbar. Der derzeitige Wärme-

bedarf liegt 38 kWhth/m²NGFa über einem auf Passivhausstandard sanierten Gebäude

(66 S. 25). Nach Klimabereinigung des Heizwärmebedarfs ergibt sich ein Potential von

32 kWhth/m²NGFa. Der Wärmebedarf des Lehr- und Verwaltungsgebäudes kann durch Sa-

nierung der Fassaden sowie Erneuerung der Anlagentechnik auf 40 kWhth/m²a gesenkt

werden.

Eine wesentliche Senkung des, durch den Betrieb des Forschungsgewächshauses verur-

sachten, Energieverbrauches ist nur durch die Erhöhung des Wärmedämmwertes der Ver-

glasung erreichbar. Ein Austausch der Verglasung ist sehr wahrscheinlich mit hohen In-

vestitionskosten verbunden und hätte wenig bis keine Realisierungschancen.

Bezogen auf die im Rahmen dieser Studie untersuchten Gebäude ergeben sich die Ein-

sparpotentiale für Studentenwohnheim sowie Lehr- und Verwaltungsgebäude wie folgt.

Tabelle 15: Geschätztes Energieeinspar- und CO2-Reduktionspotential durch Gebäudesanierung.

Ist-

Zustand

nach einer

Sanierung

spezifische

Reduktion

absolute Re-

duktion

CO2-Redu-

ktion

[kWhth/m²a] [kWhth/a] [tCO2/a]

Lehr- und Verwaltungs-

gebäude 67 40 27 128.680 22

Studentenwohnheim 118 85 32 60.212 10

Summe

188.892 32

Aufgrund der vom Wärmeverbrauch des Forschungsgewächshauses und dem Gesamt-

Elektroenergieverbrauch aller Gebäude dominierten CO2-Emissionen erscheint die Be-

rücksichtigung der Auswirkungen einer wärmetechnischen Sanierung des Lehr- und Ver-

waltungsgebäudes sowie des Studentenwohnheimes auf die Gesamt-CO2-Emissionen wie

auch auf die Konzeption der nachfolgend dargestellten Wärmeversorgungssysteme ver-

nachlässigbar.

5.2 Nutzung fester Biomasse Holzhackschnitzel

5.2.1 Grundlagen zur energetischen Nutzung fester Biomasse

Im Rahmen dieser Arbeit wird zwischen der Nutzung von Biogas, welches in einem vorge-

lagerten Prozess zur Gaserzeugung bereitgestellt wird, und der direkten thermischen

Nutzung der Biomasse unterschieden. Unter der Nutzung fester Biomasse wird die direkte

63

thermische Verwertung von Holz, Stroh und Gräsern in Wärmeerzeugern oder KWK-

Anlagen verstanden.

Die Darbietungsform der festen Biomasse lässt sich in Holzhackschnitzel (HHS), Holz-

Pellets und Scheitholz unterteilen. Holzpellets und HHS können im Gegensatz zur Scheit-

holzverbrennung weitgehend automatisch ohne manuelle Beschickung des Feuerraums

erfolgen. Aufgrund der aufwendigeren Produktion von Holzpellets sind diese ca.

0,02 €/kWh teurer als HHS (69). Aufgrund des hohen Personalaufwandes für Scheitholz

sowie der höheren Brennstoffkosten der Pellets gegenüber der Verwendung von HHS wer-

den Lösungen mit Scheitholz und Pellets nicht weiter betrachtet.

5.2.2 Anlagenbeschreibung

Eine Holzhackschnitzel-(HHS)-Heizungsanlage besteht im Wesentlichen aus den folgen-

den Anlagenkomponenten: Brennstofflager, der Brennstoffzuführung, dem Brenner mit

Brennraum, dem Kesselkörper mit Wärmeübertrager vom Rauchgas zum Kesselwasser,

der Abgasanlage mit Abgasreinigung und dem Pufferspeicher zur Speicherung thermi-

scher Energie. Alle Komponenten müssen in der Ausführungsplanung detailliert dimen-

sioniert werden. In der Planungsphase einer Machbarkeitsstudie bzw. Potentialanalyse ist

es erforderlich, die thermische Kesselleistung, die Volumina des Brennstofflagers sowie

des Pufferspeichers zu bestimmen, um hiermit Anhaltswerte für Wirtschaftlichkeit und

Größe der baulichen Hülle zu gewinnen.

5.2.3 Brennstofflager

Das Brennstofflager (oder auch Brennstoffbunker) dient zum kurzfristigen Vorhalten des

benötigten Brennstoffes. In die detaillierte Konzeption des Brennstofflagers müssen die

spezifischen Anforderungen der Gesamtanlage eingehen. Dabei ist vor allem der Feuchte-

grad des verwendeten Brennstoffes, des Austragungssystems sowie der Häufigkeit der

Brennstofflieferung bzw. die maximale Dauer, in der kein Brennstoff angeliefert werden

kann, von Bedeutung. Ausführliche Erläuterungen und Hilfestellungen bietet die Literatur

(70) (71) (72). Für die Potentialstudie wird das Volumen des Brennstofflagers aus der be-

nötigten Betriebszeit ohne Brennstofflieferung bestimmt sowie die Kosten ermittelt. Eine

bestimmende Größe ist die üblicherweise mittels eines LKWs transportierbare Menge

Holz. Die Kapazität beträgt für einen Container-Zug bzw. Schubodenauflieger 90 m³. Die-

ses Volumen sollte das Lager aufnehmen können und gleichzeitig noch genügend Brenn-

stoff zur Absicherung des Betriebes bevorraten. Für die Berechnungen wird daher von

einem (unwahrscheinlichen) Dauerbetrieb von mindestens 5 Tagen ausgegangen

(Abbildung 9 auf der Seite 54).

64

5.2.4 Pufferspeicher

Die Größe des Pufferspeichers kann mit Kennwerten abgeschätzt werden. Für jedes Kilo-

watt thermische Leistung sollten nach (70) 20 l Speichervolumen vorgesehen werden.

5.2.5 Aufkommen feste Biomasse Leipziger Straße 77

Ein Ziel des Forschungsprojektes ist es, die am Standort Leipziger Straße 77 entstehende

feste Biomasse zu verwerten. Das Holzaufkommen zur Herstellung für Hackschnitzel ist

am Standort Leipziger Straße 77 sehr gering und kann nicht signifikant zur Deckung des

Energiebedarfs beitragen. Jedoch ist es im Rahmen des Lehrbetriebes angedacht, auch die

am Standort entstehende Biomasse zu verwerten. Hierfür sind besondere Vorkehrungen

zu treffen. Unter agroforstwirtschaftlichen Produktionsbedingungen können auf einem

Hektar bis zu 51 MWh/a erzeugt werden (72 S. 53). Für ein Szenario mit ausschließlicher

Beheizung durch feste Biomasse würde, ausgehend von einem Gesamtenergiebedarf für

Heizzwecke von ca. 2.000 MWh/a, eine Anbaufläche (Kurzumtriebsplantage) von ca.

40 ha benötigt.

5.2.6 Annahmen zur Wirtschaftlichkeitsberechnungen HHS

Die betriebswirtschaftliche Bewertung des Einsatzes von Holzhackschnitzeln zur Behei-

zung aus Sicht des Betreibers/Nutzers hängt von den Gegebenheiten des Einzelfalls ab

und lässt sich nicht pauschalisieren. In den Ausführungen zu den verschiedenen Varian-

ten und Szenarien (vgl. Anschnitt 5.2.11) wird dies veranschaulicht. Für die Betrachtungen

sind sinnhafte Annahmen und Randbedingungen festzulegen, die im Folgenden doku-

mentiert und erläutert werden.

5.2.7 Brennstoffkosten

Unter dem Brennstoffbeschaffungspreisen wird der Preis für die Anlieferung des geliefer-

ten Brennstoffs, bezogen auf den Energiegehalt, verstanden. Die Kosten für Waldholz-

hackschnitzel betragen nach (73) zurzeit (2010) 0,027 €/kWh. In (74 S. 215) werden Kos-

ten „frei Feuerung― für Hackschnitzel aus Kurzumtriebsplantage (KUP), inklusiver aller

Kosten (Lagerung, Pacht für Anbau, Rekultivierung, Ernte, Pflanzenschutz), von

0,025 bis 0,05 €/kWh (inklusive Mehrwertsteuer) genannt. Im Gegensatz zu den starken

Energiepreissteigerungen der fossilen Brennstoffe (leichtes Heizöl und Erdgas) blieb der

Preis für HHS laut (73) stabil. Es wird von einer Energiepreissteigerung für Holzhack-

schnitzel von 2,0 % ausgegangen. Das Thüringer Ministerium für Bau, Landesentwicklung

und Verkehr (TMBLV) gab als Richtpreis für betreute Liegenschaften einen Brutto-

Brennstoffpreis von 0,03 €/kWh an. Die Auswertung der verschiedenen Quellen zeigt,

dass mit einem Brennstoffpreis um 0,03 €/kWh zu rechnen ist. Es sind Schwankungen

von bis zu +/- 0,01 €/kWh möglich.

65

5.2.8 Investitionskosten

Die Investitionskosten für die HHS-Heizungsanlage, inklusive automatischer Beschickung,

Rauchgasfilter, Entaschung und Montage, aber ohne Speicher und Verteilung, im Leis-

tungsbereich 500 bis 1000 kWth werden in (74 S. 198) mit 100 bis 225 €/kW angegeben.

In einer aktuelleren Quelle (2006) nennt Hartmann (70 S. 151) für nötige Investitionskos-

ten in die Anlagentechnik12 KAnlage bis 200 kWth folgenden Zusammenhang (Gl. 24):

Gl. 24

Hinsichtlich der Anwendung dieser Gleichung auf Anlangen mit höherer Leistung lässt

sich nach (75) konstatieren, dass mit steigender Leistung der HHS-Heizungsanlage nicht

zwangsläufig mit niedrigeren spezifischen Investitionskosten gerechnet werden kann. Die

höheren spezifischen Investitionskosten ergeben sich aus den Mehraufwendungen zur

Einhaltung der maximal zulässigen Schadstoffemissionen.

Jedoch kann im Leistungsbereich bis zu 1 MW von einer nichtlinearen Reduktion der spe-

zifischen Investitionskosten ausgegangen werden.

Es kann angenommen werden, dass die Anwendung der Gl. 24 auf Anlagen mit einer

Leistung von 0,2 bis 1 MW höhere als tatsächlich zu erwartende Investitionskosten aus-

weist. Die Investitionskosten für einen thermischen Speicher, mit einem Inhalt von bis zu

6 m³, können nach (70) mit Gl. 25 bestimmt werden. Pro Kilowatt thermische Leistung

sind nach (70) 20 l vorzusehen.

Gl. 25

Die Investitionskosten für die Anlagen-Peripherie können nach (70) mit Gl. 26 berechnet

werden.

Gl. 26

Die bauliche Umschließung einer HHS-Heizungsanlage soll mittels neu zu errichtenden

Gebäude erfolgen.

Für die Herleitung der Netto-Baukosten für Heizzentralen kann dem Kennzifferkatalog für

Investitionsvorbereitung in der Energiewirtschaft (76) folgender Zusammenhang entnom-

men werden (siehe Gl. 25).

Gl. 27

12 Listenpreise ohne Rabatt, Kessel inklusive Regelung ohne Speicher und Anschluss

66

Mit den spezifischen Angaben aus anderen Quellen (Leitfaden Bioenergie (74 S. 196)) er-

geben sich annähernd gleiche Kosten.

Aus dem Baukostenindex 2008 bzw. 2009 für Garagen können Brutto-Baukosten für ver-

gleichbar einfache Gebäude (Hochgarage) entnommen werden. Unter Berücksichtigung

des regionalen Einflussfaktors ergeben sich Baukosten für Erfurt von 491 €/m²NF. Die be-

nötigte Fläche setzt sich aus dem Flächenbedarf für das Lager und der leistungsabhängi-

gen Aufstellfläche für die Wärmeerzeuger zusammen.

Die Investitionskosten für Abgasreinigung werden für einen Multizyklonfilter mit

23,8 €/kW angesetzt (74 S. 169).

Die Datenerhebung in den genutzten Quellen stammt teilweise aus den Jahren 2004 bzw.

2005. Zur Berücksichtigung der Preissteigerung müssen die Kosten, aus dem entspre-

chenden Jahr der Erhebung, mittels der Preissteigerungsrate von 2 %/a (Tabelle 17) für

das aktuelle Jahr umgerechnet werden.

Für die Bestimmung der Planungskosten ist die Honorarordnung für Architekten und In-

genieure (HOAI) anzuwenden. Für das gesamte Leistungsbild der Planung und Ausfüh-

rungsüberwachung sind die Kosten der Honorartafel in Abhängigkeit der Netto-

Investitionskosten zu entnehmen. Basierend auf der Zone 1 der HOAI-Honorartafel stellt

sich die Gl. 28 wie folgt dar.

Gl. 28

Die Summe der einzelnen Kosten ergibt die Gesamtinvestitionskosten I0.

5.2.9 Investitionskosten mit Kennwerten

Im Rahmen einer an der FH Erfurt (Fachrichtung Gebäudetechnik) entstandenen Bachelor-

arbeit wurden unter anderem Untersuchungen zu Investitionskosten für Holzhackschnit-

zel im Jahr 2010 durchgeführt. Dafür konnte für die Bestimmung der Brutto-

Investitionskosten eine Kostenfunktion für anschlussfertige HHS-Kessel, inklusive Puffer-

speicher, in einer Leistungsklasse von 500 kW bis 1.500 kW ermittelt werden (vgl. Gl. 29)

(77 S. 55).

Gl. 29

Zur Bestimmung der Investitionskosten für Brennstofflager, Brennstoffzuführung, Abgas-

reinigung Regelungstechnik sowie Planung wird die Arbeit von Clausnitzer (71) herange-

zogen. In dieser Arbeit aus dem Jahr 2008 sind die Investitionskosten in Abhängigkeit der

Investitionskosten für den HHS-Kessel bestimmt, siehe Tabelle 16. Die mit Hilfe der Gl.

26 und den Werten aus Tabelle 16 bestimmten Gesamtkosten liegen 5 % unter denen der

Berechnungsmethode im Abschnitt 5.2.8.

67

Tabelle 16: Kostenverteilung für eine HHS-Heizungsanlage nach (71).

Tabelle 17: Zusammenstellung der getroffenen Annahmen für Wirtschaftlichkeitsberechnung nach

VDI 2067.

Annahme Quelle

Kalkulationszinssatz 5 % RLBau (53)

allgemeine Preissteigerung 2 % RLBau (53)

Energiepreissteigerung (fossil) 4 % RLBau (53)

Energiepreissteigerung (HHS) 2 % RLBau (53)

Zusätzliche Lohnkosten für die Be-

triebsführung und Überwachung 6.000 €

TVL EG 9

0,2 Personenjahre (74 S. 262)

Betriebszeit/Kalkulationszeitraum 20 Jahre VDI 2067

Wartungskosten in % von Investiti-

onskosten 2,5 % VDI 2067

Instandhaltungskosten in % von In-

vestitionskosten 2 % VDI 2067

Versicherung in % von Investitions-

kosten 0,5 % VDI 2067

Mischpreis Holzhackschnitzel 0,031 €/kWh C. A. R. M. E. N. (73)

und TMBLV

Mischpreis Erdgas in % von Investiti-

onskosten 0,075 €/kWh Rechnung EVU (67)

Mischpreis Fernwärme 0,085 €/kWh Rechnung EVU (68)

5.2.10 Beitrag zur Vermeidung von CO2-Emissionen

Die thermische Verwertung fester Biomasse in Form von Pellets und Holzhackschnitzel

macht einen wesentlichen Anteil am Gesamtbeitrag der erneuerbaren Energien in

Deutschland aus. Grundsätzlich verbrennt Holz dabei CO2-neutral. Dies bedeutet, dass

bei der Verbrennung von Holz nur so viel CO2 emittiert wird, wie beim Wachstum kurz

Anlagenkomponente [%]

Holzhackschnitzelkessel 30

HHS-Fördereinrichtung 14

Bauliche Maßnahmen (inkl. Lager) 24

Schornstein, Rauchgasreinigung 10

Wärmeübertrager 9

Steuerung, Elektronik 2

Planung, Genehmigung 11

68

davor aufgenommen wurde. Lediglich in der vorgelagerten Bereitstellungskette wird CO2

aus nicht erneuerbaren Energieträgern emittiert. Diese müssen dem Energieträger Holz-

hackschnitzel zugeordnet werden. Die spezifischen CO2-Emissionen pro Kilowatt End-

energie HHS betragen nach den im GEMIS hinterlegten Quellen 25,89 gCO2/kWh (ohne

Hilfsenergie) (24).

5.2.11 Szenarien zur Wärmeversorgung mittels Holzhackschnitzel

Im Abschnitt 4.2 dieser Arbeit sind die Wärmeversorgungsstruktur des Forschungsge-

wächshauses und die damit verbundenen CO2-Emissionen dargestellt. Nachfolgend wird

beschrieben, welchen Effekt der Einsatz einer HHS-Heizungsanlage zur Wärmeversorgung

des Forschungsgewächshauses auf die CO2-Emissionsbilanz hat, wie eine Anlage zu kon-

zipieren ist, welche genehmigungsrechtlichen Sachverhalte zu prüfen und zu berücksich-

tigen sind. Abschließend wird die Wirtschaftlichkeit der Maßnahme eingeschätzt. In den

Szenarien HHS I und HHS II wird der Ersatz des Brennstoffes Erdgas H durch HHS für das

Gewächshaus untersucht. Dabei wird zum einen von einem 100%-Ersatz, zum anderen

von einer teilweisen Bedarfsdeckung ausgegangen. Im Szenario HHS III ist die vollständige

Versorgung aller Gebäude im Landschaftslehrpark mittels HHS-Heizungsanlage unter-

sucht.

5.2.11.1 Szenarien HHS I und II

Aus den historischen Verbrauchsdaten sowie den Kenndaten der bestehenden Heizungs-

anlage ist es möglich, auf die nötige thermische Leistung sowie den Jahresenergiebedarf

zu schließen. Eine nachträgliche Bestimmung des theoretischen Jahresenergiebedarfs er-

scheint nicht notwendig. Die maximale Gasanschlussleistung des Gewächshauses beträgt

1.410 kWHI. Die Verbrauchsaufzeichnungen lassen den Schluss zu, dass die tatsächlich

benötigte maximale thermische Leistung niedriger ist. Im relativ kalten Winter 2008/2009

stieg die maximale Leistung nicht über 781 kWHI (78). Dieser Wert wird als maximal benö-

tigte thermische Leistung des Forschungsgewächshauses für die weitere Betrachtung her-

angezogen (der Wirkungsgrad wird nach (63) mit η = 1 angenommen). In der Tabelle 18

ist Status Quo der Wärmeenergieversorgung des Forschungsgewächshauses zusammen-

gefasst. Die vom Heizsystem im Forschungsgewächshaus zur Verfügung gestellte Wär-

memenge beträgt unter Berücksichtigung des angenommenen Jahresnutzungsgrades der

Brennwertkessel von ηNU = 0,95 (79 S. 39) 1.154 MWh (bezogen auf den Heizwert). Dies

ist die Ausgangsgröße hinsichtlich des Jahreswärmebedarfs.

69

Tabelle 18: Ausgangssituation der Energieversorgung des Forschungsgewächs-

hauses (durchschnittliche sieben Jahreswerte).

Erdgasbezug pro Jahr [kWhHi] 1.215.000

Jahresnutzungsgrad Brennwertkessel [-] 0,95

Nutzenergie [kWh] 1.154.250

CO2 aus Erdgasbezug [t/a] 297

Brennstoffkosten (2009) [€/a] 104.345

Mit einem angenommenen Jahresnutzungsgrad des Holzhackschnitzelkessels von 0,85

(72 S. 282) ergibt sich, für eine vollständige Versorgung des Forschungsgewächshauses,

eine zuzuführende Jahresbrennstoffmenge von 1.358 MWh. Fragestellung der nachfol-

genden Untersuchung ist es, ob eine vollständige Bereitstellung der Wärmeenergie, also

auch im Volllastbetrieb ausschließlich mittels Holzhackschnitzel im Vergleich zu einer

bivalenten Betriebsweise, in Kombination mit den bestehenden Heizkesseln aus wirt-

schaftlicher Sicht vorteilhafter ist.

Dazu werden zwei verschiedene Varianten zur Beheizung des Gewächshauses mit HHS

skizziert. Im Szenario HHS I wird eine 100%-Wärmeversorgung dargestellt. In der Szenario

HHS II wird von einer Grundlastdeckung des Wärmebedarfs durch die HHS-Anlage mit

teilweisem Erhalt der alten Heizungsanlage als Spitzenlastkessel ausgegangen.

Die Teillastfähigkeit der HHS-Kessel ist im unteren Leistungsbereich limitiert. Die mini-

male thermische Nennleistung eines HHS-Kessels ist in der Regel auf 25 % der maximalen

thermischen Nennleistung begrenzt. Dies hat für das Szenario HHS I mit 100%-

Deckungsgrad zur Folge, dass ein einzelner Kessel selten mit mehr als 50 % der maxima-

len thermischen Leistung betrieben werden könnte. Aus diesem Grund wird die maximale

Leistung auf zwei gleich große HHS-Kessel verteilt.

Damit ergeben sich für die Versorgung des Forschungsgewächshauses, ausschließlich mit

Holzhackschnitzel, zwei HHS-Kessel mit jeweils 440 kW thermischer Nennleistung. Die

minimale thermische Leistung beträgt damit ca. 110 kW. Die Auswertung der geordneten

Dauerlinie des Gasverbrauches (vgl. Abbildung 9) im Forschungsgewächshaus zeigt, dass

ca. 13 % des Jahreswärmeverbrauches mit weniger als 110 kW bereitgestellt werden.

Um auch im unteren Teillastbereich einen möglichst hohen Nutzungsgrad zu erreichen,

muss ein „taktender― bzw. unnötig intermittierender etrieb des HHS-Kessel vermieden

werden. Um dies zu gewährleisten, wird der Pufferspeicher als Wärmespeicher genutzt.

Die Größe des Pufferspeichers ergibt sich aus dem Ansatz 20 l/kW. Für das Szenario HHS I

ergibt sich damit ein Speichervolumen von 15,6 m³. Mit einer angenommenen Speicher-

70

temperaturdifferenz von 20 Kelvin kann bei 110 kW eine Mindestlaufzeit von 3,3 h erwar-

tet werden.

Für die Annahme der Investitionskosten bedeutet dies, dass entsprechend den obigen

Berechnungsgrundlagen zwei Kessel mit jeweils 390 kW unterstellt werden. Im Vergleich

zu einem HHS-Kessel mit 781 kW ergeben sich hierdurch deutliche Mehrinvestitionen.

Im Szenario HHS II mit teilweiser Wärmebedarfsdeckung wird von einem bivalenten Be-

trieb als Kombination mit dem bestehenden Brennwertkessel ausgegangen. Die vorhan-

dene Heizungsanlage setzt sich aus drei Brennwertkesseln mit einmal 310 kW und zwei-

mal 510 kW zusammen. Es ist naheliegend, für die Bestimmung des Leistungsanteils des

HHS-Kessels die benötigte maximale thermische Leistung 781 kW um die Leistung des

kleinen Brennwertgerätes 310 kW zu reduzieren. Mit der so ermittelten thermischen Leis-

tung 470 kW des HHS-Kessels kann der resultierende Deckungsgrad 87 % aus der Dauer-

linie entnommen werden (siehe Abbildung 15 und Abbildung 9).

Abbildung 15: Graphische Darstellung des Deckungsanteils (schraffierte Fläche 87%) eines 470-

kW-HHS-Kessels am Endenergiebedarf des Forschungsgewächshauses.

In der Tabelle 19 sind die Kenndaten der Varianten mit einem thermischen Deckungsgrad

zu 100 % und 87 % der HHS-Anlage dargestellt. Mit der Reduzierung des Deckungsgrades

um 13 % kann die für die Investitionskosten maßgebliche maximale Leistung des Holz-

hackschnitzelkessels um 39 % reduziert werden. Die restlichen 13 % der benötigten Jah-

reswärmemenge werden mittels der vorhandenen Brennwertkessel abgedeckt. Die Tabelle

Max 781 kW

0

80

160

240

320

400

480

560

640

720

800

880

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

QH

I [k

W]

Stunden [h]

Dauerlinie Gasverbrauch Oktober 08 bis 09

71

19 gibt die wichtigsten Eingangsparameter und Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberech-

nung nach VDI 2067 wieder.

5.2.11.2 Wirtschaftlichkeit

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung stellt die reduzierten Brennstoffkosten über 20 Jahre

den Investitionskosten gegenüber. Die Ergebnisse der Untersuchungen zur Wirtschaftlich-

keit beider Varianten sind in Tabelle 19 dargestellt. Aufgrund der vergleichsweise hohen

Preise für Erdgas ist eine Investition in einen Holzhackschnitzelkessel als absolut wirt-

schaftlich einzuschätzen. Durch die Reduzierung der Kesselleistung (Szenario HHS I zu

Szenario HHS II) können die Investitionskosten für die Maßnahme, gegenüber einer aus-

schließlichen Wärmeversorgung mittels Holz, gesenkt werden. Der Vergleich zwischen

den skizzierten Szenarien I und II zeigt, dass Szenario HHS I deutlich vorteilhafter ist. Dies

ist auf den höheren Einfluss der „Sowieso―-Kosten in beiden Varianten im Vergleich zu

den höheren Investitionskosten des Szenarios HHS II zurückzuführen.

72

Tabelle 19: Eckdaten und Ergebnisse zur Wirtschaftlichkeitsberechnung Szenarien HHS I und HHS

II.

Szenario HHS I Szenario HHS II

Nutzungsgrad Holzhackschnitzelheizung [%] 85 85

thermischer Deckungsgrad [%] 100 87

maximale thermische Leistung des Holz-

hackschnitzelkessels [kW]

781

(2 x 390) 47013

Nutzenergie aus Holzhackschnitzel [MWh/a] 1.154 1.004

Brennstoffmenge Holzhackschnitzel [MWh/a] 1.282 1.115

Mindestgröße Pufferspeicher [l] 15.620 9.500

Lagerraum für Holzhackschnitzel [m³] 144 144

Mindestaufstellfläche [m2] 150 110

Investitionskosten Anlagentechnik [T€] 230 bis 350 150 bis 250

Investitionskosten Bau [T€] 60 41

Reduktion Brennstoffkosten Erdgas [T€/a] 104 92

Brennstoffkosten HHS (0,03 €/kWh) [T€/a] 43 38

Gesamtannuität VDI 2067 (20 Jahre) [T€/a] 44 bis 54 12 bis 30

Bestimmend für das Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsberechnung sind die Differenzkosten

zwischen den Brennstoffen (Erdgas und Holzhackschnitzel) von bis zu 0,05 €/kWh. Ab

Differenzkosten von weniger 0,018 €/kWh sinkt die Gesamtannuität der Maßnahme unter

0 €. Damit wäre die Investition in die Anlage aus betriebswirtschaftlicher Sicht nicht vor-

teilhaft. Die Wärmegestehungskosten, bezogen auf die Gesamtannuität ohne Berücksich-

tigung der Kosteneinsparungen durch den Ersatz des Erdgases, betragen 0,08 €/kWh. Für

sichere Aussagen zur Wirtschaftlichkeit sind konkrete Angebote für die Ausführung und

die Brennstoffbelieferung einzuholen, die den Rahmen dieser Studie jedoch überschreiten.

5.2.11.3 CO2-Reduktion

Die CO2-Emissionen für beide Varianten, einschließlich der CO2-Emissionen durch die

Spitzenlastversorgung mit Erdgas für die Variante mit 87%-Deckung durch HHS-Kessel,

sind in den nachfolgenden Tabellen dargestellt. Es zeigt sich, dass der Ertrag für eine

vermiedene Tonne CO2 im Szenario HHS I deutlich über dem des Szenarios HHS II liegt.

Dies ist durch die niedrigere CO2-Emission und bessere Wirtschaftlichkeit bedingt.

13 Rest mittels bestehender Brennwertkessel

73

Tabelle 20: Bilanzierung der CO2-Emissionen für die Wärmeerzeugung mittels Holzhackschnitzel mit

Darstellung gegeben über dem Status Quo in Abhängigkeit vom Deckungsgrad.

Szenario HHS I Szenario HHS II

CO2-Emissionen aus Hackschnitzelverbren-

nung [t/a] 26 22

CO2-Emissionen aus zusätzlicher Erdgas-

verbrennung [t/a] 0 39

Reduktion der CO2-Emissionen absolut um [t/a] 271 235

Reduktion der CO2-Emissionen14 um [%] 41,9 36,5

Kosten/Ertrag der CO2-Reduktion15 [€/t] 198 130

5.2.11.4 Szenario HHS III: Ausschließliche Beheizung mit Holzhackschnitzel

In den Szenarien HHS I und HHS II wurde der Ersatz des größten Einzelenergieverbrau-

chers und CO2-Emittenten betrachtet. Für das Szenario HHS III wird angenommen, dass

die gesamte Wärmeversorgung der Gebäude im Landschaftslehrpark mittels Holzhack-

schnitzel realisiert wird. Dazu wird das Szenario HHS I um eine Wärmeversorgung des

Lehr- und Verwaltungsgebäudes und des Studentenwohnheims erweitert.

Hierzu muss das Forschungsgewächshaus mit dem Lehr- und Verwaltungsgebäude sowie

dem Studentenwohnheim durch eine Nahwärmeleitung verbunden werden. Eine separate

HHS-Kesselanlage für jedes Gebäude wird aufgrund vermuteter Unwirtschaftlichkeit ge-

genüber einer zentralen Anlage nicht betrachtet. Die erforderliche maximale thermische

Leistung zur Versorgung aller Gebäude ergibt sich aus dem Leistungsbedarf des For-

schungsgewächshauses (vgl. Abschnitt 781 kW 5.2.11.1) und der maximalen Leistung der

Fernwärmeabnehmer. Die verfügbaren Informationen zum Leistungsbedarf der Fernwär-

meverbraucher sind nicht einheitlich. Die vertraglich vereinbarte Leistung beträgt 771 kW.

Eine Kurzzeitmessung aus dem Jahr 2003 nennt rund 300 kW (siehe Abschnitt 4.3). Da

die Investitionskosten nicht wesentlich von der maximalen Leistung der Wärmeerzeuger

abhängen, wird in den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen vom größeren Leistungsbedarf

ausgegangen (771 kW). Mit einer definierten Gesamtleistung von mehr als 1.000 kW

Nennleistung ist die Anlage nach der 4. BImSchV - Spalte 2 zu genehmigen.

14 Bezogen auf die Gesamtemissionen Leipziger Straße 77 (Bezug siehe Tabelle 9)

15 CO2-Reduktion in t/a zu Gesamtannuität aus Tabelle 19

74

Tabelle 21: Ausgangssituation der Energieversorgung im Landschaftslehrpark (durch-

schnittliche Jahreswerte).

Status Quo

durchschnittlicher Erdgasbezug pro Jahr [MWhHi] 1.215

Jahresnutzungsgrad Brennwertkessel [-] 0,95

Nutzenergie Forschungsgewächshaus [MWh/a] 1.154

CO2-Emissionen aus Erdgasbezug [t/a] 297

Brennstoffkosten Gas [T€/a] 104

Fernwärmebezug (Nutzenergie) [MWh/a] 540

CO2 aus Fernwärmebezug [t/a] 93

Energiekosten Fernwärme (2009) [T€/a] 46

Nutzenergiebedarf Gebäude im Landschaftslehrpark [MWh/a] 1.694

5.2.11.5 Wirtschaftlichkeit

Als wesentliche technische Ergänzung zum Szenario HHS I muss das Forschungsgewächs-

haus mit der bestehenden Nahwärmeleitung verbunden werden. Aus dem Kennzifferkata-

log der Energiewirtschaft kann der Preis für Fernwärmeleitungen entnommen werden.

Dort wird zwischen einer Verlegung im befestigten und im unbefestigten Gelände unter-

schieden. Die Kosten für einen Meter Kunststoffmantelrohr (KMR) DN 100 werden inklusi-

ve Mehrwertsteuer mit 362 €/m angenommen (76). Die Entfernung zwischen der beste-

henden Nahwärmeleitung und der Heizungszentrale im Gewächshaus beträgt ca. 100 m.

Die für eine Nahwärmeversorgung erforderlichen Hausanschlussstationen im Lehr- und

Verwaltungsgebäude sowie Studentenwohnheim sind bereits vorhanden und müssen nicht

nachgerüstet werden. Die übrigen Investitionskosten ergeben sich entsprechend der An-

sätze im Abschnitt 5.2.8. Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnung zeigen für das

Szenario HHS III eine deutliche Vorteilhaftigkeit des Ersatzes der bestehenden Wärmever-

sorgung durch eine zentrale HHS-Anlage. Eine Sensitivitätsanalyse zeigt, dass erst bei

Investitionskosten von mehr 1.300.000 € die Maßnahme nicht mehr wirtschaftlich (Ge-

samtannuität < = 0 €) ist.

75

Tabelle 22: Eckdaten und Ergebnisse zur Wirtschaftlichkeitsberechnung Szenario HHS III.

Szenario HHS III

Nutzungsgrad Holzhackschnitzelheizung [%] 85

thermischer Deckungsgrad [%] 100

thermische Leistung Holzhackschnitzel-Kessel [kW] 2 x 777

Nutzenergie aus Holzhackschnitzel [MWh] 1.694

Brennstoffmenge Holzhackschnitzel [MWh] 1.993

Mindestgröße Pufferspeicher [m³] 31

Lagerraum für Holzhackschnitzel [m³] 200

Mindestgebäudefläche [m2] 150

Investitionskosten Anlagentechnik [T€] 500 bis 700

Investitionskosten 100 m Trasse Nahwärmeleitung [T€] 36

Investitionskosten Bau (einfaches Gebäude) [T€] 70

Reduktion Brennstoffkosten Erdgas [T€/a] 104 a

Reduktion Fernwärmekosten [T€/a] 45 a

Brennstoffkosten HHS (0,03 €/kWh) [T€/a] 64

Gesamtannuität VDI 2067 (20 Jahre) [T€/a] 53 bis 73

5.2.11.6 CO2-Reduktion

Im Vergleich zum Szenario HHS I ist der Ertrag für eine Tonne CO2-Emissionsreduktion

niedriger. Dies ist auf die niedrigen spezifischen CO2-Emissionen der Fernwärmeversor-

gung zurückzuführen.

76

Tabelle 23: Bilanzierung der CO2-Emissionen für Szenario HHS III mit Darstellung gegeben

über dem Status Quo.

Szenario HHS III

CO2-Emissionen aus Hackschnitzelverbrennung [t] 38

Reduktion der CO2-Emissionen absolut [t] 352

Reduktion der CO2-Emissionen16 um [%] 54

Kosten/Ertrag der CO2-Reduktion17 [€/t] 137

5.2.11.7 Unsicherheitsbetrachtung zur Wirtschaftlichkeitsberechnung

In der Planungspraxis werden üblicherweise verschiedene technische Lösungskonzepte

miteinander bezüglich der Wirtschaftlichkeit verglichen. Die Untersuchungen zur Wärme-

versorgung mittels HHS zeigen eine deutliche Vorteilhaftigkeit gegenüber dem Status

Quo, bei gleichzeitiger signifikanter Reduktion der CO2-Emissionen. Die Ergebnisse von

Wirtschaftlichkeitsberechnungen sind von verschiedenen Eingangsparametern abhängig.

In der Regel werden die Eingangswerte durch den Bauherren zusammen mit dem Pla-

nungsingenieur festgelegt. Die Annahmen stützen sich dabei auf Quellen unterschiedli-

cher Qualität. Einige Parameter können ohne großen Aufwand bestimmt werden. Die

überwiegende Zahl der Parameter kann jedoch nicht sicher bestimmt werden. Beispiels-

weise ist es unwahrscheinlich, dass sich in den nächsten Jahren eine Deflation (Geldwert-

aufwertung) vollziehen wird, die Inflationsrate kann also zwischen +/- 2 % angenommen

werden. Auch ist nicht damit zu rechnen, dass es zu einer deutlichen Reduktion der Kos-

ten für fossile Energien kommt. Jedoch ist die Entwicklung des Gaspreises nicht vorher-

sagbar. Es ist denkbar, dass sich die Preissteigerung mit der Inflationsrate vollzieht, aber

auch, dass sich die Preise weiter deutlich erhöhen und die Preissteigerungsrate deutlich

über der Inflationsrate liegt. Die tatsächlichen Investitionskosten sind ohne verbindliches

Angebot nicht exakt bestimmbar. Die Kommentare zur HOAI empfehlen +/- 10 bis 15 %,

aber auch 30 % Abweichung sind laut Rechtsprechung noch im tolerierbaren Bereich.

Die Bestimmung des Wärmebedarfs eines neu zu errichtenden Gebäudes ist oft mit hohen

Untersicherheiten verbunden. Erfahrungen mit der Energiebedarfsberechnung nach

DIN V 18599 zeigen deutliche Differenzen zwischen Energiebedarf und tatsächlichem

Verbrauch (13).

16 Bezogen auf die Gesamtemissionen Leipziger Straße 77 (Bezug siehe Tabelle 9)

17 CO2-Reduktion in t/a zu Gesamtannuität aus Tabelle 22

77

Für den Landschaftslehrpark kann auf den historischen Wärmeverbrauch zurückgegriffen

werden, was zu einer hohen Vorhersagegenauigkeit führt. Die Annahmen zu den Brenn-

stoffkosten für die Holzhackschnitzel sind von regionalen Gegebenheiten abhängig und in

der Planung nicht genau vorhersagbar. Für den betrachteten Fall wurden auf Brennstoff-

kosten einer Liegenschaft in Thüringen mit ähnlichem Wärmebedarf zurückgegriffen.

Sensitivitätsanalysen zeigen den Einfluss der verschiedenen Parameter auf das Endergeb-

nis auf. Beispielsweise kann für das Szenario HHS I gezeigt werden, dass die Vorteilhaftig-

keit der Maßnahme ab einer Brennstoffpreisdifferenz von weniger als 0,018 €/kWh nicht

mehr gegeben ist. Ebenso kann gezeigt werden, dass ab einem (unwahrscheinlichen) Nut-

zungsgrad der HHS-Anlage kleiner als 42 % die positive Wirtschaftlichkeit nicht mehr ge-

geben ist. Diese Aussagen haben aber nur dann Gültigkeit, wenn alle anderen Parameter

konstant bleiben.

Werden verschiedene Parameter variiert, ergeben sich ein Vielzahl von Variationen. Oft

werden Worst-, Average- oder Best-Case-Szenarien für die Entscheidung erstellt, ohne

Aussagen zur Wahrscheinlichkeit des gleichzeitigen Eintreffens der gewählten Parameter

zu treffen.

Mit den Mitteln der Wahrscheinlichkeitsrechnung lassen sich weitere Informationen für

den Entscheidungsprozess gewinnen. Dazu werden die Eingangsparameter hinsichtlich

des wahrscheinlichsten Wertes und der maximal angenommenen Abweichung definiert.

Beispielsweise betragen die erwartenden Investitionskosten des Szenarios HHS III 650 T€,

der Schwankungsbereich liegt bei bis zu 20 %. Damit ergeben sich Beträge von 756 T€ für

das „Worst-Case―- und bis 504 T€ für das „ est-Case―-Szenario. Die Abbildung 16 zeigt

die Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion für die Gesamtinvestitionskosten, basierend auf der

Normalverteilung, und verdeutlicht den möglichen Bereich der Investitionskosten. Der

„oberste Punkt― der Verteilung repräsentiert den Wert mit der höchsten Wahrscheinlichkeit

(Erwartungswert 650 T€) an den „Rändern― sind die möglichen, aber weniger wahrschein-

lichen Investitionskosten (756 T€/504 T€) der Verteilung ablesbar.

78

Abbildung 16: Verteilung der Investitionskosten mit Erwar-

tungswert und maximaler und minimaler Abweichung.

Analog zu den Investitionskosten werden alle Parameter hinsichtlich der möglichen Ab-

weichung vom Erwartungswert bewertet (siehe Tabelle 22). Mit dem Statistik-Programm R

wird jeder unsichere Parameter entsprechend der Annahmen in Tabelle 24 variiert

(100.000 Stichproben) und die Verteilungsdichtefunktion der Annuität berechnet. Die

Auswertung zeigt, dass 84 % aller Ergebnisse über 0 €/a liegen (vgl. Tabelle 24). Damit

kann konstatiert werden, dass auch unter Berücksichtigung von unsicheren Annahmen

zur Wirtschaftlichkeitsberechnung von einer positiven Wirtschaftlichkeit ausgegangen

werden kann.

Investitionskosten[EUR]

p(I

nve

stitio

nsko

ste

n)

200000 400000 600000 800000 1000000 1200000

0.0

e+

00

1.0

e-0

62

.0e

-06

3.0

e-0

6

79

Tabelle 24: Erwartungswerte der Eingangsparameter zur Wirtschaftlichkeitsberechnung sowie mögliche

Abweichungen.

Erwartungswert Min Max Quelle

Investitionskosten

Gesamt

[T€] 630 504 756 Tabelle

22

Brennstoffpreise

Erdgas [€/kWh] 0,075 bekannt bekannt

Fernwärme [€/kWh] 0,085 bekannt bekannt

Holzhackschnitzel [€/kWh] 0,03 0,025 0,035

Energiebedarf [MWh/a] 1.694 1.524 1.863 Tabelle

22

Nutzungsgrad HHS [-] 0,85 0.80 0.90

Kalkulationszinsatz 5

Preissteigerungsraten

Allgemein [%/a] 2 0 4 RLBau

(53)

fossile Energie [%/a] 4 2 6 RLBau

(53)

erneuerbare Energie [%/a] 2 0 4 RLBau

(53)

Annuitaet [EUR/a]

p(A

nn

uita

et)

-1e+05 0e+00 1e+05 2e+05 3e+05

0e

+0

02

e-0

64

e-0

66

e-0

68

e-0

6

80

Abbildung 17: Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion der Gesamtannui-

tät mit Unsicherheiten entsprechend der Annahmen in Tabelle 24.

5.2.12 Realisierungshemmnisse

Laut Fernwärmesatzung der Stadt Erfurt gehört nach Anlage 4 der Satzung die gesamte

Liegenschaft in der Leipziger Straße 77 zum Fernwärmeanschlussgebiet. Die Fernwärme-

satzung lässt eine Befreiung vom Fernwärmezwang auf Antrag zu. In § 6 (3) wird ausge-

führt: „Die efreiung vom Anschluss- und Benutzungszwang kann im Einzelfall auf Antrag

erteilt werden, wenn dadurch der Zweck dieser Satzung nicht beeinträchtigt wird und ein

besonderes öffentliches Interesse an der Befreiung besteht oder dadurch eine unzumut-

bare Härte vermieden wird.― (50) Dies hat zur Konsequenz, dass eine Feuerungsanlage, in

der feste, flüssige oder gasförmige Brennstoffe genutzt werden, durch das Umwelt- und

Naturschutzamt der Stadt Erfurt genehmigungsbedürftig ist.

Die derzeitige Ausnahmegenehmigung für den Betrieb des Forschungsgewächshauses

erlaubt derzeit 2 Megawatt Brennstoffleistung für den Brennstoff Erdgas bis zum

Jahr 2013. Begründet ist dies mit der Nutzung des CO2-haltigen Abgases im Gewächs-

haus (61). Neben dem Anschlusszwang an die Fernwärmeversorgung wird in der Fern-

wärmesatzung der Stadt Erfurt der Betrieb von emissionsbehafteten Wärmeerzeugern

ausgeschlossen. Dies wird mit der Feinstaubbelastung im Stadtgebiet Erfurt begründet.

Feinstaub wird zu einem hohen Anteil durch den automobilen Verkehr sowie Fahrzeuge

der Bau- und Landwirtschaft verursacht. Vor dem Hintergrund des Fehlens einer inner-

städtischen Umweltzone in Erfurt erscheint das Argument, eine Holzfeuerung trage zu

einer Beeinträchtigung der Luftqualität in Erfurt in nicht tolerierbarer Weise bei, als nicht

haltbar. Die Einhaltung der maximalen Luftschadstoffemissionen entsprechend der

1. BImSchV wird bezüglich der Anforderung an die Luftreinheit als ausreichend angese-

hen.

Grundsätzlich muss die Feuerungsanlage den Anforderungen des BImSchG genügen. In

den nachgeordneten Verordnungen (BImSchV, TA-Luft) sind Grenzwerte festgelegt. Bis zu

einer Nennwärmeleistung von 1.000 kW ist die 1. BImSchV anzuwenden. Ab einer Feue-

rungswärmeleistung von 1.000 kW sind die Grenzwerte der TA-Luft einzuhalten. Die An-

forderungen der 1. BImSchV-Stufe 1 an die maximale Staub-Konzentration kann mittels

Zyklonfilter (50 bis 250 mg/m³) eingehalten werden. Die Anforderungen der Stufe 2 der

1. BImSchV können mittels Elektrofilter (5 bis 20 mg/m³) eingehalten werden, diese sind

mit wesentlichen Mehrkosten verbunden.

81

Tabelle 25: Maximal zulässige Luftschadstoff-Emissionen nach BImSchG für mit Festbrennstoffen be-

triebene Feuerungsanlagen.

Nenn-

wärmeleistung

Feuerungs-

wärmeleistung

Staub CO2 NOx gesamt C

(VOC)

[kW] [mg/m³] [mg/m³] [mg/m³] [mg/m³]

1. BImSchV

(Stufe 1) > 500 100 500

1. BImSchV

(Stufe 2 ab

31.12.2014)

> 500 20 400

TA-Luft 1.000 bis 2.500 100 150 250 10

Die Stadt Freiburg im Breisgau zeigt mit dem Quartierskonzept der Öko-Siedlung Vauban

auf eindrucksvolle Weise, wie effektive Maßnahmen die Feinstaubimmission und der Be-

trieb eines Holzhackschnitzelkraftwerkes sich zu einem nachhaltigen und gesundheits-

fördernden Standquartier ergänzen (80).

5.3 Kraft-Wärme-Kopplung auf Basis fester Biomasse

Mit einer ausschließlich thermischen Nutzung der festen Biomasse in einer HHS-

Heizungsanlage können Potentiale zur Erzeugung elektrischer Energie nicht genutzt wer-

den. Diese Potentiale werden derzeit vor allem in großtechnischen Anlagen (ORC-Prozess,

Wasserdampfturbine) erschlossen. Die thermischen Leistungen der erprobten Anlagen

liegen im Megawattbereich und könnten mit dem zugrundeliegenden Wärmebedarf des

Landschaftslehrparks nicht wirtschaftlich betrieben werden.

Ein aussichtsreiches innovatives Konzept stellt die Nutzung eines Stirlingmotors dar. Zur-

zeit werden durch verschiedene Hersteller solche Konzepte im praktischen Anwendungs-

fall oder in Feldtests erprobt. Der Dänische Hersteller Stirling DK bietet bereits eine KWK-

Anlage mit Stirlingmotor mit einer elektrischen Leistung von 35 kW an (81). Durch den

modularen Aufbau können bis zu vier Motoren zusammengeschlossen und die elektrische

Leistung auf 140 kW erhöht werden. Der Betrieb des Stirlingmotors kann mittels direkter

Verbrennung der Holzhackschnitzel in einem Kessel oder durch Vor-Vergasung in einem

Holzvergaser erfolgen (82). Die Anwendung mit externer Holzvergasung bietet dabei ei-

nen höheren Wirkungsgrad sowie bessere Abgaswerte. Die Tabelle 26 gibt eine Übersicht

über die Leistungs- und Anlagenkennwerte. Im Unterschied zu einer gewöhnlichen HHS-

Heizungsanlage wird für die Erzeugung der Elektroenergie ein Stirlingmotor benötigt.

Dieser ist sehr kompakt, weist ähnliche Abmessungen wie ein Gebläsebrenner auf und

wird an den Kesselkörper montiert (siehe Abbildung 18). Es ergibt sich lediglich für den

82

zylindrischen Holzvergaser ein Mehrbedarf an Aufstellfläche im Vergleich zur gewöhnli-

chen Holzhackschnitzelanlage.

Abbildung 18: Stirlingmotor grün (im Vorder-

grund) auf Kesselkörper (blau) montiert (Abbil-

dung aus (83)).

Abbildung 19: Holzvergaseranlage (links) neben

Wärmeerzeuger mit Stirlingmotor grün (rechts),

Abbildung aus (83).

Die Recherche auf den Internetseiten des Herstellers lässt auf die Marktreife der Anwen-

dung schließen. Anlagen werden zurzeit in Dänemark, Italien und Deutschland (Stadtwer-

ke Flensburg (84) betrieben. Der Heizungssystem-Anbieter Viessmann betreibt in Kombi-

nation mit einem eigenen Heizungskessel einen Stirlingmotor an seinem Stammsitz in

Allendorf (85).

83

Tabelle 26: Anlagenkenndaten für Stirlingmotor mit Verwendung fester

Biomasse (81) für Wärmeerzeugung mittels direkter Verbrennung im

HHS-Kessel und Vor-Vergasung der Holzhackschnitzel.

HHS nur

Kessel

HHS mit

Vor-Vergasung

elektrische Leistung [kW] 35 35

Selbstverbrauch [kW] 2 2

Wärmeleistung [kW] 215 145

Feuerungsleistung [kW] 290 200

elektrischer Wirkungsgrad [%] 12 18

thermischer Wirkungsgrad [%] 74 73

Gesamtwirkungsgrad [%] 86 90

Abbildung 20: Schema des Holzvergasungs- und Stirling-Prozesses (86).

84

Abbildung 21: Schema des Stirling-Prozesses mit direkter Verbrennung ohne externe Vergasung (87).

Abbildung 22: Grundriss aus (88) einer KWK-Anlage mit Holzvergaser (Nr. 1), Wärmeerzeuger (Nr. 2),

Stirlingmotor (Nr. 3), Pufferspeicher (Nr. 4) und Brennstofflager (Nr. 5).

85

Grundsätzlich kommt sowohl die Variante mit Vor-Vergasung als auch die direkte Ver-

brennung für eine Realisierung in Frage. Aufgrund des besseren Gesamtwirkungsgrades

wird nur die Variante mit Vor-Vergasung betrachtet. Die Szenarien HHS I und III zur Wär-

meversorgung mittels Heizungsanlage (vgl. Abschnitt 5.2.11 (Seite 62)) werden um eine

KWK-Anlage mit Holzvergasung und Stirlingmotor ergänzt. Die maximale Brennstoffleis-

tung des Vergasers wird mit 200 kW angegeben. Diese Menge wird als bereitgestellte

Brenngasmenge betrachtet. Die Bestimmung der Leistungsdaten der KWK-Anlage orien-

tiert sich an der verfügbaren Technologie. Damit ergibt sich für jede der Ausgangsvarian-

ten eine Ergänzung um eine KWK-Anlage entsprechend den Leistungsdaten aus der Ta-

belle 26. Die noch abzudeckende thermische Spitzenleistung wird mittels gewöhnlicher

HHS-Kessel erbracht. Die Auswertung der Jahresdauerlinie des Gasverbrauches des For-

schungsgewächshauses (siehe Abbildung 9) ergibt für die KWK-Anlage 4.500 Vollbenut-

zungsstunden pro Jahr. Damit kann die jährliche Wärme und Elektroenergiemenge be-

stimmt werden (siehe Tabelle 28). Wird, wie in dem Szenario HHS III (siehe (Tabelle 22)),

von einer vollständigen Wärmeversorgung aller Gebäude im Landschaftslehrpark ausge-

gangen, ergeben sich entsprechend höhere Vollbenutzungsstunden von 5.500 h/a bis zu

6000 h/a.

Die zusätzlichen Investitionskosten gegenüber den Szenarien HHS I und III ohne KWK

können laut (88) und (83) mit 250.000 € netto (2007) angenommen werden. Zusätzlich

wird von erhöhten Betriebskosten für die Wartung ausgegangen. Laut verschiedener Quel-

len betragen die Wartungskosten für mit Erdgas betriebene Stirlingmotoren 0,01 €/kWhel

(89). Auch wenn bei der Nutzung von fester Biomasse im Vergleich zu Erdgas H höhere

Wartungskosten anzunehmen sind, wird dieser Ansatz in dieser Studie unterstellt.

5.3.1 EEG-Vergütung

Die Einspeisung der erzeugten elektrischen Energie wird nach Maßgabe des EEG vergütet.

Nach § 27 des EEG beträgt die Vergütung für elektrische Energie aus Anlagen zur Biomas-

senutzung mit einer Leistung kleiner 150 kW 0,1167 €/kWh (35). Neben der Vergütung

werden verschiedene Boni gewährt. Nach Anlage I des EEG fällt der Stirlingmotor unter die

innovative Anlagentechnik und erhält somit einen Technologiebonus in Höhe von

0,02 €/kWhel. Nach Anlage 2 ist Holz ein nachwachsender Rohstoff (Positivliste), der Bo-

nus für Anlagen kleiner 500 kW beträgt 0,06 €/kWhel. Nach § 27 Abs. 4 Nr. 3 EEG wird

nach Maßgabe der Anlage 3 ein KWK-Bonus von 0,03 €/kWhel gewährt. Die Bonus- und

Vergütungssätze beziehen sich dabei auf Anlagen, die vor 2010 in Betrieb genommen

wurden. Die Vergütungsdegression ab 2010 beträgt für Biomasse 1 %/a.

86

Tabelle 27: Übersicht über Bonus- und Vergütungssätze

nach EEG für eine KWK-Stirling-Anlage. Die Angaben

beziehen sich auf den Stand 2009 (ohne Umsatzsteuer).

Die Vergütungsdegression für Inbetriebnahme nach dem

Jahr 2009 beträgt 1 %/a.

[€/kWh]

Grundvergütung 0,1167

KWK-Bonus 0,03

Technologie-Bonus 0,02

Nachwachsende-Rohstoffe-Bonus 0,06

Vergütung Inbetriebnahme 2009 0,2267

Vergütung Inbetriebnahme 2010 0,2244

Vergütung Inbetriebnahme 2011 0,2222

Vergütung Inbetriebnahme 2012 0,2200

Durch die Vergütung nach EEG ergeben sich vergleichsweise hohe Einzahlungen, die an-

nähernd die Brennstoffkosten des gesamten HHS-Bedarfs decken. In der Tabelle 28 sind

die wichtigsten Annahmen sowie die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnung darge-

stellt.

87

Tabelle 28: Eckdaten und Ergebnisse zur Wirtschaftlichkeitsberechnung für die Szenarien HHS I und III

mit KWK.

Szenario HHS KWK I

Szenario HHS KWK

III

maximale thermische Leistung HHS [kW] 636 1.410

maximale thermische Leistung Stirling-

Anlage [kW] 145 145

maximale elektrische Leistung Stirling-

Anlage [kW] 35 35

Vollbenutzungsstunden der Stirling-Anlage [h/a] 4.500 5.500

elektrische Energie aus Stirling-Anlage [MWh/a] 159 192

thermische Energie aus Stirling-Anlage [MWh/a] 659 797

Brennstoffmenge Holzhackschnitzel [MWhHi/a] 1.500 2.100

Mindestgröße Pufferspeicher [l] 15.620 28.000

Lagerraum für Holzhackschnitzel [m³] 144 288

Mindestaufstellfläche [m²] 150 176

Investitionskosten HHS-Heizungsanlage [T€] 200 bis 300 400 bis 500

Investitionskosten KWK Stirling + Vergaser [T€] 300 300

Investitionskosten Baukonstruktion [T€] 60 88

Reduktion Energiekosten Erdgas (2009) [T€/a] 104 104

Reduktion Energiekosten Fernwärme

(2009) [T€/a] 0 45

Brennstoffkosten HHS (0,03 €/kWh) [T€/a] 56 80

Vergütung nach EEG (2011) [T€/a] 41 51

Gesamtannuität VDI 2067 (20 Jahre) [T€/a] 106 148

Mit den bekannten bzw. angenommenen Parametern zur Wirtschaftlichkeit zeigt sich im

Vergleich zur gewöhnlichen Verbrennung der HHS ein um 300 T€ erhöhter Investitions-

bedarf. Durch die Vergütung der elektrischen Energie entsprechend des EEG und den

niedrigen Brennstoffkosten ergibt sich eine deutliche Wirtschaftlichkeit der Maßnahme

gegenüber dem Status Quo. Auch im Vergleich zu den Szenarien HHS I bis III ohne KWK ist

die Nutzung der KWK aus wirtschaftlicher Sicht zu präferieren.

88

Tabelle 29: Bilanzierung der CO2-Emissionen für Szenario HHS Variante III mit Darstellung gegeben

über dem Status Quo.

Variante I Variante III

CO2-Emissionen aus Hackschnitzelverbrennung [t/a] 28 41

Reduktion der CO2-Emissionen (D-Mix) [t/a] 361 368

Reduktion der CO2-Emissionen (Verdrängungs-

mix) [t/a]

398 414

Reduktion der CO2-Emissionen18 um [%] 62 64

Kosten/Ertrag der CO2-Reduktion19 [€/t] 267,78 358,99

Die sowohl in der Tabelle 28 als auch in Tabelle 29 präsentierten Ergebnisse zeigen ein

hohes CO2-Emissionsreduktionspotential einer mit fester Biomasse betriebenen KWK-

Anlage bei gleichzeitig eindeutiger Wirtschaftlichkeit der Maßnahme.

5.3.2 Realisierungshemmnisse

Neben der notwendigen Genehmigung durch das Umwelt- und Naturschutzamt der Stadt

Erfurt stellt der hohe Innovationsgrad der Kraft-Wärme-Kopplung für die energetische

Verwertung von fester Biomasse mittels Stirlingmotor ein starkes Risiko dar. Die dieser

Studie zugrunde liegende Technologie des Dänischen Herstellers befindet sich zurzeit in

einer frühen Phase des Markteintritts. Erste Anlagen wurden ab 2008 in Dänemark und

Italien installiert. In Deutschland befindet sich eine Anlage (Stadtwerke Flensburg) in Be-

trieb. Es bleibt abzuwarten, ob die genannten Wirkungsgrade und Leistungsdaten in der

Praxis erreicht werden.

5.4 Ausbau der Fernwärmeversorgung

Aus der Tabelle 8 (Seite 38) können die spezifischen CO2-Emissionsbewertungen der un-

terschiedlichen Modellvorstellungen zur Bilanzierung der Kraft-Wärme-Kopplung ent-

nommen werden. Es ist leicht nachzuvollziehen, dass die unterschiedlichen CO2-Emis-

sionsbewertungen zu verschiedenen Handlungsempfehlungen zum Einsatz der KWK auf

Basis fossiler Energieträger führen. Wird eine Gutschriftenmethode mit dem aktuellen

Verdrängungsmix für elektrische Energie unterstellt, dann ist die Fernwärme aus KWK,

trotz der Nutzung fossiler Brennstoffe, CO2-neutral. Dies hätte zur Folge, dass zur Mini-

mierung der CO2-Emissionen die Handlungsempfehlung zu formulieren ist, die Wärme-

18 CO2-Reduktion Verdrängungsmix bezogen auf die CO2-Gesamtemissionen Leipziger Straße 77

(Bezug siehe Tabelle 9)

19 CO2-Reduktion Verdrängungsmix in t/a zu Gesamtannuität aus Tabelle 22

89

versorgung des Landschaftslehrparks auf die Fernwärmeversorgung umzustellen. Werden

dem KWK-Prozess keine CO2-Emissionen gutgeschrieben und die Gesamt-Emissionen auf

beide Koppelprodukte verteilt, dann ergeben sich spezifische CO2-Emissionen, die unter

der jetzigen Wärmeversorgung des Forschungsgewächshauses (Erdgas H), aber über al-

ternativen Technologien (beispielsweise HHS-Heizungsanlage, Solarthermie) liegen.

Nachfolgend wird die Umstellung der Wärmeversorgung des derzeit mittels beheizten

Forschungsgewächshauses auf Fernwärme untersucht. Die vom Heizsystem im For-

schungsgewächshaus zur Verfügung gestellte Wärmemenge beträgt unter Berücksichti-

gung des angenommenen Jahresnutzungsgrades der rennwertkessel von ηNU = 0,95 (79

S. 39) 1.154 MWh (bezogen auf den Heizwert). Dies ist die Ausgangsgröße hinsichtlich

des Jahreswärmebedarfs. Es wird von einer verlustfreien Verteilung der Fernwärme ausge-

gangen, was bedeutet, dass der angenommene Nutzenergiebedarf des Forschungsge-

wächshauses dem Endenergiebedarf der Fernwärme entspricht.

5.4.1 CO2-Reduktion

Die Tabelle 30 zeigt die Ergebnisse einer Umstellung der Wärmeversorgung des For-

schungsgewächshauses auf eine Fernwärmeversorgung unter Berücksichtigung verschie-

dener Modellansätze zur Allokation der CO2-Emissionen auf die KWK-Produkte.

Tabelle 30: Umstellung der Wärmeversorgung auf Fernwärme unter Berücksichtigung verschiedener

Modellansätze zur Allokation der CO2-Emissionen.

Modellansatz V Modellansatz VII

Status Quo

(Fernwärme

und Gas)

100 % Fern-

wärme

Status Quo

(Fernwärme

und Gas)

100 % Fern-

wärme

Fernwärme [kWh/a] 540.000 1.728.000 540.000 1.728.000

Erdgas [kWh/a] 1.215.000 0 1.215.000 0

Fernwärme [t/a] -35 -122 93 297

enthaltene Stromgutschrift

in KWK - Fernwärme [t/a] 351 1.125 0 0

Erdgas H [t/a] 298 0 298 0

Fernwärme + Erdgas H [t/a] 263 -112 391 297

Reduktion

(Status Quo zu 100 % Fernwärme) [t/a]

375

94

Aufgrund der günstigen Erzeugung der Fernwärme mittels KWK-Prozess ist durch die

Umstellung der Wärmeversorgung eine Verringerung der CO2-Emission grundsätzlich

90

möglich. Die berechnete Minderung der CO2-Emissionen ist im hohen Maße vom gewähl-

ten Modellansatz abhängig. Zur Bewertung des CO2-Minderungspotentials wird vom Mo-

dellansatz VII (vgl. Tabelle 8) ausgegangen. Der Einfluss des gewählten Ansatzes kann

anhand des Vergleiches der Ergebnisse für die Modellansätze V und VII nachvollzogen

werden. Die CO2-Stromgutschriften für den Modellansatz V liegen über den CO2-Emis-

sionen aller Gebäude im Landschaftslehrpark. Bei einer Allokation der CO2-Emissionen

nach Modellansatz VII, ohne Berücksichtigung von CO2-Stromgutschriften, können Min-

derungen von 15 % erreicht werden. Mit den verbleibenden CO2-Emissionen von

297 tCO2/a hat die Wärmeversorgung im Vergleich zur Elektroenergie den größeren Anteil.

Die Reduktion von 15 % muss als vergleichsweise niedrig angesehen werden.

5.4.2 Realisierungshemmnisse

Aufgrund der Nutzung des Gewächshauses als Forschungsgewächshaus wird zur Steige-

rung des Pflanzenwachstums eine Anreicherung der Raumluft mit CO2 benötigt. Daher ist

ein bivalenter Parallelbetrieb denkbar. Außerdem ist zu prüfen, ob die bestehende

Fernwärmeübergabestation die erforderliche zusätzliche Leistung bereitstellen kann. Die

Leistung der bestehenden Nahwärmetrasse zum Lehr- und Verwaltungsgebäude ist mit

770 kW ausgewiesen. Die Leistung ist dabei von der Temperaturspreizung von Vor- und

Rücklauf sowie dem Massenstrom abhängig. Mit steigender Temperatur im Vorlauf erhö-

hen sich die Wärmeverluste. Die Versorgungsleitung von Fernwärmestation zum Land-

schaftslehrpark ist mit DN 80 dimensioniert (55). Bei einem angenommenen Druckverlust

von R = 200 Pa/m ergibt sich mit einer Temperaturdifferenz von 40 Kelvin eine übertrag-

bare Leistung von 1.170 kW. Die benötigte Gesamtleistung beträgt zwischen 1.500 kW

und 2.000 kW. Es zeigt sich damit, dass die Dimension der Nahwärmeleitung unter Um-

ständen nicht ausreichend ist. Durch eine wärmetechnische Sanierung des Lehr- und

Verwaltungsgebäudes sowie des Studentenwohnheimes kann der Leistungsbedarf jedoch

gesenkt werden. Die maximal übertragbare Leistung in der Fernwärmestation beträgt

nach (55 S. 11) 2,2 MW.

5.4.3 Wirtschaftlichkeit

Die Investitionskosten für die Maßnahme sind mit der Verlegung der KMR-Leitungen

(Nahwärmeleitungen) vom Lehr- und Verwaltungsgebäude zum Forschungsgewächshaus

vergleichsweise gering. Die Kosten hierfür können nach (76) mit 361 €/m Trasse ab-

schätzt werden. Damit ergeben sich Investitionskosten von ca. 36 T€.

Die verbrauchsgebundenen Kosten der Fernwärme sind in hohem Maße von der maxima-

len thermischen Leistung des Anschlusses abhängig. Ausgehend von den bestehenden

Vertragsbedingungen für die Versorgung des Lehr- und Verwaltungsgebäudes kann ein

zu erwartender neuer Wärmepreis bestimmt werden. Die Leistungsabrechnung der Fern-

91

wärme basiert auf den stündlichen Verbrauchsdaten. Mit dem Jahresbrennstoffbezug aus

den Jahren 2008 und 2009 können die Jahresenergiemenge und die maximale Anschluss-

leistung bestimmt werden. Der Arbeitspreis der Fernwärme liegt mit 0,849 €/kWh leicht

über dem des Erdgases. Unter Einbeziehung des angenommenen Nutzungsgrades des

Brennwertkessels ergibt sich für die Fernwärmelieferung ein fast gleich hoher Nutzener-

giepreis.

Wird angenommen, dass durch die gemeinsame Nutzung der Fernwärme der gemeinsame

Leistungsbedarf von Lehr- und Verwaltungsgebäude, Studentenwohnheim sowie For-

schungsgewächshaus aufgrund zeitversetzter Leistungsspitzen niedriger ist als der ge-

trennte Leistungsbedarf, dann ergeben sich hohe Potentiale zur Reduktion der leistungs-

bedingten Kosten. Dies kann zu einer wirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit der ausschließli-

chen Wärmeversorgung mittels Fernwärme führen. Die Prüfung dieser These kann im

Rahmen dieser Studie nicht erfolgen.

92

Tabelle 31: Zusammenstellung der Kosten für Erdgas und alternativ mittels Fernwärme. Für das For-

schungsgewächshaus. Fernwärme in zwei Szenarien für die Versorgung mit maximal gemessener Leis-

tung im Betrieb Szenario FW I und momentan installierter Wärmeleistung Szenario FW II.

Erdgas FW I FW II

Endenergie Gewächshaus

Brennwert [kWh/a] 1.350.000

Jahresnutzungsgrad Brenn-

wertkessel [%] 95 %

Nutzenergie [kWh/a] 1.215.000 1.215.000 1.215.000

max. thermische Leistung

13.210,00 kWh/(24 h) 821 kW 1.235 kW

Leistungspreis (netto) [€/kW] 0,69 22,36 22,36

Leistungsbedingte Kosten [€/a] 9.114,90 18.374,33 27.614,60

Wärmepreis (netto) [€/kWh] 0,058 0,057 0,057

Jahreswärmekosten [€/a] 78.570,00 73.102,50 73.102,50

Gesamtkosten (netto) [€/a] 87.684 91.476 100.717

Wärmekosten Endenergie [€/kWh] 0,0773 0,0849 0,0935

Wärmekosten Nutzenergie [€/kWh] 0,0814 0,0849 0,0935

5.5 Photovoltaik

5.5.1 Ertragsprognose

Im ersten Arbeitsschritt werden die Umschließungsflächen des Gebäudes hinsichtlich ihrer

Eignung für die Installation von Photovoltaik-Modulen untersucht. Als geeignet für die

Installation können Flächen angesehen werden, die nicht mehr als 110° vom Azimut (Süd)

abweichen und nicht wesentlich verschattet sind. Grundsätzlich sind auch teilverschattete

Flächen und Flächen mit größerer Abweichung von der optimalen Himmelsausrichtung für

die Nutzung von Photovoltaik geeignet, jedoch ist der zu erwartende Ertrag und damit die

ökonomischen und ökologischen Vorteile geringer. Neben der Verbindung mit den Ge-

bäudefassaden kommen auch gebäudeferne Flächen in Frage.

Dies ist dann von Interesse, wenn auf den verfügbaren bzw. geeigneten Flächen nicht

genügend Energie erzeugt werden kann oder die Installation am Gebäude mit hohen In-

vestitionskosten verbunden ist. Die Vielzahl von Freiflächenanlagen in Deutschland, die

vor allem durch Investoren mit Renditeansprüchen errichtet wurden, lassen den Schluss

zu, dass diese Anlagen aus ökonomischer Sicht (durch die Förderung entsprechend des

EEG) Vorteile bieten. Aufgrund der limitierten Verfügbarkeit von Flächen wird die aus-

schließliche Nutzung von unversiegelten Freiflächen zur Nutzung mittels Photovoltaik-

93

Anlagen im Rahmen dieser Studie nicht verfolgt, da für die Photovoltaik-Nutzung immer

die Kombination mit einer anderen primären Funktion angestrebt wird.

Als prädestiniert für eine Doppelnutzung erscheinen die Flächen des sogenannten ruhen-

den Verkehrs. Hier besteht die Möglichkeit, Elektromobilität und Energie aus erneuerba-

ren Energien technisch wie auch gedanklich zu verbinden. Im Landschaftslehrpark kommt

dafür der Parkplatz im Süden in Frage. Die Ertragsprognose zur Stromproduktion von

Photovoltaik-Anlagen besteht im Wesentlichen aus der Abschätzung der Sonneneinstrah-

lung auf die exponierte Fläche und dem Wirkungsgrad des Photovoltaiksystems.

Der Wirkungsgrad wird durch standardisierte Verfahren in Tageslichtsimulatoren be-

stimmt und kann als bekannte Größe angesehen werden. Auch die Verschlechterung des

Wirkungsgrades durch Alterung ist bekannt. Die Sonneneinstrahlung ist je nach Jahreszeit

und Standort unterschiedlich. Im Sommer ist mit einer höheren Einstrahlung zu rechnen

als im Winter. Umso näher der Standort der Anlage am Äquator liegt, desto höher sind die

Erträge. Die Grundlage für die Prognose der Sonneneinstrahlung bilden dabei langjährige

Klimaaufzeichnungen. Eine erste Einschätzung des Standortes kann mit den Strahlungs-

karten des Deutschen Wetterdienstes erfolgen (90). Die Schwankungen um das langjähri-

ge Mittel können bei +/- 10 % liegen (vgl. Abweichung der Globalstrahlung vom langjäh-

rigen Mittel 2009 (91)). Die Wahl der Berechnungsmethode ist von wesentlicher Bedeu-

tung für die Vorhersagegenauigkeit des Energieertrages. Mit steigender Genauigkeit der

Methode ist jedoch mit ansteigendem Arbeitsaufwand zu rechnen. Es kann in die folgen-

den Methoden differenziert werden:

Überschlagsberechnungen, Faustformeln

Technisches Regelwerk (Normen, Richtlinien)

Monogramme

Simulationsprogramme

Die Eingangsparameter für die Berechnung sind in jedem Fall die Parameter der nutzbaren

Flächen (Orientierung, Neigung, Verschattung), Kenndaten des Photovoltaik-Moduls (Wir-

kungsgrad, Leistung/m², Kenndaten für Teillast), Kenndaten zum Wechselrichter (Wir-

kungsgrad). Neben der Wahl des Berechnungsverfahrens ist auch die genaue Kenntnis der

genannten Einflussparameter für die Vorhersagegenauigkeit entscheidend. Quaschning

nennt als Erwartungswert für den Minderertrag gegenüber STC, bei einer kurzeitigen Be-

trachtung, bis zu 20 % (92).

Für erste Prognosen kann ein Berechnungsprogramm der Firma SMA verwendet werden.

Das Programm wird im Internet kostenlos bereitgestellt (93). Im Rahmen dieser Studie

wird das Simulationsprogramm PV*Sol verwendet (94). Dieses Programm wird von Pla-

nungsbüros und Wissenschaftlern genutzt und kann als anerkanntes Werkzeug angese-

94

hen werden. Quaschning zeigt in einer, wenn auch nicht repräsentativen Untersuchung,

dass unter Zuhilfenahme dieses Programmes die Ertragsprognose gut mit den tatsächli-

chen Erträgen übereinstimmen und im Vergleich zu anderen untersuchten Programmen

nicht robust gegen Fehleingaben durch den Nutzer ist (92). In der Berechnung sind Min-

dererträge durch Alterung der Module nicht berücksichtigt.

95

5.5.2 Aufstellung und Integration

Die Aufstellung bzw. die Integration lässt sich in Gebäude- und Flächenintegration unter-

scheiden. Für jede dieser Methoden werden unterschiedliche Anforderungen gestellt. Für

die Installation am Gebäude kommt die Dach- und Fassadeninstallation in Frage. Wobei

die Dachinstallation aufgrund der günstigeren Neigung im Regelfall präferiert wird. Die

Dachinstallationen lassen sich weiter hinsichtlich der Integration im bzw. auf dem Dach

unterscheiden. Die Flachdachaufstellung bietet sowohl hinsichtlich der konstruktiven In-

tegration wie auch hinsichtlich der optimalen Himmelsausrichtung und Neigung Vorteile.

Jedoch ist aufgrund der Eigenverschattung nicht die gesamte Dachfläche nutzbar. Der

Flächenwirkungsgrad, definiert als Verhältnis aus Modul- zu Dachfläche, beträgt ca. 35 %.

Für die Aufstellung von Photovoltaik-Anlagen außerhalb des Gebäudes kommen statische

wie auch nachgeführte Module in Frage. Hier ist zwischen 2 und 4 axialen Nachführungen

zu unterscheiden.

5.5.3 Flächen an den Gebäuden für Photovoltaik

Eine Übersicht der betrachteten Gebäude im Landschaftslehrpark zeigt die nachfolgende

Abbildung.

Abbildung 23: Luftaufnahme der Gebäude auf dem Landschaftslehrpark der FH Erfurt in der Leipziger

Straße 77, fotografiert aus südlicher Richtung; 1 Verwaltungsgebäude; 2 Studentenwohnheim; 3 Wirt-

schaftsgebäude des Forschungsgewächshauses (95).

Die für Photovoltaik nutzbaren Flächen sind in den Abbildung 24 bis Abbildung 26 darge-

stellt. Auskunft über Azimut, Dachneigung sowie Dachfläche gibt die Tabelle 32. Kleine

oder nach Norden orientierte Flächen werden in die Betrachtung nicht einbezogen.

96

Abbildung 24: Luftaufnahme des Verwaltungsgebäudes mit markierten Flächen für die dachintegrierte

PV-Flächennutzung.

Abbildung 25: Luftaufnahmen des Studentenwohnheims mit markierten Flächen für die dachintegrierte

PV-Flächennutzung, links aus östlicher Blickrichtung, rechts aus westlicher Blickrichtung.

Abbildung 26: Luftaufnahme des Wirtschaftsgebäudes mit gelbmarkierten Flächen für die PV-Nutzung,

fotografiert aus östlicher Richtung. Rechts: Fotomontage mit PV-Pultdach.

97

Tabelle 32: Zusammenstellung der möglichen Dachflächen mit Dachneigung, nutzbare Fläche und

Azimut-Süd.

nutzbare Kollek-

torfläche20 Neigung Azimut-Süd Bemerkung

[m²] [°] [°]

1.1 Lehr- und Verwal-

tungsgebäude 350 40 25 unverschattet

1.2 Lehr- und Verwal-

tungsgebäude 165 20 25

über den Gau-

ben

2.1 Studentenwohnheim 300 35 113 unverschattet

2.2 Studentenwohnheim 300 35 67 unverschattet

3.1 Wirtschaftsgebäude 1.200 30 15 Pultdach

Neben den Dachflächen kommen größere Fassadenflächen in Frage. Gewöhnliche Gebäu-

defassaden sind mit der typischen 90°-Neigung nicht optimal ausgerichtet. Durch Kon-

struktionen an der Fassade lassen sich die PV-Module mit 30°-Neigung ausrichten. Diese

Möglichkeit wurde in der ersten Betrachtung nicht untersucht.

20 geschätzt aufgrund fehlender Baudokumentation

98

Abbildung 27: Links Aufnahme des Verwaltungsgebäudes mit gelbmarkierter Fläche für die PV-

Nutzung, fotografiert aus südwestlicher Richtung. Rechts Aufnahme des Studentenwohnheims mit

gelbmarkierter Fläche für die PV-Nutzung, aus südlicher Richtung fotografiert.

Tabelle 33: Zusammenstellung der möglichen Fassadenflächen, nutzbare Fläche und Azimut-Süd.

Nutzbare Fassadenfläche21

Neigung Azimut-Süd

[m²] [°] [°]

1.3 Lehr- und Verwaltungsgebäude 70 90° 25°

1.4 Lehr- und Verwaltungsgebäude 50 90° 68°

2.3 Studentenwohnheim 45 90° 30°

Mit dem Simulationsprogramm PV-Sol 2.6 können mit diesen Angaben hinreichend ge-

naue Ertragsprognosen durchgeführt werden. Das Simulationsprogramm berücksichtigt

dabei die Einstrahlungsbedingungen am Standort Erfurt, den Azimut sowie die Neigung

des Moduls. Zur Durchführung der Simulationsberechnung wurde ein polykristallines Mo-

dul (Ersol Bluepower 170A)22 angenommen.

21 geschätzt aufgrund fehlender Baudokumentation

22 Aus Datenbank PV*Sol 2.6 Ersol Bluepower 170A Leistung 170 W bei 1,28 m² Modulfläche Wir-

kungsgrad STC = 13 %

99

Tabelle 34: An den Gebäudeflächen mit Photovoltaik realisierbarer Energieertrag.

Fläche Leistung Ertragsprognose

[m²] kWPeak [kWh/a]23

1.3 Lehr- und Verwaltungsgebäude 70 8 6.081

1.4 Lehr- und Verwaltungsgebäude 50 6 3.745

2.3 Studentenwohnheim 45 6 3.801

1.1 Lehr- und Verwaltungsgebäude 350 57 43.143

1.2 Lehr- und Verwaltungsgebäude 165 21 18.903

2.1 Studentenwohnheim 300 39 27.246

2.2 Studentenwohnheim 300 39 33.583

3.1 Wirtschaftsgebäude (Pultdach) 1.200 144 129.600

Summe 2.480 321 266.102

5.5.4 Statik

Die Dachintegration wie auch die Freiflächenaufstellung verlangt einen Nachweis der

Standsicherheit der Module. Dafür ist eine Bewertung durch einen fachkundigen Statiker

notwendig. Die Kosten für die Begutachtung können zwischen 800 € bis 2.000 € pro Dach

betragen (96).

Bei der Installation von Modulen auf Dächern von Bestandsgebäuden ist grundsätzlich

nicht davon auszugehen, dass die Dachkonstruktion für die Aufnahme der Module die

nötige Festigkeit aufweist. Die Kosten für die nachträgliche Ertüchtigung einer Dachkon-

struktion können nicht pauschalisiert werden. Sie führen unter Umständen zum Scheitern

eines Projektes.

5.5.5 Wirtschaftlichkeit

Die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaik-Anlage ist durch die Investitionskosten für die

Anlage und die Rückflüsse in Form der Vergütung nach EEG oder vermiedene Strombe-

zugskosten bestimmt. Die Investitionskosten für Photovoltaik-Anlagen setzen sich im

Wesentlichen aus den Kosten für Module und Wechselrichter sowie aus den Kosten für die

23 Jahresertrag bezogen auf Zeitpunkt der Installation ohne Berücksichtigung der alters-

bedingten Ertragsreduktion

100

Installation als Dienstleistung zusammen. Den wesentlichen Teil nehmen dabei die Kosten

für die Technik ein. Neben der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung auf Basis der EEG-Vergü-

tung sind ebenso die Gestehungskosten für elektrische Energie aus Photovoltaik von Inte-

resse. Mit einem Vergleich zu den derzeitigen Strombezugskosten kann die Konkurrenz-

fähigkeit der Photovoltaik zu anderen Energiesystemen bewertet werden.

5.5.6 Investitionskosten für Photovoltaik-Anlagen

Die Investitionskosten für Photovoltaik-Module werden in der Fachdiskussion auf die ma-

ximale elektrische Leistung des Moduls bezogen und in €/kWPeak ausgedrückt. Die Kosten

für die Module sind der entscheidende Faktor für die Wirtschaftlichkeit. Dieser ist stark

von der Marktsituation und den spezifischen Projektumständen abhängig und schwankt

laut Aussage verschiedener Projektpartner zwischen 3.000 €/kWPeak und 3.500 €/kWPeak.

Mit zunehmender Projektgröße ist mit einer Reduktion der spezifischen Modulpreise zu

rechnen, dieser Effekt kann jedoch aufgrund fehlender Marktkenntnis im Rahmen dieser

Studie nicht berücksichtigt werden. Für die nachfolgenden Berechnungen werden für ge-

bäudeintegrierte Module von 3.500 €/kWPeak und 3.000 €/kWPeak für die Freiflächenanla-

gen ausgegangen, da aufgrund der einfacheren Installation in Bodennähe niedrigere Kos-

ten zu erwarten sind.

5.5.7 Vergütung nach EEG

Durch das EEG ist dem Betreiber von Photovoltaik-Anlagen die Vergütung für die Einspei-

sung über 20 Jahre garantiert (35). Die Vergütung wird dabei über ein Umlagesystem auf

den Endkunden in der Bundesrepublik realisiert. Die Vergütung ist vom Jahr des An-

schlusses an das Verbundnetz und installierter elektrischer Leistung abhängig. Die Ver-

gütungsätze des EEG sind Netto-Angaben und müssen steuerrechtlich (Einkommen-,

Umsatz-, Gewerbesteuer) bewertet werden.

101

Tabelle 35: Übersicht Vergütung für neu installierte elektrische Energie aus Photovoltaik-Anlagen in

Deutschland nach EEG ohne Mehrwertsteuer (35) (97).

2010 2011

[Ct/kWh] [Ct/kWh]

Freiflächen Anlagen auf Ackerland 28,43 0

Freiflächen Anlagen sonstige Flächen 24,16 21,11

Anlagen an oder auf einem Gebäude

bis einschließlich einer Leistung von 30 kW 39,14 28,74

bis einschließlich einer Leistung von 100 kW 37,23 27,34

bis einschließlich einer Leistung von 1.000 kW 35,23 25,87

ab einer Leistung von 1.000 kW 29,37 21,56

Verbrauch in unmittelbarer Nähe mehr als 30 %

bis 30 kW 21,03 16,74

bis 100 kW 19,42 15,34

bis 500 kW 17,73 13,87

Verbrauch in unmittelbarer Nähe weniger als 30 %

bis 30 kW 16,65 12,36

bis 100 kW 15,04 10,96

bis 500 kW 13,35 9,49

Vom Eigenverbrauch in unmittelbarer Nähe wird nicht ausgegangen, da das Verbrauchs-

profil für elektrische Energie nicht im Detail vorliegt.

Hinsichtlich der Einordung der Anlagen in die Vergütungsstufen werden für die Anlagen

am Gebäude von 25,87 Ct/kWhel und für die Freiflächenanlagen von 21,11 Ct/kWhel aus-

gegangen. Bei der Interpretation der nachfolgend gezeigten Ergebnisse muss berücksich-

tigt werden, dass die Vergütungssätze (vgl. Tabelle 35) durch Vorgaben des Gesetzgebers

definiert sind und die bei der Berechnung unterstellten Vergütungen unter Umständen

nicht mehr dem aktuellen Stand entsprechen. So wurde die Vergütung für elektrische

Energie aus solarer Strahlungsenergie im Jahr 2010 deutlich gekürzt. Die Angaben in der

Tabelle 35 sind ohne Mehrwertsteuer.

5.5.8 Beitrag zur Senkung der CO2-Emissionen

Mit dem gewählten Ansatz zur Bewertung der eingespeisten elektrischen Energie ergibt

sich aus der Differenz zwischen vermiedenen CO2 entsprechend dem Verdrängungsmix

für PV 814 gCO2/kWhel nach (29 S. 47) und dem während der Herstellung emittierten CO2

102

(siehe Tabelle 5), dass mit jeder Kilowattstunde aus Photovoltaik die CO2-Emission um

706 gCO2/kWhel gesenkt werden kann. Zum betragsmäßigen Ausgleich der CO2-

Emissionen aus dem Bezug elektrischer Energie müssten aus Photovoltaik 362 MWhel/a

erzeugt werden.

5.5.9 Szenario PV I (Flächen am Gebäude)

Das Szenario PV I unterstellt die Nutzung aller Gebäudeflächen, mit Ausnahme des For-

schungsgewächshauses. Die Investitionskosten werden auf 620.000 € geschätzt. Als Er-

trag wird 136 MWhel angenommen. Damit können 30 % des Elektroenergiebedarfs des

Landschaftslehrparks gedeckt werden bzw. 48 % des Bedarfs des Lehr- und Verwaltungs-

gebäudes, einschließlich des Studentenwohnheimes.

Mit dem Vergütungsansatz für das Jahr 2011 von 25,87 Ct/kWhel und den Randbedingun-

gen für Kalkulationszins (5%) und Investitionskosten (3.500 €/kWPeak), ergibt sich eine

negative Jahresannuität. Ab einer kalkulatorischen Zinserwartung von 3 % oder Investiti-

onskosten von 2.950 €/kWPeak stellt sich eine positive Annuität ein.

5.5.10 Szenario PV II (Flächen am Gebäude + Pultdach)

Mit dem Szenario PV II wird die Nutzung aller in der Tabelle 34 aufgeführten Flächen be-

schrieben. Es wird davon ausgegangen, dass an den Gebäuden 3.680 m² oder 465 kWpeak

installiert werden können. Damit ergibt sich ein Ertrag von 266 MWhel, was 60 % des Jah-

resbedarfs elektrischer Energie entspricht. Damit wird deutlich, dass es unter den gege-

benen Randbedingungen nicht möglich ist, mit den am Gebäude vorhandenen Flächen

den Elektroenergiebedarf eines Jahres betragsmäßig zu decken. Die Investitionskosten für

die Anlagen auf den Gebäuden werden auf 1.120.000 € geschätzt. Für die Photovoltaik-

Anlagen auf dem zu errichtenden Pultdach wurde ebenso wie für die Anlagen auf dem

übrigen Gebäude ein Kostenansatz von 3.500 €/kWPeak gewählt (siehe Abbildung 26).

Trotz des besseren spezifischen Ertrages ist die Annuität mit den gewählten Randbedin-

gungen negativ. Erst ab Investitionskosten von 3.150 €/kWPeak oder einem Kalkulations-

zinssatz von 3,9 % ist die Gesamtinvestition wirtschaftlich.

5.5.11 Szenario PV III (Ausgleich Elektroenergiebezug)

In diesem Abschnitt wird herausgearbeitet, wie viel Photovoltaik -Modulfläche rechnerisch

zur Vollversorgung mit elektrischer Energie für den Landschaftslehrpark notwendig ist.

Zielgröße der Berechnungen stellt daher der Verbrauch an elektrischer Energie dar. Dieser

beträgt im Mittel der letzten Jahre 440 MWhel/a (vgl. Tabelle 9 Seite 48). Bei einer idealen

Ausrichtung der Photovoltaik-Module (0° Abweichung Süd, 30°-Neigung) ergibt sich bei

auf multikristallinen Solarzellen basierenden Modulen (Solarmodul Ganymed®-P-Serie)

eine benötigte Modulfläche von 3.650 m². Dies entspricht einer Leistung von 490 kWPeak.

103

Damit kann theoretisch ein jährlicher Energieertrag von 440 MWhel/a dargestellt werden.

Aufgrund der limitierten Dach- und Fassadenflächen und der suboptimalen Ausrichtung

kann diese Energiemenge nicht auf den Gebäudeflächen realisiert werden. Der jährliche

elektrische Energiebedarf, vermindert um den realisierbaren Energieertrag an geeigneten

Flächen der Gebäudehülle, ergibt ein Restbedarf von 176.000 kWhel (siehe Tabelle 34).

Um den gesamten Elektroenergiebedarf decken zu können, müssten dafür, bei einer op-

timalen Ausrichtung der Modulflächen, zusätzlich ca. 1.400 m² Photovoltaik-Module in-

nerhalb der Liegenschaft verortet werden. Aufgrund der Zugänglichkeit zum Land-

schaftslehrpark ist die ebenerdige Aufstellung der Module aufgrund des Diebstahl- und

Vandalismusschutzes nur bedingt geeignet bzw. müssen durch geeignete Maßnahmen

geschützt werden. Eine Einfriedung der Installation wird jedoch nicht als Lösungsansatz

verfolgt. Verschiedene Installationen zeigen, dass eine Integration von Photovoltaik-

Anlagen auch ohne Einfriedung bei geringem Flächenbedarf für die Aufstellung möglich

sind (vgl. Abbildung 28 links).

Abbildung 28: Beispiele freistehender Solaranlagen in einem urbanen Kontext (98), links Anlage in

Österreich Gemeinde Gleisdorf, rechts „PV-Mover― der Firma osch auf dem Werksgelände in Arnstadt.

5.5.12 Szenario PV IV (Ausgleich Elektroenergiebezug)

Zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit der Anlage und der Flächeneffizienz kommen

sonnenstandsnachgeführte Anlagen in Frage. Der wesentliche Vorteil von sonnen-

standsnachgeführten PV-Anlagen ist im erhöhten Ertrag zu sehen. Hierdurch können die

Flächeneffizienz sowie die spezifischen Investitionskosten gesenkt werden. Die Abbildung

29 zeigt zwei nachgeführte PV-Anlagen mit jeweils 259 m² Modulfläche und einer Leis-

tung von 34 kWPeak. Durch die Nachführung kann der Ertrag auf 1.200 kWhel/kWPeak erhöht

werden. Somit ist es möglich, mittels der 6,5 Meter langen Anlage 40.500 kWhel/a zu er-

zeugen. Die Investitionskosten für beide Anlagen (vgl. Abbildung 28) betrugen im Jahr der

Errichtung 550.000 €. Ausgehend vom Gesamtelektroenergiebedarf der Verbraucher im

Landschaftslehrpark können 11 Stück dieser Anlagen zum bilanzierten Ausgleich zwi-

104

schen Netzentnahme und Einspeisung ausreichen. Um den noch verbleibenden Elektro-

energiebedarf (unter Berücksichtigung des Aufkommens der PV-Anlagen auf Dächern und

Fassaden) decken zu können, würden 5 Stück dieser Anlagen ausreichen. Dies entspricht

Investitionskosten in Höhe von 1,3 Millionen €.

Projektdaten (Angaben je eine Anlage, siehe Abbildung

29 links)

Errichtung Jahr 2009

Investitionskosten PV-

Anlage [€]

275.000

Ertragsprognose [kWhel/a] 40.500

Leistung [kWPeak] 34

Höhe [m] 6,9

Modulfläche [m²] 259

Ertragsprognose pro kWPeak [kWhel/a kW] 1.200

spezifische Kosten [€/kWPeak] 8.100

Abbildung 29: Beispiel freistehender sonnenstandsnachgeführter Photovoltaik-Anlagen in einem

urbanen Kontext (Erfurt Henne-Bundeswehrkaserne).

Die in der Praxis bereits realisierten Anlagen zeigen, dass an einer freistehenden nachge-

führten Anlage bis zu 259 m² Modulfläche errichtet werden können. Damit ergibt sich,

dass zur Deckung des verbleibenden Elektroenergiebedarfs der Liegenschaft 5 freiste-

hende Anlagen aufgestellt werden müssten. Als planerischer Ansatz für die Abmessung

einer Anlage wird von 20 Metern ausgegangen. Damit ergibt sich eine Länge von 100 m

für eine Aneinanderreihung der Anlagen. Die nachgeführten Photovoltaik-Anlagen können

in Reihen auf einer Ost-West-Achse verortet werden. Dadurch wird Eigenverschattung der

Anlagen ausgeschlossen. Der Landschaftslehrpark bietet hierfür verschiedene nicht ver-

schattete Aufstellmöglichkeiten. Die möglichen Standorte sind in der Abbildung 30 durch

die roten Markierungen angedeutet.

105

Abbildung 30: Übersichtsplan des Landschaftslehrparks mit schematischer Darstellung möglicher PV-

Anlagen.

5.5.13 Ergebnisse Szenarien PV

In der Tabelle 36 sind die verschiedenen Szenarien für die Integration von Photovoltaik im

Landschaftslehrpark zusammengestellt. Es wird gezeigt, dass es mit der Kombination aus

gebäudenahen und freistehenden Anlagen möglich ist, den gesamten Jahresbedarf elek-

trischer Energie auszugleichen und eine CO2-neutrale Versorgung mit elektrischer Energie

zu realisieren.

1

2

3

6

5

4

106

Tabelle 36: Zusammenstellung der verschiedenen Szenarien der Energieerzeugung.

Szenario PV I Szenario

PV II Szenario PV III Szenario PV IV

alle Flächen am

Gebäude

(Dach/Fassade)

Szenario PV I +

Pultdach

Ausgleich

elektrische

Energie

statisch

Ausgleich

elektrische

Energie

Nach-

führsysteme

Modulfläche [m²] 1.280 2.480 3.952 3.775

Zusätzliche Mo-

dulfläche zu Sze-

nario PV I

[m²] - 1.200 1.472 1.295

Leistung STC [kWPeak] 177 321 512 491

Ertrag [kWh/a] 136.502 266.102 440.000 468.602

Anteil elektri-

scher Energie [%] 31 60 100 107

CO2-Reduktion [t/a] 96,7 188,5 313 331

CO2-Reduktion

Gesamt [%] 15 29 48 51

CO2-Reduktion

(elektrische Ener-

gie)

[%] 38 74 122 129

5.6 Solarthermie

Die Solarthermie ist, neben der Photovoltaik, eine weitere Methode, aus der Sonnenein-

strahlung direkt nutzbare Energie zu gewinnen. Im Gegensatz zur Photovoltaik wird hier-

bei jedoch nicht elektrische Energie, sondern Wärmeenergie gewonnen. Wärmeenergie

kann nicht wie elektrische Energie mittels eines überregionalen Netzes verteilt und ge-

nutzt werden. Daher ist die Nutzung dieser Energieform an den Energiebedarf in der un-

mittelbaren Nähe gebunden. Die technischen Prinzipien und Grundlagen zur Nutzung

sind in der Literatur ausreichend beschrieben (20) (99). Projekte in Deutschland wurden

im Rahmen des Forschungs- und Demonstrationsprogrammes des BMU „Solarthermie

2000― begleitet und die Ergebnisse dokumentiert (100).

Maßgebend für die Systemgestaltung, den Ertrag und damit auch für das CO2-

Minderungspotential sind daher der zeitliche Verlauf des zu deckenden Energiebedarfs

sowie die nötigen Systemtemperaturen. Sofern bereits bestehende Versorgungsobjekte

107

messtechnisch erfasst wurden, kann mittels des historischen Energieverbrauches, der

einen repräsentativen Energiebedarf detailliert darstellt, und damit der potentielle solare

Ertrag bestimmt werden. Handelt es sich bei dem Gebäude um einen Neubau oder sind

keine Messdaten vorhanden, müssen geeignete Annahmen zum Energiebedarf getroffen

werden. Grundsätzlich gilt, umso wahrscheinlicher der Eintritt des angenommenen Ener-

giebedarfs ist, desto genauer sind die Aussagen zum solaren Ertrag.

Neben dem Energiebedarf sind auch die solare Einstrahlung sowie die Außentemperaturen

am Standort der Anlage für den Ertrag von Bedeutung. Diese klimatologischen Einflüsse

auf den Energiebedarf wie auch auf den solaren Ertrag können in den Simulationsrech-

nungen mittels sogenannter Testreferenzjahre (TRY) der für 15 Regionen verfügbaren

Datensätze des DWD berücksichtigt werden (101).

Aufgrund des hohen Wärmebedarfs und der Zielstellung, den Heizenergiebedarf wesent-

lich durch Solarthermie zu decken, werden Vakuumröhren-Kollektoren für die Solaranlage

angenommen. Diese zeichnen sich gegenüber Flachkollektoren bei höheren Systemtem-

peraturen durch einen höheren Wirkungsgrad und Temperaturspreizungen zwischen Vor-

und Rücklauf aus. Daher sind diese gerade für die solare Heizungsunterstützung beson-

ders geeignet. Daraus ergibt sich ebenso, dass die spezifischen CO2-Emissionswerte für

Wärme aus Röhrenkollektoren niedriger sind als die für Flachkollektoren (vgl. dazu Tabel-

le 3). Für die Simulationsstudie werden grundsätzlich marktübliche Vakuumröhren-Kol-

lektoren angenommen.

Grundsätzlich sind alle für die Photovoltaik geeigneten Flächen ebenso für die Solarther-

mie nutzbar. Aufgrund des Trägermediums Wasser ist davon auszugehen, dass die Kolle-

ktoren schwerer sind als die für die Photovoltaik und somit höhere statische Anforderun-

gen erfüllt werden müssen. Daher können die statischen Anforderungen an die tragende

Dachkonstruktion unter Umständen höher sein. Die Kosten für die statische Ertüchtigung

der Dächer bzw. Fassaden kann im Rahmen dieser Arbeit sowohl für Photovoltaik wie

auch für solarthermische Kollektoren nicht abgeschätzt werden und bleiben daher unbe-

rücksichtigt. In einem Bericht zu solarthermischen Großanlagen werden Nettopreise von

durchschnittlich 75 €/m² bei einer Preisspanne von 35 bis 150 €/m² für die

Unterkonstruktion der Kollektoren genannt (102 S. 14).

5.6.1 Flächenkonkurrenz Solarthermie und Photovoltaik

Da Photovoltaik-Module und Kollektoren für Solarthermie gleichermaßen die Sonnenein-

strahlung (wenn auch andere Wellenlängen) in nutzbare elektrische oder thermische Ener-

gie wandeln, entsteht eine Nutzungskonkurrenz hinsichtlich der Aufstellflächen (vgl.

auch Abschnitt 5.6.5). Beide Systeme werden nachfolgend bezüglich der Ökologie und

Ökonomie verglichen. Daraus wird eine Handlungs- und Entscheidungsempfehlung für

108

die untersuchte Liegenschaft formuliert. Diese Bewertung kann dabei jedoch nicht auf

eine bloße Gegenüberstellung der Energiemengen abstellen. Für solch einen Vergleich

müssen der Energieertrag, die Emissionsbilanz sowie die Investitionskosten herangezo-

gen werden. Es ist vor allem eine detaillierte Betrachtung der gewonnenen Wärmeenergie

durch Solarthermie nötig.

Everding führt in (103 S. 249) aus, dass aufgrund der unmittelbaren Relevanz der Solar-

thermie für die Wärmeversorgung in der Gebäudenutzung die Solarthermie prioritär zu

berücksichtigen sei. Dies wird nicht weiter begründet. Für Industriegebäude (mit gerin-

gem Wärmebedarf) wird hingegen von einer Nutzung der Flächen durch Photovoltaik aus-

gegangen. Hauptargument für die Priorisierung des Einsatzes von Solarthermie am Ge-

bäude ist, dass solare Wärmeenergie zur Nutzung im Gebäude nur in unmittelbarer Nähe

zum Gebäude erzeugt werden kann, aber die Nutzung von solarer Elektroenergie nicht an

die Nähe zum Verbrauchsort gebunden ist (104).

Genske bewertet in (105 S. 38) den Energieaufwand sowie die CO2-Emissionen von Pho-

tovoltaik auf mehr als 0,050 kgCO2/kWh und als nicht umweltfreundlich. Die solarthermi-

schen Anlagen werden in fast allen gewählten Bewertungskategorien als umweltfreundlich

bewertet. Eine eindeutige Präferenz zugunsten eines Systems formulieren die Autoren

jedoch nicht. Die Substitution von fossilen Energieträgern zur Stromerzeugung in Kohle-

kraftwerken ist nicht berücksichtigt.

5.6.2 CO2-Emissionen durch Photovoltaik und Solarthermie

Die Betrachtung der Prozesskette zur Erstellung einer Solaranlage zeigt, dass die Produk-

tion solarthermischer wie auch photovoltaischer Kollektoren bzw. Module mit CO2-Emis-

sionen verbunden ist. Die CO2-Emissionen bei der Herstellung von PV-Modulen sind der

energieintensiven Aufbereitung des Siliziums geschuldet.24 Der Hauptteil der CO2-Emis-

sionen ist dabei der fossilen Elektroenergieversorgung durch den aktuellen Kraftwerks-

park zuzuschreiben.

Zum Betrieb einer solarthermischen Anlage ist Hilfsenergie zum Umwälzen des Wärmeträ-

germediums nötig. Das Verhältnis aus nutzbarer Solarenergie und elektrischer Hilfsener-

gie wird als Arbeitszahl bezeichnet, bezogen auf Energiemengen eines Jahres ist diese als

Jahresarbeitszahl definiert. In der VDI 6002 werden Jahresarbeitszahlen von 20 bis 50 für

solarthermische Systeme zur Trinkwarmwasserversorgung genannt (43 S. 65). Andere

24 Zur Herstellung von PV Modulen mit 1 kW Leistung werden 130 kg Silizium benötigt, bei der Her-

stellung von 1 kg Silizium (multikristaline Zellen) werden 457 kgCO2 emittiert (120).

109

Quellen nennen Jahresarbeitszahlen von 150 (106). Diese Hilfsenergie geht ebenfalls in

die CO2-Emissionsbilanz ein. Photovoltaik-Anlagen benötigen keine bzw. vernachlässig-

bar geringe Mengen Hilfsenergie zum Betreiben der Anlage.

Aus GEMIS können für die verschiedenen Systeme nutzenergiebezogene CO2-Emissionen

(siehe Tabelle 3) pro Energieeinheit entnommen werden. Die in der Produktion verursach-

ten CO2-Emissionen werden (vgl. Abschnitt 2.3 Seite 5) den Energieerträgen der solaren

Systeme gegenübergestellt. Dabei ist zu beachten, dass der angegebene Emissionskenn-

wert auf die in 20 Jahren erzeugte Energiemenge, bei festgelegtem Nutzungsgrad und

optimalen Aufstellbedingungen, bezogen ist. Weichen die Aufstellbedingungen bzw. der

Nutzungsgrad erheblich vom optimalen Einsatzfall ab, so liegen die tatsächlichen spezifi-

schen Emissionen über den Werten in der (Tabelle 3 Seite 19).

Da elektrische Energie aus Photovoltaik nach dem EEG privilegiert bzw. vorrangig in das

elektrische Verbundnetz eingespeist werden kann (vgl. (35) § 8), wird davon ausgegan-

gen, dass 100 % der erzeugten Energie nutzbar sind. Darum ist die netzgekoppelte Pho-

tovoltaik unabhängig vom elektrischen Bedarfsprofil des Versorgungsobjektes. Der Nut-

zungsgrad für Photovoltaiksysteme kann daher (bezogen auf die erzeugte elektrische

Energie) mit 1 angenommen werden. Für den im Rahmen dieser Arbeit nicht betrachteten

Fall der autarken Eigenbedarfsdeckung durch Photovoltaik sind Untersuchungen zum De-

ckungsanteil des solaren Systems jedoch notwendig.

Der Nutzungsgrad für solarthermische Wärmeerzeugungssysteme ist vom konkreten

Energiebedarfsprofil des Versorgungsobjektes abhängig und liegt aufgrund des jahres-

zeitlichen Versatzes des solaren Angebotes von der Wärmenachfrage (ohne Berücksichti-

gung solarer Klimatisierung) in der Regel unter 0,5. Mit steigendem Bedarf im Sommer

(Schwimmbad, solare Klimatisierung) steigt in der Regel auch der Nutzungsgrad.

Dies bedeutet, dass die im solarthermischen Kollektor mit einem sehr hohen Nutzungs-

grad erzeugte Wärmeenergie ein niedrigeres spezifisches CO2-Äquivalent als die Wärme-

energiemenge aus dem gleichen Kollektor mit einem sehr niedrigen Nutzungsgrad auf-

weist. Die in der Tabelle 3 Seite 19 angegebenen CO2-Emissionswerte gelten für typische

(sehr hohe) Nutzungsgrade von 47 % für Vakuumröhren-Kollektoren.

5.6.3 CO2-Emissionsreduktion

Die Reduktion der CO2-Emissionen ist, neben den geringen CO2-Emissionen durch die

Produktion und den Betrieb der solaren Energiesysteme, maßgeblich von dem substituier-

ten Energiesystem und den damit vermiedenen Emissionen abhängig.

Grundsätzlich wird für die Betrachtung der Photovoltaik von einer vollständigen Einspei-

sung in das Verbundnetz und damit ausschließlich von einer Substitution elektrischer

110

Energie aus dem deutschen Kraftwerkspark ausgegangen. Folgt man dem Ansatz, dass

mit jeder eingespeisten Energiemenge aus erneuerbaren Energiequellen eine mit fossilen

Energieträgern bereitgestellte Energieeinheit eingespart werden kann, erscheint es als

gerechtfertigt, der durch Photovoltaik-Anlagen eingespeisten elektrischen Energie die

CO2-Emissionen der eingesparten fossilen Energie gutzuschreiben. Die Annahme des

CO2-Emissionsäquivalentes der substituierten Elektroenergie wird aus den Quellen (29)

und (39 S. 26) übernommen (vgl. Tabelle 5).

Die in anderen Arbeiten und Fachdiskussionen vertretene Ansicht, dass die in das Netz

eingespeiste elektrische Energie mit den Werten des allgemeinen deutschen Kraftwerks-

mix, einschließlich der Energie aus erneuerbaren Energien, bewertet werden sollte, wird in

dieser Studie nicht vertreten. Die unterschiedliche Bewertung der elektrischen Energie

führt zu unterschiedlichen Bewertungen der Systeme.

Die durch die solarthermische Anlage erzeugte Wärmeenergie kann im Vergleich zur

elektrischen Energie nur über kurze Strecken mittels Fernwärmeleitung übertragen wer-

den. Daher kann die Einschätzung der CO2-Emissionsreduktion durch Solarthermie nur

aufgrund objektbezogener Gegebenheiten erfolgen. Dies betrifft den konkret substituier-

ten Energieträger und den damit verbundenen Emissionen zur Wärmeversorgung sowie

den tatsächlichen Nutzungsgrad der solaren Wärmeenergie, der wiederum vom Energie-

bedarfsprofil des Versorgungsobjektes abhängt.

Beispielsweise ist die emissionsmindernde Wirkung einer Solarthermieanlage für die Sub-

situierung einer sommerlichen Trinkwarmwasserversorgung, die mit Elektroenergie aus

konventionellen Kraftwerken betrieben wird, wesentlich höher einzuschätzen als für eine

gleiche Solarthermieanlage zur Unterstützung einer ausschließlich mittels Holz betriebe-

nen Heizungsanlage. Nachfolgend wird dies anhand eines exemplarischen Berechnungs-

beispiels verdeutlicht.

5.6.4 Vergleichsdimensionen Flächenbedarf

Als Vergleichsgröße für die Gegenüberstellung von Photovoltaik und Solarthermie, bezüg-

lich der Nutzungskonkurrenz der Dachflächen, kann die erzielbare CO2-Emissionsreduk-

tion pro Quadratmeter Dach- bzw. Kollektorfläche definiert werden. Für die Bewertung

der Photovoltaik wird die Substitution von elektrischer Energie entsprechend (29) und (39

S. 26) sowie aus dem deutschen Kraftwerksmix 2010 nach (24) angenommen. Die be-

trachteten Solarsysteme liefern zwei verschiedenartige Energieformen, die sich hinsicht-

lich ihrer Qualität bzw. der Nutzungsmöglichkeiten stark unterscheiden. Dabei kann die

elektrische Energie aufgrund der Übertragungsmöglichkeiten sowie Verwendungsmög-

lichkeiten als die höherwertige Energieform angesehen werden.

111

Mittels elektrischer Energie kann Wärmeenergie direkt oder durch Nutzung von Umwelt-

energiequellen bereitgestellt werden. Auch wenn die mittels Photovoltaik erzeugte elek-

trische Energie zum Bedarf der elektrisch betriebenen Heizung (Wärmepumpe) jahreszeit-

versetzt ist, wird für ein theoretisches Rechenbeispiel davon ausgegangen, dass die im

Sommer eingespeiste Menge elektrischer Energie in gleicher Höhe zum Betrieb der Wär-

mepumpe im Winter genutzt wird. Zur Bereitstellung der thermischen Energie mittels

elektrischer Energie wird eine Kompressionswärmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von

3,5 unterstellt. Die direkte Erzeugung von Wärme aus elektrischer Energie mittels Wider-

standselementen ist nicht mehr zeitgemäß. Für die Bestimmung der Emissionsminderung

durch die Substitution thermischer Energie wird als Referenzsystem ein mit Erdgas H be-

triebener Heizkessel unterstellt.

Der Solarthermie wird auch die Brennstoffsubstitution von Erdgas H und die Verwendung

von Holzhackschnitzeln gegenübergestellt. In der Tabelle 37 werden die Ergebnisse der

Berechnungen gezeigt.

112

Tabelle 37: Flächenbezogene CO2-Emissionsreduktion für Photovoltaik und Solarthermie.

I II III IV V

Photovoltaik Photovoltaik

Photovoltaik

+ Wärme-

pumpe

Solar-

thermie

Solar-

thermie

Energieertrag

Kollektor [kWh/(m²a)] 140 140 490

25 485 485

CO2-Äquivalent [gCO2/kWh] 105,6 105,6 30,2 25,9 26,0

substituiertes

Energiesystem

Strom D-Mix

2005 fossil

Strom D-Mix

2010 Erdgas H Erdgas H HHS

26

CO2-Äquivalent

der Alternative27

[gCO2/kWh] 814

28 582,8 257,2 257,2 22,2

Minderung

CO2-Äquivalent [gCO2/kWh] -708,4 -477,3 -227,1 -231,3 3,7

CO2-Vermeidung [kgCO2/m²a] -99,17 -66,82 -111,27 -112,20 1,8

Es ist ersichtlich, dass die flächenbezogene CO2-Reduktion und die damit verbundene

Präferenz für Photovoltaik oder Solarthermie wesentlich vom substituierten Energieträger

bzw. Energiesystem abhängig sind. Wird Wärmeenergie aus fossilen Energieträgern sub-

stituiert (Spalte IV Tabelle 37), ergibt sich für die Nutzung der Solarthermie ein deutlich

(100 %) höheres CO2-Reduktionspotential als für die Substitution von Elektroenergie aus

dem deutschen Kraftwerkspark mittels Photovoltaik (Spalte III Tabelle 37). Wird die sub-

stituierte Wärme mit vergleichsweise niedrigen spezifischen Emissionen bereitgestellt,

dann ist die CO2-Reduktion durch Solarthermie deutlich niedriger als die durch Photovol-

taik und Einspeisung in das Verbundnetz.

Entscheidend für die Betrachtung hinsichtlich der Flächenkonkurrenz ist der tatsächlich

erzielbare Energieertrag pro Quadratmeter Dachfläche. In der Abbildung 31 ist dieser Zu-

sammenhang für Photovoltaik und Solarthermie für variable Energieerträge dargestellt.

Mit sinkendem Energieertrag sinkt auch die flächenspezifische Emissionsminderung.

Wie der Tabelle 34 entnommen werden kann, liegt der spezifische elektrische Energieer-

trag für die untersuchten Objekte bei einer Dachinstallation bei 100 bis 115 kWhel/(m²a).

25 Angenommene Jahresarbeitszahl der Wärmepumpe JAZ = 3,5

26 HHS: Heizkessel mit Holzhackschnitzel

27 Nutzungsgrad: Wärmeerzeuger mit Erdgas H η = 0,95; mit HHS η = 0,85

28 Vgl. Tabelle 5 Seite 18

113

Daraus ergibt sich, dass die auf die Kollektorfläche bezogene genutzte solare Wärme-

energie mindestens 180 kWh/(m²a) betragen muss, um eine gleichhohe CO2-Reduktion

pro Quadratmeter zu erzielen, wie es mit Photovoltaik möglich ist (bezogen auf die Sub-

stitution von Erdgas H).

Wenn vom Verdrängungsmix für elektrische Energie 814 g/kWhel nach (29 S. 47) ausge-

gangen wird, muss mit der solarthermischen Anlage ein nutzbarer Ertrag von annähernd

400 kWhth/m² erzielt werden, um eine gleiche CO2-Minderung zu erreichen. Die Abbil-

dung 31 zeigt die CO2-Emissionsreduktion durch Photovoltaik und Solarthermie in Ab-

hängigkeit des jährlichen Energieertrages pro Kollektorfläche. Der spezifische elektrische

Energieertrag durch die Photovoltaik ist dabei mit den CO2-Emissionen der verdrängten

Energie aus fossilen Kraftwerken und mit Deutschland-Mix bewertet. Der Energieertrag

der Solarthermie ist mit den CO2-Emissionen für Erdgas H bewertet. Mit einem bekannten

Energieertrag von (100 kWhel/m²a) einer Photovoltaik-Anlage kann die damit verbundene

CO2-Emissionsminderung pro Kollektorfläche bestimmt werden. Damit kann der Mindest-

energieertrag der solarthermischen Anlage bestimmt werden, bei der es möglich ist, eine

gleichhohe CO2-Emissionsreduzierung zu erzielen.

Abbildung 31: Zusammenhang zwischen Energieertrag und Reduktion der CO2-Emissionen.

5.6.5 Hybridkollektor

Ein deutscher Hersteller kombiniert Photovoltaik und Solarthermie, in dem er in einem

Flachkollektor Photovoltaik-Zellen integriert. Dabei werden die Zellen in die Verglasung

-200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

CO

2-R

ed

ukt

ion

[kg

/m²a

]

nutzbarer Ertrag pro Brutto-Kollektorfläche [kWh/m²a]

Minderung durch PV bezogen auf Deutschland-Mix 583 g/kWh

Minderung durch Solarthermie bezogen Ersatz auf Wärmeerzeuger Erdgas H

Minderung durch PV bezogen auf Verdrängungsmix 810 g/kWh

114

des Kollektors integriert, verschatten jedoch das darunter liegende Absorberblech, was zu

Ertragsminderungen führt. Der Hersteller gibt in seinen Produktinformationen an, dass

bei einer Gesamtbruttofläche von 2,05 m² die Aperturfläche des Solarthermie-Kollektors

ca. 60 % (genau 55 %) beträgt. Die restliche Fläche ist mit monokristallinen Zellen belegt

und erzeugt unter STC (Standard Test Conditions, deutsch: Standard-Testbedingungen)

eine Leistung von 145 WPeak, bezogen auf die Bruttofläche ergibt sich damit eine spezifi-

sche Leistung von 57 WPeak/m². Unter Berücksichtigung der nicht mit Zellen belegten Flä-

che (Bruttofläche verringert um Aperturfläche ca. 1,1 m²) ergibt sich eine spezifische

Leistung von ca. 130 WPeak/m². Dies entspricht dem typischen Leistungswert eines Moduls

mit monokristallinen Zellen. Laut telefonischer Aussage des Herstellers erwärmen sich die

Photovoltaikzellen durch die Kombination mit der Solarthermie nicht so stark wie

Photovoltaikzellen ohne Kühlung durch die Solarthermie. In den Kundeninformations-

schriften wird ein 15 % höherer Energieertrag pro Fläche im Vergleich zu einer getrennten

Erzeugung ausgewiesen. Unabhängige Untersuchungen hierzu konnten nicht ausgewertet

werden.

Vorteil ist, dass sich bei gleichzeitiger Nutzung von Solarthermie und Photovoltaik ein

homogenes Erscheinungsbild der Modulflächen im Vergleich zu einer getrennten Bele-

gung ergibt. Es wird angenommen, dass die Verwendung von Hybridkollektoren nicht zu

einer signifikanten Ertragssteigerung, im Vergleich zur getrennten Belegung, führt. Daher

werden diese Kollektoren im Rahmen dieser Studie nicht weiter betrachtet.

5.6.6 Dimensionierung der Komponenten und Optimierung

Die wesentlichen Komponenten einer Solarthermieanlage sind der Kollektor zur Gewin-

nung der thermischen Energie durch Sonneneinstrahlung und der thermische Speicher zur

Aufnahme des Angebotes und späteren bedarfsgerechten Abgabe. Die optimale Größe

und Beschaffenheit ist maßgeblich vom Verlauf und der Höhe des Energiebedarfs des be-

trachteten Versorgungsobjektes und dem Angebot abhängig. Kenngrößen zur Beurteilung

von solarthermischen Anlagen sind der Deckungsanteil sowie der Nutzungsgrad. Der so-

lare Deckungsanteil d ist ein Maß, welches den Anteil der solaren Wärmeenergie an dem

Gesamtwärmebedarf ausdrückt. Dieser ist definiert als das Verhältnis aus der genutzten

solaren Wärmemenge QSolar zu dem Gesamtenergiebedarf. Der Gesamtenergiebedarf setzt

sich aus der solaren Wärmemenge und der durch fossile Energieträger bereitgestellten

Wärmeenergie zusammen (siehe Gl. 30).

Gl. 30

115

Der Systemnutzungsgrad gibt Auskunft über die tatsächlich genutzte Wärmeenergie im

Verhältnis zur am Kollektor gewonnenen solaren Wärmeenergie. Ein niedriger Wert ist als

großer Anteil nicht genutzter solarer Energie zu verstehen.

Gl. 31

Der Nutzungsgrad bestimmt wesentlich die spezifischen solaren Wärmekosten. Mit Ver-

größerung der Anlagenkomponenten steigt der solare Deckungsanteil, der Nutzungsgrad

der Anlage geht jedoch zurück. Aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten sollte der Nut-

zungsgrad möglichst hoch sein.

In Hinblick auf CO2-Emissionsminderungen sollte der Deckungsgrad erhöht werden. Aber

aufgrund der Flächenkonkurrenz zwischen Photovoltaik und Solarthermie sollte ein flä-

chenbezogener Mindestertrag gewährleistet sein (siehe Abschnitt 5.6.1). Also sollte die

Dimensionierung der Komponenten einer Solaranlage sich entweder nach dem des ge-

ringsten solaren Wärmepreises oder der höchsten CO2-Reduktion richten. Ausschlagge-

bend ist daher in jedem Fall die Betrachtung des Wärmebedarfs und nicht der maximalen

Wärmeleistung. Für die Dimensionierung von solarthermischen Anlagen zur ausschließli-

chen Trinkwassererwärmung ist der Trinkwarmwasserbedarf maßgebend. Dabei werden in

der Regel einfache Kennwertverfahren eingesetzt. Die VDI 6002 bietet hierzu ein geeigne-

tes Berechnungsverfahren (43).

5.6.7 Komponentendimensionierung mittels Simulationsprogramm

Zur Dimensionierung der Komponenten und Ertragsberechnung von großen Solaranlagen

sind Simulationsprogramme einsetzbar. Mit einem Simulationsprogramm können das vom

Versorgungsobjekt abhängige Wärmebedarfsprofil sowie die vom Standort abhängigen

solaren Erträge berücksichtigt werden. Gerade bei unüblichen Nutzungsgegebenheiten

bzw. Bedarfsprofilen sollte eine Simulationsrechnung durchgeführt werden.

Im Rahmen dieser Arbeit wird das Simulationsprogramm T*Sol Expert 4.2 verwendet

(107). Dieses hat sich in der Praxis bewährt und wurde bereits in verschiedenen wissen-

schaftlichen Arbeiten genutzt (beispielsweise in (18 S. 271)).

5.6.8 Optimierung mittels Parametervariation

Unter Parametervariation wird ein Ansatz zur Optimierung verstanden, bei dem relevante

und beeinflussbare Parameter der Komponenten des Systems in einem sinnvollen Bereich

verändert werden. Nach jeder Veränderung wird eine Ertragsberechnung durchgeführt.

Nach einer gewissen Anzahl von Berechnungsgängen lässt sich der Einfluss des Parame-

ters auf das Gesamtsystem innerhalb der variierten Grenzen anhand der Ergebnisse be-

116

stimmen. Zur Einschätzung der Auswirkung der Parametervariation wird eine Zielgröße

betrachtet. Je nach Beschaffenheit des Optimierungsproblems ist es zweckmäßig, den

maximalen oder minimalen Wert einer Zielgröße zu bestimmen. Gesuchte Werte von Ziel-

größen können beispielsweise geringste Kosten, maximaler Wirkungsgrad, maximaler

Nutzungsgrad, minimaler Verlust, maximaler Gewinn usw. sein. Für eine solarthermische

Anlage kann das Ziel sein, die Anlagenparameter so zu bestimmen, dass minimale Wär-

megestehungskosten oder maximaler solarer Ertrag erzielt werden sollen.

Ein anschauliches Beispiel einer Parametervariation ist in der Abbildung 32 dargestellt.

Zur Untersuchung des Einflusses der Kollektorfläche einer Solaranlage auf das Gesamt-

system wird die Größe in zwanzig Schritten zwischen 1 m² und 8.000 m² variiert. Für je-

den Variationsschritt wird eine Simulation durchgeführt und jeweils das Simulationser-

gebnis in Form des Nutzungsgrades und des Deckungsanteils dargestellt.

Abbildung 32: Beispiel einer Parametervariation für eine solarthermische Anlage, variierter Parameter

ist die Kollektorfläche (Vakuumröhren-Kollektoren). Dargestellte Zielgrößen sind der Deckungsanteil

und der Nutzungsgrad der solarthermischen Wärme.

Für das in der Abbildung 32 gezeigte Beispiel liegt der höchste Nutzungsgrad im Bereich

zwischen 500 m² und 750 m² Kollektorfläche. Ab 3.000 m² kann der Deckungsanteil nicht

mehr signifikant erhöht werden.

5.6.9 Nutzungspotential Landschaftslehrpark

In die Berechnungen mit dem Simulationsprogramm werden das typische Energiebedarfs-

profil (vgl. Abschnitt 5.6.10) der Versorgungsobjekte sowie die am Standort gemessenen

0

10

20

30

40

50

60

70

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

[%]

Kollektorfläche [m²]

Nutzungsgrad [%]

Deckungsanteil [%]

117

Wetterdaten (stundengenaue Globalstrahlung, Außentemperatur) einbezogen. Damit ist

gewährleistet, dass der funktionale Zusammenhang zwischen Energiebedarf und Witte-

rung sowie die dazugehörigen solarthermischen Erträge hinreichend genau abgebildet

werden.

Für die im Rahmen dieser Studie durchgeführte Simulationsberechnung wird nicht zwi-

schen Wärmebedarf für Trinkwarmwasser und Heizungsunterstützung unterschieden, da

der Warmwasserbedarf nicht bekannt ist. Es wird definiert, dass die Mindestsystemtempe-

ratur 60 °C beträgt. Dies ist eine Abweichung von den realen Gegebenheiten im Versor-

gungssystem, da die Vorlauftemperatur in Abhängigkeit von der Außentemperatur betrie-

ben wird. Diese Abweichung vom realen Betrieb führt tendenziell zu einer Unterschätzung

des solaren Ertragspotentials, da im realen Teillastfall auch Niedertemperaturwärme aus

der Solaranlage genutzt werden kann und so den solaren Deckungsanteil erhöht.

Aus den verschiedenen Anlagenkomponenten der Programmbibliothek des Simulations-

programmes wird eine Solaranlage konzipiert und mittels Parametervariation optimiert.

Eine Übersicht gibt die Abbildung 33.

Abbildung 33: Schematische Darstellung der hydraulischen Schaltung der solarthermischen Anlage

(Abbildung aus (107)). Der Berechnung liegen Standard-Vakuumröhren-Kollektoren, ein Pufferspeicher

sowie ein Brennwertkessel zur ergänzenden Energieversorgung zugrunde.

5.6.10 Wärmebedarfsprofil

Das Profil des Wärmebedarfs hat wesentlichen Einfluss auf die Dimensionierung der Kom-

ponenten, das Betriebsverhalten sowie den Ertrag der Anlage. Bei bestehenden Gebäuden

sollte versucht werden, durch die Nutzung gemessener Verbrauchsdaten das Bedarfsprofil

118

zu bestimmen. In größeren Anlagen stehen solche Messdaten aus der Betriebsüberwa-

chung oder der Verbrauchsabrechnung oft zur Verfügung. Stehen historische Ver-

brauchswerte nicht zur Verfügung, müssen geeignete Energiebedarfsberechnungen

durchgeführt werden.

Den höchsten Anteil am Wärmebedarf und an den CO2-Emissionen des Landschaftslehr-

parks hat das Forschungsgewächshaus. Dessen Verbrauchsprofil liegt in stundenweiser

Auflösung vor und bietet eine geeignete Grundlage für die Dimensionierung und Simula-

tion der solarthermischen Anlage. Der Energieverbrauch des Gewächshauses ist durch den

Heizbetrieb dominiert. Die Auswertung des Profils zeigt einen hohen Energiebedarf in den

Nächsten der Übergangszeit.

Der Jahresenergiebedarf der anderen Verbraucher (Studentenwohnheim und Lehr- und

Verwaltungsgebäude) liegen nicht in Stundenwerten vor, kann jedoch folgendermaßen

charakterisiert werden. Der Wärmebedarf des Lehr- und Verwaltungsgebäudes ist auf-

grund fehlender Warmwasserabnehmer nur durch den Heizenergiebedarf bestimmt. Der

Wärmebedarf des Studentenwohnheims ist durch den Heizwärme- und den Trinkwarm-

wasserbedarf gekennzeichnet.

Im Rahmen einer unveröffentlichten Diplomarbeit wurde 2003 eine von der Außentempe-

ratur abhängige Funktion des Heizenergiebedarfs für das Lehr- und Verwaltungsgebäude

und das Studentenwohnheim mit exemplarischen Messungen entwickelt (55). Mit Hilfe

dieser Funktion kann der durchschnittliche Jahresheizenergiebedarf von 540 MWh beider

Objekte über das Bezugsjahr in Stundenschritten verteilt und auf den Energieverbrauch

des Gewächshauses addiert werden. Das resultierende Jahresprofil gibt die zeitliche Ver-

teilung des Heizenergiebedarfs in guter Näherung wieder. Unter Zuhilfenahme der Daten-

importfunktion des Simulationsprogramms kann das Bedarfsprofil, die gemessene Glo-

balstrahlung sowie die Außentemperatur in das Simulationsprogramm übernommen wer-

den und findet so Eingang in die Anlagenkonzeption der solarthermischen Anlage.

5.6.11 Wirtschaftlichkeit

5.6.12 Investitionskosten Solarthermie

Die Investitionskosten für die solarthermischen Anlagen sind nachfolgend in Tabellenform

dargestellt. Diese sind als Kostenschätzung aus dem Jahr 2009 zu verstehen. Die tatsäch-

lichen Kosten sind vom konkreten Objekt und vom Marktumfeld abhängig.

Es kann davon ausgegangen werden, dass die leistungs- bzw. flächenspezifischen Inves-

titionskosten in Euro pro Quadratmeter mit Zunahme der Anlagengröße fallen (108). Dies

ist vor allem durch Mengenrabatte beim Einkauf begründet. Es werden die spezifischen

Investitionskosten in Euro pro Quadratmeter einer solarthermischen Anlage mit 100 m²

119

höher sein als die für eine Anlage mit 1.000 m². Weiterhin unterscheiden sich die Kosten

signifikant zwischen Flachkollektoren und Vakuumröhren-Kollektoren.

Die jährlichen Betriebskosten einer solarthermischen Anlage betragen nach (43 S. 65)

1 bis 2 % der Investitionskosten. Die jährlichen verbrauchsgebundenen Kosten für die

Hilfsenergie werden nach (43 S. 65) mit einer Jahresarbeitszahl von 30 und den aktuellen

Betriebskosten für elektrische Energie 0,20 €/kWh bestimmt. Die mittlere Nutzungszeit

wird mit 20 Jahren (43 S. 66) gewählt. Der Kapitalzins und die allgemeine Preissteigerung

werden mit 2 % und die Preissteigerung für fossile Energie mit 4 % angesetzt (vgl. Ab-

schnitt 3). Die solaren Wärmegestehungskosten ergeben sich nach (43 S. 66).

Gleichung 1

Die Investitionskosten der Solaranlage setzen sich im Wesentlichen aus den Kosten für

Kollektoren 36 %, Pufferspeicher 26 %, Montage 21 %, Anlagenperipherie und Reglungs-

technik 17 % zusammen (109 S. 718). Es ist üblich, die Gesamtinvestitionskosten auf die

installierte Kollektorfläche zu beziehen. Mit diesen Kennwerten ist es möglich, die Investi-

tionskosten für eine solarthermische Anlage zu bestimmen (mit Unsicherheiten). In ver-

schiedenen Quellen werden unterschiedliche spezifische Investitionskosten für Solarsys-

teme genannt. Eine umfangreiche Untersuchung hierzu wurde im Rahmen des For-

schungsvorhabens „Solarthermie 2000― angestellt (110). Die Anlagenkosten für dachin-

stallierte Flachkollektoren betrugen zwischen 400 €/m und 900 €/m und im Mittel

673 €/m² (110). Stark vereinfacht kann von Kosten für Flachkollektoren von 1.000 €/m²

und für Vakuumröhren-Kollektoren zwischen 1.300 €/m² und 2.000 €/m² (Auskunft

Netzwerkpartner TGA für KG 421 und 422) ausgegangen werden. Die Recherche zu spe-

zifischen Kosten von Vakuumröhren-Kollektoren ergab nur geringe Praxisbeispiele. Im

Rahmen dieser Studie wird von Installationskosten von 1.300 €/m² ausgegangen (vgl.

Tabelle 38).

120

Tabelle 38: Investitionskosten für solarthermische Anlagen, inklusive Mehrwertsteuer, bezogen auf die

Kollektorfläche.

Beschreibung

Größe

spezifi-

sche Kos-

ten

Quelle

[m²] [€/m²]

Kostenschätzung für freistehende solarthermische Anlage mit Vaku-

umröhren-Kollektoren mit Speicher und Peripherie aus 2009 370 1.300 (111)

Kostenschätzung für dachintegrierte solarthermische Anlage - Flach-

kollektoren mit Speicher und Peripherie aus 2009 110 1.400 (111)

Flachkollektoren auf Flachdach, inklusive Planung, Errichtung 1997 130 820 (112)

Flachkollektoren dachintegriert, inklusive Planung, aus 2003 380 630 (113)

allgemeiner Anhaltswert für solarthermische Anlagen zur

Heizungsunterstützung 1.000 (109)

Mittelwert Programm „Solarthermie 2000―

673 (110)

Flachkollektor-Praxisbericht - Anlage in Gera 100 1.000 (110)

Flachkollektor-Praxisbericht - Anlage in Bad Frankenhausen 664 717 (110)

Solaranlagen können im Sommer bis zu 100 % des Trinkwarmwassers und im Winter einen

signifikanten Anteil des Heizenergiebedarfs zur Verfügung stellen. Jedoch müssen solar-

thermische Anlagen immer in Kombination mit einem anderen primären Wärmeerzeuger

konzipiert werden. Die Leistungsdimensionierung des Wärmeerzeugers erfolgt im Regel-

fall zur Sicherstellung der Wärmeversorgung auf extreme Witterungsbedingungen, ohne

Berücksichtigung eines etwaigen Ertrages der solarthermischen Anlage, da dieser Ertrag

unter extremen Bedingungen nicht gewährleistet werden kann. Daraus wird geschlussfol-

gert, dass die Investitionskosten des primären Heizungssystems durch die Ergänzung

einer solarthermischen Anlage nicht gesenkt werden. Für die Betrachtung der Wirtschaft-

lichkeit werden nur die verbrauchsgebundenen Kosten des primären Wärmeerzeugers den

Gesamtkosten der solarthermischen Anlage gegenübergestellt.

Aufgrund der Zielstellung eine möglichst CO2-neutrale Energieversorgung bereitzustellen,

ist der solare Deckungsgrad die Zielgröße für die Dimensionierung der solarthermischen

Anlage im Szenario Solarthermie I. Im Szenario Solarthermie II wird die Flächenkonkurrenz

zur Photovoltaik berücksichtigt und ein Mindestertrag für die genutzte Fläche als Neben-

bedingung vorgegeben. Nutzungsgrad und Deckungsanteil sind in hohem Maße von der

Kollektorfläche abhängig.

121

Die Tabelle 39 fasst die wesentlichen Eckdaten und Ergebnisse der Simulationsberech-

nungen für die drei Szenarien der Nutzung einer Solarthermieanlage im Landschaftslehr-

park zusammen. Hinsichtlich der CO2-Einsparung wird einmal von einer Substitution von

Erdgas und einmal von einer Substitution von Wärmeenergie aus HHS ausgegangen. Da-

neben ist die Primärenergieeinsparung ebenfalls im Vergleich zu Erdgas und HHS darge-

stellt.

5.6.13 Szenario Solarthermie I

Mit der Maximierung des solaren Deckungsanteils sinkt der Anteil der fossilen Energieträ-

ger an der Gesamtwärmeversorgung. In der Abbildung 32 ist erkennbar, dass sich der

Deckungsgrad einer solarthermischen Anlage nicht beliebig durch die Vergrößerung der

Kollektorfläche erhöhen lässt. Auch durch die Erhöhung der zweiten wesentlichen Anla-

gengröße, der Wärmespeicherkapazität, ist dies nicht möglich. Die Berechnungsergebnis-

se zeigen, dass ab einer Kollektorfläche von 2.500 m² auch mit einem sehr großen ther-

mischen Speicher keine signifikante Erhöhung des solaren Deckungsanteils erreicht wer-

den kann. Daraus lässt sich folgern, dass eine Erhöhung der Kollektorfläche ab 2.500 m²

nicht sinnvoll ist.

Der maximale Deckungsanteil bzw. Deckungsgrad wird mit einer Speichergröße von

100 m³ und 7.000 m² Kollektorfläche erreicht. Der Deckungsanteil kann so auf bis zu

40 % erhöht werden. Ebenso kann abgeleitet werden, dass eine Erhöhung der Kollektor-

fläche ab 4.700 m² keinen zusätzlichen Energieertrag bringt.

122

Abbildung 34: Variation der Kollektorfläche von 1.000 bis 10.000 m² für Speicher mit 50 m³ und mit

100 m³.

5.6.14 Szenario Solarthermie II

Im Szenario Solarthermie II soll ebenfalls der maximale Deckungsanteil bestimmt werden.

Als Nebenbedingung wird definiert, dass der genutzte Energieertrag pro zusätzlich ge-

nutzte Dachfläche nicht unter 180 kWh/(m²a) fällt (vgl. Abschnitt 5.6.4 Seite 110). Dafür

wird die Kollektorfläche, bei hinreichend großem Speicher, in den Grenzen von 100 m³ bis

3.000 m² variiert. Die Schrittweite der Variation beträgt 150 m². In der Abbildung 35 ist

für jeden Berechnungsschritt der spezifische Mehrertrag pro zusätzlichen Quadratmeter

gezeigt (schwarze Vierecke). Außerdem ist der solare Ertrag, bezogen auf die Gesamtkol-

lektorfläche, dargestellt (grüne Dreiecke). Aus dieser Darstellung kann ebenfalls entnom-

men werden, dass ab einer Gesamtkollektorfläche von 1.000 m² durch eine Erweiterung

der Kollektorfläche darüber hinaus der solare Ertrag, bezogen auf die erweiterte Fläche,

im Berechnungsschritt weniger als 180 kWh/(m²a) beträgt.

Damit kann bezüglich der CO2-Reduktion geschlussfolgert werden, dass hinsichtlich der

Flächenkonkurrenz zwischen Photovoltaik und Solarthermie, ausgehend von der Substitu-

tion von Erdgas H bzw. elektrischer Energie aus dem deutschen Kraftwerksmix, ab einer

solarthermischen Kollektorfläche von 1.000 m² die Dachfläche für Photovoltaik genutzt

werden sollte, da die flächenbezogene CO2-Minderung durch Photovoltaik-Anlagen höher

liegt.

0

10

20

30

40

50

60

70

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

[%]

Kollektorfläche [m²]

Deckungsanteil Speicher 50m³

Deckungsanteil Speicher 100m³

Nutzungsgrad Speicher 50m³

Nutzungsgrad Speicher 100m³

123

Abbildung 35: Solarer Ertrag in Abhängigkeit von der Kollektorfläche, bezogen auf die Gesamtkol-

lektorfläche. Spezifischer Ertrag bezogen auf die zusätzliche Kollektorfläche.

Damit ist die höchste CO2-Reduktion (bezogen auf Substitution Erdgas H) durch die Ver-

wendung einer solarthermischen Anlage unter Berücksichtigung der Flächenkonkurrenz

zur Photovoltaik gegeben.

5.6.15 Szenario Solarthermie III

Im Szenario Solarthermie III wird eine Optimierung des solaren Wärmepreises angestrebt.

Unabhängig davon entspricht die angestrebte Kollektorfläche in etwa der realisierbaren

Kollektorfläche auf dem Wirtschaftsgebäude des Forschungsgewächshauses. Mit der an-

genommenen Kollektorfläche von 500 m² wird ein hoher Nutzungsgrad erreicht. Trotz-

dem liegen die Wärmegestehungskosten mit 0,27 €/kWh deutlich über denen der beste-

henden Wärmeversorgungsanlage (Vergleich Abschnitt 5.2.11.2).

00

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

verb

leib

en

de

r En

erg

ieb

ed

arf

[MW

h/a

]

sola

rer

Ertr

ag [

kWh

/m²a

]

Kollektorfläche [m²]

zusätzlicher solarer Ertrag pro zusätzliche Kollektorfläche

solarer Ertrag bezogen auf Gesamtkollektorfläche

verbleibender nicht solarer Energiebedarf

124

Tabelle 39: Übersicht der Szenarien Solarthermie I bis III mit wesentlichen Eckdaten und Ergebnissen

der Wirtschaftlichkeitsberechnung.

Szenario I Szenario II Szenario III

Kollektorfläche [m²] 5.000 1.000 500

Volumen Pufferspeicher [m3] 100 70 50

solare Jahresnutzwärme [kWh/a] 675.000 375.760 235.580

Nutzungsgrad [%] 11,39 31,13 38,9

Investitionskosten in Anlage

mit Vakuumröhren-Kollektor [€] 6.600.000 1.300.000 700.000

Verbrauchskosten

Hilfsenergie [kWhel/a] 13.500 7.515 4712

Hilfsenergie Kosten [€/a] 2.025 1.127,28 706,74

Betriebskosten pauschal [€/a] 66.000 13.000 7.000

Wärmegestehungskosten [€/kWh] 0,89 0,32 0,27

CO2-Reduktion

(Bezug Erdgas) [kg/a] 202.567 112.766 70.698

CO2-Reduktionskosten (Be-

zug Erdgas) [€/kg] 2,950 1,050 0,904

CO2-Reduktion

(Bezug HHS-Kessel) [kg/a] 3.081 1.715 1.075

CO2-Reduktionskosten (Be-

zug HHS-Kessel) [€/kg] 193,972 69,057 59,404

5.7 Potential Windenergie

5.7.1 Grundlagen und Windsituation

Windenergieanlagen sind vor allem als großtechnische Lösungen bekannt. Moderne Anla-

gen im Megawattbereich sind in der Regel über hundert Meter hoch. Im innerstädtischen

Raum ist die Aufstellung nach deutschem Recht nicht genehmigungsfähig. Diese Anlagen

erscheinen daher für den Landschaftslehrpark als ungeeignet und wurden nicht weiter

untersucht. Mit dem Windaufkommen im Stadtgebiet von Erfurt könnte mit einer 135 m

hohen Windenergieanlage 7.700 MWhel/a (1.750 % des Elektroenergiebedarfs des Land-

schaftslehrparks) erzeugt werden.

Neben den großtechnischen Lösungen kommen die in Deutschland noch wenig verbreite-

ten Klein-Windenergieanlagen für den Energiegarten® der FH Erfurt in Betracht. Die Na-

125

benhöhe dieser Anlagen liegt in der Regel unter 20 m und damit innerhalb des Höhenbe-

reichs der üblichen Stadtbebauung. Die maximale Leistung dieser Anlagen reicht von we-

nigen 100 Watt bis zu 50 kW (114).

Der Energieertrag einer Windenergieanlage ist von den Anlagenkenndaten (Fläche des

Rotors, nutzbare Windgeschwindigkeiten) sowie dem Windaufkommen am Aufstellort ab-

hängig. Ebenso wie Photovoltaik-Anlagen ist der Energieertrag unabhängig vom eigentli-

chen Bedarf, da Überschüsse aus der Differenz von Ertrag und Bedarf in das elektrische

Netz eingespeist werden. Im Landschaftslehrpark wird eine Wetterstation mit Windmes-

sung betrieben. Für den Standort des Landschaftslehrparks stehen diese Wetteraufzeich-

nungen seit dem Jahr 1996 zur Verfügung. Daher können gemessene Windgeschwindig-

keiten und Windrichtungen für eine erste Potentialbetrachtung herangezogen werden. Der

Standort der Messstation ist in der Abbildung 38 dargestellt. Die Messung der Windge-

schwindigkeit erfolgt in vier Metern Höhe. Die Ertragsprognose auf Basis der gemessenen

Windgeschwindigkeit unterschätzt tendenziell den möglichen Energieertrag, da sich die

Messstelle in einer 1 m tiefen Senke befindet und außerdem vom 50 m entfernten Stu-

dentenwohnheim aus Hauptwindrichtung verschattet wird. Die Verteilung der Windrich-

tung der letzten Jahre kann der Abbildung 36 entnommen werden.

Abbildung 36: Verteilung der Windrichtung in Erfurt-Bindersleben (links) und in der Leipziger Straße

77.

Zur Potentialabschätzung wird die Geschwindigkeit mit dem Ansatz nach Prandtl auf die

relevante Nabenhöhe von 20 Metern hochgerechnet.

Gl. 32

Die Windgeschwindigkeit v2 ist dabei im hohen Maß von der Rauhigkeitslänge z0, einer

Kenngröße des Geländes, abhängig. In einer ersten Annahme wurde die Rauhigkeitsklasse

0 %

1 %

2 %

3 %

4 %

5 %

6 %

7 %

8 %

9 %

10 %

10 40 70 100 130 160 190 220 250 280 310 340

0 %

1 %

2 %

3 %

4 %

5 %

6 %

7 %

8 %

9 %

10 %

10 40 60 90 130 170 200 240 260 290 320 350

126

1 mit 0,5 m gewählt, da die textliche Beschreibung dieser Rauhigkeitsklasse („Landwirt-

schaftliches Gelände mit einigen Häusern und 8 Meter hohen Hecken im Abstand von ca.

500 m―) aus (115) den Bedingungen in der Leipziger Straße 77 am ehesten entspricht.

Nach der Umrechnung der Messdaten von 1996 bis 2008 lassen sich folgende Kennwerte

bilden.

Tabelle 40: Kennwerte des Windaufkommens, gemessen in der Leipziger Straße 77. Datenbasis ist der

Zeitraum von 2003 bis 2008.

Durchschnittliche Windge-

schwindigkeit

Maximaler Stundendurchschnitt

[m/s] [m/s]

in 4 m (gemessen) 1,8 10,8

auf 20 m (berechnet) 2,6 15,5

Für die Ertragsprognose ist die Verteilung der Windgeschwindigkeit von hoher Bedeutung.

Aufgrund der Datenbeschaffenheit vor 2003 werden hierfür nur die Windgeschwindigkei-

ten von 2003 bis 2008 ausgewertet. Das jährliche Windaufkommen lässt sich mit der Ver-

teilung der Windgeschwindigkeit bestimmen. Die Verteilungsfunktion der Windgeschwin-

digkeit entspricht der Weibullverteilung. Zur Bestimmung der Verteilungsfunktion wird die

gemessene Windgeschwindigkeit über den Zeitraum 2003 bis 2008 auf 0,1 m/s Schritte

verteilt. Auf dieser Basis werden die Formfaktoren für die Weibullverteilung bestimmt.

(Liegen für einen Geschwindigkeitswert in diesem Raster keine Werte vor, so werden diese

über Interpolation erfasst.) Die mit diesen Daten erzeugte approximierte Verteilungsfunk-

tion weist ein Bestimmtheitsmaß von R² = 0,92 auf und wird für die weitere Betrachtung

verwendet. Der Meridian der Verteilung liegt bei 2,5 m/s (50 %). Dies bedeutet, dass 50 %

der gemessenen, damit auch zu erwartenden Windgeschwindigkeiten unter bzw. über

2,5 m/s im Stundenmittel liegen. Die Geschwindigkeit mit dem höchsten Anteil liegt bei

1,3 m/s.

127

Abbildung 37: Verteilung der mit Gl. 32 ausgemessenen Windgeschwindigkeiten, ermittelte Windge-

schwindigkeiten in 20 m Höhe und der approximierten Windgeschwindigkeit.

Mit den gemessenen Leistungskennlinien der Hersteller von Windenergieanlagen kann

hierdurch der zu erwartende Energieertrag bestimmt werden. Die Hersteller veröffentli-

chen hierzu im Regelfall Diagramme mit der elektrischen Leistung als Funktion der Wind-

geschwindigkeit. Im Rahmen dieser Arbeit werden für die Prognose die graphischen In-

formationen der Leistungskennlinie mittels üblicher Tabellenkalkulationssoftware (Excel)

in eine analytische Form gebracht. Mit der so gefundenen Beschreibung des Windauf-

kommens und der Leistungskennlinien lässt sich der Energieertrag prognostizieren. Aus-

sagen zur Höhe des Fehlers bzw. der Unsicherheit sind nur schwer zu machen.

Wie bereits dargestellt, muss davon ausgegangen werden, dass die Messdaten aufgrund

der Höhe der Messung und der Verschattung durch Vegetation nur unzureichend für eine

genaue Prognose geeignet sind. Für eine belastbare Ertragsprognose sollte daher ange-

strebt werden, eine Kurzzeitmessung in Nabenhöhe am Aufstellort durchzuführen. Die

Kosten für eine solche Messung können mit 1.000 € veranschlagt werden. Ein möglicher

Standort für die Errichtung von Klein-Windenergieanlagen liegt im nordöstlichen Teil der

Liegenschaft (siehe Abbildung 38). Dieser Standort bietet sich aufgrund der Entfernung

zum Wohnheim und der unverschatteten Lage sowie des in Windrichtung abschüssigen

Geländeprofils an. Der rotmarkierte Bereich umfasst eine Fläche von ungefähr 2.200 m².

Die vorgesehene Nabenhöhe soll 20 m nicht überschreiten.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

0 2 4 6 8 10

Hä

ufi

gkei

t h (v

) in

[%]

Windgeschwindigkeit v in [m/s]

Weibullverteilung

aus Messwerten berechnet in 20 m Höhe

128

Der Abstand der WEA untereinander sollte zwischen 8- bis 10-mal in Hauptwindrichtung

und 3- bis 5-mal des Rotordurchmessers quer zur Hauptwindrichtung betragen, um Er-

tragseinbußen durch gegenseitige Verschattung zu vermeiden. Unter Einhaltung dieser

Abstände werden aerodynamische Feldwirkungsgrade von 80 % bis 90 % erreicht. Der

Feldwirkungsgrad beschreibt das Verhältnis des Energieertrages des gesamten Windparks

zur Summe der Erträge ungestörter Anlagen derselben Anzahl (116 S. 579).

Abbildung 38: Möglicher Standort mehrerer Klein-Windenergieanlagen im Landschaftslehrpark (rotes

Rechteck) und Standort der Wetterstation mit Windgeschwindigkeitsmessung in vier Metern Höhe (roter

Kreis). Bearbeitet Schrägluftbild aus www.bing.com Dezember 2009.

Aufgrund der beschriebenen Unsicherheiten werden, neben den Winddaten aus der Mess-

station im Landschaftslehrpark, Winddaten aus Erfurt-Bindersleben herangezogen. Wegen

der windexponierten Lage dieser Messstation ist dort von einem höheren Windaufkom-

men als im Stadtgebiet auszugehen. Im möglichen Bereich des Windaufkommens reprä-

sentiert das Aufkommen in Erfurt-Bindersleben daher das Maximum des möglichen Wind-

aufkommens in Erfurt. Das tatsächlich für eine Windenergieanlage nutzbare Windenergie-

potential wird also zwischen dem aus den Winddaten Leipziger Straße 77 und aus

Bindersleben berechneten Potential liegen.

5.7.2 Ertragsprognose Klein-Windenergieanlagen

Für die Aufstellung einer Windenergieanlage, kommen Klein-Windkraftanlagen mit einer

Nabenhöhe von bis zu 20 m in Frage. Klein-Windenergieanlagen unterscheiden sich im

129

Funktionsprinzip und optischen Erscheinungsbild. Hinsichtlich der Funktionsweise kann

unterschieden werden in Windenergieanlagen mit horizontaler Drehachse und vertikaler

Drehachse.

Abbildung 39: Klein-Windenergieanlage mit bis zu 10 kW auf dem Campus der FH Nordhausen vom

Typ AIRCON 10 (Foto: Weber 2009).

Die Ergebnisse einer Recherche zu Klein-Windenergieanlagen zeigen ein differenziertes

Bild hinsichtlich der Anlagentechnik sowie dem Ertragspotential. Einen umfassenden

Überblick zu verfügbaren Anlagen bieten verschiedene Quellen im Internet (117) (118).

Nachfolgend werden zur Bestimmung des Ertragspotentials drei verschiedene Klein-

Windenergieanlagen zugrunde gelegt, um anhand dieser Anlagen exemplarische Ein-

schätzungen zum Ertragspotential zu geben. Bei der Auswahl der Anlagen wurden unter-

schiedliche Wirkprinzipien und Anlagengrößen berücksichtigt.

AIRCON 10

Die Aircon 10 (siehe Abbildung 39) wird inklusive Gittermast in drei Höhen (18 m, 24 m

und 30 m) angeboten. Der dreiflüglige Rotor aus glasfaserverstärktem Kunststoff mit ei-

nem Durchmesser von 6 m erzeugt ab 3,5 m/s elektrische Energie, bei einer Windge-

schwindigkeit von 13 m/s beträgt die elektrische Leistung 12 kW. Die Investitionskosten

für die Erstellung einer Anlage sind mit 60.000 € anzunehmen. Betriebserfahrungen mit

einer entsprechenden Anlage in Nordhausen lassen keine störenden Schallimmissionen

130

erwarten. Mit dem Ansatz nach (116 S. 579) erscheint es denkbar, 10 Anlagen auf der in

Abbildung 39 markierten Fläche zu errichten.

Quitrevultion

Als Vertreter einer Windenergieanlage mit vertikaler Drehachse wird ein Fabrikat der eng-

lischen Firma quietrevolution angenommen. Die maximale Leistung des Darrieus-Rotors

beträgt bei einer Windgeschwindigkeit von 14 m/s ca. 6 kW. Die nötige Windgeschwindig-

keit zur Erzeugung elektrischer Energie ist im Vergleich zur Aircon 10 mit 4,5 m/s relativ

hoch. Durch Abtragen dieser Geschwindigkeit in der Abbildung 37 lässt sich erkennen,

dass mit den am Standort vorherrschenden Windverhältnissen die Anlage nur selten an-

laufen wird (die Fläche unter der Kurve rechts von 4,5 m/s Abbildung 37 ist deutlich klei-

ner als links von 4,5 m/s). Der Kaufpreis ohne Installation und Mehrwertsteuer betrug im

Jahr 2009 38.000 £, laut Herstellerangaben im Jahr 2010 nur noch 20.000 £. Damit sind

Investitionskosten pro Anlage von unter 40.000 € zu erwarten (119). Verschiedene Pro-

jektbeispiele auf der Homepage des Herstellers zeigen, dass auch eine Installation auf

Gebäudedächern möglich ist (120).

Airdolphin Mark-Zero

Die Windenergieanlage Airdolphin ist ebenso wie die Aircon 10 eine Windenergieanlage

mit axialer Drehachse, jedoch mit geringerer Baugröße, Gewicht und Leistung. Aufgrund

des geringen Gewichtes von 17,5 kg eignet sich dieser Anlagentyp ebenso wie die

Quitrevolution zur Dachinstallation. Die niedrige „Cut-In―-Geschwindigkeit führt zu höhe-

ren Betriebsauslastungen der Anlage. Aufgrund der geringen Leistung von maximal einem

Kilowatt liegen auch die Erträge um den Faktor 10 unter der Anlage vom Typ Aircon 10

(121).

131

Tabelle 41: Zusammenstellung der Ergebnisse einer Ertragsprognose für verschiedene Klein-

Windenergieanlagen mit unterschiedlichen Windprognosen. Anlagentypen: I AIRCON 10, II

Quitrevolution; III Airdolphin Mark-Zero. Winddaten: I Wetterstation Leipziger Straße 77, II Wetterstati-

on Erfurt-Bindersleben .

Anlagentyp

I II III

„Cut-In―-

Geschwindigkeit [m/s]

3,5 3,5 4,5 4,5 2,5 2,5

Winddaten aus

I II I II I II

Ertrag [kWh/a] 4.760 12.000 434 3.150 489 1.227

CO2-Reduktion [t/a] 3,6 t 9,1 t 0,3 t 2,4 t 0,4 t 0,9 t

CO2-Reduktion um [%] 0,56 % 1,41 % 0,05 % 0,37 % 0,06 % 0,14 %

Anteil Stromversorgung [%] 1,08 % 2,73 % 0,10 % 0,72 % 0,11 % 0,28 %

Investitionskosten [€] 65 T€ 65 T€ 40 T€ 40 T€

Für die Potentialstudie wurden verschiedene Anlagentypen mit horizontaler und vertikaler

Rotationsachse sowie Leistungsgrößen von wenigen 100 Watt bis zu 10.000 Watt Spitzen-

leistung untersucht. Als Ergebnis kann festgehalten werden, dass der prognostizierte

Energieertrag im hohen Maße vom angenommenen Windaufkommen abhängt. Werden die

Messdaten der Windgeschwindigkeit der Wetterstation Bindersleben unterstellt, liegen die

prognostizierten Energieerträge um den Faktor 2 über den Prognosen mit den Daten aus

der Wetterstation in der Leipziger Straße 77. Mit einer 20 Meter hohen Windenergieanlage

(siehe Abbildung 39) kann ein Ertrag von 4760 kWhel bis 12.000 kWhel erzielt werden. Die

Anlagen mit niedrigerer Leistung oder hohen Einschaltgeschwindigkeiten erscheinen da-

gegen aus Sicht des Energieertrags wenig geeignet.

Wie die Tabelle 41 zeigt, ist es möglich, mittels mehreren Klein-Windenergieanlagen ei-

nen signifikanten Beitrag zur Energieversorgung des Landschaftslehrparks zu leisten. Mit

10 Anlagen vom Typ Aircon 10 erscheint es möglich, rund 10 bis 27 % des Elektroener-

giebedarfs decken zu können.

Derzeit werden Klein-Windenergieanlagen nicht in besonderer Form durch das EEG geför-

dert und elektrische Energie aus Klein-Windenergieanlagen entsprechend großtechnischer

Lösungen in den ersten 5 Jahren mit 0,0892 €/kWh, nach fünf Jahren mit 0,0496 €/kWh

vergütet. Da die Vergütungssätze nach EEG deutlich unter dem Strombezugspreis liegen,

sollte die elektrische Energie möglichst selbst verbraucht werden. Die Gestehungskosten

für elektrische Energie aus den betrachteten Klein-Windenergieanlagen betragen im bes-

ten Fall 0,24 €/kWh und liegen damit 0,10 €/kWh über dem ezugspreis. Es wird damit

festgestellt, dass die Errichtung einer Klein-Windenergieanlage für den Landschaftslehr-

park aus wirtschaftlicher Sicht nicht vorteilhaft erscheint. In Regionen mit höherem Wind-

132

energiepotential bzw. bei stark steigenden Strombezugspreisen kann eine Errichtung be-

triebswirtschaftlich sinnhaft sein.

5.8 Kraft-Wärme-Kopplung Biogas

5.8.1 Aufkommen Biomasse Leipziger Straße 77

Die Nutzung von Biomasse zur Strom- und Wärmeproduktion nimmt, gemessen am Pri-

märenergieanteil sowie für die Bereitstellung elektrischer Energie, eine wichtige Rolle in

der Energiebereitstellung in Deutschland ein. Fragestellung dieser Untersuchung ist es,

festzustellen, ob die im Landschaftslehrpark anfallende Biomasse einen signifikanten Bei-

trag zur Energieversorgung leisten kann. Hierfür wurde das Biomasseaufkommen mit den

ermittelten „grünen― Flächen und flächenspezifischen Ertragskennwerten abgeschätzt. Die

relevanten Rasen- und Wiesenflächen umfassen ca. 7,8 Hektar (vgl. Tabelle 43).

Tabelle 42: Zusammenstellung der nutzbaren Flächen und der theore-

tisch erzielbare Biogasertrag.

Bezeichnung Flächen Gasertrag

[ha] [MWh/a]

Arboretum 1,1 17,92

Zisterne 0,3 4,49

Rasendemonstrationsflächen 0,4 5,77

Wohnheim 0,2 1,47

Lehr- und Forschungsgewächshaus (Nord) 0,0 0,21

Wiese am Kompost (eh. Sportplatz) 0,5 5,21

Landschaftsbalkon 1,0 11,75

Terrassengärten 0,6 6,75

Parlament der Bäume 0,3 1,61

Wiese westl. Lehr- und Verwaltungsgebäude 0,2 1,32

Wiese am Kompost (eh. Sportplatz) 0,5 3,22

Kirsch- und Birnbaumplantage 0,9 5,53

Apfelplantage 0,8 4,87

ohne Baumreihen 0,6 7,58

Quitten- und Pflaumenplantage 0,5 2,73

Das theoretisch nutzbare Biomasseaufkommen in Form von Biogas beträgt ca. 80 MWh/a.

Zum Vergleich: Der Jahresverbrauch an Erdgas des Forschungsgewächshauses beträgt

133

1.215 MWh/a. Mit dem theoretischen möglichen Aufkommen können 6,5 % des jährlichen

Erdgasverbrauches gedeckt werden.

Für die Erzeugung von Biogas aus Feststoffen bzw. nachwachsenden Rohstoffen findet

das Verfahren der Trockenfermentation Anwendung. Der Begriff Trockenfermentation

kann missverständlich aufgefasst werden, da das Substrat mit Perkolat besprüht wird und

die Gaserzeugung in einem feuchten Milieu abläuft. Das Verfahren unterscheidet sich vor

allem in der Prozessführung sowie durch den Einsatz fester Substrate (Mais-, Grassilage,

Festmist, Bioabfall) von den bekannteren Nassfermentationsanlagen, die als Substrat

hauptsächlich Exkremente aus Tiermastbetrieben nutzen (Mist, Rinder- und Schweinegül-

le).

Der übliche Nutzungspfad von Biogas ist nicht die einfache ungekoppelte Verbrennung,

sondern die gekoppelte Bereitstellung von thermischer und elektrischer Energie. Dazu

wird das Biogas in einem Fermenter erzeugt und in der Regel in einem Otto-Motor zu

elektrischer Energie und Wärme gewandelt.

Das gewonnene Biogas wird in der Regel in einem ottomotorischen BHKW verwertet. Diese

weisen einen elektrischen Wirkungsgrad von 28 % bis 43 % auf. Mit dem gegebenen Ener-

gieertrag im Biogas wäre es theoretisch möglich, 24 MWhel bis 36 MWhel zu erzeugen. Mit

typischen thermischen Wirkungsgraden von 41 % bis 71 % könnten theoretisch gleichzei-

tig 35 MWhth bis 58 MWh thermische Energie bereitgestellt werden.

Die Recherchen zu marktverfügbaren Technologien zeigen, dass die kleinsten bisher er-

richteten Biogasanlagen, gemessen an der elektrischen Leistung, eine Anlagengröße von

mindestens 37 kWel (vgl. (122)) aufweisen. Ein BHKW dieser Dimension könnte mit dem

Energieertrag aus dem Landschaftslehrpark ca. 800 h pro Jahr betrieben werden. Zum

Vergleich: Die üblicherweise angestrebten Nutzungszeiten betragen 5.000 h bis 8.000 h

pro Jahr.

Die Ergebnisse der Untersuchungen zeigen, dass eine Energieversorgung alleine aus dem

Biomasseaufkommen im Landschaftslehrpark nicht möglich ist. Für eine sinnhafte Nut-

zung einer Biogasanlage mit BHKW müssten ausreichende Mengen (mindestens 200 tTM

Grassilage) zusätzlicher Biomasse beschafft werden. Ausgehend von einem Trockenmas-

seertrag von 5 tTM pro Hektar wäre hierfür die Bewirtschaftung von 40 Hektar notwendig.

Wird von Dauergrünland ausgegangen, so ergibt sich bei mittlerem Ertrag ein Flächenbe-

darf von ca. 30 Hektar. Bei der Biogaserzeugung (Trockenfermentation) bleiben ca. 40 %

der eingesetzten Trockenmasse als Gärreste erhalten. Diese müssen entsorgt oder als

Dünger weitervermarktet werden, was erheblichen Betriebsaufwand bedeutet.

Auch wenn noch nicht üblich, kommen neben der gekoppelten Produktion von elektri-

scher und thermischer Energie auch die nicht gekoppelte Wärmeerzeugung (im bestehen-

134

den Heizungssystem) oder die Netzeinspeisung in Frage. Mit dem Biomasseaufkommen

im Landschaftslehrpark der FH Erfurt ließe sich 6,2 % des Erdgasbezuges ersetzen.

Für einen vollständigen betragsmäßigen Ersatz des Erdgases müssen 310 tTM (800 tFM)

Biomasse bezogen werden. Damit ließe sich theoretisch der Erdgasverbrauch vollständig

ersetzen. Aufgrund der witterungsbedingten Schwankungen des Gasbedarfs müssen bei

einer kontinuierlichen Produktion die Überschüsse aus den Sommermonaten im Netz ge-

speichert werden. Hierfür ist eine entsprechende Aufbereitung des Gases unabdingbar,

was eine höhere Investitions- und Betriebsaufwendung nach sich zieht.

In der Tabelle 43 sind die wesentlichen Ergebnisse verschiedener Varianten dargestellt,

die das tatsächliche Biomassepotential (Szenario BGA I) einerseits dem benötigten Auf-

kommen zum sinnvollen Betrieb einer Biogasanlage mit BHKW (Szenario BGA II), anderer-

seits dem gegenwärtigen Gasbezug gegenüberstellt (Szenario BGA III).

135

Tabelle 43: Eckdaten zur möglichen Biogaserzeugung und Verwertung im Landschaftslehrpark.

Szenario BGA I Szenario BGA II Szenario BGA III

Beschreibung der Variante: Biomassepotenti-

al LLP

sinnvoller Betrieb

eines BHKW

Ersatz Gasbezug

Forschungs-

gewächshaus

Biogasverwertung mittels Blockheizkraftwerk29

Heizkessel

Faktor Biomasseaufkommen LLP [-] 1 10 15

Fläche [ha] 7,8 78 117

Aufkommen Trockenmasse [t] 22,16 22,16 22,16

zusätzliche Trockenmasse [t] 200 310

zusätzliche Fläche (5tTM/ha) [ha] 40 62

kWhBrennstoff [MWh] 80 804 1.206

kWhelektrisch [MWh] 30 297 0

kWhth30

[MWh] 42 422 1.075

Vollbenutzungsstunden BHKW [h] 804 8.043 -

Prozent momentane Gasversor-

gung (Gewächshaus)

[%] 6,62 66 100

Gärreste (40 % der TM) [t] 8,87 88,65 132,98

Mit der Gewinnung und Aufbereitung des Biogases für die Netzeinspeisung aus Gas sind

nach den in GEMIS hinterlegten Quellen CO2-Emissionen von 50 gCO2 bis 100 gCO2 pro

kWh verbunden. Die in der Tabelle 44 dargestellten Ergebnisse zeigen deutlich die Vor-

teilhaftigkeit der gekoppelten Erzeugung von elektrischer Energie und Wärme gegenüber

der rein thermischen Verwertung. Die CO2-Reduktion der Variante II ist bei geringerem

Biomasseeinsatz fast doppelt so hoch wie die Reduktion durch Variante III.

29 100 kWBrennstoff, 37 % elektrischer und 53 % thermischer Wirkungsgrad

30 einschließlich 1 % Brennstoff-Aufwand für Beheizung Fermenter

136

Tabelle 44: CO2-Reduktionspotential durch Biogaserzeugung.

Szenario BGA I Szenario BGA II Szenario BGA III

CO2 zur Bereitstellung des

Biogases [t/a] 8 82 123

CO2-Reduktion absolut31 [t/a] 26 257 141

CO2-Reduktion um [%] 4 % 40 % 22 %

Mit einer 37 kWel großen Biogasanlage entsprechend der Variante II könnten 66 % des

Elektro- und 24 % des Wärmeenergiebedarfs gedeckt werden. Damit wäre gewährleistet,

dass ein Großteil der Wärmeenergie auch tatsächlich genutzt werden kann.

Die angenommene Anlagengröße von 37 kWel konnte sich am Markt nur bedingt bewäh-

ren und wird nur noch durch einzelne Anbieter vertrieben. Die kleinsten üblichen Anlagen

haben eine Größe – gemessen an der elektrischen Leistung – von 200 kWel.

Wahrscheinlich ergibt sich die Leistungsgrenze nicht durch die Größe des BHKW, sondern

durch die wirtschaftliche Gestaltung der Hauptkomponenten der Biogasanlage, dem Fer-

menter und der Gasaufbereitung.

Für eine Biogasanlage mit einer angeschlossenen Leistung von 200 kWel ergibt sich (unter

der Annahme einer wirtschaftlichen Auslastung von 8.000 Betriebsstunden) ein jährlicher

Frischmassedurchsatz von 5.000 tFM – dabei würden 128 % der gesamten Wärmemenge

und 361 % des Elektroenergiebedarfs im Landschaftslehrpark erzeugt werden. Dieser

Sachverhalt lässt den Schluss zu, dass typische Biogasanlagen mit BHKW weder zum Bio-

masseaufkommen im Landschaftslehrpark noch zum Wärmebedarfsprofil der untersuch-

ten Gebäude passen. Der Betrieb einer Biogasanlage ist mit hohem Personalaufwand ver-

bunden. Neben der regelmäßigen Betriebsüberwachung muss das Substrat mit Maschinen

(Frontlader) aus dem Fermenter entfernt, mit frischem Substrat vermischt und die Fer-

menter wieder gefüllt werden. Daher wird von einer Nutzung von Biomasse mittels Erzeu-

gung und Verwertung von Biogas abgesehen.

31 bezogen auf die CO2-Gesamtemissionen (siehe Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden wer-

den.)

137

6 Anlagen für Lehre und Forschung „Modellanlage―

In der vorangegangenen Machbarkeitsstudie wurde gezeigt, dass es mit verschiedenen

Technologien möglich ist, eine CO2-neutrale und auf erneuerbaren Energien basierende

Energieversorgung des Standortes zu ermöglichen. Mit einer Technologie allein ist die

CO2-neutrale Energieversorgung jedoch nicht passgenau realisierbar. Alle monofunktio-

nalen Lösungsansätze, die auf ein einziges Anlagensystem zur Deckung des tatsächlichen

Bedarfs setzen, weisen Mängel auf oder führen zu Problemen bei der Anlagendimensio-

nierung. Daher wurde für den „Energiegarten® der FH Erfurt― eine Kombination mehrerer

Anlagensysteme mit unterschiedlichen, aufeinander abgestimmten Einheiten und einem

intelligenten Steuerungssystem konzipiert. Als passgenaue Lösung kann die Modellanlage

die Potenziale des Standortes bestmöglich nutzen und den Strom- und Wärmeverbrauch

bedarfsgerecht decken.

6.1 Die Modellanlage

Die Entwicklung einer Entwurfsidee für ein Heizkraftwerk, das Kernstück der Modellanla-

ge, wurde wie vorgesehen als Werkauftrag an einen Architekten vergeben. Auftragnehmer

war der freie Architekt Helge Bucki. Entstanden ist das Konzept und die Visualisierung für

ein Gebäude, das einen Hauptteil der zur regenerativen Energiebereitstellung notwendi-

gen Anlagen plus Lagerräume aufnehmen kann sowie Platz für Demonstration und Lehre

bietet. Das Gebäude ist als energetischer und gestalterischer Schwerpunkt des „Energie-

gartens® der FH Erfurt― angelegt. Das Konzept soll eine spätere Entwurfs- und Ausfüh-

rungsplanung sowie Realisierung des Gebäudes und damit der Energiegarten®-Idee am

Standort Leipziger Straße 77 ermöglichen.

In Zusammenarbeit mit dem Landschaftsarchitekturbüro „plandrei― (dem Netzwerkpartner

aus dem Bereich Landschaftsarchitektur) wurde das Heizkraftwerk, das nähere Umfeld

und weitere zur regenerativen Energiebereitstellung notwendige Anlagen (vorwiegend

Photovoltaik) in das bestehende Freiraumkonzept des Landschaftslehrparks eingebunden.

Entstanden ist die Idee eines „Solarparks―, der auf ca. 7.500 m² Flächen für Forschung,

Lehre, Erholung und Freizeit mit einer Photovoltaik-Freianlage verbindet.

6.2 Das Heizkraftwerk

Das Heizkraftwerk im Landschaftslehrpark der FH Erfurt bildet das Energiezentrum, mit

dem die Umstellung auf einen CO2-neutralen Betrieb des gesamten Areals ermöglicht

wird. Verschiedene Energieerzeuger werden hier unter einem Dach zusammengefasst.

Kernstück bilden zwei Holzhackschnitzel-Kessel. Diese werden aus einem ca. 190 m³

großen Bunker versorgt. Zur Heizungsunterstützung werden ca. 300 m² Solarkollektoren

auf dem nach Süden ausgerichteten Dach montiert. Als Wärmepuffer dienen zwei je

138

20.000 Liter fassende Speicher. Ein Mini-Blockheizkraftwerk ergänzt den ebenfalls beab-

sichtigten Schulungscharakter der Anlage. Alternativ ist es möglich, eine innovative Kraft-

Wärme-Kopplungsanlage zur Erzeugung elektrischer Energie aus fester Biomasse in das

Konzept zu integrieren.

Die tragende Struktur des Gebäudes besteht aus einer Beton-Wanne mit aussteifenden

Stahlbetonschotten und Stahlfachwerkträgern als Dachkonstruktion. Die anfallende Nie-

derschlagsmenge des gesamten Daches wird in einem vorgelagerten Regenwasserreser-

voir mit Retentionsbecken versickert oder in einer Zisterne gesammelt. Das Gebäude ist

so dimensioniert, dass der Betrieb der Anlage jederzeit von Studiengruppen beobachtet

und nachvollzogen werden kann. Anlagentechnik und Ausstattung des Heizkraftwerkes

sind damit integraler Bestandteil der Lehre.

Abbildung 40: Schnitt durch das Heizkraftwerk. Rechts ist der Brennstoffbunker für die Holzhack-

schnitzel zu sehen, in der Mitte der Hauptraum mit der Heiztechnik, dem Pufferspeicher und dem nach

Süden exponierten Solarkollektor-Dach. Links schließt sich ein Wasserbecken an, das anfallendes Re-

genwasser sammelt und ein Betreten der Dachflächen und der Solarkollektoren verhindern soll. (Helge

Bucki, Freier Architekt, Mai 2010)

139

Abbildung 41: Grundriss des Heizkraftwerks: Oben im Bild ist das Wasserbecken, in der Mitte der

Hauptraum und unten im Bild der angeschlossene Brennstoffbunker. (Helge Bucki, Freier Architekt, Mai

2010)

Abbildung 42: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Ansicht von Südwesten. (Helge Bucki, Freier Archi-

tekt, Mai 2010)

140

Abbildung 43: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Ansicht von Südosten. (Helge Bucki, Freier Archi-

tekt, Mai 2010)

Abbildung 44: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Ansicht von Nordwesten, mit dem Hackschnitzel-

bunker links im Bild. (Helge Bucki, Freier Architekt, Mai 2010)

141

Abbildung 45: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Rückansicht von Nordosten. (Helge Bucki, Freier

Architekt, Mai 2010)

Abbildung 46: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Innenansicht von Südosten. (Helge Bucki, Freier

Architekt, Mai 2010)

142

Abbildung 47: Visualisierung des Heizkraftwerkes, Innenansicht mit Blick auf die Pufferspeicher im

Vordergrund und die Heiztechnik (rot) in der Bildmitte. (Helge Bucki, Freier Architekt, Mai 2010)

6.3 Der Solarpark

Durch Photovoltaik-Anlagen auf bestehenden südexponierten Dach- und Fassadenflächen

(ca. 2.500 m²) im Landschaftslehrpark könnten gut 60 % des Elektroenergiebedarfs am

Standort gedeckt werden. Da jedoch die Dachflächen des Gewächshauses nicht für eine

Photovoltaik-Nutzung zur Verfügung stehen, muss der Restbedarf von 40 % oder

1.600 m² ohne direkten Gebäudebezug im Landschaftslehrpark verortet werden.

Grundsätzlich bieten sich hierfür verschiedene Lösungsansätze, unter der Prämisse einer

multifunktionalen Nutzung, wie beispielsweise Photovoltaik-Kleinarchitektur (Pergola,

Laubengang etc.) oder eine Verbindung von PKW-Stellplätzen und Photovoltaik-Anlage,

an. Der Kombination von Parkplatzflächen mit Photovoltaik-Anlagen wurde seitens der

Netzwerkpartner generell ein hohes gestalterisches und energetisches Potenzial zuge-

sprochen, das in Verbindung mit der wachsenden Elektromobilität noch an Bedeutung

gewinnen wird. Gegen die Nutzung der Parkplatzflächen am Standort sprachen jedoch

ihre Ausrichtung und die zunehmende Verschattung durch bestehende Gehölzstrukturen.

Außerdem hätte eine Photovoltaik-Anlage eine erhebliche bauliche Änderung des erst

2003 realisierten Parkplatzes bedeutet. Alternativ entstand die Idee einer direkten räumli-

chen Verbindung von Heizzentrale und Photovoltaik-Anlage in Form eines „Solarparks―.

Angedacht ist eine Photovoltaik-Anlage auf der Fläche südlich des Heizkraftwerkes, mit

einer Modulfläche von ca. 1.600 m². Die Tragwerkskonstruktion der Module ist dem Ge-

wächshausbau entlehnt, damit erfüllt der Solarpark die Funktion einer Versuchs- und An-

baufläche für gartenbauliche Spezialkulturen. Eine Verbindung, die auch in Südeuropa

Anwendung findet. Auch die wirtschaftliche Bewertung des Solarparks basiert auf dieser

143

Doppelnutzung. Gleichzeitig entsteht im Kontext des Landschaftslehrparks eine ganz

neue Freiraumsituation: Leichte Stahlträger tragen die marktgängigen Module. Wechseln-

de Lichtverhältnisse bilden stimmungsvolle Räume, die im Sommer zum beliebten Treff-

punkt werden.

Die Grundstruktur des Solarparks wird durch den Neubau der Heizzentrale, das bestehen-

de Überlaufbecken der Zisterne und die strickte Südausrichtung der Photovoltaik-Module

geprägt. Alles ordnet sich einer Richtung unter, die Ausrichtung wird zum gestalterischen

Schwerpunkt der Gesamtanlage. Entlang der südexponierten Grundstruktur bilden Mauern

und Wege räumliche Elemente zur Erschließung der Flächen und zur Modellierung einer

topographisch bewegten Landschaft. Drei Hauptwege – durch Treppenanlagen gegliedert

– verbilden sich zu platzartigen Räumen und gewähren den Zugang zur Retentionsfläche.

Wie die Wege folgen auch die Vegetationsstrukturen der strikten Südexposition der Ge-

samtanlage. In breiten Streifen können Versuchsflächen mit Dauerkulturen und annuellen

Pflanzen ihren Platz finden, um die kommerzielle Doppelnutzung von Photovoltaik-

Anlagen und der Anzucht von Gartenbaukulturen zu erforschen. Sie werden begleitet von

Kleinsträuchern und Rasenflächen.

Abbildung 48: Der Solarpark als neuer Baustein im Landschaftslehrpark der FH Erfurt. (plandrei, Freie

Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

144

Abbildung 49: Visualisierung des Solarparks mit Blick auf die Heizzentrale. (plandrei, Freie Land-

schaftsarchitekten, Mai 2010)

Abbildung 50: Visualisierung des Solarparks, Blick von Südosten. (plandrei, Freie Landschaftsarchitek-

ten, Mai 2010)

145

Abbildung 51: Visualisierung des Solarparks mit Blick aus dem Retentionsbecken. (plandrei, Freie

Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

Abbildung 52: Die Grundstruktur des Solarparks: Ein quadratisches Grundgerüst mit den äußeren Ab-

maßen 6,4 m x 6,4 m trägt bis zu drei Modulreihen mit je fünf 217-Wp-Modulen. Das Grundgerüst

wurde so gewählt, dass in einer Art Stecksystem der fortlaufende Anbau weiterer Einheiten möglich ist.

Die Gesamtsumme, inklusive Wechselrichter und Kabelsatz (ohne Fundamente), wird von den Netz-

werkpartnern mit 16.800 € netto ab Werk veranschlagt. (plandrei, Freie Landschaftsarchitekten, Mai

2010)

146

Abbildung 53: Zwei Solargewächshäuser in der norditalienischen Provinz Brecia: Die Verschattung

durch die Module ist gerade im Sommer ein gewünschter Nebeneffekt, ohne Solarmodule müssten die

Gewächshäuser mit Tüchern schattiert werden, um die Kulturen darunter vor der starken Sonnenein-

strahlung zu schützen. (123 S. 117)

Abbildung 54: Die Dachkonstruktion eines Solargewächshauses in der Nähe des Gardasees. Nördlich

der Alpen eignen sich Solargewächshäuser eher für gartenbauliche Spezialkulturen, deren Lichtbedarf

mit der Verschattung durch die Solarmodule korrespondiert. (123 S. 120)

147

Abbildung 55: Der Solarpark im Landschaftslehrpark der FH Erfurt, Entwurfsskizze mit Modulen.

(plandrei, Freie Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

Abbildung 56: Der Solarpark im Landschaftslehrpark der FH Erfurt, Entwurfsskizze ohne Module.

(plandrei, Freie Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

148

Abbildung 57: Der Solarpark im Landschaftslehrpark der FH Erfurt, Ebenen der Grundstrukturen.

(plandrei, Freie Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

6.4 Solare Kleinarchitektur

Um die Vielfalt der Möglichkeiten solarer Kleinarchitektur in der Freiraumplanung zu zei-

gen, wurden mehrere Anwendungsbeispiele für den Landschaftslehrpark visualisiert. Die

Ideen reichen vom markanten „Solarbaum―, wie er als Imageträger in Gleisdorf (Öster-

reich) steht, über den einfach umzusetzenden Fahrradunterstand mit Photovoltaik-Dach

bis zum kommunikativen Sitzplatz mit Solardach aus dem uch „SolarDesign―32. Die ge-

wählten Beispiele sollen in erster Linie die Breite der Anwendungsmöglichkeiten illustrie-

ren, ihre Umsetzung ist optional, die Gestaltung variabel.

Abbildung 58: eispiele solarer Kleinarchitektur, darunter der „Solarbaum― (1 und 2), ein Fahrrad-

Unterstand (3) und ein solarer Sitzplatz (4). (plandrei, Freie Landschaftsarchitekten, Mai 2010)

32 Hermannsdörfer und Rüb, 2005

149

6.5 EnOB-Neubau – FH-Neubau am Standort Leipziger Straße 77

Zu Beginn des Frühjahres 2010 begann der Freistaat Thüringen am Standort Leipziger

Straße 77 einen energieeffizienten Neubau mit Hörsaal, Seminar- und Büroräumen zur

Erweiterung des bestehenden Lehr- und Verwaltungsgebäudes zu errichten. Ziel ist die

Errichtung eines Gebäudes mit minimalem Primärenergiebedarf und hohem Nutzerkom-

fort, bei moderaten Investitionskosten und einer deutlichen Reduzierung der Betriebskos-

ten.

Abbildung 59: Modell des Neubaus am Standort Leipziger Straße 77, der Baubeginn war im Frühjahr

2010. (Gerber Architekten Dortmund 2008)

Der laufende etrieb des Neubaus wird im Rahmen des Forschungsprojektes „Energieop-

timiertes auen― durch das IBIT-Institut der FH Erfurt hinsichtlich der Energieeffizienz

untersucht werden: Es soll nachgewiesen werden, dass es mit den eingesetzten Techno-

logien möglich ist, den Primärenergieverbrauch des Gebäudes auf weniger als

50 kWh/(m² a) zu begrenzen. Die dazu notwendigen Planungsgrundsätze werden doku-

mentiert. Speziell in Hinblick auf innovative Technologien werden Simulations- und Be-

rechnungsansätze veröffentlicht, um so die künftige Anwendung der Technologien zu

forcieren. Während der Planungsphase des Gebäudes wurde ein umfassendes Messkon-

zept, zusammen mit den Planern, erarbeitet. Dieses Konzept wird im Rahmen der Errich-

tung mit dem Bauherrn umgesetzt. Nach Fertigstellung des Gebäudes werden während

zweier Sommer- und Winterperioden alle wesentlichen Energie- und Stoffströme bilan-

ziert und mit den Planungswerten verglichen. Im Fokus stehen dabei die Absorptions-

wärmepumpe und die Zisternennutzung. Untersuchungen zum Raumklima (CO2-Kon-

150

zentration, Raumtemperaturen) ergänzen die Messungen. Mit Hilfe der zusätzlichen

Messtechnik soll die Betriebsführung optimiert werden.33

Das Forschungsprojekt, unter der Leitung von Professor Dr. Kappert (Fachrichtung Ge-

bäude- und Energietechnik), wird über den Projektträger Jülich durch das Bundesministe-

rium für Wirtschaft und Technik (BMWi) gefördert.

33 Vgl.: Internetseite des IBIT-Institut der FH Erfurt:

www.fh-erfurt.de/fhe/ibit/projekte/enob-fh-neubau-leipziger-strasse (Stand: 07.07.2010)

151

7 Zusammenfassung

Aufgrund des Fehlens geeigneter CO2-Bilanzierungsverfahren im Gebäudebereich wurde

eine Methode entwickelt, die es ermöglicht, auf Basis einer Jahresenergiebilanz und spe-

zifischer Emissionsfaktoren eine ganzheitliche Bewertung des Gebäudebetriebes durchzu-

führen. In die Betrachtung gehen CO2-Emissionseffekte aus der vorgelagerten Energiebe-

reitstellungskette wie auch die Effekte durch Verdrängung von konventionellen fossilen

Kraftwerken ein. Die Grundlagen für die Emissionsbewertung der verschiedenen Energie-

träger ist die umfangreiche Datenerhebung im GEMIS. Die Bewertung der Effekte im deut-

schen Kraftwerkspark können aus Studien der Forschungsanstalt der Energiewirtschaft

entnommen werden.

Mit der entwickelten Methode konnte eine Jahresemissionsbilanz für den Landschaftslehr-

park erstellt werden. Ausgehend von der Analyse dieser Bilanz wurden verschiedene er-

neuerbare Energiesysteme hinsichtlich einer Anwendbarkeit auf die konkrete Versor-

gungssituation untersucht.

Im Ergebnis kann festgestellt werden, dass der jetzige Bedarf an elektrischer Energie nicht

alleine durch Photovoltaik-Module am Gebäude gedeckt werden kann. Dies ist maßgeb-

lich durch den hohen Energiebedarf im verglasten Forschungsgewächshaus begründet,

welches sich gleichzeitig nicht für eine Installation von Photovoltaik anbietet, da eine

Verschattung der Anbaufläche durch Photovoltaik den Nutzungssinn der Pflanzenaufzucht

mit möglichst hohen Pflanzenwachstum widerspricht. Durch gebäudenahe Applikation

von Photovoltaik-Modulen lässt sich rund 50 % des Elektroenergieverbrauchs betragsmä-

ßig decken.

Der restliche Bedarf kann zum Teil durch Klein-Windenergieanlagen gedeckt werden. Mit

einer einfachen Ertragsprognose, auf Grundlage von langjährigen Messungen sowie den

Leistungskennlinien der Hersteller, konnte ein möglicher Anteil der Windenergie von bis

zu 20 % bestimmt werden. Aufgrund der niedrigen Vergütung der eingespeisten elektri-

schen Energie und der hohen Unsicherheit der Ertragsprognose wird die Nutzung von

Klein-Windenergie für eine Umsetzung im Landschaftslehrpark nicht priorisiert.

Eine weitere Möglichkeit ist die Integration von Photovoltaik-Modulen auf den Freiflächen

im Landschaftslehrpark. Dafür kommen statische und nachgeführte Systeme in Betracht.

Im Verlauf des Forschungsprojektes wurde zusammen mit den Netzwerkpartnern eine

technische Lösung entwickelt, die den Ansprüchen der Gestaltqualität sowie der Doppelt-

nutzung der Aufstellfläche gerecht wird.

Die Wärmeversorgung nimmt im Status Quo den höchsten Anteil der Gesamt-CO2-

Emission ein. Es zeigt sich, dass ausgehend vom Gesamt-Wärmeenergiebedarf eine Ener-

152

giebereitstellung ausschließlich auf den Flächen des Landschaftslehrparks mit den ver-

fügbaren Technologien nicht möglich ist. Für die Potentialstudie wurden dafür die Mög-

lichkeiten der Biomasseerzeugung und der Solarthermienutzung untersucht.

Durch Nutzung der Solarthermie können mit konventioneller Speichertechnik 675 MWh

bzw. 38 % des Gesamt-Wärmeenergiebedarfs theoretisch abgedeckt werden. Unter realis-

tischen Randbedingungen und unter Berücksichtigung der Flächen- und Investitionsmit-

telkonkurrenz zur Photovoltaik lässt sich ein Potential von 13 % bis 21 % annehmen.

Das theoretische Potential der Biomassenerzeugung in den Grenzen des Landschaftslehr-

parks liegt bei 6,5 % des Jahresenergiebedarfs. Letztlich scheidet die Nutzung der im

Landschaftslehrpark erzeugten Biomasse für eine anrechenbare energetische Verwertung

aus, da die Technologien für die Trockenfermentation erst im Leistungsbereich von 200

kWel (Faktor 200 gemessen am Biomassepotential im Landschaftslehrpark) marktverfügbar

sind.

Damit ist eine Energiezuführung von außen nötig. Hierfür kommen grundsätzlich mehrere

Energieträger in Betracht.

Aufgrund der erzielbaren Emissionsgutschriften durch die Einspeisung von Photovoltaik

ist es möglich, auch mit fossilen Energieträgern eine ausgeglichene Emissionsbilanz aus-

zuweisen. Dabei ist die Nutzung der anliegenden Fernwärme aus KWK zu priorisieren, da

diese aus Sicht der CO2-Emissionen die günstigste fossile Energiequelle darstellt. Da die

Nutzung von fossilen Energiequellen nicht mit dem Leitbild des Energiegartens® vereinbar

ist, müssen erneuerbare Energiequellen genutzt werden.

Als erneuerbare Energiequelle wurden feste Biomasse in Form von Holz und feuchte Bio-

masse (Grünschnitt) untersucht. Die feuchte Biomasse bedarf zur Nutzung einer Verga-

sung in einem Fermenter und ist üblicherweise mit anschließender Nutzung in einem

BHKW verbunden. Die Leistungsklasse der marktverfügbaren Anlagen ist nicht mit den

Anforderungen der Energieversorgung im Landschaftslehrpark vereinbar. Die Steuerung

des Vergasungsprozesses sowie die kontinuierliche Zuführung der Biomasse sind mit ei-

nem hohen zeitlichen Aufwand an die Betriebsführung verbunden. Außerdem ist von ei-

nem verbleibenden Rest von 40 % des eingesetzten Substrates auszugehen, der wiederum

entsorgt werden muss. Aufgrund der vielfältigen Hemmnisse zur Nutzung der „feuchten

iomasse― wird die Nutzung von Holz favorisiert.

Der erneuerbare, aber endliche Brennstoff Holz kann derzeit sehr preisgünstig auf dem

heimischen Mark bezogen werden. Dies führt zu einer vorteilhaften Wirtschaftlichkeit der

Investition in erprobte Anlagentechnik zur monoenergetischen Nutzung. Daher wurde

diese Anlagentechnik in das Konzept zur Modellanlage des Energiegartens® übernom-

men. Eine Möglichkeit, den Brennstoff Holz effektiver zu nutzen, ist die gekoppelte Er-

153

zeugung von thermischer und elektrischer Energie. Hierzu gibt es einige vielversprechen-

de Anlagenkonzepte mit einem Stirling-Motor, die als alternative Lösungen in das Kon-

zept der Modellanlage eingegangen sind.

In beiden Fällen kann die CO2-Bilanz für die Wärmebereitstellung ausgeglichen und

gleichzeitig die Betriebskosten signifikant gesenkt werden. Die Umstellung der Wärme-

kosten ist so wirtschaftlich, dass sich die Investitionskosten innerhalb von 10 Jahren

amortisieren.

Die nötige Anlagentechnik wird in einem Gebäude neben dem Forschungsgewächshaus

untergebracht. Das Gebäude nimmt auf dem nach Süden gerichteten Dach Kollektoren für

die Solarthermie auf. Mit diesen ist es machbar, im Sommer fast 100 % des Wärmebedarfs

der Liegenschaft zu decken.

Zusammen mit der Photovoltaik-Anlage im „Solarpark― ist es möglich, alle Gebäude im

Landschaftslehrpark CO2–neutral mit Energie zu versorgen.

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