Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. · der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) in Zusammenarbeit mit dem Forschungszenztrum Jülich (FZJ) Institut für Energieforschung

Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Auftraggeber: BMWiEnBW

E.ON EnergieE.ON Ruhrgas

N-ErgieRWE Power

Stadtwerke DüsseldorfStadtwerke München

Vattenfall Europe

FfE-Auftragsnummer: 530.06

Bearbeiter/in: Dipl.-Ing. M. BeerDipl.-Ing. T. Gobmaier

Dipl.-Phys.Ing. F. HauptmannProf. Dr.-Ing. W. MauchDipl.-Ing. R. Podhajsky

Dipl.-Ing. M. SteckDipl.-Ing. S. von Roon

Fertigstellung: November 2007

Impressum:

Endbericht der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) in Zusammenarbeit mit dem Forschungszenztrum Jülich (FZJ) Institut für Energieforschung (IEF-3)

zum Projekt:

EduaR&D

Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Auftraggeber:

BMWi EnBW E.ON Energie E.ON Ruhrgas N-Ergie RWE Power Stadtwerke Düsseldorf Stadtwerke München Vattenfall Europe

Kontakt: Am Blütenanger 71 80995 München Tel.: +49 (0) 89 158121-0 Fax: +49 (0) 89 158121-10 E-Mail: [email protected] Internet: www.ffe.de

Wissenschaftlicher Leiter: Prof. Dr.-Ing. U. Wagner

Geschäftsführer: Prof. Dr.-Ing. W. Mauch

Projekt-Manager: Dipl.-Phys. R. Corradini

Berichtsblatt

1. ISBN oder ISSN ------

2. Berichtsart Abschlussbericht

3a. Titel des Berichts Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie (Forschungsvorhaben 0328000A im Verbundprojekt EduaR&D)

3b. Titel der Publikation geplant

4a. Autoren des Berichts (Name, Vorname(n)) Dipl.-Ing. Beer, Michael Dipl.-Ing. Gobmaier, Thomas Dipl.-Phys.Ing. Hauptmann, Frank Prof. Dr.-Ing. Mauch, Wolfgang Dipl.-Ing. Podhajsky, Rainer Dipl.-Ing. Steck, Michael Dipl.-Ing. v. Roon, Serafin

5. Abschlussdatum des Vorhabens 30.06.2007

4b. Autoren der Publikation (Name, Vorname(n)) Dipl.-Ing. Beer, Michael Dipl.-Ing. v. Roon, Serafin

6. Veröffentlichungsdatum geplant

7. Form der Publikation Geplant: Artikel in der BWK, Kurzbericht und Langfassung im Internetauftritt der FfE, Kurzfassung im EduaR&D-Buch des BMWi

9. Ber. Nr. Durchführende Institution

10. Förderkennzeichen 0328000A

11a. Seitenzahl Bericht 252

8. Durchführende Institution (en) (Name, Adresse) Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. Am Blütenanger 71 80995 München 11b. Seitenzahl Publikation

Geplant: ca. 6 bzw. 30 Seiten

12. Literaturangaben Siehe Abschlussbericht

14. Tabellen Siehe Abschlussbericht

13. Fördernde Institution Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) 53107 Bonn 15. Abbildungen

Siehe Abschlussbericht

16. Zusätzliche Angaben ----

17. Vorgelegt bei (Titel, Ort, Datum) ----

18. Kurzfassung Für eine umfassende und primärenergetisch richtige Bewertung muss das gesamte Energiesystem betrachtet werden, da durch die isolierte Betrachtung einzelner Objekte/Anlagen zwangsläufig Einschränkungen entstehen. So werden z. B. Rück-/Wechselwirkungen vernachlässigt oder andere technische Rahmenbedingungen nicht beachtet. Dazu kann die Methodik der ganzheitlichen dynamischen Bewertung verwendet werden, die in diesem Projekt am Beispiel der KWK mit Brennstoffzellen er-arbeitet wurde. Dabei handelt es sich um eine Bewertung des Gesamtsystems unter Einbeziehung des kumulierten Herstellungsaufwandes und der Berücksichtigung von dynamischen Wechselwirkungen, die sich bei Einführung neuer Technologien im zeitlichen Verlauf ergeben. Neben einer Potenzialanalyse wurden auch Anwendungsbeispiele für Brennstoffzellen-KWK erstellt und Substitutionseffekte analysiert. Für die ganzheitliche Bewertung wurden der Herstellungsaufwand der Brennstoffzellenanlagen und konkurrierender Systeme sowie die Entwicklung der Bereitstellungsketten für Primärenergieträger erhoben. Daraus wurden einfache Szenarien auf Basis des Energiereport IV sowie eigener Erhebungen abgeleitet. Abschließend wurden aus den gewonnenen Erkenntnissen weitere Forschungsschwerpunkte abgeleitet.

19. Schlagwörter Ganzheitliche Bilanzierung, Szenarien, Brennstoffzellen, Kraft-Wärme-Kopplung, Technikbewertung

20 Verlag ----

21. Preis ----

Inhaltsverzeichnis i

1 Motivation............................................................................................................. 1

2 Definitionen und Begriffserläuterungen............................................................ 2

2.1 Energiearten......................................................................................................................2

2.2 Kurzübersicht: Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)..............................................................4

2.2.1 KWK-Gesetz von 2002 ..........................................................................................4 2.2.2 KWK-Richtlinie der EU...........................................................................................5 2.2.3 Gekoppelte Erzeugung ..........................................................................................6 2.2.4 Kennzahlen ............................................................................................................7 2.2.5 Anlagentypen .........................................................................................................9 2.2.6 Regelkonzepte für KWK-Anlagen ........................................................................10

3 Methodisches Vorgehen ................................................................................... 12

3.1 Methodisches Vorgehen im Gesamtprojekt.................................................................12

3.2 Bewertung der KWK.......................................................................................................14

3.2.1 Bei Einzelanlagen ................................................................................................14 3.2.2 In Energiebilanzen ...............................................................................................16 3.2.3 Methodik zur Darstellung der KWK in energiebilanzbasierten Szenarien............21

3.3 Kumulierter Energieaufwand.........................................................................................22

3.3.1 Grundlagen gemäß „VDI 4600“............................................................................22 3.3.2 Definition der Begriffe ..........................................................................................22

3.4 Theoretische Überlegungen zum dynamischen KEA .................................................23

3.4.1 Statischer KEA.....................................................................................................23 3.4.2 Dynamisierung des kumulierten Energieaufwandes............................................24 3.4.3 Erweiterung auf mehrere Anlagen .......................................................................25

3.5 Einbindung des KEA in die Energiebilanzen ...............................................................27

3.5.1 Integration von Lebenszyklusdaten in energiebilanzbasierte Szenarien .............27 3.5.2 Ganzheitliche Betrachtung des Energiesystems .................................................29

3.6 Vermeidungskosten .......................................................................................................30

3.6.1 Definition ..............................................................................................................30 3.6.2 Einschränkungen bei der Verwendung ................................................................31

3.7 Zukunftsmodell ENergie (ZEN)......................................................................................32

3.7.1 Modellbildung.......................................................................................................32 3.7.2 Struktur ................................................................................................................33 3.7.3 Funktionalität........................................................................................................36 3.7.4 Sekundäre Berechnungsdateien..........................................................................37 3.7.5 Benutzung des Tools ...........................................................................................37

3.8 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens.....................................................39

ii Inhaltsverzeichnis

4 Energiewirtschaftliche Entwicklung in Deutschland...................................... 41

4.1 Analyse des IST-Stands ................................................................................................ 41

4.1.1 Primärenergieverbrauch ...................................................................................... 41 4.1.2 Endenergieverbrauch .......................................................................................... 43

4.2 Ganzheitliche Bewertung der KWK im Energiesystems ............................................ 44

4.3 Trend des Energieverbrauchs bis 2050 - Referenzszenario ...................................... 45

4.3.1 Vergleich von BAU-Szenarien ............................................................................. 46 4.3.2 Vorgehensweise zur Erstellung des Referenzszenarios ..................................... 50 4.3.3 Endenergieverbrauch .......................................................................................... 51 4.3.4 Stromerzeugung .................................................................................................. 53 4.3.5 Leitungs- und Fackelverluste............................................................................... 54 4.3.6 Eigenverbrauch im Umwandlungssektor ............................................................. 55 4.3.7 Brutto-Umwandlungsausstoß .............................................................................. 56 4.3.8 Primärenergieverbrauch ...................................................................................... 57

4.4 Energieträgerbereitstellung .......................................................................................... 57

4.4.1 Herkunft der Energieträger .................................................................................. 58 4.4.2 Reichweiten ......................................................................................................... 61 4.4.3 Bereitstellungspfade und -nutzungsgrade ........................................................... 67

5 KWK-Potenziale ................................................................................................. 71

5.1 Potenziale ....................................................................................................................... 71

5.1.1 Potenzialbegriff.................................................................................................... 71 5.1.2 Kriterien für Brennstoffzellen-KWK-Potenziale.................................................... 71

5.2 Potenzial in Haushalten................................................................................................. 73

5.2.1 Methodik: KWK-Potenziale in Haushalten........................................................... 73 5.2.2 Analyse der Anlagenstruktur in Haushalten ........................................................ 74 5.2.3 Lebensdaueranalyse ........................................................................................... 78 5.2.4 Ermittlung des nötigen Anlagenzubaus ............................................................... 80 5.2.5 KWK in anderen europäischen Ländern.............................................................. 83 5.2.6 Potenzialabschätzung für Deutschland ............................................................... 87

5.3 Potenzial in GHD ............................................................................................................ 89

5.3.1 Methodik zur Ermittlung der KWK-Potenziale in GHD......................................... 89 5.3.2 KWK-Potenzial in GHD........................................................................................ 90

5.4 Potenzial in der Industrie .............................................................................................. 93

5.4.1 Methodik .............................................................................................................. 93 5.4.2 Analyse des Energieverbrauchs in der Industrie ................................................. 94 5.4.3 Ermittlung des Wärmebedarfs auf unterschiedlichen Temperaturniveaus .......... 96 5.4.4 Lastgänge.......................................................................................................... 100 5.4.5 Potenzialabschätzung ....................................................................................... 105

5.5 Ersatz vorhandener industrieller Eigenerzeugungsanlagen ................................... 107

Inhaltsverzeichnis iii

5.5.1 Methodik zum Ersatz industrieller KWK-Anlagen ..............................................107 5.5.2 Potenzialabschätzung zum Ersatz industrieller KWK-Anlagen..........................107

5.6 Ersatz bestehender KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung............................111

5.6.1 Methodik zum Ersatz von KWK der allgemeinen Versorgung ...........................111 5.6.2 Potenzialabschätzung zum Ersatz von KWK der allgemeinen Versorgung.......111

6 Brennstoffzellentechnik.................................................................................. 114

6.1 Allgemeine Funktionsweise von Brennstoffzellen....................................................114

6.2 PEM-Brennstoffzellen (PEMFC) ..................................................................................115

6.3 Phosphorsaure Brennstoffzelle (PAFC) .....................................................................116

6.4 Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle (MCFC).................................................................117

6.5 Festelektrolyt-Brennstoffzelle (SOFC)........................................................................118

7 Lebenszyklusdaten der Anlagen.................................................................... 119

7.1 Kumulierter Herstellungsaufwand von Stromerzeugungsanlagen .........................119

7.1.1 Materialbilanzen und Kumulierter Herstellungsaufwand von Brennstoffzellen ..121 7.1.2 Herstellungsaufwendungen konventioneller und innovativer Stromerzeuger ....124

7.2 Kumulierter Herstellungsaufwand von Wärmeerzeugern ........................................125

7.3 Zeitliche Veränderung des KEA – Sensitivität bzgl. der Veränderung des KEAH ..126

7.4 Lebenszyklusdaten der Infrastruktur .........................................................................127

7.4.1 Stromnetze.........................................................................................................127 7.4.2 Wärmenetze.......................................................................................................129

8 Arbeits- und Leistungssubstitution durch KWK........................................... 132

8.1 Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung.................................................133

8.2 Erzeugung des Jahreslastgangs ................................................................................135

8.3 KWK-Lastgang..............................................................................................................142

8.4 Referenz für die Verdrängung durch KWK-Strom.....................................................146

8.4.1 Kraftwerkseinsatz...............................................................................................149 8.4.2 Verdrängungsmix für das Jahr 2005..................................................................152

8.5 Leistungssubstitution ..................................................................................................152

8.5.1 Substitution von Kapazitäten im Kraftwerkspark................................................153 8.5.2 Substitution von Anlagenleistung bei Wärmeerzeugern ....................................156

9 Anwendungsbeispiele und Technikvergleich ............................................... 157

9.1 Vergleichssysteme .......................................................................................................157

9.2 Anwendungsbeispiele der Industrie...........................................................................160

9.2.1 Anwendungsfälle in der Industrie.......................................................................160 9.2.2 Anwendungsnahe Simulation von BZ und konkurrierender Systeme................161 9.2.3 Vergleich der Systeme mit konventioneller Kraftwerkstechnologie....................172

iv Inhaltsverzeichnis

9.2.4 Eignung der Systeme ........................................................................................ 173 9.2.5 CO2-Emissionen und Gesamtnutzungsgrad...................................................... 176 9.2.6 Vermeidungskosten........................................................................................... 180

9.3 Anwendungsbeispiele in der Gebäudeenergieversorgung ..................................... 184

9.3.1 Referenzsiedlungen........................................................................................... 184 9.3.2 Anwendungsnahe Simulation von BZ und konkurrierender Systeme................ 186 9.3.3 Vergleich der Systeme mit konventioneller Kraftwerkstechnologie ................... 188 9.3.4 Eignung der Systeme ........................................................................................ 188 9.3.5 CO2-Emissionen und Gesamtnutzungsgrad...................................................... 190 9.3.6 Vermeidungskosten........................................................................................... 193

10 Brennstoffzellen – Szenarien.......................................................................... 197

10.1 Portable und stationäre Klein-Anwendungen von Brennstoffzellen ............. 197

10.1.1 Gerätegruppen zum Einsatz von Brennstoffzellen ............................................ 197 10.1.2 Konkurrenzsysteme portabler BZ ...................................................................... 199 10.1.3 Demonstratoren und ausgeführte Anwendungen.............................................. 200 10.1.4 Potenzial und Szenario...................................................................................... 201

10.2 Brennstoffzellen im Verkehr.............................................................................. 202

10.2.1 Nutzung von Wasserstoff im Verkehr ................................................................ 202 10.2.2 Herstellung, Speicherung und Infrastruktur ....................................................... 204 10.2.3 Analyse bisheriger Studien................................................................................ 206 10.2.4 Szenario „Brennstoffzellen im Verkehr“............................................................. 210

10.3 Stationäre Brennstoffzellenanlagen ................................................................. 213

10.3.1 Preis- und Kostenbetrachtung ........................................................................... 213 10.3.2 Produktionskostenansatz über Statistiken......................................................... 215 10.3.3 Spezielle Märkte ................................................................................................ 217 10.3.4 Ausbauszenario stationärer Brennstoffzellen .................................................... 218

10.4 Analyse der Szenarien im ZEN.......................................................................... 220

10.4.1 Szenario A – schnelle Marktdurchdringung....................................................... 221 10.4.2 Szenario B – mittlere Diffusion .......................................................................... 223 10.4.3 Szenario C – langsame Diffusion ...................................................................... 226

11 Zusammenfassung.......................................................................................... 230

11.1 Zusammenfassung............................................................................................. 230

11.2 Ausblick .............................................................................................................. 233

12 Literaturverzeichnis......................................................................................... 235

1

1 Motivation

In Öffentlichkeit, Fachwelt und Politik bestehen sehr große Erwartungen an die Brenn-stoffzellentechnologie in Verbindung mit der Nutzung der gleichzeitig anfallenden Wärme. Aufgrund der gegenüber konventionellen Techniken möglichen höheren Nut-zungsgrade erschließen sich nennenswerte Potenziale für die Ressourcenschonung fossi-ler Energieträger und für die Reduktion von Schadstoffemissionen und Treibhausgasen.

Bisher wurden Brennstoffzellen-Technologien meist nur isoliert betrachtet oder fallweise untereinander bzw. mit konventionellen Techniken verglichen. Für eine umfassende und primärenergetisch richtige Bewertung muss das gesamte Energiesystem betrachtet werden, da durch die isolierte Betrachtung einzelner Objekte/Anlagen zwangsläufig Einschränkungen entstehen. So werden z. B. Rück-/Wechselwirkungen vernachlässigt oder andere technische Rahmenbedingungen nicht beachtet.

Erst jedoch die ganzheitliche und dynamische Bewertung innovativer Energiesysteme unter Einbeziehung des bereits existierenden Anlagenbestandes erlaubt Aussagen zu weit reichenden energiepolitischen Fragestellungen und kann Grundlage für daraus re-sultierende Entscheidungen sein. Der Förderschwerpunkt EduaR&D (Energie Daten und Analyse R&D) unterstreicht daher innerhalb der Energieforschung die Energiesys-temanalyse als wichtiges Instrument der wissenschaftlichen Politikberatung und der Schwerpunktsetzung in der Energieforschung zur Effizienzsteigerung des Fördermittel-einsatzes.

Dieser Intention folgend, wird im Rahmen dieses Projektes eine ganzheitliche Bewer-tung der Brennstoffzellentechnologie durchgeführt. Diese umfasst den Kumulierten Energieaufwand (KEA, definiert nach VDI 4600) für Herstellung, Nutzung und Entsor-gung. Entscheidend sind jedoch nicht allein fallweise Vergleiche neuer Technologien mit konventionellen Referenztechniken, sondern vor allem deren zukünftige Auswirkungen auf die kumulierte Ressourcenbilanz des gesamten Anlagenbestandes. Daher wird die ganzheitliche Bewertung durch eine Betrachtung einfacher Szenarien um eine dynami-sche Komponente erweitert. Unterstützt wird die FfE dabei durch das Forschungszent-rum Jülich, das technische Daten und Betriebseigenschaften von (zukünftigen) Brenn-stoffzellenanwendungen simuliert /RIE 07/.

Zur ganzheitlichen dynamischen Bewertung der KWK mit Brennstoffzellen sind u. a. notwendig:

• Ermittlung von Potenzialen für die Einführung von Brennstoffzellen-KWK • Kenntnis der zeitlichen Veränderung der Bereitstellungsketten von Energieträgern • Berechnung des kumulierten Energieaufwandes für Strom- und Wärmeerzeuger • Analyse von Substitutionseffekten durch KWK-Anlagen • Verifikation der Annahmen durch beispielhafte Technikvergleiche • Erstellung einfacher Szenarien unter Berücksichtigung aller ermittelten Rand-

bedingungen

Aus den Ergebnissen werden schließlich Empfehlungen abgeleitet, welchen Forschungs-schwerpunkten zukünftig vermehrt Beachtung geschenkt werden muss, um die Markteinführung von Brennstoffzellen voranzutreiben.

2

2 Definitionen und Begriffserläuterungen

Die verschiedenartige Verwendung unterschiedlicher Begrifflichkeiten bereitet oft nicht nur dem Laien sondern auch dem Fachmann Schwierigkeiten in der wissenschaftlichen Diskussion. Am Anfang dieses Projektes soll daher eine kurze Übersicht der im Bericht auftauchenden Ausdrücke stehen, um diese klar gegeneinander abzugrenzen.

2.1 Energiearten

Primärenergie (Rohenergie) Energieinhalt von Energieträgern, die noch keiner Umwandlung unterworfen wurden (z. B. Heizwert von Braunkohle in der Lagerstätte).

Sekundärenergie Energieinhalt von Energieträgern, die aus der Umwandlung von Primärenergieträgern oder aus anderen Sekundärenergieträgern gewonnen werden (z. B. Kokereigas als Koppelprodukt der Koksherstellung).

Zielenergie Zur einfacheren Beschreibung von Umwandlungsprozessen wird der Begriff „Ziel-energie“ definiert. Das ist diejenige Energieform, die durch eine Energie umwandelnde Anlage bereitgestellt wird.

Endenergie Energieinhalt aller primären und sekundären Energieträger, die dem Verbraucher für die unmittelbare Umsetzung in Nutzenergie zur Verfügung gestellt werden (z. B. elekt-rische Energie, Heizöl, Erdgas oder Fernwärme).

In Eigenanlagen thermisch genutzte Abfall- und Reststoffe sowie Energien aus regene-rativen Quellen, die in Eigenaufkommen gewonnen werden, sind in der statistisch erfassten Endenergie nicht enthalten. Diese Endenergieträgermenge kann statistisch nicht oder nur sehr schwer erfasst werden, weil sie nicht unmittelbar Gegenstand des kommerziellen Handelns sind. Diese internationale Absprache führt bei technischen Wertungen bei Anlagen und Systemen zu Missdeutungen und Fehlaussagen /AGFW 01a/.

Nutzenergie Energie, welche beim Verbraucher nach der letzten Umwandlung für den jeweiligen Zweck zur Verfügung steht sowie die technische Form der Energie, welche der Verbraucher für den jeweiligen Zweck letztlich benötigt, also z. B. Wärme, mechanische Energie, elektromagnetische Strahlung (z. B. in Form von sichtbarem Licht), Nutz-Elektrizität (z. B. für Galvanik und Elektrolyse) und elektromagnetische Strahlung. Die Nutzenergie kann oftmals nicht ohne weiteres angegeben werden.

Definitionen und Begriffserläuterungen 3

Energiedienstleistung Ein Hilfsmittel bei der Ermittlung der Nutzenergie kann die Energiedienstleistung sein. Dies ist der Nutzen, der aus einer Energieanwendung gezogen wird. Eine Energie-dienstleistung kommt durch das Zusammenwirken von Endenergieeinsatz, Umwandlungstechnik und Nutzerverhalten zustande. Der Wunsch nach einer Energie-dienstleistung ist Ursache und auslösendes Moment des Energiebedarfs, wie Beleuchten von Flächen und Räumen, Bewegen und Transportieren, Erwärmen und Kühlen von Stoffen und Gütern, physikalische und chemische Stoffumwandlung, Umformen, u. v. a. m. (/VDEW 97/) Energiedienstleistungen werden i. A. auf funktionelle Einheiten bezogen

Exergie Exergie ist der Energieanteil, der vollständig in Arbeit umgewandelt werden kann. Ein Maß dafür ist die Entropie, die die Reversibilität von Prozessen beschreibt.

Zu 100 % aus Exergie bestehen:

• Mechanische/potenzielle Energie • Elektrische Energie (Strom) • Chemisch gebundene Energie (Benzin, Gas,…)

Wärme ist nicht vollständig in andere Energieformen umwandelbar, da nur der Anteil über Umgebungstemperatur genutzt werden kann. Der Exergieanteil lässt für viele Prozesse vereinfacht wie folgt berechnen:

QQTTE Carnot

QEx ⋅=⋅−= η)1( 0

EEx Exergie

T0 Temperatur der abgeführten Wärme (ideal: Umgebungstemperatur)

TQ Temperatur der zugeführten/betrachteten Wärme

Q betrachtete Wärmemenge

ηCarnot Carnotwirkungsgrad

Anergie Anergie ist der nicht nutzbare Energieanteil.

ExAnAnEx EEEEEE −=⇒+=

E Energie

EAn Anergie

Während die Energie im System erhalten bleibt, nimmt die Anergie üblicherweise in dem Maße zu, in dem die Exergie abnimmt.

4 Kurzübersicht: Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

2.2 Kurzübersicht: Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

2.2.1 KWK-Gesetz von 2002 Das „Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung“ (KWKG 2002) hat nach § 1 Abs. 2 KWKG 2002den „befristeten Schutz und die Modernisierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie den Ausbau der Strom-erzeugung in kleinen KWK-Anlagen und die Markteinführung der Brennstoffzelle im Interesse der Energieeinsparung, des Umweltschutzes und der Erreichung der Klima-schutzziele der Bundesregierung“ zum Ziel.

Grundlage für die Quantifizierung der genannten Klimaschutzziele war der KWK-Konsens innerhalb der Selbstverpflichtungserklärung der deutschen Wirtschaft vom Juni 2001. So sollte bis zum Jahre 2005, im Vergleich zum Basisjahr 1998, durch die Nutzung der KWK eine Minderung der jährlichen Kohlendioxid-Emissionen in Deutschland in einer Größenordnung von 10 Mio. t/a und bis zum Jahre 2010 von insgesamt möglichst 23 Mio. t/a, mindestens aber 20 Mio. t/a, erzielt werden.

Unter § 2 wird der Anwendungsbereich des KWK-Gesetzes geregelt. Darunter fallen alle KWK-Anlagen auf Basis von Steinkohle, Braunkohle, Abfall, Biomasse, gasförmigen oder flüssigen Brennstoffen. Genauere Begriffsbestimmungen folgen in § 3. Die Liste der aufgezählten KWK-Technologien umfasst:

• Dampfturbinen-Anlagen (Gegendruckanlagen, Entnahme- und Anzapfkonden-sationsanlagen)

• Gasturbinen-Anlagen (mit Abhitzekessel oder mit Abhitzekessel und Dampf-turbinen-Anlage)

• Verbrennungsmotoren-Anlagen • Stirling-Motoren • Dampfmotoren-Anlagen • ORC (Organic Rankine Cycle)-Anlagen, sowie • Brennstoffzellen-Anlagen.

Die Ortsfestigkeit einer KWK-Anlage wird – gemäß dem Mineralölsteuergesetz – definiert als eine abwechselnde Nutzung der Anlage an maximal zwei Standorten. KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von bis zu 2 MWel gelten nach dem Gesetz als „kleine KWK-Anlagen“, mit Ausnahme von Brennstoffzellen-Anlagen die immer zu den kleinen Anlagen gezählt werden.

Der von der KWK-Anlage erzeugte Strom wird mit einem, zwischen Betreiber und Netz-betreiber ausgehandelten Tarif und darüber hinaus mit einem Zuschlag vergütet. Die Höhe des Zuschlags richtet sich nach dem Alter, dem Zeitpunkt einer Modernisierung sowie der Anlagengröße und variierte im Jahr 2003 zwischen 1,53 Cent/kWh (bei Anlagen die vor dem 31.12.1989 in den Dauerbetrieb gingen) und 5,11 Cent/kWh (bei Brennstoffzellen-Anlagen). /KWK 02/

Die Betreiber begünstigter Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erhalten bis zum Jahre 2010 Zuschlagszahlungen bis zu einer Maximalsumme von 4,45 Mrd. € (8,7 Mrd. DM), wobei rund 358 Millionen € (700 Millionen DM) speziell für den Ausbau kleiner KWK-Anlagen bis zu einer Leistung von 2 MWel und Brennstoffzellen-Anlagen zur Verfügung stehen. /GAI 01/


2.2.2 KWK-Richtlinie der EU Die EU-Richtlinie 2004/8/EG /EU 04/ zur Förderung einer am Nutzwärmebedarf orien-tierten Kraft-Wärme-Kopplung hat zum Ziel, einheitliche und transparente Rahmen-bedingungen zu schaffen, um die Konsolidierung von bestehenden Anlagen und den Bau von neuen KWK-Anlagen zu fördern.

Einen wesentlichen Beitrag liefern harmonisierte Wirkungsgrad-Referenzwerte für die getrennte Strom- und Wärmeerzeugung, welche bis zum 21.02.2006 vorgelegt werden sollten und am 21. Dezember 2006 veröffentlicht wurden /EU 06/. Aufbauend auf Ana-lysen von Betriebsdaten werden diese Referenzwerte in einer Matrix nach Baujahr und Brennstofftypen unterschieden. Die Referenzwerte werden erstmals bis Februar 2011 und danach alle 4 Jahre überprüft.

Nach der Umsetzung in nationales Recht sind die Mitgliedstaaten angehalten ein System zu etablieren, welches es ermöglicht, die aus KWK-Prozessen erzeugte Strom-menge nachzuweisen (so genannter Herkunftsnachweis). Außerdem sind von den Mitgliedstaaten Analysen der nationalen Potenziale zur Nutzung von hocheffizienten KWK-Anlagen (erstmals bis Februar 2007) zu erstellen. Die Studie für die deutschen Potenziale wurde im Juli 2006 vom DLR fertig gestellt /KRE 06/. Darüber hinaus sind erstmals bis Ende 2004 und danach jährlich Statistiken über die erzeugten Strom- und Wärmemengen aus KWK, sowie den eingesetzten Brennstoffen und den erzielten Primärenergieeinsparungen durch KWK vorzulegen.

Für die Ermittlung der Wirkungsgrad-Referenzwerte werden in der Richtlinie folgende Grundsätze aufgestellt:

• Beim Vergleich von KWK-Blöcken mit Anlagen der getrennten Strom- und Wärme-erzeugung werden die gleichen Kategorien von Primärenergieträgern verglichen.

• Die KWK-Blöcke werden immer mit der besten, im Jahr des Baus der Blöcke erhält-lichen Technologie für die getrennte Strom- und Wärmeerzeugung verglichen.

• Für KWK-Blöcke älter als 10 Jahre werden die Referenzwerte auf der Grundlage der 10 Jahre alten Blöcke festgelegt.

• Die Referenzwerte für die getrennte Erzeugung müssen sich an den klimatischen Unterschieden in den Mitgliedsstaaten orientieren.

Für die Abschätzung der nationalen Potenziale der KWK ist nach der Richtlinie folgendes zu analysieren:

• Welche Brennstoffe können voraussichtlich für die Ausschöpfung des KWK-Poten-zials genutzt und wie kann der Einsatz erneuerbarer Energieträger gefördert werden?

• Welche KWK-Technologie bzw. andere Technologien wird/werden voraussichtlich zur Ausschöpfung des nationalen Potenzials genutzt?

• Welche Art der getrennten Erzeugung wird durch hocheffiziente KWK ersetzt werden?

• Welcher Anteil des Potenzials wird durch Modernisierung bestehender und welcher durch den Bau neuer Anlagen ausgeschöpft?


2.2.3 Gekoppelte Erzeugung Bei der konventionellen Energieversorgung werden dem Verbraucher Wärme und Elekt-rizität aus getrennter Erzeugung, wie beispielsweise durch Hausheizung und Kohle-kraftwerk, bereitgestellt. Das Kraftwerk ist, sofern es sich um eine thermische Kraft-anlage handelt, auf eine maximale, theoretische Brennstoffausnutzung in Höhe des Carnotwirkungsgrades von etwa 65 % beschränkt. Die Restenergie wird als Abwärme durch Kühltürme, etc. abgeführt. Sie fällt in Dampfturbinenkraftwerken normalerweise bei einem Niveau knapp über der Umgebungstemperatur an, ist also für eine weitere thermische Nutzung nur bedingt geeignet.

In der Praxis lassen sich mit modernsten Steinkohlekraftwerken Wirkungsgrade von ca. 45 % erzielen (vgl. Tabelle 2-1). Durch Kombination von Gasturbinenkraftwerken mit nachgeschalteten Dampfturbinen (GuD) erhöht sich der Wirkungsgrad auf bis zu 60 %. Nachteile ergeben sich hierbei aus dem notwendigen Brennstoffwechsel von Kohle auf die teureren Brennstoffe Gas und Öl, die jedoch ein höheres CO2-Einsparungspotenzial besitzen. Im Durchschnitt wird derzeit im deutschen Kraftwerksmix ein Brutto-Wirkungsgrad von etwa 40 % erreicht /AGEB 07/, /eigene Berechnung/.

Tabelle 2-1: Vergleich konventioneller Wärmekraftmaschinen /LTK 02/

Wärmekraftmaschine Energieträger Wirkungsgrade (brutto)

Erreichbares Temperaturniveau bei

KWK-Nutzung Dampfturbine Meist (Stein-/Braun-)

Kohle, Gas, Öl, Kern-energie, Biomasse, Rest-

stoffe

33 % - 47 % 220 °C

Gasturbine Gas, Öl 30 % - 37 % 450 °C Gas- und Dampfturbine Gas, Öl 55 % - 60 % 220 °C

Verbrennungsmotor Gas, Öl, Biomasse (Öl, Gas)

30 % - 45 % 120 °C

In Abbildung 2-1 ist beispielhaft die höhere Brennstoffausnutzung eines KWK-Prozesses gegenüber der ungekoppelten Stromerzeugung dargestellt. Durch KWK wird in den Anlagen gleichzeitig zur mechanischen Energie (bzw. Strom) auch Wärme auf einem für Heiz- und Prozesszwecke nutzbaren Temperaturniveau bereitgestellt. Der gesamte Brennstoffausnutzungsgrad steigt dabei an, auch wenn dadurch auf einen Teil der elektrischen Energie verzichtet werden muss.


Abbildung 2-1: Unterschiede der Brennstoffausnutzung in konventionellen Kraft-werken sowie in KWK-Anlagen

2.2.4 Kennzahlen

Vollbenutzungsstunden Die Vollbenutzungsstunden tV (auch Volllaststunden oder Ausnutzungsdauer tA) ergeben sich als Quotient aus der End- oder Nutzenergieerzeugung und der Nennleistung der Anlagen, bezogen auf einen vorgegebenen Zeitraum, in der Regel auf ein Jahr (8.760 h).

Nenn

NutzV P

Wt =

WNutz Netto-Nutzenergieerzeugung in kWh PNenn Nennleistung in kW

Die Ausnutzungsdauer ist ein rechnerischer Wert für den Einsatz von Anlagen. Es wird dabei ermittelt, wie lange die Anlagen theoretisch bei voller Leistung genutzt worden wären. Tatsächlich werden die Anlagen jedoch nicht ständig mit voller Leistung betrieben, sondern entsprechend dem wechselnden Bedarf (Teillast).

Elektrischer / thermischer Systemwirkungsgrad Der elektrische (ηel) bzw. thermische Systemwirkungsgrad (ηth) beschreibt das Verhältnis von nutzbarer elektrischer Nettoleistung bzw. thermisch nutzbarer Wärmeleistung zur eingesetzten Brennstoffleistung. Die elektrische Nettoleistung versteht sich als Klemmenleistung abzüglich der Verluste im Umrichter und dem Hilfsenergiebedarf:

BS

nettoelel Q

P&,=η

BS

thth Q

Q&

&=η

Pel,netto elektrische Nettoleistung in kWel

Qth thermisch nutzbare Wärmeleistung in kWth

QBS Brennstoffleistung in kWHu

62,8%Abwärmeauf niederemTemperaturniveau

37,2%Nutz-energieStrom

100% BrennstoffKohle, Öl, Gas, Biomasse

Brennstoffausnutzung:Konventionelles Kraftwerk

20%Abwärmeauf niederemTemperatur-niveau

35,6%Nutz-energieStrom

44,4%Nutz-energieWärme auf nutzbaremNiveau

100% BrennstoffKohle, Öl, Gas, Biomasse

Brennstoffausnutzung: KWK


Gesamtwirkungsgrad Der Gesamtwirkungsgrad ηges errechnet sich als Summe aus elektrischem und thermischem Systemwirkungsgrad:

BS

thnettoelthelges Q

QP&

&+=+= ,ηηη

Elektrischer / thermischer Nutzungsgrad Während der Wirkungsgrad Leistungen ins Verhältnis setzt und somit stationäre oder quasistationäre Betriebszustände beschreibt, bezieht der Nutzungsgrad mit der Verhältniszahl aus abgegebener und zugeführter Arbeit bzw. Energiemenge die gesamte Betriebszeit also auch Anfahrt-, Pausen- und Leerlaufzeiten mit ein. Somit ist der Nutzungsgrad g maximal so groß wie der Wirkungsgrad, i.d.R. aber erheblich niedriger.

BS

nettoelel Q

Wg ,=

BS

thth Q

Qg =

Wel,netto Netto-Stromerzeugung in kWhel

Qth nutzbare Wärmeerzeugung in kWhth

QBS Brennstoffwärmeverbrauch in kWhHu

Gesamtnutzungsgrad Der Gesamtnutzungsgrad gges (auch Brennstoffausnutzung) einer KWK-Anlage ist das Verhältnis der Summe von Netto-Stromerzeugung und nutzbarer Wärmeerzeugung zum Brennstoffwärmeverbrauch in der gleichen Zeitspanne:

ges

thnettoelthelges W

WWggg

+=+= ,

spezifischer Brennstoffverbrauch Der spezifische Brennstoffverbrauch ist der Kehrwert des Nutzungsgrades.

thel

ges

KWKthelKWKthel QW

Qg

w+

==//

//1

Spezifische Emissionen Der Wirkungsgrad einer thermischen Kraftanlage spiegelt gleichzeitig deren spezifischen Brennstoffverbrauch wieder. Die CO2-Emissionen sind darüber hinaus abhängig von der Art des verwendeten Brennstoffs.

BSCOBuel

BSCOel

elCO rgHg

eg

e ,,

,, 222 6,3111

⋅⋅

⋅=⋅=

eCO2,i spezifische Emissionen in kg/kWh Hu,B Heizwert des Brennstoffes in MJ/kgBS

rgCO2,BS spezifische Menge der Rauchgaskomponente CO2 in kgCO2/kgBS


Stromkennzahl KWK-Anlagen können durch die Stromkennzahl σ charakterisiert werden. Bei Anlagen mit nur einem Freiheitsgrad ist die Stromerzeugung direkt an die Wärmeerzeugung gebunden. Die Stromkennzahl ist daher konstant.

th

nettoel

QP&,=σ

KWK-Anlagen mit zwei Freiheitsgraden sind durch eine variable Stromkennzahl gekennzeichnet. Die Wärmeauskopplung kann in bestimmten Betriebsbereichen von der Stromproduktion entkoppelt werden.

Für eine nicht vorhandene Wärmeleistung gilt in diesen Anlagen:

∞→⇒→ σ0thQ&

Stromanteil Da die Stromkennzahl bei sehr kleiner Wärmeauskopplung keine brauchbaren Werte liefert bzw. bei reiner Stromerzeugung nicht definiert ist, wird oft mit dem Stromanteil gerechnet.

thnettoel

nettoel

QPP

S&+

=,

,

mit:

S=0 reines Heizwerk S=1 reine Stromerzeugungsanlage

2.2.5 Anlagentypen Im Folgenden werden die unterschiedlichen, im KWK-Modernisierungs-Gesetz /KWK 02/ genannten Anlagentypen kurz vorgestellt.

Gegendruckturbinen sind Dampfturbinen, in denen der Dampf nicht vollständig entspannt wird. Dadurch wird auf einen Teil der mechanischen Energie verzichtet und die Stromausbeute gemindert. Die übrige, im Dampf verbleibenden Wärme steht nach-folgenden Anwendungen (Prozesswärme, Heizung) zur Verfügung. Durch die Festlegung auf ein bestimmtes Gegendruckniveau hat diese Turbinen-Bauart nur einen Freiheits-grad.

Entnahmekondensationsturbinen sind klassische mehrstufige Dampfturbinen, bei denen der Dampf in einem Niederdruckteil auf Umgebungstemperatur entspannt wird. Die Anzapfung erfolgt in der Regel im Mitteldruckteil der Anlage, wo geregelt oder ungeregelt (Anzapfturbine) Dampf entnommen wird. Die Entnahme verringert die Stromerzeugung. Als KWK-Strom zählt nach der Richtlinie FW 308 lediglich der Teil, der an die Wärmeentnahme gebunden ist /AGFW 02/. Liegt eine geregelte Entnahme vor, ist die Stromkennzahl in eingeschränktem Umfang variabel, da der Massen-durchsatz variiert werden kann.

Anlagen mit Organic Rankine Cylce (ORC) sind im Grunde Dampfturbinenanlagen (meist einstufig) mit einem organischen Medium (Thermoöl, wie Iso-Pentan, Iso-Oktan, Toluol oder Silikonöl) statt Wasser. Sie sind deshalb besser für die niedrigeren Tempe-


raturen bei Biomasseverbrennung, Geothermie oder anderer Wärme auf mittlerem Temperaturniveau (200 °C bis 300 °C) geeignet.

Als Gasturbinen mit Abhitzedampferzeuger werden (aeroderivate oder stationäre) Gasturbinen bezeichnet, denen ein Wärmetauscher zur Dampferzeugung nachgeschaltet ist. Dieser nutzt das bis zu 600 °C heiße Abgas zur Wärmeabgabe an ein Wärmeträger-medium (meistens Wasser). Besonders für die Erzeugung von Prozessdampf wird diese Variante häufig verwendet. Die Stromabgabe ist bei dieser Art Gasturbinen-KWK-Anlagen fest an die Wärmeabgabe gebunden.

In Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) wird der durch die Gasturbinen-abhitze erzeugte Dampf in einer der oben genannten Dampfturbinenarten weiter abge-arbeitet. Dieser Kombiprozess hat ein besonders hohes Potenzial zur Wirkungsgrad-verbesserung und besitzt mindestens zwei Freiheitsgrade.

Im Gegensatz zu reinen Gasturbinen- oder GuD-Anlagen kann in STIG-Anlagen (Cheng Cycle) der Dampf aus dem Abhitzedampferzeuger zu einem Teil direkt in die Gasturbine eingedüst werden. Dadurch erhöhen sich die Turbinenleistung und die Flexi-bilität der Anlage bezüglich der Entnahmeleistungen von mechanischer und thermischer Energie. Die Stromkennzahl ist somit in einem weiten Bereich variabel.

Bei verbrennungsmotorischen KWK-Anlagen wird neben der mechanischen Energie die Abwärme von Otto- oder Dieselmotoren genutzt. Bei Letzteren sind Leistungen bis 80 MWel möglich. Gerade im kleinen Leistungsbereich der dezentralen Anlagen, z. B. als Gebäudezentralheizung, werden häufig Motoren-BHKW eingesetzt. Große Verteilnetze für die Nah- bzw. Fernwärmeversorgung und daraus resultierende Verluste entfallen dabei.

Vermehrt könnten in Zukunft auch Brennstoffzellen als BHKW Verwendung finden. Da Brennstoffzellen nicht an den Carnotwirkungsgrad gebunden sind, sind bezüglich der Stromerzeugung theoretisch höhere Wirkungsgrade möglich. Je nach Typ kann Wärme bei Temperaturen von 65 °C bis 500 °C ausgekoppelt werden. Beide KWK-Typen sind durch eine konstante Stromkennzahl und damit nur einem Freiheitsgrad gekenn-zeichnet.

Stirling- und Dampfmotoren-HKW fristen ein Nischendasein bei Kleinanwendungen und sind kommerziell nur bedingt verfügbar.

2.2.6 Regelkonzepte für KWK-Anlagen Im stromgeführten Betrieb folgt die KWK-Anlage soweit wie möglich dem Strombedarf des zu versorgenden Objekts. Bei einem Stromverbrauch oberhalb ihrer elektrischen Nennleistung und unterhalb der Mindestleistung erfolgt Strombezug aus dem öffent-lichen Stromnetz, Stromeinspeisung findet nicht statt. Diese Betriebsweise ist energie-wirtschaftlich sinnvoll, solange die erzeugte Wärme im Objekt direkt genutzt oder in einem Wärmespeicher gepuffert werden kann. Andernfalls kann es nötig werden, Wärme entweder über Ersatzkühler (Bypass, Hilfskondensator) abzuführen, oder aber durch Kessel, Heizwerke zuzuführen. Beide Maßnahmen führen zu einem veränderten KWK-Strom-Anteil.

Im wärmegeführten Betrieb folgt die KWK-Anlage soweit wie möglich dem Wärmebedarf des zu versorgenden Objekts. Bei einem Wärmebedarf oberhalb ihrer thermischen Nennleistung erfolgt die Wärmeversorgung durch einen Zusatzbrenner. Gegebenenfalls


erfolgt ein Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz bzw. Stromeinspeisung. Bei der wärmegeführten Regelung kann es vorkommen, dass aufgrund eines zu geringen Wärmebedarfs die Jahresnutzungsdauer absinkt.

Neben der stromgeführten und der wärmegeführten Fahrweise steht auch eine Misch-regelung als Regelkonzept zur Verfügung. Dabei wird meist die thermische Trägheit eines Fernwärmenetzes oder eines Gebäudes genutzt, um die elektrische Erzeugung von der Wärmebereitstellung zu entkoppeln. Diese bedarfsangepasste Regelung ist nur bei KWK-Anlagen mit zwei Freiheitsgraden möglich.

12

3 Methodisches Vorgehen

3.1 Methodisches Vorgehen im Gesamtprojekt

Grundlegend für eine ganzheitliche und dynamische Bewertung ist zunächst die Kenntnis des gegenwärtigen Anlagenbestandes. Dies impliziert neben Anzahl, Größe und Altersstruktur der Anlagen auch die Kenntnis über die verwendeten Energieträger. Darauf aufbauend ist mittels eines plausiblen und mehr oder weniger realitätsnahen Szenarios die zukünftige Entwicklung des Anlagenbestandes über den gewünschten Betrachtungszeitraum mit und ohne der zu untersuchenden Technologie abzuschätzen. Neben den Entwicklungstendenzen der konventionellen Techniken ist bei der Betrach-tung einer neu einzuführenden Technik auch deren Rückwirkung auf den Anlagen-bestand zu berücksichtigen, um dem ganzheitlichen Ansatz zu genügen. Die dynamische Bewertung enthält über Szenarienbildung eine dynamische Komponente, die Rück- und Wechselwirkungen zwischen der neuen Technologie und dem Altbestand explizit durch Substitutionsmechanismen berücksichtigt. Durch die integrale Betrachtung der Energie-aufwendungen über den gesamten Untersuchungszeitraum werden die verschiedenen Fälle schließlich vergleichbar, was eine Bewertung der untersuchten Technologie ermöglicht.

Abbildung 3-1 zeigt schematisch das Vorgehen bei der ganzheitlichen dynamischen Bewertung.

2003

Ressourcen Ressourcen

Bereitstellung Bereitstellung

Primärenergieverbrauch Primärenergieverbrauch

Versorgungsstruktur Versorgungsstruktur

Endenergieanwendungsbilanz Endenergieanwendungsbilanz

Technikstruktur Technikstruktur

2050Ganzheitliche dynamische Bewertung von BZ

REF REFBZ BZ

REF REFBZ BZ

Abbildung 3-1: Methodisches Vorgehen bei der ganzheitlichen dynamischen Bewertung

Zunächst wird, basierend auf statistischen Daten für den Ist-Zustand, eine Bilanz erstellt, die den Energieverbrauch in den einzelnen Sektoren nach dem Verwendungs-zweck aufteilt. Für die zeitliche Entwicklung des Energieverbrauchs in den Sektoren

Methodisches Vorgehen 13

wird auf ein Endenergieszenario zurückgegriffen, das sich an der im Energiereport IV /EWI 05/ und anderen Quellen prognostizierten Entwicklung orientiert (vgl. Kapitel 4.2). Diese Entwicklung ist ein Maß für den Bedarf an Energie (Nutzenergie oder Energie-dienstleistung), wenn eine von anderen Rahmenfaktoren entkoppelte Entwicklung der Technikstruktur zugrunde gelegt wird. Das abgeleitete Endenergieszenario bildet die Referenzentwicklung (ohne Einsatz von Brennstoffzellen) ab und erlaubt dadurch die Differenzbetrachtung zur Entwicklung mit Brennstoffzellen.

Durch die Einführung der Brennstoffzellen ergeben sich Wechselwirkungen mit dem Energiesystem Deutschland, das durch das angesetzte Referenzszenario beschrieben wird. So hat die Strom- und Wärmebereitstellung durch Brennstoffzellen, die durch den Energiebedarf und andere Faktoren nach oben begrenzt ist, Auswirkungen auf Anlagen-struktur, Nutzungsgrade und Energieeinsatz. Abbildung 3-2 zeigt, an welchen Punkten Rückkopplungen zu erwarten sind.

Anlage(z.B. Brennstoffzelle)

Strom Wärme

Durchschn. NutzungsgradNutzungsprofil

Endenergieträgerz.B. Gas

Vorkette

Energiebedarf

Nutzungsgrad

Anlagenstruktur

Endenergie-trägerstruktur

Primärenergie-trägerstruktur

Abbildung 3-2: Brennstoffzelle in Wechselwirkung mit dem Energiesystem Deutsch-land

Zur energetischen Bewertung wird der Kumulierte Energieaufwand als Instrument gewählt, um auch die Aufwendungen zur Bereitstellung der Energieträger vollständig zu erfassen. Dazu ist eine genaue Analyse der Bereitstellungsketten notwendig. Deren Projektion auf die Zukunft kann durch eine Betrachtung der regionalen Reichweiten der Energieträger erfolgen. Durch Erschöpfung von Lagerstätten wird sich die Struktur der Importländer ändern. Ein neuer Aspekt ist dabei, dass die ganzheitliche Betrachtung mit einer Szenarienbildung verknüpft wird. Bisher wurden Prozessketten- und Lebens-zyklusanalysen vorwiegend bei der Betrachtung von individuellen Versorgungsaufgaben und industriellen Produktionsverfahren eingesetzt, um mit ihrer Hilfe Entwicklungs- und Einsparpotenziale zu erkennen. Auf das genaue methodische Vorgehen im Rahmen einer derartigen ganzheitlichen Betrachtung wird in den folgenden Kapiteln im Detail eingegangen.

Um diejenigen Bereiche mit Wärme- und Strombedarf zu identifizieren, die durch Brennstoffzellen versorgt werden können, wird das KWK-Potenzial in den Sektoren

14 Bewertung der KWK

Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung, Industrie und der allgemeinen Energiever-sorgung ermittelt. Dazu wird jeweils eine eigene Methodik entwickelt, die eine indivi-duelle Analyse der Sektoren erlaubt.

Für einen Technikvergleich werden sowohl die Brennstoffzellen, als auch die konven-tionellen Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen modelliert und mit ihren technischen und wirtschaftlichen Daten abgebildet. Durch beispielhafte Einzelvergleiche wird u. a. mit Hilfe der Methodik „CO2-Vermeidungskosten“ ein Technikvergleich durchgeführt. Die Technologien werden mit Hilfe von Fallbeispielen anhand einer stundengenauen Ganzjahressimulation hinsichtlich ihrer CO2-Effizienz und Wirtschaftlichkeit bewertet. Als Referenz für die Berechnung dient der erwartete Stand der Technik im Jahr 2010, in dem voraussichtlich erste großtechnische Anwendungen von Brennstoffzellen- und Wasserstofftechnologien möglich sein werden.

Die gesammelten Daten zur Entwicklung des Endenergieverbrauchs werden in einer zentralen Berechnungsdatei zusammengeführt (vgl. Kapitel 3.7). Mit dieser kann schließlich ein ganzheitliches Brennstoffzellenszenario entwickelt werden, das auch die Substitution bestehender Technologien beachtet. So können die Auswirkungen einer breiten Anwendung von Brennstoffzellen analysiert werden.

3.2 Bewertung der KWK

Da durch KWK-Anlagen, wie in Kapitel 2.2.3 dargestellt, gleichzeitig Strom und Wärme erzeugt werden, ergeben sich oftmals Probleme bei der richtigen Bewertung der unter-schiedlichen Energieformen. So sind Brennstoffeinsatz, Emissionen oder Kosten nicht eindeutig auf die entstehenden Produkte - Strom und Wärme – aufteilbar. Bei der ungekoppelten Erzeugung ist dies hingegen leicht möglich. Die Problematik der Allokation soll im Folgenden näher beschrieben werden.

3.2.1 Bei Einzelanlagen Die Zuordnung der primärenergetischen Aufwendungen oder Emissionen kann auf unterschiedliche Weise erfolgen:

• Monetäre Allokation • Exergetische Allokation • Energetische Allokation

Bei der ökonomischen Bewertung wird der Brennstoff gemäß der Erlösstruktur für Strom- und Wärmeverkauf aufgeteilt. Daher ist eine Festlegung von Preisen für Strom und Wärme notwendig. Diese Bewertung unterliegt stetigen Schwankungen, je nach aktuellen Energiepreisen und lokaler Verfügbarkeit der Energieträger. Für einzel-wirtschaftliche Betrachtungen, wie etwa Überlegungen zu Investitionsentscheidungen, kann die monetäre Allokation jedoch ggf. sinnvoll sein.

Bei der exergetischen Allokation wird dem Umstand Rechnung getragen, dass (Ab-) Wärme mit höherem Temperaturniveau einen größeren Exergiegehalt (vgl. Kapitel 2.1) besitzt, als Niedertemperaturwärme. Entscheidend ist dabei jeweils das nutzbare Temperaturgefälle, das meistens durch die Temperaturspreizung zur Umgebungs-temperatur bestimmt ist. Strom selbst ist reine Exergie. Die Zuordnung erfolgt bei dieser Bewertungsmethode gemäß der Exergiegehalte der Produkte. Für eine spätere


Interpretation der Ergebnisse muss das zur Berechnung angesetzte Temperaturniveau oder der verwendete Aufteilungsfaktor bekannt sein.

Diese Bewertungsweise bietet sich an, wenn die erzeugte Wärme bei dem Temperatur-niveau genutzt wird, bei dem sie anfällt. Beispielsweise ist es exergetisch nicht sinnvoll, mit 400-grädiger Abwärme Heizwärme mit 60 °C bereitzustellen, da dadurch ein großer Teil der Exergie nicht genutzt wird.

Bei der energetischen Allokation erfolgt die Aufteilung gemäß den Energieströmen. Dabei bilden der Gesamtnutzungsgrad des KWK-Systems und der spezifische Brennstoffverbrauch die wesentlichen Kennwerte. Bei dieser Bewertungsmethode werden die unterschiedlichen energetischen Wertigkeiten der Produkte Strom und Wärme nicht betrachtet. Ein Gesamtnutzungsgrad von 70 % wird also beispielsweise durch einen elektrischen Nutzungsgrad gel von 20 % und einen thermischen Nutzungs-grad gth von 50 %, oder aber durch einen höherwertigen Prozess mit gel = 40 % und ein gth von 30 % erreicht. Der Unterschied der beiden Beispielprozesse kann allein mit der energetischen Allokation nicht bewertet werden. Mit Hilfe des - aus der Stromkennzahl abgeleiteten - Stromanteils S kann dieser Nachteil relativiert werden. Dieser ist 1 für reine Stromerzeugungsanlagen und 0 für reine Heizwerke (vgl. auch Kapitel 2.2.4).

Abbildung 3-3 zeigt den relativen Brennstoffverbrauch (Kehrwert des Nutzungsgrades) für verschiedene Fälle der getrennten Strom- und Wärmebereitstellung und die Band-breite der KWK-Erzeugung über dem Stromanteil aufgetragen. Für eine virtuelle KWK-Anlage aus Kraftwerk und Wärmeerzeuger stellt sich je nach Verhältnis ein spezifischer Brennstoffverbrauch auf der eingezeichneten Referenzlinie ein.

KWK-Anlagen arbeiten effizienter als die getrennte Erzeugung, wenn sie unter der gewählten Referenzlinie liegen. Weil nach der Ökosteuer KWK-Anlagen mit einem Gesamtnutzungsgrad von über 70 % begünstigt werden, wurde dieser Wert als Unter-grenze für KWK-Anlagen eingezeichnet. Gegenüber dem Anlagendurchschnitt ergeben sich für Stromkennzahlen über 0,25 immer Effizienzvorteile für die KWK-Anlagen. Bei kleinen Stromkennzahlen können auch Anlagen steuerlich begünstigt werden, die ener-getisch schlechter sind, als die getrennte Erzeugung. Bei einer Wirkungsgradver-besserung der konventionellen Anlagen (z. B. Brennwertkessel und GuD-Anlage) verschiebt sich der KWK-Vorteil zu hohen Stromkennzahlen. Im Fall der besten Referenztechnologie (BRef) sind so für KWK-Anlagen Stromkennzahlen von über 2 erforderlich, um einen energetischen Vorteil gegenüber der getrennten Erzeugung zu erhalten.


Abbildung 3-3: Einzelfallbewertung der KWK gegenüber der getrennten Erzeugung

3.2.2 In Energiebilanzen

Die amtlichen Energiebilanzen In Deutschland werden die amtlichen Energiebilanzen von der AG Energiebilanzen e.V., bestehend aus Verbänden der Energiewirtschaft und Forschungseinrichtungen, veröffentlicht. Sie „… wertet die vorhandenen Statistiken aus allen Gebieten der Energiewirtschaft nach wissenschaftlichen Gesichtspunkten aus, erstellt Energie-bilanzen und macht diese der Öffentlichkeit zugänglich“ /AGEB 07/.

Energiebilanzen, wie sie auch in diesem Projekt betrachtet werden, bilden in sich geschlossen den Energiefluss von der Primärenergie bis zur Endenergie ab. Die End-energie lässt sich – etwa mit Kenntnis der Technikstrukturen auf der Nutzungsseite – auf die Anwendungsarten Licht, mechanische Energie, IuK sowie Wärme aufteilen. Die Wärme beinhaltet wiederum die Prozesswärmebereitstellung (inkl. Warmwasser-bereitung) und die Raumheizwärme. Abbildung 3-4 zeigt schematisch den Energiefluss von der Primärenergie bis zur Anwendung.


Abbildung 3-4: Schematische Darstellung des Energieflusses in Deutschland

Für den Umwandlungssektor wird nach dem so genannten „Bruttoprinzip“ vorgegangen. Energieträger, die aus Umwandlungsprozessen entstehen und wiederum der Umwandlung zugeführt werden, werden sowohl als Ausstoß, als auch Einsatz bilanziert. Das ist z. B. bei Heizöl der Fall, das in Raffinerien aus Rohöl hergestellt und in Kraft-werken in Strom umgewandelt wird. Diese Doppelbilanzierung wird dadurch bereinigt, dass eine Zeile „Energieangebot im Inland nach Umwandlungsbilanz“ eingeführt wird, die nur das in den anderen Sektoren zur Verfügung stehende Endenergieangebot ausweist.

Das gleiche Problem ergibt sich jedoch auch, wenn nun Strom aus dezentralen Eigen-erzeugungsanlagen in Haushalten, GHD und Industrie ins Stromnetz eingespeist wird. Dann wäre er als Endenergieträger „Strom“ in der Statistik erfasst. Dies ist auch für die, zur Erzeugung eingesetzten Energieträger (z. B. Erdgas) der Fall. Es kommt zur Doppelbilanzierung.

Für die geringe Anzahl der Anlagen in Haushalten und GHD ist dieser Effekt (noch) vernachlässigbar, nicht jedoch für die Industriekraftwerke und -heizkraftwerke. Deshalb wird in den Energiebilanzen eine Aufteilung vorgenommen und Strom aus Eigen-erzeugungsanlagen der Industrie im Umwandlungssektor ausgewiesen. Er wird dazu bewertet, als wäre er in reinen Kraftwerken erzeugt worden. Für die Wärmeerzeugung ist daher - je nach Anwendung - eine andere Allokation des Brennstoffeinsatzes notwendig. Die KWK-Wärme taucht versteckt in den Bilanzen an unterschiedlichen Stellen auf.


Diese Intransparenz ist für die Erstellung von energiebilanzbasierten Szenarien zur KWK-Bewertung nur bedingt brauchbar, wie im Folgenden nochmals ausführlicher erläutert wird.

Bewertung der KWK mit einem Referenzkraftwerk (Stromgutschriftmethode) Abbildung 3-5 zeigt das methodisch richtige Vorgehen bei der Bewertung der KWK nach der energetischen Allokation. Während in diesem Beispiel aus hundert Energie-einheiten im Kraftwerkspark 40 Einheiten Strom produziert werden, kommen aus den KWK-Anlagen 30 Einheiten Strom und 50 Einheiten Wärme.

KW-Park

KWK-Anlagen

Abbildung 3-5: Richtige Bewertung der KWK im Energieflussbild

KWK-Anlagen werden in den Bilanzen wie reine Kraftwerke behandelt. Durch die Be-wertung mit einem Referenzkraftwerk wird der Brennstoff - ähnlich der exergetische Allokation - virtuell auf die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung aufgeteilt. Nur der Brennstoffmehraufwand der gekoppelten gegenüber der ungekoppelten Stromerzeugung wird so der Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplung angelastet. Diese Methode wird auch als Stromgutschriftmethode bezeichnet.

In Abbildung 3-6 ist dieser Sachverhalt dargestellt. Die 30 Einheiten KWK-Strom aus dem oberen Beispiel führen mit dem Nutzungsgrad von 40 % des konventionellen Kraftwerkes zu einer Brennstoffbedarf von 75 Einheiten. Der Brennstoffmehraufwand, also die übrigen 25 Brennstoffeinheiten, wird der Wärmeerzeugung zugerechnet, was zwar den Brennstoffeinsatz summenrichtig wiedergibt, aber bei der Wärmebereit-stellung zu einem Nutzungsgrad von 200 % führt.


KWK-Stromerzeugung

KWK-Wärmeerzeugung

Abbildung 3-6: Bewertung der KWK mit einem Referenzkraftwerk

KWK-Anlagen werden in unterschiedlichen Sektoren betrieben – von der dezentralen Hausenergie- und Objektversorgung über industrielle Anwendungen bis hin zum Groß-kraftwerk mit Fernwärmeauskopplung. Alle diese Sektoren werden in der einen oder anderen Form in der geschlossenen Energiebilanz statistisch erfasst.

Nachfolgend sind die unterschiedlichen Bewertungsverfahren für die KWK in den Ener-giebilanzen und deren Auswirkungen erläutert.

KWK der allgemeinen Versorgung in den Energiebilanzen In den Energiebilanzen für Deutschland /AGEB 07/ wird für die allgemeine Versorgung die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen mit derjenigen aus reinen Kraftwerken zusammengefasst. Die Wärme aus Heizkraftwerken ist mit dem nach oben beschrie-bener Methode ermittelten Energieträgereinsatz aufgeführt (vgl. Abbildung 3-7).

Gesamte Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung

KWK-Wärmeerzeugung der allgemeinen Versorgung (Fernwärme)

Abbildung 3-7: KWK in der allgemeinen Versorgung

Die Stromkennzahl der Kraftwerke in der allgemeinen Versorgung ist zum Teil deutlich größer als eins. Gleichzeitig ist der Gesamtnutzungsgrad bei Anlagen mit wenig Wärme-auskopplung, z. B. bei großen Braunkohleblöcken, niedriger, als die in der qualitativen


Darstellung angenommenen 80 %. Das führt dazu, dass anstatt der 200 % niedrigere Nutzungsgrade entstehen.

KWK in der industriellen Eigenversorgung KWK-Anlagen der Industrie werden wie reine Kraftwerke behandelt und der Strom im Posten „Industriewärmekraftwerke“ in der Umwandlungsbilanz bilanziert. Die gleich-zeitige Wärmeerzeugung wird auf ein Brennstoffäquivalent zurückgerechnet. Dieses wird mit den Endenergieträgern zusammengefasst als Endenergie im Sektor Industrie ausgewiesen. In Abbildung 3-8 ist dies als 25+x gekennzeichnet.

KWK-Stromerzeugung

KWK-Wärmeerzeugung

Abbildung 3-8: KWK in der industriellen Eigenversorgung

Dieses Vorgehen birgt eine große Unsicherheit, da nicht nachvollziehbar ist, wie viel Energie in konventionellen Wärmeerzeugern eingesetzt wird. Die Interpretation von Szenarienrechnungen mit durchschnittlichen Nutzungsgraden von Heizkesseln kann und wird daher zu Fehlern führen.

Sonstige KWK-Anlagen zur Eigenversorgung, wie BHKW, sind nicht explizit in den Energiebilanzen enthalten. Hier sind lediglich der gesamte Endenergieeinsatz und der gesamte Stromverbrauch der Sektoren bekannt. Dies verursacht, wie oben erläutert, eine Doppelbilanzierung.

In Tabelle 3-1 ist zusammenfassend dargestellt, in welchen Posten die einzelnen KWK-Anteile in den Energiebilanzen /AGEB 07/ bilanziert sind.

Tabelle 3-1: Bilanzierung der unterschiedlichen KWK-Anlagen bei den amtlichen Energiebilanzen

KWK-Strom KWK-Wärme Allgemeine Versorgung Zusammen mit ungekoppelter Erzeugung

der allgemeinen Versorgung Als Fernwärme mit dem restlichen Brennstoff-einsatz nach Referenzkraftwerk

Industrielle Eigenerzeugung Zusammen mit ungekoppelter Erzeugung der industriellen Eigenerzeugung

Als Brennstoffäquivalent nach Referenzkraftwerk zusammen mit dem restlichen Endenergie-trägerverbrauch der Industrie

Sonstige Eigenerzeugung Nicht explizit enthalten Nicht explizit enthalten


3.2.3 Methodik zur Darstellung der KWK in energiebilanzbasierten Szenarien Die Darstellung der KWK nach der AG Energiebilanzen ist aufgrund der intranspa-renten Zuordnung der Produkte nicht geeignet, um den Einfluss von KWK-Anlagen darzustellen. Ein ähnliches Vorgehen würde die Ergebnisse dieses Projektes nur schwer interpretierbar machen.

Um diese Probleme bei der Bewertung der KWK-Prozesse zu umgehen, wird vorge-schlagen, die KWK-Anlagen vollständig in den Umwandlungssektor aufzunehmen. Dazu ist es notwendig, auf der Endenergieseite einen Posten „Wärmeeigenerzeugung in KWK-Anlagen“ für alle Verbrauchssektoren einzuführen, in denen stationäre Brennstoffzellen-systeme oder andere dezentrale KWK-Anlagen eingesetzt werden. Diese Endenergieform kann ohne zusätzliche Bilanzierung von Netzverlusten an die Anwendung „Wärme“ übergeben werden.

Für eine derartige Umgestaltung der Energiebilanzen müssen die vorhandenen Energie-statistiken neu ausgewertet und bereinigt werden. Erst dann stehen alle notwendigen Informationen zu Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Deutschland zur Verfügung.

Die Bewertung der KWK-Anlagen erfolgt schlussendlich nicht exergetisch oder nach der Methode des Brennstoffmehraufwandes, sondern nach energetischer Allokation mit Berücksichtigung der Stromkennzahl. Dazu werden Strom und Wärme jeweils mit dem Gesamtnutzungsgrad bewertet. So ist durch einfache Addition der jeweils eingesetzten End- bzw. Primärenergie der Gesamtenergieverbrauch der KWK-Anlagen berechenbar (Abbildung 3-9).

Abbildung 3-9: Vorgehen zur Bewertung der KWK in energiebilanzbasierten Szenarien

Bei diesem Vorgehen ist darauf zu achten, dass die beiden Produkte Strom und Wärme immer gekoppelt erzeugt werden und die Bilanzgrenze daher immer um beide Energie-formen gezogen werden muss. Das ist gewährleistet, wenn die Stromkennzahl bekannt ist.

22 Kumulierter Energieaufwand

3.3 Kumulierter Energieaufwand

3.3.1 Grundlagen gemäß „VDI 4600“ Der kumulierte Energieaufwand (KEA) gibt die Gesamtheit des über Bereitstellungs-nutzungsgrade primärenergetisch bewerteten Aufwands an, der im Zusammenhang mit der Herstellung, Nutzung und Beseitigung eines ökonomischen Gutes, also eines Produkts oder einer Dienstleistung, entsteht bzw. diesem ursächlich zugewiesen werden kann. Der kumulierte Energieaufwand stellt die Summe der kumulierten Energieauf-wendungen für die Herstellung (KEAH), die Nutzung (KEAN) und die Entsorgung (KEAE) des ökonomischen Gutes dar, wobei für die Teilsummen anzugeben ist, welche Vor- und Nebenstufen mit einbezogen sind:

ENH KEAKEAKEAKEA ++=

3.3.2 Definition der Begriffe

Kumulierter Energieaufwand für die Herstellung (KEAH) KEAH wird die Summe der primärenergetisch bewerteten Energieaufwendungen genannt, die sich bei der Herstellung selbst, sowie bei der Gewinnung, Verarbeitung, Herstellung und Entsorgung der Fertigungs-, Hilfs- und Betriebsstoffe und Betriebs-mittel einschließlich der Transportaufwendungen für einen Gegenstand oder eine Dienstleistung ergeben.

Kumulierter Energieaufwand für die Nutzung (KEAN) KEAN wird die Summe der primärenergetisch bewerteten Energieaufwendungen genannt, die sich beim Betrieb und der Nutzung eines Gegenstandes oder einer Dienst-leistung ergeben. Diese Summe beinhaltet neben dem Betriebsenergieverbrauch den KEA für die Herstellung, Einbau und Entsorgung von Ersatzteilen, von Hilfs- und Betriebsstoffen sowie von Betriebsmitteln, die für Betrieb und Wartung erforderlich sind. Die zugrunde gelegten Betriebs- und Nutzungszeiten sind stets anzugeben. Der Energieaufwand für Transporte ist mit einzuschließen.

Kumulierter Energieaufwand für die Entsorgung (KEAE) KEAE wird die Summe der primärenergetisch bewerteten Energieaufwendungen genannt, die sich bei der Entsorgung eines Gegenstandes oder Teilen des Gegenstandes, d. h. dem endgültigen Ausschleusen aus dem Nutzungskreislauf, ergeben. Diese Summe beinhaltet neben dem Energieaufwand für die Entsorgung selbst, den KEA für die Herstellung und Entsorgung von Hilfs- und Betriebsstoffen sowie von Betriebsmitteln, die für die Entsorgung erforderlich sind. Der Energieaufwand für Transporte ist hier ebenfalls zu bilanzieren.

Spezifischer KEA Insbesondere für die Berechnung des Primärenergieaufwandes, der den Energiegehalt der Rohstoffe in ihrer Lagerstätte angibt, wird der spezifische KEA verwendet. Er beschreibt den kumulierten Energieaufwand, der benötigt wird um eine bestimmte Menge Endenergie am Einsatzort bereitzustellen. Er kann z. B. in den Einheiten kWhprim pro kWhend oder auch MJprim pro MJend angegeben werden.


Unter Vernachlässigung von Aufwendungen zur Wartung und Instandhaltung stellt der spezifische KEAN bei energiewandelnden Anlagen den Kehrwert des Nutzungsgrades dar und wird oft auch als spezifischer Brennstoffverbrauch bezeichnet. Er gibt an, wie viel Energie aufgewendet werden muss, um eine Einheit der Zielenergie (Strom und/oder Wärme) zu erhalten.

Bereitstellungsnutzungsgrad Eine alternative Größe zur Beschreibung der Energieträgervorkette stellt der Bereit-stellungsnutzungsgrad b dar der in /VDI 4600/ definiert wird. Er beschreibt das Verhältnis des Energieinhalts eines Energieträgers am Einsatzort (z. B. Heizwert eines Brennstoffes) zum gesamten Primärenergieaufwand, der zur Bereitstellung des Energie-trägers notwendig ist. Er stellt also den Kehrwert des spezifischen KEA dar.

Spezifischer Energieaufwand Als spezifischer Energieaufwand (SEA) wird nach /MAU 93/ die Summe aller Energie-verbrauchsarten einer Prozessstufe der Herstellung bzw. Bereitstellung der produkt-relevanten Inputs, bezogen auf die Einheit des betrachteten Produkts, definiert. Durch die Kumulierung des SEA der einzelnen Prozessstufen in den drei Phasen der Her-stellung, Nutzung und Entsorgung kann ein Energieaufwand somit ursächlich zuge-wiesen werden, der mit der Existenz der Gegenstände oder Sachverhalt verknüpft ist.

Nicht kumulierter Energieaufwand Für die methodischen Überlegungen zu einem dynamischen KEA wird ein nicht-kumu-lierter Energieaufwand EA(t) definiert. Dieser stellt eine Momentaufnahme des Energie-verbrauchs in der jeweiligen Phase des Produktlebenszyklus dar und beinhaltet im Gegensatz zum KEA dadurch keine historischen Werte. Der EA(t) wird auf einen definierten Bilanzraum und Bilanzzeit bezogen und in Energie pro Zeiteinheit ange-geben. Für eine infinitesimal kleine Zeiteinheit (t→0) bildet er eine Leistung ab.

Der KEA erlaubt eine primärenergetische Bewertung von der Lagerstätte der Primär-energieträger bis zur Zielenergie (bei KWK: Strom und Wärme), was insbesondere bei Energiewandlern mit unterschiedlichen Energiequellen eine entscheidende Rolle spielen kann, wenn deren Gesamteffizienz verglichen werden soll.

3.4 Theoretische Überlegungen zum dynamischen KEA

3.4.1 Statischer KEA Bei der Berechnung des gesamten kumulierten Energieaufwandes werden, wie in Kap. 3.3.1 die kumulierten Energieaufwendungen für Herstellung, Nutzung und Entsor-gung addiert. Diese wiederum ergeben sich aus der Summe (bzw. dem Integral) des jeweiligen spezifischen Energieaufwands.

∑=

=n

iii SEAKEA

1

i Phase im Produktlebenszyklus (Herstellung, Nutzung, Entsorgung)

24 Theoretische Überlegungen zum dynamischen KEA

Der kumulierte Energieaufwand wird üblicherweise schon vor Beginn der Herstellung berechnet, so dass er einen idealisierten Zustand für einen im Voraus bestimmten Zeit-punkt des Lebensdauerendes darstellt.

In Abbildung 3-10 ist der Vorgang zur Ermittlung des gesamten KEA graphisch dargestellt. KEAH und KEAE sind nach unten aufgetragen, um die Darstellung der absoluten zeitlichen Entwicklung des KEAN nicht zu beeinflussen. Der KEAN wird mit Hilfe durchschnittlicher Nutzungsgrade und einer angenommenen Lebensdauer des Produktes, speziell von Anlagen, berechnet. Es wird angenommen, dass die Anlage über die gesamte Lebensdauer jährlich die gleiche Energiemenge benötigt. Das bedeutet, es tritt keine Degradation beim Nutzungsgrad auf. Der KEAN wird daher im dargestellten Idealfall durch eine Gerade mit konstanter Steigung (= EA(t)) beschrieben. Am Ende der Lebensdauer erhöht sich der KEAN nicht weiter und behält einen konstanten Wert. Bei der Entsorgung von Produkten kann ggf. ein Teil des Energieinhaltes dem Produkt etwa durch Recycling gutgeschrieben werden. Der KEAE wird dadurch vermindert.

Zeit

Kum

ulie

rter

Ene

rgie

aufw

and

KumulierterEnergieaufwand (H)KumulierterEnergieaufwand (N)KumulierterEnergieaufwand (E)

KEAN

KEAH

KEAE

Abbildung 3-10: Kumulierter Energieaufwand (idealisiert)

3.4.2 Dynamisierung des kumulierten Energieaufwandes In der Realität sind die Energieaufwendungen in den einzelnen Lebenszyklusphasen eines Produktes jedoch keineswegs derartig konstant. Vielmehr verteilen sich Herstellung und Entsorgung über einen längeren Zeitraum, in denen auch der zeit-diskrete Energieverbrauch (EA(t)) nicht zwingend konstant ist. In Abbildung 3-11 ist der KEA für ein fiktives Kraftwerk über dessen Lebensdauer dargestellt. Hier wird während der Revision keine Energie verbraucht, der KEAN erhöht sich deshalb nicht. Real wird in Revisionszeiten Energie für Instandhaltung und Wartung eingesetzt und der KEAN steigt dadurch leicht. Wird jährlich eine wechselnde Energiemenge umgesetzt, steigt die Kurve nicht konstant.


Die Zunahme des KEAN einer Einzelanlage wird u. a. verändert durch:

• wechselnde Anlagenauslastung, • altersbedingte Verschlechterung des Anlagennutzungsgrades (Degradation), • Revisionszeiten und Repowering-Maßnahmen, • Brennstoffzusammensetzung und • Änderungen bei den Bereitstellungsnutzungsgraden der Energieträger.

Der gesamte kumulierte Energieaufwand wird durch die Beachtung dieser zeitlich veränderbaren Einflussfaktoren zu einer Funktion der Zeit.

∫=

=n

tii dttEAtKEA

0

)()(

i Phase im Produktlebenszyklus t Zeit von 0 (= Startzeitpunkt) bin n (= Ende der Betrachtungszeit)

Zeit

Kum

ulie

rter

Ene

rgie

aufw

and

KumulierterEnergieaufwand (H)KumulierterEnergieaufwand (N)KumulierterEnergieaufwand (E)

KEAN

KEAH

KEAEKW wirdgebaut

Revision(kein Betrieb)

Inbetriebnahme

KW gehtausserBetrieb

Rückbau

Abbildung 3-11: Kumulierter Energieaufwand (dynamisch)

Da diese Einflüsse im Voraus nur bedingt bekannt sind, kann der KEA theoretisch erst nach Beendigung der Entsorgung berechnet werden, wenn alle erforderlichen Daten verfügbar sind. Der so ermittelte KEA wird dann von der idealisierten Betrachtung abweichen, beinhaltet aber eine oder mehrere dynamische Komponenten.

3.4.3 Erweiterung auf mehrere Anlagen Sollen mehrere Anlagen betrachtet werden, so überlagern sich deren Energieverbrauch und die Lebenszyklusphasen gegebenenfalls. In Abbildung 3-12 ist der nicht-kumu-lierte Energieaufwand (EA(t)) für den Bau, den Betrieb und die Entsorgung von zwei Beispielkraftwerken über einen Zeitraum dargestellt. Herstellung und Entsorgung sind wieder nach unten, der Betrieb nach oben aufgetragen, um sich nicht gegenseitig in ihrer Darstellung zu beeinflussen. Ein effizienterer Betrieb (z. B. bei KW 2) zeigt sich durch einen niedrigeren Energieverbrauch bei der Nutzung. Veränderungen bei Herstellungs- und Entsorgungsaufwand, beispielsweise durch bessere Verfahren oder aber komplexere Technik und höherwertige Werkstoffe, zeigen sich in der Höhe des Energieverbrauchs.

26 Theoretische Überlegungen zum dynamischen KEA

Zeit

Ener

giea

ufw

and

Energieaufwand(H)Energieaufwand(N)Energieaufwand(E)Energieaufwand(H)Energieaufwand(N)Energieaufwand(E)

KW1 wirdgebaut

KW2 wirdgebaut

KW1 wirddemontiert

KW1 geht inBetrieb

KW2 geht inBetrieb (Parallelbetrieb) KW1 ausser

Betrieb KW2 ausserBetrieb

KW1

KW2

KW2 wirddemontiert

Abbildung 3-12: Dynamischer Energieaufwand von zwei Kraftwerken

Der Kumulierte Energieaufwand ergibt sich, wie in Kap 3.4.2 für die Einzelanlage beschrieben, aus dem Integral aller Energieaufwendungen beider Anlagen über der Zeit. Eine andere Berechnungsmöglichkeit ergibt sich aus der nachträglichen Summierung der einzelnen kumulierten Energieaufwendungen beider Anlagen.

∑=j

jges tKEAtKEA )()(

j Anlagennummer

In Abbildung 3-13 ist der kumulierte Energieaufwand der beiden fiktiven Kraftwerke dargestellt.

Zeit

Kum

ulie

rter

Ene

rgie

aufw

and

KumulierterEnergieaufwand (E)KumulierterEnergieaufwand (N)KumulierterEnergieaufwand (H)

KEAN

KEAH

KEAE

KW1 wirdgebaut

KW2 wirdgebaut

KW1 wirddemontiert

KW1 geht inBetrieb

KW2 geht inBetrieb (Parallelbetrieb)

KW1 ausserBetrieb

KW2 ausserBetrieb

KW2 wirddemontiert

t1t0

Abbildung 3-13: Dynamischer kumulierter Energieaufwand von zwei Kraftwerken

Auf diese Art und Weise könnte der gesamte Kraftwerkspark in seinem zeitlichen Wan-del, inklusive der Veränderung der Aufwendungen für Herstellung und Entsorgung, abgebildet werden.


Eine Schwierigkeit entsteht bei dieser Betrachtungsweise, wenn die Zeitpunkte für Herstellung und Entsorgung nicht genau bekannt sind, bzw. wenn diskrete Zeitpunkte betrachtet werden. Wird beispielsweise die Leistung des Anlagenparks einmal zum Zeit-punkt t0 und ein zweites Mal bei t=t1 erfasst, so ist nicht ersichtlich, ob Kraftwerk 1 tatsächlich abgeschaltet wurde oder weiter betrieben wird. Eine derart detaillierte Be-trachtung des KEA gelingt also nur bei einer lückenlosen Erfassung des Energie-verbrauchs bzw. der Ereignisse. Sind diese bekannt, können die Einzelkraftwerke durch den Komplex aus der gesamten installierten Kraftwerksleistung in Deutschland ersetzt werden. Dieses Kraftwerksmodell kann so durch eine geeignete Wahl der Bilanzgrenze wie eine große Einzelanlage behandelt werden.

3.5 Einbindung des KEA in die Energiebilanzen

Für die Einbindung von Lebenszyklusdaten in energiebilanzbasierte Szenarien ist eine derart mikroskopische Betrachtung, wie oben angestellt, nicht zielführend. Vielmehr ist die Dynamik durch das Szenario gegeben, das sich verändernde Rahmenbedingungen abbildet und Technologieentwicklungen sowie die Marktdiffusion neuere Techniken berücksichtigt.

3.5.1 Integration von Lebenszyklusdaten in energiebilanzbasierte Szenarien Die Aspekte, die bei der Einbindung des KEAH in Energiebilanzen und darauf aufbau-ende Szenarien berücksichtigt werden müssen, sollen kurz am Beispiel der Strombereit-stellung dargelegt werden.

Für eine umfassende und primärenergetisch richtige Bewertung muss das gesamte Energiesystem betrachtet werden. Durch die isolierte Betrachtung einzelner Objekte/Anlagen entstehen zwangsläufig Einschränkungen, insbesondere wenn die Einführung neuer innovativer Systeme untersucht werden soll. So werden z. B. Rück-/Wechselwirkungen mit dem Bestand vernachlässigt oder Rahmenbedingungen nicht beachtet. Um die Zusammenhänge vollständig zu erfassen, bietet sich daher die Einbindung der zu betrachtenden Anlagen in ein Energiebilanzszenario an (vgl. auch Kapitel 3.2.3).

Abbildung 3-14 zeigt die geschlossene Energiebilanz für die Strombereitstellung in Deutschland für das Jahr 2002 inklusive aller vorgelagerten Energieaufwendungen. Ergänzend zur nationalen Energiebilanz fließen dabei die Herstellungsaufwendungen für die Anlagen sowie die Vorkette der Brennstoffbereitstellung mit ein. Auf die Ermittlung der zugrunde gelegten Lebenszyklusdaten sei auf das später folgende Kapitel 7 verwiesen.

Der gesamte KEA berechnet sich nach der Formel:

∑ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

⋅⋅⋅=

i iKW

iBSHiKWHinettoelNetzH

BSKWNetzVerbrauchelVerbrauchel

KEAKEAWKEAWKEA

,

,,,,,,,,,

1ηηηη

Ressourcenverbrauch

Netzanlagen Kraftwerke Förderanlagen

i: Brennstoffart

28 Einbindung des KEA in die Energiebilanzen

Die jeweiligen KEAH sind spezifisch in PJ/PJ einzusetzen. Zu beachten ist, dass der KEAH,KW in dieser Vorgehensweise nicht jährlich weiter aufkumuliert wird, wie in Kapitel 3.4.3 beschrieben. Er bildet vielmehr den Kraftwerkspark ab, der zur Bereit-stellung der im jeweiligen Jahr erzeugten Strommenge benötigt wird. Die Strom-erzeugung in KWK-Anlagen ist nach der in Kapitel 3.2.2 beschriebenen Methodik bewertet, wenn, wie hier geschehen, die originären Daten der Energiebilanzen verwendet werden.

Abbildung 3-14: Basisdaten zur Bereitstellung elektrischer Energie in Deutschland 2002 /EWI 05/,/VIK 06/,/SEP 99/,/eigene Berechnungen/

Der Ausbau der erneuerbaren Energien und auch die Dezentralisierung, z. B. durch die Einführung der Brennstoffzellen, führen notwendigerweise zu einer Erhöhung der Kraftwerkskapazitäten, um ausreichend Reserveleistung bereitstellen zu können. Dadurch steigt auch der kumulierte Energieaufwand im Anlagenpark. Dieser Mehr-aufwand kann durch die Verwendung obiger Formel nicht adäquat abgebildet werden, da alle Herstellungsaufwendungen auf eine sich verändernde Erzeugungsmenge bezogen werden.

Für eine Szenarienbildung muss dies im energiespezifischen KEA berücksichtigt oder aber mit Kenntnis der Anlagenstruktur ein leistungsspezifischer Herstellungsaufwand verwendet werden.


Zudem ist der nicht-kumulierte EAH, und damit der KEAH, in den Energiebilanzen bereits implizit in dem Bereich erfasst, in dem die Produkte hergestellt werden. Das ist bei den Kraftwerken beispielsweise die Baubranche und die Industriezweige „Herstellung von elektrischen Anlagen“, „Metallerzeugung und -verarbeitung“ usw. Eine zusätzliche Bewertung dieses Energieverbrauchs durch die Einrechnung des KEA führt daher zu einer Doppelbilanzierung, wenn der KEAH zu der Primärenergie addiert wird.

Sollen die Szenarien daher explizite Daten zu Herstellungsaufwendungen für diese Anlagen beinhalten, muss der KEAH für den abgeschlossenen Bereich des Umwandlungssektors als separate Information ausgewiesen werden.

3.5.2 Ganzheitliche Betrachtung des Energiesystems

Kumulierter Energieaufwand der Herstellung Um die Veränderung der Kraftwerkskapazität durch einen Wandel der Anlagenstruktur im Energieaufwand berücksichtigen zu können, wird ein spezifischer, auf die Anlagen-leistung bezogener KEAH,P definiert, der über die Lebensdauer abdiskontiert wird.

dbruttoel

absHPH LP

KEAKEA

⋅=

,

,,

Ld Lebensdauer in a KEAH,abs absoluter Herstellungsaufwand, z. B. in PJ

Dadurch ist es möglich, einerseits die im Energiesystem wachsende Anlagenleistung zu berücksichtigen, andererseits wird gleichzeitig das in Kapitel 3.4.3 angesprochene Problem bei Betrachtung diskreter Zeitpunkte vermieden. Der absolute KEAH,abs der Kraftwerke spiegelt dann die jeweils zu einem bestimmten Betrachtungszeitpunkt gültigen Herstellungsaufwendungen für den dann auftretenden Versorgungsfall wieder.

Diese Betrachtungsweise stellt eine Änderung zum KEA nach VDI 4600 dar, da die Energieaufwendung nicht mehr dem Produkt Strom und/oder Wärme, sondern dem Umwandlungssektor bzw. der Art der Produktionsanlage zugewiesen wird.

Kumulierter Energieaufwand für die Nutzung Bei Energie umsetzenden Anlagen, wie etwa Kraftwerken, ist der KEA üblicherweise weniger durch den Herstellungs- oder Entsorgungsaufwand, als durch den KEAN bestimmt. Bei diesem ist der Energieträgerverbrauch und damit der Nutzungsgrad der Anlage der wesentliche Einflussfaktor. Da in den nächsten Jahrzehnten weiter mit einer Verknappung der fossilen Energieträger zu rechnen ist, werden an dieser Stelle auch signifikante Änderungen bei den Bereitstellungsnutzungsgraden zu erwarten sein.

Für die ganzheitliche dynamische Bewertung muss daher die Vorkette der Energie-bereitstellung bzw. deren zeitliche Veränderung in die Bewertung einfließen. Für eine Reichweitenbetrachtung reicht es dabei nicht, sich allein auf Deutschland zu beziehen. Vielmehr ist eine Betrachtung des weltweiten Energieverbrauchs notwendig, um eine Entwicklung ableiten zu können.

30 Vermeidungskosten

3.6 Vermeidungskosten

3.6.1 Definition CO2-Vermeidungskosten beschreiben die Kosten, die für die Reduzierung einer be-stimmten CO2-Menge gegenüber einer Referenztechnologie (oder einem Referenzzeit-punkt) anfallen. Hierin sind jeweils die Investitions- und Betriebskosten sowie die verbrauchsgebundenen Kosten angegeben. Erlöse aus Strom- bzw. Wärmeverkäufen fließen in die Berechnung nicht mit ein. Vermeidungskosten werden üblicherweise spezifisch in € pro kgCO2 angegeben.

Die statischen Vermeidungskosten einer Maßnahme gegenüber einer Referenz ergeben sich zu:

MMRef

RefMstatischV e

kee

kkk

ΔΔ

=−

−=,

kV,statisch statische Vermeidungskosten einer Maßnahme in €/kg

REF Referenz kRef spez. Kosten in €/kWh eRef spez. Emissionen in kg/kWh Δk Mehrkosten einer Maßnahme gegenüber der Referenz in €/kWh i Index der Referenz

M technische Maßnahme zur Reduzierung von CO2 kM spez. Gesamtkosten in €/kWh eM spez. Emissionen in kg/kWh ΔeM spez. Vermeidung in kg/kWh j Index der Maßnahme

Dieser Ansatz ist nur für den Fall sinnvoll, wenn eine Maßnahme zu einer CO2-Reduzie-rung gegenüber der Referenztechnologie führt, d. h. für positiven Nenner. Deshalb wer-den die CO2-Einsparungen ΔeM definiert als:

0>Δ Me

Negative Vermeidungskosten entstehen unter dieser Voraussetzung nur, wenn die Durchführung einer Maßnahme mehr Geld einspart, als investiert werden muss. Ein-sparmaßnahmen mit negativen Vermeidungskosten sind in jedem Fall wirtschaftlicher, als die Referenztechnologie.

Je nach Art der angesetzten Kosten kann nach /MAT 98/ zwischen einem:

• volkswirtschaftlichen Ansatz, • gesellschaftlichen Ansatz, • einzelwirtschaftlichen Ansatz • und einem Budgetansatz

unterschieden werden.


Ausgehend von den verschiedenen Ansätzen können jeweils unterschiedliche Aussagen beispielsweise zu CO2-Reduzierung, Vermeidungspotenzialen oder Kosteneffizienz generiert werden.

In dieser Arbeit werden zur Berechnung der Vermeidungskosten einzelwirtschaftliche Betrachtungen durchgeführt.

3.6.2 Einschränkungen bei der Verwendung Da die Vermeidungskosten immer in Relation zu ihrer Referenztechnologie oder -system zu sehen sind, muss auch diese immer mit angegeben werden. In vielen Literaturquellen werden diese Annahmen und Rahmenbedingungen nicht offen gelegt, so dass ein systematischer Vergleich der Technologien und eine Interpretation der Ergebnisse nicht möglich ist /MAR 04/.

In /GEI 05a/ wird die Eignung von Vermeidungskosten als Maß für die Effizienz von Technologien ausführlich diskutiert. Bei der Berechnung sind einige Vorgaben zu beachten:

• Im Falle kleiner Kostendifferenzen von Δk (Zähler geht geg. 0) würden - egal welche Minderungseffekte bei Energie und Emissionen (Nenner) erzielt würden - sich immer Vermeidungskosten von ca. 0 ergeben. Deshalb auch hier die Forderung: Referenz- und Maßnahmefall sollten sich bei den Kosten um mindestens 2 % unterscheiden.

• Im Falle kleiner Effekte bei Einsparung an Energie oder Emissionen (Nenner geht gegen 0) führen Kostendifferenzen zu u.U. sehr hohen Vermeidungskosten mit Verfälschungstendenz. Deshalb sollte auch die Einsparung an Energie oder Emissionen mindestens 2 % betragen.

In Tabelle 3-2 sind die unterschiedlichen Möglichkeiten bei der Berechnung der Vermei-dungskosten dargestellt. Obwohl bei sehr kleinen Differenzen von Kosten und Emissionen eine Angabe von Vermeidungskosten nicht sinnvoll ist, lassen sich dennoch Aussagen generieren. Im Falle gleicher Kosten und Emissionen von Maßnahme und Referenz sind beispielsweise die Systeme ähnlich.

Tabelle 3-2: Verschiedene Fälle bei der Berechnung von Vermeidungskosten

Δk

ΔeM <0 ≈0 >0

Anmerkungen

>0 Angabe von Vermei-dungskosten

möglich

Keine Angabe von Vermeidungskosten

Angabe von Vermei-dungskosten

möglich

Maßnahme spart gegenüber der

Referenz CO2 ein

≈0 Keine Angabe von Vermeidungskosten


(Ähnl. Systeme)


Gleiche Emissionen bei Referenz und Maßnahme

<0 Nicht definiert Nicht definiert Nicht definiert Mehremissionen

Anmerkungen Maßnahme wirtschaftlicher, als

Referenz

Gleiche Kosten bei Referenz und Maß-

nahme

Maßnahme teurer, als Referenz

grün: Maßnahme wirtschaftlich orange: Maßnahme unwirtschaftlich weiß: Durchführung abwägen

32 Zukunftsmodell ENergie (ZEN)

Aussagen über ein gesamtes CO2-Einsparpotenzial lassen sich nicht allein mit Kenntnis der Vermeidungskosten generieren. Hierzu ist es notwendig, die Rahmenbedingungen, beispielsweise technische Potenziale für die Biomassenutzung zu kennen. Dann ist es allerdings möglich, mit Hilfe geeigneter Methoden wirtschaftliche Potenziale für die Vermeidung von CO2 abzuschätzen.

3.7 Zukunftsmodell ENergie (ZEN)

Um Voraussagen über zukünftige Entwicklungen machen zu können, werden Szenarien entwickelt und deren Auswirkungen untersucht. In Abhängigkeit eines Szenarios müssen ggf. unterschiedliche Annahmen getroffen und Einflussfaktoren abweichend gewichtet werden. Auch die Detailtiefe einzelner Aspekte variiert mitunter erheblich. Entsprechend den Vorgaben differiert auch die Abbildung einer fiktiven Zukunft. Die daraus resultierenden Anforderungen an ein gemeinsames Modell bzw. eine gemein-same Software sind daher beträchtlich.

Daher galt es ein Modell zu entwickeln, das mit wenig Aufwand den jeweiligen Anforde-rungen angepasst bzw. an entsprechender Stelle individuell erweitert werden kann. Das Modell muss sowohl übersichtlich, als auch leicht mit neuen Daten oder Funktionali-täten ausstattbar sein. Hierzu ist ein modularer Aufbau mit definierten Schnittstellen unerlässlich.

Um diesen Anforderungen zu genügen, wurde ein modulares Modell der Energie-landschaft Deutschlands geschaffen, das den Weg der Primärenergie über die Umwandlung(en) bis hin zur Endenergie abbildet.

3.7.1 Modellbildung Ein Modell dient der Abbildung von - in der Realität beobachteten - Effekten und Zusammenhängen. In diesem werden Einflussgrößen und deren Zusammenhänge nachgebildet und die resultierenden Ergebnisse untersucht. Nach Kalibrierung des Modells durch den Vergleich der Ergebnisse mit den entsprechenden realen Werten aus Gegenwart und Vergangenheit, ist in der Folge die Berechnung von zukünftigen Entwicklungen auf Basis von Szenarien möglich. Das ZEN ermöglicht dies auf ener-getischer Ebene. Hierbei wird der energetische Verbrauch in Deutschland entgegen dem Energiefluss zurückverfolgt, also von der End- zur Primärenergie.

Das Hauptaugenmerk bei der Modellbildung liegt hierbei neben der Implementierung der mathematisch-physikalischen Sachverhalte auf der Bereitstellung in sich konsis-tenter Datensätze entsprechender Detailtiefe. Auf Grund der strukturell sehr inhomo-genen Datenlage müssen die Daten im Modell mehrfach transformiert werden, um eine in sich geschlossene Berechnung zu ermöglichen. Dabei kann es in Abhängigkeit des zu untersuchenden Sachverhalts notwendig sein, die Detailtiefe an entsprechender Stelle zu variieren. Im ZEN ist dies relativ einfach möglich, ohne die Konsistenz des modell-internen Datengefüges an sich zu stören. Die Grundzüge der hierzu verwendeten Modellstruktur sollen im Folgenden kurz erläutert werden.


3.7.2 Struktur Die offene Architektur des Modells wird der Forderung nach einem modularen Aufbau gerecht. Diese beruht im Kern auf einer Zweiteilung auf Datei-Ebene und einer darauf aufbauenden offenen Schnittstellen-Struktur auf Matrizen-Ebene, die einen definierten Informationsaustausch zwischen den Dateien sowie die Adaption sekundärer Berechnungsdateien ermöglicht.

Dateien Der Dualismus eines zentralen Modells und der individuellen Anforderungen einzelner Untersuchungen erfordert eine prinzipielle Zweiteilung in einen zentralen, unveränder- und universell einsetzbaren sowie einen individuell gestaltbaren Teil. Dies wird durch die Aufteilung des ZEN in einen funktionalen Bereich (Zentraldatei) sowie einen Daten- und Auswahlbereich (Projektbibliothek) realisiert. Hierbei handelt es sich um zwei sepa-rate Dateien, von denen der User manuell nur auf die Projektbibliothek, nicht jedoch auf den funktionalen Teil des Modells zugreifen kann. Die Datenübergabe zwischen den Dateien erfolgt ausschließlich über definierte Schnittstellen. Dies ist für die Modularität des ZEN unbedingt erforderlich. Hierbei ist für jede Ein- oder Ausgabe eine separate Matrix vorhanden. Dies ermöglicht einen definierten Datenzugriff innerhalb des ZEN und ermöglicht die Verwendbarkeit von Datensätzen individueller Form und Größe.

Des Weiteren können durch die definierte Struktur leicht sekundäre Berechnungs-dateien an die Projektbibliotheken adaptiert werden, die eine individuelle Weiter-verarbeitung der Ergebnisse ermöglichen. Auch Zwischenergebnisse können so indivi-duell transformiert und zur weiteren Bearbeitung an die Projektbibliothek zurück geliefert werden. Die Datei-Struktur des ZEN internen Datentransfers ist in Abbildung 3-15 vereinfacht dargestellt. Die unterbrochenen Pfeile beschreiben eine optionale Anbindung.

Zentraldatei

Projektbibliothek

Sekundäre Datei

Abbildung 3-15: Schematische Darstellung der ZEN-Dateistruktur

Dynamische Übergabe-Matrizen Wie bereits erwähnt, weisen die Ein- und Ausgabematrizen einen identischen Aufbau auf. Eine Möglichkeit der Umsetzung wäre, eine feste Matrizengröße mit bestimmter Datenstruktur zu definieren und diese stets komplett zu übertragen. Die Nachteile dieses Vorgehens wären:


• Übergabe vieler unnötiger Daten und in der Folge große Dateien, die die Perfor-mance des ZEN unnötig beeinträchtigen (Speicherplatz, Geschwindigkeit),

• Unübersichtliche Datensätze durch zahlreiche „0“ bzw. „1“-Einträge und • Limitierung der Matrizen auf die Größe und die Struktur des definierten Bereiches.

Abhilfe schafft eine offene Struktur der Matrizen. Hierbei werden lediglich einige Zeilen bzw. Spalten der Matrize für die Übergabe wichtiger Begleitdaten reserviert. Der rest-liche Bereich bleibt für die Ein- bzw. Übergabe von beliebigen Datensätzen verfügbar. Da hierbei keine feste Struktur vorgegeben ist, müssen die notwendigen Informationen zu den Daten in den Zeilen und Spalten mit übergeben werden. Hierzu dient der zuvor definierte Bereich. Der Kreuzungsbereich der reservierten Zeilen und Spalten ist für übergeordnete Informationen, wie z. B. wichtige modellinterne Bezüge, der jeweiligen Matrizen vorgesehen. Der funktionale Bereich, der den Rest des Blattes einnimmt, dient der Aufnahme der numerischen Daten (vgl. hierzu auch Abbildung 3-16).

Modellinterne Informationen Begleitdaten

Begleitdaten Numerische Daten

Abbildung 3-16 Struktur der Matrizen

Nomenklatur und Adressierung der Daten Für die Adressierung der Daten ist eine eindeutige Nomenklatur erforderlich. Aus Gründen der Übersichtlichkeit bei der Datenübergabe in und zwischen den Dateien wurde folgende Bezeichnungsstruktur für Matrizen festgelegt: a-bbb-c-d

Der erste Teil „a“ beschreibt die Funktion der Matrix. Hierbei wird zwischen Eingabe- (E), Ausgabe- (A), Berechnungsmatrizen (B) und gespeicherten Datensätzen (D) unter-schieden. Die Bezeichnung erfolgt stets bezogen auf die Zentraldatei. Das heißt die Ausgabematrizen der Projektbibliothek, die ja die Eingabedaten für die Zentraldatei beinhalten, werden als exakte „Kopie“ der Eingabematrize der Zentraldatei auch mit „E“ bezeichnet. Für den Datentransfer in die umgekehrte Richtung erfolgt die Nomenklatur analog.

Der zweite Teil „bbb“ der Bezeichnung beschreibt den Inhalt der Matrix, wie End- oder Primärenergieverbrauch, Verluste, Eigenbedarf oder Nutzungsgrade. Hierbei werden intuitiv erkennbare Abkürzungen mit bis zu drei Buchstaben verwendet. Detailliertere Ausführungen zu den jeweiligen Datensätzen finden sich in Kapitel 4.

Der dritte Teil „c“ beschreibt den funktionalen Sektor des Modells, dem die Matrix zuge-ordnet ist. Die sektorale Gliederung ist Folge der Modellstruktur, die bei Bedarf eine modulare und funktionelle Erweiterung des ZEN ermöglicht. Da in den verschiedenen Sektoren teilweise auf Daten des gleichen Typs zugegriffen werden muss, ist diese


Unterteilung aus Gründen der Eindeutigkeit notwendig. Die Sektoren sind mit römi-schen Zahlen nummeriert.

Als Folge dieser Nomenklatur tragen stets beide Teile einer Schnittstelle denselben Namen – also quasi den Namen der Schnittstelle. Somit ist eine übersichtliche und eindeutige Datenübergabe gewährleistet.

Der vierte Teil „d“ der Matrizen-Bezeichnung ist nur unter bestimmten Voraus-setzungen erforderlich. Wegen der Notwendigkeit, mehrere verschiedene Datensätze in der Projektbibliothek ablegen zu können, bedarf es fortlaufender Indizes um eine eindeutige Nomenklatur zur definierten Adressierung der Daten gewährleisten zu können. Die Nummerierung der - in der Projektbibliothek gespeicherten - Datensätze folgt mit arabischen Ziffern. Des Weiteren sind in der Projektbibliothek für jeden Eingabeblock noch jeweils ein Datensatz für die von der Zentraldatei übergebene Ergebnismatrix und ein Datensatz für die Anbindung von sekundären Berechnungs-dateien vorgesehen. Diese tragen die Indizes T (Transmission) und S (Sekundär-Datei). Da diese beiden Matrizen bei jeder Neuberechnung überschrieben werden, besteht die Möglichkeit, deren Inhalt zur späteren Wiederverwendung als arabisch nummerierten Datensatz zu speichern.

Eine schematische Darstellung der Datenübergabe innerhalb des ZEN findet sich in Abbildung 3-17. Im Folgenden einige Erläuterungen zur Architektur und den darge-stellten Vorgängen.

Alle Datensätze und Matrizen, die zur Datenbereitstellung für die Zentraldatei dienen sind grün, die der Ausgabeseite blau hinterlegt. Der Aufbau der Schnittstelle zwischen Zentraldatei und Projektbibliothek ist symmetrisch. Im unteren Bereich der Projekt-bibliothek sind die verfügbaren Datensätze symbolisiert. Die farblich hervorgehobenen Datensätze markieren die zur Berechnung herangezogene Auswahl. Zwischen den Berechnungen „XX“ und „YY“ werden die Daten über eine sekundäre Berechnungsdatei weiterverarbeitet, wohingegen zwischen den Berechnungen „YY“ und „ZZ“ die Daten unverändert „durchgeschleift“ werden. Dies geschieht durch Aktivierung des entsprech-enden „-S“ bzw. „-T“-Datensatzes. Auch zwischen sekundärer Datei und Projekt-bibliothek erfolgt der Datentransfer über eine definierte Schnittstelle, die gemäß dem bereits dargestellten Prinzip aufgebaut ist. Der Übersichtlichkeit halber wurde hier jedoch eine vereinfachte Darstellung gewählt.


B-XX-I B-YY-I B-ZZ-I

E-X1-I E-X2-I A-XX-I E-Y1-I E-Y2-I A-YY-I E-Z1-I E-Z2-I A-ZZ-IEingabe Eingabe Ausgabe Eingabe Eingabe Ausgabe Eingabe Eingabe Ausgabe

D-X1-I-T D-X2-I-T D-Y1-I-T D-Y2-I-T D-Z1-I-T D-Z2-I-T

D-X1-I-1 D-X2-I-1 D-Y1-I-1 D-Y2-I-1 D-Z1-I-1 D-Z2-I-1

D-X1-I-2 D-X2-I-2 D-Y1-I-2 D-Z1-I-2 D-Z2-I-2

D-X1-I-S D-X2-I-S D-Y1-I-S D-Y2-I-S D-Z1-I-S D-Z2-I-S

Sekundäre Berechnungsdatei

Bibliotheks-Ausgabe-matrize

"Z2"

Eingabe-matrize

"Z1"

Ausgabe-matrize

"YY"


"Y2"

Bibliotheks-Eingabe-matrize

"YY"

Funktio-naler

Bereich

Berechnungs-matrize

"YY"

Schnittstelle

Berechnungs-matrize

"XX"

Berechnungs-matrize

"ZZ"

Eingabe-matrize

"Z2"

Eingabe-matrize

"Y2"

Ausgabe-matrize

"ZZ"

Zentraldatei

Eingabe-matrize

"Y1"

Eingabe-matrize

"X1"


"Y1"


"X1"


"X2"


"XX"

Eingabe-matrize

"X2"

Ausgabe-matrize

"XX"

Über-gabe

Bereich

Über-gabe

Bereich

Daten-sätze

Bibliothek

Projekt


"ZZ"


"Z1"

Abbildung 3-17: Schematische Darstellung der Datenübergabe im ZEN

Diese modulare Struktur ermöglicht an fast jeder Stelle die Einspeisung individueller Datensätze in das ZEN. Hierbei ist lediglich darauf zu achten, dass die datensatzinterne Struktur mit jener der übrigen zu verrechnenden Datensätzen übereinstimmt. Um die Verwendung ungeeigneter Datensätze und daraus resultierende Fehlberechnungen zu verhindern, werden die Daten in Projektbibliothek und Zentraldatei jeweils auf Konsis-tenz geprüft (siehe hierzu auch Kapitel 3.7.5). Eine Anpassung der Datensatzstruktur an individuelle Anforderungen lässt sich bei Bedarf durch sekundäre Transformations-dateien realisieren.

3.7.3 Funktionalität Die Funktionalität der Zentraldatei und der Bibliotheken ergibt sich in ihrer Gesamtheit aus den Einzelfunktionalitäten der unterschiedlichen Matrizen. Hierbei wird primär in Übergabe- und Berechnungsmatrizen unterschieden. Die Aufgabe letzterer besteht in der Berechnung von Ergebnissen auf Basis der Eingaben. Die Aufgabe der Ein- und Ausgabematrizen hingegen ist die Aufnahme und unveränderte Bereitstellung von


Daten an den Schnittstellen zwischen den Dateien. In den Projektbibliotheken besteht zudem die Möglichkeit, an vorgesehener Stelle Datensätze anzulegen und zu speichern.

Die Selektion der Datenquellen und die damit verbundene Übergabe von Daten an entsprechende Matrizen kann durch den Nutzer mittels aktiver, visueller Elemente in der Projektbibliothek ohne tiefere Kenntnis der Programmstrukturen realisiert werden. Dies gilt in gleicher Weise auch für das „Durchschleifen“ von Berechnungsergebnissen zur Bereitstellung der Eingabedaten für den nächsten Berechnungsschritt, da diese, wie die übrigen Datensätze auch, in der Projektbibliothek für den nächsten Berechnungs-schritt wieder bereitgestellt werden. Ein manueller Zugriff des Nutzers auf die Zentral-datei ist somit nicht notwendig, da alle Steuerelemente in der jeweiligen Projekt-bibliothek verfügbar sind.

Alle projektspezifischen Daten und Einstellungen sind somit in der Projektbibliothek zusammengefasst, was auch eine parallele Nutzung der Zentraldatei mit mehreren Projektbibliotheken ermöglicht.

Die kategorische Übertragung aller Ein- und Ausgabematrizen zwischen den Dateien stellt darüber hinaus sicher, dass nur die gewünschten Informationen in die Berechnung Eingang finden können.

3.7.4 Sekundäre Berechnungsdateien Die offene Struktur der Schnittstellen ermöglicht auch das einfache Adaptieren von sekundären Dateien an Projektbibliotheken. In diesen Dateien, die eine individuelle Weiterverarbeitung von Ergebnissen und Zwischenergebnissen ermöglichen, besteht neben der Möglichkeit einer Ausgabe der individuellen Berechnungsergebnisse auch die Option, diese in die Projektbibliothek zurück zu schreiben und die Daten so für weitere Berechnungen der Zentraldatei zur Verfügung zu stellen.

Sekundäre Dateien können prinzipiell vor oder nach jedem abgeschlossenen Berech-nungsschritt der Zentraldatei eingebaut werden, sobald also Daten in die Projekt-bibliothek geschrieben wurden. Ihre Funktionalität reicht hierbei von einfachen Berech-nungen für die Ausgabe von Ergebnissen bis hin zu projektspezifischen Transfor-mationen der Matrizen.

3.7.5 Benutzung des Tools Sowohl die Zentraldatei als auch die Projektbibliotheken sind mit aktiven Programm-bestandteilen versehen. Die Scripte der Zentraldatei prüfen die Daten der Eingabe-matrizen auf Konsistenz und führen die Berechnungen durch. Der Anwender kommt mit diesen Scripten nicht in Berührung. Die Scripte der Projektbibliotheken prüfen die Datenkonsistenz, kopieren die Daten in die Zentraldatei, starten die dortigen Berech-nungsscripte, und schreiben danach die Berechnungsergebnisse in die Projektbibliothek zurück. Der Anwender hat die Möglichkeit in der Projektbibliothek wahlweise einzelne oder auch alle Berechnungsschritte mit einem Klick auf die jeweilige Schaltfläche zu starten. In Abbildung 3-18 sind die einzelnen Kontroll- und Berechnungsschritte vereinfacht dargestellt.


Zentraldatei öffnen

Schaltfläche„Start Berechnung“

Kopie Eingabedaten in die Zentraldatei

Berechnung in Zentraldatei starten

Kopie Ausgabematrix nach Projektbibliothek

Kontrolle Datenstruktur

Zentraldatei schliessen

Je ein Durchlaufpro Ausgabematrize

Ende

Kontrolle Datenstruktur

Berechnung

Ergebnisse auf Ausgabematrix kopieren

Projektbibliothek Zentraldatei

AnwenderZEN

Abbildung 3-18: Schematischer Programmablauf im ZEN

ZEN ermöglicht es somit für ein Projekt durch Variation der Parameter mehrere verschiedene Szenarien zu berechnen und diese zu vergleichen. Hierdurch ergibt sich nach und nach eine zunehmende Anzahl von Datensätzen, die die entsprechende Projektbibliothek füllen. Diese kann für detailliertere Untersuchungen Verwendung finden, wenn durch Realisierung von Projekten aus Expertenschätzungen Messwerte werden oder als Grundlage für spätere Aufbaustudien dienen. Entsprechendes gilt für die sekundären Berechnungs- und Transformationsdateien.


3.8 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens

Abbildung 3-19 zeigt zusammenfassend die exemplarische Einbindung des kumulierten Energieaufwandes in die Energiebilanz unter Berücksichtigung der Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen.

Links ist der Energiefluss für die reine Stromerzeugung in Kraftwerken dargestellt. Ein Teil des Stroms wird in KWK-Anlagen bereitgestellt, die auch Wärme für die Fernwärmeversorgung und die Eigenversorgung von z. B. Industriebetrieben erzeugen. Der Pfeil rechts beschreibt die reinen Wärmeerzeuger, die neben der Spitzenlastdeckung bei der Fernwärme hauptsächlich Wärme in Haushalten und GHD bereitstellen. Dabei ist zu beachten, dass auch ein Teil dieser Wärme durch Strom erzeugt wird. Die Brenn-stoffbereitstellung für die Stromheizung entspricht daher der gesamten Kette der Strombereitstellung.

Abbildung 3-19: Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK im Energiesystem Deutschlands (schematische Darstellung)

Die wichtigsten Schlussfolgerungen aus diesen Überlegungen lauten:

• Zur richtigen Bewertung der KWK im Gesamtenergiesystem eines Landes, müssen die amtlichen Energiestatistiken ggf. bereinigt, zumindest aber richtig interpretiert werden.

• Um die Transparenz zu erhöhen und einfacher Szenarien ableiten zu können, wird vorgeschlagen, KWK-Anlagen vollständig, d. h. inklusive der Wärmeerzeugung, im Sektor „Umwandlung“ zu bilanzieren.

• Die gekoppelt erzeugte Wärme muss als eigene Endenergieform behandelt werden.

40 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens

• Zur Bewertung des Gesamtsystems muss neben der Stromerzeugung auch die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen sowie die ungekoppelte Wärmeerzeugung berücksichtigt werden.

• Zur Ermittlung der Gesamtenergieeffizienz können KEA-Daten dienen. • Die Berechnung des KEAH geschieht auf Basis der installierten Leistung, da nur

dann Kapazitätsänderungen aufgrund von Verdrängungseffekten abbildbar sind. • Der KEAH aller Anlagen wird extern ausgewiesen und nicht in die Energiebilanz

inkludiert.

41

4 Energiewirtschaftliche Entwicklung in Deutschland

4.1 Analyse des IST-Stands

Um sich einen umfassenden Überblick über die aktuelle energiewirtschaftliche Situation Deutschlands verschaffen zu können, ist es erforderlich, den Energieverbrauch sowohl hinsichtlich seiner zeitlichen Entwicklung als auch seiner Verbrauchsstruktur zu ana-lysieren. Im Folgenden wird deshalb zunächst die Primärenergiebilanz Deutschlands analysiert und dann die Aufteilung der Endenergieträger auf die einzelnen Sektoren dargestellt.

4.1.1 Primärenergieverbrauch Der Primärenergieverbrauch in Deutschland betrug im Jahr 2004 etwa 14.400 PJ /AGEB 07/. Dieser Wert ergibt sich als Summe aller fossilen und regenerativen Primär-energieträger. Diese werden ggf. nach der Wirkungsgradmethode bilanziert, wie z. B. bei Windenergie, Kernkraft, etc. Die Endenergie stellt den Teil der Primärenergie dar, die nach Abzug von nichtenergetischem Verbrauch sowie Transport- und Umwandlungs-verlusten dem Verbraucher zur Verfügung steht. Das Verhältnis von End- zu Primär-energieverbrauch beträgt etwas weniger als zwei Drittel. Berücksichtigt man den nicht-energetischen Verbrauch in der Größenordnung von etwa 1 EJ, so ergeben sich für die Umwandlung der Primärenergieträger Verluste von insgesamt knapp 4,2 EJ oder knapp 30 % des Primärenergiebedarfs. Diese sind überwiegend auf die Elektrizitätserzeugung zurückzuführen. Die Endenergie wird den vier Sektoren Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistung (GHD), Haushalte und Verkehr zugeordnet. Näheres hierzu findet sich in Kapitel 4.1.2.

Abbildung 4-1 stellt eine Übersicht der in Deutschland verbrauchten Energie dar.

Abbildung 4-1: Energieflussbild für Deutschland 2003 /GEI 05/

42 Analyse des IST-Stands

Rund 74 % der in Deutschland verbrauchten Primärenergieträger werden importiert. Die Bundesrepublik ist folglich verhältnismäßig stark vom Weltmarkt abhängig. Der Mineralölverbrauch ist seit 2001 kontinuierlich gesunken. Dies ist zum Teil auf Effizienzsteigerungen zurückzuführen, aber auch auf ein verändertes Verbraucher-verhalten aufgrund des kontinuierlichen Preisanstiegs. Um konkretere Aussagen über die Entwicklung des Mineralölverbrauches machen zu können, muss jedoch auch der grenzüberschreitende „Tanktourismus“, insbesondere beim Fernverkehr, berücksichtigt werden. Da hierzu allerdings keine belastbaren Daten existieren (/THÖ 05/), bleibt dieser Aspekt in den Energiebilanzen unberücksichtigt.

Der Erdgasverbrauch ist in den letzten Jahren kontinuierlich gestiegen und erreichte im Jahr 2004 einen neuen Höchststand (/THÖ 05/). Die Entwicklung des Jahres 2004 ist im Wesentlichen dem Sektor Industrie zuzuschreiben. Hier wurde aufgrund einer Konjunkturbelebung vermehrt Erdgas eingesetzt (/SCH 05/). 25 % des Erdgases wurden in diesem Sektor verwendet (/AGEB 07/). Die Gesamtentwicklung dieses Energieträgers hängt allerdings vor allem vom Wärmemarkt ab. Der Erdgasverbrauch ist aus diesem Grund insbesondere auch von den klimatischen Verhältnissen abhängig. Etwa 50 % des Erdgases werden in privaten Haushalten und im GHD-Sektor verwendet (/AGEB 07/). Dies ist auf einen zunehmenden Bestand von Erdgasheizungen in den letzten Jahren zurückzuführen. Der Erdgaseinsatz in Kraftwerken veränderte sich von 2003 auf 2004 dagegen kaum und blieb mit etwa 410 PJ konstant (/AGEB 07/).

Der Steinkohleverbrauch nahm in den letzten Jahren beständig ab. Diese Entwicklung liegt an einem verringerten Einsatz von Steinkohle zur Stromerzeugung. Zusätzlich war auch der industrielle Steinkohleeinsatz in den letzten Jahren rückläufig, wenngleich nicht so ausgeprägt. Der Anteil des industriellen Steinkohlebedarfs macht außerdem nur einen Bruchteil des Umwandlungssektors aus. Der Anteil von Steinkohle am Wärme-markt ist nahezu vernachlässigbar.

Der Einsatz von Braunkohle und Kernbrennstoffen blieb annähernd konstant. (/THÖ 05/). Wie aus Abbildung 4-2 hervorgeht, hat sich der gesamte Primärenergie-verbrauch seit 1990 nur minimal in seiner Höhe verändert (-2,7 %).

2

4

6

8

10

12

14

16

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

*20

04*

Prim

ären

ergi

ever

brau

ch in

EJ

pro

a

Außenhandelssaldo StromSonst. EnergieträgerWasserkraft/WindkraftMineralöleNaturgaseSteinkohlen Braunkohlen Kernenergie

* vorläufige Zahlen

Abbildung 4-2: Primärenergieverbrauch in Deutschland von 1990 bis 2004 /AGEB 07/

Energiewirtschaftliche Entwicklung in Deutschland 43

4.1.2 Endenergieverbrauch Die eingesetzte Endenergie betrug im Jahr 2003 in Deutschland 9.218 PJ. Die Anteile der Sektoren Haushalte, Industrie und Verkehr am Endenergieverbrauch liegen jeweils zwischen 25 und 30 %. Der Sektor GHD hat den geringsten Anteil am Endenergie-verbrauch mit etwa 17 %. Endenergie wird zur Bereitstellung von Raumheizwärme, Prozesswärme, mechanischer Energie und Licht sowie im Bereich Information und Kommunikation genutzt. Die meiste Raumheizwärme wird in den Haushalten verbraucht. Prozesswärme spielt vor allem im industriellen Bereich eine große Rolle. Im Verkehrssektor wird beinahe ausschließlich mechanische Energie nachgefragt. Der größte Anteil der eingesetzten Endenergie im Sektor GHD entfällt auf die Raumheiz-wärme. Die Anteile von Prozesswärme und mechanischer Energie in diesem Sektor sind etwa gleich groß.

Der größte Anteil (38,2 %) der insgesamt eingesetzten Endenergie entfällt auf mechanische Energie und hier zu fast ¾ auf den Verkehrsbereich, gefolgt von Raum-heizwärme und Prozesswärme. Die Anteile von Beleuchtung sowie Information und Kommunikation am Endenergieverbrauch sind vergleichsweise gering. Eine grafische Zusammenfassung findet sich in Abbildung 4-3.

Raumheizwärme 32,8%

IuK 1,4%

Prozesswärme 25,6%

Mechanische Energie 38,2%

Beleuchtung 2,1%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

25,2% 30,1% 16,6% 28,1%

Industrie Haushalt GHD Verkehr

Ende

nerg

ieve

rbra

uch

in P

J

BeleuchtungProzesswärmeIuKRaumheizwärmeMechanische Energie

Abbildung 4-3: Aufteilung des Endenergieverbrauchs /GEI 05/

Der gesamte Stromverbrauch belief sich in Deutschland 2003 auf 1.802 PJ. Die größte Bedeutung hat die elektrische Energie in der Industrie. In den Haushalten und im Sektor GHD ist der Stromverbrauch annähernd gleich hoch. Nur eine untergeordnete bis nahezu vernachlässigbare Rolle spielt Elektrizität mit knapp über 3 % im Bereich Verkehr.

Die elektrische Energie wird zum größten Teil für die Bereitstellung mechanischer Energie aufgewendet. Einen wesentlichen Anteil am Stromverbrauch hat auch die Prozesswärme. Für Beleuchtung, Raumheizwärme und Information und Kommu-nikation werden jeweils zwischen 7 und 10 % der Elektrizität verbraucht. Die Verteilung des Stromverbrauchs auf Sektoren und Anwendungen kann den Darstellungen in Abbildung 4-4 entnommen werden.

44 Ganzheitliche Bewertung der KWK im Energiesystems

Prozesswärme 27,2%

Mechanische Energie 48,9%

Beleuchtung 9,9%

IuK 6,8%

Raumheizwärme 7,2%

0

200

400

600

800

42,0% 27,7% 27,0% 3,3%

Industrie Haushalt GHD Verkehr

Stro

mve

rbra

uch

in P

J

BeleuchtungMechanische EnergieProzesswärmeIuKRaumheizwärme

Abbildung 4-4: Aufteilung des Stromverbrauchs /GEI 05/

4.2 Ganzheitliche Bewertung der KWK im Energiesystems

Abbildung 4-5 zeigt zusammengefasst abgebildet die Ergebnisse der methodischen Vorgehensweise nach Kapitel 3.5.2 zur ganzheitlichen Bewertung des Energiesystems Deutschland im Jahr 2003.

Links ist der Energiefluss für die reine Stromerzeugung in Kraftwerken dargestellt. Ein Teil des Stroms wird in KWK-Anlagen bereitgestellt, die auch Wärme für die Fernwärmeversorgung und die Eigenversorgung von z. B. Industriebetrieben erzeugen. Der große Pfeil rechts beschreibt die reinen Wärmeerzeuger, die neben dem kleinen Teil der Spitzenlastdeckung bei der Fernwärme hauptsächlich Wärme in Haushalten und Gewerbe-Handel-Dienstleistung bereitstellen. Dabei ist zu beachten, dass ein Teil der Wärme, vornehmlich Prozesswärme in der Industrie, auch durch Strom erzeugt wird. Die Brennstoffbereitstellung für die Stromheizung entspricht der gesamten Kette der Strombereitstellung.

Der gesamte KEA der Strom- und Wärmebereitstellung beträgt 2003 in Deutschland etwa 11 EJ bei einer Gesamtenergieeffizienz von rund 52 %. Die Stromkennzahl der KWK – das Verhältnis von Stromerzeugung zu Wärmeerzeugung – beträgt 0,44, während das Verhältnis des Strombedarfs zum Wärmebedarf mit 0,28 deutlich darunter liegt.

Etwa 1 % des gesamten KEA entfällt derzeit auf die Herstellung der Anlagen zur Bereit-stellung von Wärme und Strom. Bei den KWK-Anlagen ist dieser Faktor günstiger, da die zusätzliche Auskopplung von Wärme lediglich einen sehr geringen apparativen Aufwand bedingt.


Abbildung 4-5: Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK im Energiesystem Deutschlands im Jahr 2003

4.3 Trend des Energieverbrauchs bis 2050 - Referenzszenario

Ein Szenario ist die allgemeinverständliche Beschreibung einer möglichen, fiktiven, aber in sich konsistenten Situation in der Zukunft, die auf einem komplexen System von Einflussfaktoren beruht. Um im Rahmen von szenariogestützten Zukunftsanalysen alternative Entwicklungen beurteilen zu können, ist es hilfreich sich auf eine Referenz-entwicklung zu beziehen und diese als Bezugsbasis für die Auswirkungen zukünftiger Entwicklungen zu verwenden. Ein – wie auch immer geartetes – Referenzszenario kann und darf dabei keineswegs den Anspruch erheben, die wahrscheinlichste Entwicklung zu beschreiben.

Man unterscheidet verschiedene Arten von Szenarien entsprechend dem Modellansatz, der der Projektion zugrunde liegt. In Business-As-Usual-Szenarien (BAU-Szenarien) wird im Wesentlichen von einer Fortschreibung der bisherigen Entwicklungen ausge-gangen. Langfristige demographische und ökonomische Entwicklungstrends werden fortgeschrieben und bestehende politische Maßnahmen beibehalten (z. B. Kernenergie-ausstieg) bzw. nach plausiblen Gesichtspunkten fortgeschrieben, wenn dies erforderlich ist (z. B. EnEV). Diese Fortschreibung stellt den wesentlichen Unterschied zu Status-

46 Trend des Energieverbrauchs bis 2050 - Referenzszenario

Quo-Szenarien dar, in welche zukünftige Veränderungen keinen Eingang finden. Eine Einführung weiterer politischer Maßnahmen, wie Förderungen oder Restriktionen, fin-det aber auch hier nicht statt, sondern ist Gegenstand von explorativen Szenarien, deren Vergleich mit dem Referenzszenario schließlich Aussagen über mögliche Auswirkungen der betrachteten Maßnahmen in Form einer Was-Wäre-Wenn-Analyse zulassen. Im Gegensatz hierzu wird bei Ziel-Szenarien ein gewünschtes Ergebnis vorgegeben und vorrangig untersucht, wie dieses erreicht werden kann, z. B. bei Untersuchungen in Bezug auf die Erreichbarkeit von Emissionsminderungszielen von Treibhausgasen.

Beim Ableiten oder Treffen von Maßnahmen im Rahmen eines Szenarios müssen stets auch alle übrigen Rahmenbedingungen beachtet werden, da die Auswirkungen einer Maßnahme nur im Kontext richtig bewertet werden können. Bei einer Betrachtung der Aussagen verschiedener Szenarien, ist analog vorzugehen. Dies gilt insbesondere beim Vergleich unterschiedlicher Szenario-Typen, die entsprechend ihren Annahmen nur eingeschränkt oder möglicherweise gar nicht vergleichbar sein können. Eine Übersicht über die verschiedenen Szenariotypen ist in Abbildung 4-6 gegeben.

Abbildung 4-6: Szenariotypen – frei nach /EWI 05/

Um im Rahmen dieser Studie eine Bewertung der deutschen Energielandschaft durch-führen und den Einflusses von Brennstoffzellen auf diese untersuchen zu können, bedarf es auch hier eines Referenz-Szenarios. Um die Vergleichbarkeit mit anderen Arbeiten zu ermöglichen, ist die Wahl eines Szenarios mit breiter Akzeptanz in Wissenschaft und Gesellschaft von Vorteil.

4.3.1 Vergleich von BAU-Szenarien Im Folgenden soll auf Annahmen und Eigenschaften verschiedener BAU-(„business as usual“)-Szenarien über die zukünftige, energetische Entwicklung Deutschlands näher eingegangen und deren Vor- und Nachteile erläutert werden.

Aussagen über zukünftige Zustände oder Entwicklungen

Bedingte Aussagen (Wissenschaftlich fundierte Zukunftsanalyse)

Unbedingte Aussagen (Prophezeiung)

Normative Aussagen

Indikative Aussagen

Explo-ratives

Szenario

Referenz

Szenario

Business as usual Szenario

Status Quo

Szenario

Ziel

Szenario


Die wohl bekanntesten Szenarien der letzten Jahre über die energiewirtschaftliche Ent-wicklung Deutschlands sind die Referenzszenarien für die Enquetekommission „Nach-haltige Energieversorgung“ des deutschen Bundestages. Die beiden Referenzszenarien - beruhend auf dem Basisdatensatz (Ref_BD) bzw. dem alternativen Datensatz (Ref_AD) der Enquete-Kommission – unterscheiden sich lediglich hinsichtlich des Technologie-datensatzes, nicht jedoch in den übrigen, z. B. sozioökonomischen Rahmendaten. Die parallele Verwendung zweier Datensätze war notwendig da innerhalb der Kommission eine Einigung über die Entwicklung im Kraftwerksbereich nicht möglich war. Der alter-native Datensatz erscheint durch die gemäßigtere Entwicklung der verschiedenen Umwandlungstechniken plausibler. Die Szenarien beruhen bis 2020 zu einem wesent-lichen Teil auf dem Szenario von Prognos für den Energiereport III und wurden bis 2050 nach Vorgaben der Kommission fortgeführt /FAH 02/. Der zeitliche Rahmen des Szenarios deckt sich somit mit dem Zeithorizont dieser Arbeit.

Im Referenzszenario wird davon ausgegangen, dass die eingeleitete Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte weiter voranschreitet und dass der von der Energiepolitik derzeit verfolgte Weg, über ordnungspolitische Vorgaben, gesetzliche Regelungen und steuer-liche Maßnahmen in den Markt einzugreifen, weiterverfolgt wird. Ordnungspolitische Vorgaben (z. B. die Energieeinsparverordnung) werden der technischen Entwicklung angepasst und entsprechend verschärft. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) und das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWK-G) gelten als gesetzliche Regelung zumindest bis 2010. Der Anteil von Strom aus regenerativen Energiequellen soll im Jahr 2010 mindestens 8 % und in 2050 mindestens 20 % betragen. Für Strom aus KWK-Anlagen lauten die entsprechenden Werte > 10 % in 2010 und > 20 % in 2050. Die Kernenergie-nutzung läuft entsprechend der Vereinbarung zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen vom 11. Juni 2001 aus. Die Ökosteuer wird in dem heute geplanten Umfang erhöht. Die übrigen Energiesteuern (Mineralölsteuer, Erdgas-steuer) werden dem Index der Lebenshaltungskosten angepasst, also real konstant gehalten. Bezüglich der längerfristigen Verfügbarkeit von Erdgas und Erdöl wird davon ausgegangen, dass physisch und politisch bedingte Verknappungen nicht eintreten. Was die Minderung der energiebedingten Treibhausgasemissionen betrifft, so wird die Erreichung der nationalen Selbstverpflichtung einer Reduktion der CO2-Emissionen von –25 % bis 2005 und der Treibhausgasemissionen von –21 % im Rahmen des EU burden-sharing zum Kyoto-Protokoll bis 2008/2012 gegenüber 1990 nicht verpflichtend vorgegeben. Langfristig wird von einem starken Rückgang der Bevölkerung in Deutschland ausgegangen. Die Wohnbevölkerung wird von heute rund 82 Millionen auf 68 Millionen Menschen im Jahr 2050 sinken. Im gleichen Zeitraum soll sich bei einem durchschnittlichen Wachstum von gut 1,3 %/a das Bruttoinlandsprodukt (BIP) nahezu verdoppeln, wobei in den Jahren bis 2010 von 1,9 % jährlichem Wachstum ausgegangen wurde. /FAH 02/

Vergleicht man das Szenario mit der tatsächlichen wirtschaftlichen Entwicklung der Jahre von 2001 bis 2004, so steht einem gesamten fiktiven Wachstum von 7,82 % ein reales von nur 2,51 % gegenüber.

Das zu Projektbeginn aktuellste Szenario über die energiewirtschaftliche Entwicklung Deutschlands ist der im Auftrag des BMWA entstandene und im April 2005 veröffent-lichte Energiereport IV. Dieser schließt an die drei früheren Szenarien (Energiereport I-III) aus den Jahren 1992, 1996 und 2000 an. Dieses Referenzszenario befasst sich jedoch nur mit der energiewirtschaftlichen Entwicklung Deutschlands bis ins Jahr 2030. Über


die weitere Entwicklung bis 2050 liegen daher keine Werte vor. Die aktuellen wirt-schaftlichen Tendenzen konnten naturgemäß besser berücksichtigt werden als in den Szenarien der Enquete-Kommission, die bereits im Jahre 2002 veröffentlicht wurden. So fällt beispielsweise das durchschnittliche Wirtschaftswachstum bis 2010 im Energie-report IV mit 1,3 % jährlich deutlich geringer aus als im Referenzszenario der Enquete-kommission. Vgl. hierzu auch Tabelle 4-1. In der Folge liegt der zukünftige Endenergie-verbrauch im Energiereport IV einige Prozent unter dem des Enquete-Szenarios (vgl. Abbildung 4-7) und auch ein Sprung zwischen den Ist-Werten und den Szenariodaten existiert nicht. Das geringere Wachstum wirkt sich erwartungsgemäß besonders auf die Sektoren Industrie und GHD aus, in denen die Endenergieverbräuche der beiden Szenarien in 2030 um 13,4 % bzw. 20,9 % differieren.

Tabelle 4-1: Sozioökonomische Rahmendaten beider Szenarien /FAH 02/, /EWI 05/

Ref_AD ER 4 Ref_AD ER 4 Ref_AD ER 4 Ref_AD ER 4Bevölkerung

Einwohner in Mio. 82,2 82,3 82,1 82,4 80,8 81,3 77,9 79,3

WohnflächenEin-/Zweifamilienhäuser (Mio m²) 1880 1875 2155 2128 2425 2378 2493 2619Mehrfamilienhäuser (inkl. Nichtwohngeb.) (Mio m²) 1428 1406 1578 1487 1717 1632 1738 1787Summe 3308 3281 3733 3615 4142 4010 4231 4406Wohnfläche pro Kopf (m²) 40,2 39,9 45,5 43,9 51,3 49,3 54,3 55,6

VerkehrsleistungPersonenverkehr, Mrd Pkm 968,1 1051 1090,7 1110 1138,2 1089 1139,1 1060Güterverkehr, Mrd tkm 483,1 491 607,4 598 732,4 715 839,2 785

BruttoinlandsproduktBIP (Mrd. Euro95) 2084 1970 2367 2238 2797 2611 3190 2960Veränderung p.a.BIP (%) 1,90% 1,30% 1,70% 1,60% 1,30% 1,30%

2000 2010 2020 2030

2020 - 20302000 - 2010 2010 - 2020

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

EEV

in P

J

Enquete (Ref_AD)Energiereport IV

Ist Szenario

Abbildung 4-7: Entwicklung des Endenergieverbrauchs in beiden Szenarien /FAH 02/, /EWI 05/


Die grundlegenden Rahmenbedingungen und Annahmen in beiden Szenarien unter-scheiden sich kaum. Auch lässt die Fortführung langfristiger Tendenzen, wie z. B. der demographischen Entwicklung, mitunter nur wenig Raum für grundlegende Alter-nativen.

Die Gewichtung der Annahmen in den jeweiligen Modellen und damit der quantitative Einfluss auf die Ergebnisse differieren jedoch naturgemäß. Wie weit einzelne Größen in den Modellen Eingang finden, liegt im Ermessen der jeweiligen Arbeitsgruppen und macht den persönlichen Charakter eines Szenarios aus. Da, wie eingangs erwähnt, jedes Szenario eine fiktive Zukunft beschreibt und somit auch keines den Anspruch erheben kann die wahrscheinlichste Entwicklung zu beschreiben, sind alle Szenarien, soweit sie in sich geschlossen und logisch nachvollziehbar sind, gleichermaßen vertretbar.

Für die Wahl eines Referenzszenarios als Zahlenbasis für diese Arbeit waren daher weitere Aspekte mit von Bedeutung. Einerseits läge der Vorteil der Enquete-Szenarien in ihrer Übereinstimmung hinsichtlich der Betrachtungsdauer bis 2050, andererseits liegen sie durch die moderate wirtschaftliche Entwicklung der letzten Jahre bereits etwas über der realen Entwicklung. An dieser Stelle sprechen die Argumente für den Energiereport IV, der auch auf die aktuellen Entwicklungen der jüngeren Vergangenheit kalibriert ist und somit vermutlich in den nächsten Jahren ebenfalls näher an der Reali-tät liegen dürfte. Hinzu kommt die Tatsache, dass von der Wahl des Szenarios bis zum Projektende in 2007 nahezu weitere zwei Jahre vergehen, was in Hinblick auf die Aktua-lität des Szenarios ebenfalls für den Energiereport IV spricht. Auch die angestrebte Vergleichbarkeit dieser Arbeit mit anderen, auf demselben Szenario beruhenden, Arbeiten wird hierdurch nicht zwingend ausgeschlossen, da davon ausgegangen werden kann, dass der Energiereport IV parallel auch in anderen aktuellen Studien Verwendung finden dürfte.

Um die Lücke zwischen dem Zieljahr 2030 des Energiereports IV und dem Zieljahr 2050 dieser Untersuchung zu schließen, ist aufgrund des annähernd linearen Verlaufs der Verbrauchslinien in den Sektoren und in der Folge auch des gesamten Energie-verbrauchs (vgl. auch Abbildung 4-11), eine lineare Extrapolation des Entwicklungs-trends bis zum Ende der Untersuchungszeitraumes denkbar.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

EEV

in P

J IndustrieGHDHaushalteVerkehr

Abbildung 4-8: Endenergieverbrauch gemäß Energiereport IV bis 2030 und linearer Extrapolation bis 2050 /EWI 05/, /eigene Berechnungen/


Der hierbei gemachte systematische Fehler ist in Anbetracht der großen zeitlichen Ent-fernung und den dadurch auftretenden Fehlern durch exponentiell wirkende Eingangs-größen, wie z. B. dem Wirtschaftswachstum, durchaus hinnehmbar. Die lineare Extra-polation beschreibt somit sicherlich nicht die unwahrscheinlichste Entwicklung, wenngleich durch einen verstärkten Bevölkerungsrückgang nach 2030 allgemein mit einem zusätzlichen Rückgang des Energieverbrauches gerechnet werden könnte. Besonders im Verkehrssektor, in dem bis 2030 die gesamten Effizienzsteigerungen durch die starke Zunahme des Güterverkehrs (um 58 % bezogen auf 2002) nahezu kompensiert werden, ist bis 2050 ein vermehrt rückläufiger Trend zu erwarten. Da der Verkehrssektor praktisch kein KWK-Potenzial aufweist, ist er – und damit auch der offensichtliche Fehler durch die lineare Fortschreibung – für die weitere Arbeit ohne Bedeutung. Dem im Haushaltsbereich zu erwartenden Rückgang des Endenergie-verbrauchs wirkt ein Anstieg der personenbezogenen Wohnfläche entgegen, so dass beispielsweise auch hier der Bevölkerungsrückgang nicht proportional auf den Endenergieverbrauch wirkt.

Auf Grundlage dieser und einiger ähnlicher Überlegungen wird in der hier durchgeführten Arbeit vorwiegend auf die Ergebnisse des Energiereports IV von EWI/Prognos als Referenzszenario zurückgegriffen. Darauf aufbauend wurden ergänzend eigene Annahmen getroffen und Berechnungen erstellt. Hierzu war eine Fortschreibung der Ergebnisse des Energiereports IV bis 2050 notwendig. Im Folgenden werden die im Modell hinterlegten Entwicklungen im Referenzszenario dargestellt.

4.3.2 Vorgehensweise zur Erstellung des Referenzszenarios In einem ersten Schritt wurde der Ist-Zustand des Endenergieverbrauchs auf der Grundlage von Veröffentlichungen des BMWI und der AGEB abgebildet /BMWi 07/ /AGEB 06/. Zusammen mit den Ergebnissen des Energiereports (Zeitraum 2010 bis 2030) wurde der Gesamtendenergieverbrauch linear fortgeschrieben bis 2050. Im nächsten Schritt wurde der Anteil des Endenergieverbrauchs an Strom abzüglich des Eigenbedarfs und der Leitungsverluste bis 2030 ermittelt und der Anteil der Leitungs-verluste und des Eigenverbrauchs am Stromverbrauch an Hand der Entwicklung deren Anteile bis 2050 fortgeschrieben und somit der Gesamtstromverbrauch berechnet.

Im Weiteren wurde für 2040 und 2050 der Anteil der einzelnen Brennstoffe an der Bruttostromerzeugung ermittelt. Der Energiereport IV hat für Erdöl und Erdgas eine sehr moderate Preissteigerung angenommen. Dies führte zu einer Substitution von Steinkohle durch Erdgas. In einer aktuellen Berechnung wurden von Prognos die Energiepreise angepasst. Dies führte zu einer genau gegensätzlichen Entwicklung; Erd-gas wurde durch Steinkohle substituiert.

Da beide Berechnungen Extremszenarien darstellen, welche besonders für eine Fort-schreibung bis 2050 zu unrealistischen Werten führen, wurde für das Referenz-Szenario die Entwicklung des Gasverbrauchs gedämpft, so dass der Anteil der Steinkohle in geringerem Maße sinkt.

Die Ermittlung der Anteile der allgemeinen Versorgung und der industriellen Eigen-erzeugung an der Stromerzeugung und dem Brennstoffeinsatz wurde an Hand von Daten der AGFW und des statistischen Bundesamtes durchgeführt /AGFW 05/ /STB 05a/. Die Berechnung der aktuellen Nutzungsgrade für KWK, Kraftwerke und Heizwerke erfolgte im Weiteren auf diesen Daten. Für die Fortschreibung der Anteile


sowie der Nutzungsgrade bis 2050 wurde auf die Prognose des Energiereports IV sowie der Enquete Kommission zurückgegriffen /ENQ 02a/.

4.3.3 Endenergieverbrauch In Abbildung 4-9 sind die Verbrauchswerte der Energieträger zusammengestellt, für die im Weiteren Leistungs- und Fackelverluste sowie Eigenbedarf im Umwandlungs-sektor berücksichtigt wurden. Die übrigen Endenergieträger, wie ein Teil der Steinkohle und Braunkohle, sowie Müll, Biomasse und Kraftstoffe werden ohne Verluste am Umwandlungssektor vorbei direkt als Endenergieträger bilanziert. Als Datenquelle diente der Energiereport IV. Die Fortschreibung bis 2050 wurde durch Extrapolation der vorliegenden Daten durchgeführt.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Ende

nerg

ieei

nsat

z in

PJ

Steinkohle Braunkohle Heizöl leicht + schwerSonstige Mineralöle Erdgas Sonstige GaseBiomasse Kraftstoffe WasserstoffStrom Fern-/Nahwärme Umweltenergie (WP+Solar)Sonstige

Abbildung 4-9: Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Energieträgern /EWI 05/, /eigene Berechnungen/

In den Energiebilanzen wird der Brennstoffeinsatz für die Wärmeerzeugung in der Industrie als Endenergieverbrauch bilanziert. Um ein vollständiges Bild des Umwand-lungssektors zu erhalten muss dieser Brennstoffeinsatz eigentlich als Umwandlungs-einsatz erfasst werden (vgl. Kapitel 3.2.2 und 3.2.3). Daher wurde auf der Grundlage der Fachserie 4, Reihe 6.4 des Statistischen Bundesamtes /STB 05a/ die Daten für den Ist-Zustand ermittelt und die Fortschreibung an Hand der prognostizierten Entwicklung des Produktionsindex abgebildet (siehe Abbildung 4-10). Die erzeugte, in der Industrie verbrauchte Wärme wird als neue Kategorie „Eigenwärme KWK“ im Endenergie-verbrauch bilanziert was zu dem in Abbildung 4-11 dargestellten Verlauf führt.


0

50

100

150

200

250

2002 2003 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Ende

nerg

ieei

nsat

z in

PJ

Steinkohlen Braunkohlen Heizöl Erdgas ErneuerbareEnergien

SonstigeEnergieträger

Abbildung 4-10: Endenergieeinsatz zur Eigenwärmeerzeugung in industriellen KWK-Anlagen nach Energieträgern /STB 05a/, /eigene Berechnungen/

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Ende

nerg

ieei

nsat

z in

PJ

Steinkohle Braunkohle Heizöl leicht + schwerSonstige Mineralöle Erdgas Sonstige GaseBiomasse Kraftstoffe WasserstoffStrom Fern-/Nahwärme Umweltenergie (WP+Solar)Eigenwärme KWK Sonstige

Abbildung 4-11: Korrigierte Entwicklung des Endenergieverbrauchs nach Energie-trägern im Referenzszenario /EWI 05/, /STB 05a/, /eigene Berechnungen/


4.3.4 Stromerzeugung Für die Abbildung der möglichen zukünftigen Entwicklung der Brutto-Stromerzeugung nach Energieträgern wurde auf die Ergebnisse des Energiereports IV zurückgegriffen. Dabei wurde, wie in Kapitel 4.3.2 beschrieben, eine Änderung der Entwicklung des Steinkohle-, respektive des Erdgaseinsatzes vorgenommen. Bis 2015 zeigt sich noch eine Zunahme der Stromerzeugung, im weiteren Verlauf nimmt die Stromerzeugung bedingt durch den Bevölkerungsrückgang leicht ab (siehe Abbildung 4-12).

0

500

1000

1500

2000

2500

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Stro

mer

zeug

ung

in P

J

Kernkraft Steinkohle Braunkohle Heizöl Erdgas Biomasse

Wind Wasser Geothermie Photovoltaik Sonstige

Abbildung 4-12: Entwicklung der Stromerzeugung nach Energieträgern im Referenz-szenario /EWI 05/, /eigene Berechnungen/


4.3.5 Leitungs- und Fackelverluste Die Leitungs- und Fackelverluste sind in Abbildung 4-13 dargestellt. In der Modell-rechnung werden diese anteilig auf den jeweiligen Endenergieverbrauch der einzelnen Energieträger hinterlegt, um bei Änderungen im System, z. B. durch Integration von Brennstoffzellen in der Hausenergieversorgung, eine Veränderung der Verluste zu berücksichtigen.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Leitu

ngs-

und

Fac

kelv

erlu

ste

in P

J

Erdgas Sonstige Gase Strom Fern-/Nahwärme

Abbildung 4-13: Entwicklung der Leitungs- und Fackelverluste im Referenzszenario nach Energieträgern /EWI 05/, /AGFW 05/, /eigene Berechnungen/


4.3.6 Eigenverbrauch im Umwandlungssektor Der Eigenverbrauch im Umwandlungssektor, wie er in Abbildung 4-14 dargestellt ist, wurde ebenfalls bezogen auf den Endenergieverbrauch im Modell berücksichtigt. Daten-grundlage bildete, wie beim zuvor dargestellten Endenergieverbrauch und den Leitungs- und Fackelverlusten der Energiereport IV.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Eige

nver

brau

ch in

PJ

Heizöl schwer Erdgas Sonstige Gase Strom Fern-/Nahwärme

Abbildung 4-14: Angenommene Entwicklung des Eigenverbrauchs im Umwandlungs-sektor nach Energieträgern /EWI 05/, /eigene Berechnungen/


4.3.7 Brutto-Umwandlungsausstoß Der sich aus dem Modell berechnete Brutto-Umwandlungsausstoß ist in Abbildung 4-15 dargestellt. Daraus ist ersichtlich, dass nur ein geringer Teil der eingesetzten Kohle, z. B. in Form von Briketts weiter als Endenergieträger eingesetzt wird.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Um

wan

dlun

gsau

ssto

ß (b

rutto

) in

PJ

Steinkohle Braunkohle Heizöl leicht + schwerSonstige Mineralöle Erdgas Sonstige GaseBiomasse Kraftstoffe WasserstoffStrom Fern-/Nahwärme Umweltenergie (WP+Solar)Eigenwärme KWK Sonstige

Abbildung 4-15: Entwicklung des Brutto-Umwandlungsausstoßes nach Energieträgern /eigene Berechnungen/


4.3.8 Primärenergieverbrauch Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ergibt sich aus dem im vorherigen Abschnitt dargestellten Umwandlungsausstoß unter Berücksichtigung der Umwandlungsnutzungsgrade und den am Umwandlungssektor vorbei geleiteten Energieträgern (siehe Abbildung 4-16).

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

2002 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

Prim

ären

ergi

ever

brau

ch in

PJ

Kernkraft Steinkohle BraunkohleMineralöle Erdgas Sonstige GaseBiomasse Biokraftstoff Umweltenergie (WP+Solar)Wasserstoff Wind WasserGeothermie Photovoltaik Sonstige

Abbildung 4-16: Angenommene Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern /eigene Berechnungen/

4.4 Energieträgerbereitstellung

Bei Energie umsetzenden Anlagen, wie Kraftwerken, ist der KEAN ein wesentlicher Faktor (vgl. Kapitel 3.5.2 und Kapitel 7). Dieser ist durch den Energieträgerverbrauch und damit durch den Nutzungsgrad der Anlage bestimmt. Da in den nächsten Jahr-zehnten weiter mit einer Verknappung der fossilen Energieträger zu rechnen ist, werden an dieser Stelle auch signifikante Änderungen bei deren Bereitstellungsnutzungsgraden zu erwarten sein.

Die Bereitstellung konventioneller fossiler Primärenergieträger ist ein Thema, das weltweit von Bedeutung ist. Veränderungen in den Bereitstellungsketten und den Bereitstellungsnutzungsgraden werden u. a. durch Erschöpfung von Vorkommen und Änderung der Nachfragestruktur hervorgerufen. Um die Entwicklung der Bereit-stellungsaufwendungen von Energieträgern für Deutschland zu analysieren, muss das Thema daher auch global betrachtet werden.

Anhand der Ermittlung der weltweiten Reserven- und Ressourcenlage sowie des Weltenergieverbrauchs lassen sich Aussagen über die Reichweiten der Energieträger und der Förderungsdynamik ableiten.

58 Energieträgerbereitstellung

4.4.1 Herkunft der Energieträger Wie in Kapitel 4.1.1 erläutert, betrug der Primärenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2004 rund 14.400 PJ. Er wird im Wesentlichen durch die fossilen Energieträger Mineralöl, Erdgas, Steinkohle, Braunkohle und Kernenergie sowie erneuerbare Energien, vor allem in Form von Wind- und Wasserkraft, gedeckt. Dem Verbrauch gegenüber steht eine inländische Primärenergiegewinnung von ca. 3.880 PJ. Der Import-anteil bei Energieträgern beläuft sich in Deutschland damit auf rund 75 %.

Abbildung 4-17 zeigt die Zusammensetzung der in Deutschland 2004 geförderten Primärenergieträger dem Primärenergieverbrauch gegenübergestellt.

PE-Verbrauch 2004

1.940 PJ

5.214 PJ

3.280 PJ

1.823 PJ

1.647 PJ

163 PJ366 PJ

inländische PE-Förderung

783 PJ

1658 PJ

147 PJ

163 PJ

0 PJ

366 PJ

662 PJ

Steinkohlen (40%)

Braunkohlen (101%)

Mineralöle (3%)

Naturgase (20%)

Wasserkraft/Windkraft(100%)Kernenergie (0%)

Sonst. Energieträger (100%)

Angaben in Klammern geben den Anteil der inländisch geförderten Energieträger am inländischen Verbrauch wieder.

Abbildung 4-17: Struktur des Primärenergieverbrauchs und der Primärenergieträger-förderung in Deutschland 2004 /AGEB 07/

Die Importabhängigkeit Deutschlands wird deutlich, wenn man sich vergegenwärtigt, dass lediglich der Braunkohleverbrauch und der Verbrauch nicht transportierbarer rege-nerativer Energien vollständig durch die inländische Förderung gedeckt werden können. Bei allen anderen Energieträgern liegt der inländische Förderanteil durchwegs unter 40 %, bei Erdöl, dem Energieträger mit dem höchsten Verbrauch, sogar nur bei 3 %. Der für die Verwendung in stationären Brennstoffzellen wichtigste Energieträger ist Erdgas, das derzeit zu 80 % importiert werden muss.

Erdöl Mineralöl hat den höchsten Anteil am deutschen Primärenergieverbrauch und wird nahezu ausschließlich importiert. Im Jahr 2004 wurden in Deutschland 110,1 Mio.t Rohöl aus 25 Ländern importiert. Der größte Anteil wurde dabei mit einem Wert von 37,1 Mio.t bzw. einem Anteil von 33 % aus der Russischen Föderation eingeführt. Weitere Länder, aus denen Rohöl importiert wurde, sind Norwegen, Großbritannien, Libyen, Kasachstan, Saudi Arabien, Syrien, Algerien, Dänemark und Aserbeidschan wie aus Abbildung 4-18 ersichtlich. Der Anteil der Importländer belief sich 2004 auf etwa 97 % des deutschen Bedarfs an Rohöl. In Deutschland selbst wurden somit etwa 3,5 Mio.t Rohöl gefördert /BMWi 07/.


Russische Föderation 33%

Norwegen 19%Großbritannien 12%

Libyen 12%

Kasachstan 7%

Saudi-Arabien 4%

Syrien 4%

Algerien 3%

Aserbaidschan 1%

Sonstige 5%

Abbildung 4-18: Rohölimporte nach Ländern 2004 /BAF 05/

Erdgas Der Erdgasverbrauch betrug im Jahr 2004 etwa 110,4 Mio.t SKE. Er ist in den vergan-genen Jahren immer weiter gestiegen und erreichte mit diesem Wert einen neuen Höchststand. Das deutsche Erdgasaufkommen wurde 2004 zu etwa 17 % aus inlän-discher Förderung gedeckt, 83 % stammen aus Importen. Vom gesamten Aufkommen wurden etwa 8 % wieder exportiert. Die Zusammensetzung des Aufkommens ist in Abbildung 4-19 dargestellt.

Inlandsgewinnung 17%

Russland 37%Norwegen 25%

Niederlande 18%

Sonstige 3%

Abbildung 4-19: Erdgasaufkommen für den deutschen Import nach Ländern /BAF 05/

Steinkohle Der Verbrauch an Steinkohle ist in Deutschland in den vergangenen Jahren gesunken und betrug 2004 noch 66,2 Mio.t SKE.

Das Aufkommen an Steinkohle setzte sich 2004 zu 40 % aus inländischer Förderung und zu 60 % aus Importen zusammen. Die inländische Förderung teilt sich dabei auf die drei Reviere Ruhr, Saar und Ibbenbüren auf. Die Importe erfolgen zum größten Teil aus Polen, Südafrika, GUS, Australien und Kolumbien. Die Struktur des Steinkohle-aufkommens stellt Abbildung 4-20 dar.


Deutschland 40%

Polen 11%Südafrika 10%

GUS 9%

Australien 7%

Kolumbien 6%

Kanada 3%

VR China 2%

USA 2%

Tschechien 1%

Indonesien 1%

Sonstige Import 8%

Abbildung 4-20: Aufkommen der Steinkohle nach Ländern /SCH 05/

Braunkohle Der Bedarf an Braunkohle wird zu 99,9 % aus deutscher Förderung gedeckt, während ein minimaler Anteil aus Polen importiert wird. Gefördert wird in vier Revieren – im Rheinland, in Mitteldeutschland, um Helmstedt und in der Lausitz. Die Lage der Tage-baue und ihre Förderquoten für 2003 sind in der folgenden Tabelle und Grafik darge-stellt (Abbildung 4-21).

Reviere 2003 Unternehmen TagebauBraunkohlen-gewinnung

in 1.000 tSchöningen 2.000Treue (Restkohle) 100Profen 9.800Schleenhain 11.700

Romonta GmbH 529Cottbus-Nord 6.700Jänschwalde 14.400Welzow-Süd 19.400Nochten 16.900Garzweiler 36.900Hambach 39.200Inden 20.900Bergheim 500

Hessen Hirschberg 2003 stillgelegt 23Bayern Ponholz/Schirnding 27

MIBRAG mbH

Vattenfall Europe Mining AG

RWE POWER AG

Helmstedt BKB AG

Mitteldeutschland

Lausitz

Rheinland

Abbildung 4-21: Herkunft der Braunkohle in Deutschland 2003 /BVB 06/


4.4.2 Reichweiten Reichweitenbetrachtungen für Energieträger sind besonders dann wichtig, wenn die Entwicklung der Bereitstellungsnutzungsgrade abgeschätzt werden soll.

Definitionen

Reserven Diejenigen Mengen eines Energierohstoffes, die mit großer Genauigkeit erfasst wurden und mit den derzeitigen technischen Möglichkeiten wirtschaftlich gewonnen werden können. Als Synonym sind gebräuchlich: abbauwürdig ausbringbare Reserven, sicher (und wahrscheinlich) gewinnbare Vorräte. Bei Uran wird die eingeführte Bezeichnung „reasonably assured resources“ verwandt, wobei nur die Kostenklasse „gewinnbar bis 40 $/kg U zu den Reserven zählt“. /BGR 02/

Ressourcen Sowohl diejenige Mengen eines Energierohstoffes, die entweder nachgewiesen, aber derzeit nicht wirtschaftlich und/oder technisch gewinnbar sind, als auch die Mengen, die auf Basis geologischer Indikatoren noch erwartet werden und mittels Exploration nach-gewiesen werden können. Bei Kohlenwasserstoffen wird dabei, ähnlich wie bei den Reserven, nur der als gewinnbar eingeschätzte Teil berücksichtigt. Bei der Kohle sind es „in situ“-Mengen, d. h. die Gesamtmenge, unabhängig von ihrer Gewinnbarkeit. /BGR 02/

Gesamtressourcen (verbleibendes Potenzial bei Kohlenwasserstoffen) Die Gesamtmenge aus Reserven plus Ressourcen. /BGR 02/

Gesamtpotenzial - Estimated Ultimate Recovery (EUR) Es schließt die bisherige kumulierte Förderung, Reserven und Ressourcen ein und ist vorwiegend bei den Kohlenwasserstoffen gebräuchlich. Da diese Bezeichnung bei anderen Energierohstoffen nicht gebräuchlich ist, wurde auf eine Übertragung verzichtet. /BGR 02/

Zur Verdeutlichung der unterschiedlichen Begriffe ist die Abgrenzung der Reserven von den Ressourcen in Abbildung 4-22 graphisch dargestellt.


Abbildung 4-22: Abgrenzung der Begriffe /BGR 02/

Statische Reichweite Die statische Reichweite ist durch das Verhältnis der derzeitigen Reserven zur gegen-wärtigen Jahresförderung definiert. Sie stellt damit eine Momentaufnahme eines sich ständig verändernden Systems dar.

Reserven und Jahresförderung werden von einer Reihe sich verändernder Faktoren beeinflusst und sind damit ebenfalls ständigen Schwankungen unterworfen. Die wesent-lichen Einflussgrößen auf die statische Reichweite sind die fortschreitende Exploration, also die Entdeckung neuer, förderbarer Vorkommen und verbesserte Fördertechniken. Außerdem wird die Produktion in erster Linie von der Nachfrage bestimmt. An diesen Einflussgrößen lässt sich auch eine starke Preisabhängigkeit von Reserven und Förderung erkennen. Dieser beeinflusst die statische Reichweite maßgeblich. Die Reich-weiten der meisten Energierohstoffe sind in den letzten Jahren annähernd konstant geblieben. Es lässt sich erkennen, dass der technische Fortschritt und die Exploration so erfolgreich waren, dass ein dynamisches Gleichgewicht zwischen Reserven und Produktion gewährleistet werden konnte.

In Tabelle 4-2 sind - basierend auf unterschiedlichen Quellen - die statischen Reich-weiten konventioneller fossiler Energieträger dargestellt. Die Reichweite der Kohle-reserven ist mit 138 Jahren (weltweit) die größte. Die Erdöl- und Erdgasvorkommen werden laut dieser Berechnung noch in diesem Jahrhundert erschöpft sein.


Tabelle 4-2: Statische Reichweiten konventioneller fossiler Energieträger /SAN 06/

Reserven Förderung Reichweite Reserven Förderung Reichweite Reserven Förderung Reichweitein EJ EJ/a Jahre in EJ EJ/a Jahre in EJ EJ/a Jahre

Welt 5.638 89 64 6.627 163 41 19.229 139 138Afrika 457 5 93 558 19 30 1.395 7 191Naher Osten 2.303 9 260 3.936 49 80 13Nordamerika 233 24 10 434 28 15 6.423 29 219Südamerika 225 4 54 542 14 38 448 2 213Asien 386 10 40 300 16 18 4.736 75 63GUS 1.820 25 73 684 23 29 4.173 11 390Europa 189 11 17 154 12 12 751 6 134Ozeanien 79 1 56 n.v. n.v. n.v. 1.635 9 186

Erdgas Erdöl Steinkohle2004

Bei der Interpretation der statischen Reichweiten ist zu beachten, dass die Reserven-angabe auf derzeit wirtschaftlichen Rahmendaten beruht. Bei höheren erzielbaren Marktpreisen werden Ressourcen zu Reserven. Die Reichweite erhöht sich dadurch. Andererseits wird weltweit ein steigender Energieverbrauch prognostiziert. Neben den Gesamtressourcen, die die Verfügbarkeit und damit den absoluten Gesamtverbrauch beschränken, ist die geologisch-phyikalisch maximale Förderkapazität der Energieträger ein limitierender Faktor des jährlichen Verbrauchs an fossilen Energierohstoffen.

Dynamische Reichweiten Aus den oben aufgeführten Gründen ist es schwierig, anhand statischer Reichweiten Rückschlüsse auf zukünftige Änderungen im deutschen Energiemix zu ziehen. Die Entwicklung der Zusammensetzung des Energieträgeraufkommens hängt maßgeblich davon ab, wie viele Ressourcen in der Zukunft wirtschaftlich gefördert werden können. Auch die Anteile der Importländer sind indirekt von dieser Entwicklung abhängig.

Mit Annahmen zur weltweiten Energieverbrauchsentwicklung müssen Überlegungen zur demographischen und ökonomischen Entwicklung in die Berechnungen einfließen. Die folgenden Faktoren haben einen Einfluss auf den Primärenergieverbrauch:

• Bevölkerungswachstum • Entwicklung des BIP der einzelnen Länder • Endenergieverbrauch/Nachfrageentwicklung • Kostenentwicklung für die Energieträgerbereitstellung

Der Weltprimärenergieverbrauch im Jahr 2003 betrug 442,9 EJ /BMWi 07/. Es ist zu erwarten, dass der Verbrauch in Zusammenhang mit wirtschaftlichem Wachstum und der Entwicklung der Schwellen- und Entwicklungsländer weiter ansteigen wird.

In Abbildung 4-23 sind die Annahmen zur Entwicklung des Weltprimärenergiebedarfs nach dem World Energy Outlook /IEA 04/ dargestellt. Das Szenario geht von einem nahezu linear steigenden Primärenergiebedarf aus.


0

100

200

300

400

500

600

700

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

EJ

SonstigeErdgasErdölKohle

Abbildung 4-23: Entwicklung des Weltprimärenergiebedarfs /IEA 04/

Aus dem Anstieg der Primärenergienachfrage lässt sich auf den nötigen Ausbau der Förderung schließen. Dieses Szenario des IEA liegt der Ermittlung der dynamischen Reichweiten zu Grunde, die in Abbildung 4-24 dargestellt ist. Mit Hilfe der Angaben zu Reserven von Energieträgern in Tabelle 4-2 kann aus dem Szenario zum weltweiten Energieverbrauch die Entwicklung der Reichweiten berechnet werden.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Jahr

Jahr

e

Kohle

Erdgas

Erdöl

Abbildung 4-24: Entwicklung der Reichweiten nach verschiedenen Szenarien /IEA 04/, /SAN 06/

Bei diesem Ansatz ist zu beachten, dass sich die Förderquoten weder für Erdöl noch für Erdgas unbegrenzt steigern lassen. Dies ist geologisch und physikalisch nicht möglich. Eine übermäßige Forcierung der Förderung führt sogar zu Ausbeuteverlusten. Die Entwicklung des potenziellen Ertrags kann durch Förderkurven berücksichtigt werden.


Förderkurven für Kohlenwasserstoffe Exemplarisch sei hier die Entwicklung der Förderkurve für Erdgas dargestellt, da diesem Energieträger die größte Bedeutung bei der Verwendung in stationären Brenn-stoffzellen zukommt.

King Hubbert erarbeitete 1956 zunächst einen Ansatz /HUB 56/, der die Förderung von Erdöl durch eine Glockenkurve beschreibt, der von Laherrere weiter präzisiert wurde /LAH 00/.

Demnach existiert für jedes Ölfeld ein Förderhöhepunkt, der nach einem stetigen Anstieg der Förderrate erreicht wird. Ab diesem „depletion midpoint“, bei dem die Hälfte des Gesamtpotenzials gefördert ist, ist mit einem sukzessiven Rückgang der Förderung zu rechnen (/BGR 04/). Ähnliche Verhältnisse konnten auch bei der Förderung von Erdgas nachgewiesen werden. Abbildung 4-25 zeigt die 1956 von Hubbert veröffent-lichte Grafik zur Entwicklung der Erdgasförderung in den USA.

Abbildung 4-25: Erdgasproduktionskurve der USA nach Hubbert /HUB 56/

Für die Erdgasproduktion in Europa lässt sich, ähnlich den Förderkurven für Erdöl, ein Erreichen des Förderhöhepunktes erahnen. Die historische Entwicklung für die Förderung in den, für die deutsche Versorgung wichtigsten, Ländern zeigt Abbildung 4-26. So zeigt die Erdgasförderung in Deutschland und den Niederlanden seit Jahren eine Stagnation bzw. bereits einen leicht fallenden Trend. 1999/2000 erreichte die Förderung in Großbritannien ihren Höhepunkt und ist in den letzten Jahren kontinu-ierlich gesunken. In Norwegen wurde die Förderung seit 1994 hingegen um mehr als dem Doppelten des damaligen Wertes ausgeweitet.


0

20

40

60

80

100

120

1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003Jahre

Mio

. t Ö

läqu

ival

ent

GroßbritannienNorwegenNiederlandeDeutschland

Abbildung 4-26: Entwicklung der Erdgasproduktion in Europa /BP 05/

Nicht allein die globalen statischen Reichweiten sind nach den vorangegangenen Über-legungen die richtigen Indikatoren für die Veränderung der Importstruktur. Die eigent-liche Problematik – zumindest für Erdöl und Erdgas – ist die der maximal möglichen Förderung. Besondere Beachtung muss dem Zeitpunkt gelten, an dem auch eine steigende Nachfrage durch höhere Förderquoten nicht mehr befriedigt werden kann. Dies ist weder wirtschaftlicher noch fördertechnologischer Natur, sondern geologisch vorgegeben und unausweichlich. Dennoch zeigt die Betrachtung der Reichweiten deutlich die Versorgungsproblematik, die heute für Primärenergieträger herrschen oder in naher Zukunft im Zentrum der Diskussionen stehen werden. Aus diesen Erkennt-nissen formen sich Vorstellungen über die zukünftige Versorgung Deutschlands mit Primärenergieträgern.

Abbildung 4-27 zeigt die zeitliche Entwicklung der Herkunft des Erdgases. Basis für den angesetzten Energieverbrauch bildet das entwickelte Referenzszenario. Die Aufteilung der einzelnen Förderregionen ergibt sich aus folgenden Überlegungen:

• Die Erdgasfelder der Nordsee sind bis 2030 erschöpft. • Die Importe aus dieser Region verringern sich stetig bei gleichzeitig steigendem

Energieaufwand. • Infrastrukturmaßnahmen zum Ausbau der transeuropäischen Transportkorridore

aus Russland.

Es wird deutlich, dass ab dem Jahr 2030 das in Deutschland verwendete Erdgas nahezu ausschließlich aus Russland importiert wird. Sowohl die inländische Förderung, als auch die Erdgasfelder in den Niederlanden und Norwegen werden bis 2030 erschöpft sein (Abbildung 4-27).


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2002 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

PJNorwegen

Russland

Deutschland

Niederlande

Sonstige

Abbildung 4-27: Entwicklung der Herkunft des Erdgases in Deutschland /SAN 06/

4.4.3 Bereitstellungspfade und -nutzungsgrade Auch in diesem Kapitel sei exemplarisch vertieft auf die Bereitstellung für Erdgas eingegangen. Im Anschluss ist die Entwicklung des KEA für die drei wichtigen Import-energieträger Steinkohle, Erdöl und Erdgas dargestellt.

Für die Ermittlung der Bereitstellungsnutzungsgrade ist neben der Technik zur Förderung und Exploration auch der Ferntransport eine entscheidende Größe.

Technik der Erdgasbereitstellung für Deutschland Die Bereitstellungskette von Erdgas gliedert sich in die Bereiche Exploration, Förderung, Aufbereitung und Ferntransport (vgl. Abbildung 4-28). Die lokale Verteilung sowie die damit verbundenen Energieaufwendung sind nicht in der vorgela-gerten Kette enthalten, sondern werden in der Energiebilanz aufgeführt.

ExplorationExploration Förderung/AufbereitungFörderung/

Aufbereitung

D 16 %N 26 %NL 17 %RUS 37 %Sonstige 4 %


PipelinePipelineRegional-transport(Pipeline)

Regional-transport(Pipeline)

ExplorationExploration Förderung/AufbereitungFörderung/

Aufbereitung



PipelinePipelineRegional-transport(Pipeline)

Regional-transport(Pipeline)

Abbildung 4-28: Bereitstellungskette für Erdgas in Deutschland 2003 /BMWi 07/

Die einzelnen Bestandteile der Kette gliedern sich wie folgt:

Exploration: Die Exploration von Erdgasvorkommen wird mit Hilfe von seismischen und geophysikalischen Messungen und Probebohrungen (so genannten Aufschluss-bohrungen) durchgeführt, die in Tiefen von bis zu 7.000 m Tiefe vordringen. Mit Kenntnis der Bohrleistung in m/m³Rohgas, dem Hilfsenergieaufwand für die Bohrung und den damit verbundenen Materialaufwand, lässt sich der KEA für die Exploration berechnen.

Förderung: Die Förderung beginnt mit den Produktionsbohrungen. Erdgas wird onshore mit Vertikalbohrtechniken gefördert. Für die Offshore-Förderung werden


Horizontalbohrtechniken angewendet. Diese ermöglichen das Einbringen von bis zu 60 Bohrungen von einer Bohrinsel /RUH 06/.

Aufbereitung: Die Aufbereitung von Erdgas beinhaltet die Trocknung und Bereinigung von Fremdstoffen, da nicht reines Erdgas (CH4) gefördert wird. Das Fördergas ist mit Fremdgasen wie H2S oder CO2 versetzt. Gängige Produkte der Aufbereitung sind neben Methan auch Ethan, Propan und Butan. Diese werden entweder im Erdgasnetz an die Verbraucher geleitet oder in petrochemischen Anlagen weiterverarbeitet.

Ferntransport: Die Verteilung und der Transport des Erdgases geschehen derzeit in Deutschland ausschließlich via Pipelines. Der Ferntransport als LNG nach vorange-gangener Verflüssigung durch Tankschiffe spielt in Deutschland bisher keine Rolle. Wie die Stromnetze in unterschiedliche Spannungsebenen, so sind die Gasnetze in Netze unterschiedlicher Druckniveaus eingeteilt (Tabelle 4-3).

Tabelle 4-3: Druckniveaus für Erdgasnetze /DIT 98/

Druckstufen Druck

Niederdruck ≤ 10 kPa

Mitteldruck 10 kPa bis 100 kPa

Hochdruck > 100 kPa

Erdgas aus Russland wird auf einen Druck von 75 bar komprimiert /LEC 05/. Weitere übliche Druckniveaus für interkontinentale Erdgasfernleitungen sind 67,5 bar (DN 900/PN 66), 80 bar (DN 1.400/PN 80) und 120 bar (DN 1.600/PN 120). Die nachfolgenden regionalen Verteilnetze werden dann bei einem niedrigeren Druck betrieben. Im Gegensatz zum Stromnetz, in dem Energie nur geringfügig gespeichert werden kann, ist im Gasnetz eine gewisse Speicherung des Erdgases durch Druckerhöhung, der so genannten Leitungsatmung, möglich. Zusätzlich stehen Kavernen- und Porenspeicher, oder die Möglichkeit, ausgebeutete Erdgasfelder als Speicher zur Verfügung.

Mit Kenntnis der an den einzelnen Stationen anfallenden Energieaufwendungen und deren zeitlichen Entwicklungen lässt sich der Bereitstellungsnutzungsgrad im zeitlichen Verlauf bestimmen.

Bereitstellungsnutzungsgrad für Erdgas Aufgrund der steigenden Transportentfernungen und des steigenden Energieaufwandes zur Förderung in den näher liegenden Regionen nimmt der volumenspezifische KEA bis 2025 zu, bis er ein konstantes Niveau erreicht. Das liegt unter Anderem daran, dass ab 2030 nahezu das gesamte Erdgas nur aus Russland kommt. Der Bereitstellungs-nutzungsgrad b sinkt von etwa 90,5 % in 2002 nahezu linear auf etwa 83,5 % im Jahr 2030. Der Unterschied zwischen dem volumenbezogenen KEA und dem Bereitstellungs-nutzungsgrad im Verlauf von 2025 bis 2030 erklären sich durch unterschiedliche Heiz-werte des Gases aus den verschiedenen Förderregionen. Von 2030 bis zum Jahr 2050 bleibt der Bereitstellungsnutzungsgrad dann ebenfalls nahezu konstant (Abbildung 4-29).


78

80

82

84

86

88

90

92

2002 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050

%

37

38

39

40

41

42

43

44

MJ/

m³

Bereitstellungsnutzungsgrad

KEA exkl. Verteilung

Abbildung 4-29: Zeitliche Entwicklung der Bereitstellungsaufwendungen für Erdgas in Deutschland /SAN 06/, /eigene Berechnungen/

Entwicklung der Bereitstellungsnutzungsgrade der Importenergieträger In der folgenden Abbildung 4-30 ist die zeitliche Entwicklung der Bereitstellungs-nutzungsgrade der Importenergieträger bis 2050 dargestellt.

Aus der Darstellung geht hervor, dass der Bereitstellungsnutzungsgrad für Erdgas mit 89 % am niedrigsten ist, gefolgt von dem des Erdöls von 96 % frei Grenze. Jedoch ist zu beachten, dass die errechneten Werte für Mineralölprodukte durch den Prozessschritt der Raffination je nach Produkt um bis zu 10 % - durchschnittlich um 7 % - niedriger ausfallen. Steinkohle weist den höchsten Bereitstellungsnutzungsgrad von etwa 96,7 % auf.

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

2002 2010 2018 2026 2034 2042 2050

Bere

itste

llung

snut

zung

sgra

d in

%

b_Heizölb_Erdgasb_Steinkohle

Abbildung 4-30: Zeitliche Entwicklung der Bereitstellungsnutzungsgrade der Import-energieträger bis 2050 /SAN 06/, /eigene Berechnungen/


Während der Bereitstellungsnutzungrad für Erdgas bis etwa 2030 zurückgehen wird, ist bei Öl und Steinkohle mit einem nahezu konstanten Wert zu rechnen. Anders als beim Erdgas, wo Deutschland auf eine rohrgebundene Infrastruktur angewiesen ist, wird sich bei Erdöl und der Steinkohle die Importstruktur kaum ändern. Durch den Rückgang des Steinkohleverbrauchs im Referenzszenario, könnte der Bedarf bis 2050 rein aus heimischer Förderung gedeckt werden. Wie beim Rohöl ergibt sich auch bei der Stein-kohle im Falle eines Imports durch den globalen, nicht leitungsgebundenen Handel eine stark differenzierte Versorgungsmöglichkeit. Daraus resultieren wiederum homogene Importstrukturen und konstante Bereitstellungsnutzungsgraden. Auf die Betrachtung unkonventioneller Ölquellen, wie Ölschiefer und -sande sowie Teersande, und die Möglichkeit der Gasanlieferung über Tanker und LNG-Terminals wurde in diesem Projekt verzichtet. Hierdurch könnten sich die Bereitstellungsnutzungsgrade gegenüber den angenommenen ändern.

71

5 KWK-Potenziale

5.1 Potenziale

5.1.1 Potenzialbegriff Ein Potenzial beschreibt die Gesamtheit aller Möglichkeiten und weist damit die Erreichbarkeit eines Ziels aus. In Abbildung 5-1 sind unterschiedliche Potenzialstufen dargestellt.

Abbildung 5-1: Unterschiedliche Potenziale

Das theoretische Ausbaupotenzial einer Technik kann praktisch nicht erreicht werden, es bietet lediglich eine Abschätzung für die theoretische Obergrenze der Zielerreichung. Das technische Potenzial ergibt sich aus dem theoretischen Potenzial, das nach heutigem Stand der Technik sowie Restriktionen, zum Beispiel durch Flächenver-fügbarkeit o.Ä., auch tatsächlich umgesetzt werden könnte. Das wirtschaftliche Poten-zial beschränkt das technisch Machbare auf die ökonomisch erreichbaren Möglichkeiten. Die Erfahrung zeigt, dass oft nicht alle wirtschaftlichen Möglichkeiten ausgeschöpft werden /GOB 04/. Oft stehen der Realisierung Bequemlichkeit, Unwissenheit, Restlauf-zeiten oder fehlendes Kapital entgegen, die beispielsweise den Planungshorizont von Unternehmen überschreiten. Deshalb ergibt sich in der Realität eine Zielerreichung, die dem praktischen Potenzial entspricht. Dieses muss nicht zwingend kleiner sein, als das wirtschaftliche Potenzial, da teilweise – z. B. durch Subvention oder aus Idealismus – auch unwirtschaftliche Projekte realisiert werden.

5.1.2 Kriterien für Brennstoffzellen-KWK-Potenziale Grundsätzliche Kriterien für die Einführung von KWK ergeben sich überall in den betrachteten Bereichen, Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung, Industrie und allgemeiner Versorgung. Diese können wie folgt zusammengefasst werden:

• Geeignete Temperaturniveaus • Möglichst Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf • Hohe Ausnutzungsdauern

72 Potenzial in Haushalten

Je nach Bereich können weitere Aspekte für KWK-Potenziale ausschlaggebend sein. Deshalb müssen jeweils, auch aufgrund der Datengrundlage und unterschiedlicher Strukturen, andere Methoden zur Potenzialermittlung angewendet werden. Die verschiedenen Methoden werden eingangs der nachfolgenden Kapitel kurz umrissen. Aus den Analysen ergeben sich vorwiegend technische Potenziale.

Insgesamt sind für die Einführung von Brennstoffzellen-KWK vor allem die Investitions-kosten ausschlaggebend. In der Literatur werden hierfür Zielwerte von 1.500 €/kW bzw. bei der Hausenergieversorgung von 10.000 € pro Komplettsystem diskutiert /TRA 05/. Zwar waren 2003 bereits ca. 3 MW BZ-Leistung am Netz, die Euphorie der letzten Jahre bezüglich einer schnellen Einführung von Brennstoffzellen, ist jedoch einer vornehmen Zurückhaltung gewichen /PEH 04/. Nachdem einige Hersteller ihre Prognosen zur Markteinführung z.T. deutlich zurückgedrängt haben, wird erst ab 2010 mit der Markt-reife von KWK-Systemen auf Brennstoffzellenbasis gerechnet werden können. In /VGB 03/ wird davon ausgegangen, dass Brennstoffzellen auch noch in 2020 einen Anteil von unter 3 % an der Stromerzeugung besitzen. Diese Annahme wurde auch in /PFA 04/ übernommen. Trotz oder gerade wegen der Dauer der Markteinführungsphase ist es wichtig, erschließbare technische Potenziale zu kennen, um die Entwicklung frühzeitig planen und steuern zu können.

So könnte auch eine forcierte Einführung dezentraler Klein- und Kleinst-KWK-Anlagen den Weg für eine reibungslose Brennstoffzelleneinführung zu ebnen /LEP 04/. Auch hier ergeben sich bereits Hemmnisse, die abgebaut werden müssen:

• etablierte Heiztechnik als Konkurrenz (teilweise schon verbesserte Technologie) • konservative Einstellung der Handwerker und Installateure • akzeptierte Sicherheitsstandards bei traditionellen Geräten • Nutzergewohnheit

In Tabelle 5-1 sind die potenziellen Einsatzgebiete von Brennstoffzellen qualitativ dargestellt, die in den nächsten Kapiteln weiter präzisiert werden.

Tabelle 5-1: Übersicht potenzieller Einsatzgebiete von Brennstoffzellen und deren Bewertung /LEP 04/

Anwendungen/ Einsatzgebiete (stationär) Marktpotenzial/-volumen (ab 2010)

Relevanz einerStromeinspei-

sung

Bemerkung

Privater Bereich (z. B. Ein- und Mehrfamilien-häuser, Eigentums- und Mietwohnhäuser)

o+ - Noch keine gesicherte Verfügbarkeit, Erdgasreformierung

und Stack noch zu teuer Gewerbe (z. B. Einzelhandelsgeschäfte, Werk-

stätten, Hotels, Lager, kleinere Büros, Arztpraxen, Bankfilialen, Altenheime, Kirchen)

o - Noch keine Module verfügbar Teilweise noch hohe Stromtarife (bei geringem Bezugsvolumen)

Industrie (inkl. Produktion und Verwaltung) (z. B. Automobilindustrie, Chemie, Pharma,

Metallverarbeitungsindustrie, Nahrungsmittel-/Getränkeindustrie, Elektronikindustrie,

Energieversorgungsindustrie)

o+ -o Trend zu kleineren Anlagen/Systemen Niedrige Stromtarife

Nutzung von Prozessdampf (hoher Wirkungsgrad)

Kommune / Öffentlicher Bereich (z. B. Schulen, Sport- und Freizeiteinrichtungen, Verwaltungen,

Museen, Krankenhäuser, Energieversorger)

o+ o+ Verstärkte Nachfrage durch Krankenhäuser (hohe

Betriebszeiten, Prozessdampfnutzung)

-: gering; o: mittel; +: hoch

KWK-Potenziale 73

5.2 Potenzial in Haushalten

5.2.1 Methodik: KWK-Potenziale in Haushalten Grundsätzlich sind die Temperaturen, bei denen in Haushalten Wärme benötigt wird für KWK-Anwendungen geeignet. Der Wärmebedarf, der durch KWK sinnvoll gedeckt werden kann, beschränkt sich jedoch auf Heizwärmebereitstellung und Warmwasser-bereitung. Sonstige Prozesswärme, wie etwa zum Kochen, kann wegen ihres dezentralen Bedarfs nicht von KWK-Anlagen befriedigt werden.

Die zukünftige Entwicklung des Bestandes von Heizanlagen in Haushalten wird durch mehrere gegenläufige, teilweise schwer erfassbare Faktoren beeinflusst:

• Effizienzsteigerung (Ersatz, Wartung und Instandhaltung, Brennwerttechnik) • Brennstoffwechsel (Substitution von Erdöl durch Erdgas, Pellet-/Hackschnitzel-

heizung) • Zunahme an zu beheizender Wohnfläche • Sonstige Maßnahmen (verbesserte Gebäudedämmung, Änderung des Umwelt-

bewusstseins und des Verbrauchsverhaltens)

Das methodische Vorgehen zur Potenzialermittlung in Haushalten ist in Abbildung 5-2 schematisch dargestellt.

Analyse desAnlagenbestandes

Lebensdaueranalyse

Ermittlung desAnlagenbedarfs

Potenzialabschätzung

Anlagenstruktur

Ausfallkurve

Zubaukurve

Potenzial

Kehrberichte derSchornsteinfeger

Gebäudebestandund -entwicklung

INPUT OUTPUTSYSTEMANALYSEN

Vergleich mitanderen Ländern KWK-AusbaugradeAndere Quellen


Lebensdaueranalyse



Anlagenstruktur

Ausfallkurve

Zubaukurve

Potenzial

Kehrberichte derSchornsteinfeger

Gebäudebestandund -entwicklung


Vergleich mitanderen Ländern KWK-AusbaugradeAndere Quellen

Abbildung 5-2: Methodisches Vorgehen zur Potenzialermittlung in Haushalten

Um ein Potenzial ausweisen zu können wird zunächst basierend auf den Kehrberichten des Schornsteinfegerhandwerks eine Bestandsanalyse durchgeführt. Aufbauend auf die dadurch ermittelte Anlagenstruktur von Öl- und Gaskesseln in Deutschland wird eine Lebensdaueranalyse durchgeführt und die Ausfallkurve für den Bestand ermittelt. Statistische Daten über den Gebäudebestand und die Bevölkerungsentwicklung in Deutschland bilden die Grundlage für die Ermittlung eines jährlichen Zubaus an fossil befeuerten Heizkesseln. Wie in Kapitel 5.1 beschrieben, stellt dieser Neubaubedarf bereits ein theoretisches Potenzial dar, das jedoch durch weitere Einflussfaktoren


gemindert wird. Unter Berücksichtigung dieser Kriterien und einem Vergleich mit anderen europäischen Ländern mit hohem KWK-Ausbaugrad soll durch eine Abschätzung in einem letzten Schritt das Potenzial für den Einsatz von Brennstoffzellen in Haushalten ausgewiesen werden.

Zur Bestimmung des technischen Potenzials für den Einsatz von Brennstoffzellen-systemen zur Hausenergieversorgung wird angenommen, dass nur Gas- oder Ölkessel durch Brennstoffzellen ersetzt werden. Es wird vorausgesetzt, dass Biomassefeuerung (Pelletkessel, Holzhackschnitzelheizung), Wärmepumpen oder anderer innovativer Versorgungstechniken nicht durch Brennstoffzellen ersetzt werden. Zusätzlich ist der Anteil dieser Techniken an der gesamten Beheizungsstruktur noch sehr gering, so dass auch bei einer Veränderung deren Einfluss auf die energiewirtschaftliche Gesamt-situation als gering einzustufen ist. So waren 2004 nur etwa 30.000 Feuerungsanlagen für feste Brennstoffe in Deutschland installiert, von denen rund 98 % mit Biomasse befeuert wurden. Erst zu einem späteren Zeitpunkt, wenn die Nutzung regenerativer Energien weiter ausgebaut ist, könnte es somit zu einer Verdrängung durch Brennstoff-zellen-KWK kommen. Da jedoch ein weiterer Ausbau der Nutzung regenerativer Energien zu erwarten ist, behält die Biomassenutzung ihre Stellung in der Energie-versorgungsstruktur bei. Auch der weitere Ausbau der solaren Warmwasserbereitung wird durch die Einführung der Brennstoffzellen nicht beeinflusst, zumal diese Systeme - zur Heizungsunterstützung eingesetzt - immer ein Primärsystem benötigen.

5.2.2 Analyse der Anlagenstruktur in Haushalten Nach der neuen Energieeinsparverordnung von 2002 und den zugehörigen Änderungen von 2004, müssen Neubauten den Niedrigenergiehausstandard erfüllen /ENEV 04/. Zudem müssen Dämmmaßnahmen durchgeführt bzw. alte Heizkessel, die vor dem 01.10.1978 in Betrieb genommen wurden, bis zum 31.12.2006 ersetzt werden. Ausnahmeregelungen erlauben eine Verlängerung der Frist bis zum 31.12.2008. Nach der ersten Bundesimmissionsschutzverordnung dürfen Abgasverluste von Altanlagen kleiner 25 kW, die vor dem 31.12.1997 errichtet wurden, ab dem 01.11.2004 die 11 % Marke nicht überschreiten /BImSchV/. Für Anlagen mit einer Feuerungsleistung größer 50 kW gilt der Grenzwert von 9 %, für mittlere Heizkessel 10 %.

Vom Schornsteinfegerhandwerk wird bei der jährlichen Kehrung eine Erhebung des Heizkesselbestandes durchgeführt. In der Statistik ist die Altersstruktur der Heizkessel nach Leistungsklassen angegeben (vgl. Abbildung 5-3). Zusätzlich sind in der Schornsteinfegerstatistik die Altanlagen mit abgelaufener Übergangsfrist nach § 11 der 1. BImSchV aufgeführt, also diejenigen, die aufgrund hoher Emissionen und Abgas-verluste ausgetauscht bzw. ertüchtigt werden müssen.

Die Abbildung zeigt, dass 2003 etwa 25 % der insgesamt 17 Mio. Anlagen älter sind als 15 Jahre. Der gleiche Anteil wurde im Zeitraum 1998 bis Ende 2003 in Betrieb genommen. Mit ca. 7,5 Mio. Anlagen nehmen die im Bauzeitraum von 01.10.1988/03.10.1990 bis Ende 1997 errichteten Heizkessel den größten Anteil ein. Dieser Zeitraum ist in seinem Anfangszeitpunkt durch die Zeit der Wiedervereinigung gekennzeichnet. So gilt für die alten Bundesländer die Grenze 1988 und für die neuen Bundesländer die Zeitgrenze 03.10.1990. Ca. 570.000 Kessel und damit 3.3 % der Gesamtanlagenzahl wurden im Jahr 2004 in Betrieb genommen und entsprechen damit den neuesten Standards.

KWK-Potenziale 75

1

2

3

4

5

6

7

8

9

bis 31.12.78 1.1.79 bis 31.12.82

1.1.83 bis30.9.88/2.10.90

1.10.88/3.10.90 bis31.12.97

1.1.98 bis31.12.03

1.1.04 bis31.12.04

Anz

ahl d

er b

etrie

bene

n Fe

ueru

ngsa

nlag

en in

Mio Ölzerstäubungsbrenner

Ölverdampfungsbrenner

Gasbrennwert

raumluftunabh. Gasfeuerungsanlagen

Gasbrenner mit Gebläse

Gasbrenner ohne Gebläse

Abbildung 5-3: Altersstruktur der Heizkessel im Jahr 2004 /BVS 05/

Nahezu alle im Einsatz befindlichen Ölkessel besitzen einen Zerstäubungsbrenner, da diese Geräte wegen der Verbrennungsführung bei gleicher Leistung kompakter gebaut werden können, als Ölverdampfungsbrenner. Der ohnehin niedrige Anteil der Ölverdam-pfungsbrenner wird auch bedingt durch deren höhere Abgasverluste weiter zurückgehen.

Der Großteil der installierten Gaskessel besitzt einen atmosphärischen Brenner, wobei der Absatz dieser Geräte in den letzten Jahren einen großen Marktanteil an die Gasbrennwertgeräte abgeben musste.

Die Aufteilung in Leistungsklassen zeigen Abbildung 5-4 und Abbildung 5-5.

Mehr als drei viertel der installierten gasgefeuerten Kessel (ohne Brennwertgeräte) liegt in der Leistungsklasse von 11 bis 25 kW. Nur ein sehr geringer Anteil der Gasheizkessel hat eine Leistung über 50 kW. Anlagen unter 11 kW, wie auch Brennwertgeräte, bedürfen nach der 1. BImSchV nur bei ihrer Errichtung einer Abnahmemessung durch den Kaminkehrer. Da diese Anlagen nur für das letzte Jahr der Kehrung in der Statistik auftauchen, ist ihr Anteil in Abbildung 5-4 nur sehr gering. Allerdings waren z. B. im Jahr 2004 7 % aller neuinstallierten Geräte kleiner als 11 kW.


4 kW - 11 kW

11 kW - 25 kW

25 kW - 50 kW

50 kW - 100 kW

> 100 kW

Abbildung 5-4: Anteil der gasgefeuerten Kessel nach Leistungsklassen /BVS 04/

Im Vergleich zu den Gaskesseln haben die Ölkessel durchschnittlich eine höhere Leis-tung. Doch auch hier liegt der Großteil der installierten Anlagen unter 50 kW. Die An-zahl der Heizkessel in der Leistungsklasse von 11 bis 25 kW ist etwa gleich der Anzahl der Kessel von 25 bis 50 kW. Der Anteil der neuinstallierten Kessel der kleinsten Leistungsklasse an den insgesamt in 2004 errichteten Anlagen lag bei lediglich 0,7 %.

4 kW - 11 kW

11 kW - 25 kW

25 kW - 50 kW

50 kW - 100 kW

> 100 kW

Abbildung 5-5: Anteil der ölgefeuerten Kessel nach Leistungsklassen /BVS 04/

Im Verbundforschungsvorhaben „Innovative Systeme und optimierte Techniken zur energetischen Gebäudesanierung (ISOTEG)“ /MUE 02/ wurden Messungen zur Ermittlung von durchschnittlichen Nutzungsgraden alter und neuer Heizkessel durchgeführt. Für jeweils Sommer, Winter und Übergangszeiten wurden messtechnisch für die verschiedenen Kesselbauarten und Brennstoffe Nutzungsgrade ermittelt. Beispielhaft sind diese für zwei unterschiedliche Kesselarten in Abbildung 5-6 und Abbildung 5-7 dargestellt.

Es ist zu erkennen, dass Ölheizkessel mit Brennern mit Gebläse mehr als 10 % bessere Nutzungsgrade erreichen, als Heizkessel mit atmosphärischen Brennern. Bei atmos-phärischen Gaskesseln kühlt auch im Stillstand ein ständiger Luftzug durch die Nebenluftöffnungen den Kamin und den Aufstellraum aus. Der Einbau von elektrischen Raumluftklappen kann hier eine Nutzungsgradverbesserung bewirken /IWU 05/. Gas-brennwertgeräte, die heutzutage fast ausschließlich verbaut werden, sind in der Lage die Kondensationswärme des Wasserdampfs im Abgas zu nutzen. Dadurch sind auf den unteren Heizwert Hu bezogene Wirkungsgrade von ca. 106 % und Nutzungsgrade von über 90 % erreichbar.

KWK-Potenziale 77

Abbildung 5-6: Nutzungsgradverlauf von Ölheizkesseln unterschiedlichen Alters /MUE 03/

Abbildung 5-7: Nutzungsgradverlauf von atmosphärischen Gaskesseln unterschied-lichen Alters /MUE 03/

Die in ISOTEG ermittelten Daten wurden mit der Leistungsklasseneinteilung aus der Schornsteinfegererhebung verknüpft und somit durchschnittliche Nutzungsgrade errechnet. Beispielhaft ist in Tabelle 5-2 der Auszug aus der Datensammlung zum Heizkesselbestand der Gasfeuerungsanlagen mit Brennern ohne Gebläse dargestellt.


Tabelle 5-2: Auszug aus der Datensammlung zum Heizkesselbestand /BVS 04/, /MUE 02/

4 kW - 11 kW - - - - - 10.500Nutzungsgrad 0,81

11 kW - 25 kW 205.000 261.000 857.000 2.750.000 901.000 105.000Nutzungsgrad 0,64 0,66 0,70 0,75 0,79 0,82

25 kW - 50 kW 86.900 140.000 167.000 523.000 161.000 16.000Nutzungsgrad 0,65 0,66 0,71 0,77 0,82 0,84

50 kW - 100 kW 16.900 28.600 42.300 122.000 43.100 4.180Nutzungsgrad 0,69 0,71 0,74 0,79 0,83 0,85

> 100 kW 7.110 10.500 17.500 40.900 16.000 1.850Nutzungsgrad 0,72 0,74 0,77 0,82 0,85 0,86

Gasfeuerungsanlagen mit Brennern ohne Gebläse

Errichtung Le istung bis 31.12.781.1.79 bis 31.12.82

1.10.88/3.10.90 bis

31.12.97

1.1.98 bis 31.12.02

1.1.03 bis 31.12.03

1.1.83 bis 30.9.88/2.10.90

5.2.3 Lebensdaueranalyse Aus der bekannten Altersstruktur kann nun mittels geeigneter Methoden die erwartete Stilllegung der Anlagen berechnet werden. In /KRA 01/ wird dafür nach /SCH 84/ eine Normalverteilung angenommen. Für eine Lebensdaueranalyse wird jedoch üblicher-weise eine Weibullverteilung als charakteristisch angesehen. Die Gauß-Verteilung stellt bei Ausfallsteilheiten α>3 für diese eine Näherung dar /MOC 02/. In Tabelle 5-3 werden die Dichtefunktionen der beiden Verteilungen vorgestellt.

Tabelle 5-3: Gegenüberstellung der Dichtefunktionen

Gauß: Weibull: 2

21

21)(

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

−

⋅= σ

πσ

Tt

etf

ααα ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−

⋅⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅= T

t

eTt

Ttf

1

)(

t Zeitpunkt σ Standardabweichung T Erwartungswert / charakteristische Lebensdauer α Ausfallsteilheit

In Abbildung 5-8 ist der Unterschied der Dichtefunktionen von Gauß- und Weibull-Verteilung graphisch dargestellt. Als charakteristische Lebensdauer für komplette Heizungsanlagen wurden durch Mittelwertbildung nach /VDI 2067/ 25 Jahre angenommen. Für eine Standardabweichung bei der Gauß-Verteilung von 3 Jahren ergibt sich für die Weibull-Verteilung eine Ausfallsteilheit von α=9. Im Gegensatz zu Krammer, der eine Lebensdauer von 20 Jahren und eine Standardabweichung von 2 Jahren angesetzt hat, liegt der Schwerpunkt der Ausfälle damit etwas später /KRA 01/. Der Beginn der Ausfälle ist bei beiden jedoch nahezu identisch. Ein Vergleich der Kaminkehrererhebungen für die Jahre 2003 und 2004 stützt die Wahl der Weibull-Verteilung mit einer charakteristischen Lebensdauer von 25 Jahren und einer Ausfall-steilheit von 9 als Methode zur Lebensdaueranalyse zusätzlich.

KWK-Potenziale 79

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45Jahre

Aus

fallw

ahrs

chei

nlic

hkei

t

Weibullα=9GaußT=25, σ=3GaußT=20, σ=2

Abbildung 5-8: Vergleich der Dichtefunktionen von Gauß- und Weibull-Verteilung zur Anpassung der Parameter

Die Survivorfunktion der überlebenden Anlagen ergibt sich danach aus dem Integral der Weibull-Verteilung zu:

α

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

=−= Tt

etFtS )(1)(

In Abbildung 5-9 ist die angesetzte Verteilungsfunktion und die zugehörige Stammfunktion graphisch dargestellt. Etwa 65 % der Anlagen fallen nach 25 Jahren aus oder andersherum ausgedrückt werden 35 % der Heizkessel älter als 25 Jahre.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33Jahre

Verte

ilung

0%

20%

40%

60%

80%

100%Au

sfal

llini

e

Abbildung 5-9: Weibull-Verteilung und Ausfalllinie für T=25a und α=9

In Verbindung mit den Statistiken der Kaminkehrer wurde nun die Kurve für die erwartete Stilllegung der Heizungsanlagen errechnet. In Abbildung 5-10 sind die Gas-kessel der unterschiedlichen Baualtersklassen farbig und die Ölkessel schwarz schraffiert dargestellt.


Die jährliche Stilllegung nimmt 25 Jahre nach der Wiedervereinigung ab dem Jahr 2015 nochmals zu, wenn die damals vermehrt installierten Heizungsanlagen ausgetauscht werden müssen. Bis 2031 werden alle derzeit installierten Anlagen zu erneuern sein.

2

4

6

8

10

12

14

16

18

'03 '05 '07 '09 '11 '13 '15 '17 '19 '21 '23 '25 '27 '29 '31 '33Jahr

Anz

ahl d

er A

nlag

en in

Mio

.

bis 31.12.78 1.1.79 bis31.12.82

1.1.83 bis30.9.88/2.10.90

1.10.88/3.10.90 bis31.12.97

1.1.98 bis31.12.02

1.1.03 bis31.12.03

Abbildung 5-10: Erwartete Stilllegung der Öl- und Gaskessel nach Baualtersklassen /BVS 04/, /BVS 05/, /eigene Berechnungen/

5.2.4 Ermittlung des nötigen Anlagenzubaus Der Bedarf an neu zu installierenden Heizungsanlagen hängt einerseits von den vorher ermittelten Sterbelinien des Bestandes und dem dadurch bedingten Austausch von Alt-anlagen ab. Andererseits besteht bei einer Zunahme der Wohngebäudeanzahl die Not-wendigkeit, diese Gebäude mit Heizungsanlagen auszurüsten.

Bei der Entwicklung des Gebäudebestandes in Deutschland konnte auf ein laufendes FfE-Projekt zurückgegriffen werden. Grundlage für die Bestandsentwicklung der Gebäude bildet das Szenario 5 aus der 10. koordinierten Bevölkerungsvorausberechnung des Statistischen Bundesamtes /STB 03a/. Ausgehend vom Stand der Bevölkerung zum Ende 2001 wurden mit Hilfe relevanter Einflüsse auf die Bevölkerungszahl, wie die Geburtenhäufigkeit, die Lebenserwartung sowie die Außenwanderung, die Variante 5 mit der Annahme einer mittleren Lebenserwartung von etwa 87 Jahren bei Frauen und etwa 81 Jahren bei Männern, sowie einem Zuwanderungssaldo von mindestens 200.000 Menschen pro Jahr berechnet. Daraus ergibt sich im Jahr 2050 eine Bevölkerung von etwa 75 Mio. Die angenommene Entwicklung stimmt zudem mit den Aussagen des zugrunde gelegten Endenergieszenarios überein.

Aus der historischen Entwicklung von Gebäudebestand, Wohnflächenbestand und Ein-wohnerzahl wurden spezifische Kennwerte entwickelt. Andere spezifische Kennwerte, wie z. B. die Raumanzahl pro Einwohner, konnten direkt aus den statistischen Jahr-büchern entnommen werden. Eine Analyse der Kennzahlen ermöglichte eine Fort-schreibung der Entwicklung. Die Ergebnisse sind in Abbildung 5-11 dargestellt und bilden die Basis der in diesem Projekt durchgeführten Berechnungen.

KWK-Potenziale 81

68

70

72

74

76

78

80

82

84

1945 1955 1965 1975 1985 1995 2005 2015 2025 2035 2045 2055

Jahre

Einw

ohne

r in

Mio

.

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Geb

äude

best

and

in M

io.

BevölkerungnachSzenario 5

Gebäude-bestand

Entwicklungdes Gebäude-bestandes

Abbildung 5-11: Bevölkerungsentwicklung und Entwicklung des Gebäudebestandes in Deutschland bis 2050 /STB 05/, /eigene Berechnungen/

Nach dem Referenzszenario bleibt der Anteil der mit Öl und Gas beheizten Flächen an der gesamten Heizstruktur konstant (/EWI 05/, /eigene Berechnungen/). Es ergibt sich lediglich eine Verschiebung zwischen den Energieträgern, weil ein Teil der Ölheizungen durch Gaskessel substituiert wird. Die absolute Anzahl der fossil befeuerten Heizungs-anlagen hängt damit jedoch nur vom Zuwachs der zu versorgenden Objekte ab. Daher kann mit Hilfe der Entwicklung im Gebäudebestand ein Bedarf an Heizkesseln ermittelt werden. Dieser ist in Abbildung 5-12 über der erwarteten Stilllegung der Heizungs-anlagen eingezeichnet. Die Differenz von Anlagenbedarf und dem Altanlagenbestand, der in den jeweiligen Jahren noch vorhanden ist, muss durch einen Neubau bereit-gestellt werden.

5

10

15

20

'03 '05 '07 '09 '11 '13 '15 '17 '19 '21 '23 '25 '27 '29 '31 '33 '35 '37 '39 '41 '43 '45 '47 '49

Anz

ahl d

er A

nlag

en in

Mio

1.1.03 bis31.12.03

1.1.98 bis31.12.02

1.10.88/3.10.90 bis31.12.97

1.1.83 bis30.9.88/2.10.90

1.1.79 bis31.12.82

bis 31.12.78

Anlagenbedarf

Abbildung 5-12: Stilllegung der Heizkessel und Entwicklung Anlagenbedarf bis 2050 /BVS 04/, /BVS 05/, /STB 05/, /eigene Berechnungen/


Jede der neu zu installierenden Anlagen hat wiederum eine begrenzte Lebensdauer, so dass im Betrachtungszeitraum ein Teil der jährlich neu installierten Anlagen wieder ausgetauscht werden muss. In Abbildung 5-13 ist der kumulierte Zubau der Neuan-lagen als Ersatz für die derzeit installierten Heizkessel aufgezeigt. Es wird deutlich, dass alle bis 2020 errichteten Anlagen im Betrachtungszeitraum ausgetauscht werden müssen. Auch ein Teil der Anlagen, die zwischen 2021 und 2040 verbaut werden, erreicht sein Lebensdauerende noch bis 2050.

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2004 2010 2016 2022 2028 2034 2040 2046

Anz

ahl i

n M

io 2041 bis 20502031 bis 20402021 bis 20302011 bis 20202004 bis 2010

Abbildung 5-13: Zubaukurve als Ersatz für Gas und Öl befeuerte Heizkessel

Der Bedarf an Neuanlagen schwankt bedingt durch Perioden vermehrter Bautätigkeit zyklisch zwischen ca. 475 Tsd. und 1 Mio. Anlagen pro Jahr. Im Mittel müssen pro Jahr ca. 770 Tsd. Anlagen neu errichtet werden. In Abbildung 5-14 ist die Veränderung des Neuanlagenbedarfs dargestellt. So wird der Zubau in 2010 und 2035 ein Minimum erreichen und zwischen den Jahren 2013 bis 2019 und 2038 bis 2043 wieder stark ansteigen. Bis 2008 werden nach der EnEV alle Anlagen ausgetauscht sein, die vor dem 01.10.1978 in Betrieb genommen wurden.

200

400

600

800

1000

1200

2004

2007

2010

2013

2016

2019

2022

2025

2028

2031

2034

2037

2040

2043

2046

2049

Jahr

Jähr

liche

r Anl

agen

neub

au in

Tsd

.

Abbildung 5-14: Jährlicher Anlagenzubau

KWK-Potenziale 83

5.2.5 KWK in anderen europäischen Ländern Im Folgenden soll kurz der Ausbaugrad der Kraft-Wärme-Kopplung in den drei euro-päischen Ländern mit dem höchsten KWK-Anteil betrachtet werden, um Potenziale für Deutschland ableiten zu können.

In Abbildung 5-15 ist der prozentuale Anteil von KWK-Strom an der gesamten Strom-erzeugung der einzelnen EU-15-Länder im Jahr 2000 dargestellt. Während Deutschland etwa im europäischen Mittel liegt, fällt auf, dass in Dänemark, den Niederlanden und Finnland überdurchschnittlich viel Strom in KWK-Anlagen produziert wird.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

DK

NL

FIN L

D

EU-15

Euro-zo

ne

A

P

E I B

S

U

K F

EL

IRL

KW

K-A

ntei

l an

der G

esam

tstr

omer

zeug

ung Eigenerzeugung in

industrieller KWK

Stromerzeugung inallgemeinerVersorgung

Abbildung 5-15: Prozentualer Anteil von KWK-Strom an der gesamten Strom-erzeugung im Jahr 2000 in der EU /EUR 05/

Dänemark In Dänemark liegt KWK-Anteil an der Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung im Jahr 2003 bei 47 % (Abbildung 5-16). Für die allgemeine Wärmeversorgung existieren in Dänemark 16 zentrale und 285 dezentrale KWK-Anlagen, außerdem gibt es 130 Heizwerke, die zur Spitzenlastdeckung und Reserveanlagen Fernwärme bereitstellen.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1980 '85 '90 '95 '00

Stro

mer

zeug

ung

in P

J

zentrale KWK-Anlagen dezentrale KWK-Anlagen Eigenerzeugung (Klein-KWK)Wind- und Wasserkraft konventionelle Kraftwerke

Abbildung 5-16: Veränderung der Stromerzeugung in Dänemark bis 2003 /DAN 05/


Der Anteil von KWK an der Fernwärmeerzeugung lag 2003 bei 81 % /DAN 05/, also genauso hoch, wie in Deutschland (vgl. /EWI 05/). Der Anteil der Fernwärmeversorgung an der gesamten Heizwärmebereitstellung liegt jedoch mit ca. 60 % deutlich über den Werten in Deutschland (Abbildung 5-17). So wurden im Jahr 2003 etwa 1,5 Mio. der 2,5 Mio. Haushalte mit Fernwärme versorgt, während es im Jahr 1981 noch etwa 700.000 waren.

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1981 1990 2003

Hei

zanl

agen

in T

sd.

Ölkessel Gaskessel Fernwärme Sonstige

Abbildung 5-17: Veränderung der Wärmeversorgung von dänischen Haushalten /DAN 05/

Die Gründe für solch hohe KWK-Anteile liegen vor allem an einer konsequenten poli-tischen Rahmensetzung /TRA 05/ /STO 05/. Die Förderung von KWK begann schon Mitte der 1970er Jahre. Als Reaktion auf die Ölkrise verabschiedete das dänische Parlament 1976 den ersten Energieplan. Seitdem besteht das Ziel, die Versorgungssicherheit zu erhöhen und die Abhängigkeit vom Öl zu verringern. 1986 trat das Gesetz über die gekoppelte Erzeugung von Wärme und Strom in Kraft, das den Ausbau von dezentralen KWK-Anlagen förderte. Durch diese Gesetze waren viele Verbraucher dazu verpflichtet, mit Fernwärme oder mit Gasheizung zu heizen. Ab 1988 trat ein Verbot der Installation von Elektrowärmeheizanlagen in Kraft. Während der 1970er und 80er Jahre wurden außerdem zusätzliche Steuern auf Brennstoffe erhoben, um so umweltfreundlichere Brennstoffe, wie Biomasse für die Kraftwerksbetreiber interessanter zu machen. 1990 wurde ein weiterer Energieplan verabschiedet. Das Ziel war, die dezentrale KWK auszubauen. Im Zuge dieses Energieplans wurden große, bisher mit Kohle befeuerte KWK-Anlagen auf Gas umgerüstet und es fand verstärkte Verbreitung der Biomasse als Energieträger statt. 2003 wurde schließlich die Verpflichtung einer ständig gekoppelten Produktion aufgehoben. Die Erzeugung von Wärme und Strom darf nun auch getrennt erfolgen und kann so auf Nachfrage und Preis der erzeugten Produkte reagieren. Inzwischen ist bereits der vierte Energieplan in Kraft getreten, in dem der Ausbau und die Umweltverträglichkeit der gekoppelten Erzeugung von Wärme und Strom weiter gefördert wird.

Ebenfalls begünstigend wirkt sich die Bevölkerungskonzentration auf die Ballungs-räume aus. So leben von den 5,4 Mio. Einwohnern 36 % in den 11 größten Städten und dem dicht besiedelten Gebiet um Kopenhagen, wo sich durch die kurzen Anschlusswege

KWK-Potenziale 85

Fern- und Nahwärmenetze leicht etablieren lassen. Außerdem fehlt in Dänemark mit einem Erdgasversorgungsnetz für die Haushalte, ein konkurrierendes leitungsge-bundenes System für die Wärmebereitstellung durch Anlagen mit niedrigeren CO2-Emissionen.

Niederlande Im Unterschied zu Dänemark, wo Strom und Wärme aus KWK vor allem der allge-meinen Versorgung zur Verfügung gestellt werden, wird KWK in den Niederlanden auch sehr stark in der Industrie genutzt /NEW 02/. Tabelle 5-4 zeigt die installierte Leistung und Stromerzeugung in ungekoppelter Erzeugung und KWK in den Niederlanden.

Tabelle 5-4: Stromerzeugung in den Niederlanden /BUR 05/

1998 2000 2002 2003Installierte Leistung (MW) 20.043 20.777 20.601 20.840

davon KWK 8.963 9.237 9.512 9.500davon ungekoppelte Leistung 11.080 11.540 11.089 11.340

Stromerzeugung (GWh) 92.007 90.181 95.066 97.066davon KWK 48.509 47.696 49.771 48.189

davon ungekoppelte Erzeugung 43.498 42.485 45.295 48.877

In Abbildung 5-18 ist die installierte elektrische KWK-Leistung der niederländischen Industrie aufgetragen. Etwa 30 % der industriellen KWK-Anlagen liegen in einem Leistungsbereich von 5-60 MW, 70 % liegen in einem Leistungsbereich oberhalb von 60 MW /NEW 02/.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

1998 1999 2000 2001 2002 2003

Leis

tung

in M

W

SonstigeChemiePapierNahrungs- und GenußmittelRaffinerien

Abbildung 5-18: Installierte elektrische KWK-Leistung in der niederländischen Industrie nach Branchen und Jahren /HAR 05/

Auch in den Niederlanden ist der hohe KWK-Anteil auf eine geeignete politische Rahmensetzung zurückzuführen /NEW 02/, /STO 05/. Die Geschichte der KWK-Förderung in den Niederlanden beginnt schon 1987, als das Ministerium ein erstes Programm zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung beschließt. Das 1989 verab-schiedete Elektrizitätsgesetz erlaubte auch Verteilergesellschaften, die keine konven-tionellen Großanlagen betreiben durften, die Installation von KWK-Anlagen. Daraufhin


kam es zu einer Überproduktion an elektrischer Energie, die die Regierung mit Verrin-gerungen der Investitionssubventionen und vertraglich bestimmten Produktionsmengen einzudämmen versuchte. Durch die Liberalisierung des Strommarktes verschlechterten sich die Rahmenbedingungen für KWK-Strom, weshalb 1998 das Elektrizitätsgesetz in Kraft trat. Die Stromversorger und Produzenten werden darin zur Förderung von nach-haltig produziertem Strom und zur Abnahme von KWK-Strom verpflichtet. Als sich der KWK-Ausbau aufgrund der Liberalisierung des Strommarktes und steigenden Gas- und sinkenden Strompreisen verlangsamte, reagierte die niederländische Regierung zusätzlich mit einer vorübergehenden Erstattung der Ökosteuer für KWK-Strom. Dadurch wurde das Niveau der KWK-Stromerzeugung stabilisiert. Einen festgelegten Zielwert für einen Anteil von KWK-Anlagen an der Stromerzeugung gibt es in den niederländischen Gesetzen nicht.

Finnland In Finnland gibt es etwa 130 KWK-Anlagen von denen 82 der allgemeinen Versorgung dienen und 48 industrielle Anlagen sind /KOS 04/. Die gesamte installierte Leistung beträgt 6,6 GW für die Wärmebereitstellung und 4,3 GW zur Stromerzeugung. Die Hälfte der Anlagen hat elektrische Kapazitäten oberhalb von 50 MW. Jeweils ein Viertel hat Kapazitäten zwischen 10 und 50 MW und unterhalb von 10 MW. Etwa 53 % des ge-samten finnischen Stromverbrauchs entfallen auf die Industrie, wovon wiederum 40 % durch KWK gedeckt werden. Abbildung 5-19 zeigt, dass insgesamt etwa 35 % des ge-samten Stromverbrauchs durch den in KWK-Anlagen erzeugten Strom gedeckt werden.

Wasserkraft 17,0%

Windkraft 0,1%

Kernenergie 25,1%

KWK (Fernwärme) 17,0%

KWK (Industrie) 15,1%

Nettoimporte 5,7%

Wärmekraftwerke 20,1%

Abbildung 5-19: Aufteilung der finnischen Stromerzeugung nach Erzeugungsart 2004 /KOS 04/

Raumwärme hat einen Anteil von 20 % am gesamten finnischen Energieverbrauch, da finnische Häuser nahezu das ganze Jahr beheizt werden. Das hat hohe Ausnutzungs-dauern zur Folge, die sich wiederum sehr günstig auf die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen auswirken. Das Fernwärmenetz ist sehr gut und weiträumig ausgebaut, was auch auf ein fehlendes konkurrierendes Erdgasnetz rückzuführen ist. So ist der größte Teil der finnischen Haushalte an ein Fernwärmenetz angeschlossen, auch Ortschaften, die nach deutschen Maßstäben für eine solche Art der Wärmeversorgung ungeeignet wären. Etwa 50 % des Raumwärmebedarfs wird durch Fernwärme gedeckt, wobei 75 % der Fernwärme in KWK-Anlagen erzeugt werden (vgl. Abbildung 5-21).

KWK-Potenziale 87

Heizöl EL 17,0%

Sonstige5,0%

Holz12,0%

Strom17,0%

davon: ungekoppelt

12,1%

davon: KWK 36,9%

Fernwärme 49,0%

Abbildung 5-20: Heizstruktur in Finnland 2003 /KOS 04/

Der KWK-Ausbau verlief in Finnland, im Gegensatz zu den Niederlanden und zu Dänemark, weitgehend ohne großen politischen Einfluss. Gegenwärtig existiert kein finnisches Gesetz, das den Ausbau von KWK regelt. Die erste industrielle KWK-Anlage wurde bereits Ende der 1920er Jahre errichtet. Die ersten Heizkraftwerke mit Fern-wärmeauskopplung wurden in den 1950er Jahren in Betrieb genommen. Mit Hilfe der KWK-Anlagen sollte ein Wirtschaftsaufschwung sowie verlässlichere Energieversorgung erreicht werden. Der Ausbau des Fernwärmenetzes erfolgte für größere Städte in den 1950er Jahren, in kleineren Städten wurde der Ausbau nach der Ölkrise in den 1970er Jahren vorangetrieben.

5.2.6 Potenzialabschätzung für Deutschland Zwar bleibt nach /EWI 05/ der Anteil der Öl- und Gasheizungen an den gesamten Heizungsanlagen bis 2050 nahezu konstant, der Energieeinsatz für Heizzwecke nimmt jedoch ab. Zudem ergibt sich eine Verschiebung weg vom Heizöl hin zum Einsatz von Erdgas. In Abbildung 5-21 ist der Energieverbrauch für Heizzwecke in Haushalten bis 2050 graphisch dargestellt. Die gestrichelte Linie zeigt durch das Verhältnis des Gasein-satzes zum Ölverbrauch den Brennstoff-Shift.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Verb

rauc

h in

PJ

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

ErdölErdgasBrennstoffverhältnis

Abbildung 5-21: Entwicklung des Erdgas- und Erdöleinsatzes in Haushalten /EWI 05/, /AGEB 07/, /eigene Berechnungen/


Mit dem Absinken des Energieverbrauchs bedingt durch bessere Gebäudedämmung und Steigerung der Anlagenwirkungsgrade geht eine Verringerung der Anlagengröße einher.

Nach der Berechnung mit Hilfe des Energieverbrauchs aus dem Energiereport IV, bleibt die durchschnittlich installierte Anlagenleistung bis 2015 in etwa konstant bei ca. 21,5 kW. Danach sinkt sie bis 2050 kontinuierlich auf ca. 15 kW. Die spezifische Zubau-leistung liegt in 2010 noch beim Durchschnittswert von ca. 22 kW und liegt ab 2015 unter dem Durchschnitt. Gründe dafür können beispielsweise sein:

• Reduzierung des Bedarfs durch Gebäudesanierung vor dem Kesseltausch • Leistungsreduzierung ehemals überdimensionierter Anlagen

Durchschnittlich müssen in Deutschland jährlich ca. 11,5 GW an Gesamtleistung in Kleinfeuerungsanlagen ersetzt bzw. zugebaut werden. In Tabelle 5-5 sind die Daten der Wärmeversorgung in Haushalten zusammenfassend dargestellt.

Tabelle 5-5: Wärmeversorgung durch Öl- und Gaskessel in Haushalten /EWI 05/, /BVS 04/, /BVS 05/, /STB 05/, /eigene Berechnungen/

Jahr 2002 2003 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050Anzahl 16.857.243 17.009.300 17.734.204 18.111.500 18.435.121 18.661.077 18.795.282 18.848.226 18.653.272spez. Feuerungs-leistung in kW

22,0 21,9 21,9 20,7 19,4 18,3 17,5 16,0 14,7

spez. Zubau-leistung in kW

- - 21,9 15,2 15,2 13,9 12,9 12,6 11,7

installierte Gesamtleistung in GW

370,4 372,4 388,3 374,1 357,2 342,4 328,6 301,0 273,5

Die Zubauleistung stellt bereits ein technisches Potenzial dar, da die gesamte Leistung durch Brennstoffzellen bereitgestellt werden könnte. Für KWK-Anlagen im Allgemeinen und Brennstoffzellen im Speziellen werden jedoch wegen der hohen Investitionskosten hohe Ausnutzungsdauern gefordert. Somit ist eine Grundlastversorgung durch KWK anzustreben.

Wird nur ein Teil der benötigten Leistung durch dezentrale Kleinst-KWK-Anlagen bereitgestellt, verringert sich die durchschnittliche spezifische Leistung der KWK-Einzelanlage entsprechend bei steigenden Ausnutzungsdauern. Der auftretende Rest-bedarf muss dann auf anderem Wege, etwa durch Spitzenlastkessel, gedeckt werden. Die Versorgung durch dezentrale KWK-Anlagen stellt in diesem Fall keine Konkurrenz sondern eher vielmehr ein Muss für die Gasversorgung dar, da keine Fernwärmenetze benötigt werden und die Systeme mit Gas versorgt werden.

Eine weitere Versorgungsmöglichkeit ist die Zusammenfassung mehrerer Abnehmer zu Nahwärmenetzen (Siedlungsnetze mit einer Heizzentrale). Dadurch, dass nicht alle Gebäude gleichzeitig Wärme (oder Strom) benötigen, vergleichmäßigt sich der Bedarfs-lastgang zusätzlich, mit dem Resultat, dass höhere Ausnutzungsdauern erreicht werden können. Auch hier werden jedoch Spitzenlastkessel benötigt, um eine Überdimen-sionierung der Anlagen zu vermeiden.

Der Vergleich mit der Situation in anderen europäischen Ländern hat gezeigt, dass in Deutschland noch erhebliches Potenzial erschlossen werden kann.

Insgesamt wird das technisch sinnvolle Potenzial für KWK-Anlagen, wie auch im End-bericht der Enquete-Kommission /ENQ 02/, in der Hausenergieversorgung auf ca. 25 %

KWK-Potenziale 89

der durchschnittlichen jährlichen Zubauleistung geschätzt. Somit könnten jährlich je nach Zubaubedarf (vgl. Abbildung 5-14) zwischen 1,6 GW und 4,4 GW und somit durch-schnittlich 2,8 GW an thermischer KWK-Leistung zugebaut werden. Nach einfachen Abschätzungen ist es mit dieser Leistung möglich, zwischen 55 % und 65 % des Raum-wärmebedarfs in Haushalten zu decken (vgl. auch Kapitel 1).

5.3 Potenzial in GHD

5.3.1 Methodik zur Ermittlung der KWK-Potenziale in GHD In den amtlichen Statistiken wird der Sektor Kleinverbrauch nicht detailliert erfasst. Daher sind Daten über den Energieverbrauch in den unterschiedlichen Anwendungs-bereichen Studien und Untersuchungen verfügbar. Detailinformationen sind auch dem Endbericht des Energiereport IV nicht zu entnehmen. Somit stehen primär zunächst nur integrale Größen über den Endenergieverbrauch in GHD aus den Energiebilanzen und deren weitere Entwicklung aus dem Szenario des Energiereport IV zur Verfügung.

Eine schematische Darstellung zur Ermittlung des Potenzials für KWK-Anlagen im Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung findet sich in Abbildung 5-22.

Analyse des Wärmebedarfsin GHD

Branchenauswahl


Wärmebedarf

Branchen mit großemBrennstoffbedarf

Potenzial

Statistische Daten(AGEB Anwendungs-

bilanzen)


Analyse einerexemplarischenJahresdauerlinie

BMWA-Studie(/SLM 04/)

Abbildung 5-22: Methodisches Vorgehen zur Potenzialermittlung im Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung

Basierend auf Daten der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen wird nachfolgend für den Sektor GHD der Wärmebedarf und die dafür notwendigen Energieträger bestimmt. Ausschließlich den Wärmebedarfs als KWK-Kriterium zu betrachten, ist an dieser Stelle insofern hinreichend, da nicht zeitgleich benötigter Strom stets in das Versorgungsnetz eingespeist werden kann. Ein rein wärmegeführter Betrieb ist somit möglich. Hinsichtlich des technischen Potenzials stellt die Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf keine Einschränkung dar. Dies ist erst bei einer späteren wirtschaftlichen Betrachtung von Interesse.

Im Sektor GHD liegen nahezu alle Wärmeanwendungen im für KWK relevanten Temperaturbereich unter 600 °C. Die wenigen Anwendungen, beispielsweise in hand-werklichen Betrieben, die höhere Temperaturen erfordern, fallen betragsmäßig nicht

90 Potenzial in GHD

weiter ins Gewicht, da der Schwerpunkt des Prozesswärmebedarfs laut /SLM 04/ in Branchen wie „Bäder“, „Beherbergung, Gaststätten, Heime“ oder „Büroähnliche Betriebe“ sowie in den Bereichen „Landwirtschaft“ und „Gartenbau“ liegt (vgl. hierzu auch Abbildung 5-23). Die hier benötigten Temperaturniveaus liegen für gewöhnlich im Bereich bis maximal 200 °C, wenngleich berücksichtigt werden muss, dass prinzipiell nicht jede Anwendung, die aufgrund ihres Temperaturbereiches in Frage käme - beispielsweise aufgrund zu geringer Ausnutzungsdauern - auch real für den Einsatz von KWK geeignet ist.

Bei der Bestimmung des Potenzials ist in jedem Fall auch die Art des derzeit jeweils zur Wärmeerzeugung eingesetzten Endenergieträgers zu berücksichtigen. So kann wie bei den Haushalten (vgl. Kapitel 5.2) davon ausgegangen werden, dass lediglich Öl- und Gaskessel von einem möglichen Austausch betroffen sind.

0

50

100

150

200

250

Baug

ewer

beBü

roäh

nlich

e Be

trieb

eHe

rste

llung

sbet

riebe

Hand

elKr

anke

nhäu

ser

Schu

len

Bäde

r

Behe

rber

gung

, Gas

tstä

tten,

Hei

me

Back

gew

erbe

Flei

sche

reie

n/M

etzg

ereie

n

Rest

l. Na

hrun

gsm

ittel

gewe

rbe

Wäs

cher

eien

Land

wirts

chaf

tGa

rtenb

au

Flug

häfe

n

Text

il, B

ekle

idun

g, Sp

editi

on

Sum

me

"Nic

ht z

ugeo

rdne

te"

PJ/a

ProzesswärmeRaumwärmeProzesskältemech. EnergieInfKom

Abbildung 5-23: Brennstoffverbrauch (inkl. Fernwärmebezug) in GHD nach Branche und Anwendung /SLM 04/

Eine separate Feinanalyse der einzelnen Branchen hinsichtlich Verwendungszweck und Umfang der eingesetzten Energieträger würde ein quantitatives und qualitatives Bild der thermischen Energieverwendung im Sektor GHD liefern. In diesem Projekt wird auf Basis der in Tabelle 5-6 (siehe Kapitel 5.3.2) aufgeführten Zahlen und des daraus resul-tierenden Energieträgersplitts eine Abschätzung des Potentials vorgenommen.

5.3.2 KWK-Potenzial in GHD Der Sektor GHD zeichnet sich, wie auch die Industrie, naturgegeben durch eine Vielzahl unterschiedlichster Betriebsgrößen und Formen aus, die ihrerseits wiederum ein sehr differenziertes energetisches Verbrauchsverhalten besitzen. Der Wärmebedarf des Sektors GHD wird - wie oben erwähnt – zur Potenzialermittlung in seiner sektoralen Gesamtheit betrachtet. Tabelle 5-6 zeigt die Verbräuche für das Jahr 2003.

KWK-Potenziale 91

Tabelle 5-6: Verteilung des Endenergieverbrauchs in GHD nach Anwendungen /VDEW 05/, /eigene Berechnungen/

Endenergieeinsatz 2003 Kohle Heizöl EL Kraftstoffe Erdgas Strom Fernwärme Sonstige Gesamt

Raumwärme 9,4 302,4 - 361,7 40,5 109,1 - 823,1Warmwasser - 23,4 - 55,7 58,6 14,7 - 152,4sonst. Prozesswärme - 49,8 - 123,1 58,6 - 2,9 234,5Wärme gesamt 9,4 375,7 - 540,5 157,8 123,8 2,9 1210,0mechanische Energie - - 111,4 - 199,3 - - 310,7Beleuchtung - - - 2,9 93,8 - - 96,7Information/Kommunikation - - - - 38,1 - - 38,1Summe 9,4 375,7 111,4 543,4 488,9 123,8 2,9 1655,5

in PJ

Für die Ermittlung des EEV im Sektor GHD wurden Daten der AGEB, die auch durch den Verband der Elektrizitätswirtschaft (VDEW) e.V. jährlich in einer Endenergiebilanz veröffentlicht werden /VDEW 02/ /VDEW 03/ /VDEW 05/ analysiert und aufbereitet. Dabei wurden zum einen zusätzliche Informationen zum Endenergieeinsatz im Bereich „Information und Kommunikation“ berücksichtigt. Zum anderen wurde die Zuordnung des Energieverbrauchs auf die Bereiche GHD und Haushalte angepasst, da im Allge-meinen der Energieeinsatz von Heizöl und Fernwärme in gemischt genutzten Gebäuden den Haushalten zugeordnet wird. Nach Schätzung der AGEB sind danach im Sektor Haushalte etwa 76,2 PJ bei der Raumwärme zuviel verbucht, davon entfallen etwa 64,5 PJ auf leichtes Heizöl und 11,7 PJ auf Fernwärme.

Wie leicht zu erkennen ist, wird neben Erdgas, Heizöl und Strom nur noch Fernwärme in größerem Maße zur Wärmeerzeugung verwendet. Die aufgeführten Kraftstoffe finden prinzipbedingt in der Wärmebereitstellung und damit in der KWK keine Anwendung und werden hier daher auch nicht weiter berücksichtigt. Von der in 2003 benötigten elektrischen Energie wurde etwa 1/3 zur Wärmebereitstellung genutzt. Somit ergibt sich für den gesamten Sektor GHD in 2003 ein thermisch bedingter Endenergieverbrauch von ca. 1,2 EJ, der zu etwa 87 % durch Brennstoffe (inkl. Fernwärme) abgedeckt wird. Somit werden fast 3/4 des gesamten Endenergiebedarfs im Sektor GHD für die Wärme-bereitstellung eingesetzt.

Wie schon bei den Haushalten liegt auch hier der Schwerpunkt des Verbrauchs auf Raumwärme und Warmwasserbereitung (insgesamt 975,5 PJ bzw. gut 80 %), also im Temperaturbereich unter 100 °C. Auch im Bereich der übrigen Prozesswärme finden sich weitere Anwendungen, die diesem Temperaturbereich zugeordnet werden können. Quantitative und qualitative Aussagen über für KWK relevante Anteile der Prozess-wärme erfordern jedoch eine tiefgehendere Betrachtung der einzelnen Branchen, da sowohl zeitliche als auch thermische Charakteristik des energetischen Bedarfs zwischen diesen stark differiert.

So kann Prozesswärme beispielsweise in Wäschereien oder Schwimmbädern relativ gut durch KWK-Anlagen bereitgestellt werden, da hier eine hohe Volllaststundenzahl erreicht wird und die Verbraucher örtlich nicht veränderbar sind. Anders hingegen sieht dies für die große Menge an thermischen Kleingeräten aus, die etwa in Frisörbetrieben, kleinen Handwerksbetrieben oder auch der Gastronomie eingesetzt werden. Deren Prozesswärmebereitstellung kann keinesfalls durch KWK-Anlagen erfolgen.

Für eine Abschätzung des minimalen KWK-Potenzials wird daher die gesamte Prozess-wärme nicht weiter herangezogen. .In Analogie zu den Haushalten und wegen der ohnehin nur geringen Verwendung von Kohlen und sonstigen Energieträgern kann auch

92 Potenzial in GHD

hier davon ausgegangen werden, dass eine Verdrängung konventioneller Systeme durch Brennstoffzellen-KWK nur bei Heizöl und Erdgas erfolgen wird. Im Gegensatz zu den Haushalten liegen für GHD jedoch keine detaillierten Informationen über den Anlagen-bestand vor, so dass im Weiteren eine Abschätzung nur auf Basis der aggregierten statistischen Zahlen stattfinden kann. Für Raumwärme- und Warmwasserbereitstellung aus Erdgas und Heizöl ergibt sich insgesamt ein theoretisches KWK-Potenzial in Höhe von 743 PJ bzw. gut 61 % des gesamten Endenergieaufkommens zur Wärmebereit-stellung. Dieser Wert teilt sich zu 664 PJ auf Raumwärme- und mit 79 PJ zur Warmwasserbereitstellung auf.

Theoretisch könnte zwar der gesamte Wärmebedarf durch KWK-Anlagen gedeckt werden, jedoch ist dies weder energetisch noch ökonomisch sinnvoll, da die Anlagen durch die Dimensionierung auf Spitzenlast einerseits (fast) ständig in Teillast betrieben werden müssen und andererseits große Investitionen notwendig sind, um kosten-intensive KWK-Anlagen entsprechender Größe zu finanzieren. Hinzu kommt im Fall der Brennstoffzellen, dass diese – abhängig von der Technologie – nur in einem bestimmten Teillastbereich betrieben werden können, da eine gewisse Mindestlast für den Betrieb erforderlich ist und ein ständiges An- und Abfahren weder der Lebensdauer noch dem Energieverbrauch zuträglich ist.

Zur Abschätzung des realen Potenzials wird die Jahresdauerlinie eines typischen Wärmelastgangs aus dem Sektor GHD verwendet. In Abbildung 5-24 ist der Deckungs-beitrag einer Brennstoffzelle an der Wärmebereitstellung rot gekennzeichnet. Die Auslegung erfolgte unter Beachtung einer minimalen Teillast in Höhe von 25 % der Nennleistung der einzusetzenden Brennstoffzelle. So kann ein kontinuierlicher, wärme-geführter Betrieb der Brennstoffzelle sichergestellt und Takten, d. h. häufiges An- und Abfahren, vermieden werden.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

[h/a]

Leis

tung

(Pm

ax=1

00 %

)

Wärmebedarf

BZ-Erzeugung

Abbildung 5-24: Jahresdauerlinie eines exemplarischen GHD-Wärmelastgangs und Deckungsbeitrag einer laufzeitoptimierten Brennstoffzelle /eigene Simulation/

KWK-Potenziale 93

Hieraus ergibt sich eine Nennleistung der Brennstoffzelle in Höhe von ca. 15 % der maximalen Heizlast. Die dabei erzeugte Wärme deckt über 43 % des jährlichen Bedarfs. Berücksichtigt man Schwankungen in den Tageslastgängen, so kann durch den gezielten Einsatz von Wärmespeichern ein höherer Deckungsbeitrag erreicht werden. Zusätzlich kann durch die Speicherung von Wärme zu Zeiten minimalen Wärmebedarfs die Minimallast erhöht werden, was den Einsatz leistungsstärkerer Brennstoffzellen ermöglicht und so wiederum zu einer Erhöhung des Deckungsbeitrages führt. Die optimale Dimensionierung und der maximale Deckungsbeitrag der Brennstoffzellen hängen stark vom Einzelfall ab und können pauschal nicht quantifiziert werden. Daher wird im Weiteren von einer zeitlich gekoppelten Wärmebereitstellung ohne zusätzliche Wärmespeicher ausgegangen.

Die Bereitstellung von 43 % der Wärme durch Brennstoffzellen bei einer installierten Leistung in Höhe von 15 % der Spitzenlast stellt somit eine konservative Potenzial-abschätzung dar. Eine Reduzierung des Potenzials durch mangelnde Innovations-bereitschaft oder ähnlicher subjektiver Einflüsse ist an dieser Stelle explizit nicht berücksichtigt, da dieser Einfluss nicht oder nur äußerst schlecht quantifizierbar ist.

5.4 Potenzial in der Industrie

5.4.1 Methodik In der Industrie wird bereits mancherorts Strom und Prozess- sowie Raumheizwärme durch Eigenerzeugung in KWK-Anlagen bereitgestellt. Der technisch maximal mögliche Ausbaugrad ist jedoch bei Weitem noch nicht erreicht.

Das KWK-Potenzial, insbesondere das Potenzial für den Einsatz von Brennstoffzellen, in der Industrie wird durch folgende Faktoren beeinflusst:

• Temperaturniveaus und Prozessführung • Veränderung des Brennstoff- und Strombedarfs • Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf (Lastgänge) • Ausnutzungsdauern (Dauerlinien)

In Abbildung 5-25 ist das geplante methodische Vorgehen zur Ermittlung des noch nicht erschlossenen KWK-Potenzials in der Industrie dargestellt. Zunächst wird anhand statistischer Daten der Energieverbrauch in den einzelnen Industriebranchen ermittelt. In der Vergangenheit war in vielen Industriebranchen eine Verschiebung des Brenn-stoffeinsatzes zugunsten des Stromeinsatzes zu erkennen. Deshalb wird eine geeignete Kennzahl eingeführt, mit deren Hilfe dieser Trend charakterisiert werden kann. Mit Hilfe vorhandener Studien ist es möglich, den Energieeinsatzes in verschiedenen Industriezweigen einzelnen Temperaturniveaus zuzuweisen. Die nötigen Prozess-temperaturen beeinflussen wesentlich die Möglichkeit der Wärmebereitstellung durch KWK. Die Kenntnis der Temperaturbereiche erlaubt eine Einschränkung des möglichen KWK-Einsatzes. Für die ausgewählten Branchen werden typische Arbeitszeitmodelle und Anlagenstrukturen analysiert und Lastgänge entwickelt. Daraus abgeleitete geordnete Jahresdauerlinien sind ein Maß für die zu erwartenden Ausnutzungsdauern. Schließlich wird ein Potenzial für den KWK-Einsatz in der Industrie ausgewiesen und ein spezielles Brennstoffzellenpotenzial abgeschätzt.

94 Potenzial in der Industrie

Analyse der einzelnenIndustriezweige

Prozessanalyse


Energieverbrauch

Wärmebedarf nachTemperaturniveaus

Veränderung derBrennstoffbezugs-

kennzahl

Potenzial

StatistischeDaten


FfE-Studien

Branchenauswahl undFeinanalyse

Lastgänge undDauerlinien

Studien, externeQuellen

Analyse der einzelnenIndustriezweige

Prozessanalyse


Energieverbrauch

Wärmebedarf nachTemperaturniveaus

Veränderung derBrennstoffbezugs-

kennzahl

Potenzial

StatistischeDaten


FfE-Studien

Branchenauswahl undFeinanalyse

Lastgänge undDauerlinien

Studien, externeQuellen

Abbildung 5-25: Methodisches Vorgehen bei der Potenzialermittlung in der Industrie

Definition Brennstoffbezugskennzahl Als geeignete Kenngröße zur Charakterisierung und Bewertung von Produktions-prozessen hinsichtlich ihrer Eignung für Kraft-Wärme-Kopplung wird die Brennstoff-bezugskennzahl bb als Quotient des bezogenen Brennstoffes zum bezogenen Strom definiert:

StrombezugbezugBrennstoffbb =

5.4.2 Analyse des Energieverbrauchs in der Industrie

Energieverbrauch In Abbildung 5-26 ist der Energieverbrauch einzelner Industriebranchen im Jahr 2002 dargestellt.

Es ist erkennbar, dass die beiden energieintensivsten Bereiche, Metallerzeugung und Grundstoffchemie, mit ca. 300 TWh nahezu den gleichen Brennstoffverbrauch besitzen wie die übrigen Wirtschaftszweige zusammen.

Während Braunkohle nahezu ausschließlich bei der Gewinnung und Verarbeitung von Steinen und Erden eingesetzt wird, findet Steinkohle auch in der Chemischen Industrie und der Papierindustrie Verwendung. Der größte Steinkohleverbrauch findet sich prozessbedingt bei der Metallerzeugung. Auch bei der Gewinnung von Steinen und Er-den macht Steinkohle den größten Teil des Energieeinsatzes aus. Die verwendete Kohle wird bei der Metallerzeugung vorwiegend nichtenergetisch als Koks zur Reduktion bei der Eisenerzeugung eingesetzt und kann nur sehr schwer substituiert werden. Die übrige Kohle der anderen Bereiche wird überwiegend zur Stromerzeugung in Industrie-kraftwerken benötigt. Auch ein Teil des Erdgases wird in Eigenerzeugungsanlagen verstromt.

KWK-Potenziale 95

Neben der Metallerzeugung besitzt die chemische Industrie einen sehr hohen nichtener-getischen Verbrauch v. a. von Öl-Produkten.

Es kann davon ausgegangen werden, dass zur Prozesswärmebereitstellung vorwiegend Erdgas und Heizöl eingesetzt werden. Der Energieeinsatz dieser Brennstoffe verhält sich dann mit einem durchschnittlichen Nutzungsgrad beaufschlagt dem Wärmebedarf äqui-valent.

-50 0 50 100 150

Gewinnung v.Steinen und Erden,

Ernährung undTabak

Papiergewerbe

Grundstoffchemie

sonstige chemischeIndustrie

Gummi- undKunststoffwaren

Glas, Keramik

Verarbeitung v.Steinen und Erden

Metallerzeugung

NE-Metalle,Gießereien

Metallbearbeitung

Maschinenbau

Fahrzeugbau

Mineralölverarbeitung

sonstigeWirtschaftszweige

Energieverbrauch [TWh]

SteinkohleBraunkohleHeizölGasStrom

Abbildung 5-26: Energieverbrauch in der Industrie 2002 /STB 03/

Abbildung 5-27 zeigt die installierte Stromerzeugungskapazität der Industrie für das Jahr 2001. Die Analyse kann einen Hinweis darauf geben, wo aufgrund bestehender Anlagen noch Potenzial für einen weiteren Ausbau vermutet werden kann. So ist v. a. in der chemischen Industrie und der Mineralölverarbeitung, im Papiergewerbe sowie Ernährungsgewerbe bereits viel Leistung installiert.


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Braunkohle Steinkohle Kohleund/oder

Gas

Kohleund/oder

Heizöl

Heizöl Erdgas SonstigeGase

SonstigeBrennstoffe

Wasser

verf

ügba

re L

eist

ung

in G

W

Maschinenbau

Metallerzeugungund -bearbeitungChemieindustrie

Mineralöl-verarbeitungPapiergewerbe

Textilgewerbe

Ernährungsgewerbe

Abbildung 5-27: Verfügbare Leistung in Industriekraftwerken 2001 /VIK 06/

Am häufigsten wird Erdgas eingesetzt, was u.a. an der unkomplizierten Handhabung liegt. Oft wird Erdgas zudem in Anlagen zur ungekoppelten Wärmeerzeugung benötigt, so dass sich der Aufwand der Handhabung von zwei unterschiedlichen Energieträgern oft nicht lohnt. Bei dem „sonstigen Gasen“, wie sie auch in der metallerzeugenden Industrie eingesetzt werden, handelt es sich vorwiegend um Gicht- und Raffineriegas, das bei der stofflichen Konversion entsteht. Auf das Potenzial, das im Ersatz und Austausch bestehender Kraftwerkskapazitäten steckt wird gesondert im Kapitel 5.5 eingegangen. Die statistischen Daten sind jedoch notwendig, um den Energieverbrauch um die KWK-Wärmeeigenerzeugung zu bereinigen (vgl. Kapitel 3.2.2 und 3.2.3).

5.4.3 Ermittlung des Wärmebedarfs auf unterschiedlichen Temperaturniveaus Das ausschlaggebende Kriterium für ein KWK-Potenzial in der Industrie ist im Temperaturniveau des Wärmebedarfs zu suchen. Bei der Verwendung von Hochtempe-ratur-Brennstoffzellen ist eine Wärmeauskopplung bei einer Temperatur von maximal 700 °C möglich. Unter Berücksichtigung einer notwendigen Grädigkeit und struktu-rellen Einschränkung bei den Bauteilen können Temperaturen von etwa 500 bis 600 °C bereitgestellt werden (siehe auch Kapitel 6).

In Abbildung 5-28 ist die Aufteilung der in den einzelnen Branchen benötigten Prozess-wärme auf Temperaturniveaus für das Jahr 2002 dargestellt. Die Daten wurden um den zur Strom- und KWK-Wärme-Eigenerzeugung benötigten Brennstoff sowie den Nichtenergetischen Verbrauch bereinigt (siehe auch Kapitel 3.2), so dass nur der Brennstoffeinsatz dargestellt ist, der zur ungekoppelten Wärmebereitstellung eingesetzt wurde.

KWK-Potenziale 97

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Raumwärm

e

0- 100

100-

200

200-

300

300-

400

400-

500

500-

600

600-

700

700-

800

800-

900

900-

1000

1000

- 110

0

1100

- 120

0

1200

- 130

0

1300

- 140

0

über

1400

Temperatur in °C

Bre

nnst

offv

erbr

auch

in T

Wh

Ernährung+Tabak Chemische Industrie Papier

Textilgewerbe Maschinenbau Fahrzeugbau

NE-Metalle+Gießereien

Verarbeitung vonSteinen und Erden

Metallerzeugung

Glas+Keramik

BZ-KWK-Potenzial

kein KWK-Potenzial

Abbildung 5-28: Aufteilung des Brennstoffeinsatzes zur Wärmeerzeugung in der Industrie auf Temperaturniveaus für das Jahr 2002

Grundsätzlich haben alle Bereiche zusammen einen Heizwärmebedarf von ca. 50 TWh, der auch durch Brennstoffzellen gedeckt werden kann. Gegebenenfalls kann allerdings auch eine geeignete Prozessführung mit der Nutzung von Niedertemperaturabwärme aus den Produktionsprozessen diese Wärme bereitstellen.

Vor allem die drei Branchen „Ernährung und Tabak“, „Chemische Industrie“ sowie „Papier“ haben einen besonders hohen Prozesswärmebedarf im geeigneten Temperatur-bereich. Aber auch Maschinen- und Fahrzeugbau, sowie die Erzeugung von NE-Metallen haben dort Anteile von Prozesswärmebedarf. Der gesamte Wärmebedarf bei Tempe-raturen unter 600 °C beträgt ca. 155 TWh.

Eine Minderung des KWK-Potenzials ergibt sich dort, wo die Wärme nicht durch Wärmetauscher eingetragen werden kann, bzw. die Prozessstruktur ungeeignet ist. Oft wird die Wärme lokal und zeitlich stark fluktuierend benötigt, so dass deren Bereit-stellung nicht durch KWK geleistet werden kann.

Brennstoffbezugskennzahl An Beispielen real vermessener Betriebe aus Industrie und GHD wird die starke Hetero-genität der Brennstoffbezugskennzahl erkennbar (Abbildung 5-29). In einem Betrieb (Wäscherei) wird hier mehr als 10-mal soviel Gas eingesetzt wie Strom. Andere Betriebe, wie das Unternehmen aus der Branche „Metallbearbeitung“, beziehen hingegen nahezu nur Strom. Aus den Einzelmessungen wird die Spreizung der Brennstoffbezugszahl deutlich. Da die Anlagen- und Arbeitszeitstrukturen auch innerhalb der Branchen sehr stark variieren, können typische Kennzahlen für Industriebetriebe aus diesen Einzel-messungen jedoch nicht abgeleitet werden.


0

2

4

6

8

10

Kunststoff-herstellung

Metall-bearbeitung

Aluminium-Extrusion

Bäckerei Papier Oberflächen-behandlung

Wäscherei Metzgerei

Verh

ältn

is G

asbe

zug

zu S

trom

bezu

g

Abbildung 5-29: Verhältnis des Gasbezugs zum Strombezug realer Betriebe aus Industrie und GHD /eigene Messung/

Daher wird eine Auswertung statistischer Jahresdurchschnittswerte zur Veränderung der Brennstoffbezugskennzahl von 1995 bis 2002 in Industriezweigen mit erwartetem hohem KWK-Potenzial vorgenommen. Daraus zeigt sich, dass sich das Verhältnis zugunsten des Stromeinsatzes verschiebt (Abbildung 5-30). Im gesamten Mittel des produzierenden Gewerbes ist die Brennstoffbezugskennzahl von ca. 3,5 auf etwa 2,8 gesunken.

Die Mittelwerte der Bereiche mit hohem KWK-Potenzial, liegen deutlich unter dem Gesamtmittel. Das ist darauf zurückzuführen, dass die Metallerzeugung und auch die Gewinnung von Steinen und Erden als größte Energieverbraucher auch sehr hohe Brennstoffbezugskennzahlen besitzen, jedoch mangels KWK-Potenzial nicht weiter betrachtet werden.

In den betrachteten Bereichen verläuft die Kurve der Mittelwerte etwas flacher, als das Gesamtmittel. Trotzdem ist ein deutlicher Wechsel von Brennstoffeinsatz auf Strom-einsatz erkennbar. So sinkt die Brennstoffbezugskennzahl durchschnittlich von ca. 2,8 auf 2,3.

KWK-Potenziale 99

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Bre

nnst

offb

ezug

sken

nzah

lGrundstoffchemie

Ernährung und Tabak

sonstige chemische Industrie

Papiergewerbe

Metallbearbeitung

Maschinenbau

Fahrzeugbau

Gummi- und Kunststoffwaren

Gesamte Industrie (gewichteterMittelwert)Betrachtete Bereiche (gewichteterMittelwert)

Abbildung 5-30: Änderung der Brennstoffbezugskennzahl von 1995 bis 2002 in für KWK relevanten Industriezweigen /STB 03/

Als mögliche Gründe für einen sinkenden Brennstoffverbrauch und teilweise steigenden Stromverbrauch wurden in /ROO 05a/ folgende, in Tabelle 5-7 dargestellte, Punkte diskutiert:

Tabelle 5-7: Einflussmatrix von Faktoren, die bb verändern nach /ROO 05a/, /eigene Bewertung/

Einflussfaktoren auf bb Strombezug Brennstoffbezug

die Struktur der Produktionspalette hat sich gewandelt o o Teile der Grundstoffproduktion wurden in andere Länder verlagert -- --

die Einheitsleistung der Fertigungsanlagen ist gestiegen + o elektrothermische Verfahren sind an die Stelle brennstoffgefeuerter getreten ++ -- die gesamte Steuer-, Regel- und Leittechnik und damit die Feuer- sowie die

Temperaturführung und die Dosierung der Nutzenergien haben sich verbessert + -

der Mechanisierungs- und Automatisierungsgrad ist weiter gestiegen + + der Hilfsenergiebedarf der Mess-, Steuer- und Regelungstechnik hat weiter

zugenommen + o

moderne High-Tech-Prozesse (z. B. Laser) werden vermehrt eingesetzt + - Bessere Umweltschutztechniken werden gefordert + o

++: steigt stark; +: steigt; o: bleibt konstant / kein Einfluss; -: sinkt; --: sinkt stark

Nicht alle dieser Punkte behalten ihre Relevanz für eine Verringerung der Brennstoff-bezugskennzahl in der Zukunft. So können Sättigungseffekte dazu führen, dass sich das Absinken der Brennstoffbezugskennzahl verlangsamt.

Aufgrund unterschiedlicher Zuordnung einzelner Klassen auf die Industriebereiche, liegen die Energiebezugskennzahlen im Szenario des Energiereports IV unter denen der obigen Analyse. Der Trend zu einer Steigerung des Stromeinsatzes gegenüber dem Brennstoffeinsatz setzt sich jedoch auch hier fort (vgl. Abbildung 5-31).


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Bre

nnst

offb

ezug

sken

nzah

l

Gesamte Industrie (gewichteter Mittelwert)Betrachtete Bereiche (gewichteter Mittelwert)Ernährung und TabakPapiergewerbeChemie (Mittelwert)

Abbildung 5-31: Trend der Energieverwendung in der Industrie /EWI 05/

5.4.4 Lastgänge

Lastprofile Lastprofile zeigen die Leistungsaufnahme eines Objektes und damit neben der Gleich-zeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf auch tages- und gegebenenfalls jahreszeitliche Lastspitzen. Sie sind in Industriebetrieben v. a. durch die Arbeitszeit und den Betrieb großer Maschinen charakterisiert, die die Hauptverbraucher in der Produktion aus-machen.

Bei den Lastgängen ist eine Einteilung nach:

• Tages-, • Wochen- und • Jahreslastgängen

möglich. Vor allem bei Tages- und Wochenlastgängen ergibt sich eine enge Bindung an die verschiedenen Arbeitszeiteinteilungen. Bei Jahreslastgängen kann es eine Abhängigkeit von der Außentemperatur geben, die jedoch bei der Industrie in der Regel durch die Dominanz des Prozessenergiebedarfs gegenüber der Raumbeheizung nicht sehr stark ausgeprägt ist.

In Tabelle 5-8 ist eine Übersicht der unterschiedlichen Arbeitszeitmodelle in der Industrie dargestellt.

Tabelle 5-8: Vergleich von Arbeitszeitmodellen in der Industrie

Arbeitszeitmodell 1-Schicht-Betrieb

2-Schicht-Betrieb

3-(Mehr)-Schicht-Betrieb

5-Tage-Woche + o - 6-Tage-Woche - + + 7-Tage-Woche - o +

+: üblich, o: gelegentlich, -: unüblich

KWK-Potenziale 101

Es ist eine Tendenz erkennbar, dass bei Arbeitswochen von mehr als 5 Tagen auch ein Zwei- und Mehrschichtbetrieb, mit teilweiser Überlappung der Arbeitszeiten stattfindet. Wird auch an Wochenenden (oder samstags) gearbeitet, sind meist nur die Produktions-linien besetzt sind, während die Verwaltungs- und Bürotätigkeit ruht. Häufig werden heutzutage flexible Arbeitszeitsysteme eingesetzt, die auch die Auftragslage im Unter-nehmen berücksichtigen /HOFF 05/. Dies führt zu einer starken Heterogenität in vielen Bereichen des produzierenden Gewerbes.

Da nun die Industrieprozesse bezüglich ihrer maschinellen Ausstattung und deren Fahr-weise sehr inhomogen sind, können keine allgemeingültigen Lastgänge ausgewiesen werden. In /IPW 01/ wird beispielsweise darauf hingewiesen, dass eine Vergleichbarkeit unterschiedlicher Betriebe in der Papierindustrie nur sehr eingeschränkt möglich ist, da es keine exakt gleich aufgebauten Produktionslinien gibt. Dieses gilt in ähnlicher Weise auch für die anderen Industriezweige.

Die im Folgenden kurz analysierten Lastprofile stellen deshalb keinen allgemein-gültigen, aber durchaus typische Fälle dar. Die Profile basieren auf real gemessenen Strom- und Gaslastgängen, die teilweise gemäß ihrer Charakteristik einander zuge-ordnet wurden. Die Lastgänge sind auf ihre Maximallast normiert, um eine gewisse Vergleichbarkeit zu gewährleisten.

Abbildung 5-32 zeigt beispielhaft den Wochenverlauf eines Unternehmens mit einer 5-Tage-Woche und Einschichtbetrieb. Deutlich zu erkennen sind die jeweiligen Lastspitzen am Anfang der Schicht, die auf Aufheiz- und Anfahrvorgängen von Maschinen beruhen.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

12.0100:00

12.0112:00

13.0100:00

13.0112:00

14.0100:00

14.0112:00

15.0100:00

15.0112:00

16.0100:00

16.0112:00

17.0100:00

17.0112:00

18.0100:00

18.0112:00

Wochenstunden

Leis

tung

WärmeStrom

Abbildung 5-32: Typlastgang1, 5-Tage-Woche, 1-Schicht-Betrieb

Abbildung 5-33 stellt beispielhaft den Wochenlastgang eines Unternehmens mit einer 6-Tage-Woche und einem 2-Schicht-Betrieb dar. Während die Wärme hier stark fluktuierend, aber relativ kontinuierlich benötigt wird, zeigt der Stromverbrauch eine sehr gleichmäßige Lastverteilung mit ausgeprägter Nachtabsenkung.


0%

20%

40%

60%

80%

100%

12.0100:00

12.0112:00

13.0100:00

13.0112:00

14.0100:00

14.0112:00

15.0100:00

15.0112:00

16.0100:00

16.0112:00

17.0100:00

17.0112:00

18.0100:00

18.0112:00

Wochenstunden

Leis

tung

WärmeStrom


In Abbildung 5-34 ist ein Unternehmen mit einer 6-Tage-Woche und einem 3-Schicht-Betrieb dargestellt. Dieses Arbeitszeitmodell ist im produzierenden Gewerbe am häufigsten zu finden. Der Verbrauch ist von einer hohen Grundlast geprägt, wobei der Strombedarf in der Nacht zurückgeht, wenn keine Verwaltungstätigkeiten stattfinden.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

11.1000:00

11.1012:00

12.1000:00

12.1012:00

13.1000:00

13.1012:00

14.1000:00

14.1012:00

15.1000:00

15.1012:00

16.1000:00

16.1012:00

17.1000:00

17.1012:00

Wochenstunden

Leis

tung

WärmeStrom


In Tabelle 5-9 sind die verschiedenen Lastgangtypen Unternehmenscharakteristika zugeordnet und mit Beispielen hinterlegt.

KWK-Potenziale 103

Tabelle 5-9: Zuordnung der Typlastgänge zu Gewerben

Typ Unternehmens-Charakteristik Beispiel

1 Kleine Industriebetriebe, Mittelständische Unternehmen

Nahrungsmittelindustrie (Metzgerei, Bäckerei,…), Investitionsgüter (Kleinserienfertigung in Kunststoffindustrie und

Metallverarbeitung 2 Große und mittlere Industriebetriebe Chemische Industrie, Nahrungsmittelindustrie (Brauerei) 3 Große Industriebetriebe Papierindustrie, chemische Industrie

Da bei Industrieproduktion hauptsächlich Prozesswärme benötigt wird, ist dieser Jahresgang nicht in dem Maße ausgeprägt, wie das in Haushalten oder GHD der Fall ist, wo nur im Winter Raumheizwärme zur Verfügung stehen muss.

Vielmehr haben andere Faktoren, wie etwa schwankender Absatz der produzierten Güter, Revisionen an großen Maschinen oder Betriebsferien, einen großen Einfluss auf die Auslastung des Betriebes und damit auf den Strom- und Gasbezug.

In Abbildung 5-35 sind die Jahreslastgänge eines Kunststoff verarbeitenden Betriebes und einer Papierfabrik dargestellt. Während bei der Kunststoffverarbeitung der Strom- und Gaslastgang stark korreliert ist, differieren die Lastgänge bei der Papierherstellung v. a. am Jahresanfang stark. Das ist in erster Linie darauf zurückzuführen, dass in dem betrachteten Betrieb das Gas u. a. zur Eigenstromerzeugung eingesetzt wird. Eine Besonderheit dieses Unternehmens ist die Möglichkeit, je nach Verfügbarkeit und Brennstoffpreis, das Gas durch Rindenabfälle und Holzhackschnitzel zu ersetzen. Auch die Umstellung der Produktionslinie auf eine andere Papiersorte kann für die Änderung des Energieverbrauchs ausschlaggebend sein.

4

5

6

7

8

9

10

11

12

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

Ener

giev

erbr

auch

in %

von

Ges

amtv

erbr

auch

Kunststoff-verarbeitung GasKunststoff-verarbeitung StromPapier Gas

Papier Strom

Abbildung 5-35: Jahreslastgänge für Strom- und Gasbezug in Industriebetrieben

Bei Betrieben des Ernährungsgewerbes in Abbildung 5-36 ist nur eine geringe saiso-nale Abhängigkeit im Gasbezug erkennbar. Der Stromverbrauch steigt jedoch aufgrund des Kühlbedarfs der leicht verderblichen Ware in den Sommermonaten leicht an. Ein anderes Bild ergibt sich bei der Zuckerherstellung. Da dort eine sehr starke Bindung des Energiebedarfs an die Erntezeit der Rüben besteht und für die thermische Raffination


des Zuckers 290 kWhDampf/t benötigt werden, ist hier eine sehr starke saisonale Abhängigkeit erkennbar. In der im Herbst 2004 in Betrieb genommenen KWK-Anlage in der Zuckerfabrik Jülich werden beispielsweise von Ende September bis Dezember pro Tag ca. 400 Tonnen und an 40 Tagen in der Zeit von März bis Mai täglich 250 Tonnen Braunkohle für die Dicksaftkampagne benötigt /RHE 05/.

4

5

6

7

8

9

10

11

12


Ener

giev

erbr

auch

in %

von

Ges

amtv

erbr

auch

Bäckerei GasBäckerei StromMetzgerei GasMetzgerei Strom

Abbildung 5-36: Jahreslastgänge Strom- und Gasbezug in der Ernährungsindustrie

Jahresdauerlinien Geordnete Jahresdauerlinien ergeben sich aus den Lastprofilen. Sie zeigen die Leistungen der Größe nach geordnet über den Jahresstunden aufgetragen. Dadurch ist erkennbar, wie viele Stunden eine Leistung über oder unter einem bestimmten Wert liegt. Auch die Gesamtdauer einer Leistungsaufnahme kann direkt abgelesen werden. Somit stellen Ausnutzungsdauern ein Maß für die Wirtschaftlichkeit von Anlagen dar.

In Abbildung 5-37 sind normierte Jahresdauerlinien für den Strombedarf unter-schiedlicher Unternehmen vergleichend gegenübergestellt. Die Daten beruhen auf gemessenen Lastgängen und spiegeln drei unterschiedliche Arbeitszeitmodelle wieder, die in Tabelle 5-9 zusammengefasst sind.

Gerade wenn keine typischen Lastgänge entwickelt werden können, ist die Verwendung von Jahresdauerlinien eine Alternative zur Auslegung von KWK-Anlagen. Eine Schwierigkeit besteht allerdings darin, dass durch die Sortierung keine Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf mehr erkennbar ist. Das stellt jedoch insofern kein Problem dar, als der überschüssige erzeugte Strom in das Stromnetz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden kann bzw. der KWK-Vergütung wegen komplett einge-speist wird. KWK-Anlagen werden üblicherweise auf eine Grundlastversorgung für Wärme ausgelegt und ggf. so geregelt, dass sie zur Spitzenlastdeckung beim Strombezug („Peak-Shaving“) eingesetzt werden können.

KWK-Potenziale 105

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 1200 2400 3600 4800 6000 7200 8400Stunden

Leis

tung

6-Tage, 2-Schicht7-Tage, 3-Schicht5-Tage, 1-Schicht

Abbildung 5-37: Vergleich unterschiedlicher Arbeitszeitkonzepte anhand der geord-neten Jahresdauerlinie für den Strombezug

5.4.5 Potenzialabschätzung Im Folgenden sollen die drei Industriezweige mit dem größten Energieverbrauch im geeigneten Temperaturbereich kurz genauer dargelegt werden.

Papierindustrie Nach einer starken Prozessverbesserung bis 1990 hat sich der Energiebedarf bei der Herstellung von Papier und Karton in den letzten Jahren einem stabilen Wert angenähert. „Eine weitere starke Abnahme des spezifischen Energieeinsatzes (…) ist (…) nicht wahrscheinlich und physikalisch auch nicht möglich.“ /IPW 01/ In der Papier-industrie ist der Ausbaugrad der KWK bereits sehr hoch, so dass ein weiterer sehr starker Ausbau nicht mehr erwartet wird. Dies wird auch durch die bereits installierte Stromerzeugungskapazität, die in Abbildung 5-27 dargestellt ist, belegt.

Ernährungsindustrie In der Ernährungsindustrie sind eine Vielzahl der Prozesse für den technischen Einsatz von KWK geeignet /MVEL 03/. Oft ist auch die Wärmeeinbringung durch Wärme-tauscher sehr leicht möglich, so dass ein Ausbau der KWK in diesem Bereich noch möglich scheint.

chemische Industrie In der chemischen Industrie ist der spezifische Energieverbrauch in den letzten Jahren stark zurückgegangen /VCI 04/. Die Prozesse sind durchwegs für den technischen Einsatz von KWK geeignet /SAN 03/, weshalb auch der Ausbaugrad bereits sehr hoch ist.

106 Ersatz vorhandener industrieller Eigenerzeugungsanlagen

Im Bericht der Enquete Kommission wird in der Industrie von einem noch nicht erschlossenen KWK-Potenzial von 35 % ausgegangen /ENQ 02/. In Anbetracht des schon erfolgten Ausbaus wird jedoch davon ausgegangen, dass nur ein kleinerer Teil tatsächlich realisiert werden kann. So geht der Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungssysteme der TU München in der Industrie von einem KWK-Potenzial von ca. 20 % des Wärmebedarfs bis 400 °C aus /WAG 05/. Für Brennstoffzellenanwendungen kann dieser Bereich bis 600 °C erweitert werden, so dass 2002 ein Potenzial für Wärme-erzeugung aus KWK mit Brennstoffzellen von insgesamt ca. 31 TWh vorhanden ist.

KWK-Potenziale 107

5.5 Ersatz vorhandener industrieller Eigenerzeugungsanlagen

5.5.1 Methodik zum Ersatz industrieller KWK-Anlagen Abbildung 5-38 zeigt das methodische Vorgehen bei der Ermittlung von potenziellen Einsatzmöglichkeiten für Brennstoffzellen in der industriellen Eigenerzeugung. Im Gegensatz zu den zusätzlich erschließbaren Potenzialen, die in Kapitel 5.4 dargestellt sind, wird in diesem Kapitel vom derzeitigen KWK-Bestand ausgegangen, der nach Erreichen seines Lebensdauerendes durch Brennstoffzellen ersetzt werden kann.


Lebensdaueranalyse



Anlagenstruktur

Ausfallkurve

Zubaukurve

Potenzial

KWK-Bestandsdaten

Energiebedarfs-entwicklung


Abbildung 5-38: Methodisches Vorgehen bei der Potenzialermittlung in der indus-triellen Eigenerzeugung

Basierend auf einer Lebensdaueranalyse kann der Stilllegungszeitpunkt der im Bestand vorhandenen Anlagen ermittelt werden. Es wird angenommen, dass der Bedarf an Anlagen gleich bleibt. Somit ergibt sich eine konstante Energiebedarfsentwicklung. Der Zubaubedarf ist mit dem Ausfall von Geräten identisch. Das technische Potenzial ergibt sich dabei durch die jährlich zu ersetzende Kapazität.

5.5.2 Potenzialabschätzung zum Ersatz industrieller KWK-Anlagen Für eine Abschätzung des KWK-Potenzials in der industriellen Eigenversorgung wurden die erwarteten Stilllegungen von heute in Betrieb befindlichen KWK-Anlagen analysiert. Dazu wurden aus einer KWK-Datenbank, die im Rahmen einer Studie /MAU 05/ an der der Forschungsstelle für Energiewirtschaft aufgebaut wurde, die Anlagen ermittelt, die mit Erreichen ihrer erwarteten Lebensdauer abgeschaltet werden. Die Datenbank enthält die installierte elektrische Leistung der Anlagen sowie den eingesetzten Primär-brennstoff und das Jahr der Inbetriebnahme. Der Primärbrennstoff ist derjenige Energieträger, der überwiegend an einem Kraftwerksstandort eingesetzt wird. Bei Annahme einer Lebensdauer zwischen 25 und 40 Jahren sind bis 2050 alle heute in Betrieb befindlichen KWK-Anlagen stillgelegt. Somit ergeben sich insgesamt etwa 4,6 GWel, die bei gleichem Bedarf durch neue Kraftwerke bereitgestellt werden müssten

108 Ersatz vorhandener industrieller Eigenerzeugungsanlagen

(siehe Abbildung 5-39 links). Betrachtet man stattdessen nur die Anlagen, die heute bereits über eine hohe Wärmeauskopplung verfügen (Stromkennzahl kleiner oder gleich 1) so ergibt sich in Summe eine zu ersetzende Leistung von ca. 4,4 GWel. Bei diesen Anlagen besteht ein hohes KWK-Potenzial, das theoretisch durch Brennstoffzellen erschlossen werden könnte (siehe Abbildung 5-39 rechts). Die Differenz zum Gesamt-bestand ist hier nur gering, da in den Industriebranchen in denen KWK-Anlagen zum Einsatz kommen üblicherweise ein hoher Wärmebedarf besteht und somit fast alle Anlagen nach dem hier gemachten Ansatz als Anlagen mit hohem Potenzial zu bezeichnen sind. Auch die prozentuale Aufteilung auf die Energieträger ändert sich deshalb nicht wesentlich.

Abbildung 5-39: Erwartete Stilllegung an elektrischer Bruttoleistung in industriellen KWK-Eigenerzeugungsanlagen bis 2050

Im Folgenden werden zwei verschiedene Ansätze zur Analyse der erwarteten Still-legungen verwendet (siehe Tabelle 5-10). Zum einen, im Folgenden als Fall 1 bezeichnet, werden Lebensdauern von 35 Jahre für Stein- und Braunkohle KWK-Anlagen und 25 Jahre für erdgasversorgte Anlagen angesetzt. Da heute noch eine größere Anzahl von KWK-Anlagen in Betrieb ist, die bereits über 35 Jahre alt sind, werden die Stilllegungen im Fall 2 mit verlängerten Betriebszeiten von 40 Jahren für Stein- und Braunkohle und 35 Jahren für Erdgas Anlagen berechnet (Fall 2).

Tabelle 5-10: Angenommene Lebensdauern von KWK-Anlagen

Primärbrennstoff Fall 1 /EWI 04/ Fall 2 Steinkohle 35 40 Braunkohle 35 40

Erdgas 25 35

Die Analyse zeigt, dass bei kurzen Lebensdauern der Anlagen (Fall 1) der größte Teil an installierter elektrischer Leistung im Zeitraum von 2020 bis 2030 stillgelegt wird (siehe Abbildung 5-40). Weitere Stilllegungen erfolgen im größeren Umfang noch zu Beginn des betrachteten Zeitraums bis 2010. Insgesamt überwiegen Erdgas-KWK-Anlagen mit ca. 80 % an der stillgelegten installierten Leistung. Berücksichtigt man bei dieser Dar-stellung nur KWK-Anlagen mit einem hohen Anteil der Wärmeauskopplung (Strom-kennzahl kleiner 1) zeigt sich ein ähnlicher Verlauf (siehe Abbildung 5-41), da in der Industrie die KWK-Anlagen überwiegend in Branchen mit hohem Wärmebedarf einge-setzt werden (vgl. auch Kapitel 5.4.2 und 5.4.3).

12% 8%

80%

12% 8%

80%

Steinkohle

Braunkohle

Erdgas

Insgesamter Bestand 4,6 GW

Hohe WärmeauskopplungPotenzial 4,4 GW

KWK-Potenziale 109

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

bis 2010 2010-2015

2015-2020

2020-2025

2025-2030

2030-2035

2035-2040

2040-2045

2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-40: Erwartete Stilllegung industrieller KWK-Anlagen unter Berück-sichtigung des Gesamtbestandes (Fall 1)

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

bis 2010 2010-2015

2015-2020

2020-2025

2025-2030

2030-2035

2035-2040

2040-2045

2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-41: Erwartete Stilllegung industrieller KWK-Anlagen mit großer Wärme-auskopplung (Fall 1)

Wird die Variante analysiert, bei der längere Laufzeiten der Anlagen angenommen wurden (Fall 2, siehe Tabelle 5-10), verschiebt sich der Großteil der Stilllegungen in den Zeitraum zwischen 2030-2040 (siehe Abbildung 5-42). Die restlichen Anlagen werden bei dieser Betrachtung in der Zeit nach 2040 und bis 2020 stillgelegt. Auch für diesen Fall wird die erwartete Stilllegung in KWK-Anlagen mit höherer Wärmeauskopplung analysiert. Dabei zeigt sich, wie bereits bei der Analyse mit kürzerer Laufzeit, dass etwa die gleichen Mengen stillgelegt werden (siehe Abbildung 5-43).

110 Ersatz bestehender KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

bis 2010 2010-2015

2015-2020

2020-2025

2025-2030

2030-2035

2035-2040

2040-2045

2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-42: Erwartete Stilllegung industrieller KWK-Anlagen unter Berück-sichtigung des Gesamtbestandes (Fall 2)

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

bis 2010 2010-2015

2015-2020

2020-2025

2025-2030

2030-2035

2035-2040

2040-2045

2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-43: Erwartete Stilllegung industrieller KWK-Anlagen mit großer Wärme-auskopplung und längerer Anlagenbetriebszeit (Fall 2)

Da die Laufzeiten der KWK-Anlagen in der Industrie üblicherweise kürzer sind als in der allgemeinen Versorgung /MAU 05/, werden bei der Ermittlung der Brennstoffzellen-Potenziale in der Industrie die ermittelten Stilllegungen aus Fall 1 herangezogen. Für den Einsatz von Brennstoffzellen in KWK-Anlagen sind darüber hinaus hohe Wärme-auskopplungen sinnvoll, daher werden im Weiteren die Daten aus Abbildung 5-41 herangezogen.

KWK-Potenziale 111

5.6 Ersatz bestehender KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung

5.6.1 Methodik zum Ersatz von KWK der allgemeinen Versorgung Das Vorgehen ist zu dem im vorangegangenen Kapitel identisch. Basierend auf einer Lebensdaueranalyse kann der Stilllegungszeitpunkt der Anlagen ermittelt werden. Das technische Zubaupotenzial ergibt sich dann durch die jährlich zu ersetzende Kapazität.

5.6.2 Potenzialabschätzung zum Ersatz von KWK der allgemeinen Versorgung Für eine Abschätzung des KWK-Potenzials in der allgemeinen Versorgung wurden, wie bereits bei der industriellen Eigenversorgung, die erwarteten Stilllegungen von heute in Betrieb befindlichen KWK-Anlagen mit Hilfe der KWK-Datenbank (nach /MAU 05/) ana-lysiert. Bis 2050 sind bei den angenommenen Lebensdauern alle heute in Betrieb be-findlichen KWK-Anlagen stillgelegt, somit ergeben sich insgesamt etwa 40 GWel die bei gleichem Bedarf durch neue Kraftwerke bereitgestellt werden müssten (Abbildung 5-44 links). In der allgemeinen Versorgung existieren mehr KWK-Anlagen mit sehr großen Stromkennzahlen als in der Industrie. Diese können nahezu als reine Kraftwerke betrachtet werden. Deshalb werden stattdessen nur die Anlagen für die Potenzial-ermittlung herangezogen, die heute bereits über eine hohe Wärmeauskopplung verfügen (Stromkennzahl kleiner oder gleich 1). In Summe errechnet sich eine zu ersetzende Leistung von fast 25 GWel die durch Brennstoffzellen ersetzt werden könnte (Abbildung 5-44 rechts). Im Gegensatz zur Industrie verschieben sich die Anteile der Brennstoffe für diese Variante, da besonders Braunkohle-KWK-Anlagen meist nahezu reine Kraftwerke mit nur wenig Wärmeauskopplung sind (Stromkennzahlen über 10).

Abbildung 5-44: Erwartete Stilllegung von KWK-Anlagen bis 2050

Im Folgenden werden, wie bei der Industrie, zwei verschiedene Ansätze zur Analyse der erwarteten Stilllegungen verwendet (Tabelle 5-10). So wurden für Fall 1 Lebensdauern von 35 Jahre für Stein- und Braunkohle KWK-Anlagen und 25 Jahre für erdgasversorgte Anlagen angesetzt /EWI 04/. Fall 2 berücksichtigt, dass heute noch eine größere Anzahl von KWK-Anlagen in Betrieb ist, die bereits über 35 Jahre alt sind (installierte Leistung etwa 7,4 GW /MAU 05/). Daher wurde mit verlängerten Betriebszeiten von 40 Jahren für Stein- und Braunkohle und 35 Jahren für Erdgas Anlagen gerechnet.

Im Fall 1 wird bereits bis 2010 ein großer Teil an installierter elektrischer Leistung stillgelegt (siehe Abbildung 5-45). Weitere Stilllegungen erfolgen im größeren Umfang erst wieder ab 2015. Dabei überwiegt bis 2025 die Stilllegung von Steinkohle-KWK-Anlagen, die in den 80er-Jahren in Betrieb gegangen sind, während ab 2025 haupt-

41%

32%

27% Gesamtbestand

39,4 GW

55%

6%

39%

Hohe Wärmeauskopplung Potenzial 24,6 GW

Steinkohle

Braunkohle

Erdgas

112 Ersatz bestehender KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung

sächlich Braunkohle-Anlagen, die maßgeblich in den neuen Bundesländern nach 1990 gebaut wurden, stillgelegt werden. Berücksichtigt man bei dieser Darstellung nur KWK-Anlagen mit einem hohen Anteil der Wärmeauskopplung zeigt sich ein ähnlicher Verlauf (siehe Abbildung 5-46). Da jedoch nur wenige Braunkohle-Anlagen über eine hohe Wärmeauskopplung verfügen, sind bei dieser Betrachtung alle heute betriebenen Anlagen bereits bis 2035 stillgelegt.

0

2

4

6

8

10

12

14

bis 2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 2040-2045 2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-45: Erwartete Stilllegung von KWK-Anlagen unter Brücksichtung des gesamten KWK-Bestandes (Fall 1)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

bis 2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 2040-2045 2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-46: Erwartete Stilllegung von KWK-Anlagen mit großer Wärme-auskopplung (Fall 1)

Im Fall 2 verschiebt sich ein Teil der anfänglichen Stilllegungen in den Zeitraum zwischen 2010-2015 (siehe Abbildung 5-47). Die restlichen Anlagen werden bei dieser Darstellung in der Zeit nach 2020 stillgelegt. Auch für diesen Fall der längeren Betriebszeit wurden die erwarteten Stilllegungen in KWK-Anlagen mit höherer Wärme-

KWK-Potenziale 113

auskopplung analysiert. Dabei zeigt sich insgesamt eine gleichmäßigere Verteilung der Stilllegungen über den betrachteten Zeitraum (siehe Abbildung 5-48).

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

bis 2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 2040-2045 2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-47: Erwartete Stilllegung von KWK-Anlagen unter Brücksichtung des gesamten KWK-Bestandes (Fall 2)

0

1

2

3

4

5

6

bis 2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 2040-2045 2045-2050

elek

tris

che

Bru

ttole

istu

ng in

GW

Erdgas

Braunkohle

Steinkohle

Abbildung 5-48: Erwartete Stilllegung von KWK-Anlagen mit großer Wärme-auskopplung (Fall 2)

Im Gegensatz zu den industriellen KWK-Anlagen, sind in der Allgemeinen Versorgung noch viele ältere KWK-Anlagen in Betrieb. Es ist deshalb zu erwarten, dass auch die Bestandsanlagen eine längere Lebensdauer aufweisen. Daher wird bei der Ermittlung der Potenziale für den Ersatz alter KWK-Anlagen durch Brennstoffzellen die ermittelte Stilllegung aus Fall 2 herangezogen. Für den Einsatz von Brennstoffzellen in KWK-Anlagen sind darüber hinaus hohe Wärmeauskopplungen sinnvoll, daher wird im Weiteren mit den Zahlen aus Abbildung 5-48 gerechnet.

114

6 Brennstoffzellentechnik

Im Folgenden werden die wesentlichen Eigenschaften der Brennstoffzellentechnik sowie der für stationäre Anwendungen geeigneten Brennstoffzellentypen beschrieben. Für ausführlichere Informationen sei auf das - dem vorliegenden angegliederte - Projekt des Forschungszentrum Jülich /RIE 07/ verwiesen.

Die Technologie der Strom- und Wärmeerzeugung in Brennstoffzellen ermöglicht neben dem Einsatz von Wasserstoff auch eine hocheffiziente Nutzung von konventionellen Energieträgern. Die kurz- und mittelfristig mit „konventionellen“ Energieträgern betreibbaren Brennstoffzellensysteme sind aufgrund ihrer bivalenten Betriebsart ideale Wegbereiter einer Wasserstoff-Energiewirtschaft. Während sich die Forschungsarbeiten für den mobilen Bereich derzeit auf flüssige Kraftstoffe wie Methanol, Benzin oder Diesel konzentrieren, bieten sich für die stationäre Kraft-Wärme-Kopplung auch gasförmige Brennstoffe, z. B. Erdgas oder Biogas, an.

Die Anforderungen an Brennstoffzellensysteme (BZS) für mobile gegenüber stationärer Anwendung unterscheiden sich zum Teil erheblich. Für die mobile Anwendung sind in erster Linie hohe Dynamik, geringes Gewicht und kleines Volumen von Bedeutung. Dagegen wird von Brennstoffzellen im stationären Betrieb eine hohe Betriebs-stundenzahl von mindestens 40.000 Stunden gefordert. Die Lebensdauer ist damit im Vergleich zur mobilen Anwendung fünf- bis zehnmal so lang und stellt erhebliche Anforderungen an die Alterungsbeständigkeit der Zellkomponenten.

Eines der wesentlichsten Entwicklungsziele ist es, die Kosten für Brennstoffzellen-systeme durch den Einsatz geeigneter Materialien zu senken und die Lebensdauer zu erhöhen, um eine Markteinführung zu ermöglichen (siehe auch Kapitel 10.1.4).

6.1 Allgemeine Funktionsweise von Brennstoffzellen

Die allgemeine Funktionsweise der Brennstoffzellen sei am Beispiel der PEM-BZ erklärt, die der ursprüngliche Brennstoffzellentyp ist (vgl. auch Kapitel 6.2). Alle Brenn-stoffzellen funktionieren auf der Basis elektrochemischer Reaktionen, welche bei der PEM die Umkehr der Wasserelektrolyse darstellen. Die Reaktion von Wasserstoff mit Sauerstoff verläuft in der Brennstoffzelle kontrolliert (kalte Verbrennung), so dass Strom und freiwerdende Wärme genutzt werden können.

Brennstoffzellen bestehen aus zwei Elektroden, die kontinuierlich mit Brenngas (z. B. Wasserstoff) und Sauerstoff versorgt werden, und einem Elektrolyten, der die beiden Elektroden miteinander verbindet. An der katalytisch aktivierten Anodenoberfläche wird vom Wasserstoff ein Elektron (e-) abgespalten. Das verbleibende Proton (H+) diffundiert durch den Elektrolyten zur Kathode, an der es mit Sauerstoff reagiert. Die ablaufenden Reaktionen sind in Tabelle 6-1 zusammengefasst.

Brennstoffzellentechnik 115

Tabelle 6-1: Reaktionen in einer Brennstoffzelle mit protonenleitendem Elektrolyt

Ort Vorgang Reaktionsgleichung Anode Oxidation von Wasserstoff zu Protonen (H+) und

Elektronen (e-) H2 → 2H+ + 2e-

Elektrolyt Transport der positiven Ladung zur Kathode - Kathode Reaktion der Protonen mit Sauerstoff unter

Elektronenaufnahme ½O2 + 2H+ + 2e- → H2O

Gesamtreaktion H2 + ½O2 → H2O

Die Brennstoffzelle trennt somit die Gesamtreaktion von Wasserstoff mit Sauerstoff zu Wasser in zwei räumlich getrennte Reaktionen auf. Die Elektronen fließen über einen äußeren Stromkreis und können dort Arbeit leisten, während der Ladungstransport in der Zelle durch die Ionenwanderung im Elektrolyten erfolgt. Abbildung 6-1 zeigt den funktionalen Aufbau einer Brennstoffzelle mit protonenleitendem Elektrolyten.

Anode

H = 2H + 2e2+ -

H2 2H+

2e-

1 + -/ O + 2H + 2e = H O2 2 2

H O2

1/ O2 2

Elektrolyt Kathode

Elektrischer Verbraucher

Abbildung 6-1: Funktionaler Aufbau einer Brennstoffzelle mit protonenleitendem Elektrolyt

Die Aneinanderreihung einzelner Brennstoffzellen ergibt den Brennstoffzellen-Stack. Das gesamte Brennstoffzellen-Aggregat besteht neben dem Stack aus einer Vielzahl peripherer Komponenten, wie z. B. Verdichter und Befeuchter für Prozessgase, Wärme-tauschern und Pumpen zur Wärmeauskopplung, einem Wechselrichter zur Umwandlung des erzeugten Gleichstroms in Wechselstrom und einer Steuer- und Regeleinheit.

Im Folgenden werden die für stationäre Anwendungen geeigneten Brennstoffzellentypen hinsichtlich ihres spezifischen Funktionsprinzips, ihres energetischen Verhaltens, ihrer Betriebsparameter und ihrer bevorzugten Einsatzmöglichkeiten beschrieben.

6.2 PEM-Brennstoffzellen (PEMFC)

Bei der PEM-Brennstoffzelle (Polymer Elektrolyt Membrane BZ oder Proton Exchange Membrane BZ) besteht der Elektrolyt aus einer dünnen, gasdichten, protonenleitenden Kunststoffmembran. Die Arbeitstemperatur liegt zwischen 60 und 80 °C, weshalb PEM-Brennstoffzellen ein sehr gutes Kaltstartverhalten aufweisen. Der für die Ionenleitung notwendige Wassergehalt verfügbarer Polymermembranen begrenzt die Betriebs-temperatur der PEMFC bei Umgebungsdruck auf 100 °C (Niedertemperatur-Brennstoff-zelle). Derzeit sind jedoch auch Hochtemperatur-PEM-BZ in Entwicklung, die Betriebs-temperaturen von bis zu 200 °C erlauben. Der Hauptvorteil liegt darin, dass durch das dampfförmig vorliegende Wasser die mit dem Abtransport flüssigen Wassers verbundenen Probleme beseitigt sind. Des Weiteren können durch höhere Temperaturen

116 Phosphorsaure Brennstoffzelle (PAFC)

kleinere Wärmetauscherflächen verbaut werden. Die Anlagen werden insgesamt kleiner und zusätzlich kann höher temperierte Prozesswärme ausgekoppelt werden.

Als Katalysatormaterial werden Platin oder andere Edelmetalle verwendet, wodurch sich eine starke Empfindlichkeit gegenüber dem Katalysatorgift Kohlenmonoxid ergibt. Als Brenngase benötigt die PEMFC reinen Wasserstoff und Sauerstoff, wobei sie problemlos im Wasserstoff/Luft-Betrieb einsetzbar ist. Für den Betrieb mit kohlenstoff-haltigen Brennstoffen benötigen PEMFC-Systeme neben einem Reformer auch eine aufwendige Gasreinigungsstufe, die bei den Niedertemperatursystemen den CO-Gehalt im Reformatgas unter ca. 20 ppm reduziert /LED 01/. Hochtemperatur-PEM-Brennstoff-zellen weisen eine höhere CO-Toleranz auf.

Die Entwicklung der PEMFC im H2/O2-Betrieb begann bereits Mitte der 50er Jahre des 20ten Jahrhunderts für militärische Anwendungen und für die Stromversorgung in der Raumfahrt. Fortschritte in der Membrantechnik führten in den 90er Jahren zu einem neuen Entwicklungsschub bei den H2/Luft-Systemen. Der Brennstoffzellentyp gilt heute bereits als sehr zuverlässig und ausgereift. Die elektrische Leistung derzeit verfügbarer PEMFC-Anlagen liegt im Bereich von wenigen Watt bis zu ca. 250 kW. Aufgrund der guten Dynamik der PEMFC werden derzeit insbesondere mobile Anwendungen im Verkehr intensiv untersucht (vgl. auch Kapitel 10.2). Parallel dazu werden PEM-Brennstoffzellen für den Einsatz in Kleinstanwendungen, d. h. für die Stromversorgung von Laptops, Mobiltelefonen etc. entwickelt (siehe Kapitel 10.1).

Mögliche Einsatzbereiche werden aber auch in der dezentralen Energieversorgung (Hausenergieversorgung) gesehen, die Entwicklungsarbeiten können in die Leistungs-bereiche 100-300 kWel (BHKW) und 1-5 kWel (Brennstoffzellen-Kleinsysteme) eingeteilt werden. Für den Leistungsbereich dazwischen werden derzeit keine F&E-Anstren-gungen unternommen. Durch die modulare Bauweise kann jedoch auch diese Leistung sehr einfach bereitgestellt werden.

Eine flächendeckende Wasserstoff-Infrastruktur ist derzeit nicht vorhanden, durch Reformierung von z. B. Erdgas, Propan, Benzin oder Methanol kann der Wasserstoff für die PEM-Brennstoffzelle jedoch in Situ gewonnen werden.

6.3 Phosphorsaure Brennstoffzelle (PAFC)

Die phosphorsaure Brennstoffzelle (PAFC) wird bei einer Betriebstemperatur von ca. 200 °C mit konzentrierter Phosphorsäure (H3PO4) als protonenleitendem Elektrolyt betrieben. Die Verwendung einer Säure als Elektrolyt erlaubt auf der Brennstoffseite den Einsatz CO2-haltiger Gase, da CO2 nicht mit der Säure reagiert. Da das bei deren Reformierung anfallende CO2 nicht abgetrennt werden muss, eignet sich die PAFC zur Stromerzeugung aus Kohlenwasserstoffen. Aufgrund der Betriebstemperatur (200 °C) ist auch die Verträglichkeit gegenüber CO höher im Vergleich zur Niedertemperatur-PEMFC (max. 2 Vol.%). Die Elektroden bestehen aus Graphitmaterial, das mit katalytisch aktivierten Edelmetallpartikeln (Platin oder Gold) belegt ist.

Die PAFC wird meist mit Wasserstoff aus reformiertem Erdgas oder Propan als Brennstoff und Luftsauerstoff als Oxidationsmittel betrieben. Wesentliche System-komponenten sind eine Entschwefelung, ein Reformer, die Wasserstoffaufbereitung

Brennstoffzellentechnik 117

(z. B. CO-Shift), der Brennstoffzellen-Stack, Wärmetauscher sowie ein Wechselrichter zur Umwandlung des erzeugten Gleichstroms in Wechselstrom.

Chemische Reaktionen:

CH4 + H2O → CO + 3H2 Erdgas-Reformierung

CO + H2O → CO2 + H2 CO-Shift

2H2 → 4H+ + 4e- Anode

O2 + 4H+ + 4e- → 2H2O Kathode

2 H2 + O2 → 2 H2O Gesamtreaktion

Die Entwicklung der PAFC begann bereits in den 1970er Jahren. Sie ist aus technischer, wie auch kommerzieller Sicht für stationäre Anwendungen zur Strom- und Wärmeerzeugung der am weitesten entwickelte Brennstoffzellentyp. So ist die 200 kWel PAFC der Fa. Onsi/UTC (USA) bereits kommerziell erhältlich. Ihre Weiterentwicklung wurde 2003 jedoch zugunsten der Entwicklung einer PEMFC aufgegeben. Geeignete Anwendungsmöglichkeiten der PAFC sind z. B. die siedlungszentrale Hausenergie-versorgung oder die Strom- und Wärmeversorgung von Schwimmbädern, Kranken-häusern und Gewerbebetrieben.

Obwohl die PAFC einen vergleichsweise hohen Entwicklungsstand erreicht hat, wird ihr kein weiteres Entwicklungspotenzial zugeschrieben /PEH 04/. Gleichzeitig existiert kein deutscher Hersteller von PAFC und es sind keine deutschen F&E-Bemühungen bekannt. Daher wird diese Brennstoffzelle bei der Simulation und in der Szenarienerstellung nicht weiter untersucht.

6.4 Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle (MCFC)

Die Schmelzkarbonat-Brennstoffzelle (Molten Carbonate Fuel Cell) wird bei ca. 650°C betrieben und gehört zusammen mir der oxidkeramischen Brennstoffzelle (SOFC) zu den Hochtemperaturbrennstoffzellen, die höhere Systemwirkungsgrade und eine größere Flexibilität bei der Auswahl des Brennstoffs aufweisen als Niedertemperatur-Brenn-stoffzellen. Die MCFC ist durch ihre interne Reformierung besonders geeignet zur direkten Verstromung von kohlenwasserstoffhaltigen Gasen (z. B. Erd-, Bio-, Kohle- und Deponiegas). Eine Besonderheit der MCFC ist das Zumischen des CO2-haltigen Anoden-abgases in das Kathoden-Eintrittsgas (Luft). Das Kohlendioxid verbindet sich in der kathodischen Reaktion mit Sauerstoff zu Karbonationen (CO32-), welche als Ladungs-träger den Elektrolyten von der Kathode zur Anode durchwandern.


H2 + CO32- → H20 + CO2 + 2e- Anode

CO2 + ½O2 + 2e- → CO32- Kathode

Der Elektrolyt besteht aus geschmolzenen Karbonaten, wie Lithiumkarbonat (Li2CO3) oder Kaliumkarbonat (K2CO3). Als Elektrodenmaterial wird bei beiden Elektroden meist Nickel verwendet. Insbesondere bei der Werkstoffauswahl bestehen Schwierigkeiten darin, dass die heißen Karbonatschmelzen hochkorrosiv sind.

118 Festelektrolyt-Brennstoffzelle (SOFC)

In Europa sind bereits 17 Brennstoffzellen des Typs HotModule der CFC Solutions GmbH (ehemals MTU CFC Solutions GmbH) installiert /CFC 07/. In zahlreichen Demonstrationsanlagen haben diese Anlagen ihre Einsatztauglichkeit bewiesen. Ab 2008 soll die Serienproduktion der Anlagen starten und pro Jahr mehrere Brennstoff-zellen gebaut werden /KLI 06/.

6.5 Festelektrolyt-Brennstoffzelle (SOFC)

In Festelektrolyt-Brennstoffzellen (Solid Oxide Fuel Cells) wird ein keramischer Festelektrolyt - yttriumstabilisiertes Zirkondioxid (ZrO2/Y2O3) - eingesetzt. Diese Mischoxid-Keramik zeigt bei Temperaturen ab 800 °C gute Sauerstoffionen (O2-) -Leit-fähigkeit bei gleichzeitiger Gasundurchlässigkeit. Es gibt verschiedene Zellkonzepte, wobei insbesondere zwischen Röhrenkonzepten und planaren Anordnungen unter-schieden wird. Beim Röhren-Konzept der Fa. Siemens-Westinghouse werden auf eine tragende Struktur von ca. 0,5 bis 1,5 m langen und ca. 22 mm dicken Röhren aus poröser Keramik Anode, Elektrolyt und Kathode in Schichten aufgebracht. Die zu Bündeln gepackten Rohre werden von innen mit Luft und von außen mit Brennstoff beströmt. Demgegenüber lehnt sich das planare Konzept an den Stackaufbau der anderen Brennstoffzellentypen an, in dem ebene Strukturen in bipolarer Anordnung aufeinander gestapelt werden. Die planare SOFC wird auch beim Forschungszentrum Jülich intensiv beforscht /RIE 07/.


H2 + O2- → H20 + 2e- Anode

½O2 + 2e- → O2- Kathode

Aufgrund der hohen Arbeitstemperatur wird die interne Reformierung des Brenngases ermöglicht. Die Anforderungen an die Brenngasreinheit sind bei der SOFC gegenüber den anderen Brennstoffzellen am geringsten.

Die Hauptanwendungen der SOFC sind in der Energieerzeugung in Kraftwerken sowie in der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) zu sehen. Zwar wird die SOFC in Deutschland intensiv beforscht, allerdings hat sich noch kein Hersteller gefunden, der die Systeme großtechnisch produziert.

Seit 1997 entwickelt die Fa. Sulzer Hexis (CH) kleine Brennstoffzellen-Heizgeräte (1 bis 7 kWel) für die Hausenergieversorgung. 2005 wurde die Brennstoffzellen-Sparte bei Sulzer geschlossen /BLE 06/ und Januar 2006 als eigenständiges Unternehmen Hexis AG ausgegliedert /HEX 07/.

119

7 Lebenszyklusdaten der Anlagen

Auf die grundsätzliche methodische Vorgehensweise zur Verwendung der Lebens-zyklusdaten in Szenarien wurde bereits im Kapitel 3.3 näher eingegangen. In diesem Kapitel sollen die Ausgangsdaten und Ergebnisse für die weitere Berechnung näher analysiert werden.

Bei der Bestimmung von Lebenszyklusdaten ist die Ermittlung von Herstellungs-aufwendungen meist mit einem höheren Aufwand verbunden, als die Berechnung des KEAN. Der kumulierte energetische Entsorgungsaufwand KEAE wird meist vernachlässigt, da die Entsorgung oft nicht genau quantifizierbar ist bzw. einen nur sehr geringen Anteil ausmacht. Die Ungenauigkeiten durch den Nutzungseinfluss sind hier weitaus höher. Normalerweise wird ausgehend von Massenbilanzen über Datenbanken, in denen der Bereitstellungsaufwand für die einzelnen Materialien angegeben ist, der Energieverbrauch für die Herstellung der Anlagen ermittelt.

Der KEAN für eine Einzelanlage kann so bestimmt werden. Der KEAN für die einzelnen Anlagentypen und -klassen der jeweiligen Stützjahre ergibt sich erst nach Simulation im Zukunftsmodell Energie (ZEN).

7.1 Kumulierter Herstellungsaufwand von Stromerzeugungsanlagen

Beispielhaft soll das Vorgehen zur Ermittlung von Herstellungsaufwendungen anhand des Baus einer GuD-Anlage mit 360 MW Bruttoleistung dargestellt werden.

In einem GuD-Kraftwerk wird einem Gasturbinenprozess ein Dampfturbinenprozess vorgeschaltet (Abbildung 7-1). In diesen Anlagen (auch Kombi-Anlagen genannt) wird der Dampf, der in einem Abhitzekessel durch die Gasturbine erzeugt wird, zur weiteren Nutzung in eine Dampfturbine geleitet. In dieser wird der Dampf entspannt. Um den hohen Sauerstoffgehalt des Abgases der Gasturbine zu nutzen, kann diese Abluft bei einer Zusatzbefeuerung des Dampfkessels als Verbrennungsluft verwendet werden. Während in der Gasturbine nur flüssige oder gasförmige Brennstoffe eingesetzt werden, können bei Zufeuerung im Abhitzekessel auch andere Brennstoffe verarbeitet werden. Typische KWK-GuD-Anlagen kombinieren Gasturbinen mit Abhitzekessel und Gegendruck- oder Entnahmekondensations-Dampfturbinen. Die Stromkennzahl ist dabei stark prozessabhängig und liegt zwischen 0,7 und 1,2 /AGFW 05/.

120 Kumulierter Herstellungsaufwand von Stromerzeugungsanlagen

Frischluft 15 °C

20 bar

Brennstoff

Verbrenn- ungsgas

225 MW

G 3~

600 °C

120 MW

G 3~

Abhitzekessel

Überhitzer

Dampf-Wasser- Trenner

Abgas

96 °C Umwälz- pumpe

Kondensations- pumpe

0,04 bar

Kondensator

zum Kühlturm

Abbildung 7-1: Schema eines Gas- und Dampfturbinenkraftwerks /UNIH 05/

Zur Ermittlung des Herstellungsaufwandes wird zunächst die Massenbilanz der gesam-ten Anlage mit den einzelnen Bauteilen und Baugruppen erhoben. In Abbildung 7-2 ist die Massenbilanz eines Gas- und Dampfturbinenkraftwerks mit 360 MWel aufgezeigt. Die gebäudebaulichen Maßnahmen nehmen danach mit 38.000 t den größten Teil an der Gesamtmasse ein. Etwa 12 % des Gewichtes entfallen auf die Maschinentechnik, zu der wiederum der Abhitzedampferzeuger für die vorgeschaltete Gasturbine etwa die Hälfte beiträgt. Lediglich 2 % der Masse fällt in den elektrotechnischen Installationen an.

Abbildung 7-2: Massenbilanz eines GuD-Kraftwerkes /HOFF 96/

Im Anschluss an die Erstellung der Massenbilanz kann der Herstellungsaufwand für die einzelnen Komponenten berechnet und zum KEAH des gesamten Kraftwerks aufkumuliert werden.

Lebenszyklusdaten der Anlagen 121

Abbildung 7-3 zeigt exemplarisch die, aus der Massenbilanz abgeleitete, Energiebilanz zur Herstellung des GuD-Kraftwerkes. Noch vor der Bautechnik, die mit den Gebäuden zwar den größten Anteil in der Massenbilanz einnimmt, hat die Maschinentechnik mit den aufwändig herzustellenden Metallbauteilen den größten Einfluss auf den KEAH. Insgesamt werden zur Herstellung des Kraftwerks ca. 440 TJ an Primärenergie benötigt.

Abbildung 7-3: Energiebilanz eines GuD-Kraftwerkes /HOFF 96/

Unter Zugrundelegung, derartiger Weise ermittelter, Basisinformationen können mit Hilfe von Ausnutzungsdauern und Erzeugungsmengen alle anderen notwendigen Darstellungsformen der spezifischen KEAH dieses Kraftwerktyps abgeleitet werden. Zur Berechnung des KEAH des gesamten Kraftwerksparks müssen für die unterschiedlichen verbauten Kraftwerksarten diese Informationen vorliegen (siehe auch Kapitel 7.1.2).

7.1.1 Materialbilanzen und Kumulierter Herstellungsaufwand von Brennstoff-zellen

Bei der Abschätzung und Berechnung der Herstellungsaufwendungen konnten vertrauliche Daten des - kurz vor Markteinführung stehenden - HotModule von MTU CFC Solutions verwendet werden. Zusätzlich wurden in einem Gemeinschaftsprojekt in Zusammenarbeit mit anderen Instituten im Projekt „Lebenszyklusdaten ausgewählter zukünftiger Stromerzeugungstechniken“ (/LCI 04/) neben sonstigen Lebenszyklusdaten auch energetische Herstellungsaufwendungen für die anderen Brennstoffzellentypen errechnet (/VIE 04/).


Zunächst soll der Herstellungsaufwand der MCFC mit einer elektrischen Leistung von 250 kW und einer thermischen Nennleistung von 220 kW näher dargestellt werden.

In Abbildung 7-4 sind die Anteile der verschiedenen eingesetzten Materialien an der Gesamtmasse aufgetragen. Mehr als 3/4 des Gewichts wird durch die Eisenbasis-werkstoffe Stahl und Edelstahl bestimmt, die für die Umhausung der Brennstoffzelle verwendet werden. Unter dem verbleibenden Viertel nehmen Nickel und Sonstiges den größten Anteil ein, wobei es sich bei den Sonstigen Materialien hauptsächlich um elektronische Bauteile handelt. Die eigentliche Brennstoffzelle bestehend aus Elektrolyt, Katalysator sowie einem Trägermaterial nehmen mit 6 % einen relativ geringen Anteil an der Gesamtmasse von etwa 26 t ein.

Nickel9%

Edelstahl30%

Stahl46%

Isolation3%

Sonstiges6%

Katalysator2%

Elektrolyt2%

Matrix2%

Masse gesamt:ca. 26 t

Abbildung 7-4: Materialbilanz der MCFC /KLI 06/, /eigene Berechnungen/

Abbildung 7-5 zeigt die relative Aufteilung des KEAH auf die einzelnen im HotModule verbauten Materialgruppen. Anders als bei der Massenbilanz tragen Stahl und Edelstahl hierbei nur zur Hälfte zu den gesamten energetischen Herstellungs-aufwendungen bei.

Isolation1%

Matrix1%

Elektrolyt3%

Katalysator6%

Sonstiges22%

Nickel19%

Stahl17%

Edelstahl31%

KEAH gesamt:ca. 2 TJ

Abbildung 7-5: Aufteilung des Herstellungsaufwandes einer MCFC auf die einzelnen Materialgruppen /KLI 06/, /eigene Berechnungen/


Bei der Bilanzierung in /VIE 04/ wurden einige Annahmen getroffen, um die energie-spezifischen Aufwendungen berechnen zu können:

• Es werden stationäre Brennstoffzellen betrachtet, die auf den Betrieb mit Erdgas in größeren Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ausgelegt sind.

• Die elektrische Leistung bewegt sich im Bereich 180 – 300 kWel. • Die Lebensdauer des Stacks wird mit 40.000 Stunden angesetzt. • Die Lebensdauer der Peripherie (BoP) ist gleichzeitig die Systemlebensdauer und

wird mit 100.000 Stunden festgelegt.

In Tabelle 7-1 sind Leistungsdaten, Nutzungsgrade und die ermittelten Lebens-zyklusdaten der in /VIE 04/ betrachteten Brennstoffzellentypen aufgezeigt. Diese Werte werden für die weiteren Betrachtungen verwendet.

Tabelle 7-1: Kumulierte Energieaufwendungen zukünftiger Brennstoffzellensysteme /VIE 04/

P elektrisch P thermisch KEA Herstellung KEA Betrieb KEA NutzungkW kW elektrisch thermisch MJ MJ MJ

PAFC 200 270 37% 50% 3.087.686 1.140.543 216.040.621PEFC 200 200 40% 40% 2.849.502 0 205.781.629SOFC 250 176 47% 33% 2.770.693 0 212.599.070SOFC Hybrid 300 114 58% 22% 2.803.303 0 199.832.024

Nutzungsgrad

In der Studie wurde auch der Herstellungsaufwand für die Nachschaltung eine (Mikro-) Gasturbine an eine SOFC untersucht. Der gesamte KEA für die Anlagenlebensdauer ist in Abbildung 7-6 dargestellt.

Herstellung Gasturbine

0,02%

Herstellung Brennstoffzelle

1,36%

Nutzung der Anlage98,62%

Herstellung BrennstoffzelleHerstellung GasturbineNutzung der Anlage

Gesamter KEA:ca. 200 TJ

Abbildung 7-6: Graphische Darstellung des KEA eines SOFC-Hybridkraftwerkes /VIE 04/, /eigene Berechnung/


7.1.2 Herstellungsaufwendungen konventioneller und innovativer Strom-erzeuger

Tabelle 7-2 zeigt eine Zusammenstellung der Herstellungsaufwendungen verschiedener Stromerzeugungstechniken. Zusätzlich sind die Leistungsgrößen, typische Lebensdauern und typische jährliche Vollbenutzungsstunden angegeben. Der energiespezifische KEAH kann errechnet werden, indem die Herstellungsaufwendungen auf die daraus abgeleiteten typischen Erzeugungsmengen bezogen werden.

Tabelle 7-2: Zusammenstellung der Herstellungsaufwendungen verschiedener Stromerzeugungstechniken /HOFF 96/, /LCI 04/, /eigene Berechnungen/

Anlage Spezifikation Pel,brutto Ld ta KEAH Quellein MW a h GJ

Kernkraftwerk 1410 32 7.700 7.732.000 FfE (Gabie)Braunkohlekraftwerk 978 40 7.500 6.722.000 FfE (Gabie)Steinkohlekraftwerk 553 40 5.000 2.635.000 FfE (Gabie)GuD-Kraftwerk 353 30 7.000 438.000 FfE (Gabie)BHKW I 2,17 15 5.090 11.200 FfE (Gabie)BHKW II 0,48 15 4.856 3.870 FfE (Gabie)Laufwasserkraftwerk 9,1 90 4.600 280.000 FfE (Gabie)Windkraftanlage 0,5 20 2.000 11.250 FfE (Gabie)PV 1 20 1.500 63.000 FfE (Gabie)PV sc-Si 0,00312 20 900 63 LCI (FfE)

pc-Si 0,00312 20 900 67 LCI (FfE)a-Si 0,00312 20 900 73 LCI (FfE)CIS 0,00312 20 900 64 LCI (FfE)

Brennstoffzelle PAFC 0,2 15 6.667 4.228 LCI (DLR)PEFC 0,2 15 6.667 2.850 LCI (DLR)SOFC 0,25 15 6.667 2.771 LCI (DLR)SOFC Hybrid 0,3 15 6.667 2.771 LCI (DLR)

Fossile KW Erdgas-GuD 832,5 35 7.500 781.448 LCI (IER)Stk-DT 645 35 7.500 3.645.199 LCI (IER)Stk-DWSF 471 35 7.500 3.096.689 LCI (IER)Stk-IGCC 480 35 7.500 3.275.258 LCI (IER)Brk-IGCC 480 35 7.500 3.275.258 LCI (IER)Brk-DT 1105 35 7.500 9.225.455 LCI (IER)

Wind Offshore WEA 5 20 4.400 38.479 LCI (LEE)

Der energiespezifische Herstellungsaufwand von Kraftwerken ist im folgenden Diagramm (Abbildung 7-7) - bezogen auf die erzeugte Strommenge - aufgezeigt. Die Herstellungsaufwendungen der Anlagen sind über deren elektrischer Leistung doppelt-logarithmisch eingetragen.

Es lässt sich erkennen, dass der spezifische Herstellungsaufwand bei fast allen Anlagen mit zunehmender Leistung abnimmt. Lediglich bei stark modular aufgebauten Einheiten wie Photovoltaik- und Windkraftanlagen, sowie auch bei Wasserkraftwerken bleibt der KEA konstant. Zu beachten ist, dass bei dieser Berechnung auch die KWK-Anlagen wie reine Kraftwerke behandelt wurden. Der Herstellungsaufwand ist daher nicht auf Strom und Wärme aufgeteilt, sondern allein auf die erzeugte Strommenge bezogen. Damit können die Allokationsprobleme, wie sie in Kapitel 3.2 beschrieben wurden, umgangen werden.


Ein breiter Bereich – zwischen 50 % und 1 ‰ – der erzeugten Energiemenge muss bei den Kraftwerken für deren Herstellung aufgewendet werden. Bei nahezu allen energie-umwandelnden Anlagen wird der KEA vom Energieeinsatz während der Nutzungsphase dominiert. Die Entsorgung ist energetisch meist vernachlässigbar.

Abbildung 7-7: Energiespezifische Herstellungsaufwendungen für verschiedene Stromerzeugungsanlagen /eigene Berechnungen/, /KOE 99/, /VIE 04/

Der energetische Herstellungsaufwand von Brennstoffzellen liegt in der Größenordnung des KEAH von konventionellen verbrennungsmotorisch betriebenen Blockheizkraft-werken. Durch geeignete neue Materialien und eine Vereinfachung des apparativen Aufwandes für Hilfsaggregate kann er sicherlich weiter reduziert werden.

7.2 Kumulierter Herstellungsaufwand von Wärmeerzeugern

Tabelle 7-3 zeigt leistungsspezifische Herstellungsaufwendungen für Wärmeerzeuger. Dabei fällt auf, dass der in der Tabelle angegebene Leistungsbereich der einzelnen Heiz-kesselklassen in einem relativ großen Rahmen schwankt. Gleichzeitig sind die meisten der installierten Kessel bei niedrigen Leistungen anzusiedeln (vgl. auch Kap. 5.2.2). Eine Stufung der Leistung wird durch den Austausch des Brenners bzw. der Brennerdüse bei gleicher Kesselgröße erreicht, so dass eine pauschale Aussage über spezifische Herstellungsaufwendungen von Kesseln ähnlicher Leistungsgröße erschwert wird. Der KEAH elektrischer Wärmepumpen ist abhängig von der Temperatur der Wärmebereit-stellung. In Tabelle 7-3 sind daher die Anlagen zur Warmwasserbereitung nicht nur aufgrund der kleinen Leistung spezifisch aufwändiger in der Herstellung. Zusätzlich muss beachtet werden, dass die Art der Wärmequelle einen großen Einfluss hat. Während Luft-Wärmetauscher wenig Energie zur Herstellung benötigen, kann ein Erdsondenwärmetauscher den KEAH leicht vervierfachen /BRE 98/.

126 Zeitliche Veränderung des KEA – Sensitivität bzgl. der Veränderung des KEAH

Tabelle 7-3: Leistungsspezifische Herstellungsaufwendungen für Wärmeerzeuger unterschiedlicher Leistungsklassen /JEN 87/

spez. KEAH

in kWh/kWvon bis

Öl-/Gaskessel 10 100 100100 1.000 50

1.000 10.000 25autom. Festbrennstoffkessel 10 100 250

100 1.000 1001.000 10.000 50

Steinkohle Heizwerk 50.000 50.000 125

el. WW-WP 1 10 75el. RW-WP 10 100 25GWP 100 10.000 25

FW-Hausstation 50 100 25500 1.000 10

el. Blockspeicherheizung 10 50 500Sonnenkollentoren- Aluminium 0,1 1 2.500- Kupfer, Kunststoff 0,1 1 1.000- Stahl 0,1 1 750

Einzelöfen (Gas, el. Nachtspeicher) 3 10 100Durchlaufgaswasserheizer 11 28 10el. Durchlauferhitzer 18 24 3

therm. Nennleistungin kW

Dezentrale Wärmeerzeuger

Sonstige Zentralheizungssysteme

Wärmepumpenanlagen

Kessel/Heizwerke

In der zeitlichen Entwicklung kann davon ausgegangen werden, dass der KEAH der tendenziell kleineren Zubauleistung pro Anlage, bspw. aufgrund von Gebäudesanierung (vgl. Kapitel 5.2), durch einen geringfügig höheren Herstellungsaufwand aufgrund komplexerer Systemtechnik kompensiert wird. Es ist daher sinnvoll, die Berechnung nicht auf der Leistung, sondern der Anlagenanzahl zu basieren. In der hier angestellten Betrachtung sollen deshalb anlagenspezifische Durchschnittswerte für dezentrale Wärmeerzeugungssysteme verwendet werden.

7.3 Zeitliche Veränderung des KEA – Sensitivität bzgl. der Veränderung des KEAH

Bei der Betrachtung der zeitlichen Veränderung von Energieaufwendungen für die Energiebereitstellung in Deutschland ist zu beachten, dass die erste Rechnung auf iterativem Wege erfolgen muss. Dies bedeutet, dass z. B. Daten, die für die Bereit-stellung von Baumaterialen ermittelt wurden, in die weitere Berechnung von Herstellungsaufwendungen für beispielsweise Kraftwerke einfließen. Veränderungen in jedem einzelnen Sektor, der mit der Energieumwandlung verknüpft ist, hätten also Einfluss auf das Endergebnis der KEA-Berechnung. Diese Prozessketten wurden jedoch im Rahmen dieser Arbeit nicht aktualisiert, sondern die in Vorgängerprojekten ermittelten Daten zu energetischen Aufwendungen wurden übernommen. Das ist insofern zulässig, da die Ausgangsdaten bereits einen eingeschwungenen Zustand


abbilden und selbst große relative Veränderungen bei der Herstellung von Bauma-terialien lediglich marginale Auswirkungen auf den gesamten KEA der Anlagen haben.

Abbildung 7-8 zeigt links die Sensitivität des KEAges bezüglich einer Veränderung des KEAH am Beispiel einer SOFC (vgl. Daten aus Tabelle 7-2). Selbst bei Veränderung des Herstellungsaufwandes um 50 % wird sich der gesamte KEA um weniger als 0,7 % verbessern oder verschlechtern. Rechts ist die Sensitivität für eine Änderung des KEAN dargestellt. Da der KEA bei energieumsetzenden Anlagen durch die Nutzungsphase dominiert wird, hat eine Wirkungsgradverbesserung der Energiewandler einen entscheidend größeren Einfluss auf die Veränderung der Energieaufwendungen, als die Herstellung.

-0,8%

-0,6%

-0,4%

-0,2%

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

-60% -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

Veränderung des KEAH

Änderung des KEAges

-50,0%

-40,0%

-30,0%

-20,0%

-10,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

-60% -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

Veränderung des KEAN

Änderung des KEAges

Abbildung 7-8: Sensitivität des KEAges bezüglich einer Veränderung des KEAH bzw. KEAN am Beispiel einer SOFC

Der wesentliche Einfluss entsteht also durch die technologische Entwicklung der Nutzungsgrade bzw. Änderungen in der Vorkette der Energieträgerbereitstellung. Daher wurde in dieser Arbeit auf eine weitere Detaillierung des KEAH und eine rekursive Berechnung verzichtet.

7.4 Lebenszyklusdaten der Infrastruktur

7.4.1 Stromnetze Das deutsche Höchstspannungsnetz im Jahr 2005 zeigt folgendes Bild (Abbildung 7-9). Die Übertragungsnetze sind vorwiegend zur Ausregelung von regionalen Engpässen notwendig. Erst mit steigendem Ausbau der Windenergieeinspeisung übernehmen sie immer mehr auch Transportaufgaben innerhalb Deutschlands. Während Starklastzeiten leiten sie den Windstrom von den Einspeisepunkten vorwiegend im Norden in Richtung der Verbraucherzentren im Süden ab.

128 Lebenszyklusdaten der Infrastruktur

Abbildung 7-9: Deutsches Höchstspannungsnetz 2005 /VDN 07/

In Deutschland sind etwa 1,7 Mio. km an Stromleitungen verbaut. Die Aufteilung der Stromkreislängen auf die verschiedenen Spannungsebenen zeigt Tabelle 7-4. Mit ca. 1 Mio. km ist der weitaus größte Teil davon für die lokale Verteilung notwendig. Mit steigender Spannungsebene werden gleichzeitig die Stromkreislängen kleiner, da in Deutschland die Kraftwerke vorwiegend in Nähe der großen Verbraucherzentren ange-siedelt wurden und damit eine weite Verteilung des Stromes nur bedingt notwendig ist.

Tabelle 7-4: Basisdaten zum Stromnetz in Deutschland 2005 /VDN 07/

NS: Niederspannung (0,4 kV)

MS: Mittelspannung (6 bis ≤ 60 kV)

HS: Hochspannung(> 60 bis < 220 kV)

HöS: Höchstspannung(220 und 380 kV)

Gesamt:Alle Spannungs-ebenen

Stromkreislänge gesamt in Deutschland in km 1.070.000 494.000 74.700 36.000 1 .674.700 Anzahl der Transformatoren 557.700 7.500 1.100 566.300Nennleistung der Transformatoren in MW 268.200 260.000 31.000

Bei Berechnung des Herstellungsaufwandes der Netzanlagen nimmt v. a. Kupfer für Transformatoren, Stahl für Masten sowie Aluminium für Hoch- und Höchstspannungs-kabel den größten Anteil ein. Für eine bestehende Netzkonfiguration kann damit ein längenspezifischer Herstellungsaufwand berechnet werden. Dieser kann auf einen energiespezifischen KEAH umgerechnet werden, wenn der Stromverbrauch bekannt ist.


Für die zeitliche Veränderung des energiespezifischen Herstellungsaufwandes können drei Effekte zum Tragen kommen:

• Bei Veränderung der Netzauslastung ändert sich auch der energiespezifische KEAH, wenn nicht gleichzeitig die Netzinfrastruktur erweitert oder verkleinert wird.

• Mit zunehmender Einspeisung dezentraler Energien ins Netz kann es gegebenenfalls möglich sein, die Hochspannungsnetze kleiner zu dimensionieren und dafür auf eine Stärkung der regionalen Verteilnetze zu setzen.

• Im Gegensatz dazu bewirkt ein steigender Ausbau der Windenergie, dass die Höchst-spannungsnetze vermehrt Transportaufgaben übernehmen und daher verstärkt ausgebaut werden müssen.

Da sich diese Effekte teilweise gegenseitig kompensieren und überlagern, wurde in dieser Arbeit nicht näher auf eine zeitliche Veränderung des Herstellungsaufwandes für Stromnetze eingegangen. Es wurde damit unterstellt, dass der energiespezifische Herstellungsaufwand für die Netze der Veränderung der Stromnachfrage folgt. Der verwendete Wert beträgt 0,046 MJ/kWhel,out /COR 99/.

7.4.2 Wärmenetze Von der Arbeitsgemeinschaft Fernwärme werden in regelmäßigen Abständen Kenn-zahlen von Fernwärmenetzen der Mitgliedsunternehmen veröffentlicht. Abbildung 7-10 zeigt die Entwicklung der Trassenleistung in MW/km, die absoluten jährlichen Netzverluste und die Netzverluste bezogen auf die Netzeinspeisung im zeitlichen Verlauf.

Danach hat die Trassenleistung in den letzten Jahren kontinuierlich abgenommen, was auf eine verringerte Abnahme durch verbesserte Gebäudedämmung sowie Rückbau von Gebäuden in fernwärmeversorgten Gebieten zurückzuführen ist. Gleichzeitig haben die relativen Verluste dadurch von etwa 10 % auf ca. 14 % zugenommen.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Net

zver

lust

e be

z. a

uf d

ie N

etze

insp

eisu

ng

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Netzverluste bez. auf die Netzeinspeisung %

Trassenleistung MW/km

Netzverluste TJ/km*a

Abbildung 7-10: Entwicklung der Netzverluste in Fernwärmenetzen /AGFW 05/

130 Lebenszyklusdaten der Infrastruktur

Die Wärmeverluste der Rohrleitungen hängen im Wesentlichen vom Rohrdurchmesser, von der Wandstärke des Rohres, von der Leitungslänge und dem Temperaturniveau des Wärmemediums ab. So errechnet sich der Wärmestrom an einem differenziellen Abschnitt eines Rohres zu:

)( BMiW TTdxdQd −⋅⋅⋅⋅= πα&

α Wärmeübergangszahl di Rohrinnendurchmesser dx differenzieller Längenabschnitt TM Temperatur des Mediums TB Temperatur des Boden

Die Wärmeübergangszahl wird dabei durch die Art der Strömung im Rohr (laminar oder turbulent), der Wärmeleitfähigkeit der verwendeten Materialien sowie dem Wärme-übergang zwischen Rohraußenwand und Umgebung beeinflusst.

Heute werden überwiegend Kunststoffverbundmantelrohre eingesetzt. Diese bestehen aus einem Stahlrohr, einer Dämmschicht aus Polyethan-Hartschaum und einem Mantel aus Polyethylen. In Teilen des Bestandes sind auch Betontrogkanäle verbaut.

Da die Mitgliederbefragung der AGFW nicht den gesamten Bestand der Fernwärme-leitungen widerspiegelt, muss eine Umrechnung auf einen Wert erfolgen, der in eine Szenarienrechnung einfließen kann. Dazu wurde aus /GEM 07/ der Materialaufwand für die Errichtung eines Kilometers Fernwärmeleitung entnommen und mit dem Energie-aufwand zur Bereitstellung der Baumaterialien sowie den Angaben aus /AGFW 05/ der energiespezifische KEAH für die Fernwärmeleitungen berechnet. Er gibt bezogen auf den Wärmedurchsatz innerhalb der technischen Lebensdauer des Netzes an, wie viel Energie zur Herstellung des Netzes benötigt wird. Dadurch ist diese Angabe zu den anderen in dieser Studie verwendeten Zahlen kompatibel (vgl. Kapitel 3.5).

In Abbildung 7-11 ist die errechnete Entwicklung des Herstellungsaufwandes für Fern-wärmeleitungen dargestellt. Durch die Verringerung der Trassenleistung hervorgerufen, steigt dieser von 0,5 ‰ in 1995 auf etwas über 0,7 ‰ ab 2010 an und bleibt danach auf diesem Niveau bestehen.

0

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0,0008

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

spez

. KEA

H in

PJ/P

J FW-NetzExtrapolation

Abbildung 7-11: Entwicklung der spezifischen Herstellungsaufwendungen für Fernwärmenetze /AGFW 05/, /GEM 07/, /eigene Berechnungen/


Für die Fortschreibung der Daten aus den historischen Werten wurde eine logarith-mische Trendfunktion gewählt. Der Anstieg des spezifischen Herstellungsaufwandes wird sich dadurch einem Grenzwert annähern. Dies liegt darin begründet, dass auch die Anschlussdichte und damit die Trassenleistung nicht unter einen bestimmten Wert fallen kann, da sonst der Betrieb eines Wärmenetzes nicht mehr wirtschaftlich möglich ist. Tabelle 7-5 zeigt die zwei wesentlichen Einflussfaktoren auf den KEAH.

Tabelle 7-5: Einflüsse auf die Entwicklung des KEAH von Fernwärmenetzen

Wärmeverluste Absoluter KEAH Energie-spezifischer KEAH

Bessere Wärmedämmung der Rohrleitungen

↓ ↑ →

Anschlussdichte/ Trassen-leistung nähert sich einem

Grenzwert

→ → →

↓: sinkt; →: bleibt konstant; ↑: steigt

132

8 Arbeits- und Leistungssubstitution durch KWK

Um die Auswirkungen von neuen Technologien auf das bestehende Energiesystem bewerten zu können, ist es notwendig, Verdrängungsmechanismen zu kennen. Hier sollen Methoden vorgestellt werden, die den Einfluss der KWK gegenüber dem Gesamt-system bewerten.

Grundsätzlich können zwei Substitutionseffekte auftreten. Zunächst soll dargestellt werden, welche Erzeugungskapazität in Kondensationskraftwerken (im Folgenden: „konventioneller Kraftwerkspark“) und Wärmeerzeugern durch die KWK substituiert wird. Diese Kapazität muss nicht installiert werden und bedingt daher auch keinen Herstellungsaufwand.

In einem nächsten Schritt wird die durch die KWK verdrängte Erzeugungsmenge quantifiziert. Dies ist auch notwendig, um die CO2-Vermeidung durch eine Technologie wie der KWK bestimmen zu können. Auch für die Szenarienrechnung ist die Kenntnis der substituierten Brennstoffmenge wichtig. Zur Ermittlung des KWK-Verdrängungs-mixes wird eine Methodik verwendet, die auf der in /MAU 05/ entwickelten und verwendeten Vorgehensweise aufbaut.

Zur Berechnung des KWK-Einflusses für ein bestimmtes Jahr müssen zuvor der Verbraucher- und der KWK-Lastgang ermittelt werden. Dazu stehen mehrere statistische Informationen zur Verfügung:

• Vertikale Netzlast der vier ÜNB (/ÜNB 07/): „(…) die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern.“

• Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung (/VDN 06/, /UCTE 05/): Netzbelastung gemäß der Vereinbarung der UCTE für jeden dritten Mittwoch im Monat als Viertelstundenwert von 11:00 Uhr bis 11:15 Uhr

• Leistung und Belastung der Kraftwerke (/VIK 06/, /STB 07/): Netzeinspeisung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten Mittwoch im Monat in Stundenwerten nach Energieträgern

• Nettoerzeugung inkl. KWK (/STB 07/): Jahreserzeugung der einzelnen Kraftwerke (inkl. KWK) in monatlicher Auflösung nach einzelnen Energieträgern

• Windenergieeinspeisung (/ÜNB 07/): Stromerzeugung aus Windkraft ab 2006 aufgeteilt nach den einzelnen Regelzonen.

• Berichte der Arbeitsgemeinschaft Fernwärme beim VDEW (/AGFW 05/, /AGFW 06/): Monatliche Erzeugungsmengen der AGFW-Mitgliedsunternehmen

Abbildung 8-1 zeigt schematisch die verschiedenen Netz- und Verbrauchsebenen und farblich hervorgehoben die verschiedenen veröffentlichten Lasten bzw. Leistungsflüsse zur leichteren Abgrenzung der Begrifflichkeiten.

Arbeits- und Leistungssubstitution durch KWK 133

ÜNB 2

Verteilnetze

220/380 kV

NetzeinspeisungVertikale NetzlastMittwochsbilanzen

ÜNB 3 ÜNB 1

Kraft-werke

Kraft-werke

Industrie

Ver-braucher

ÜNB 2

Verteilnetze

220/380 kV

NetzeinspeisungVertikale NetzlastMittwochsbilanzen

ÜNB 3 ÜNB 3 ÜNB 1

Kraft-werke

Kraft-werke

Industrie

Ver-braucher

Abbildung 8-1: Abgrenzung der Begrifflichkeiten

Die von den 4 ÜNB veröffentlichte Netzeinspeisung beinhaltet alle Zuflüsse in das jeweilige Höchstspannungsnetz. Da auch Durchleitungen durch die Netze möglich sind, kann die Summe der vier Netzeinspeisungen mehr Erzeugung abbilden, als in der Realität vorhanden ist.

Die vertikale Netzlast ist, wie oben beschrieben, die stundenscharfe Summe der Zu- und Abflüsse aus bzw. in niedrigere Netzebenen und direkt angeschlossene große Industrie-betriebe. Die vertikale Netzlast kann negativ werden, wenn mehr aus den unteren Netzebenen ins Übertragungsnetz zurückgespeist wird, als die direkt angeschlossenen Verbraucher benötigen. Der Überschuss wird in einem der anderen Übertragungsnetze verbraucht oder ins Ausland exportiert. Die stundenexakte Summierung der vier vertikalen Netzlasten bildet ein Maß für die Lastcharakteristik der Verbraucher. Ein Teil der Verbraucherlast wird jedoch direkt durch Erzeugung in den Verteilnetzen gedeckt. Daher bildet die Jahressumme der vertikalen Netzlast nicht den gesamten Stromverbrauch ab.

Die Mittwochsbilanzen werden vom statistische Bundesamt /STB 07/ und dem Verband der industriellen Kraftwirtschaft /VIK 06/ veröffentlicht. Sie geben die Netzeinspeisung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten Mittwoch im Monat in Stundenwerten nach Energieträgern an. Damit repräsentieren sie die tatsächliche Last-situation besser, als die vertikale Netzlast, der die Kraftwerke der unteren Netzebenen fehlen. Kraftwerke, die nicht der allgemeinen Versorgung angehören, wie beispielsweise Windkraftanlagen, sind allerdings in den Mittwochsbilanzen nicht enthalten.

8.1 Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung

Die Leistungsbilanz des Kraftwerksparks der allgemeinen Versorgung in Deutschland zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast 2005 zeigt Abbildung 8-2.

Von der gesamten installierten Kapazität ist ein Teil nicht einsetzbar. Das ist besonders bei regenerativen Energien der Fall, die auf ein nicht planbares, fluktuierendes Primär-energieangebot angewiesen sind, z. B. bei Wind und Fotovoltaik. Auch wärmegeführte KWK-Anlagen zählen zur nicht einsetzbaren Leistung, wenn aufgrund zu geringer Wärmenachfrage nicht die volle mögliche elektrische Leistung am Netz anliegt.

134 Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung

Abbildung 8-2: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast 2005

Des Weiteren kann Kraftwerksleistung aufgrund von ungeplanten Ausfällen und geplanten Revisionen nicht zur Lastdeckung zur Verfügung stehen.

Als Systemdienstleistungen werden diejenigen für die Funktionstüchtigkeit des Systems zum Teil unvermeidlichen Dienstleistungen bezeichnet, die Übertragungsnetzbetreiber für die Kunden erbringen und damit die Qualität der Stromerzeugung bestimmen /VDN 00/:

• Frequenzhaltung, • Spannungshaltung, • Versorgungswiederaufnahme, • Betriebsführung.

Die notwendige Reserve für Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber beträgt ca. 7 GW. Lediglich die Kraftwerksleistung abzüglich der nicht einsetzbaren Leistung, Ausfällen, Revisionen und Reserveleistung steht gesichert zur Lastdeckung bereit. Jedoch wird nicht die vollständige gesicherte Leistung zur Lastdeckung benötigt. So waren im Jahr 2005 noch 6 GW verbleibende Leistung zur Lastdeckung mehr verfügbar, als notwendig (Abbildung 8-2).

Die UCTE veröffentlicht neben der maximalen Belastung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung (76,7 GW) auch die maximale Verbraucherlast. Diese lag 2005 bei 80,9 GW /UCTE 05a/.


8.2 Erzeugung des Jahreslastgangs

Vorgehensweise Im Folgenden soll die Vorgehensweise zur Erzeugung eines Jahreslastganges der Erzeugung der allgemeinen Versorgung und des elektrischen Verbrauchs für 2005 aus den verfügbaren statistischen Daten erläutert werden.

Die Integration der vertikalen Netzlast über das Jahr 2005 ergibt eine Jahreserzeugung von 365,5 TWh. Dieser Wert liegt leicht unter dem der Vorjahre (z. B. 2003: 377 TWh). Insbesondere im Vergleich zum Stromverbrauch zeigt sich, dass dies auf die verstärkte Einspeisung in untere Netzebenen durch den Ausbau der regenerativen Energien zurückzuführen ist. Die vergütete Windstromerzeugung und damit die eingespeiste Windstrommenge betrug 2005 27,2 TWh /VDN 07/. Die Nettostromerzeugung der allgemeinen Versorgung ergab sich 2005 zu 497,7 TWh /STB 07/. Sowohl in der vertikalen Netzlast, als auch der Leistungsbilanz der allgemeinen Versorgung an den dritten Mittwochen jedes Monats, ist die Windstromerzeugung nur indirekt enthalten. Die Erzeugung der allgemeinen Versorgung ist beispielsweise zu den Zeitpunkten niedriger, wo ein größerer Teil der Last durch Wind gedeckt wird.

Es muss nun ein Weg gefunden werden, die vertikale Netzlast so in ein Profil umzurechnen, dass die berechneten Werte den tatsächlichen Werten, sowohl der Erzeugungsmenge, als auch der Charakteristik inkl. der Jahreshöchstlast angeglichen werden. Dabei ist darauf zu achten, dass für die Entwicklung einer Methodik zur Substi-tution konventioneller Kraftwerksleistung durch KWK sowohl die Lastspitzen, als auch die Lasttäler nicht verzerrt sein sollten. Im Hinblick auf die Kenntnis des Lastverlaufs jedes dritten Mittwochs eines Monates, sollten auch dessen Stundenwerte auf der resul-tierenden Lastkurve zu finden sein.

In Abbildung 8-3 ist exemplarisch die Charakteristik der vertikalen Netzlast im Vergleich zur Charakteristik der Mittwochsbilanz im Tagesverlauf des Septemberwertes 2005 aufgezeichnet.

Die vertikale Netzlast zeigt tagsüber lediglich geringe Abweichungen zu den Mittwochs-bilanzen. Die Erzeugung zu Tagesbeginn und in den Nachtstunden wird allerdings unterschätzt. Diese ist – wie einleitend beschrieben – vornehmlich durch die Einspei-sung von regenerativen Energien und dezentrale Erzeugungsanlagen (z. B. KWK-Anlagen von Stadtwerken) in untere Netzebenen charakterisiert und wird durch die vertikale Netzlast nicht abgebildet.

136 Erzeugung des Jahreslastgangs

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%110%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Vertikale NetzlastMittwochsbilanz

Abbildung 8-3: Vergleich der Charakteristik von vertikaler Netzlast und Mittwochs-bilanz im September 2005

Die Umrechnung der vertikalen Netzlast auf die durch den bestehenden Kraftwerkspark gedeckte Verbraucherlast kann auf mehrere Arten erreicht werden:

• Skalierung des Lastganges mit einem Faktor, • Addition eines Korrektursockels, • Addition einer Ausgleichsfunktion.

Im Folgenden sollen kurz diese Verfahren gegenübergestellt werden.

Skalierung mit einem festen Faktor Eine einfache Möglichkeit, die gewünschte Erzeugungsmenge nachzubilden, ist die Korrektur der vertikalen Netzlast mit einem Faktor. Dieser wird aus der Jahres-erzeugung gebildet, die den Verbrauch repräsentiert, bezogen auf die Erzeugung, die durch die vertikale Netzlast abgebildet wird. Für das betrachtete Jahr 2005 ist dieser Faktor 1,34 (siehe Erzeugungsmengen oben). Die einzelnen Punkte der Lastkurve werden also jeweils um 34 Prozent angehoben. Das führt dazu, dass die Spitzen stärker erhöht werden, als die Täler. Es konnte nachgewiesen werden, dass die Jahres-erzeugungsmenge mit den Energiebilanzen übereinstimmt, aber die Leistungs-charakteristik verzerrt wird.

Addition eines Korrektursockels Der Fehlbetrag kann auch als Band konstanter Leistung zur Kurve der vertikalen Netzlast addiert werden. Im Jahr 2005 wurden so durchschnittlich pro Stunde 15 GWh (inkl. Wind) mehr erzeugt, als die vertikale Netzlast vorgibt. Die Addition des konstanten Sockelbetrages bewirkt eine Parallelverschiebung der vertikalen Netzlast. Auch bei dieser Methode wird der Lastverlauf der Mittwochsbilanzen nicht erreicht, aber die Erzeugungsmenge stimmt mit der Vorgabe überein.

Addition einer Ausgleichsfunktion Um die festen Lastpunkte durch die Addition einer Ausgleichsfunktion zu erreichen, darf dieses Lastband nicht konstant sein. Die einzelnen Punkte der vertikalen Netzlast werden dazu um den jeweiligen Fehlbetrag verschoben. Gleichzeitig müssen auch die angrenzenden Punkte verschoben werden, um keine Sprünge im Lastverlauf zu erhalten.


Abbildung 8-4 zeigt die absolute Abweichung der vertikalen Netzlast von der Mittwochsbilanz als fehlende Leistung. Die roten Punkte sind dabei die Stützpunkte der Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung /UCTE 05/. Am dritten Januar-mittwoch um 11:00 Uhr liegt die vertikale Netzlast beispielsweise um ca. 14 GW unter dem tatsächlichen Wert, während im Juni die Abweichung lediglich knapp -7 GW beträgt. Das ist u.a. darauf zurückzuführen, dass die Verbraucherlast im Sommer niedriger ist, als im Sommer und gleichzeitig ein großer Deckungsanteil durch dezentrale Erzeugung besteht.

Ein Verfahren zur harmonischen, stetigen Verbindung von bekannten Stützpunkten ist die Anwendung von Splines. Das sind Polynome n-ten Grades, die so zwischen die Punkte gelegt werden, dass die Ableitung der Funktionen links und rechts der Stütz-punkte gleich ist. In Abbildung 8-4 ist dies exemplarisch für die 11-Uhr-Werte gezeigt.

-20

-18

-16

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

00 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jahresstunden

nich

t abg

ebild

ete

Leis

tung

in G

W

Abbildung 8-4: Abweichung der vertikalen Netzlast von der tatsächlichen Erzeugung der allgemeinen Versorgung

Die Streuung der Abweichung an den einzelnen Tagen ist relativ groß, mit bis zu 5 GW im Oktober. Aus diesem Grund reicht es nicht aus, eine einzelne Korrekturfunktion zu erstellen. Vielmehr sollte eine Korrekturfunktion für jede Stunde berechnet werden. Abbildung 8-5 zeigt im Rasterdiagramm (engl.: carpet-plot) die Ergebnisse einer derartigen Splines-Berechnung für 2005. Dabei sind die einzelnen Tage auf der Abszisse und die einzelnen Stunden des Tages auf der Ordinate aufgetragen. Der jeweilige Wert ist farblich codiert dargestellt, hohe Werte in violett und niedrige Werte in blau. Diese Form der Darstellung ermöglicht ein schnelles visuelles Erfassen von großen Daten-mengen. Als Startwert für die Splines wurde der Dezemberwert für 2004 und als Endwert der Januarwert für 2006 gewählt, so dass insgesamt mit den dritten Mittwochen jedes Monats in 2005 14 Stütztage á 24 h und damit 336 Stützwerte für eine Korrektur zur Verfügung stehen. Auch hier ist analog zu Abbildung 8-4 die stark jahres-zeitabhängige Abweichung der vertikalen Netzlast von den Mittwochsbilanzen zu erkennen. Gleichzeitig sieht man die unterschiedlichen Korrekturfunktionen für die einzelnen Stunden des Jahres.


Abbildung 8-5: Rasterdiagramm der Korrektursplines zur Korrektur der vertikalen Netzlast 2005 für 24 Stunden an 14 Stützwerten

Windstromeinspeisung 2005 Wie oben beschrieben, ist in den Mittwochsbilanzen nur die Erzeugung der allgemeinen Versorgung abgebildet und die Windstromeinspeisung daher nicht enthalten. Auch nach der Korrektur der vertikalen Netzlast wird somit die Stromerzeugung aus Wind nicht abgebildet. Für die Verdrängung von Stromerzeugung in reinen Kraftwerken durch KWK reicht diese Betrachtungsweise aus, da Wind immer einspeist und somit als nicht verdrängbar eingestuft ist. Für die Frage nach der Substitution von installierter Anlagenleistung muss allerdings auch der Leistungsgang des Windstroms berücksichtigt werden.

Von den vier ÜNB wird erst ab 2006 die Windstromeinspeisung vollständig veröffent-licht. 2005 liegen lediglich von Vattenfall Daten vor. Daher wird zunächst geprüft, ob die Charakteristik der Windstromerzeugung des Netzgebietes von Vattenfall auf die gesamte Windstromeinspeisung übertragen werden kann.

Abbildung 8-6 zeigt für 2006 die Anteile der Windstromerzeugung in den vier Über-tragungsnetzgebieten. Insgesamt wurden 2006 etwa 30,5 TWh Windstrom erzeugt. Davon wurden 42,5 % im nordwestdeutschen Raum ins E.ON-Netz eingespeist. Etwa 37,5 % des erzeugten Windstromes fiel im Netzgebiet von Vattenfall an. Die Einspeisung ins RWE-Netz betrug 18,6 %. Wegen der benachteiligten Lage bezüglich Windstrom-erzeugung im Binnenland wurden im EnBW-Netzgebiet lediglich 1,3 % der Windstrom-menge des Jahres 2006 erzeugt.

MW


Vattenfall37,53%

EON42,50%RWE

18,64%

EnBW1,33%

Gesamt:ca. 30,5 TWh

Abbildung 8-6: Erzeugungsanteile der Windkrafteinspeisung in die vier Übertragungsnetze 2006 /ÜNB 07/

Aufgrund der Erzeugungsanteile dominieren die Einspeisungscharakteristika der Wind-stromerzeugung im Vattenfall- und im E.ON-Netzgebiet den Leistungsgang der gesamten Stromerzeugung aus Wind.

In Abbildung 8-7 sind drei jeweils 5-Tagesblöcke der Windstromerzeugung in den vier Netzgebieten der Gesamterzeugung gegenübergestellt. Die einzelnen Leistungsgänge wurden dazu mit ihrer jeweiligen mittleren Leistung normiert, um über die relative Darstellung die Charakteristik vergleichen zu können.

Die Dominanz der Erzeugung im E.ON und Vattenfall-Netz bestätigt sich. Während die Erzeugung im Binnenland zum Teil nicht mit dem Gesamtleistungsgang korreliert oder stark zeitverzögert stattfindet, verschiebt sich die Windstromeinspeisung in diesen beiden Gebieten mit einem hohen Küstenanteil lediglich um einige Stunden. Die Charakteristik der Windeinspeisung ins Vattenfall-Netz stimmt jedoch meist sehr gut mit der Gesamterzeugung überein.


0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

500%

864 888 912 936 960 984

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

2952 2976 3000 3024 3048 3072

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

0%

100%

200%

300%

400%

500%

8232 8256 8280 8304 8328 8352

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

Abbildung 8-7: Vergleich der Charakteristik der Windeinspeisung in die verschiedenen Übertragungsnetze an drei 5-Tagesblöcken im Jahr 2006 /ÜNB 07/


Für die weitere Berechnung wird die Windstromeinspeisung ins Netzgebiet von Vatten-fall als charakteristisch für die gesamte Erzeugung angesehen. Das Integral des von Vattenfall veröffentlichten Leistungsganges aus dem Jahr 2005 wurde daher zunächst normiert und mit 27,2 TWh skaliert. Das Ergebnis gibt den Leistungsgang der Wind-stromeinspeisung 2005 wieder (Abbildung 8-8).

2

4

6

8

10

12

14

16

1.1 31.1 2.3 1.4 1.5 31

.530

.630

.729

.828

.928

.1027

.1127

.12

Jahresstunden 2005

Win

dein

spei

sung

in G

W

Abbildung 8-8: Synthetisierter Leistungsgang der Windstromeinspeisung 2005

Ergebnis der Lastgangsynthese Abbildung 8-9 zeigt den mit Hilfe von Splines ermittelten Verbraucherlastgang für das Jahr 2005 als Rasterdiagram. Hier erkennt man beispielsweise, dass im Winter zwei Verbrauchsspitzen, mittags und abends, auftreten, während im Sommer und der Übergangszeit nur eine Mittagsspitze erkennbar ist. Des Weiteren zeigt sich, dass der morgendliche Lastanstieg zu deutlich konstanteren Zeiten auftritt, als der Rückgang der Last am Abend. Die senkrechte Streifenbildung ist auf die einzelnen Wochenlastgänge zurückzuführen.

142 KWK-Lastgang

01.0

1.20

05

31.0

1.20

05

02.0

3.20

05

01.0

4.20

05

01.0

5.20

05

31.0

5.20

05

30.0

6.20

05

30.0

7.20

05

29.0

8.20

05

28.0

9.20

05

28.1

0.20

05

27.1

1.20

05

27.1

2.20

05

01

2

35

6

79

10

11

1314

15

1618

19

20

2223

78.000-81.00075.000-78.00072.000-75.00069.000-72.00066.000-69.00063.000-66.00060.000-63.00057.000-60.00054.000-57.00051.000-54.00048.000-51.00045.000-48.00042.000-45.00039.000-42.00036.000-39.00033.000-36.000

Abbildung 8-9: Verbraucherlastgang für das Jahr 2005 als Rasterdiagramm

8.3 KWK-Lastgang

Um einen Verdrängungsmix und auch die Leistungssubstitution durch KWK-Anlagen bestimmen zu können, muss ein Lastgang für die KWK-Stromerzeugung generiert werden.

Energiewirtschaftliche Kennzahlen zur KWK-Erzeugung Die gesamte ins Stromnetz einspeisende KWK-Stromerzeugung von ca. 58,8 TWh im Jahr 2005 teilt sich gemäß Abbildung 8-10 auf. Danach werden etwa 25 % des KWK-Stromes in Anlagen bereitgestellt, die vor dem 31.12.1989 in Betrieb gegangen sind (alte Bestandsanlagen nach /KWK 02/). Neue Bestandsanlagen, die nach dem 01.01.1990 in Betrieb genommen wurden, produzieren den überwiegenden Teil von etwas unter 61 % der gesamten KWK-Strommenge. Die vom /VDN 07/ bilanzierte KWK-Strommenge wird für die Berechnung der Leistungssubstitution durch KWK-Anlagen verwendet.


Kat. 314,01 %

Kat. 5b0,01 %

Kat. 5a0,21 %

Kat. 40,74 %

Kat. 124,55 %

Kat. 260,48 %

Kategorisierung:Kat 1: Alte BestandsanlagenKat 2: Neue BestandsanlagenKat 3: Modernisierte AnlagenKat 4: Neue kleine KWK-Anlagen bis 2MW (unter Beachtung der Kat. 5)Kat 5a: kleine KWK-Anlagen bis zu 50kW*)Kat 5b: Brennstoffzellen

*) sofern diese bis zum 31. Dezember 2005 in Dauerbetrieb genommen wurden

KWK-Einspeisung:ca. 58,8 TWh

Abbildung 8-10: Aufteilung der KWK-Einspeisung 2005 auf die einzelnen Kategorien /VDN 07/

Für die Ermittlung des CO2-Verdrängungsmixes wird die KWK-Stromerzeugungsmenge der allgemeinen Versorgung von 52,3 TWh /STB 07/verwendet. Die Differenz zu der vergüteten KWK-Netzeinspeisung von 58,8 TWh wird überwiegend durch industrielle Eigenanlagen bereitgestellt.

Die Charakteristik der monatlichen allgemeinen KWK-Erzeugung ist in Abbildung 8-11 dargestellt. Wie erwartet ist sowohl der Anteil der KWK-Wärme-, als auch der Stromerzeugung im Sommer geringer, als im Winter. Die Stromkennzahl nimmt 2003 in den Sommermonaten zu, v. a. weil die Stein- und Braunkohlekraftwerke dann im Kondensationsbetrieb laufen. Daher nimmt auch der Gesamtnutzungsgrad der Anlagen von maximal 80 % im Dezember auf knapp 67 % im Juni ab. Verglichen mit anderen Jahren ist dieses Verhalten im Jahr 2003 aufgrund des „Jahrhundert“-Sommers besonders ausgeprägt.

2

4

6

8

10

12

14


Erze

ugun

g in

TW

h

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

Stro

mke

nnza

hl /

Nut

zung

sgra

d

KWK-Strom KWK-WärmeStromkennziffer Durchschnittliche StromkennzahlGesamtnutzungsgrad

Abbildung 8-11: Monatsgang der KWK-Strom- und –Wärmeerzeugung 2003 /VIK 06/, /STB 07/

144 KWK-Lastgang

KWK-Lastgangsynthese Auf der Basis von Fernwärmelastgängen von vier großen Stadtwerken konnte eine Funktion ermittelt werden, mit der sich ein auf die mittlere Leistung normierter stundenscharfer Fernwärmelastgang für Deutschland mit folgenden Eingangsdaten berechnen lässt:

• stundenscharfe Zeitreihe mit der Angabe des Wochentages bzw. bundesweiten Feier-tages

• stundenscharfe Zeitreihe mit der mittleren Temperatur im Gebiet von Würzburg.

Die Datumsangabe wird benötigt, da gezeigt werden konnte, dass der Fernwärmebedarf bei gleicher Außentemperatur stark von der Uhrzeit und dem Wochentag bestimmt wird. Eine Unterscheidung in Montag bis Freitag einerseits sowie Samstag, Sonntag und Feiertag andererseits erwies sich als ausreichend.

Die mittlere Temperatur wird als gleitendes gewichtetes 72-Stundenmittel gebildet. Hierbei gingen die Temperaturen der 24 unmittelbar davor liegenden Stunden mit 50 %, die nächsten zurückliegenden Stunden mit 30 % und die 24 am längsten zurück-liegenden Stunden mit 20 % in die Berechnung des Mittelwertes ein. Die Temperatur-daten wurden von der Internetseite der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft bezogen /LfL 07/. Es wurden die Messwerte der Wetterstationen bei Würzburg mit den Nummern 29, 30 und 96 verwendet.

Den mit der FW-Funktion ermittelte normierte stundenscharfe Lastgang zeigt Abbildung 8-12.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

auf d

ie m

ittle

re L

eist

ung

norm

ierte

r FW

-La

stga

ng

-20

-10

0

10

20

30

40

Tem

pera

tur i

n °C

normierter FW-LastgangTemperatur

Abbildung 8-12: Berechneter normierter Fernwärmelastgang für 2005

Der in Abbildung 8-12 dargestellte Fernwärmelastgang wurde im nächsten Schritt durch Multiplikation mit der Stromkennzahl in einen KWK-Stromlastgang umge-rechnet. Da die Stromkennzahl nicht konstant ist (vgl. auch Abbildung 8-11), wurden auf Basis der Monatsbilanzen des Statistischen Bundesamtes die mittleren Stromkenn-zahlen für jeden Monat im Jahr 2005 ermittelt (vgl. Tabelle 8-1).


Tabelle 8-1: KWK-Erzeugung in 2005 nach /STB 07/

Monat KWK-Strom KWK-Wärme StromkennzahlJanuar 6.931 12.742 0,54Februar 7.055 12.722 0,55März 5.816 11.503 0,51April 3.977 7.744 0,51Mai 3.306 6.327 0,52Juni 2.473 4.944 0,50Juli 2.212 4.386 0,50August 2.295 4.677 0,49September 2.477 5.160 0,48Oktober 3.736 7.193 0,52November 5.474 10.713 0,51Dezember 6.559 13.324 0,49

Der auf Basis des Fernwärmelastgangs und der in Tabelle 8-1 berechneten Strom-kennzahl ermittelte KWK-Lastgang wurde im folgenden Schritt mit der von der AGFW veröffentlichten mittleren KWK-Stromerzeugung für 2005 skaliert. Die KWK-Strom-erzeugung wird im Arbeitsbericht der AGFW mit 35.604 GWh angeben /AGFW 06/. Dies entspricht einer mittleren Leistung von 4,06 GW. Mit dem so erzeugten KWK-Lastgang konnten Monatsbilanzen aufgestellt werden und mit den Monatsbilanzen des Statis-tischen Bundesamtes in Tabelle 8-1 verglichen werden. Hierbei zeigt sich, dass die fehlende mittlere Leistung in jedem Monat nur leicht variiert und nur geringe saisonale Schwankungen aufweist. Da somit nur eine geringfügige Temperaturabhängigkeit des Fehlbetrags besteht, wurde die Differenz zwischen der von der AGFW ausgewiesenen KWK-Stromerzeugung von 35.604 GWh und der vom Statischen Bundesamt veröffent-lichten KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung von 52.310 GWh durch Addition einer konstanten Leistung zum KWK-Lastgang ausgeglichen. Die jeweiligen Monatsbilanzen sind zum Vergleich in Abbildung 8-13 zusammengefasst.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

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

mon

atlic

he K

WK

Stro

mer

zeug

ung

in G

Wh modellierte KWK-Erzeugung auf Basis

Jahreserzeugung der AGFW

KWK-Erzeugung AGFW plus konstanteDifferenzleistung

KWK-Erzeugung nach Monatsbilanzen desStatistischen Bundesamtes

Abbildung 8-13: Monatliche KWK-Erzeugung im Vergleich

146 Referenz für die Verdrängung durch KWK-Strom

Wie in Abbildung 8-13 zu erkennen ist, weichen die Monatsbilanzen auf Basis des modellierten KWK-Lastgangs nur geringfügig von den Monatsbilanzen des Statistischen Bundesamtes ab. Der modellierte stundenscharfe KWK-Lastgang für 2005 ist in Abbildung 8-14 dargestellt.

2

4

6

8

10

12

14

16

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Stunde im Jahr

KW

K-L

astg

ang

in G

W

Abbildung 8-14: Modellierter KWK-Lastgang für 2005

Wie in Abbildung 8-14 zu erkennen ist, besteht eine hohe Temperaturabhängigkeit bei der KWK-Stromerzeugung. Dennoch ist auch im Sommer ein wesentlicher Grundlast-anteil bei der KWK-Erzeugung zu erkennen.

8.4 Referenz für die Verdrängung durch KWK-Strom

Der Ausbau von Kraft-Wärme-Kopplung als Instrument zur Erreichung von Klima-schutzzielen stellt die Frage nach der richtigen Bewertung, da ein „Mehr“ an KWK zunächst einmal einen erhöhten Brennstoffeinsatz und demnach auch zunehmende CO2-Emissionen bedeutet. Entscheidend für den Klimaschutznutzen ist demnach, was durch die Erzeugung an anderer Stelle eingespart wird. Der Vergleich mit der ungekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung ist geeignet, um den Prozess der KWK zu bewerten. Die grundsätzliche Vorgehensweise dieses Ansatzes zeigt Abbildung 8-15.


Input InputUmwandlung UmwandlungOutput Output

Gekoppelte Erzeugung (real) ungekoppelte Erzeugung (hypothetisch)

KWK-Anlage

Strom-Erzeuger

Wärme-Erzeuger

Strom

WärmeBrennstoff

Emissionen

Abbildung 8-15: Energiewirtschaftliche Bewertung des KWK-Prozesses durch den Vergleich mit der ungekoppelter Erzeugung von Strom und Wärme

Der Vergleich wird auf Basis der Produkte Strom und Wärme durchgeführt. Hierbei wird die Frage beantwortet, was wäre notwendig gewesen, um die gleiche Menge Strom und Wärme anstelle von KWK mit Hilfe von ungekoppelten Strom- und Wärme-erzeugern bereitzustellen. Die Berechnung der CO2-Einsparungen (ΔCO2) ergibt sich dann nach folgender Formel:

KWKukthBSukth

KWKthukelBS

ukel

KWKel EmissionenCOeg

We

gW

CO 2,,,

,,,

,

,2 )( −⋅+⋅=Δ

Mit:

Wel,KWK= Strom aus KWK Wth,KWK = Wärme aus KWK

gel,uk= Wirkungsgrad der ungekoppelten elektrischen Erzeugung

gth,uk= Wirkungsgrad der ungekoppelten thermischen Erzeugung

eBS,el,uk = brennstoffspez. Emissionen der ungekoppelten Stromerzeugung

eBS,th,uk = brennstoffspez. Emissionen der ungekoppelten Wärmeerzeugung

CO2-EmissionenKWK = CO2-Emissionen der KWK-Erzeugung

Die Schwierigkeit dieser Methodik besteht darin, dass einer realen KWK-Erzeugung, deren Anlagenart, Nutzungsgrade und Brennstoffart bekannt sind, ein hypothetisches System ungekoppelter Erzeugung gegenübergestellt wird. Für dieses System besteht jedoch bei der Auswahl der Erzeugungsanlagen eine Vielzahl von Alternativen. In der Literatur und in der politischen Diskussion bestehen keine einheitlichen Vorgaben bei der Definition dieser Referenzsysteme. Die Spannweite der ausgewiesenen CO2-Einsparungen bei identischer KWK-Erzeugung ist daher groß, wie die Beispiele verschiedener diskutierter und angewendeter Referenzsysteme in Abbildung 8-16 zeigen.


0

5

10

15

20

25

IER 1 IER 2 IER 3 IER 5 AGFW 1 AGFW 2 VKU 1 VKU 2 FfE

Referenzsystem

CO

2-Ei

nspa

rung

en in

Mio

. t p

ro J

ahr

Abbildung 8-16: Auf Basis ausgewählter Referenzsysteme berechnetet CO2-Einsparungen bei gleicher KWK-Erzeugung /ROO 05b/

In der 2005 an der FfE erstellten Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurden zur Ausweisung der CO2-Einsparungen durch KWK ebenfalls Referenzsysteme für die ungekoppelte Erzeugung definiert. Das Referenzsystem für die Stromerzeugung wurde mit Hilfe eines Verdrängungsmixes bestimmt. Im Rahmen einer Kurzstudie für den VDEW wurde diese Methode nochmals überarbeitet und verbessert /ROO 06/. Durch diese Arbeiten ist es möglich Referenzsysteme für ein bestimmtes Jahr auszuweisen.

Die Methodik zur Ermittlung des Verdrängungsmixes von KWK-Strom ist in Abbildung 8-17 dargestellt.

Kraftwerkseinsatznach Energieträgern

1h-Auflösung

Jahreslastgang KWKel1h-Auflösung

Verdrängung durch KWK:Strom aus Kraftwerks-MixBerechnung 1h-Auflösung

Temperatur-verlauf

1h-Auflösung

Funktion KWK-

Lastgang

Jahresstrom-erzeugung aus

KWK

Jahreslastgang1h-Auflösung

Mittwochsbilanzenvertikale Netzlast

Kennzahlen

Verdrängter Brennstoffmixdurch KWK

mittlere Nutzungsgrade (brennstoffspezifisch)

Netto-Stromerzeugung

nach Energieträger

Abbildung 8-17: Methodik zur Ermittlung des verdrängten Brennstoffmixes durch KWK


8.4.1 Kraftwerkseinsatz Der Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wird nach der in Kapitel 8.2 entwickelten Methodik für das Jahr 2005 modelliert. Die hierfür notwendigen Eingangs-daten sind die vertikale Netzlast und der Lastgang der allgemeinen Versorgung an jeweils dem 3. Mittwoch im Monat. Eine wesentliche Nebenbedingung in dem Verdrängungsmix-Tool ist die Übereinstimmung der jährlichen Nettostromerzeugung der jeweiligen Energieträger mit der Erzeugung aus den amtlichten Statistiken in diesem Jahr. Der in Kapitel 8.2 modellierte Lastgang weicht von der statistisch erfassten jährlichen Stromerzeugung um 3,7 % ab. Zur Anwendung des Tools wurde daher der modellierte Jahreslastgang um eine konstante Leistung ergänzt, um die fehlende Erzeugung auszugleichen.

Der Kraftwerkseinsatz wurde energieträgerspezifisch modelliert, d. h. es wurden alle Kraftwerke mit dem gleichen Energieträger zusammengefasst. Für die Charakteristik des Kraftwerkseinsatzes wurden die zwölf Mittwochsbilanzen ausgewertet. In Abbildung 8-18 und Abbildung 8-19 sind die Erzeugungsbilanzen der allgemeinen Versorgung am 3. Mittwoch im Januar und Juli 2005 dargestellt.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Stunde des Tages

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigeSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung 8-18: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Januar 2005 nach /STB 07/


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Stunde des Tages

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigeSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung 8-19: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Juni 2005 nach /STB 07/

Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt die Charakteristik des Einsatzes der verschiedenen Kraftwerkstypen. Die Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als typische Grundlastkraftwerke fahren untertags mit nahezu konstanter Leistung. Sie variieren jedoch saisonal deutlich, wie die Beispiele in Abbildung 8-18 und Abbildung 8-19 zeigen. Im Januar betrug beispielsweise die Leistung von Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke in etwa 40 GW und im Juni lediglich ca. 30 GW. Andere Kraftwerkstypen fahren hingegen stark den Tageslastgang nach, wie beispielsweise Steinkohlekraftwerke. Der Kraftwerkseinsatz erfolgt im liberalisierten Markt nach der Merit Order, d. h. dass die Kraftwerke in der Reihenfolge der geringsten Grenzkosten eingesetzt werden. Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt auch in Zeiten geringer Last den Betrieb von Erdgas-Kraftwerken, obwohl eine ausreichende Kapazität an Steinkohlekraftwerken zur Verfügung steht. Dies erscheint auf den ersten Blick widersprüchlich, da Steinkohle günstiger als Erdgas ist. Gründe für diesen scheinbaren Widerspruch sind beispielsweise:

• mit Erdgas betriebene KWK-Anlagen, die zur Deckung der thermischen Last laufen müssen;

• Erdgas betriebene Kraftwerke weisen i. d. R. eine bessere Lastwechseldynamik auf und werden daher zum Ausgleich von Lastschwankungen betrieben;

• in Rubrik Erdgas-Kraftwerke sind auch moderne GuD-Kraftwerke enthalten, die aufgrund ihres hohen Nutzungsgrades (bis fast 60 %) geringere Grenzkosten als manche Steinkohlekraftwerke aufweisen.

Daher wurde auf Basis der Mittwochsbilanz eine Mindest-Erdgasleistung definiert. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke wurden zusammengefasst und ein typischer Wochenlastgang hinterlegt. Dieser Lastgang wurde auf Basis einer wirtschaftlichen Optimierung der Fahrweise anhand der EEX-Preise ermittelt.


Der im ersten Schritt ermittelte Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wurde im zweiten Schritt mit den Kraftwerken mit den geringsten Grenzkosten beginnend unter Einhaltung der oben ermittelten Kennzahlen und der energieträgerspezifischen Jahres-erzeugung aufgefüllt. Der synthetisierte Kraftwerkseinsatz für das Jahr 2005 ist in Abbildung 8-20 dargestellt.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigesSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung 8-20: Modellierter Kraftwerkseinsatz für 2005

Auf Basis des in Abbildung 8-20 gezeigten stundenscharfen Kraftwerkseinsatzes im Jahr 2005 kann nun ermittelt werden, welche Kraftwerkstypen durch Erzeugung aus neu zugebauten Quellen substituiert werden. Es wird die Annahme getroffen, dass eine zusätzliche KWK-Erzeugung zunächst in jeder Stunde die verdrängbaren Mittellast- und Spitzenlastkraftwerke verdrängt. Des Weiteren wird angenommen, dass die verdrängbaren Kraftwerke entsprechend der Leistung zu diesem Zeitpunkt anteilig verdrängt werden.

Als verdrängbar gelten hierbei die Steinkohle-, Erdgas und Heizölkraftwerke. Bei den Erdgaskraftwerken wurde, wie oben erläutert, auf Basis der Auswertung der Mittwochs-bilanzen eine Mindestleistung festgelegt, die nicht verdrängt wird. Regenerative und sonstige Energieträger sind i. d. R. Must-Run-Anlagen bzw. weisen Grundlast-charakteristik auf. Die Fahrweise der Pump- und Speicherkraftwerke wird i. d. R. allein durch die Preischarakteristik, d. h. dem Verhältnis zwischen Hoch- und Niedrigpreisen bestimmt. Da die grundsätzliche Preischarakteristik an der EEX nicht wesentlich durch die zusätzliche KWK-Erzeugung verändert werden würde, wird angenommen, dass diese Kraftwerke ebenfalls nicht verdrängt werden. Nur wenn in einer Stunde die KWK-Leistung die Leistung der verdrängbaren Kraftwerke übersteigt werden Grundlast-kraftwerke verdrängt. In der Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurde vereinfachend angenommen, dass in gleicher Weise Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als Grundlastkraftwerke verdrängt werden. Die Einführung des CO2-Zertifikatehandels stellt Braunkohle-kraftwerke in der Merit Order deutlich schlechter, so dass von einer alleinigen Ver-drängung von Braunkohlekraftwerken ausgegangen werden kann. Die Veröffentlichung von Kraftwerkseinsatzdaten von der EEX bestätigt diese Annahme /EEX 07/.

152 Leistungssubstitution

8.4.2 Verdrängungsmix für das Jahr 2005 Für die Bestimmung des Verdrängungsmixes muss neben dem Kraftwerkseinsatz (linker Ast in Abbildung 8-17) der Lastgang neu installierter KWK-Anlagen ermittelt werden (rechter Ast in Abbildung 8-17). Für die Verdrängung im Stromerzeugungsmix 2005 durch zusätzliche KWK-Stromerzeugung wird angenommen, dass diese KWK-Stromerzeugung die gleiche Charakteristik aufweist, wie die in Kapitel 8.3 ermittelte und in Abbildung 8-14 dargestellte KWK-Erzeugung der allgemeinen Versorgung. Neben der Charakteristik des KWK-Lastgangs, muss noch die Höhe der jährlichen zusätzlichen KWK-Stromerzeugung festgelegt werden. Sensitivitätsanalysen zeigen, dass der Verdrängungsmix bei Ausbauszenarien von bis zu 30 TWh zusätzlicher KWK-Stromerzeugung relativ stabil ist. Grundsätzlich zeigt sich bei höherer KWK-Strom-erzeugung ein größerer Anteil an verdrängten Grundlastkraftwerken. Die Braunkohle-grundlastkraftwerke weisen die höchsten spezifischen Emissionen auf, so dass der gewichtete spezifische CO2-Emissionsfaktor mit zunehmender KWK-Stromerzeugung ansteigt. Tabelle 8-2 zeigt den Verdrängungsmix für eine zusätzliche KWK-Strom-erzeugung von 10 TWh.

Tabelle 8-2: KWK-Verdrängungsmix 2005

Energieträger Anteil am Verdrängungsmix

mittlerer Nutzungsgrad

2005

brennstoffspezifischeEmissionen

in g/kWh

gewichteter spez. CO2-Emissionsfaktor

in g/kWhel

Steinkohle 86,5% 39,0% 338Erdgas 11,4% 47,2% 202Heizöl 0,7% 29,6% 266

Braunkohle 1,4% 34,4% 403

821

Zur Bestimmung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors bedarf es noch der Nutzungs-grade der Kraftwerke und der brennstoffspezifischen Emissionen. Die in dargestellten Nutzungsgrade ergeben sich aus dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Brennstoffeinsatz und der dazugehörigen Stromerzeugung für 2005. Hierdurch ergibt sich eine untere Abschätzung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors, da im Sinne der Merit Order zunächst immer die Kraftwerke mit den schlechtesten Nutzungsgraden verdrängt werden. Des Weiteren wird bei den mit Erdgas betriebenen Kraftwerken in den amtlichen Statistiken nicht zwischen Gut-Kraftwerken und reinen Gasturbinen-kraftwerken unterschieden. Auf Basis der verdrängten Brennstoffmenge lässt sich ein gewichteter spezifischer CO2-Emissionfaktor von 821 g/kwhel berechnen. Der Verdrängungsmix wird mit 86,5 % von Steinkohle dominiert. Erdgas macht 11,4 % des Verdrängungsmixes aus. Heizöl mit 0,7 % und Braunkohle mit 1,4 % sind von eher untergeordneter Rolle.

8.5 Leistungssubstitution

Für die Bewertung des Herstellungsaufwandes von KWK-Anlagen und speziell Brennstoffzellen, ist es wichtig die Kapazität in konventionellen Kraftwerken und Wärmeerzeugern zu kennen, die durch die KWK substituiert wird (vgl. auch Kapitel 3.5). Diese Kapazität muss nicht installiert werden und bedingt daher auch keinen Herstellungsaufwand.


8.5.1 Substitution von Kapazitäten im Kraftwerkspark

Methodische Überlegungen zur Leistungssubstitution Anhand der folgenden Darstellungen soll eine Methode zur Ermittlung der durch KWK substituierten Kraftwerksleistung erläutert werden. Abbildung 8-21 zeigt exemplarisch ein elektrisches Lastprofil für Haushalte an einem Wintertag. Die zur Lastdeckung notwendige Leistung ist blau gekennzeichnet. Grün gestrichelt ist die Reserve für Systemdienstleistungen skizziert. Diese wird immer benötigt und muss daher zu jeder Zeit verfügbar sein (vgl. auch Kapitel 8.1).

0102030405060708090

100110120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Stunde

Leis

tung notwendige Reserve

notwendige LeistungLast

Abbildung 8-21: Lastgang und notwendige Vorhalteleistung im Kraftwerkspark (exemplarische Darstellung)

Ein Teil der Verbraucherlast wird nun durch die KWK-Einspeisung gedeckt. Abbildung 8-22 stellt dies beispielhaft dar. Diese Einspeisung hat weder auf die zu deckende Verbraucherlast einen Einfluss, noch auf die notwendige Reserveleistung.

0102030405060708090

100110120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Stunde

Leis

tung

notwendige Reservenotwendige LeistungLastKWK

Abbildung 8-22: KWK-Einspeisung deckt einen Teil der Last


Allerdings wird die durch konventionelle Kraftwerke zu deckende Last verringert. Der um die KWK-Einspeisung reduzierte Restlastgang ist in Abbildung 8-23 aufgezeigt. Je nach Charakteristik der KWK-Einspeisung kann das sogar dazu führen, dass das Leistungsmaximum der konventionellen Kraftwerke nicht mehr um 21:00 sondern zu einem anderen Zeitpunkt auftritt. Die Differenz aus maximaler Verbraucherlast und der Belastung der konventionellen Kraftwerke zu diesem Zeitpunkt wird durch KWK-Anlagen bereitgestellt und müsste theoretisch nicht im konventionellen Kraftwerkspark installiert sein.

0102030405060708090

100110120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Stunde

Leis

tung

notwendige Reserve

substituiertekonventionelle Leistungnotwendigekonventionelle LeistungLast

Restlastgang

Abbildung 8-23: Durch die KWK-Einspeisung wird konventionelle Kraftwerksleistung substituiert

Ergebnisse der Berechnung In der Praxis ist selbst am Höchstlasttag eines Jahres immer noch zusätzliche Reserve-kapazität als Sicherheit verfügbar (vgl. auch Abbildung 8-2). Der Verband der Netz-betreiber beim VDEW (VDN), wie auch dessen europäisches Pendant, die Union for the Co-ordination of transmission of electricity (UCTE), veröffentlicht jährliche Zusammen-stellungen der Leistungsbilanz für die Viertelstunde von 11:00 Uhr bis 11:15 Uhr an jedem dritten Mittwoch im Monat (/VDN 06/, /UCTE 05/). Dort ist die Zusammensetzung des Kraftwerksparks nicht so detailliert aufgeschlüsselt, wie in den Mittwochsbilanzen (/STB 07/), d. h. der Einsatz der Brennstoffe ist nicht bekannt. Die Zusammensetzung der Leistungsbilanz entspricht der Aufteilung nach Abbildung 8-2 und enthält damit Angaben zu verfügbarer Leistung und notwendiger bzw. verfügbarer Reserve.

Abbildung 8-24 zeigt die – auf Basis der statistischen Daten vom VDN bzw. UCTE – erstellte Analyse der durch KWK substituierten konventionellen Leistung für 2005. Unter „nicht-einsetzbare Kraftwerksleistung“ fallen in dieser Darstellung neben der nicht einsetzbaren Leistung auch die Kraftwerksausfälle und Revisionen. Für die ver-fügbare Leistung Pverfügbar(t) wurde angenommen, dass der ausgewiesene Wert für den gesamten Monat gilt. Diese wurde um die KWK-Leistung der einzelnen Stunden nach dem KWK-Lastgang (PKWK(t)) aus Kapitel 8.3 bereinigt. Der daraus entstehende Leis-tungsgang (Pkonv,verfügbar(t)) spiegelt die verfügbare Leistung in konventionellen Kraft-werken wieder. Ebenfalls eingetragen ist der zu deckende Verbraucherlastgang PLast(t) nach Kapitel 8.2.


20

40

60

80

100

120

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000Stunden des Jahres 2005

Leis

tung

in G

W

nicht einsetzbare Kraftwerksleistung Reserve für Systemdienste der ÜNBverfügbare Leistung zur Lastdeckung verfügbare konv. LeistungLast Restlastgang = konventionelle KW-Leistung

Abbildung 8-24: Leistungsbilanz der Stromversorgung im Jahr 2005 inkl. KWK

Die verfügbare Leistung in konventionellen Kraftwerken müsste ohne Einspeisung von KWK in der Lage sein, die Last zu jeder Stunde des Jahres zu decken, wenn die KWK keine konventionelle Leistung ersetzt.

0)()(, >− tPtP Lastverfügbarkonv

Ist dies nicht der Fall, führt der Wegfall der KWK dazu, dass die Last nicht mehr gedeckt werden könnte (markierte Stellen im Diagramm). Das so für das Jahr 2005 maximal auftretende Leistungsdefizit beträgt 6,9 GW.

Die KWK substituiert vornehmlich im Winter konventionelle Leistung, wenn sowohl die Last, als auch die KWK-Einspeisung sehr hoch sind. Das ist nicht unbedingt selbstverständlich, wenn man bedenkt, dass im Sommer die verbleibende Leistung am geringsten ist. Dann sind viele Kraftwerke (bis zu 15 GW) auf Grund der geringeren Last in Revision. Die geringste zusätzliche Reserveleistung im konventionellen Kraft-werkspark ergibt sich nach folgender Formel:

[ ])()(, tPtPMINP RestverfügbarkonvReserve −=

Damit lässt sich die konventionelle Kraftwerksleistung ermitteln, die bei derzeitiger Fahrweise und Revisionsplanung der Kraftwerke nicht angefragt wird. Demnach errechnen sich für 2005 im Dezember etwa 3 GW an zusätzlicher Reserveleistung im konventionellen Kraftwerkspark. Diese Überdeckung ist u. a. die für die hohe Versorgungssicherheit in Deutschland mit verantwortlich. Im Juli des heißen Sommers 2003 lag dieser Wert in gleicher Höhe.

Zur Bewertung des Grenznutzens der KWK dürfen jedoch nicht die ca. 50 GW in KWK-Anlagen installierte Leistung /MAU 05/ herangezogen werden, da dabei auch der


Kondensationsstromanteil der KWK-Anlagen enthalten ist. Vielmehr muss zum Vergleich die tatsächlich gekoppelte KWK-Leistung nach FW 308 angesetzt werden, die zur Einspeisung der 58,5 TWh an KWK-Strom notwendig war. In /BLE 07/ wurde der gesamte KWK-Bestand für 2005 analysiert, also inklusive der Anlagen, die nicht ins Netz der allgemeinen Versorgung einspeisten. Diese stellten 2005 mit 32,8 GW KWK-Leistung 68,3 TWh an KWK-Strom bereit. Daraus errechnet sich eine Ausnutzungs-dauer von etwa 2.080 h. Mit diesem Wert lässt sich rückschließen, dass KWK-Anlagen mit einer KWK-Leistung von etwa 28,2 GW ins Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen, wobei diese Leistung nicht gleichzeitig am Netz anliegt. Die maximal aufgetretene KWK-Leistung im Jahr 2005 war mit ca. 14,6 GW um etwa 48 % niedriger (vgl. auch Kapitel 8.3).

Es konnte bewiesen werden, dass bereits heute eine Substitution von Kraftwerks-kapazitäten durch KWK-Anlagen auftritt. Somit wird auch eine neu zu bauende KWK-Anlage Leistung im konventionellen Kraftwerkspark überflüssig machen. Es wird von der Annahme ausgegangen, dass eine neue KWK-Anlage ebenfalls der charakteris-tischen Fahrweise des Bestandes folgt.

Zum Zeitpunkt der minimalen Leistungsreserve ergibt sich die, durch KWK zu deckende, Last zu ca. 2/3 der maximalen am Netz anliegenden KWK-Leistung. Durch Parametervariation konnte nachgewiesen werden, dass ein zusätzlich installiertes GW an KWK-Anlagenleistung deshalb mit ca. 35 % zur Leistungssicherung beiträgt. Dieser Anteil der neuen KWK-Leistung könnte somit im konventionellen Kraftwerkspark ersetzt werden und bräuchte auf langfristige Sicht nicht in konventionellen Kraftwerken installiert sein. 65 % der KWK-Leistung muss an Reserve in „Schatten-“Kraftwerken vorgehalten werden.

8.5.2 Substitution von Anlagenleistung bei Wärmeerzeugern Durch KWK wird bei richtiger Anlagenauslegung ein Großteil der Wärmeerzeugung substituiert, aber nur ein kleiner Teil thermischer Erzeugungskapazität. Das Vorgehen zur Potenzialermittlung in GHD zeigt beispielsweise, dass eine Anlagenleistung von 15 % der maximalen Heizlast bereits einen Deckungsanteil von über 40 % an der thermischen Erzeugung liefern kann (Kapitel 5.3.2). Je nach thermischer Qualität der Gebäudehüllen und Bebauungsstruktur kann dieser Wert im Siedlungsbereich höher sein.

Üblicherweise wird eine KWK-Anlage zur Heizenergiebereitstellung nicht monovalent betrieben. Daher ist i. d. R. zusätzlich ein Spitzenlastkessel installiert. Dieser übernimmt die Deckung des restlichen Wärmebedarfs mit niedrigeren Ausnutzungs-dauern als das Grundlastsystem.

Die zu installierende konventionelle Wärmeerzeugerleistung nimmt durch ein bivalentes KWK-System daher leicht ab. Ein Heizkessel wird allerdings nicht überflüssig. Im Herstellungsaufwand führt diese Reduzierung der Leistung zu keiner Veränderung (vgl. auch Kapitel 7.2), so dass auf die Leistungssubstitution von thermischen Energie-wandlern durch KWK-Systeme an dieser Stelle nicht weiter eingegangen werden soll.

157

9 Anwendungsbeispiele und Technikvergleich

9.1 Vergleichssysteme

Für den Vergleich mit Brennstoffzellen kommen mehrere Konkurrenztechnologien in Frage. Dabei kann in direkte und indirekte Konkurrenten unterschieden werden. Die direkten Konkurrenten sind ebenfalls KWK-Anlagen in vergleichbarer Leistungsgröße oder in ähnlichem Einsatzfeld (dezentral).

Als indirekte Wettbewerber sind in Tabelle 9-1 Anlagen zur Wärmebereitstellung aufgeführt. Wärmeseitig kann meist eine eindeutige Zuordnung zu einer konkurrierenden Erzeugungseinheit erfolgen. Der Strom muss in diesem Fall aus dem Netz bezogen werden. Reine Kraftwerke werden nicht als Konkurrenz aufgeführt, da diese üblicherweise ins Stromnetz einspeisen und daher der (veränderte) Strommix als konkurrierendes System zur Bewertung dienen sollte.

Generell können KWK-Anlagen und auch reine Stromerzeuger nach dem eingesetzten Energieträger (Kohlekraftwerk, Gasmotor, Geothermie,…) oder der verwendeten Technologie (Gas-/Dampfturbine, Verbrennungsmotor,…) unterschieden werden. Für die folgenden Betrachtungen scheint eine Unterscheidung nach den Technologien sinnvoll, da die Energieträger häufig austauschbar sind.

Die Wärmeauskopplung bei KWK-Anlagen erfolgt üblicherweise nicht auf dem erreich-baren Temperaturniveau, sondern bei Temperaturen bis ca. 80 °C. So kann Heizwärme bereitgestellt werden. Für Temperaturen über 150 °C muss entweder ein Dampfnetz oder ein anderes Wärmeübertragermedium verwendet werden (vgl. Kap. 0 Diskussion der KWK-Potenziale in der Industrie).

Hochtemperatur-Brennstoffzellen, wie auch Gasturbinen können zusätzlich mit dem Dampfturbinenprozess z. B. über die Speisewasservorwärmung gekoppelt werden. Dabei werden in jedem Fall höhere Systemwirkungsgrade erreicht, als in den jeweiligen Einzelprozessen.

158 Vergleichssysteme

Tabelle 9-1: Vergleich konkurrierender Systeme

Anlage Energieträger Elektrischer

System-wirkungsgrad

Erreichbares Temperatur-niveau bzw.

Betriebs-temperatur

Anmerkung

Brennstoffzellen PEFC

Membran-Brennstoffzelle Wasserstoff

Luft 40 % - 55 % 80 °C v. a. mobile Anwendung

PAFC Phosphorsäure-Brenn-

stoffzelle

Wasserstoff Sauerstoff, Luft 40 % 200 °C

MCFC Karbonatschmelzen-

Brennstoffzelle

Erdgas, Kohlegas, Bio-gas, Wasserstoff Sauerstoff, Luft

47 % - 60 % 650 °C

SOFC Oxidkeramische Brenn-

stoffzelle

Erdgas, Kohlegas, Bio-gas, Wasserstoff Sauerstoff, Luft

50 % -65 % 800 - 1000 °C

Direkte Konkurrenz-technologie

BHKW Gas, Öl, Biomasse (Öl, Gas) 25 % - 42 % 120 °C

Sowohl Ottomotoren, als auch Dieselmotoren

möglich Mikrogasturbine Gas, Öl 25 % - 30 % bis 450 °C

Stirlingmotor Alle Wärmequellen 15 % - 30 %

70 °C bis 600 °C (über

Bypass der Feuerung)

ORC-Anlage Organic Rankine Cycle Alle Wärmequellen 10 % - 20 % 40 – 60 °C Auch Abwärmenutzung

möglich

Dampfturbine Meist (Stein-/Braun-) Kohle, Gas, Öl, Kern-

energie, Biomasse 33 % - 47 % 220 °C

Verschiedene Bauarten möglich (Entnahme-

kondensations-, Gegen-druckturbine)

Gasturbine Gas, Öl 30 % - 37 % Bis 450 °C Auch als

Vorschaltturbine für GuD-Kraftwerke

Indirekte Konkurrenz (hier: nur Wärmebereit-

stellung)

Thermischer Wirkungsgrad /

COP

Wärmepumpe Strom, Gas Bis 4,5 60 °C Strombezug aus Netz

Gas-/Ölkessel Gas, Öl Bis 104 % (bei Brennwertnutzung) 75 °C

Strombezug aus Netz, Brennwertnutzung

abhängig von Temperaturniveaus

Abbildung 9-1 zeigt die energetische Bewertung unterschiedlicher KWK-Systeme gegenüber verschiedenen Fällen ungekoppelter Erzeugung nach der in Kapitel 3.2.1 vorgestellten Methodik. Der spezifische Brennstoffverbrauch in kWhEnd/kWhZiel ist über dem Stromanteil aufgetragen. Sowohl für die ungekoppelte Wärme-, als auch die reine Stromerzeugung sind beispielhaft Systeme vorgegeben. So erstreckt sich der spezifische Brennstoffverbauch der Wärmeerzeugung von etwa 0,8 bis ca. 1,4. Die elektrische Wärmepumpe wird zur Vergleichbarkeit primärenergetisch bewertet, d. h. zusätzlich mit dem Bereitstellungsnutzungsgrad der Strombereitstellung beaufschlagt. Die Spreizung des spezifischen Brennstoffverbrauchs bei der reinen Stromerzeugung ist deutlich höher (etwa 1 bis 3,3), da Gasturbinen als Spitzenlastsystem niedrigere Wirkungsgrade haben, als beispielsweise GuD-Anlagen oder gar Wasserkraftwerke.

Der Brennstoffverbrauch einer „virtuellen“ KWK-Anlage bestehend aus einem reinen Kraftwerk und einem reinen Wärmeerzeuger kann für einen bestimmten Stromanteil auf der Verbindungslinie beider Systeme abgelesen werden. Es zeigt sich, dass nahezu alle betrachteten KWK-Anlagen einen niedrigeren spezifischen Energieverbrauch haben,

Anwendungsbeispiele und Technikvergleich 159

als die ungekoppelten Bestandsanlagen. Lediglich die wasserstoffversorgten Systeme haben hier Nachteile durch den Energieaufwand zur Herstellung des Wasserstoffs. Gegenüber direkten konkurrierenden Systemen, wie Biomasse-HKW, aber auch dem durchschnittlichen Steinkohleheizkraftwerk, zeichnen sich Brennstoffzellen durch deutlich höhere Stromkennzahlen aus. Der spezifische Brennstoffverbrauch mit Erdgas versorgter Hochtemperaturbrennstoffzellen liegt daher auch unter dem eines Systems aus fossil gefeuerten ungekoppelten „Best-Referenz“-Anlagen.

Abbildung 9-1: Bewertung unterschiedlicher KWK-Erzeugungsoptionen

In den folgenden Kapiteln 9.2 und 9.3 werden Systeme mit Brennstoffzellen bzw. eine Auswahl dazu konkurrierender Systeme für die Anwendung in der Industrie und in Wohnsiedlungen näher beleuchtet:

• MCFC mit Gas-Niedertemperatur Spitzenlastkessel und Bezug des Reststroms aus öffentlichem Netz

• SOFC mit Gas-Niedertemperatur Spitzenlastkessel und Bezug des Reststroms aus öffentlichem Netz

• Verbrennungsmotorisches BHKW mit Spitzenlastkessel und Bezug des Reststroms aus öffentlichem Netz

• Elektrische Wärmepumpe mit Gas-Niedertemperatur Spitzenlastkessel und Bezug des gesamten Stroms aus dem öffentlichen Netz

• Gas-Brennwertkessel mit Gas-Niedertemperatur Spitzenlastkessel und Bezug des Stroms aus öffentlichem Netz.

160 Anwendungsbeispiele der Industrie

9.2 Anwendungsbeispiele der Industrie

Viele Industriebetriebe benötigen ganzjährig Prozesswärme und Strom. Somit scheinen sie durch die hohe Anzahl Vollbenutzungsstunden besonders für den Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung geeignet. Um neben dem in Kapitel 5.4 betrachtetem KWK-Potenzial weitere Aussagen über die praktische Einsatzfähigkeit von Brennstoffzellen in der Industrie liefern zu können, wurden verschiedene typische Anwendungsfälle (z. B. Arbeitszeitmodelle, Art des Wärmebedarfs) ermittelt. Das Verhalten von Brennstoffzellen und anderen konkurrierenden Energiewandlern bei den unterschiedlichen Anwendungsfällen wurde mit einer Simulation berechnet. Durch die vergleichende Gegenüberstellung der Systeme können schließlich Anwendbarkeit und Hemmnisse der Brennstoffzellen in Industriebetrieben untersucht werden.

9.2.1 Anwendungsfälle in der Industrie Der Verlauf des Lastgangs (Strom und Wärme) eines Industriebetriebs ist von vielen Faktoren, wie z. B. der Anzahl und Art der Maschinen, des Schichtmodells und der Fahrweise der Maschinen abhängig. Um einen möglichst großen Teil der verschiedene Anwendungsfälle abdecken zu können, wurden die in Kapitel 5.4.4 beschriebenen Lastgänge genutzt:

• Lastgang 1: Mittelständische Unternehmen mit 5-Tage Woche und 1-Schicht Betrieb • Lastgang 2: Kleiner Industriebetrieb mit 6-Tage Woche und 2-Schicht Betrieb • Lastgang 3: Mittlerer Industrieb mit 6-Tage Woche und 3-Schicht Betrieb

Auf die Betrachtung eines Industriebetriebs mit Fünfschichtbetrieb (24 h Betrieb an 7 Tagen je Woche) wurde verzichtet, da dieser optimale Anwendungsfall einen kontinu-ierlichen Brennstoffzellenbetrieb mit Nennleistung ermöglicht. Diese Betriebsart wurde bereits in vielen anderen Untersuchungen zu Brennstoffzellen detailliert analysiert.

Wird über die Anschaffung von Energiewandlern diskutiert, so stellt sich neben der Frage, zu welchem Preis zukünftig der Energieträger bezogen werden kann, auch die Frage nach dem zukünftigen Verbrauch. Wenn nicht bekannt ist, ob während der gesamten Lebensdauer der Anlage genügend Verbraucher für die Wärme vorhanden sind, wäre die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Anlage einem erhöhten Risiko ausgesetzt. Um die Auswirkungen zukünftiger Verbrauchsänderungen durch höhere Effizienz und durch Substitution von Brennstoffen durch Strom auf den Betrieb der Anlagen untersuchen zu können, wurden die Lastgänge auf der Basis der in Kapitel 5.4.3 beschriebenen Verbrauchsänderungen mit mehreren Stützjahren bis zum Jahr 2050 fortgeschrieben.

Abbildung 9-2 zeigt beispielhaft diese Veränderung der Lastgänge am Beispiel eines Einschicht-Betriebs mit 5-Tage Woche. Entsprechend dem in Abbildung 5-31 gezeigten, mit der Zeit stagnierenden Trend, ist die Änderung der Lastgänge für Wärme und Strom im Jahre 2005 größer als 2050. Die Gesamteffizienz des Beispielbetriebs steigt trotz des höheren Strombedarfs an, da unterstellt wird, dass mit der Umstellung der Technologien auch die Stückzahlen bzw. die Qualität erhöht wird.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Leis

tung

in M

W

5-Tage Woche, 1-Schicht-Betrieb 2005 (Strom)

5-Tage Woche, 1-Schicht-Betrieb 2050 (Strom)

5-Tage Woche, 1-Schicht-Betrieb 2005 (Wärme)

5-Tage Woche, 1-Schicht-Betrieb 2050 (Wärme)

Abbildung 9-2: Zeitliche Veränderung der Lastgänge des Strom- und Wärmebedarfs von 2005 bis 2050 für einen 1-Schicht Betrieb mit 5-Tage Woche

9.2.2 Anwendungsnahe Simulation von BZ und konkurrierender Systeme Zur Berechnung des Anlagenverhaltens wurde ein Simulationsmodell in VisualBasic geschrieben, welche die Eingabeparameter von einer MS-Excel-Datei übernimmt, die Simulation durchführt und die Ergebnisse wiederum in eine MS-Excel-Datei schreibt. Mit VisualBasic können zeitlich hochauflösende Berechnungen durchgeführt werden, dies ermöglicht eine Auflösung der Berechnungen im Minutentakt. Die Vorbereitung der Eingangsdaten und die Aufbereitung der Ergebnisse finden in MS-Excel statt, welches sich durch den einfachen Umgang mit Daten, eine schnelle Visualisierung und der Möglichkeit zur Automatisierung auszeichnet.

Der Simulationszeitraum beträgt ein Jahr, die Auflösung der Ein- und Ausgangsdaten beträgt eine Stunde. Um Verhalten der Anlagen (z. B. Takten, Modulation) erfassen und eine realistische Steuerung modellieren zu können, arbeitet das Programm intern mit Minutenwerten. Die Ergebnisse werden zu Stunden- und Jahreswerten zusammen-gefasst und ausgegeben.

Abbildung 9-3 zeigt das Schema der simulierten bivalenten Anlage. Einige System-komponenten sind vereinfacht abgebildet, um zu vermeiden, dass mit einer höheren Detaillierung (z. B. Schichtenspeicher, Wärmeverluste der Verteilleitungen) die Ergeb-nisse nur noch unter bestimmten Voraussetzungen gelten. Als Spitzenlastkessel ist immer ein Niedertemperatur-Gaskessel angesetzt, die KWK-Anlage wird variiert.


Steuerung

PufferspeicherWärmebedarf Strombedarf

Spitzenlastkessel

KWK-Anlage

ÖffentlicheVersorgung

Temperatur

Abbildung 9-3: Schema des simulierten KWK-Systems

Steuerung der Anlage Oberstes Ziel der Steuerung ist die Deckung des Wärme- und Strombedarfs. Hierzu werden der aktuelle Wärmebedarf und die Temperatur im Pufferspeicher zur Berechnung von Steuerungssignalen für den Spitzenlastkessel und die KWK-Anlage genutzt. Die KWK-Anlage läuft dabei wärmegeführt. Kann der Strombedarf nicht komplett durch die KWK-Anlage bereitgestellt werden, wird der restliche Strom auf dem öffentlichen Netz bezogen. Da die Größe des Pufferspeichers auch die Kosten der gesamten Anlage beeinflusst, muss ein Kompromiss zwischen Preis und Größe gefunden werden. Der Pufferspeicher ist so dimensioniert, dass er bei einer Temperaturspreizung von 20 K eine Stunde lang dieselbe Wärmeleistung wie die KWK-Anlage abgeben kann. So kann die Steuerung über ein intelligentes Speichermanagement die KWK-Anlage so fahren, dass möglichst wenig Starts notwendig sind und der Spitzenlastkessel möglichst selten läuft.

Die KWK-Anlage ist auf eine hohe Anzahl von Vollbenutzungsstunden ausgelegt, daher liegt ihre Wärmeleistung zwischen 30 % und 50 % der benötigten Leistung. Bei hoher Last wird zuerst zusätzlich Wärmeleistung aus dem Pufferspeicher entnommen, und wenn diese nicht ausreicht, wird der Spitzenlastkessel gestartet. Um bei geringem Wärmebedarf die KWK-Anlage möglichst lange laufen lassen zu können, ist ein niedriger Energieinhalt im Speicher sinnvoll. Der zusätzliche Bedarf zur Speicherladung kann den Bedarfslastgang glätten und somit die Laufzeit der KWK-Anlage erhöhen. Um bei Lastspitzen nicht den Spitzenlastkessel zu benötigen, ist ein hoher Energieinhalt im Speicher sinnvoll. Die Steuerung hat, wie auch bei realen Systemen, keine Information über den zukünftigen Wärmebedarf. Dennoch müssen Lastspitzen möglichst ohne Spitzenlastkessel abgefahren werden können und auch bei geringer Last soll die Anlage möglichst lange laufen. Da der Regler nur die vergangene und die aktuelle Last kennt, aber nicht die zukünftige Last, ist es nur mit intelligenter Regelung möglich, die wider-sprüchlichen Vorgaben möglichst optimal zu erfüllen.


Die Lastanforderung der KWK-Anlage ist abhängig von der aktuellen Last und dem Leistungsbedarf des Speichers. Prinzipiell gibt es drei Fälle des Leistungsbedarfs zu betrachten:

• Ist die aktuelle Last kleiner als die minimale Leistung der KWK-Anlage, so wird die KWK-Anlage entweder mit minimaler Leistung betrieben bis der Speicher voll ist, oder die Anlage wird abgeschaltet und die Leistung wird durch den Speicher bereit-gestellt.

• Liegt die aktuelle Last im Modulationsbereich der KWK-Anlage, so bestimmt die Last die Leistung der KWK-Anlage. Nur wenn zusätzlich der Speicher geladen werden muss, wird die Anlage mit einer höheren Leistung betrieben.

• Ist die aktuelle Last größer als die Leistung der KWK-Anlage, so wird sie mit Nenn-leistung gefahren. Die fehlende Leistung wird so lange dem Speicher entnommen, bis dieser leer ist. Dann schaltet der Spitzenlastkessel zu und füllt den Speicher wieder etwas auf.

Auf Basis dieser Überlegungen wurde ein Beladungsschema für den Speicher entworfen. Vorgaben waren eine maximale Speichertemperatur von 80 °C, eine minimale Speicher-temperatur von 60°C. Abbildung 9-4 zeigt das Ladeschema für den Pufferspeicher beispielhaft für eine Anlage, die bis 20 % der Nennleistung modulieren kann. Die Speichersolltemperatur ist grün hinterlegt. Bei einer Speichertemperatur unter 64 °C läuft die KWK-Anlage mit Nennleistung. Unterschreitet die Speichertemperatur den Sollbereich um 3 K, so schaltet der Spitzenlastkessel ein. Erst wenn die Speicher-temperatur wieder 64 °C überschreitet, schaltet der Spitzenlastkessel wieder aus.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

55 60 65 70 75 80 85

Speichertemperatur in °C

Mod

ulat

ion

Spei

cher

man

agem

ent

in P

roze

nt d

er N

ennl

eist

ung

minimale Leistung

Spitzenlastkessel

Aus bei T>64°CAn bei T<57°C

Abbildung 9-4: Vorgabe der Anlagenleistung zur Speicherbeladung für die KWK-Anlage und den Spitzenlastkessel

Im Bereich von 64 °C bis 69 °C moduliert die Anlage. Überhalb dieser Temperatur darf die Anlage nur mit minimaler Leistung fahren, um möglichst bis zum nächsten Wärme-bedarf durchzulaufen. Oberhalb von 80 °C schaltet die Anlage ab.


Prüfung der Simulation Der Vergleich zwischen Vorgabe der Steuerung und dem simulierten Betrieb in Abbildung 9-5 zeigt, dass die Anlage wie vorgegeben arbeitet. Durch die Dimensio-nierung des Speichers als Stundenspeicher ändert sich bei Wärmeabnahme zeitnah die Speichertemperatur. So pendelt sich die Temperatur im Speicher je nach aktuellem Leistungsbedarf und dazugehöriger Modulation der KWK-Anlage ein. Auch das Verhalten des Spitzenlastkessels entspricht den Vorgaben. Da in der Abbildung jeweils die mittlere Stundenleistung gebildet wurde, ergeben sich im Teillastbetrieb auch mittlere Werte unterhalb der tatsächlichen minimalen Leistung der Systeme.

Abbildung 9-5: Mittlere Stundenleistung von KWK-Anlage und Spitzenlastkessel

Den zeitlichen Verlauf der Last, die resultierende Speichertemperatur und die daraus berechnete Modulation der KWK-Anlage an vier Tagen zeigt Abbildung 9-6. Am jedem der dargestellten Tagen kann das Speichermanagement - trotz zu geringer Last - durch Senkung der Modulation auf den kleinsten Wert und Ladung des Speichers die KWK-Anlage weiterlaufen lassen, bis die Last wieder größer als die minimale Leistung der KWK-Anlage ist. Dementsprechend steigt in diesem Zeitraum die Speichertemperatur an. Am 29.08. erreicht der Speicher trotz kleinster KWK-Leistung die maximale Temperatur und die KWK-Anlage schaltet ab. Die KWK-Anlage schaltet bei Erreichen der unteren Grenztemperatur gegen 4:00 Uhr wieder an, moduliert bis ca. 68 % der Leistung, um die Lastspitze abzufahren, und senkt dann die Leistung wieder auf den minimalen Wert ab. Liegt die Last im Modulationsbereich der KWK-Anlage, so pendelt sich die Temperatur bei ca. 69 °C ein.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

27.08. 00:00 27.08. 12:00 28.08. 00:00 28.08. 12:00 29.08. 00:00 29.08. 12:00

Speichertemperatur in °CLeistungsbedarf in %Leistung KWK-Anlage in %

Abbildung 9-6: Verlauf der Speichertemperatur und daraus resultierende Modulation der KWK-Anlage

Dimensionierung der KWK-Anlage Ein wichtiges Kriterium für die Auslegung einer KWK-Anlage ist deren Leistungsanteil an der Gesamtleistung des Verbundsystems KWK + Spitzenlastkessel. Meist wird die Leistung durch eine geforderte Anzahl von Vollbenutzungsstunden über die geordnete Jahresdauerlinie ermittelt. Um vergleichbare Ergebnisse zu erhalten wurde die KWK-Anlage für alle Industrielastgänge auf 50 % der Leistung dimensioniert, bei 3-Schicht Betrieb kann die Anlage in dieser Dimensionierung in mehr als 90 % des Jahres laufen. In Abbildung 9-7 ist die Dauerlinie des Industrielastgangs mit 6-Tage Woche und 3-Schicht Betrieb dargestellt. Die KWK-Anlage stellt die Grundlast (grün hinterlegt) bereit, der Spitzenlastkessel die restliche Wärme. Die Auslegung auf 50 % der Leistung führt dazu, dass ca. 85,3 % des Energiebedarfs durch die KWK-Anlage gedeckt werden kann.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Stunden

Proz

entu

aler

Ant

eil a

n G

esam

tleis

tung

der

Sys

tem

e

Spitzenlastkessel

KWK-Anlage

Abbildung 9-7: Dauerlinie des Wärmebedarfs eines Betriebs mit 6-Tage Woche und 3 Schichten mit Aufteilung des Deckungsbeitrags auf KWK-Anlage und Spitzenlastkessel


Kennlinien der Anlagen Die angesetzten Anlagenkennlinien stammen aus Herstellerunterlagen, Messungen und wissenschaftlichen Arbeiten und stellen den Betrieb im jeweiligen Bestpunkt dar. In der Realität können die Nutzungsgrade deshalb, etwa bedingt durch Anlaufverluste, etc., niedriger liegen, als in der Simulation berechnet. Da die Nutzungsgradverschlechterung allerdings nicht für alle Anlagentypen bekannt ist, wurden der Vergleichbarkeit wegen alle Geräte mit den Kennlinien aus Messungen und wissenschaftlichen Arbeiten simuliert. Die Nutzungsgradverschlechterung beträgt wenige Prozentpunkte und bewegt sich erfahrungsgemäß bei allen Anlagentypen in ähnlichen Größenordnungen.

Nachfolgend werden die Kennlinien der verwendeten Systeme vorgestellt:

• MCFC • SOFC • Verbrennungsmotorisches BHKW • Elektrische Wärmepumpe • Gas-Brennwertkessel • Gas-Niedertemperatur als Spitzenlastkessel

KWK-Anlagen auf der Basis von Motoraggregaten werden bereits seit Jahrzehnten zur gekoppelten Produktion von Strom und Wärme eingesetzt. Wie in Tabelle 9-7 darge-stellt, wird dabei die elektrische Energie mit einem von einem Diesel- oder Ottomotor angetrieben Generator erzeugt. Die anfallende Wärmeenergie wird in verschiedenen Wärmeüberträgern dem Abgas des Motors, dem Motorkühlwasser, dem Motoröl und ggf. der Ladeluft entzogen und auf einem Temperaturniveau von bis zu 100 °C, i.d.R. aber unter 85 °C zur weiteren Nutzung zur Verfügung gestellt.

Abbildung 9-8: Schematische Darstellung eines verbrennungsmotorischen BHKW

Abbildung 9-9 zeigt die Kennlinie eines verbrennungsmotorischen BHKWs in Abhängigkeit der thermischen Leistung. Dies bedeutet, dass der Brennstoffbedarf und die Stromerzeugung auf die thermische Nennleistung normiert wurden. Kennlinien dieser Art ergeben sich, wenn man bei der Messung einer KWK-Anlage die thermische Leistung von 0 kWth bis zur thermischen Nennleistung erhöht. Wird beispielhafte eine Anlage mit 100 kW thermischer Nennleistung auf 60 % der Leistung gedrosselt, dann liegt die Stromproduktion bei 50 %. Der Brennstoffeinsatz in diesem Arbeitspunkt beträgt 142 %. Der Gesamtwirkungsgrad der Anlage (Strom und Wärme) liegt dann bei 79 %.


0%

50%

100%

150%

200%

250%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Wärmeerzeugung in % der thermischen Nennleistung

BrennstoffbedarfStromerzeugungWärmeerzeugungGesamtwirkungsgrad

Abbildung 9-9: Kennlinien eines verbrennungsmotorischen BHKWs bezogen auf die thermische Nennleistung /ARN 07/

Der Gesamtwirkungsgrad der KWK-Anlage sinkt erst bei starker Drosselung ab. Zwi-schen 70 % und 100 % der thermischen Nennleistung ist der Wirkungsgrad relativ konstant. Die Stromkennzahl der Anlage beträgt im Nennbetrieb etwa 0,91 und wird bei Drosselung etwas geringer. Der maximale Gesamtwirkungsgrad wird bei Nennlast mit ca. 84 % erreicht.

Die Kennlinien einer MCFC (Schmelzkarbonatbrennstoffzelle, engl. Molten Carbonate Fuel Cell) sind in Abbildung 9-10 dargestellt. Typisch für Brennstoffzellen ist der der bei Teillast zunehmende Gesamtwirkungsgrad, welcher von ca. 89 % bei Nennlast auf ca. 91 % bei 20 % Last ansteigt. Die Stromkennzahl liegt im gesamten Arbeitsbereich mit 1,11 bei Nennlast und mit 1,44 bei 20 % der Nennlast höher als bei allen verbrennungsmotorischen Systemen.

0%

50%

100%

150%

200%

250%

0% 20% 40% 60% 80% 100%



Abbildung 9-10: Kennlinien einer MCFC bezogen auf die thermische Nennleistung /RIE 07/


Die Kennlinien der SOFC (Festoxidbrennstoffzelle) in Abbildung 9-11 sind denen der MCFC ähnlich. Der Gesamtwirkungsgrad liegt jedoch mit ca. 75 % bei Nennlast und 89 % bei einer Teillast von 20% niedriger. Die Stromkennzahl liegt mit 2,0 bei Nennlast und mit 2,7 bei 20 % der Nennlast höher als bei der MCFC.

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

0% 20% 40% 60% 80% 100%



Abbildung 9-11: Kennlinien einer SOFC bezogen auf die thermische Nennleistung /RIE 07/

Wärmepumpen heben mit Hilfe von Verdichtungsarbeit Wärme von einem relativ nied-rigen Temperaturniveau auf ein höheres Temperaturniveau. Als Wärmequelle kommen Erdreich, Grundwasser, Umgebungsluft und in Kombination mit mechanischen Lüf-tungsanlagen auch Abluft in Frage.

Das idealisierte Modell für die Wärmepumpe ist ein linksläufiger Carnot-Prozess. Das flüssige Kältemittel entzieht der Wärmequelle Wärme und verdampft. Anschließend wird der Kältemitteldampf in einem, in der Regel elektrisch betriebenen, Kompressor verdichtet und dadurch auf ein höheres Temperaturniveau gebracht. Die Wärme wird dann über einen Wärmetauscher an den Raum bzw. an ein Wärmeträgermedium abgegeben. Das Kältemittel kondensiert dadurch wieder und kann nach einer Andros-selung den Zyklus erneut durchlaufen.

Da die Umweltwärme mit in die Effizienzberechnung der Wärmepumpe einfließt, werden Wirkungsgrade größer als 1 erreicht. Der Wirkungsgrad der Wärmepumpe wird deshalb als Leistungszahl und der Nutzungsgrad als Arbeitszahl bezeichnet.

In Abbildung 9-12 ist schematisch der linksläufige Carnot-Prozess dargestellt, wobei die jeweiligen Funktionseinheiten, Wärmetauscher, Kompressor und Drossel, grau skizziert sind. Der jeweilige Wärmestrom ergibt sich zu:

dsTmQb

aii ∫⋅= &&


T

s

1

23

4

Q0

Q1

Pel

T

s

1

23

4

Q0

Q1

Pel

Abbildung 9-12: T-s-Diagramm des linksläufigen Carnot-Prozesses

Die theoretische Leistungszahl errechnet sich aus dem Energieerhaltungssatz, der sich im Carnot-Prozess auf eine Betrachtung der Temperaturen beschränken lässt. In Tabelle 9-2 sind die Gleichungen gegenübergestellt.

Tabelle 9-2: Formeln zur Berechnung der Leistungszahl im Heiz- und Kühlfall

COP (nach Energie-erhaltung)

COP (idealisiert nach Carnot)

el

abHeiz P

Q&=ε

zuab

abHeizC TT

T−

=,ε

Tab, Tzu in K

Die Kennlinien der elektrischen Wärmepumpe in Abbildung 9-13 ist in Abhängigkeit der Außentemperatur dargestellt. Die Nennleistung kann nur bei Temperaturen über 7 °C bereitgestellt werden, darunter sinkt die Leistung ab. Die Leistungszahl (COP) sinkt von 4 bei 12 °C bis auf 2,7 bei -17 °C ab. Die Modulation wurde bei diesem System nicht weiter betrachtet, tendenziell sind bei Modulation, besonders bei VRF-Geräten1, höhere Wirkungsgrade zu erwarten, da durch Drosselung des Kältemittelkompressors der Temperaturunterschied zwischen Verdampfung und Kondensation sinkt und somit die Arbeitszahl steigt.

1 VRF (Variable Refrigerant Flow): Wärmepumpenanlagen mit veränderlichem, dem Bedarf angepassten

Kältemitteldurchfluss


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

-20 -10 0 10 20

Außentemperatur in °C

Leis

tung

in %

der

ther

mis

chen

Nen

nlei

stun

g

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

CO

P

StrombedarfStromerzeugungWärmeerzeugungCOP

Abbildung 9-13: Kennlinien einer elektrischen Luft/Wasser Wärmepumpe bezogen auf die thermische Nennleistung /BEE 06/

Das Referenzsystem für die Deckung des Warmwasser- als auch des Heizwärmebedarfs besteht aus einem modernen Gas-Brennwertkessel.

Brennwertgeräte kühlen das Abgas, das bei normalen Kesseln üblicherweise noch 150 °C bis 200 °C heiß ist, auf die Kondensationstemperatur ab. Die freiwerdende Kondensationswärme kann so bei geeignetem Niedertemperatur-Verteilsystem noch zum Heizen verwendet werden, somit wird die Brennstoffausnutzung erhöht.

Der Nutzungsgrad ist von der Rücklauftemperatur des Heizsystems abhängig; je höher die Rücklauftemperatur, desto geringer ist die mögliche Brennwertnutzung des Abgases, weil immer weniger Wasser auskondensieren kann. Der Einsatz von Brennwertkesseln mit Gas oder Öl ist deshalb nur in Verbindung mit Niedertemperatur-Heizsystemen, wie etwa Fußbodenheizungen oder thermisch aktivierten Bauteilen (Deckenheizung), sinnvoll.

Abbildung 9-14: Gasbrennwertkessel von Weishaupt /ASU 05b/


In Abbildung 9-15 ist die Kennlinie des betrachteten Gasbrennwertgerätes abgebildet. Die Möglichkeit einer Brennwertnutzung, also der Nutzung der Kondensationswärme des Wassers im Abgas, ist von der Rücklauftemperatur des Heißwassers abhängig. Je geringer die Rücklauftemperatur, desto niedriger kann das Abgas im Brennwertwärme-tauscher abgekühlt werden. Deutlich ist dieser Effekt des steigenden Wirkungsgrads bei Rücklauftemperaturen unter 60 °C zu sehen. Der Brennstoffbedarf ist in dieser Abbildung immer konstant. Der Wirkungsgrad liegt in einem Bereich von 94 % bei 120 °C Rücklauftemperatur bis ca. 107 % bei 20 °C Rücklauftemperatur. Da eine Rücklauftemperatur von 20 °C in den seltensten Fällen erreicht wird, ist die Angabe von maximal 107 % lediglich ein theoretischer Wert.

80%

85%

90%

95%

100%

105%

110%

115%

120%

20 30 40 50 60 70 80 90

Rücklauftemperatur in °C

BrennstoffbedarfWärmeerzeugungGesamtwirkungsgrad

Abbildung 9-15: Kennlinien eines Gas-Brennwert Kessels in Abhängigkeit der Rücklauftemperatur bezogen auf die thermische Nennleistung /BEE 06/

Ein Niedertemperaturkessel hat im Gegensatz zum Brennwertgerät keinen Brennwert-wärmetauscher. Daher hat lediglich die Kesselwassertemperatur, also die mittlere Temperatur des Wassers im Heizkessel, einen Einfluss auf den Wirkungsgrad. Analog dem Brennwertkessel ist auch beim Niedertemperaturkessel in Abbildung 9-16 der Wirkungsgrad bei niedrigen Heißwassertemperaturen höher, die Wirkungsgrade liegen zwischen ca. 91 % bei 100 °C Kesselwassertemperatur und 93 % bei 42 °C. Der Temperatureinfluss ist geringer als beim Brennwertkessel. Auch hier liegen die Nutzungsgrade im praktischen Betrieb erheblich niedriger /MUE 02/.


90%

92%

94%

96%

98%

100%

102%

104%

106%

108%

20 30 40 50 60 70 80 90

Kesselwassertemperatur in °C

Brennstoffbedarf

Wärmeerzeugung

Gesamtwirkungsgrad

Abbildung 9-16: Kennlinien eines Gas-Niedertemperatur Kessels bezogen auf die thermische Nennleistung /BEE 06/

9.2.3 Vergleich der Systeme mit konventioneller Kraftwerkstechnologie Eine Bewertung verschiedener Systeme ist immer nur unter denselben Rahmen-bedingungen möglich. Wird als Zielgröße eine möglichst hohe Gesamteffizienz angegeben, so unterscheidet sich das Ergebnis grundlegend von einer möglichst kosten-günstigen Lösung. Eine weitere wichtige Einflussgröße ist die jeweilige Ausgangs-situation, ob z. B. ein bestehendes System ersetzt werden soll oder ob eine Neuinves-tition notwendig ist.

In diesem Kapitel sollen die Systeme zuerst auf die Eignung für verschiedene Anwendungsfälle untersucht werden, dann folgt ein Vergleich der Systeme untereinander. Als Bewertungsgrößen werden die spezifischen CO2-Emissionen und der Gesamtnutzungsgrad sowie die Vermeidungskosten in den einzelnen Anwendungsfällen gewählt.

Während der Gesamtwirkungsgrad und die beim Betrieb der Anlagen entstehenden Emissionen ein Ergebnis der Simulation sind, gestaltet sich die Berechnung der durch die Stromerzeugung vermiedenen Emissionen schwieriger. Bei der Betrachtung der Auswirkungen der Stromeinspeisung von neu zu bauenden KWK-Anlagen hat sich gezeigt, dass diese Anlagen hauptsächlich Mittellastkraftwerke verdrängen. Daraus resultiert die Vermeidung von 821 g CO2/kWhel (siehe KWK-Verdrängungsmix 2005, Kapitel 8.4.2). Dies gilt jedoch nur, wenn die gesamte Leistung der KWK-Anlagen so gering ist, dass sich über der Zeit betrachtet durch den Zubau keine größeren Änderungen in der Versorgungsstruktur ergeben. Durch eine Änderung dieser Basis würden sich andere CO2-Emissionen für den Verdrängungsmix ergeben.

Bei Untersuchungen, in denen der durch KWK veränderte Kraftwerkseinsatz nicht detaillierter betrachtet wird, wird häufig mit dem D-Mix, also den mittleren CO2-Emis-sionen einer kWh Strom aus dem deutschen Kraftwerkspark gerechnet. Um die Ergeb-


nisse besser vergleichen zu können, werden die Ergebnisse auch mit Bezug auf den D-Mix angegeben, dies wird jedoch nicht weiter diskutiert.

Wenn eine KWK-Anlage nur zu den Zeiten läuft, in denen sie den Wärmebedarf decken muss, substituiert der erzeugte Strom 821 g CO2/kWhel (vgl. Kapitel 8.4.2). Wird zu diesen Zeiten kein Strom eingespeist, sondern Strom bezogen, dann muss der Strom-bezug für eine korrekte Bilanz auch mit diesen 821 g CO2/kWhel bewertet werden. Dies verschlechtert die CO2-Bilanz der Wärmepumpe als einziges strombetriebenes System erheblich. Da Wärmepumpen jedoch häufig anders dimensioniert sind als KWK-Anlagen, ist es vom Anwengunsfall abhängig ob der D-Mix oder der KWK-Mix besser für den Strombezug passt.

Durch die unterschiedlichen Charakteristika der Techniken, wie z. B. Temperatur-abhängigkeit oder Stromkennzahl, ist die von dem KWK-System erzeugte Wärme- oder Strommenge bei jeder Anwendungsart unterschiedlich. Ist der Bedarf z. B. von häufigen Wechseln zwischen geringer und hoher Last gekennzeichnet, so muss der Spitzen-lastkessel zur Deckung der Lastspitzen häufig laufen. Verglichen mit einem gleichmäßigen Bedarf hat die KWK-Anlage bei stark wechselnden Leistungs-anforderungen eine geringe Anzahl an Benutzungsstunden, und erzeugt dement-sprechend weniger Strom. Um dennoch eine Bewertung durchzuführen können, wird immer das Gesamtsystem aus KWK-System und Spitzenlastkessel betrachtet. So entspricht die Bewertung eher dem realen Einsatz der Systeme in den betrachteten Anwendungsfällen.

9.2.4 Eignung der Systeme Alle Systeme wurden so dimensioniert, dass der Leistungsanteil der KWK-Anlage als Grundlastsystem 50 % beträgt. Dadurch ergeben sich bei dem motorische BHKW in Tabelle 9-3 Deckungsbeiträge am gesamten Wärmebedarf von 93 % bei 1-Schichtbetrieb und bis 87 % bei 2- und 3-Schichtbetrieb. Da bei dem 1-Schichtbetrieb nachts keine Wärmeanforderung besteht, kann die KWK-Anlage zur Ladung des Wärmespeichers genutzt werden. Verbrauchsspitzen können dadurch häufiger über den Wärmespeicher abgefahren werden ohne Einsatz des Spitzenlastkessels, daher ist der Arbeitsanteil der KWK-Anlage beim 1-Schichtbetrieb höher als beim 2- und 3-Schichtbetrieb.

Die Stromkennzahl variiert zwischen 0,87 und 0,91. Dies zeigt, dass die Anlage beim 1-Schichtbetrieb häufiger in Teillast fährt. Der Gesamtwirkungsgrad des Systems beträgt deswegen beim 1-Schichtbetrieb 77 %, während beim 2- und 3-Schichtbetrieb 83 % erreicht werden.

Da beim 1-Schicht Betrieb nachts kein Wärmebedarf vorhanden ist, muss die Anlage über 270-mal pro Jahr abschalten. Bei den anderen Arbeitszeitmodellen kann durch den Wärmespeicher und die Modulation die Abschalthäufigkeit auf unter 10 Starts pro Jahr reduziert werden. Für Motorische BHKWs sind Abschalthäufigkeiten von unter 1000 pro Jahr unkritisch.


Tabelle 9-3: Motorisches BHKW

5-Tag1-Schicht

6-Tag2-Schicht

6-Tag3-Schicht

Leistungsanteil KWK 50% 50% 50%Arbeitsanteil KWK Wärme 93% 87% 87%Stromkennzahl 0,87 0,91 0,91Nutzungsgrad Strom 36% 40% 40%Nutzungsgrad Wärme 41% 44% 44%Gesamtnutzungsgrad 77% 83% 83%Anzahl Starts 271 5 6

aktuellMotorisches BHKW

Die zukünftige Veränderung der Lastgänge zeigt bei allen Systemen lediglich sehr geringe Auswirkungen, da zwar die Leistungen verändert wurden, der Verlauf des Last-gangs aber gleich blieb.

Die Simulationsergebnisse der MCFC sind in Tabelle 9-4 dargestellt. Auch hier ist lastgangbedingt der Arbeitsanteil der KWK-Anlage am gesamten Wärmebedarf beim 1-Schichtbetrieb höher. Die Stromkennzahl, der Nutzungsgrad für Strom und der Gesamt-nutzungsgrad sind beim 1-Schichtbetrieb wegen des häufigeren Betriebs in Teillast geringfügig höher als bei den Mehr-Schicht-Modellen.

Die Anzahl der Starts ist wegen der gleichen thermischen Leistung aller Systeme gleich. Doch für heutige Brennstoffzellen bedeuten über 270 Starts pro Jahr eine starke Beschleunigung der Alterung, somit einen häufigeren Austausch der Stacks und dadurch eine wirtschaftliche Mehrbelastung. Dies reduziert die Eignung einer heutigen Brennstoffzelle auf Betriebe mit 2- und 3-Schichtbetrieb.

Tabelle 9-4: MCFC

5-Tag1-Schicht

6-Tag2-Schicht

6-Tag3-Schicht


MCFCaktuell

Die SOFC in Tabelle 9-5 hat gegenüber der MCFC eine höhere Stromkennzahl und einen höheren Verstromungsnutzungsgrad. Der Wärmenutzungsgrad ist hingegen geringer. Der Gesamtnutzungsgrad ist wegen der geringeren Wärmeerzeugung geringer als bei der MCFC. Auch hier zeigt die hohe Anzahl an Starts, dass eine heutige Brenn-stoffzelle für Industriebetriebe mit 1-Schichtbetrieb ungeeignet ist.


Tabelle 9-5: SOFC

5-Tag1-Schicht

6-Tag2-Schicht

6-Tag3-Schicht


SOFCaktuell

Da eine elektrische Wärmepumpe (siehe Tabelle 9-6) keinen Strom erzeugt, sind die Stromkennzahl und der Input-bezogene Stromnutzungsgrad nicht berechenbar. Durch die von der Wärmepumpe aufgenommene Umweltwärme ist der Nutzungsgrad der Wärmebereitstellung mit 323 % (= mittlere Arbeitszahl von 3,23) größer als 100 %. Die Wärmepumpe hat bei sehr niedrigen Außentemperaturen eine geringere Heizleistung, wodurch der Spitzenlastkessel einspringen muss. Dadurch ist der von der Wärmepumpe bereitgestellte Anteil der Wärme um 2 bis 10 Prozentpunkte geringer als bei den anderen Systemen.

Tabelle 9-6: Elektrische Wärmepumpe

5-Tag1-Schicht

6-Tag2-Schicht

6-Tag3-Schicht

Leistungsanteil KWK 50% 50% 50%Arbeitsanteil KWK Wärme 91% 77% 77%Stromkennzahl - - -Nutzungsgrad Strom - - -Nutzungsgrad Wärme 323% 323% 323%Gesamtnutzungsgrad 323% 323% 323%Anzahl Starts 266 4 5

Elektro-Wärmepumpeaktuell

Analog der Wärmepumpe sind auch beim Brennwertkessel Stromkennzahl und elektrischer Nutzungsgrad in Tabelle 9-7 zu 0 gesetzt. Der Arbeitsanteil des Brennwertkessels am gesamten Wärmebedarf ist mit 93 % im 1-Schichtbetrieb und 87 % beim 2- und 3-Schichtbetrieb mit den KWK-Anlagen identisch. Der Nutzungsgrad der Wärmebereitstellung liegt trotz Brennwertnutzung unter 100 % bei 97 %. Dies liegt an der in der Simulation ganzjährig von allen Systemen geforderten hohen Vorlauftemperatur von 70 °C. Heizkessel sind seit vielen Jahren etabliert und stellen sehr robuste Systeme dar. Selbst 30.000 Starts pro Jahr sind dabei kein Problem, wobei die Anlaufverluste den Nutzungsgrad senken. So eignen sich Brennwertkessel oder Niedertemperaturkessel auch für Anwendungen mit häufigen Stillstandszeiten und somit vielen Startvorgängen.


Tabelle 9-7: Brennwertkessel

5-Tag1-Schicht

6-Tag2-Schicht

6-Tag3-Schicht

Leistungsanteil KWK 50% 50% 50%Arbeitsanteil KWK Wärme 93% 87% 87%Stromkennzahl - - -Nutzungsgrad Strom - - -Nutzungsgrad Wärme 97% 97% 97%Gesamtnutzungsgrad 97% 97% 97%Anzahl Starts 271 5 6

Brennwertkesselaktuell

Es hat sich gezeigt, dass heutige Brennstoffzellen für Industriebetriebe mit häufigem Wechsel zwischen Wärmebedarf und Stillstand wegen der mit den häufigen Start-vorgängen verbundenen Degradation nicht geeignet sind. Mit einer bedarfsorientierten Dimensionierung des Wärmespeichers kann bei Industriebetrieben mit 2- und 3-Schichtbetrieb der Wärmebedarf so weit vergleichmäßigt werden, dass der Betrieb einer KWK-Anlage sinnvoll wird. Während bei BHKWs der Gesamtnutzungsgrad im Teillast-bereich sinkt, stellt für Brennstoffzellen der Betrieb in Teillast eine weitere Möglichkeit zur Erhöhung des Gesamtwirkungsgrads dar. Eine Steuerung ist dementsprechend anzupassen, dass bei BHKWs möglichst in Volllast gefahren werden kann, während Brennstoffzellen und Brennwertkessel möglichst lange im Teillastbetrieb gehalten werden sollten.

9.2.5 CO2-Emissionen und Gesamtnutzungsgrad Für den Vergleich der Kohlendioxidemissionen und des Gesamtnutzungsgrads wurde der Anwendungsfall 2-Schichtbetrieb an 6 Arbeitstagen als das am häufigsten vor-kommende Schichtmodell gewählt. Die Aussagen lassen sich mit geringen Ab-weichungen auch auf die anderen Arbeitszeitmodelle übertragen.

Die Betrachtung der Kohlendioxidemissionen erfolgte auf der Basis der Wärme-erzeugung. Während Strom aus dem Netz bezogen werden kann, muss die Wärme vor Ort bereitgestellt werden. Daher wurde berechnet, wie viel CO2 die Systeme bei der Erzeugung von 1 kWh Wärme abgeben. Mit diesen spezifischen Emissionen kann bei einer Investitionsentscheidung einfach erkannt werden, wie die benötigte Wärme mit möglichst geringen Emissionen bereitgestellt werden kann. Diese Substitutionsmethode gilt nur, wenn für wenige Anlagen entschieden werden.

Es wird jeweils das Gesamtsystem (Grundlastanlage und Spitzenlastkessel) betrachtet. So benötigt auch das System „elektromotorische Wärmepumpe“ Erdgas für den Spitzen-lastkessel.

In Abbildung 9-17 sind die CO2-Emissionen der betrachteten Techniken dargestellt. Da Stromverbrauch (z. B. Eigenstrombedarf, orange dargestellt) und Stromerzeugung (KWK-Strom, grün dargestellt) zu den gleichen Zeiten stattfinden, wird der Strom mit dem oben beschriebenen 821 g/kWhel bewertet. Die Darstellung zeigt die Emissionen bei der Wärme- und Stromerzeugung jeweils auf der linken Seite und die Emissions-gutschriften für die, durch den KWK-Strom an anderer Stelle vermiedenen, Emissionen auf der rechten Seite. Die gesamten Emissionen, welche mit einem schwarzen Balken dargestellt sind, ergeben sich aus der Summe der Emissionen für die Energieerzeugung


(Strom- und Gasverbrauch) abzüglich der Emissionsgutschriften für den erzeugten KWK-Strom. Dargestellt sind die durch die Energieumwandlung auftretenden bzw. vermiedenen Emissionen bezogen auf die Bereitstellung von 1 kWh thermisch in der jeweils betrachteten Anlage.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

CO

2-Em

issi

on in

g/k

Wh

ther

mis

ch

Gutschrift StromeinspeisungStromverbrauchGasverbrauchGesamt

Abbildung 9-17: CO2-Emissionen der betrachteten Techniken auf der Basis des KWK-Verdrängungsmixes

Das motorische BHKW hat von den KWK-Anlagen die kleinste Stromkennzahl. Bei der Erzeugung von 1 kWh Wärme wird gleichzeitig weniger Strom erzeugt wie bei den anderen KWK-Anlagen, daher ist der auf die Wärme bezogene Gesamt-Brennstoff-verbrauch auch niedriger. Dementsprechend sind die Emissionen der Energieerzeugung (Strom- und Erdgasverbrauch) mit ca. 460 g/kWhth geringer als bei den Brennstoffzellen, doch auch die Emissionsgutschriften (ca. -650 g/kWhth) sind geringer. So ergeben sich bei dem motorischen BHKW spezifische CO2-Emissionen von ca. – 190 g/kWhth. Bei der Erzeugung von 1 kWh Wärme werden durch den zugleich erzeugten KWK-Strom in Summe 190 g CO2 eingespart.

Die MCFC erzeugt bezogen auf 1 kWh Wärme mehr Strom als das BHKW. Somit liegen auch die Emissionen von Strom- und Gasverbrauch mit ca. 480 g/kWhth höher. Durch die Emissionsgutschrift von ca. -810 g/kWhth ergeben sich in Summe spezifische Emissionen von ca. – 330 g/kWhth.

Die SOFC hat die höchste Stromkennzahl der KWK-Anlagen und somit sowohl die höchsten Emissionen der Erzeugung (ca. 770 g/kWhth) als auch die höchste Emissions-gutschrift (ca. -1.470 g/kWhth). In Summe ergeben sich spezifische Emissionen von ca. -700 g/kWhth.

Die Elektro-Wärmepumpe erzeugt durch Strom- und Erdgasverbrauch Emissionen von ca. 250 g CO2 pro kWh Wärme und liegt damit geringfügig höher als der Brennwert-kessel mit ca. 240 g/kWhth. Dies liegt vor allem an den hohen angesetzten CO2-Emissionen des KWK-Stroms.


Betrachtet man verschiedene Techniken zur Wärmeerzeugung, so haben die KWK-Systeme die geringsten CO2-Emissionen. Durch die Vermeidung der Stromproduktion in weniger effektiven Kraftwerken tragen diese Anlagen mit negativen Emissionen sogar zur Verringerung der Emissionen bei. Die SOFC hat bedingt durch die hohe Strom-kennzahl das größte CO2-Emissionsvermeidungspotenzial.

Die CO2-Emissionen der Systeme mit Wärmepumpen sind in hohem Maße von den Emissionen abhängig, die dem bezogenen Strom angerechnet werden. Abbildung 9-18 zeigt diesen Zusammenhang für einen Bereich von 0 gCO2/kWhel (regenerativ erzeugter Strom wie z.B. Wasserkraft) bis 1200 gCO2/kWhel (z.B. Braunkohleverstromung). Wird der Strom regenerativ erzeugt, so ergeben sich nur die Emissionen des eingesetzten Erdgas-Spitzenlastkessels. Wird der KWK-Verdrängungsmix zugrunde gelegt, so ergeben sich die schon genannten 247 gCO2/kWhth, beim D-Mix sind es lediglich 190 gCO2/kWhth. Wärmepumpensysteme werden bezüglich des Deckungsanteils an der Spitzenlast anders ausgelegt als KWK-Systeme, daher ist bei jeder einzelnen Anwendung zu entscheiden, auf Basis welcher Emissionswerte der bezogene Strom gewertet wird.

Steinkohle

Braunkohle

D-Mix 2005

KWK-Mix

Erdgas

Wasserkraft0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

CO2-Emissionen pro kWhel

CO

2-Em

issi

on p

ro k

Wh t

h

Abbildung 9-18: CO2-Emissionen der Wärmepumpe in der Industrie in Abhängigkeit der strombedingten Emissionen

Werden die CO2-Emissionen der Stromerzeugung nicht auf der Basis des KWK-Verdrängungsmix 2005 sondern auf Basis des D-Mix (585 g CO2/kWhel) berechnet, dann sind die Emissionsgutschriften der KWK-Anlagen geringer (siehe Abbildung 9-19). Die Elektro-Wärmepumpe liegt in diesem Fall günstiger als der Brennwertkessel.


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

CO

2-Em

issi

on in

g/k

Wh

ther

mis

chGutschrift StromeinspeisungStromverbrauchGasverbrauchGesamt

Abbildung 9-19: CO2-Emissionen der betrachteten Techniken auf der Basis des D-Mix

Veränderungen im Kraftwerkspark, wie z. B. ein höherer regenerativer Anteil oder eine vermehrte Nutzung von GuD-Anlagen als Mittellastkraftwerke, führen zu einer Verringerung der CO2-Emissionen im Verdrängungsmix. Diese Verringerung der Referenz-Emissionen würde, wie hier die Verwendung des D-Mix anstelle des Verdrängungsmixes, zu geringeren Gutschriften der Stromeinspeisung führen. Dies ist vor allem bei langfristigen Betrachtungen zu berücksichtigen, bei kurzfristigen Betrach-tungen sind die Änderungen im Kraftwerkspark zu gering, um zu nennenswerten Änderungen zu führen.

Die Nutzungsgrade der Systeme werden entgegen dem bisherigen Vorgehen nicht als Gesamtnutzungsgrad des Systems Grund- und Spitzenlastanlage betrachtet, sondern es wird nur die Grundlastanlage dargestellt. Durch die ähnliche Dimensionierung der Anlagen ergeben sich bei der Energie, die vom Spitzenlastkessel bereitgestellt wird, nur sehr geringe Unterschiede, so dass die kombinierte Betrachtung von Grund- und Spitzenlastanlage für die Vergleichbarkeit der Systeme nicht notwendig ist.

In Tabelle 9-8 sind die Nutzungsgrade für Wärme, Strom und der Gesamtnutzungsgrad angegeben. Die Elektrowärmepumpe benötigt nicht wie die anderen Systeme Erdgas, sondern Strom. Wird der hohe Nutzungsgrad primärenergetisch betrachtet, so ist er mit den anderen Systemen vergleichbar. Den höchsten Gesamtnutzungsgrad hat (neben der Wärmepumpe) der Brennwertkessel, welcher aber keinen Strom erzeugt. Den niedrigsten Gesamtwirkungsgrad hat die SOFC, welche aber die höchste Stromkennzahl hat und dadurch von den betrachteten Systemen am meisten CO2 einsparen kann.


Tabelle 9-8: Nutzungsgrade der Grundlasttechniken und monovalenten Systeme /eigene Simulation/

Wärme Strom GesamtMotorisches HKW 44% 40% 83%MCFC 42% 47% 89%SOFC 25% 51% 75%Elektro-Wärmepumpe1) 323% - 323%Brennwertkessel 97% - 97%1) bezogen auf Stromeinsatz

Nutzungsgrad

9.2.6 Vermeidungskosten Zur Berechnung von Vermeidungskosten ist immer ein Referenzsystem notwendig. Je teurer die Referenz ist und je mehr Emissionen sie hat, desto günstiger schneiden die Vergleichsobjekte ab. Daher sollte als Referenz immer eine Anlage genutzt werden, welche im Normalfall höchstwahrscheinlich ausgewählt werden würde. Hier wurde als Referenz der Brennwertkessel als ein konventionelles System, das häufig verbaut wird, ausgewählt.

Die Kosten der einzelnen Systeme hängen stark von den Rahmenbedingungen ab. Die Berechnungen wurden in Anlehnung an die VDI 2067 mit folgenden Rahmen-bedingungen durchgeführt:

• Abschreibungszeitraum der Anlagen: 10 Jahre • Kapitalverzinsung: 6 % p.a. • Gaspreis 35,0 €/MWh • Gaspreis abzüglich Ökosteuer 29,5 €/MWh • Strompreis (Industrie): 100 €/MWh

KWK-Anlagen mit einem Monats- oder Jahresnutzungsgrad größer 70 % sind von der Ökosteuer befreit (Erdgassteuer 5,5 €/MWh seit 1.1.2003). Dies trifft für alle hier be-trachteten KWK-Anlagen zu, jedoch nicht für den Brennwertkessel oder die Spitzen-lastkessel.

Die Spitzenlastkessel sind bei allen Anlagen gleich groß und generieren somit dieselben Investitionskosten, die Gaskosten sind durch Unterschiede in der vom Spitzenlastkessel erzeugten Wärme unterschiedlich.

In Abbildung 9-20 sind die Stromgestehungskosten für 1 kWh Wärme der Systeme dar-gestellt. Es wird angenommen, dass der gesamte KWK-Strom im Industriebetrieb ver-braucht wird und somit den Stromeinkauf verringert. Dadurch erhält der produzierte KWK-Strom den Einkaufspreis für Strom eines mittelständischen Industriebetriebs. Der erzeugte Strom wird als Stromgutschrift von den anderen Kosten (Kapitaldienst, Wartung und Instandhaltung, Erdgaseinkauf und Stromeinkauf) abgezogen, dies ist mit einem weißen Pfeil gekennzeichnet. Die Wärmegestehungskosten der Systeme sind zur Verdeutlichung mit einem schwarzen Balken versehen. Der Bilanzposten Strom-verbrauch stellt dabei nur den Stromverbrauch des Betriebs der KWK-Anlage und des Spitzenlastkessels dar.


Entsprechend der Stromkennzahl ist die SOFC das teuerste und das BHKW das günstigste KWK-System (bezogen auf Investitionskosten). Durch die Stromgutschrift kommt nur das BHKW in den Bereich der herkömmlichen Systeme, MCFC und SOFC sind weitaus teurer. Da jedoch die Brennstoffzellen in der Entwicklung sind, während die anderen Systeme seit Jahren etabliert sind und in hohen Stückzahlen hergestellt werden (vgl. auch Ausführungen in Kapitel 10.3.1), wurden für die Brennstoffzellen auch die Zielkosten von je 1.500 €/kWhel /BLE 06/ betrachtet. Erreichen die Brennstoffzellen diese Zielkosten, so liegen die Wärmegestehungskosten unterhalb der etablierten Systeme.

-0,10

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

Motoris

ches

BHKW

MCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielko

sten

Elektro

-Wärm

epum

pe

Brennw

ertke

ssel

Wär

meg

este

hung

skos

ten

in €

/kW

h th Stromgutschrift

StromverbrauchErdgasWartung, InstandhaltungKapitalkostenSUMME

Abbildung 9-20: Spezifische Wärmegestehungskosten der Systeme

Um die Kosten der günstigen Systeme betrachten zu können, wurde die Skalierung der Ordinate verändert. So ergibt sich Abbildung 9-21. Die Kosten der MCFC, der SOFC und der SOFC mit Zielkosten werden dabei abgeschnitten. Das BHKW hat heute die geringsten Wärmegestehungskosten von ca. 1,8 Ct/kWhth. Wenn die Brennstoffzellen zukünftig die Zielkosten erreichen, wären sowohl MCFC (1,3 Ct/kWhth) als auch SOFC günstiger als das BHKW, die SOFC könnte durch die hohe Stromgutschrift sogar negative Wärmegestehungskosten von -2,5 Ct/kWhth generieren. Teurer als das BHKW sind Brennwertkessel (4,3 Ct/kWhth) und Wärmepumpen (4,8 Ct/kWhth). Während die Preisdegression bei den Heizkesseln zu einer deutlichen Kostenreduktion führt, sinken die Kosten bei Wärmepumpen höherer Leistung nur in geringem Maße. Dies führt zu höheren Kapitalkosten, wodurch die Wärmepumpen höhere Stromgestehungskosten haben als der Brennwertkessel.


-0,05

-0,03

-0,01

0,01

0,03

0,05

0,07

0,09

0,11

0,13

0,15

Motoris

ches

BHKW

MCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielko

sten

Elektro

-Wärm

epum

pe

Brennw

ertke

ssel

Wär

meg

este

hung

skos

ten

in €

/kW

h th

StromgutschriftStromverbrauchErdgasWartung, Inst.KapitalkostenSUMME

... ... ...

Abbildung 9-21: Spezifische Wärmegestehungskosten der Systeme, skaliert

Die Vermeidungskosten der Systeme mit dem Brennwertkessel als Referenz sind in Abbildung 9-22 dargestellt. Zur besseren Vergleichbarkeit wurden die Vermeidungs-kosten nicht nur für den KWK-Verdrängungsmix, sondern auch noch für den D-Mix berechnet. Das BHKW und die Brennstoffzellen, sofern sie durch F&E die Zielkosten erreichen, haben negative CO2-Vermeidungskosten. Die elektrische Wärmepumpe kann mit dem KWK-Verdrängungsmix nicht bewertet werden, da die Differenz der Emissionen zum Brennwertkessel zu gering ist.

-60

291

-54

634

-73

0

-70

355

-66

816

-94

126

-200

0

200

400

600

800

1000

Motoris

ches

BHKWMCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielkoste

n

Elektro-W

ärmep

umpe

Verm

eidu

ngsk

oste

n in

€/t

CO

2

KWK-VerdrängungsmixD-Mix 2005

Abbildung 9-22: CO2-Vermeidungskosten auf Basis des KWK-Verdrängungsmix und des D-Mix


Die Brennstoffzellen sind heute die teuersten Systeme, weshalb die Verbreitung auch noch sehr gering ist. Falls zukünftig die Zielkosten erreicht werden, schneiden Brenn-stoffzellen zusammen mit den motorischen BHKWs bei industrieller KWK aus Vermeidungskostensicht am Besten ab. Motorische BHKWs sind als etablierte Systeme günstiger als Wärmepumpen und Brennwertkessel, allerdings sind die Investitionen weitaus höher.

Bei Neuanschaffungen wird in der Industrie häufig nicht nach der zu erwartenden Verzinsung oder den Lebensdauerkosten, sondern nach der Amortisationszeit oder den geringsten Investitionskosten entschieden. Wenn es nicht gelingt, diese kurzfristige Sichtweise aus dem Entscheidungsprozess bei Investitionen zu verbannen, haben KWK-Anlagen, wie motorische BHKWs oder Brennstoffzellen, auch zukünftig nur geringe Chancen auch dem Markt.

184 Anwendungsbeispiele in der Gebäudeenergieversorgung

9.3 Anwendungsbeispiele in der Gebäudeenergieversorgung

Der Wärmebedarf von Gebäuden setzt sich aus dem Heizwärmebedarf und dem Warm-wasserbedarf zusammen. Während der Warmwasserbedarf ganzjährig vorhanden ist, zeigt der Heizwärmebedarf eine starke saisonale Abhängigkeit. Der maximale Heiz-wärmebedarf tritt im Winter an nur wenigen Tagen auf, während im Sommer mehrere Monate kein Heizwärmebedarf vorhanden ist. Weiter zeigen Heizwärmebedarf und Warmwasserbedarf starke tageszeitliche Schwankungen. So konzentriert sich der Warmwasserbedarf beispielsweise auf die Morgen- und Abendstunden.

Um die für einen wirtschaftlichen Betrieb einer KWK-Anlage notwendige hohe Anzahl an Vollbenutzungsstunden zu erreichen, darf der Leistungsanteil der KWK-Anlage an der Gesamtleistung nicht zu hoch gewählt werden. Die Verwendung von Wärme-speichern zur Glättung des Leistungsbedarfs und somit zur Reduktion der maximalen Leistung trägt zur Erhöhung der Anzahl an Vollbenutzungsstunden bei.

Die Kategorisierung von Energiewandlern nach zentral oder dezentral gestaltet sich häufig schwierig. Ein Nahwärmenetz ist aus der Sicht eines Kraftwerksbetreibers eine dezentrale Siedlungsversorgung, aus der Sicht der einzelnen Hausbesitzer eine zentrale Versorgung. Daher wird im Rahmen dieses Projektes eine siedlungszentrale Wärme-versorgung betrachtet, die mit KWK-Anlagen realisiert wird.

Heutige KWK-Anlagen werden in Leistungsbereichen angeboten, die häufig weit über dem Leistungsbedarf einzelner Wohngebäude liegen. Daher wird der Wärmebedarf einer Siedlung betrachtet, welcher über ein Nahwärmenetz und eine Heizzentrale gedeckt wird. Dieses Vorgehen bietet weitere Vorteile:

• der Einfluss einzelner Gebäude auf den Bedarfsgang wird verringert, • durch die höhere Anzahl an Bewohnern wird der Warmwasserbedarf

vergleichmäßigt, • Rückwirkungen der Regelungen einzelner Hausinstallationen müssen in der

Simulation nicht berücksichtigt werden, • die Anzahl der versorgten Gebäude kann so gewählt werden, dass die KWK-Anlagen

optimal arbeiten, und • die zentrale Übergabeschnittstelle der Energie erhöht die Vergleichbarkeit der

Ergebnisse.

9.3.1 Referenzsiedlungen Die Wahl der zu einer Siedlung zusammengefassten Gebäude legt viele grundlegende Rahmenbedingungen fest. Optimal für ein Wärmenetz sind ganzjährige Verbraucher wie z. B. Schwimmbäder. Neue Siedlungsgebiete sind aber meist als reine Wohnsiedlungen ohne Schulen, Altenheime, Schwimmbäder oder Bürogebäude geplant. Daher wurde eine reine Wohnsiedlung gewählt.

Der Leistungsbedarf der Siedlung wurde so gewählt, dass die KWK-Anlage bei einem Leistungsanteil von 30 % der Gesamtwärmeleistung in jedem Fall eine Leistung größer als 100 kW hat, da bei kleineren Leistungen manche der untersuchten Systeme heute noch nicht verfügbar sind.

Viele Siedlungen bestehen aus Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäusern. Daher wurde die Referenzsiedlung mit 5 Mehrfamilienhäusern (je 11 Wohneinheiten) und 15 Einfamilien-


häusern ausgestattet. Es ist wegen der unterschiedlichen Siedlungstypen (z. B. städtisch, ländlich) zwar nicht möglich, ein typisches Verhältnis zwischen den Gebäude-typen zu ermitteln, dennoch wurde anhand mehrer realer Siedlungen geprüft, ob die ge-wählte Gebäudezusammenstellung nicht komplett untypisch ist.

Der zeitliche Verlauf des Heizwärmebedarfs ist stark von dem Wärmeschutz eines Gebäudes abhängig. Je höher die Heizgrenztemperatur2 liegt, desto mehr Heiztage gibt es. Um die Eignung der Systeme in Gebäuden mit unterschiedlichem Wärmeschutz be-trachten zu können, wurden Siedlungen mit verschiedenen Typgebäuden der Baualters-klassen 1960, 2005 und 2050 entworfen. Weiter wurde eine fortlaufende Sanierung der Gebäude im Betrachtungszeitraum angenommen, um die Auswirkungen einer bau-physikalischen Optimierung (z. B. Veränderung der Wirtschaftlichkeit) auf die ver-schiedenen Systeme untersuchen zu können. So wurden folgende drei Siedlungen zu-sammengestellt und der Heizwärmebedarf bis zum Jahr 2050 über Stützjahre ermittelt:

• Sanierte Siedlung mit Gebäuden Baujahr 1960 in den Jahren 2005, 2010, 2020, 2035 und 2050

• Neubau Siedlung mit Gebäuden Baujahr 2005 in den Jahren 2005, 2010, 2020, 2035 und 2050, ab 2035 Sanierung der Gebäude

• Neubau Siedlung mit Gebäuden Baujahr 2050 im Jahr 2050

Die Gebäude wurden auf Basis der Typgebäude aus dem Verbundprojekt IKARUS (Instrument für Klimagas-Reduktionsstrategien) /IKA 94/ definiert. Dies hat den Vorteil, dass die Daten zur Berechnung des Heizwärmebedarfs (z. B. Bruttogeschossflächen und Luftwechsel) nicht aufwändig erhoben werden mussten. Für die Fortschreibung der Energieverbräuche wurde die Energiebedarfsprognose der Stadt München /GOB 07/ herangezogen, in welcher für die betrachteten Typgebäude eine Fortschreibung des Energiebedarfs durchgeführt wurde.

Der Lastgang des Heizwärmebedarfs der einzelnen Gebäude (Stundenwerte) wurde mit einer Gebäudesimulation /BEE 06/ berechnet. Die Lastgänge des Warmwasserbedarfs stammen aus dem Projekt ISOTEG /FFE 02b/.

Die Lastgänge des Heizwärmebedarfs und des Warmwasserbedarfs der Gebäude wurden zu einem Wärmebedarfslastgang aufsummiert. Diesem Bedarfslastgang wurden die Wärmeverluste des Nahwärmenetzes als konstantes Band hinzugefügt, um den Wärme-verbrauch zu erhalten, der in der Heizzentrale gedeckt werden muss. Hierbei wurden für die Siedlung von 1960 als Wärmeverluste 10 % der übertragenen Wärme berechnet. Die Siedlung von 2005 hat durch die Verwendung einer besseren Rohrdämmung 7 % Wärmeverluste, die Siedlung von 2050 hat durch die Verwendung besserer Materialien und einer intelligenten Fahrweise lediglich 4 % Wärmeverluste.

Die Jahresdauerlinie des Wärmeverbrauchs der Siedlungen im jeweils ersten und letzten Betrachtungsjahr zeigt Abbildung 9-23. Auffällig ist der konstante Energie-bedarf zwischen 7.000 und 8.000 Stunden, welcher durch die Verluste im Nahwärmenetz und den Warmwasserbedarf verursacht wird.

Die maximale Leistung der Siedlungen Baujahr 1960 und Baujahr 2005 ist etwa gleich. Die Gebäude von 2005 haben zwar einen geringeren Energiebedarf, doch um nach der

2 Die Außentemperatur, ab der die Wärmeverluste über die Gebäudehülle so groß werden, dass geheizt werden muss.


Nachtabsenkung wieder auf Solltemperatur zu kommen wird eine hohe Leistung benötigt. Dieser Leistungsbedarf kann z. B. mit einem Wärmespeicher abgefangen werden. Die sanierte Siedlung Baujahr 1960 zeigt sowohl 2005 als auch 2050 den höchsten Energiebedarf, wobei die weitere Sanierung bis 2050 zu einer deutlichen Reduktion des Leistungsbedarfs führt.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Zeit in Stunden

Wär

meb

edar

f der

Sie

dlun

g in

kW

Siedlung BJ 1960 im Jahr 2005Siedlung BJ 1960 im Jahr 2050Siedlung BJ 2005 im Jahr 2005Siedlung BJ 2005 im Jahr 2050Siedlung BJ 2050 im Jahr 2050

Abbildung 9-23: Dauerlinie der untersuchten Siedlungen für die Jahre 2005 und 2050

Den geringsten Wärmebedarf hat die Siedlung Baujahr 2050. Neben einem guten Wärmeschutz zeichnen sich diese Gebäude auch durch Lüftungsanlagen mit Wärme-rückgewinnung aus.

9.3.2 Anwendungsnahe Simulation von BZ und konkurrierender Systeme Die Simulation wurde mit dem in Kapitel 9.2.2 beschriebenen Modell durchgeführt. Unterschiede ergaben sich nur in der Auslegung der KWK-Anlage.

In Abbildung 9-24 ist die Dauerlinie zusammen mit der Aufteilung des Leistungs-bedarfs auf KWK-Anlage und Spitzenlastkessel der Siedlung Baujahr 1960 im Jahr 2005 dargestellt. Im Gegensatz zur Industrie in Abbildung 9-7 wird die maximale Leistung nur wenige Stunden pro Jahr benötigt, weiterhin flacht sie viel früher zum Grundwärmebedarf (Warmwasser und Leitungsverluste) ab. Um eine hohe Anzahl Vollbenutzungsstunden zu erreichen, darf die KWK-Anlage nicht zu groß dimensioniert werden. So wurde die KWK-Anlage bei allen Siedlungen auf 30 % des maximalen Wärmebedarfs ausgelegt (bei Industrie 50 %). Die somit mögliche Jahresarbeit ist in Abbildung 9-24 grün hinterlegt.


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Proz

entu

aler

Ant

eil a

n G

esam

tleis

tung

der

Sys

tem

e

Spitzenlastkessel

KWK-Anlage

Abbildung 9-24: Dauerlinie Siedlung Baujahr 1960 im Jahr 2005 mit Aufteilung auf Grund- und Spitzenlast

Um die zeitlichen Veränderungen im Energiebedarf vergleichen zu können, wurden in Abbildung 9-25 die Dauerlinien der Siedlung Baujahr 1960 im Jahr 2005 und der Siedlung von 2050 hintereinander dargestellt. Die Dauerlinien der anderen Siedlungen bewegen sich zwischen diesen Extrema. Die Dauerlinie der älteren Siedlung wurde wegen des höheren Energiebedarfs im Hintergrund eingezeichnet. Neben dem ge-ringeren maximalen Leistungsbedarf bleibt der Energiebedarf der zukünftigen Siedlung immer unter dem Energiebedarf der älteren Siedlung. Deutlich ist die Heizgrenz-temperatur zu sehen, bei welcher die Dauerlinie einknickt (alte Siedlung bei ca. 4.000 Stunden, zukünftige Siedlung bei ca. 3.500 Stunden). Durch die geringere Heizgrenz-temperatur der zukünftigen Siedlung besteht an einer geringeren Anzahl an Tagen Heizwärmebedarf. Dies führt dazu, dass eine höhere Anzahl Stunden pro Jahr kein Wärmebedarf vorhanden ist und nur die Wärmeverluste des Netzes gedeckt werden müssen.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Leis

tung

in k

W

Siedlung BJ 1960 im Jahr 2005 SpitzenlastkesselSiedlung BJ 1960 im Jahr 2005 KWK-AnlageSiedlung BJ 2050 im Jahr 2050 SpitzenlastkesselSiedlung BJ 2050 im Jahr 2050 KWK-Anlage

Abbildung 9-25: Vergleich der Dauerlinien der Siedlung Baujahr 1960 im Jahr 2005 und der Siedlung Baujahr 2050 im Jahr 2050 mit Aufteilung auf Grund- und Spitzenlast


9.3.3 Vergleich der Systeme mit konventioneller Kraftwerkstechnologie Die Vorgehensweise beim Systemvergleich sind bereits in Kapitel 9.2.3 beschrieben. Es ergeben sich für die Gebäudeenergieversorgung keine Änderungen.

9.3.4 Eignung der Systeme Alle Systeme wurden so dimensioniert, dass der Leistungsanteil der KWK-Anlage als Grundlastsystem 30 % beträgt. Tabelle 9-9 zeigt die Ergebnisse der untersuchten Anlagen. Bei den KWK-Anlagen ergeben sich Deckungsbeiträge am gesamten Wärme-bedarf zwischen 67 % und 70 %.

Obwohl sowohl der Leistungsbedarf als auch der Verlauf der Leistung (z. B. Sanierung durch Einbau von Lüftung mit Wärmerückgewinnung, Senkung der Heizgrenz-temperatur durch Wärmedämmung) verändert wurden, zeigt die zukünftige Veränderung der Lastgänge bei allen Systemen lediglich geringe Auswirkungen.

Die Stromkennzahl des motorischen BHKWs variiert zwischen 0,89 und 0,90. Dies zeigt, dass die Anlage bei der Siedlung Baujahr 1960 im Jahr 2005 häufiger mit hoher Last fährt als bei den neueren Siedlungen. Der Gesamtnutzungsgrad des Systems beträgt deswegen bei der Siedlung des Baujahres 1960 im Jahr 2005 ca. 80 %. Bei den moderneren Siedlungen liegt er darunter, bei der zukünftigen Siedlung Baujahr 2050 liegt der Gesamtnutzungsgrad bei ca. 77 %. Je geringer die Anzahl an Tagen mit Heizwärmebedarf, desto seltener laufen die KWK-Anlagen mit Nennlast.

Die Siedlung Baujahr 2005 hat im Jahr 2050 eine höhere Anzahl Starts, da die KWK-Anlagen durch die Gebäudesanierung zu groß für den Sanierungsfall dimensioniert sind. Dies ist bei der Siedlung von 1960 nicht der Fall, da die KWK-Anlagen auf die bereits teilsanierten Gebäude dimensioniert wurden. Für motorische BHKWs sind Abschalt-häufigkeiten von unter 1000 pro Jahr unkritisch.

Für heutige Brennstoffzellen bedeuten häufige Starts eine starke Beschleunigung der Alterung, somit einen häufigeren Austausch der Stacks und dadurch eine wirtschaftliche Mehrbelastung. Dies zeigt, dass man bei der Dimensionierung von KWK-Anlagen in bestehenden Siedlungen die voraussichtlichen Verbrauchssenkungen durch Sanierung berücksichtigen sollte.


Tabelle 9-9: Ergebnisse der Simulation für das motorische BHKW

Wohnsiedlung Baujahr 1960im Jahr 2005

Baujahr 1960im Jahr 2050




Leistungsanteil KWK 30% 30% 30% 30% 30%Arbeitsanteil KWK Wärme 67% 69% 69% 70% 69%Stromkennzahl 0,90 0,89 0,89 0,89 0,89Nutzungsgrad Strom 38% 37% 37% 36% 36%Nutzungsgrad Wärme 42% 42% 41% 41% 41%Gesamtnutzungsgrad 80% 79% 78% 77% 77%Anzahl Starts 1 0 4 81 0



Leistungsanteil KWK 30% 30% 30% 30% 30%Arbeitsanteil KWK Wärme 60% 62% 62% 62% 62%Stromkennzahl - - - - -Nutzungsgrad Strom - - - - -Nutzungsgrad Wärme 323% 323% 323% 323% 323%Gesamtnutzungsgrad 323% 323% 323% 323% 323%Anzahl Starts 1 0 0 0 0

Leistungsanteil KWK 30% 30% 30% 30% 30%Arbeitsanteil KWK Wärme 60% 62% 62% 62% 62%Stromkennzahl - - - - -Nutzungsgrad Strom - - - - -Nutzungsgrad Wärme 323% 323% 323% 323% 323%Gesamtnutzungsgrad 323% 323% 323% 323% 323%Anzahl Starts 1 0 0 0 0

Brennwertkessel

Motorisches BHK

MCFC

SOFC

Elektro-Wärmepumpe

Den besten Gesamtnutzungsgrad weist die MCFC mit ca. 89 % auf. Das motorische BHKW liegt mit 77 % bis 80 % darunter. Mit ca. 77 % Gesamtnutzungsgrad liegt die SOFC wiederum knapp unter dem motorischen BHKW.

Durch die von der Wärmepumpe aufgenommene Umweltwärme ist der Nutzungsgrad der Wärmebereitstellung mit 323 % (= mittlere Arbeitszahl von 3,23) größer als 100 %. Die Wärmepumpe hat bei sehr niedrigen Außentemperaturen eine geringere Leistung als im Nennbetrieb, wodurch der Spitzenlastkessel einspringen muss. Dadurch ist der von der Wärmepumpe bereitgestellte Anteil der Wärme um 5 bis 8 Prozentpunkte geringer als bei den anderen Systemen.

Der Arbeitsanteil des Brennwertkessels am gesamten Wärmebedarf ist mit 67 % bis 70 % mit dem der KWK-Anlagen identisch. Der Nutzungsgrad der Wärmebereitstellung liegt trotz Brennwertnutzung unter 100 % bei ca. 97 %. Dies liegt an der in der


Simulation ganzjährig von allen Systemen geforderten hohen Vorlauftemperatur von 70 °C für das Nahwärmenetz. Bei geringeren Vorlauftemperaturen ist eine hygienische Warmwasserbereitung nicht möglich. Ohne weitere Techniken, wie z. B. zeitlich definierte Warmwasserladefenster, ist eine Absenkung der Vorlauftemperatur in Wärmenetzen nicht möglich. Heizkessel sind seit vielen Jahren etabliert und stellen sehr robuste Systeme dar. Selbst häufiges Takten ist technisch kein Problem. Jedoch senkt dies den Nutzungsgrad. So eignen sich Brennwert- oder Niedertemperaturkessel auch für Anwendungen mit häufigen Stillstandszeiten und somit vielen Startvorgängen.

Um bei Brennstoffzellen häufige Startvorgänge und die damit verbundene Degradation zu verhindern, empfiehlt sich die großzügige Dimensionierung von Wärmespeichern. Während bei BHKWs der Gesamtnutzungsgrad im Teillastbereich sinkt, stellt für Brennstoffzellen der Betrieb in Teillast eine weitere Möglichkeit zur Erhöhung des Gesamtwirkungsgrads dar.

9.3.5 CO2-Emissionen und Gesamtnutzungsgrad Für den Vergleich der Kohlendioxidemissionen und des Gesamtnutzungsgrads wurde der Anwendungsfall Siedlung Baujahr 2005 im Jahr 2005 gewählt, da Wärmenetze heute hauptsächlich in diesem Siedlungstyp installiert werden. Die Aussagen lassen sich mit geringen Abweichungen auch auf die anderen Siedlungstypen übertragen.

Die Betrachtung der Kohlendioxidemissionen erfolgte auf der Basis der Wärme-erzeugung. Während Strom aus dem Netz bezogen werden kann, muss die Wärme vor Ort bereitgestellt werden. Daher wurde berechnet, wie viel CO2 die Systeme bei der Erzeugung von 1 kWh Wärme abgeben. Mit diesen spezifischen Emissionen kann bei einer Investitionsentscheidung einfach erkannt werden, wie die benötigte Wärme mit möglichst geringen Emissionen bereitgestellt werden kann. Diese Substitutionsmethode kann angewandt werden, wenn nur wenige Anlagen betrachtet werden, die das gesamte Energiesystem nicht wesentlich beeinflussen.

Es wird jeweils das Gesamtsystem aus Grundlastanlage und Spitzenlastkessel betrachtet. So benötigt auch das System „elektromotorische Wärmepumpe“ in den folgenden Diagrammen Erdgas für den Spitzenlastkessel.

In Abbildung 9-26 sind die CO2-Emissionen der betrachteten Techniken dargestellt. Da Stromverbrauch (z. B. Eigenstrombedarf, orange dargestellt) und Stromerzeugung (KWK-Strom, grün dargestellt) zu den gleichen Zeiten stattfinden, wird der Strom mit den oben beschriebenen 821 g/kWhel des Verdrängungsmixes bewertet. Die Darstellung zeigt die Emissionen bei der Wärme- und Stromerzeugung jeweils auf der linken Seite und die Emissionsgutschriften für die, durch den KWK-Strom an anderer Stelle vermiedenen, Emissionen auf der rechten Seite. Die gesamten Emissionen, welche mit einem schwarzen Balken dargestellt sind, ergeben sich aus der Summe der Emissionen für die Energieerzeugung (Strom- und Gasverbrauch) abzüglich der Emissions-gutschriften für den erzeugten KWK-Strom. Dargestellt sind die durch die Energie-umwandlung auftretenden bzw. vermiedenen Emissionen bezogen auf die Bereitstellung von 1 kWh thermisch in der jeweils betrachteten Anlage.


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

CO

2-Em

issi

on in

g/k

Wh

ther

mis

chGutschrift StromeinspeisungStromverbrauchGasverbrauchGesamt

Abbildung 9-26: CO2-Emissionen der betrachteten Techniken auf der Basis des KWK-Verdrängungsmixes

Das motorische BHKW hat von den betrachteten KWK-Anlagen die kleinste Strom-kennzahl. Daher muss für die Bereitstellung einer kWh Wärme am wenigsten Energie innerhalb der Gruppe der KWK-Anlagen aufgewendet werden. Dementsprechend sind die Emissionen der Energieerzeugung (Strom- und Erdgasverbrauch) mit ca. 435 g/kWhth geringer als bei den Brennstoffzellen, doch auch die Emissionsgutschriften (ca. -510 g/kWhth) sind geringer. So ergeben sich bei dem motorischen BHKW spezifische CO2-Emissionen von ca. – 70 g/kWhth. Bei der Erzeugung von 1 kWh Wärme werden durch den zugleich erzeugten KWK-Strom in Summe 70 g CO2 eingespart.

Die MCFC erzeugt bei gleicher Wärmebereitstellung mehr Strom als das BHKW. Somit liegen auch die Emissionen von Strom- und Gasverbrauch mit ca. 440 g/kWhth höher. Durch die Emissionsgutschrift von ca. -660 g/kWhth ergeben sich in Summe spezifische Emissionen von ca. – 225 g/kWhth.

Die SOFC hat die höchste Stromkennzahl der KWK-Anlagen und somit sowohl die höchsten Emissionen der Erzeugung (ca. 670 g/kWhth) als auch die höchste Emissions-gutschrift (ca. -1.210 g/kWhth). In Summe ergeben sich spezifische Emissionen von ca. -540 g/kWhth.

Die Systeme Elektro-Wärmepumpe und Brennwertkessel erzeugen keinen Strom und erhalten somit auch keine Emissionsgutschrift. Das System mit Elektro-Wärmepumpe erzeugt durch den Strom- und Erdgasverbrauch Emissionen von ca. 240 g CO2 pro kWh Wärme und liegt gleich mit dem Brennwertkessel. Dies bedingen vor allem die hohen angesetzten CO2-Emissionen des KWK-Stroms.

Betrachtet man verschiedene Techniken zur Wärmeerzeugung, so haben die KWK-Systeme die geringsten CO2-Emissionen. Durch die Vermeidung der Stromproduktion in weniger effektiven Kraftwerken tragen diese Anlagen mit (rechnerischen) negativen Emissionen sogar zur Verringerung der Gesamtemissionen der Strom- und Wärme-bereitstellung bei. Die SOFC hat bedingt durch die hohe Stromkennzahl das größte CO2-Emissionsvermeidungspotenzial.


Werden die CO2-Emissionen der Stromerzeugung nicht auf der Basis des KWK-Verdrän-gungsmix 2005 sondern auf Basis des D-Mix (585,5 g CO2/kWhel) berechnet, so sind die Emissionsgutschriften der KWK-Anlagen geringer (siehe Abbildung 9-27). Die Elektro-Wärmepumpe liegt in diesem Fall günstiger als der Brennwertkessel.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

CO

2-Em

issi

on in

g/k

Wh

ther

mis

ch

Gutschrift Stromeinspeisung

StromverbrauchGasverbrauch

Gesamt

Abbildung 9-27: CO2-Emissionen der betrachteten Techniken auf der Basis des D-Mix

Veränderungen im Kraftwerkspark, wie z. B. ein höherer regenerativer Anteil oder eine vermehrte Nutzung von GuD-Anlagen als Mittellastkraftwerke, führen zu einer Verringerung der CO2-Emissionen im D-Mix. Diese Verringerung der Referenz-Emissionen würde zu geringeren Gutschriften der Stromeinspeisung führen. Dies ist vor allem bei langfristigen Betrachtungen zu berücksichtigen, bei kurzfristigen Betrach-tungen sind die Änderungen im Kraftwerkspark zu gering, um zu nennenswerten Änderungen zu führen.

Die Nutzungsgrade der Systeme werden für die nächste Betrachtung entgegen dem bisherigen Vorgehen nicht als Gesamtnutzungsgrad des Systems Grund- und Spitzen-lastanlage betrachtet, sondern es wird nur die Grundlastanlage dargestellt. Durch die ähnliche Dimensionierung der Anlagen ergeben sich bei der vom Spitzenlastkessel bereitgestellten Energie nur sehr geringe Unterschiede, so dass die kombinierte Betrachtung von Grund- und Spitzenlastanlage für die Vergleichbarkeit der Systeme nicht notwendig ist.

In Tabelle 9-10 sind die Nutzungsgrade für Wärme, Strom und der Gesamt-nutzungsgrad angegeben. Bei einer ganzheitlichen primärenergetischen Betrachtung ist der Gesamtnutzungsgrad der Wärmepumpe mit den anderen Systemen vergleichbar. Den höchsten Gesamtnutzungsgrad hat (neben der Wärmepumpe) der Brennwertkessel. Den niedrigsten Gesamtwirkungsgrad hat die SOFC, welche aber die höchste Stromkennzahl hat und dadurch von den betrachteten Systemen am meisten CO2 einsparen kann.


Tabelle 9-10: Nutzungsgrade der Grundlasttechniken und monovalenten Systeme /eigene Simulation/

Wärme Strom Gesamt Wärme Strom GesamtMotorisches HKW 42% 37% 79% 41% 36% 77%MCFC 41% 48% 89% 41% 48% 89%SOFC 25% 53% 77% 24% 53% 77%Elektro-Wärmepumpe1) 323% - 323% 323% - 323%Brennwertkessel 97% - 97% 97% - 97%1) bezogen auf Stromeinsatz

Baujahr 1960 im Jahr 2005 Baujahr 2050 im Jahr 2050

9.3.6 Vermeidungskosten Zur Berechnung von Vermeidungskosten ist immer ein Referenzsystem notwendig. Je teurer die Referenz ist und je mehr Emissionen sie hat, desto günstiger schneiden die Vergleichsobjekte ab. Daher sollte als Referenz immer eine Anlage genutzt werden, welche im Normalfall höchstwahrscheinlich ausgewählt werden würde. Hier wurde als Referenz der Brennwertkessel als ein Standardsystem ausgewählt.

Die Kosten der einzelnen Systeme hängen stark von den Rahmenbedingungen ab. Die Berechnungen wurden in Anlehnung an die VDI 2067 mit folgenden Rahmen-bedingungen durchgeführt:

• Abschreibungszeitraum der Anlagen: 10 Jahre • Kapitalverzinsung: 6 % p.a. • Gaspreis 49,0 €/MWh • Gaspreis abzüglich Ökosteuer 43,8 €/MWh • Strompreis (Bezug): 180 €/MWh • Strompreis (Wärmepumpenstrom): 140 €/MWh • Strompreis (Einspeisung KWK-Vergütung): 104 €/MWh

KWK-Anlagen mit einem Monats- oder Jahresnutzungsgrad größer 70 % sind von der Ökosteuer befreit (Erdgassteuer 5,5 €/MWh seit 1.1.2003). Dies trifft für alle hier betrachteten KWK-Anlagen zu, jedoch nicht für den Brennwertkessel oder die Spitzen-lastkessel.

Die Spitzenlastkessel sind bei allen Anlagen gleich groß und generieren somit dieselben Investitionskosten, die Gaskosten sind durch Unterschiede in der vom Spitzenlastkessel erzeugten Wärme unterschiedlich.

In Abbildung 9-28 sind die Stromgestehungskosten für 1 kWh Wärme der Systeme dargestellt. Es wird angenommen, dass der erzeugte KWK-Strom (abzüglich Eigen-verbrauch der Heizzentrale) in das Netz eingespeist wird. Der Betreiber erhält dafür die KWK-Vergütung. Der erzeugte Strom wird als Stromgutschrift von den anderen Kosten (Kapitaldienst, Wartung und Instandhaltung, Erdgaseinkauf und Stromeinkauf) abgezogen, dies ist mit einem weißen Pfeil gekennzeichnet. Die Wärmegestehungskosten der Systeme sind zur Verdeutlichung mit einem schwarzen Balken versehen. Der Bilanzposten Stromverbrauch stellt dabei nur den Stromverbrauch des Betriebs der KWK-Anlage und des Spitzenlastkessels dar.

Entsprechend der Stromkennzahl ist die SOFC das teuerste und das BHKW das günstigste KWK-System (bezogen auf Investitionskosten). Durch die Stromgutschrift


kommt nur das BHKW in den Bereich der herkömmlichen Systeme, MCFC und SOFC sind weitaus teurer. Da jedoch die Brennstoffzellen in der Entwicklung sind, während die anderen Systeme seit Jahren etabliert sind und in hohen Stückzahlen hergestellt werden (vgl. auch Ausführungen in Kapitel 10.3.1), wurden für die Brennstoffzellen auch die Zielkosten von je 1.500 €/kWhel /BLE 06/ betrachtet. Erreichen die Brennstoffzellen diese Zielkosten, so liegen die Wärmegestehungskosten unterhalb der etablierten Systeme

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

Motoris

ches

BHKWMCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielko

sten

Elektro

-Wärm

epum

pe

Brennw

ertke

ssel

Wär

meg

este

hung

skos

ten

in €

/kW

h th

StromgutschriftStromverbrauchErdgasWartung, InstandhaltungKapitalkostenSUMME

Abbildung 9-28: Spezifische Wärmegestehungskosten der Systeme

Um die Kosten der günstigen Systeme betrachten zu können, wurde die Skalierung der Ordinate verändert. So ergibt sich Abbildung 9-29. Die Kosten der MCFC, der SOFC und der SOFC mit Zielkosten werden dabei abgeschnitten. Das BHKW hat heute die geringsten Wärmegestehungskosten der KWK-Anlagen von ca. 7,4 Ct/kWhth. Wenn die Brennstoffzellen zukünftig die Zielkosten erreichen, wären sowohl MCFC (6,8 Ct/kWhth) als auch SOFC (4,8 Ct/kWhth) günstiger als das BHKW. Auch günstiger als das BHKW sind Brennwertkessel (6,6 Ct/kWhth) und Wärmepumpen (7,0 Ct/kWhth).


0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

Motoris

ches

BHKWMCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielko

sten

Elektro

-Wärm

epum

pe

Brennw

ertke

ssel

Wär

meg

este

hung

skos

ten

in €

/kW

h th

StromgutschriftStromverbrauchErdgasWartung, InstandhaltungKapitalkostenSUMME

... ... ...

Abbildung 9-29: Spezifische Wärmegestehungskosten der Systeme, skaliert

Die Vermeidungskosten der Systeme mit dem Brennwertkessel als Referenz sind in Abbildung 9-30 dargestellt. Zur besseren Vergleichbarkeit wurden die Vermeidungs-kosten nicht nur für den KWK-Verdrängungsmix, sondern auch noch für den D-Mix berechnet. Das BHKW und die Brennstoffzellen haben, auch wenn sie durch F&E die Zielkosten erreichen, positive CO2-Vermeidungskosten. Nur die SOFC hat bei Erreichung der Zielkosten negative Vermeidungskosten. Die elektrische Wärmepumpe kann mit dem KWK-Verdrängungsmix nicht bewertet werden, da die Differenz der Emissionen zum Brennwertkessel zu gering sind.

19

461

4

916

-19

022

563

5

1.179

-24

105

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

Motoris

ches

BHKWMCFC

MCFC Zielko

sten

SOFC

SOFC Zielkoste

n

Elektro-W

ärmep

umpe

Verm

eidu

ngsk

oste

n in

€/t

CO

2

KWK-VerdrängungsmixD-Mix 2005

Abbildung 9-30: CO2-Vermeidungskosten auf Basis des KWK-Verdrängungsmix und des D-Mix 2005


Im Vergleich zu industriellen Anwendungen hat die Gebäudeenergieversorgung geringere kurzfristige Leistungsschwankungen (z. B. Schichtende), was den KWK-Anlagen zugute kommt. Dies kann aber über Energiespeicher abgefangen werden. Durch den geringen Heizwärmebedarf in der Übergangszeit und im Sommer sind die Ausnutzungsdauern aber geringer. Dies und die höheren Energiebezugskosten führen zu höheren Wärmegestehungskosten und Vermeidungskosten als bei der Industrie.

197

10 Brennstoffzellen – Szenarien

Sollen Szenarien für die Einführung von Brennstoffzellen in die Energielandschaft Deutschland erstellt werden, reicht es mitunter nicht aus, allein die stationäre Anwendung zu betrachten. Auch wenn diese im vorliegenden Projekt im Vordergrund steht, gibt es eine starke Verknüpfung der Entwicklung stationärer BZ mit der Entwicklung von mobilen und portablen Systemen.

Im Gegensatz zum stationären Einsatz kann es bei der mobilen und portablen Anwendung von Brennstoffzellensystemen durchaus energetisch, konstruktions- und designtechnisch sinnvoll sein, Wasserstoff einzusetzen. Vorteile ergeben sich beispiels-weise durch eine kompaktere Bauweise, da auf einen Reformer für Kohlenwasserstoffe verzichtet werden kann. Übergangsweise werden jedoch auch hier Systeme mit fossilen und synthetischen Ersatzbrennstoffen eingesetzt.

Es wird allgemein davon ausgegangen, dass portable Anwendungen die größte Marktnähe aufweisen, gefolgt von den stationären Anlagen /WIE 06/. Dennoch können sich auch durch die Entwicklung für den mobilen Einsatz und einen späteren Markteintritt von BZ-Fahrzeugen positive Synergieeffekte einstellen.

Zunächst sollen in Kapitel 10.1 daher portable Anwendungen von Brennstoffzellen-systemen vorgestellt werden. Im folgenden Kapitel 10.2 wird auf die Verwendung von Wasserstoff im Verkehr allgemein, und auf den Einsatz von Brennstoffzellen im Besonderen eingegangen.

Kapitel 10.3 beschäftigt sich schließlich eingehend mit der Entwicklung eines Szenarios zur Einführung stationärer Brennstoffzellen. Die Ergebnisse der Szenarienrechnung werden nach der entwickelten Methodik zur ganzheitlichen Bewertung von Energie-systemen nach Kapitel 3.5.2 analysiert und in Sankey-Diagrammen dargestellt.

10.1 Portable und stationäre Klein-Anwendungen von Brennstoffzellen

Der Energieumsatz in portablen Geräten ist – relativ zur Gesamtenergiebilanz - nicht sehr groß. Trotzdem lohnt sich der Blick auf diese Systeme, wenn Synergieeffekte bei F&E auch in anderen Anwendungsbereichen genutzt werden können.

Zur Potenzialermittlung wurde hierbei auf die an der FfE im Auftrag des StMWIVT durchgeführte Studie „Brennstoffzellensysteme für portable und stationäre Kleingeräte“ /ARN 03/ zurückgegriffen.

10.1.1 Gerätegruppen zum Einsatz von Brennstoffzellen Tabelle 10-1 zeigt die in /ARN 03/ hinsichtlich ihrer Eignung für den Einsatz von Brennstoffzellen untersuchten Anwendungsgebiete.

198 Portable und stationäre Klein-Anwendungen von Brennstoffzellen

Tabelle 10-1: Mögliche Anwendungsgebiete für Brennstoffzellensysteme /ARN 03/

Gruppe Eigenschaften Beispiele Eignung Handhelds sehr kompakte Bauweise

Leistung kleiner 10 W Mobiltelefon, PDA, Walkman, Discman,

mp3-Player, Lawinenpiepser, GPS-Gerät, Notsender

Camcorder, Satellitentelefon, Funkgerät, mini TV-Gerät

tragbare Geräte

geringes Gewicht, lange Laufzeit Leistung 10 – 50 W

Notebook, Filmkamera, Kühlbox, Ladegerät

Power Tools robuste Bauweise, sehr hohe Spitzen-lastströme

Leistung 10 – 1.000 Wpeak

Akku-Bohrer, -Schrauber, -Bohrhammer, -Schleifer, -Säge, -Heckenschere,

-Kreissäge

Mobile Office externe portable Stromversorgung Leistung 100 – 1.000 W

Mobile Office System, mobiler Schnittplatz, Beleuchtungs- und Blitzkoffer, Camping-generator, militärische Stromversorgung

stationäre Anwendungen

lange Betriebszeiten Leistung 1 – 1.000 W

Parkscheinautomaten, Verkehrsleitsysteme, Verkehrsnebenanlagen, ÖPNV-Haltestellen,

Zigarettenautomaten

Hindernisbefeuerung, Messtechnik, Korrosionsschutz

Beleuchtung, Pumpen

Bewertung des Brennstoffzelleinsatzes: + grundsätzlich geeignet, o mit Einschränkungen geeignet, - derzeit nicht geeignet

Die erste Gruppe, hier als „Handhelds“ bezeichnet, umfasst Anwendungen wie Mobil-telefone, PDAs (Personal Digital Assistents) und Walkmen, die teilweise „am Körper“ getragen werden und „im Gehen“ benutzt werden können. Daraus ergibt sich eine sehr kompakte und leichte Bauweise, welche die Integration eines Speichers mit ausreichen-dem Energieinhalt erschwert. Eine hohe spezifische Energiedichte ist notwendig, da mit der häufigen und langen Benutzung dieser Geräte trotz geringer elektrischer Leistung ein relativ hoher Energieverbrauch verbunden ist.

In der Gruppe „Tragbare Geräte“ sind Geräte zusammengefasst, die im Gegensatz zu denen der Gruppe „Handhelds“ größer und schwerer sind, nicht als ständiger Begleiter am Körper getragen werden und einen deutlich höheren Stromverbrauch haben (Notebook, Kamera). Die Geräte werden häufig von Ort zu Ort transportiert und dort nahezu stationär benutzt. Baumaße und Gewicht sind wichtige Kriterien für die integrierte Energieversorgung, werden allerdings zu Gunsten einer möglichst langen Betriebszeit weniger stark gewichtet.

Eine weitere Gerätegruppe wird mit dem Begriff „Power Tools“ bezeichnet (Akku-werkzeuge wie Bohrer, Schraubendreher, Säge etc.). Die in die Geräte integrierte Stromversorgung hat eine mittlere bis hohe, teilweise sehr dynamische Leistungs-anforderung zu decken. Die Bauweise der Geräte ist prinzipiell möglichst kompakt und leicht, die Unempfindlichkeit gegenüber äußeren Einflüssen (mechanische Belastung, Schmutz u.Ä.) hat jedoch eine sehr hohe Bedeutung.

Als Mobile Office System wird die Kombination von mehreren Geräten (z. B. Notebook, Drucker, Modem und Mobiltelefon) bezeichnet, die mit einer zentralen externen Energie-quelle versorgt werden. In Tabelle 10-1 sind unter „Mobile Office“ tragbare Geräte zusammengefasst, die ein relativ hohes Eigengewicht haben und deren hoher Strom-verbrauch nicht durch eine interne Energiequelle bereitgestellt werden kann. Eine mobile externe Stromversorgung, wie z. B. ein Campinggenerator kleiner Leistung soll

Brennstoffzellen – Szenarien 199

für diese Anwendungsfälle vor allem eine möglichst lange Betriebszeit ermöglichen, das Gewicht und die Größe spielen eine untergeordnete Rolle.

„Stationäre Anwendungen“ wie Parkscheinautomaten oder Verkehrsleitsysteme werden netzunabhängig betrieben, falls kein Stromnetz in unmittelbarer Nähe vorhan-den ist oder der Aufwand für einen Anschluss zu hoch ist. Oft wird hier eine Photo-voltaikanlage mit Batteriespeicher eingesetzt, um eine autarke Stromversorgung zu realisieren. Es gibt Überlegungen, durch die Kombination mit einer Brennstoffzelle die Wirtschaftlichkeit und die Verfügbarkeit eines solchen Systems zu verbessern. Durch den Einsatz eines Brennstoffzellensystems könnte die PV-Modulfläche kleiner dimen-sioniert und die Batterie besser konditioniert werden, womit sich ihre Lebensdauer verlängert.

10.1.2 Konkurrenzsysteme portabler BZ Portable Brennstoffzellen gelten weniger als konkurrierende Systeme zu Strom-erzeugern, als zu elektrischen Speichersystemen wie Batterien und Akkumulatoren.

Primärbatterien werden hauptsächlich in Geräten mit niedrigem Stromverbrauch und längeren Laufzeiten eingesetzt, wo sie durch niedrigere Kosten wirtschaftlicher sind, als Sekundärbatterien. Ein anderes Anwendungsfeld sind militärische oder medizinische Spezialanwendungen, wie Herzschrittmacher, etc. Akkumulatoren werden überwiegend in Geräten mit höherem Leistungsbedarf verwendet und können nach der Entladung wieder aufgeladen werde. Tabelle 10-2 zeigt eine Gegenüberstellung der verschiedenen Batterietypen und ihrer Anwendungsfälle. Vor allem der Markt für wiederaufladbare Batteriesysteme stellt auch ein Potenzial für Brennstoffzellen dar.

Tabelle 10-2: Batterietypen und deren typische Anwendungen /ARN 03/

Batterien

Primärspeicher (nicht aufladbar) Sekundärspeicher (aufladbar)

Batterie typ. Anwendung Batterie typ. Anwendung Zink-Kohle / Zink-Chlorid Spielzeuge Bleisäure Autobatterien,

PV-Anlagen Alkali-Mangan Taschenlampen Nickel-Cadmium Werkzeuge

Zink-Luft / Zink-Silber Knopfzellen Nickel-Metallhydrid Quecksilber Medizin, Militär Lithium-Ionen

Lithium-Metall Fotografie Lithium-Polymer

Handys Organizer Laptops

Der Markt für Sekundärbatterien ist durch die beherrschende Stellung der zwei großen Anbieter Sanyo Energy und Matsushita Electric gekennzeichnet, die zusammen mehr als 50 % Umsatzanteil auf sich vereinen können. Neben einer Vielzahl kleinerer Hersteller hält nur Sony einen weiteren nennenswerten Marktanteil von 9 % (im Jahr 1999) /REN 01/.

In Abbildung 10-1 ist die Entwicklung des weltweiten Absatzes und Marktanteils von NiCd-, NiMH- und Li-Ionen-Akkumulatoren abgebildet. Es ist zu erkennen, dass der Zuwachs in den letzten Jahren vollständig durch die modernen NiMH- und Li-Ionen-Akkus gedeckt wurde. Dadurch ging der relative Anteil der NiCd-Akkus bei nahezu konstanten Stückzahlen stark zurück.

200 Portable und stationäre Klein-Anwendungen von Brennstoffzellen

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Abs

atz

in M

io. S

tück

/ a

NiCd NiMH Li-Ionen

Abbildung 10-1: Entwicklung des weltweiten Absatzes ausgewählter Sekundär-batterien /REN 01/

In Zukunft wird die Anzahl verkaufter Akkus weiter zunehmen, wobei sich die Ver-schiebung der Anteile in Richtung der fortschrittlichen NiMH- und Lithium-Akkus fortsetzen wird. Diese Entwicklung ist vor allem durch den Markt der Informations- und Kommunikationstechnologien bedingt. Bei Werkzeugen, sicherheitsrelevanten Anwendungen, z. B. unterbrechungsfreie Stromversorgungen, Notbeleuchtung und Ähnlichem, werden weiterhin NiCd-Akkus eingesetzt /BLA 07/. Sie ermöglichen bei geringeren Kosten sehr hohe Stromflüsse und zeichnen sich durch eine lange Zyklen-lebensdauer sowie weitestgehende Wartungsfreiheit aus /BLA 07/. Ein mögliches EU-weites Cadmiumverbot würde jedoch die Substitution der NiCd-Akkus stark beschleunigen.

10.1.3 Demonstratoren und ausgeführte Anwendungen Bei Brennstoffzellen für portable Anwendungen handelt es sich in der Regel um Membran-Brennstoffzellen, die mit Wasserstoff, anderen Brenngasen (PEMFC) oder Methanol (DMFC) betrieben werden.

Ein Marktführer bei portablen Brennstoffzellensystemen ist die Firma Smart Fuel Cell /SFC 07/. Sie bietet derzeit drei Baugrößen mit 25 W, 50 W und 65 W für den Einsatz im Campingbereich sowie in Inselanlagen der Sicherheits- und Messtechnik, z. B. Verkehrsüberwachung, meteorologische Messstationen u.ä.

Ebenfalls für den Caravanbereich entwickelt die Fa. Truma ein mit Campinggas (Propan/Butangemisch) betriebenes, 300 W System /TRU 07/. Dieses Gerät soll Ende 2007 in einer Vorserie gefertigt werden.


Abbildung 10-2: Marktreife portable Systeme /TRU 07/, /SFC 07/

10.1.4 Potenzial und Szenario In /ARN 03/ wurde gezeigt, dass Brennstoffzellensysteme als Akku-Ersatz bei Notebooks und portablen Geräten in vergleichbarer Leistungsgröße eingesetzt werden können. Eine elektrische Energieversorgung von Akku-Werkzeugen mit Brennstoffzellensystemen ist heute und auch in absehbarer Zukunft technisch nicht möglich. Bei stationären Kleinanwendungen hängt die technische Machbarkeit stark von der geforderten Leistungsdynamik ab. Für den Einsatz in der untersuchten Straßenwetterstation ist das Brennstoffzellensystem nur in einem Hybridsystem (z. B. mit Supercap oder Akku zur Lastspitzenabdeckung) technisch sinnvoll realisierbar. /ARN 03/

Neben den technischen Voraussetzungen wird das technische Potenzial vom jährlichen Gerätebedarf bestimmt. Dieser setzt sich aus dem Bestandszuwachs sowie aus prognos-tizierten Substitutionskäufen durch Geräteersatz zusammen. Speziell bei Geräten mit verhältnismäßig geringer Lebensdauer im Bereich weniger Jahre, wie beispielsweise bei Notebooks, nehmen Substitutionskäufe einen großen Anteil ein und können potenziell zu einem schnellen Marktwachstum für neue Technologien beitragen. Bei stationären Anwendungen fällt der Anteil an Substitutionskäufen - bedingt durch heute bereits erreichbare lange Lebenszyklen - hingegen gering aus.

Das Marktpotenzial von Brennstoffzellensystemen wird zusätzlich geprägt durch den technischen Reifegrad des Systems, die Fertigungskapazitäten und das Konsumenten-verhalten /WOE 02/. Anhaltspunkte für diese Einflüsse bieten andere Studien (z. B. /PEH 02b/, /LOS 03/) sowie empirische Erfahrungen aus anderen Technologie-bereichen, aus welchen der Zusammenhang zwischen Rentabilität und Verdrängungs-effekten durch neue Technologien abgeleitet werden kann.

Da portable Geräte schon aufgrund ihrer Einsatzweise darauf ausgelegt sind, sparsam mit Energie umzugehen, ist ihr Einfluss auf die Gesamtenergiebilanz gering. Betrachtet man nur den Anteil des Energieverbrauchs, der durch die rein portable Nutzung geprägt ist, sinkt der Einfluss weiter. Laptop-Computer werden beispielsweise trotz ihrer ausdrücklichen Portabilität meist im Netzbetrieb betrieben. Dennoch können Brennstoffzellen in diesem Markt Fuß fassen. Sie werden dabei allerdings – wie auch Batterien - keine großen Energiemengen bereitstellen. Vielmehr liegen ihre Vorteile in der Entkopplung von Energiespeicher und Leistungsbereitstellung.

Um einen Mehrwert für den Anwender, z. B. in Form einer längeren Betriebszeit bei gleichem Volumen und Gewicht, zu ermöglichen, sind aber noch einige Probleme zu

202 Brennstoffzellen im Verkehr

lösen. Für den Einsatz der PEMFC sind vor allem kleine und leichte Wasserstoffspeicher notwendig, die entgegen den bisher verwendeten Metallhydridspeichern auch formflexibel sind und sich besser in die Geräte integrieren lassen. Die Wirkungsgrad-steigerung steht bei der DMFC-Technik im Fokus der Entwicklungsarbeit. Bessere Membranen und spezielle Katalysatoren sowie ein verringerten Eigenverbrauch der Systemperipherie bieten ein großes Optimierungspotenzial. Sowohl bei der PEMFC als auch bei der DMFC ist durch ein verbessertes Packaging vor allem der Systemperipherie eine weitere Steigerung der Leistungsdichte möglich.

Brennstoffzellen stehen in vielen Bereichen der portablen und stationären Kleingeräte kurz vor dem Markteintritt. Sie haben das größte Potenzial der drei Anwendungs-bereiche, innerhalb weniger Jahre über Nischenanwendungen in den Massenmarkt einzudringen /WIE 06/. Abhängig von der Entwicklung der Brennstoffzellentechnik, aber auch der notwendigen Fertigungsverfahren, die eine kostengünstige und konkurrenz-fähige Produktion ermöglichen, kann dieser Vorgang möglicherweise Synergieeffekte für die Einführung von BZ-Fahrzeugen und BZ-Heizungen bewirken. Die Brennstoffzellen mit kleinster Leistung wären somit der Wegbereiter für bedeutende Veränderungen in weiten Teilen der Energiewirtschaft. /ARN 03/

10.2 Brennstoffzellen im Verkehr

Wie eingangs erwähnt, besteht bei der Einführung von Brennstoffzellen in den Verkehr eine starke Abhängigkeit von der Verfügbarkeit von Wasserstoff und damit einer entsprechenden Infrastruktur. Automobilhersteller fordern daher ein H2-Tankstellen-netz, damit die Fahrzeuge genutzt werden können. Die Tankstellenbetreiber hingegen verlangen nach wasserstoffversorgten Fahrzeugen, damit teure Investitionen in Infra-strukturmaßnahmen zu rechtfertigen sind. Das sich daraus ergebende „Henne-Ei“-Problem muss zunächst in der Phase der Markteinführung durch (Forschungs-) Förder-gelder kompensiert werden.

Vom Bundesverkehrsministerium (BMVBS) wurde in Zusammenarbeit mit dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) und dem Bildungsministerium (BMBF) daher ein Förderprogramm aufgelegt, das die Einführung der Brennstoffzelle beschleunigen soll /NIP 06/.

Das Szenario zur Einführung von Brennstoffzellen im Verkehr fokussiert sich auf die Nutzung von Wasserstoff aus unterschiedlichen Energiequellen. Da H2 auch in konven-tionellen Verbrennungsmotoren genutzt werden kann, soll auch diese Möglichkeit kurz dargelegt werden (Kapitel 10.2.1). Für die Entwicklung des Szenarios wird auf Studien zurückgegriffen, deren Ergebnisse und Erkenntnisse dargestellt werden (Kapitel 10.2.3). Hierbei steht – auch im Hinblick auf stationären Brennstoffzellen - die Verwendung von wasserstoffversorgten Brennstoffzellen im Vordergrund.

10.2.1 Nutzung von Wasserstoff im Verkehr

Verbrennungsmotor Prinzipiell sind zwei Arten von Verbrennungsmotoren für den mobilen Wasserstoff-einsatz üblich. Während BMW auf den Ottokolbenmotor setzt, favorisiert Mazda den Wankelmotor. Beide Motorarten können bivalent arbeiten und somit wahlweise mit den Kraftstoffen Benzin und Wasserstoff betrieben werden.


Verbrennungsmotoren für den Wasserstoffeinsatz basieren üblicherweise auf dem herkömmlichen Ottomotor, mit Modifikationen bei der Steuerelektronik, den Kraftstoff-leitungen und Dichtungen. Um lokales Fehlzünden des Brennstoffgemisches zu vermeiden, findet der Verbrennungsprozess bei starkem Luftüberschuss statt. Befürworter dieses Antriebskonzeptes ist beispielsweise BMW (BMW 750hl).

Beim Wankelmotor wird die durch die Verbrennung entstehende Energie von einem Kreiskolben übertragen, wobei die 4 Takte des Ottomotors (Ansaugen, Verdichten, Verbrennen, Auslassen) in einer Kreisbewegung des Kolbens realisiert werden. Dieses Prinzip wird von Mazda verwendet (Mazda RX8 Renesis).

Der Wankelmotor weist im Wasserstoffbetrieb gegenüber dem Kolbenmotor den Vorteil auf, dass durch räumliche Trennung von Verdichtungs- und Verbrennungsvorgang spontane Zündungen vermieden werden, wodurch ein wasserstoffreicheres Zündgemisch möglich ist. /H2 07/

Der Vorteil des Kolbenmotors hinsichtlich der Wasserstoffnutzung ist die hohe Zuverlässigkeit, die langjährige Erfahrung und die damit verbundenen, vergleichsweise niedrigeren Entwicklungskosten. Daneben hat der Ottomotor im Allgemeinen einen geringeren Kraftstoff- und Ölverbrauch als der Wankelmotor.

Brennstoffzelle Brennstoffzellen gelten langfristig als Alternative zu konventionelle Antrieben im Straßenverkehr /OES 05/. Brennstoffzellen sind Energiewandler, welche die in chemischen Verbindungen gespeicherte Energie direkt in elektrische Energie umwandeln. Gegenüber Wärmekraftmaschinen, die durch den Carnot-Wirkungsgrad beschränkt sind, weisen sie damit selbst im Teillastbereich einen potenziell höheren elektrischen Wirkungsgrad auf. /ANG 00/

In einer Wasserstoff-Sauerstoff-Brennstoffzelle wird aus den beteiligten Gasen in einer kalten Verbrennung elektrische Energie frei. Dazu muss die Reaktion in einem Elektrolyt stattfinden, das sowohl den Ionentransport gewährleistet als auch das produzierte Wasser aufnimmt. Eine Membran hält die elektrische Spannung aufrecht und sorgt für einen nutzbaren Ionenstrom. Je nach Elektrolyt, Membran und beteiligten Gasen werden verschiedene Typen unterschieden.

Im Fahrzeugeinsatz wird die Polymer-Elektrolyt-Membran-Brennstoffzelle (PEM) favorisiert. Dabei besteht der Elektrolyt aus einer dünnen, gasdichten und protonen-leitenden Kunststoffmembran (z. B. Nafion™ von DuPont, GORE-SELECT™ von WL Gore). Der für die Ionenleitung notwendige Wassergehalt dieser Polymermembranen begrenzt die Betriebstemperatur der PEM bei Umgebungsdruck auf maximal 100 °C. Die Arbeitstemperatur liegt meist zwischen 60 und 80 °C. PEM-Brennstoffzellen weisen somit ein sehr gutes Kaltstartverhalten auf. Als Katalysatormaterial werden Platin oder andere Edelmetalle verwendet, wodurch sich eine starke Empfindlichkeit gegenüber Katalysatorgiften, wie z. B. Kohlenmonoxid ergibt. Als Brenngase benötigt die PEM-Brennstoffzelle reinen Wasserstoff und Sauerstoff, sie ist aber auch problemlos im Wasserstoff/Luft-Betrieb einsetzbar. /ANG 00/

Die Entwicklung der PEM-Brennstoffzelle im H2/O2-Betrieb begann bereits in den 1950er Jahren für militärische Anwendungen und die Stromversorgung in der Raumfahrt. Fortschritte in der Membrantechnik führten in den 90er Jahren zu einem neuen Entwicklungsschub bei den H2/Luft-Systemen. Der Brennstoffzellentyp gilt heute


bereits als sehr zuverlässig und ausgereift. Die elektrische Leistung derzeit verfügbarer PEM-Brennstoffzellenanlagen liegt im Bereich von wenigen Watt in portablen Anwendungen bis zu ca. 250 kWel in stationären Anlagen. Aufgrund der guten Dynamik der PEM-Brennstoffzellen werden derzeit insbesondere mobile Anwendungen im Verkehr intensiv untersucht (s. a. /HYB 07/). International bereiten einige Konsortien (z. B. DaimlerChrysler, Ballard und Ford) eine Serienfertigung von PEM-BZ vor.

Großes Potenzial sieht die Volkswagen AG für ihre neu entwickelte Hochtemperatur-PEM-Brennstoffzelle. Diese verwendet Phosphorsäure statt Wasser als Elektrolyt, wodurch eine höhere Betriebstemperatur erreicht werden kann. Dies ermöglicht den weitgehenden Wegfall aufwendiger Kühlsysteme, welche bei herkömmlichen PEM-Brennstoffzellen Wirkungsgradeinbußen verursachen. VW spricht von einer wettbewerbsfähigen Marktreife ab 2020. /VW 06/

10.2.2 Herstellung, Speicherung und Infrastruktur

Herstellung Wasserstoff ist ein universeller Sekundärenergieträger, der unter Aufwendung von Energie erzeugt werden muss. Seine ökologische und wirtschaftliche Bewertung ist abhängig von dem Herstellungsverfahren. Neben der gezielten Erzeugung des Energie-trägers fällt Wasserstoff als Nebenprodukt in der Chemieproduktion an und steht dort schon in begrenztem Maße zur Verfügung (z. B. Wasserstoffpipeline im Ruhrgebiet). Durch die Weiterentwicklung der chemischen Verfahren wird sich aber mittel- bis langfristig die Menge des so entstandenen Wasserstoffs bei diesen chemischen Prozessen deutlich verringern.

Momentan kann Wasserstoff über folgende Wege hergestellt werden /BW 05/:

Elektrolyse: Wasser wird durch elektrische Energiezufuhr in Wasserstoff (Kathode) und Sauerstoff gespalten.

Dampf-Reformierung: Aus der Reaktion von Kohlenwasserstoffen mit Wasserdampf entstehen Wasserstoff, CO, CH4 und CO2. Dies ist das momentan am weitesten verbreitetes H2-Herstellungsverfahren.

Partielle Oxidation: Aus schweren Kohlenwasserstoffen wird mit Sauerstoff und Wasserdampf H2 gewonnen.

Thermische Wasserstoff-erzeugung

Bei Temperaturen über 2500°C werden Wasser-moleküle in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespaltet.

Vergasung von Kohle und Biomasse

Der im Feststoff chemisch gebundene Wasserstoff wird mittels Pyrolyse und Vergasung gewonnen.

Kvaerner – Prozess: Kohlenwasserstoffe werden in einem Plasma- Bogen bei Temperaturen von 1.600 °C mittels Elektrizität in Wasserstoff und Kohlenstoff verwandelt. Es treten dabei keine direkten CO2 – Emissionen auf.


Photochemische Umwandlung

Bildung von H2 aus der photochemischen Reaktion. Dem Wasser werden dabei Elektronen entzogen und damit eine H2- Freisetzung erreicht.

Biologische Wasserstoff-gewinnung

Bildung von H2 durch Mirkoorganismen. Zentraler Schritt des Verfahrens ist die enzymatische Umsetzung von Protonen und Elektronen zu Wasser-stoff.

Speicherung Die Speicherung von H2 stellt momentan noch eine der größten Herausforderungen für den mobilen Einsatz von Wasserstoff dar. Das Problem ist, neben der extremen Flüchtigkeit, die geringe volumenbezogene Energiedichte des Wasserstoffs: Ein Kubik-meter Wasserstoff enthält mit 10,76 MJ/m3 bei Atmosphärendruck und 0 °C weniger als 1/3 der Energie von einem m3 Erdgas (~35,2 MJ/m3). Da vor allem bei mobilen Anwendungen nur beschränkt Platz für Speichereinrichtungen besteht, muss die volumenbezogene Energiedichte des Wasserstoffs erhöht werden, um bei gleicher Tank-größe eine dem bisherigen Standard entsprechende Energiemenge transportieren zu können. Hierfür bestehen folgende Möglichkeiten der Wasserstoffspeicherung:

• Drucktanks: Die aktuell am meisten verwendete Speichermethode arbeitet mit Drücken von bis zu 700 bar.

• Flüssigtanks: Bei dem von BMW verwendeten Tank wird der Wasserstoff im flüssigen Zustand bei -253 °C gespeichert. Vorteil ist die hohe volumenbezogene Energiedichte von 2,36 kWh/l des flüssigen Wasserstoffes.

• Metallhydrid: Beim Einlagern von Wasserstoff in das Metallgitter in einer Metall-legierung wird Energie frei. Um den eingelagerten Wasserstoff freizusetzen wird Energie zugeführt. Forschungsbedarf besteht in der Erhöhung der Energiedichte.

• Flüssige Hydride: Der Wasserstoff liegt chemisch gebunden in Verbindungen vor. So kann zum Beispiel das Necar 5 Wasserstofffahrzeug von Mercedes mit Hilfe eines on-board-Reformers Wasserstoff aus getanktem Methanol gewinnen.

• Graphitnanofaserspeicherung: In diesem noch in der Grundlagenforschung befindlichen Prinzip lagert sich H2 an Graphitfasern an. Es werden enorme Speicherleistungen bis 75 % des Karbongewichtes erwartet.

Infrastruktur Wasserstoff kann entweder vor Ort an der Tankstelle (onsite) hergestellt oder angeliefert werden (offsite). Der Transport des gasförmigen Wasserstoffes kann in Rohrleitungen, wie dem im Ruhrgebiet bereits bestehenden Wasserstoffpipelinenetz oder modifizierten Erdgaspipelines, erfolgen. In flüssiger Form kann der Wasserstoff in speziellen, gekühlten LKW transportiert werden. /BW 05/

Lange Beförderungswege sollten vermieden werden, da Wasserstoff sehr flüchtig (Verluste bei Pipelines: 8 % pro 1.000 km bei 10 bar) ist. Die geringe volumenbezogene Energiedichte führt dazu, dass ein vergleichsweise hoher Energieanteil auf den Trans-port entfällt. /HY 07/ beziffert die Verluste mit 13 % pro 200 km beim Transport in einem 200 bar Drucktank und 2 % Verlust pro 200 km bei Transport in flüssigem Zustand./BOS 03/


Laut /HY 07/ stehen in Deutschland 19 Tankstellen für Wasserstoff zur Verfügung. Investitionskosten für den Ausbau von 2.000 Wasserstoff–Tankstellen belaufen sich laut /WUR 03/ auf 1-2 Mrd. Euro.

10.2.3 Analyse bisheriger Studien Abbildung 10-3 zeigt eine Übersicht vier aktueller Studien, die den Wasserstoffeinsatz im Verkehr angeben. Die eingefärbten Bereiche kennzeichnen die Werte zwischen maximalem und minimalem Szenario. Den höchsten Energieeinsatz sagen die Studien von Hyways /HY 07/ voraus, gefolgt von denen des DLR /DLR 07/ und des Wuppertal Instituts /WI 02/. Der Energiebericht 4 /EWI 06/ geht auch in der Neuberechnung „Ölpreisvariante“ vom geringsten Zuwachs aus.

Abbildung 10-3: Übersicht aktueller Wasserstoffszenarien im Bereich Verkehr /DLR 04/, /DLR 07/, /EWI 05/, /EWI 06/, /WI 02/, /HY 07/

Tabelle 10-3 stellt die wichtigsten Rahmenbedingungen und Ergebnisse der unter-suchten Studien gegenüber.

Tabelle 10-3: Gegenüberstellung aktueller Studien im Bereich Verkehr /DLR 04/, /DLR 07/, /EWI 05/, /EWI 06/, /WI 02/, /HY 07/

Gesamtenergie Verkehr Personenbeförderung

Güter- transport

Anteil H2 bzw. BIO-KS

[PJ] [Mrd. Pkm] [Mrd. tkm] [%] Studie, Institut,

Jahr Szenario

2000 2030 2050 2000 2030 2050 2000 2030 2050 2030 2050

Referenz 2774 2639 2299 965 1193 1027 485 839 964

0,2 (H2) 1,0

(Bio)

6,3 (H2) 1,3

(Bio)

Basis 2 2775 1843 1199 965 1193 1027 485 839 964

0 (H2) 15

(Bio)

0 (H2) 36,7 (Bio)

Ökologisch optimierter Ausbau

der Nutzung regenerativer Energien in

Deutschland, (DLR

2005/2007)

Naturschutz 2775 1844 1199 965 1193 1027 485 839 964

1,4 (H2)

4 (Bio)

19 (H2) 6,5

(Bio)


Status Quo 2850 2720 2460 952 1147 1023 476 847 970

0 (H2)

0 (Bio)

<5%* (H2)

Langfristszenarien für eine

nachhaltige Energienutzung in

Deutschland, (WI, DLR

2002) Nachhaltigkeits-

Szenario 2817

1834

1105

952 1147 1023 476 847 970

3 (H2) 1,8

(Bio)

17,8 (H2) 2,9

(Bio)

Referenz

2759

2472

- 1072 1026 - 496 774 -

1,4 (H2) 20

(Bio)

- Energiebericht 4 (Prognos, Ewi

2006) Hohe Energie-

preise

2759

2472

- 1072 1026 - 496 774 -

1,4 (H2) 20

(Bio)

-

EHPS - - - - - - - - - 11,5 (H2)

43 (H2)

HPS - - - - - - - - - 5,8 (H2)

40 (H2)

Results of Hyways for Germany

(Hyways 2007)

MPS - - - - - - - - - 1,6 (H2)

21 (H2)

Prognos/EWI: Energiebericht 4 Die vom Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln und der Prognos AG im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit erstellte Studie „Energiereport 4“ /EWI 05/ und die nachfolgende Ergänzung „Auswirkungen höherer Energiepreise auf Angebot und Nachfrage“ /EWI 06/ entwerfen Zukunfts-szenarien bis 2030. Um die signifikante Rolle des Rohölpreises in Bezug auf die Kraft-stoff- und Mobilitätsentwicklung aufzuzeigen, geht die Ergänzung von 70-80 $/Barrel Rohöl aus, während die Referenz 30 $/Barrel ansetzt.

Der „Energiebericht 4“ trifft hinsichtlich des Verkehrssektors folgende Kernaussagen:

• Der Endenergieverbrauch geht von 2002 – 2030 um 3,7 % zurück. • Bis 2030 ändert sich die Verkehrsleistung im Personenverkehr kaum, die Güter-

verkehrsleistung steigt um 58 %. Ein Verbrauchsanstieg wird durch effizientere Fahrzeuge verhindert. Diesel wird mit 51,4 % Anteil 2030 der Hauptkraftstoff sein.

• Biokraftstoffe tragen einen Anteil von 7 %. Wasserstoff spielt mit einem Anteil von 0,7 % eine Nischenrolle.

Unter den oben genannten Rahmendaten trifft das Szenario „Auswirkungen höherer Energiepreise auf Angebot und Nachfrage“ folgende neue Aussagen:

• Die Güterverkehrsleistung erhöht sich um 56 %. • Es erfolgt eine stärkere Verlagerung von Verkehrsleistungen auf Schiene und ÖPNV. • Diese Erhöhungen werden durch Effizienzsteigerungen überkompensiert, so dass der

Gesamtenergieverbrauch im Verkehr um 6 % (2002-2030) abnimmt. • Die Nachfrage nach Diesel sinkt um 24,4 % gegenüber dem Referenzszenario, die

nach Benzin um 31,9 %. • 2030 werden 21 % des Energieverbrauches im Verkehr durch Biokraftstoffe bereit-

gestellt.


• Der Anteil von wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen liegt 2030 bei 3 %, der von gasbetriebenen bei 7 % der Fahrzeugflotte. Wasserstoff trägt mit 1,4 % doppelt soviel wie im Referenzszenario zum Gesamtenergieverbrauch im Verkehr bei. Gas wird zu 3,3 % eingesetzt.

DLR: Kraftstoffstudien Die vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) im Auftrag des Bundes-amts für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit erstellte Studie „Ökologisch optimierter Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland“ /DLR 06/ und die „Leitstudie 2007“ /DLR 07/ umfasst 4 Szenarien. Diese werden „Referenz“ und „Basis2“ (Ausbauszenario), „Naturschutzplus“ (Ausbauszenarien) und „Leitszenario 2006“ (Ziel-szenario) genannt.

Hinsichtlich des Einsatzes „Erneuerbarer Energien“ im Verkehrssektor rät die Studie in den Ausbauszenarien, zunächst die Verkehrsträger hinsichtlich der Effizienz zu optimieren, um die nur begrenzt verfügbaren regenerativen Kraftstoffe möglichst effizient einzusetzen. Biomasse sollte laut /DLR 06/ vorrangig in stationären KWK-Anlagen oder Heizwerken eingesetzt werden. Auf Grund der Effizienzsteigerung in Fahrzeugen fallen ab 2040 die CO2-Vermeidungskosten durch den Einsatz von Biokraft-stoffen im mobilen Bereich günstiger aus als im stationären Einsatz /DLR 06/. Die Ausbauszenarien orientieren sich an einer Richtlinie, die Klimagasemissionen bis 2050 um 80 % im Vergleich zu 1990 zu senken. Daneben gehen die Ausbauszenarien von einer bedingten Verlagerung des Verkehrsaufkommens von der Straße zu anderen Verkehrsträgern aus.

Zusammenfassung der Szenarien:

• Referenz: Bildet eine Basisreferenz zu den Ausbauszenarien. Der Gesamt-energieverbrauch sinkt um 17 % (2000 – 2050), der prozentuale Anteil regenerativer Energieträger ist mit 7,6 % (davon 6,3 % Wasserstoff und 1,3 % Biokraftstoffe) zum Zielzeitraum 2050 niedrig im Vergleich zu den Ausbauszenarien.

• Basis 2: Dieses Ausbauszenario setzt eine politische Förderung (z. B. steuerliche Entlastungen) des Einsatzes erneuerbarer Energieträger im Verkehrssektor voraus. Gekoppelt mit einer hohen Energieersparnis durch Effizienzsteigerungen (Energie 2000-2050: - 48 %) entsteht ein Biokraftstoffanteil von 36,7 % im Jahr 2050. Das Szenario orientiert sich an der Dynamik des EU-Ziels, bis 2010 einen Anteil der erneuerbaren Energien von 5,75 % zu erreichen und stellt eine Obergrenze des Ausbaus Erneuerbarer Energien im Verkehrssektor dar. Biokraftstoffe der ersten und später der zweiten Generation werden effizienter direkt im Fahrzeug in Energie umgewandelt anstatt sie in Wasserstoff umzuwandeln. Daher wird dieser nicht verwendet.

• Naturschutzplus: Der Einsatz der Biomassepotenziale vorrangig im stationären Bereich führt zu einer im Vergleich zu Basis 2 späteren Einführung von Biokraft-stoffen und Biokraftstoffanteilen von 9 % (2050). Um den Anteil regenerativer Kraft-stoffe zu erhöhen, wird ab 2030 Wasserstoff aus regenerativ gewonnenem Strom hergestellt, was zu einem Wasserstoffanteil von 19 % im Jahre 2050 führt.

• Leitszenario 2006: Dieses Zielszenario orientiert sich an der Zielsetzung der Bundes-regierung, die Klimagasemissionen in Deutschland bis 2050 auf 20 % gegenüber 1990 zu senken. Steigende Verkehrsleistungen im Güter- und Flugverkehr, der Trend zu


größeren Fahrzeugen sowie steigende Anforderungen an Komfort und Sicherheit hemmen den effizienzbedingten Kraftstoffrückgang. Der Gesamtenergieverbrauch im Verkehr sinkt von 2000 bis 2050 um 33,6 %. Biokraftstoffe erreichen 2050 einen Anteil von etwa einem Drittel am Endenergieverbrauch im Verkehr, Wasserstoff von 9,6 %.

DLR/WI: Langfristszenarien Die vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und dem Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie erstellte Studie /WI 02/ entwirft ein Status-Quo Szenario und ein Nachhaltigkeitsszenario.

Das Status-Quo-Szenario trifft folgende Aussagen: • Der Endenergieverbrauch des Verkehrs sinkt bis 2050 auf 66 % des Wertes von 1999

(~2000 PJ). Dabei steigt der Energieverbrauch des Güterverkehrs in diesem Zeitraum um 28 %.

• Der Verbrauchsrückgang auf Grund von Effizienzsteigerungen wird durch den Anstieg der Verkehrsleistung und der mittleren Durchschnittsgeschwindigkeit gehemmt.

• Wasserstoff wird erst ab 2040 wirtschaftlich konkurrenzfähig – bis dahin fallen hohe Investitionskosten an, vor allem für Infrastrukturschaffungsmaßnahmen.

• 2050 decken Biodiesel, Erdgas und Wasserstoff insgesamt 5,5 % des Energiebedarfs im Verkehrssektor – Wasserstoff nimmt eine Nischenrolle ein

Dem gegenüber stehen folgende Annahmen des Nachhaltigkeitsszenarios: • Die Verringerung des Energieverbrauchs im Verkehr durch Effizienzsteigerungen

(Antriebs-, Motorentechnik, Rollwiderstand), ökologische Fahrweise (Geschwindig-keitsbeschränkung) und erhöhter Benutzung öffentlicher Verkehrsmittel stehen im Vordergrund.

• Der Einsatz moderner Logistiksysteme verringert die Verkehrsleistung des Straßen-güterverkehrs gegenüber dem Status-Quo-Szenario um 15 % bis 2030.

• Kurz- und mittelfristig ist der Einsatz erneuerbarer Energien vor allem bei der Stromerzeugung hinsichtlich des CO2 – Verminderungspotentiales effizienter – wodurch ein zusätzlicher Druck zur Effizienzsteigerung auf die mobilen Anwen-dungen ausgeübt wird.

• Der Anteil an Erdgas als Brückenkraftstoff steigt bis auf 12,6 % (2050). • Biokraftstoffe werden 2050 zu 2,9 % verwendet. • 2050 trägt Wasserstoff mit 17,8 % zur Kraftstoffversorgung bei (2030: 2 %).

Hyways: Flottenszenario Hyways-Studie entwirft 3 Zielszenarien, die eine mögliche Penetration der Fahrzeug-flotte prognostizieren /HY 07/. Auf Grund eigener Berechung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft werden die Flottenzahlen in Kraftstoffmengen umgerechnet.

Die Zielszenarien basieren auf der Annahme, dass eine hohe und rasche Flotten-penetration stattfindet. Die 3 Szenarien unterscheiden sich hinsichtlich der politischen Förderung der Wasserstofftechnologie (Extreme High Political Support, High Political Support und Modest Political Support) und treffen im Vergleich zu den anderen Studien äußerst optimistische Annahmen. Wie die einführende Abbildung 10-3 zeigt, ist das pessimistischste Hyways Szenario Modest Political Support vergleichbar mit den optimistischsten Szenarien der anderen Institute.


Hyways untersucht folgende Flottenanteile (vgl. Abbildung 10-4):

• Extreme High Political Support Unter der Bedingung extrem hoher politischer Förderung von Wasserstoff werden Flottenpenetrationen von Wasserstofffahrzeugen in Höhe von 24 % (2030) und 74 % (2050) prognostiziert. Der Schwellenwert von 2 % Marktanteil wird gegen 2015 erreicht werden. Es erfolgt eine rasche Marktdurchdringung. Nach eigenen Berechnungen ergeben sich energetische Anteil des H2 am Gesamtenergieverbrauch des Verkehrs von 11,5 % (2030) bis 43 % (2050).

• High Political Support Bei hoher politischer Förderung werden für 2030 12 % und für 2050 70 % Flottenanteil angenommen. Der Schwellenwert wird gegen 2020 überschritten. Die Dynamik ist leicht höher als die des „Extreme High Political Support“ - Szenarios. Die Anteile am Gesamtenergieverbrauch des Verkehrs ergeben sich zu 5,8 % (2030) und 40 % (2050).

• Modest Political Support Eine moderate politische Förderung führt nach dem Erreichen des Schwellenwertes gegen 2020 zu einer Durchdringung mit vergleichsweise niedrigerer Dynamik. 2030 besteht die Fahrzeugflotte zu 3,4 %, 2050 zu 36 % aus wasserstoffgetriebenen Fahrzeugen. Damit erreicht Wasserstoff Anteile am Gesamtenergieverbrauch von 1,6 % (2030) und 21 % (2050).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Flot

tena

ntei

l in

%

Extreme High Political Support

High Political Support

Modest Political Support

Abbildung 10-4: Anteil von Wasserstofffahrzeugen an der Fahrzeugflotte /HY 07/

10.2.4 Szenario „Brennstoffzellen im Verkehr“ Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft hat aufbauend auf den oben analysierten Studien ein Brennstoffzellenszenario für den Verkehrssektor entwickelt. Dieses geht von einer raschen Einführung der Wassertechnologie im Straßenverkehr bei überwiegender Nutzung in Brennstoffzellen aus.

Im Folgenden sind zunächst die Rahmenbedingungen hinsichtlich der Verkehrsleistung vorgestellt.


Rahmenbedingungen Die Verkehrsleistung unterteilt sich in die Beförderungsleistung des Personenverkehrs (Einheit Pkm/a) und die Transportleistung des Güterverkehrs (Einheit tkm/a).

Personenverkehr

Die Beförderungsleistung ist abhängig von der Bevölkerungsentwicklung (Einwohner-zahl, Altersstruktur), der Siedlungsstruktur (Urbanisierung), wirtschaftlichen Faktoren wie die Kraftstoffpreise sowie von sozialen Aspekten wie dem Mobilitätsbedürfnis der Verkehrsteilnehmer.

Der Straßenverkehr wird bis 2050 geringfügig abnehmen, jedoch unangefochten die höchste Beförderungsleistung aufweisen (2000: 10.900 Pkm/a, 2050: 10.000 Pkm/a, -8 %). Gründe dafür sind die fortschreitende Urbanisierung, der wachsende Alters-quotient sowie die steigenden Kraftstoffkosten. Demgegenüber steht weiterhin das hohe individuelle Mobilitätsbedürfnis der Verkehrsteilnehmer.

Der Schienenverkehr wird verstärkt als Alternative zum Straßenverkehr genutzt. Dies betrifft vorrangig den Stadt- und Nahverkehr. (2000: 880 Pkm/a, 2050: 1.200 Pkm/a, +36 %)

Der Luftverkehr entwickelt sich dynamisch. Zum einen werden die Geschäftsflüge aufgrund der globalen Wirtschaftsstrukturen weiterhin zunehmen. Dies betrifft sowohl Inlandsflüge als auch innereuropäischen oder internationale Flüge. Privatflüge werden wegen der internationalen Konkurrenz und dem Ausbau der Streckenkapazität erschwinglich sein. Die Reiseaktivität insgesamt wird wegen der Altersstruktur zunehmen.

Die deutschlandweit geleisteten Personenkilometer sind in Abbildung 10-5 dargestellt. Der Straßenverkehr geht bedingt durch die sinkende Einwohnerzahl deutlich zurück, der Luftverkehr wird stärker ausgebaut.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Bef

örde

rung

slei

stun

g in

Mrd

. Pkm

/ a

Schienenverkehr Personen

Luftverkehr Personen

Straßenverkehr ÖPV

Straßenverkehr MIV

Abbildung 10-5: Beförderungsleistung im Personenverkehr


Güterverkehr

Die Transportleistung ist im Wesentlichen von der Produktivität Deutschlands abhängig. Diese steigt bis 2050 zwischen 1,6 und 2,1 % jährlich /IFO 07/. Der Straßen-verkehr wird dabei seine vorrangige Stellung ausbauen können (2005: 66 %, 2050: 73 %), vgl. Abbildung 10-6. Grund dafür wird der flexible und schnelle Transport sein.

Der Schienengüterverkehr kann durch eine Erhöhung der Transportleistung seinen Anteil von etwa 1/6 halten (2005: 16 %, 2050: 15 %).

Der Schiffsverkehr wird seine Kapazitäten in der Binnenschifffahrt aber auch in der Seeschifffahrt nicht in der Geschwindigkeit ausbauen können, wie die anderen Verkehrsbereiche und somit seinen Stellenwert reduzieren (2005: 17 %, 2050: 11 %).

Da der Luftfrachtverkehr auch weiterhin mit der Passagierbeförderung gekoppelt ist, steigt dessen Transportleistung gemäß der Zuwachsraten in der Personenluftfahrt. Dadurch verringert sich der Anteil des Luftfrachtverkehrs am gesamten Güterverkehr von 1,4 % in 2005 auf 1,1 % im Jahr 2050.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Tran

spor

tleis

tung

in M

rd. t

km /

a

Küsten- u. Binnenschifffahrt

Schienenverkehr Güter

Luftverkehr Güter

Straßenverkehr Güter

Abbildung 10-6: Transportleistung im Güterverkehr

Szenario Für das Brennstoffzellenszenario wird der Einzug der Wasserstofftechnologie im Straßenverkehr angenommen. In erster Linie Brennstoffzellen betriebene Fahrzeuge leisten 25 % des motorisierten Individualverkehrs und 35 % des öffentlichen Straßen-verkehrs. Im Güterverkehr kommt die neue Technik zu 35 % zum Einsatz. Gemessen am Endenergieeinsatz des gesamten Verkehrssektors nimmt Wasserstoff in 2050 einen Anteil von 21,3 % ein. Dieser Wert ist vergleichbar mit dem „Modest Political Support“-Szenario (Hyways) und liegt etwas höher als das „Naturschutz“-Szeanrio (DLR) oder das „Nachhaltigkeitsszenario“ (WI, DLR).

Die Zusammensetzung der Kraftstoffe ergibt sich wie in Abbildung 10-7 dargestellt.


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Ende

nerg

ieve

rbra

uch

in P

J WasserstoffGasStromBiokraftstoffeFlugtreibstoffeBenzinDiesel

Abbildung 10-7: Wasserstoffszenario: Endenergieeinsatz im Verkehrssektor nach Energieträger

Da Wasserstoff langfristig die einzige heute absehbare Alternative zu den fossilen Kraftstoffen im Verkehr darstellt /VDA 05/, wird durch den Aufbau von Produktions-kapazitäten für mobile Brennstoffzellen auch die stationäre Brennstoffzelle profitieren. Allerdings ist bei dieser nicht der Betrieb mit Wasserstoff anzustreben, da er in der stationären Anwendung sinnvoll lediglich als Speicher von Überschussstrom dienen kann und sonst als Sekundärträger aus anderen Energiequellen hergestellt werden müsste. Stationäre Brennstoffzellen sollten deshalb mit Erdgas betrieben werden.

10.3 Stationäre Brennstoffzellenanlagen

10.3.1 Preis- und Kostenbetrachtung Die Kosten von Anlagen im Allgemeinen und Brennstoffzellen im Besonderen sind nicht nur an Materialpreise und damit indirekt an den energetischen Herstellungsaufwand gekoppelt. Vor allem der Wechsel von einer manuellen Fertigung hin zur Massen-produktion von Gütern erlaubt eine drastische Reduzierung von Kosten. Mit steigendem Absatz der Güter werden somit die spezifischen Kosten pro Einheit geringer. Dieser Zusammenhang lässt sich durch Lernkurven ausdrücken. Als Anhaltswert findet man z. B. oft die Aussage, dass die Stückkosten bei Verdoppelung der Produktion um 20 % sinken.

Die Lern- oder Erfahrungskurven sind von der kumulierten Produktionsmenge abhängig. Sie geben den Preis oder die Stückkosten einer Einheit nach der Produktion einer vorgegebenen Menge an Produkten an und berechnen sich zu:

214 Stationäre Brennstoffzellenanlagen

EtXPtXP −⋅= )())(( 0

mit: P(X(t)) Stückkosten oder Preis einer Einheit bei:

∑=

=t

ttxtX

0)()( kumulierte Produktionsmenge

x(t) der Produktionsmenge zum Zeitpunkt t E Erfahrungswert

Der Erfahrungswert kann aus Analysen der historischen Entwicklung von anderen Produkten abgeleitet werden. Die Lernrate erlaubt im Gegensatz zum Erfahrungswert eine anschauliche Deutung. Sie gibt den Anteil der Stückkosten bei einer Verdoppelung der Stückzahl an und errechnet sich aus dem Erfahrungswert zu:

ELR −= 2

In Abbildung 10-8 ist exemplarisch die Lernkurve für unterschiedliche Produktions-fälle dargestellt. Der Erfahrungswert wurde zu 0,3 entsprechend einer Lernrate von ca. 81 % gewählt. D. h. bei einer Verdoppelung der produzierten Menge an Gütern reduzieren sich die Kosten um 19 % - etwa dem oben genannten Faustwert. Bis zum Jahr 10 ist eine jährlich konstante Produktion gezeigt. Die gesamte Stückzahl steigt linear und die Stückkosten sinken exponentiell. Bei steigender Produktion mit linearem Zuwachs, sinken die Kosten schneller, während sie stagnieren, wenn keine Einheit mehr produziert wird.

Die Lernkurve läuft für X(t) → ∞ gegen 0. In der Realität werden sich die Kosten jedoch asymptotisch einem Grenzwert annähern, der sich aus den minimalen Produktions- und Materialkosten ergibt.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

0 5 10 15 20 25Jahr

Stüc

kkos

ten

€/Ei

nhei

t

0

20

40

60

80

100

120in

sges

amte

Stü

ckza

hlStückkosten

absoluteAusbringungsmenge

konstanteProduktion

linear steigendeProduktion

keineProduktion

Abbildung 10-8: Lernkurve für Kosten in Abhängigkeit von der produzierten Menge


Die Lernkurven bilden mit der Diffusionskurve der Marktdurchdringung eine zyklische Kausalkette, wobei sich die Kausalbeziehungen nicht topologisch sortieren lassen. Zum Markteintritt müssen die Kosten der Brennstoffzellen unter einen für die Anwender akzeptablen Preis sinken. Dieser ist vornehmlich durch die Konkurrenzlösungen und die ordnungspolitischen Rahmenbedingungen vorgegeben. Nach /LEP 04/ ist der komplexe und unüberschaubare Ordnungsrahmen derzeit das Hauptkriterium, dass die Potenziale der dezentralen KWK ungenutzt bleiben.

Existiert ein akzeptabler Preis für Brennstoffzellen-KWK-Anlagen besteht zumindest die Möglichkeit, dass der Absatzmarkt ausgeweitet werden kann. Durch eine Steigerung der Verkaufszahlen sinkt wiederum der Preis. Dieser Teufelskreis kann nur durch eine Aktzeptanz anfänglich höherer Kosten durchbrochen werden, wie sie ggf. für die Erschließung der sog. speziellen Märkte vertretbar sind. Durch Forschung und Entwicklung allein kann eine Technologie nicht kosteneffizient werden /IEA 00/. Es muss also von irgendeinem Marktteilnehmer die Bereitschaft vorhanden sein, eine erste Investition zu tätigen /KRU 07/, wobei diese im globalen Markt und nicht zwingend in Deutschland stattfinden muss.

Diese Aufgabe kann durch Energieversorgungsunternehmen übernommen werden oder durch staatliche Regularien beeinflusst werden. Keinesfalls können Anlagenhersteller oder Forschungseinrichtung die Marktdurchdringung neuer Technologien durch Skalen-effekte vorantreiben.

Dennoch sind auch allein durch die Lernraten im Zuge der Serienfertigung die Zielkosten bei allen Brennstoffzellentypen nicht in einem realistischen Zeithorizont erreichbar /BLE 06/. Das ist in erster Linie auf die aus den Demoanlagen abgeleiteten Lernraten zurückzuführen, die nicht auf eine Serienfertigung zu übertragen sind.

Die Berechnung von Lernkurven ist nachträglich aus historischen Technologie-entwicklungen möglich. Ex ante kann nur über komplexe, rekursive Berechnungs-algorithmen eine mögliche Entwicklung abgeschätzt werden. Daher bilden in diesem Projekt nicht Lernkurven für Kosten, sondern eine denkbare Marktdiffusion, die Basis für die Szenarienentwicklung. Dennoch ist die Kenntnis einer Preisdegression durch Skaleneffekte ein wichtiger Punkt, wenn die Markteinführung von Brennstoffzellen geplant wird.

10.3.2 Produktionskostenansatz über Statistiken Zielkosten für Brennstoffzellen werden in der Literatur mit etwa 1.500 €/kWel angegeben /BLE 06/. Diese lassen sich durch Forschungsbemühungen in eine verbesserte System-integration, Materialeinsparung sowie Verbilligung der Komponenten erreichen. Ziel-kosten werden durch den Vergleich der Brennstoffzellen mit konkurrierenden Energie-technologien, z. B. Gasheizkessel und Strombezug aus dem Netz, berechnet.

Zielkosten bieten somit eine obere Abschätzung dessen, was ein potenzieller Kunde aus rein wirtschaftlichen Erwägungen für eine Brennstoffzelle zu zahlen bereit sein müsste. Ob dieses Ziel erreicht werden kann, könnte mit Hilfe von Lernkurven für die Kosten qualitativ diskutiert werden (vgl. Kapitel 10.3.1). Dazu müssten jedoch Ausbaupfade angenommen werden bzw. wie in /BLE 06/ die Zeit bis zur Zielerreichung bei Zugrunde-legung der Produktionskapazitäten analysiert werden.


Eine andere Möglichkeit, die Erreichbarkeit der Zielkosten zu prüfen, besteht darin, über den Anteil der Materialkosten an den Gesamtkosten eines Produktes den erziel-baren Preis abzuschätzen. Abbildung 10-9 zeigt das Vorgehen zur Berechnung der Ziel-kosten im linken Ast der Darstellung. Im rechten Ast ist gegenübergestellt, wie mit Hilfe von Materialkosten, Personalkosten und einer abgeschätzten Gewinnmarge ein möglicher Verkaufspreis ermittelt werden kann. Der Gewinn orientiert sich dabei an einer fiktiven Renditevorgabe.

WärmebedarfWärmebedarf

StrombedarfStrombedarf

HeizkesselHeizkessel

Strombezug ausNetz

Strombezug ausNetz

ZielkostenfürBZ

ZielkostenfürBZ

Gestehungs-kosten

Gestehungs-kosten

MaterialkostenMaterialkostenGewinne undMehrwertsteuerGewinne und

Mehrwertsteuer

ErreichbareKosten

ErreichbareKosten

PersonalkostenPersonalkosten

MöglicherVerkaufspreis

MöglicherVerkaufspreis

Überprüfung derZielerreichung

Überprüfung derZielerreichung

Abbildung 10-9: Überprüfung der Erreichbarkeit der Zielkostenvorgabe für Brennstoff-zellen

Eine Abschätzung von Materialkosten aus den Massengerüsten nach /LCI 04/, ergibt Kosten von etwa 500 €/kWel. Diese decken sich sehr gut mit vertraulichen Hersteller-angaben für die MCFC /KLI 06/.

Vom statistischen Bundesamt werden Kostenstrukturen von Unternehmen unterschied-licher Industriezweige veröffentlicht /STB 06/. Als repräsentativ für die Brennstoffzellenhersteller wird die übergeordnete Klasse „Maschinenbau“ erachtet. Demnach ergibt sich die in Abbildung 10-10 dargestellte Struktur der Kostenanteile am Produktionswert. Etwas mehr als die Hälfte, und damit den größten Teil, nehmen die Materialkosten in Anspruch. Die Personalkosten betragen beim Maschinenbau etwa ein Drittel. Unter sonstige Kosten fallen neben Mieten und Pachten auch Steuern und Zinsen sowie Abschreibungen und sonstige Kostenanteile, die nicht an anderer Stelle bilanziert sind. Unter Fremdkosten, mit 2 % der kleinste Anteil, sind Kosten für Leiharbeitnehmer und sonstige industrielle oder handwerkliche Dienstleistungen zusammengefasst.


Fremd-kosten

2%

Sonstige Kosten16%

Material-verbrauch

52%Personal-kosten30%

Abbildung 10-10: Kostenanteile am Produktionswert des Wirtschaftszweiges Maschinenbau /STB 06/

Diese statistischen Daten sollen als Grundlage für eine kurze Abschätzung der erreichbaren Kosten bzw. Preise dienen, wenn auf eine großindustrielle Serienfertigung umgestellt wird. In Tabelle 10-4 sind Angaben aus verschiedenen Studien und eigene Annahmen mit dem Rechenweg aus Abbildung 10-9 zusammengeführt.

Tabelle 10-4: Abschätzung der durch Serienfertigung erreichbaren Verkaufspreise /eigene Annahmen und Berechnungen/

€/kW Anteil Bestandteil500 50% Materialkosten

1.000 80% Gesamtkosten1.250 Preis (inkl. Gewinn)1.488 19% Preis inkl. MwSt.

Mit Hilfe dieser groben Abschätzung errechnen sich inkl. einer Gewinnmarge erreichbare Preise von ca. 1.490 €/kW. Es lässt sich somit rückschließen, dass die notwendigen Zielkosten durch eine Massenproduktion durchaus erreichen lassen. Dabei kann eine Lebenszyklusanalyse bzw. Prozesskettenanalyse, wie sie zur Ermittlung des kumulierten Herstellungsaufwandes durchgeführt wird, in Unternehmen nicht nur helfen, Energie zu sparen sondern auch die Wertschöpfung zu erhöhen (z. B. durch Materialkostensenkung, Prozessoptimierung, etc.).

10.3.3 Spezielle Märkte Als Erstanwender für Brennstoffzellenanlagen werden Nischenmärkte bzw. die so genannten speziellen Märkte gesehen. In diesen ist die Energieversorgung ohnehin sehr teuer, weshalb Kosten eine untergeordnete Rolle spielen und andere Aspekte in den Vordergrund rücken.

Anwendungsbereiche werden nach /KLI 06/ bspw. gesehen bei:

• USV für Rechenzentren Die Brennstoffzelle stellt als Online-USV ständig Strom bereit und übernimmt eine Notfunktion bei Stromausfall. Zusätzlich ist eine Wärmeauskopplung etvl. auch in Kombination mit Absorptionskältemaschinen möglich.


• Elektroenergiequalität Der Einsatz von Brennstoffzellen als Puffer hilft bei der Vermeidung von Netzrück-wirkungen durch transiente Vorgänge (z. B. Spannungseinbrüche durch Schaltvor-gänge bei Schweißrobotern).

• Biogasnutzung Einige Brennstoffzellen werden derzeit in Klärwerken getestet. Starke Konkurrenz-systeme sind dabei Verbrennungsmotorenanlagen, die besser als BZ mit im Gas ent-haltenem Schwefel zurechtkommen, aber niedrigere Wirkungsgrade haben.

• Kraft-Wärme-Kältekopplung Aufgrund der hohen Abgastemperatur eignen sich Brennstoffzellen sehr gut für Tief-temperaturabsorptionskältemaschinen (Stoffpaarung NH3/H2O) in vielen Anwen-dungsbereichen, z. B. Krankenhäusern, wo zusätzlich Prozessdampf benötigt wird und ein Notstrombetrieb sichergestellt sein muss.

• Gärtnereien und landwirtschaftliche Betriebe Diese können das Abgas aus der Brennstoffzelle aufgrund dessen Schadstofffreiheit direkt nutzen. Dabei ergibt sich einerseits eine Wasserersparnis beim Gießen, die Wärme kann auf niederem Temperaturniveau verbraucht werden und bis zu 3 % CO2-Konzentration in der Luft verstärkt das Pflanzenwachstum. Gegebenenfalls kann als Brenngas Biogas aus einer Biomassevergärungsanlage verwendet werden.

Auch wenn in den speziellen Märkten keine großen Mengen abgesetzt werden können, haben sie das Potenzial, den Brennstoffzellen beim Markteintritt in die konventionellen Märkte zu helfen. Nachdem die Technologie an der Schwelle zur Marktreife steht, kann durch die monetäre Unterstützung aus den frühen Märkten zumindest ein Teil der Forschungs- und Entwicklungskosten refinanziert werden.

10.3.4 Ausbauszenario stationärer Brennstoffzellen Im Folgenden wird ein Ausbauszenario im Sinne eines Zielszenarios für stationäre Brennstoffzellen vorgestellt. So wird davon ausgegangen, dass eine sigmoide Transition der Technologie „Brennstoffzelle“ stattfindet und der maximale Ausbaugrad gemäß der Potenziale nach Kapitel 5 bis zum Jahr 2050 erreicht wird. Dieser Ausbau geschieht nicht automatisch, zahlreiche Effekte spielen bei der Erschließung der Märkte eine Rolle (siehe auch Kapitel 10.3.1). Einige politische Maßnahmen zur Forcierung eines Markteintritts und damit der Erschließung von Vorreitermärkten sind in Abbildung 10-11 in einer Zeitleiste dargestellt. Derzeit finden intensive Bemühungen statt, eine Roadmap mit Meilensteinen für die weitere Entwicklung festzulegen /NIP 06/ und auch konkrete Projekte zu fördern. Da Brennstoffzellen bereits an der Schwelle zur Marktein-führung stehen, müssen durch die Förderung früher Märkte zunächst die speziellen Märkte erschlossen werden (vgl. Kapitel 10.3.3). In einem nächsten Schritt, wenn die Brennstoffzelle ihre Praxistauglichkeit auch außerhalb von Demoanlagen beweisen konnte, kann der Schritt in den Massenmarkt erfolgen.


Bre

nnst

offz

elle

nein

satz

Zeit

Politikgetriebene Entwicklungeiner Ziel-Vision & Roadmap

Anwendungsnahe F&E-PolitikF&E-Förderung (z.B. bei Neuen Materialienund mechanisierte Produktionsverfahren),Forschungskoordination, Wagniskapitalzugang

Förderung früher Märkte &Nischenmärkten

(z.B. Leuchturm- & Demonstrations-projekte, Hemmnissbeseitigung,

Öffentliche Beschaffung, Qualifikation)

Förderung von Massenmärkten(Nachfrageorientierte

Förderinstrumente, z.B. Einspeisetarife, Mineralölsteuer, …)

Gegenwart

InventionErfindung

InnovationVon Erfindung zur Markteinführung

Breite Marktdiffusion

Freier Markt

Abbildung 10-11: Politische Maßnahmen zur Förderung von Brennstoffzellen /WIE 06/

Durch das Heben der Potenziale können neben der Innovation auch sogenannte First Mover Advantages genutzt werden. Das sind positive Auswirkungen, die mit der Einführung einer neuen Technologie verbunden sind. Beispielsweise kann die heimische Wirtschaft und Exportkraft gestärkt werden /WIE 06/. Vor diesem Hintergrund – und nicht nur den energetischen Auswirkungen - muss auch die Einführung der Brennstoff-zellentechnologie gesehen werden.

In Abbildung 10-12 ist die angesetzte S-Kurve für die Marktdurchdringung der Brenn-stoffzelle gezeigt. Die drei Phasen, Markteintritt, Marktddurchdringung und Sättigung sind bewusst nicht fest eingegrenzt, da eine klare Trennung oft nicht möglich ist. Das in Kapitel 1 ermittelte Potenzial zur Wärmebereitstellung in den verschiedenen Bereichen wird im Modell nach diesen Kurven bis 2050 ganz oder teilweise erschlossen. Der Markteintritt erfolgt ab 2010.

• Szenario A geht davon aus, dass der Markteintritt schnell erfolgt und auch mit schneller Durchdringung die Potenziale bis 2050 vollständig erschlossen werden. Im Jahr 2020 sind nach dieser Kurve etwa 6 % des Potenzials gehoben. In der Phase der Marktdurchdringung werden jährlich mehr Geräte in Betrieb genommen, so dass 2025 etwa 25 % und 2030 bereits über 50 % des möglichen Wärmebedarfs durch Brennstoffzellenanlagen gedeckt werden. Ab 2035 stellt sich langsam eine Sättigung des Marktes ein. Bis 2040 werden knapp 15 % des maximal Möglichen zugebaut. Für die Erschließung der letzten 5 % sind 10 Jahre von 2040 bis 2050 notwendig.

• Szenario B ist in der unteren Kurve dargestellt. Auch hier findet eine Einführung von Brennstoffzellen ab dem Jahr 2010 statt. Allerdings verläuft die Marktdiffusion deutlich langsamer, so dass 2050 das Potenzial zu etwas über 50 % erschlossen ist.

• Szenario C ist aus heutiger Sichtweise wahrscheinlicher, als die schnelle Markt-durchdringung mit Beginn der Sättigungsphase um 2040 und als das mittlere Szenario. Hier ist das gesamte technische Potenzial der KWK-Wärmebereitstellung im Jahr 2050 zu etwa 20 % erschlossen.

220 Analyse der Szenarien im ZEN

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Ersc

hlos

sene

s Po

tenz

ial

Szenario A: schnelleMarktdurchdringungSzenario B: mittlereDiffusionSzenario C: langsameDiffusion

Phase I:Markteintritt

Phase II:Marktdiffusion

Phase III:Sättigung

Abbildung 10-12: Diffusionskurve zur Erschließung des ermittelten Wärmepotenzials

10.4 Analyse der Szenarien im ZEN

In den drei Szenarien wird die Entwicklung des Bestandes an stationären Brennstoff-zellen variiert. Zusätzlich wird gegenüber dem Referenzszenario (vgl. Kapitel 4.2) der Endenergieverbrauch im Verkehr durch die Einführung von wasserstoffbetriebenen Brennstoffzellenfahrzeugen gemäß Kapitel 10.2.4 verändert. Der notwendige Wasserstoff verdrängt in erster Linie den Primärenergieträger Rohöl und muss selbst durch unterschiedliche Primärenergieträger bereitgestellt werden.

Die angenommene Entwicklung, dargestellt in Abbildung 10-13, orientiert sich an den Bereitstellungspfaden nach HyWays /HY 07/. Bereits heute könnte ein Teil des Wasserstoffs für den Verkehr aus Nebenprodukten der Düngemittelherstellung entnommen werden. Bis 2050 nimmt dieser Anteil allerdings relativ zu den anderen Möglichkeiten von etwa 19 % auf ca. 4 % ab. Auch die Erdgas-Dampfreformierung, 2010 noch bei 56 %, verliert etwa die Hälfte ihres Anteils. Stark zunehmen wird hingegen die Bedeutung der Elektrolyse - von ca. 25 % in 2010 auf etwa 68 % im Jahr 2050. Dadurch bietet sich die Möglichkeit, regenerative Energien, aber auch andere nicht-flüssige Primärenergieträger, in den Verkehr zu bringen.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

By-Product

Erdgas-Dampfreformierung

Strom / Elektrolyse

Abbildung 10-13: Anteile der verschiedenen Wasserstoffbereitstellungspfade /eigene Berechnungen/, /HY 07/


Allen Szenarien gemein ist die Entwicklung des Wärmebedarfs und des Stromver-brauchs in den Anwendungssektoren. Zusätzlich muss der Strombedarf der Elektrolyse für die Wasserstoffbereitstellung zur Anwendung im Verkehr gedeckt werden. Abbildung 10-14 zeigt die zeitliche Entwicklung des Stromverbrauchs in den Brenn-stoffzellenszenarien. Während er im Referenzszenario bis etwa 2020 leicht ansteigt, um bis 2050 um etwa 4 bis 5 % geringfügig abzunehmen, steigt er mit Wasserstoffbedarf auf etwas über 700 PJ in 2050 an. Die Elektrolyse verbraucht damit etwa 20 % des insgesamt erzeugten Stroms.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Stro

mve

rbra

uch

in T

Wh

H2-ElektrolyseReferenzszenario

Abbildung 10-14: Entwicklung des Stromverbrauchs in den Brennstoffzellenszenarien

10.4.1 Szenario A – schnelle Marktdurchdringung Szenario A geht von einer schnellen Marktdurchdringung und der vollständigen Er-schließung des für KWK geeigneten Wärmepotenzials durch Brennstoffzellenanlagen aus. In Abbildung 10-15 ist der sigmoide Charakter der Potenzialerschließung deutlich erkennbar. So stellt sich nach der Phase der Marktdurchdringung ab 2040 eine Sättigung des Marktes ein. Insgesamt geht der Wärmebedarf in allen drei Anwendungs-sektoren bis 2050 zurück. Zur Deckung der Nachfrage stehen drei Möglichkeiten zur Verfügung. Brennstoffzellen verdrängen einen Teil der Erzeugung aus Kohlen, Erdöl und Erdgas. Zusätzlich existiert ein Anteil, der nach den Annahmen in Kapitel 5 nicht durch die Brennstoffzelleneinführung tangiert wird. Dabei handelt es sich vornehmlich um regenerative Energien sowie Strom und Fernwärme. Brennstoffzellen stellen in diesem Szenario etwa ein Viertel der benötigten Wärme bereit.


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Wär

meb

edar

f in

PJGHD BrennstoffzellenGHD verdrängbarGHD nicht verdrängbarIndustrie BrennstoffzellenIndustrie verdrängbarIndustrie nicht verdrängbarHH BrennstoffzellenHH verdrängbarHH nicht verdrängbar

Abbildung 10-15: Zeitliche Entwicklung der Wärmebedarfsdeckung in Szenario A

Durch diesen wärmegeführten Betrieb der Brennstoffzellen mit Grundlastdeckung, kann die daran gekoppelte Stromerzeugung zur Plausibilitätsprüfung dienen. Diese muss zusammen mit der ungekoppelten Erzeugung die Stromnachfrage in den verschiedenen Sektoren befriedigen. Als Must-Run-Anlagen sind neben den regenerativen Stromer-zeugern auch die Kernkraftwerke definiert, da davon ausgegangen wird, dass deren Erzeugung nicht durch KWK-Anlagen verdrängt wird (vgl. auch Kapitel 8.4.2). Daher nimmt auch der Anteil der Must-Run-Kraftwerke bis zum Jahr 2020 ab. Der Zubau an Erneuerbaren, v. a. Windkraft, reicht nicht aus, die Deckungslücke zu schließen. Erst ab dem nächsten diskreten Zeitschritt, d.h. ab 2025, nimmt der Anteil der Must-Run-Anlagen wieder zu.

Abbildung 10-16 zeigt den zeitlichen Verlauf der Strombereitstellung, die sich über die Stromkennzahlen der KWK-Anlagen, den Must-Run-Anteil und die restlichen reinen Kraftwerke ergibt. Während bis 2020 die reinen Kraftwerke der allgemeinen Versorgung den Wegfall der Kernkraftwerke durch steigende Erzeugung ausgleichen müssen, nimmt ihr Anteil danach in Szenario A drastisch ab. Trotz des erhöhten Stromverbrauchs bedingt durch die Elektrolyse, geht ihr Anteil im Jahr 2035 auf Null zurück.


-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stro

mer

zeug

ung

in T

Wh

Rest (reine KW, allg. Vers.) Industrie (reine KW)Must-Run (reine KW) KWK (allg. Vers.)Groß-KWK (IND) BZ-KWK (IND)BZ-KWK (GHD) BZ-KWK (HH)BZ-KWK (Ersatz allg. Vers.) Referenzstromverbrauch

Abbildung 10-16: Zeitliche Entwicklung der Strombereitstellung im Szenario A

Ab 2035 wird mehr Strom durch Erneuerbare Energien und KWK bereitgestellt, als Bedarf besteht. Diese Überproduktion resultiert aus der drastischen Steigerung der Stromkennzahl des Systems bedingt durch den hohen Anteil an Brenstoffzellen im wärmegeführten Betrieb. So steigt σ von 0,44 im Basisjahr 2003 (vgl. Kapitel 4.2) auf ca. 1,3 im Jahr 2050.

Die Simulation liefert bei der Vorgabe von Szenario A keine interpretierbaren Ergeb-nisse. So ist der vollständige Rückgang von Stromerzeugung aus reinen Kraftwerken ebenso unrealistisch, wie der Export von 100 TWh/a. Auf eine weitere Auswertung wird daher verzichtet.

10.4.2 Szenario B – mittlere Diffusion In Szenario B verläuft die Markteinführung der Brennstoffzellen deutlich langsamer, als in Szenario A. Abbildung 10-17 zeigt die angesetzte Entwicklung der Wärmebedarfs-deckung im zeitlichen Verlauf. Die absolut größte Wärmebereitstellung durch BZ-KWK liegt auch in diesem Szenario im Sektor Haushalte, da dort das größte Potenzial besteht (vgl. auch Kapitel 5.2). 2050 werden im Szenario B etwa 13 % der insgesamt benötigten Wärme durch Brennstoffzellen bereitgestellt.


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Wär

meb

edar

f in

PJGHD BrennstoffzellenGHD verdrängbarGHD nicht verdrängbarIndustrie BrennstoffzellenIndustrie verdrängbarIndustrie nicht verdrängbarHH BrennstoffzellenHH verdrängbarHH nicht verdrängbar

Abbildung 10-17: Zeitliche Entwicklung der Wärmebedarfsdeckung in Szenario B

Die Stromerzeugung, die mit dem in Abbildung 10-17 gezeigten Wärmebedarf verknüpft ist, und die restliche Bedarfsdeckung zeigt Abbildung 10-18. Die Stromerzeugung der Must-Run-Anlagen entwickelt sich ebenfalls wie im vorherigen Kapitel 10.4.1 vorgestellt. Auch hier ergibt sich somit durch den Wegfall der Kernkraft eine Deckungs-lücke, die zunächst durch reine Kraftwerke ausgeglichen werden muss. Mit steigendem Anteil der Brennstoffzellen-KWK nimmt die Erzeugung der allgemeinen Versorgung bis 2050 nahezu linear ab. 2050 ist ihr Anteil mit 6,4 % etwa genauso groß, wie der Mehr-bedarf an Strom durch die Elektrolyse. Brennstoffzellen stellen in Szenario B etwa 40,5 % des Stroms bereit. Der restliche Strombedarf wird durch regenerative Energien sowie sonstige KWK und nicht verdrängbare Industriekraftwerke gedeckt.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stro

mer

zeug

ung

in T

Wh


Abbildung 10-18: Zeitliche Entwicklung der Strombereitstellung im Szenario B


In Abbildung 10-19 sind die Ergebnisse der Szenarienrechnung mit den methodischen Überlegungen zur ganzheitlich dynamischen Bilanzierung zusammengeführt. Dabei ist der stationäre Zustand im Jahr 2050 abgebildet, wie er sich nach Szenario B ergibt. Im Gegensatz zum IST-Zustand (vgl. Kapitel 4.2) ist deutlich erkennbar, dass der linke Ast der reinen Stromerzeugung deutlich kleiner wird. Der Herstellungsaufwand der Kraft-werke nimmt aufgrund des hohen Anteils regenerativer Energien zu. Die notwendige Leistungsvorhaltung bei KWK-Anlagen (vgl. Kapitel 8.5) ist als Malus im KEAH der KWK-Anlagen enthalten. Der Stromverbrauch nimmt gegenüber 2003 aufgrund der H2-Nutzung im Verkehr zu, während der Wärmebedarf zurückgeht. Dadurch ergibt sich ein Verhältnis von 0,44 zwischen Strom- und Wärmebedarf. Die Stromkennzahl der KWK liegt dagegen mit 1,3 deutlich darüber. Trotzdem der Strom- und Wärmeverbrauch gegenüber 2003 nur leicht zurückgeht, sinkt der gesamte KEA aufgrund der besseren Energieausnutzung und dem forcierten KWK-Einsatz um mehr als 25 % auf 8.200 PJ. Daraus errechnet sich ein spezifischer KEA von ca. 1,5, d. h. die eineinhalbfache Menge der gewünschten Zielenergie muss an Primärenergie zu deren Bereitstellung aufge-wendet werden.

Abbildung 10-19: Ergebnis der ganzheitlich dynamischen Bilanzierung für Szenario B im Jahr 2050


Die sich aus der Szenarienrechnung ergebenden CO2-Emissionen sind in Abbildung 10-20 aufgezeigt. Es zeigt sich, dass die gesamten CO2-Emissionen bis 2050 kontinuierlich um etwa 27 % gegenüber 2003 abnehmen. Die CO2-Emissionen der Strom- und KWK-Wärmebereitstellung steigen dagegen bis 2025 leicht an, was auf den Kernenergieausstieg zurückzuführen ist. 2050 sinken sie dann auf etwa 18 % unter den Wert in 2003. Dieser gegenüber den Gesamtemissionen unterproportionale Rückgang ist vor Allem darauf zurückzuführen, dass der Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung über-durchschnittlich viele Emissionen in der reinen Wärmeerzeugung ersetzt.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2000 2010 2020 2030 2040 2050

CO2-E

mis

sion

en in

Mio

. t/a

Gesamt

Strom- und KWK-Wärme

Abbildung 10-20: Entwicklung der CO2-Emissionen in Szenario B

10.4.3 Szenario C – langsame Diffusion In Szenario C wird das Potenzial langsamer erschlossen, als in den vorigen beiden Szenarien. So werden 2050 5 % der benötigten Wärme durch Brennstoffzellen-KWK bereitgestellt. Die zeitliche Entwicklung der Wärmebedarfsdeckung ist in Abbildung 10-21 gezeigt.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Wär

meb

edar

f in

PJ

GHD BrennstoffzellenGHD verdrängbarGHD nicht verdrängbarIndustrie BrennstoffzellenIndustrie verdrängbarIndustrie nicht verdrängbarHH BrennstoffzellenHH verdrängbarHH nicht verdrängbar

Abbildung 10-21: Zeitliche Entwicklung der Wärmebedarfsdeckung in Szenario C


Die Strombereitstellung im Szenario C ist in Abbildung 10-22 dargestellt. Hier sinkt die Erzeugung in reinen Kraftwerken der allgemeinen Versorgung nur leicht. Brenn-stoffzellen fangen den Strommehrbedarf durch die Elektrolyse auf und verdrängen daher keine andere Stromerzeugung.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stro

mer

zeug

ung

in T

Wh


Abbildung 10-22: Zeitliche Entwicklung der Strombereitstellung im Szenario C

In Abbildung 10-23 ist das Energieflussbild der Strom- und Wärmebereitstellung für das Jahr 2050 in diesem Szenario dargestellt. Anders als in Szenario B ist hier die Stromkennzahl mit etwa 0,93 deutlich niedriger, wenngleich sie sich gegenüber 2003 mehr als verdoppelt hat. Zur Strom- und Wärmebereitstellung werden 8.988 PJ an Primärenergie eingesetzt, was einem spezifischen KEAges von ca. 1,6 entspricht.


Abbildung 10-23: Ergebnis der ganzheitlich dynamischen Bilanzierung für Szenario C im Jahr 2050

Abbildung 10-24 zeigt, dass die gesamten CO2-Emissionen in Szenario C bis 2050 um ca. 18 % gegenüber 2003 zurückgehen. Die Emissionen der Strom und KWK-Wärme-bereitstellung steigen bis 2025 leicht an, um danach bis zum Ende des Betrachtungs-zeitraums auf etwa den Wert von 2003 zu sinken.

Im Vergleich zu Szenario B werden in Szenario C ca. 100 Mio. t mehr CO2 emittiert. Dies verdeutlicht den Einfluss der Brennstoffzellen als energie- und CO2-effiziente Technologie.


0

200

400

600

800

1.000

1.200

2000 2010 2020 2030 2040 2050

CO2-E

mis

sion

en in

Mio

. t/a

Gesamt

Strom- und KWK-Wärme

Abbildung 10-24: Entwicklung der CO2-Emissionen in Szenario C

230

11 Zusammenfassung

11.1 Zusammenfassung

Im Rahmen dieser Untersuchungen wurde eine Methodik zur ganzheitlichen und dynamischen Bewertung von KWK-Anlagen, insbesondere von Brennstoffzellen, ent-wickelt. Die Anlagen werden dazu nicht isoliert, nur fallweise untereinander bzw. mit konventionellen Technologien verglichen, sondern in eine Energiesystemanalyse eingebunden. Dynamische Wechselwirkungen werden in Szenarien berücksichtigt.

• Die Modellierung von Ausgangsdaten für umfassende KWK-Szenarien ist auf Basis der derzeitigen amtlichen Energiebilanzen nicht ausreichend detailliert möglich, da nicht genügend Informationen abgebildet sind. Die KWK-Erzeugung und der Energieeinsatz werden an verschiedenen Bilanzposten verrechnet. Zur Erhöhung der Transparenz müssen die geschlossenen Energiebilanzen mit Hilfe primärstatistischer Daten bereinigt werden. Die KWK-Anlagen sind für die weitere Rechnung vollständig, d. h. inkl. Wärmeerzeugung im Umwandlungssektor bilanziert. KWK-Wärme in der Industrie und aus dezentralen Anlagen in anderen Sektoren wird als eigene Form der Endenergie ausgewiesen.

• Auch ist der Herstellungsaufwand für Anlagen implizit in den Energiebilanzen in den Sektoren enthalten, in denen die Anlagen hergestellt werden. Damit keine Doppelbilanzierung auftritt, muss der KEAH für eine geschlossene Bilanz getrennt ausgewiesen werden.

• Als Referenzentwicklung wird auf vorhandene Szenarien der Enquete-Komission und dem Energiereport IV des EWI aufgebaut. Schwierigkeiten ergeben sich bei der Verwendung von diesen Szenarien aufgrund anderer Annahmen, Grundlagen, Schwerpunktsetzung, etc. Daher ist auch dort eine Bereinigung im Sinne der entwickelten Methodik zur Bilanzierung der KWK notwendig. In Szenarien ist es zudem unumgänglich, mit Durchschnittswerten zu arbeiten. Annahmen, die auf Messungen und Untersuchungen von Einzelanlagen beruhen, können daher zu Abweichungen führen, wenn Ergebnisse auf das Gesamtsystem projeziert werden.

• Eine Potenzialermittlung für Brennstoffzellen-KWK in den Sektoren Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung, Industrie sowie in der Bestands-KWK des Umwandlungs- und Industriesektors zeigt, dass z. T. noch erhebliche Ausbau-möglichkeiten vorhanden sind. Eine Simulation von Anwendungsbeispielen ergibt, dass Brennstoffzellen gegenüber der Referenz Brennwertkessel die niedrigsten CO2-Vermeidungskosten der untersuchten Systeme aufweisen, wenn sie die Zielkosten erreichen. Mit den derzeitigen Kosten der Demonstratoren und Einzelanfertigungen kann das technische Potenzial nicht wirtschaftlich erschlossen werden.

• Die verschiedenen methodischen Ansätze sowie die Erkenntnisse aus Potenzial-analyse, zeitliche Entwicklung der Bereitstellungsnutzungsgrade von Primär-energieträgern und Untersuchungen zu Verdrängungsmechanismen wurden in drei einfachen Szenarien zusammengefasst. Deren Auswertung zeigt: • Brennstoffzellen sind KWK-Anlagen mit hoher Stromkennzahl und der Möglich-

keit, Wärme bei hohen Temperaturen bereitzustellen.

Zusammenfassung 231

• Brennstoffzellen können dazu beitragen, die Kraft-Wärme-Kopplung auch in Objekten mit wesentlich geringerem Leistungsbedarf (im Extremfall auch in Einfamilienhäusern) einzusetzen.

• Der Herstellungsaufwand der Energiewandler und auch die Änderung des Bereit-stellungsnutzungsgrades der PE-Träger haben auch weiterhin keinen großen Einfluss auf den gesamten Energieverbrauch.

• Dominierend sind die Entwicklung der Nutzungsgrade und die Veränderung der Erzeugungsstruktur.

• Nicht allein der Wärmebedarf bestimmt die Obergrenze des KWK-Potenzials, sondern bei starkem Ausbau insbesondere auch der Strombedarf.

Ziel des gesamten Verbundforschungsvorhabens EduaR&D war die Entwicklung systematischer Ansätze, die:

• Aussichtsreiche Energietechnologien identifizieren, • Entwicklungspfade analysieren, • Möglichkeiten und Grenzen der neuen Technologien bewerten und • Förderentscheidungen unterstützen und die Fördereffizienz zu erhöhen.

Das Untersuchungsobjekt „Brennstoffzellen“ wurde bereits vor Beginn dieses Teilprojektes „Ganzheitliche, dynamische Bewertung von KWK-Technologien mit Brennstoffzellen“ als potenzielle Technologie der Zukunft ausgewählt. Gegenüber konventionellen Techniken ergeben sich höhere Nutzungsgrade (vgl. Kapitel 9.1), wodurch sich nennenswerte Potenziale für die Ressourcenschonung fossiler Energieträger und für die Reduktion von Schadstoffemissionen und Treibhausgasen erschließen (vgl. Kapitel 5). Mögliche Entwicklungspfade und deren Auswirkung wurden in einfachen Szenarien betrachtet (siehe Kapitel 1 und Kapitel 10). Die Inhalte von Punkt 3 sind schlussendlich schon im Titel des Projektes enthalten. Brennstoffzellen wurden u. a. nicht nur ganzheitlich (Kapitel 7), sondern auch in konkreten Anwendungsfällen ihren Konkurrenztechnologien gegenübergestellt (Kapitel 1).

Der letzte Punkt der Aufzählung bedarf nun noch einer näheren Beleuchtung, da er eine der Kernintentionen des Verbundprojektes darstellt und als Einziges erst peripher (z.B. in Kapitel 10.3) analysiert wurde. Versteht man den Ausdruck „Fördereffizienz“ als eine, aus dem technischen Wirkungsgrad abgeleitete, Größe, die auf dem Fördermitteleinsatz und der erzielten Wertschöpfung beruht, so zeigt sich, dass die Fördereffizienz Null ist, sobald eine geförderte Technologie nicht eingesetzt wird. Auch „Förderwirkungsgrade“ größer 100 % sind möglich, so die Wertschöpfung durch den Einsatz und die Vermarktung der Technologie den Fördermitteleinsatz übersteigt.

/LEP 04/ sieht es als „Aufgabe der Forschung und Entwicklung (…), Technologien soweit zu entwickeln, dass diese in Feldversuchen eingesetzt werden können, die gesammelten Erfahrungen zu Verbesserungen/Weiterentwicklungen führen und somit ein einsatz-fähiges Produkt entsteht. Es ist ersichtlich, dass die Technologie (bspw. Brennstoff-zellen) nicht notwendigerweise in Deutschland verkauft werden müssen, damit die Fördereffizienz steigt. Volkswirtschaftlich und aus globaler energiewirtschaftlicher Sicht wäre es sogar vorteilhaft, wenn sie überwiegend exportiert würde.

Bei der Entscheidung zugunsten der Förderung einer Technologie müssen alle zu-gehörigen Aspekte beachtet werden. Besondere Beachtung sollte auch die Verknüpfung der Forschungspolitik mit der nachgelagerten Energiepolitik oder allgemein der Politik

232 Zusammenfassung

erfahren, die die Rahmenbedingungen für einen Einsatz der geförderten Technologien setzt. So ist etwa nach den, aus der „Bullensee“-These 8 /BUL 06a/ abgeleiteten, Thesen zur dezentralen Mikro-KWK in der Markteinführungsphase ein Investitionszuschuss sowie eine degressive KWK-Zusatzvergütung notwendig, damit sich die neue Technologie gegenüber der etablierten Technik behaupten und durchsetzen kann.

Innovative dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung mit Brennstoffzellen hat ein großes Potenzial, wobei noch Entwicklungsarbeit geleistet werden muss, um den Anlagen zum Markteintritt zu verhelfen. Mit Hilfe der durchgeführten Untersuchung konnten folgende Schwerpunkte für zukünftige F&E-Programme identifiziert werden:

• Die Entwicklung wesentlich kostengünstigerer Brennstoffzellenkomponenten ist notwendig, damit die Anlagen die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit erreichen können.

• Gleichzeitig muss die Entwicklung von Lebensdauer erhöhenden Maßnahmen verstärkt vorangetrieben werden.

• Die Entwicklungsanstrengungen stationärer Brennstoffzellenanwendung können durch Synergieeffekte aus der Entwicklung portabler und mobiler Systeme sinnvoll ergänzt werden.

• Ggf. können auch spill-over-Effekte aus anderen Technologie- und Forschungs-zweigen (Biologie, Beschichtungstechnik, etc.) stärker genutzt werden. Der Aufbau eines besseren Wissensmanagementsystems mit inter-/transdiziplinären Austauschmöglichkeiten scheint hier zweckmäßig.

Nicht nur für Brennstoffzellen-KWK im Speziellen bestehen noch Forschungsfelder sondern auch im Allgemeinen für (dezentrale) KWK-Anlagen. Dabei handelt es sich im Wesentlichen um:

• Regelstrategien zur Einbindung dezentraler Systeme in das allgemeine Stromnetz Hier muss untersucht werden, wie dezentrale KWK-Systeme energiewirtschaftlich sinnvoll in das UCTE-Netz eingebunden werden und welche Rückwirkung die Einspeisung auf Niederspannungsebene hat.

• Einbindung dezentraler Technologien in lokale Versorgungssysteme Es sollten Strategien zum Einsatz dezentraler KWK bei Einzelobjektversorgung ohne Netzkopplung entwickelt werden. Ein Beispiel hierfür ist die industrielle Eigenversorgung zur Grundlastdeckung oder als Peak-Shaving-Anlage.

• Ausbau der Netze Es sollte geprüft werden, ob es notwendig ist, Strom-, Gas- und Wärmenetze auszu-bauen und wie dieser Ausbau effizient geschehen kann.

• Einbindung von Speichertechnologien Bei verstärktem Ausbau dezentraler Erzeugung ist es unumgänglich Speicher für Wärme und Strom (z. B. auch in Form von Wasserstoff) inkl. deren Be- und Entlade-strategien weiterzuentwickeln.

KWK-Anlagen allgemein, so auch schon heute verfügbare verbrennungsmotorische BHKW, können – richtig eingesetzt - große ökologische Vorteile gegenüber dem derzeitigen Energiesystem bieten. Bis zur Marktreife von Brennstoffzellensystemen muss jedoch noch viel F&E-Arbeit geleistet werden. Dann allerdings kann die Produktion von Brennstoffzellen helfen, die Wertschöpfung in Deutschland zu erhöhen.

Zusammenfassung 233

11.2 Ausblick

Als eine derzeitige Hemmschwelle für einen Einsatz von Brennstoffzellen-KWK wurden in diesem Projekt in erster Linie die techno-ökonomischen Anforderungen, wie Investitionskosten und die Lebensdauer der Systeme, identifiziert. Gleiche Bedeutung kommt allerdings auch der Nachfragestruktur zu. So ist die Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmeverbrauch Voraussetzung für die gekoppelte Produktion von Strom und Wärme. Ist diese nicht gegeben, sinkt die Ausnutzungsdauer der KWK-Anlage und damit neben ihrer Wirtschaftlichkeit auch der Energieeffizienzvorteil durch die gekoppelte Erzeugung. Es muss aus energiewirtschaftlicher Sicht vorrangiges Ziel sein, den Anteil der KWK-Erzeugung sowohl strom-, als auch wärmeseitig zu erhöhen.

Stromseitig übernimmt das in Deutschland engmaschig ausgebaute Stromnetz eine ausgleichende Funktion. Durch die Vielzahl von Stromverbrauchern wird beispielsweise die Nachfrage örtlich und zeitlich vergleichmäßigt. Aus Sicht der KWK-Anlage dient es somit als elektrischer „Speicher“ mit großer Kapazität – es synchronisiert in gewisser Weise die Strom- und Wärmenachfrage. Solange genügend flexible Erzeugungsanlagen positive und negative Regelleistung bereitstellen, kann ein dezentrales Erzeuger-Verbraucher-System beliebig Strom einspeisen oder beziehen, ohne selbst Regelaufgaben zu übernehmen.

Wärmeseitig dient normalerweise ein Spitzenlastkessel zur Bereitstellung der thermischen Regelleistung. Auch hier ist durch den Zusammenschluss mehrerer Verbraucher zu Fern- und Nahwärmenetzen eine Vergleichmäßigung der Nachfrage möglich. Die Ausregelung von Lastspitzen durch andere KWK-Anlagen kann im Wärmenetz jedoch - aufgrund der regionalen Begrenztheit der Netze und nur weniger (meist nur ein) Anbieter - nicht erfolgen. Denn im Gegensatz zum Strom kann Wärme nur mit großen Verlusten über weite Strecken transportiert werden.

Dagegen ist es möglich, Wärme mit geringerem technischem Aufwand zu speichern. Eine Möglichkeit zur Entkopplung der Erzeugung ist daher die Verwendung von thermischen Speichern. Diese können die Ausnutzungsdauer der KWK-Stromerzeugung und den KWK-Wärme-Deckungsbeitrag u. a. erhöhen durch:

• die Vergrößerung der Wärmenachfrage in Schwachlastzeiten und • die Nutzung der gespeicherten KWK-Wärme (anstatt des Spitzenlastkessels) zu

Zeiten starken Wärmebedarfs.

Die KWK-Anlage mit Wärmespeicher wird damit in gewisser Weise zu einem Strom-Speicher, da die elektrische und thermische Leistungsbereitstellung in einem breiteren Bereich variiert werden kann. Im Bereich der thermischen Speicher in Verbindung mit KWK ergibt sich ein breites Untersuchungsspektrum:

• Unterschiedliche Speichergrößen bis hin zu saisonaler Speicherung • Regelstrategien für die Speicherbe- und -entladung • Energetische Systemanalyse KWK, Spitzenlastsystem und Speicher • Wirtschaftliche Systemanalyse KWK, Spitzenlastsystem und Speicher • Potenzialabschätzung

Somit sind thermische Speicher als energiewirtschaftliches Element ein wichtiges Forschungsfeld, um den KWK-Ausbau zu unterstützen.

235

12 Literaturverzeichnis

/AGEB 06/ Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen; VDEW: Energie Spezial – Endenergieverbrauch in Deutschland. Berlin, verschiedene Jahrgänge.

/AGEB 07/ Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, www.ag-energiebilanzen.de, unter-schiedliche Monate, letzter Stand: März 2007

/AGFW 01a/ Neuffer, H.; Witterhold. F.-G.: Strategien und Technologien einer pluralistischen Fern- und Nahwärmeversorgung in einem liberalisierten Energiemarkt unter besonderer Berücksichtigung der Kraft-Wärme-Kopplung und regenerativer Energien, Band 1 - Grundlagen der Kraft-Wärme-Kopplung, Zertifizierungsverfahren und Fördermodelle, Arbeits-gemeinschaft Fernwärme beim VDEW (AGFW), Juli 2001

/AGFW 01b/ Neuffer, H.;Witterhold. F.-G.: Pluralistische Wärmeversorgung, Band 2 – Wärmeversorgung des Gebäudebestandes – Technologieentwicklung und Bewertung, Arbeitsgemeinschaft Fernwärme beim VDEW (AGFW), August 2001

/AGFW 02/ Arbeitsblatt FW 308 - Zertifizierung von KWK-Anlagen, Arbeits-gemeinschaft Fernwärme e.V. (AGFW), Frankfurt, November 2002

/AGFW 04/ Lutsch, W.; Neuffer, H.; Witterhold. F.-G.: Pluralistische Wärme-versorgung, Band 3 – Zukunft der KWK und der Fernwärme, Modell-gestützte Hochrechnungen, Vergleichende Betrachtungen, Zukünftige Anforderungen, Arbeitsgemeinschaft Fernwärme beim VDEW (AGFW), August 2004

/AGFW 05/ Arbeitsgemeinschaft für Wärme und Heizkraftwirtschaft – AGFW – e.V.: Hauptberichte der Fernwärmeversorgung – Technische Bestands- und Veränderungsdaten zur Fernwärmeversorgung in Deutschland, Frankfurt am Main, verschiedene Jahre

/AGFW 06/ Branchenreport 2006 der AGFW, Bezug über www.agfw.de, Zugriff am 17.05.2007

/ANG 00/ Angerloher, J.; Dreier, Th.: Techniken und Systeme zur Wasserstoff-bereitstellung – Perspektiven einer Wasserstoff-Energiewirtschaft (Teil 1), Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, München, 2000

/ARN 03/ Arndt, U.; Hauptmann, F.; Kraus, D.; Richter, S.: Brennstoffzellensysteme für portable und stationäre Kleingeräte – Technikbewertung und Potenziale, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., im Auftrag des BSTMWIVT, München, 2003

/ARN 07/ Arndt, U. et al: Innovative KWK-Systeme zur Hausenergieversorgung, End-bericht des Forschungsvorhabens im Auftrag der Stiftung Energie-forschung Baden-Württemberg und des Bundesministeriums für Wirtschaft in Zusammenarbeit mit dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München, Forschungsstelle für Energie-wirtschaft e.V., München, 2007

236

/ASU 05/ Tagungsband: Heizen – Kühlen – Klimatisieren mit Gaswärmepumpe, ASUE, 2005

/ASU 05b/ Internetseite der ASUE, www.asue.de, Juni 2005

/BAF 05/ BMWA, BAFA: Monatliche Erdgasbilanz und Entwicklung der Grenzüber-gangspreise, Berichtsstand: Juli 2005

/BEE 05/ Beer, M.: Vermeidungskosten regenerativer Energietechnologien, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 2005

/BEE 06/ Beer, M.; Gobmaier, T.: Vergleich von Kälte- und Wärmeerzeugungs-technologien Teil II, unveröffentlichter Bericht der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 2006

/BGR 02/ Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe: Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002, Oktober 2002

/BGR 04/ Gerling, P., Rempel, H., Schwarz-Schampera, U.; Thielemann, T.: Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2004 – Kurzstudie, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover, 2004

/BImSchV/ Erste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes – Verordnung über kleine und mittlere Feuerungsanlagen in der Änderung vom 14. August 2003

/BKWK 05/ Fakten zur Kraft-Wärme-Kopplung, Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V. (bkwk), Januar 2005

/BLA 07/ Blank. T.: Energiespeicher – Stand und Perspektiven, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, für das Büro für Technikfolgenabschätzung (TAB) beim deutschen Bundestag, München, 2007 (noch unveröffentlichte Studie)

/BLE 05/ Blesl, M.; Fahl, U.; Voß, A.: Untersuchung der Wirksamkeit des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes, IER, Stuttgart, Juli 2005

/BLE 06/ Blesl, M.; Ohl, M.; Leipnitz, T.: Entwicklungsstand und Entwicklungs-bedarf stationärer Brennstoffzellen, IER, ZES, Stuttgart, Oktober 2006

/BLE 07/ Blesl, M.: KWK-Anlagenbestand: Potenziale für weitere Modernisierungen, in EuroHeat&Power, Heft 4, 2007

/BMWi 07/ Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie: Zahlen und Fakten – Energiedaten – Nationale und internationale Entwicklung, verschiedene Monate, letzter Stand: März 2007

/BOS 03/ Bossel, U.; Eliasson, B.; Taylor, G.: The Future of the Hydrogen Economy: Bright or Bleak? Final Report, Oberrohrdorf (Schweiz), Baden-Dättwil (Schweiz), Ingatestone (England), 2003

/BP 05/ Statistical Review of World Energy 2005, British Petrol, 2005

/BREF 01/ UBA: Reference Document on Best Available Techniques in the Non Ferrous Metals Industries, Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC), Dezember 2001

Literaturverzeichnis 237

/BRE 98/ Bressler, G.; Günter-Pomhoff, C.; Saller, A.: Ganzheitliche Bilanzierung von elektrisch angetriebenen Wärmepumper als Basis einer Ökobilanz, Teilprojekt im Forschungsvorhaben GABIE, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, 1998

/BUL 06a/ Luther, J.; Pfaffenberger, W.; Wagner, U.; Brinker, W.: 10 Bullensee-Thesen und abgeleitete Handlungsempfehlungen zur zukünftigen Energieversorgung, Bremen, 2006, 3. Auflage, März 2007

/BUL 06b/ Luther, J.; Pfaffenberger, W.; Wagner, U.; Brinker, W.; Bradke, H.: Thesen zur dezentralen Mikro-Kraft-Wärme-Kopplung, Bremen, 2006

/BUR 05/ Burger, H.; Jullens, J.; Schneider, H.: DE MARKTPOSITIE VAN WKK - Verslag van de interviewronde 2005, CEA, Bureau voor implementatie van beleid B.V., Delft, Juli 2005

/BVB 06/ Bundesverband Braunkohle, www.braunkohle.de, Stand: April 2006

/BVS 04/ Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks - Zentralinnungsverband (ZIV): Altersstruktur von Feuerungsanlagen für die Bundesrepublik Deutschland 2003, Sankt Augustin, 2004

/BVS 05/ Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks - Zentralinnungsverband (ZIV): Altersstruktur von Feuerungsanlagen für die Bundesrepublik Deutschland 2004, Sankt Augustin, 2005

/BW 05/ Strategiepapier zum Forschungsbedarf in der Wasserstoff-Energie-technologie, Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit, Berlin, 2005

/CFC 07/ CFC Solutions GmbH, www.mtu-cfc.com, Stand; Juni 2007

/COR 99/ Corradini, R.; Hutter, C.; Köhler, D.: Ganzheitliche Bilanzierung von Grund stoffen und Halbzeugen – Teil I Allgemeiner Teil, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 1999

/DAN 05/ Danish Energy Agency: www.ens.dk, September 2005

/DIT 98/ Dittmann, A.; Zschernig, J.: Energiewirtschaft, Teubner, Stuttgart, 1998

/DIW 99/ Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), et. al.: Politikszenarien für den Klimaschutz – II, Berlin, Jülich, Karlsruhe 1999

/DLR 01/ Martin Pehnt, Joachim Nitsch: Bedeutung alternativer Antriebe und Kraftstoffe für den Ressourcen- und Klimaschutz, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Stuttgart 2001

/DLR 04/ Nitsch, Joachim et al.: Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Institut für Energie- und Umweltforschung (ifeu), Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie, Stuttgart, Heidelberg, Wuppertal, im Auftrag des BMU 2004

/DLR 06/ Krewitt, Wolfram: Biomasse-Kraftstoffe im Vergleich zu anderen alternativen Kraftstoffen, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Garching, Juni 2006

238

/DLR 07/ Nitsch, Joachim: Leitstudie 2007, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Stuttgart, 2007

/EEX 07/ European Energy Exchange, deutsche Energiebörse in Leipzig, www.eex.de, letzter Stand: Mai 2007

/EIA 05/ Energy Information Administration: International Energy Outlook, Washington, 2005

/ENEV 04/ Verordnung über energiesparenden Wärmeschutz und energiesparende Anlagentechnik bei Gebäuden in der Fassung 2004

/ENQ 02/ Enquete-Kommission: Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und der Liberalisierung, 2002

/ENQ 02a/ Deutscher Bundestag: Szenarienerstellung der Enquete-Kommission - Nachhaltige Energieversorgung unter den Bedingungen der Globalisierung und der Liberalisierung. IER und Wuppertal-Institut, Stuttgart und Wuppertal, Juni 2002

/EON 05/ E.ON AG, www.eon.com, November 2005

/EU 97/ EG Binnenmarkt-Richtlinie Elektrizität vom 19.02.1997

/EU 04/ Richtlinie 2004/8/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Februar 2004 über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf orien-tierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 92/42/EWG

/EU 06/ Entscheidung der Kommission vom 21. Dezember 2006 zur Festlegung harmonisierter Wirkungsgradreferenzwerte für die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme zur Anwendung der Richtlinie 2004/8/EG des Europäischen Parlamentes und des Rates 2007/74/EG

/EUR 05/ Energiebilanzen – Daten 2002 – 2003, Themenkreis Umwelt und Energie der Europäischen Kommission (eurostat), 2005

/EWI 04/ EWI, IW, RWI: Gesamtwirtschaftliche, sektorale und ökologische Auswirk-ungen des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG), 2004

/EWI 05/ Schulz, W. et al.: Energiereport IV – Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) / Prognos AG, Basel, 2005

/EWI 06/ Lindenberger, Dietmar: Auswirkungen höherer Ölpreise auf Energie-angebot und Nachfrage - Ölpreisvariante der Energiewirtschaftlichen Referenzprognose 2030, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln, Prognos AG, Köln, Basel 2006

/FAH 01/ Fahl, U.; Blesl, M.; Rath-Nagel, S.; Voß, A.: Maßnahmen für den Ersatz der wegfallenden Kernenergie in Baden-Württemberg, Institut für Energie-wirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Stuttgart, 2001

/FAH 02/ Fahl, U.; Remme, U.; Blesl, M.: Szenarienerstellung für die Enquete-Kommission „Nachhaltige Energieversorgung“ des Deutschen Bundestages – Endbericht, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energie-anwendung (IER), Stuttgart, 2002


/FFE 02a/ Basisdaten zur Bereitstellung elektrischer Energie in Deutschland 1999, Stand: Februar 2002, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.

/FFE 02b/ Mühlbacher, H.; Carter J. M.: Warmwasserbereitung – Vergleich zentraler und dezentraler Warmwasserbereitung, Im Rahmen des Verbundprojekts ISOTEG, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. München, 2002.

/FFE 04/ U. Arndt, F. Hauptmann, D. Kraus, S. Richter: Brennstoffzellensysteme für portable und stationäre Kleingeräte - Technikbewertung und Potenziale, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München 2004

/FFE 06/ FfE e.V.: Eigene Erhebungen aus z.T. unveröffentlichten Studien. München, 2006

/FNR 05/ Fachagentur nachwachsende Rohstoffe e.V.: Bioenergie – Pflanzen, Roh-stoffe, Produkte, Gülzow, 2005

/GAI 01/ Gailfuß, M.: Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, Innovative KWK-Technologien, BHKW-Infozentrum Rastatt, Januar 2001

/GEI 04/ Geiger, B. et al.: CO2-Vermeidungskosten im Kraftwerksbereich, bei den er-neuerbaren Energien sowie nachfrageseitigen Energieeffizienzmaßnahmen, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München, 2004

/GEI 05/ Geiger, B.; Nickel M.; Wittke F.: Energieverbrauch in Deutschland – Daten, Fakten, Kommentare, BWK Bd. 57 Nr. 1-2, 2005

/GEI 05a/ Geiger, B.: Vermeidungskosten als Effizienzkriterium – sicher die richtige Entscheidung treffen, Beitrag zur FfE-Fachtagung, München, 2005

/GEM 07/ Fritsche, U.R.; Leuchtner, J.; Matthes, F.C.; Rausch, L.; Simon, K.H.: Globales-Emissions-Modell Integrierter Systeme (GEMIS), Öko Institut, verschiedene Versionen, letzter Stand: V 4.4, April 2007

/GOB 04/ Gobmaier, T.; Köhler, D.; Endres, M.: Erprobung von Contracting in gewerblichen Unternehmen, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München e.V., 2004

/GOB 07/ Gobmaier, T., Corradini, R., Kraus, D.: Energiebedarfsprognose für die Stadt München, Teilprojekt im Verbundforschungsvorhaben „Struktur-optimierung in Ballungsgebieten“, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 2007

/H2 07/ Karte der Wasserstofftankstellen, http://www.h2stations.org/, Stand: Mai 2007

/HAR 03/ Hardi, M.: Methodenentwicklung für nachhaltige Energie- und Emissions-minderungsstrategien auf der Grundlage von Lebenszyklusanalysen, Dissertation am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München, 2003

/HAR 05/ Harmsen, R.; de Joode, J.; van Melick, M.: WKK Monitor 2003-2005 -Jaarrapportage 2004, ECN, Senternovem, Juni 2005

/HEI 05/ HeiPro www.heipro.de/tanken.html, Stand: 10. November 2005

240

/HEX 07/ Hexis AG, www.hexis.com, Stand: Mai 2007

/HOFF 96/ Hoffmayer, M.; Köhler, D.; Schwaiger, K.: Ganzheitliche energetische Bilanzierung der Energiebereitstellung (GABIE) – Teil V Energetische Untersuchung eines GuD-Kraftwerkes, Forschungsstelle für Energie-wirtschaft e.V., München, 1996

/HOFF 05/ Hoff, A.; Weidinger, M.; Herrmann, L.: Datenbank Flexible Arbeitszeit-modelle, Arbeitszeitberatung unter www.arbeitszeitberatung.de, Berlin, 2005

/HUB 56/ Hubbert, M. K.: Nuclear Energy and the fossil fuels, Shell Development Company, Houston, Texas, Juni 1956

/HUT 00/ Hutter, C.; Krammer, Th.: Stationäre Anwendung von Brennstoffzellen in der Kraft-Wärme-Kopplung - Perspektiven einer Wasserstoff-Energie-wirtschaft (Teil 2), Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München, 2000

/HY 07/ Ulrich Bünger, Martin Wietschl: Results of Hyways for Germany, Hyways, Ottobrunn, 2007

/HYB 07/ Zusammenstellung von Informationen zur neuartigen Fahrzeugkonzepten, www.hybrid-autos.info, Stand: August 2007

/IEA 00/ Wene, C.-O.; et.al.: Experience Curves for Energy Technology Policy, International Energy Agency (IEA), Paris, 2000

/IEA 04/ International Energy Agency: World Energy Outlook, 2004

/IFO 07/ Institut für Wirtschaftsforschung e.V. Statistische Daten zur Produktivität in Deutschland bis 2030, unveröffentlicht. München 2007

/IKA 94/ Griega, M.; Erhorn, H.: Bestand und Typologie beheizter Nichtwohngebäu-de in Westdeutschland, Fraunhofer Institut für Bauphysik, im Rahmen des Verbundforschungsprojekts IKARUS - Instrument für Klimagas-Reduktionsstrategien, Teilprojekt 5 „Haushalt und Kleinverbrauch“, Teil-bericht 5-14, ISSN 0946-0012, Forschungszentrum Jülich, Jülich 1994.

/INA 05/ Informationssystem Nachwachsende Rohstoffe: http://www.inaro.de/, Stand: 10. November 2005

/IPW 01/ Vortragsreihe Energieeinsatz in der Papierindustrie, Das Papier, International Paperworld, Heusenstamm, 2001

/IWU 05/ Institut Wohnen und Umwelt: Niedertemperatur- und Brennwertkessel – Wissenswertes über moderne Zentralheizungssysteme, für das Hessische Ministerium für Wirtschaft, Verkehr und Landesentwicklung, Darmstadt, 2005

/JEN 87/ Jensch, W.: Vergleich von Energieversorgungssystemen unterschiedlicher Zentralisierung unter Berücksichtigung von energietechnischen, ökonomischen und ökologischen Parametern, Lehrstuhl für Energie-wirtschaft und Anwendungstechnik, München, 1987

/JOC 06/ Jochem, E.; et. al.: Entwicklung und Anwendung systemanalytischer Instrumente für die Schwerpunktsetzung in der Energieforschungs-


förderung, Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) für das BMWi, Karlsruhe, 2006

/KLI 06/ Treffen mit Klinder, K., Leiter Vertrieb der MTU CFC Solutions GmbH, 24.01.2006

/KOE 99/ Köhler, D. et. al.: Ganzheitliche energetische Bilanzierung der Energiebereitstellung (GABIE), Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 1999

/KOS 04/ Kostama, J.: Evaluation of the policy and legal frameworks and barriers of biomass CHP/DHP in Finland, Finnish District Heating Association (OPET), Helsinki, 2004

/KRA 01/ Krammer, Th.: Brennstoffzellenanlagen in der Hausenergieversorgung – Instrumentarien zur Potenzialanalyse, Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, München, 2001

/KRE 06/ Krewitt, W.; Nast, M.; Eikmeier, B.; Gabriel, J.; Schulz, W.: Analyse des nationalen Potenzials für den Einsatz hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung. Endbericht zum Forschungsvorhaben BMWi, 2006

/KRU 07/ Kruhl, J.: Zukunftstechnologien in der Stromerzeugung, E.ON Energie AG, Vortrag beim energiewirtschaftlichen Seminar (EWS) des Lehrstuhls für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München, 18.06.2007

/KWK 02/ Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung, Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit, Berlin, 19.03.2002

/LAH 00/ Laherrere, J.H.: The Hubbert Curve: Its strengths and weaknesses, Oil & Gas Journal, 2000

/LCI 04/ Briem et. al.: Lebenszyklusanalysen ausgewählter zukünftiger Strom-erzeugungstechnologien, IER, DLR, LEE, FfE, für das BMWA, 2004

/LEC 05/ Lechtenböhmer, S. et.al: Treibhausgasemissionen des russischen Erdgas-Exportpipeline-Systems, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie, Februar 2005

/LED 01/ Ledjeff-Hey, K.; Mahlendorf, F.; Roes, J.: Brennstoffzellen – Entwicklung, Technologie, Anwendung, C.F. Müller Verlag, Heidelberg, 2001

/LEP 04/ Leprich, U.; Thiele, A.; Meixner, H.; Schäfer, U.: Brennstoffzellen in der stationären Energieversorgung, Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) in Zusammenarbeit mit hessenEnergie GmbH für das Umwelt-bundesamt (UBA), 2004

/LfL 07/ Internetseite der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft; www.lfl-bayern.de, Zugriff am 17.05.2007

/LOS 03/ Lossen, U., et. al.: Einflussfaktoren auf den Markterfolg von wasserstoff-betriebenen Fahrzeugen, Expert Verlag, Renningen, 2003

/LTK 02/ Hein, D.: Vorlesungsskript „Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung“, Lehrstuhl für thermische Kraftanlagen, München, 2002

242

/MAR 04/ Markewitz, P.; Vögele, S.: Technikspezifische CO2-Vermeidungskosten – Eine geeignete Bewertungsgröße für Treibhausgasminderungsmaßnahmen? Energiewirtschaftliche Tagesfragen 54. Jg, Heft 9, 2004

/MAT 98/ Matthes, F.: CO2-Vermeidungskosten – Konzept, Potentiale und Grenzen eines Instruments für politische Entscheidungen, Ökoinstitut, Freiburg, 1998

/MAU 93/ Mauch, W.: Kumulierter Energieaufwand für Güter und Dienstleistungen, am Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TU München, 1993

/MAU 99/ Mauch, W.: Kumulierter Energieaufwand – Instrument für nachhaltige Energieversorgung, Fachtagung der Forschungsstelle für Energie-wirtschaft e.V., Schliersee, 1999

/MAU 05/ Mauch, W., v. Roon, S., Hauptmann, F., Beer, M.: Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der Kohlendioxid-Minderungen bis 2010, Forschungs-stelle für Energiewirtschaft e.V., München, Juni 2005

/MOC 02/ Mock, R.: Risiko und Sicherheit von Netzwerken, Zürich, 2002

/MUE 02/ Mühlbacher, H., Arndt, U., Schwärzer, M.: Wärmeerzeuger für die Raum-heizung und Warmwasserbereitung – Verbundprojekt ISOTEG (Innovative Systeme und optimierte Techniken zur energetischen Gebäudesanierung), Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, Oktober 2002

/MUE 03/ Mühlbacher, H.; Lehrstuhl für Energiewirtschaft und Anwendungstechnik der TU München: Dynamisches Verhalten von Wärmeerzeugern – Feld-messungen und Prüfstandsversuche, Schliersee Fachtagung der FfE, 29./30. April 2003

/MVEL 03/ Gutachten zur Potenzialentwicklung der Brennstoffzelle zur Energie-versorgung in der Ernährungsindustrie, für das Ministerium für Verkehr, Energie und Landesplanung des Landes NRW, infas, Eutech, LEE, WI, Food-Processing Initiative, Greven, Mai 2003

/NEW 02/ Newbery, D.; von der Fehr, N. H.; van Damme, E.; Naeije, W.: Combined heat and power in the Netherlands: issues for the electricity market, Dezember 2002

/NIP 06/ Strategierat Wasserstoff und Brennstoffzellen: Nationaler Entwicklungs-plan zum „Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellen-technologie“, Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung (BMVBS), Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF), Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) , Berlin, Juli 2006

/OES 05/ Michael Oeser: Ökologische und ökonomische Bewertung alternativer Antriebskonzepte, Studienarbeit, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Stuttgart, 2005

/PEH 02a/ Pehnt, M.: Ganzheitliche Bilanzierung von Brennstoffzellen in der Energie- und Verkehrstechnik, VDI-Verlag, Düsseldorf, 2002


/PEH 02b/ Pehnt, M.: Energierevolution Brennstoffzelle, Perspektiven, Takten, Anwendungen, Wiley-VCH Verlagsgesellschaft, Weinheim, 2002

/PEH 04/ Pehnt, M.; Traube, K.: Stand und mittelfristige Perspektiven stationärer Brennstoffzellen, Bundesverband Kraft-Wärmekopplung e.V. (B.KWK), Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland, Oktober 2004

/PFA 04/ Pfaffenberger, W., Hille, M.: Investitionen im liberalisierten Energiemarkt: Optionen, Marktmechanismen, Rahmenbedingungen, bremer energie institut, , Bremen, 2004

/QUA 99/ Quaschning, Hanitsch: Klimaschutz beim Wort genommen, Sonnenenergie & Wärmetechnik 5/1999, S. 12-15

/REN 01/ Rentz, O.; Engels, B.; Schultmann F.: Untersuchung von Batterie-verwertungsverfahren und –anlagen hinsichtlich ökologischer und ökonomischer Relevanz unter besonderer Berücksichtigung des Cadmium-problems, Forschungsprojekt im Auftrag des Umweltbundesamtes, Karlsruhe, 2001

/RHE 05/ Pressemitteilung: Neues Kraftwerk versorgt Zuckerfabrik Jülich mit Dampf und Strom, Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln, März 2005

/RIE 07/ Riensche, E,; Ganzheitliche und dynamische Bewertung neuer Energie-technologien der KWK mit Brennstoffzellentechnologie - Teilprojekt: Brennstoffzellentechniken, Forschungszentrum Jülich für das BMWi, Jülich 2007

/ROO 05a/ von Roon, S.: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs - Analyse des Strom- und Primärenergieverbrauchs in Deutschlands, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 2005

/ROO 05b/ von Roon, S.: Bewertung des Klimaschutzeffektes durch Kraft-Wärme-Kopplung, Energiewirtschaftliche Tagesfragen Jg. 55 Heft 11, 2005

/ROO 06/ von Roon, S.: Verdrängungsmix durch Kraft-Wärme-Kopplung für das Jahr 1998; im Auftrag des VDEW, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, November 2006

/RUH 06/ e.on ruhrgas, www.erdgasinfo.de, Stand: März 2006

/SAN 03/ Sander, K.; Weber, C.; Blesl M.; Voß, A.: Perspektiven Stationärer Brennstoffzellen im Energiesystems Baden-Württembergs, Institut für Energiewirtschaft und rationelle Energieanwendung, Stuttgart, 2003

/SAN 06/ Sander, J.: Analyse der Bereitstellung konventioneller fossiler Primär-energieträger – Reserven, Ressourcen und zukünftige Entwicklung, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, Universität Flensburg, FH Flensburg, August 2006

/SCH 84/ Schrüfer, E.: Zuverlässigkeit von Meß- und Automatisierungsein-richtungen, Wien, 1984

/SCH 96/ Schwaiger, K. et. al: Ganzheitliche energetische Bilanzierung der Energie-bereitstellung (GABIE) Teil VI – Energetische Untersuchung von Blockheiz-kraftwerken, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 1996

244

/SCH 05/ Schiffer, H.-W.: Deutscher Energiemarkt 2004 - Primärenergie - Mineralöl - Braunkohle - Steinkohle - Erdgas - Elektrizität - Energiepreise - lmportrechnung - CO,-Emissionen, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 55. Jg. Heft 3, 2005

/SEP 99/ KEA-SEP-Datenbank, erstellt im Rahmen des GABIE-Verbundprojektes an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 1999

/SFC 07/ Smart fuel cell: www.efoy.com, Stand: Mai 2007

/SLM 04/ Schlomann, B. et al.: Energieverbrauch der privaten Haushalte und des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) - Abschlussbericht an das BMWA, Berlin, Nürnberg, Leipzig, München, 2004

/STB 03/ Produzierendes Gewerbe – Beschäftigung, Umsatz und Energieversorgung der Betriebe des Verarbeitenden Gewerbes sowie des Bergbaus und der Gewinnung von Steinen und Erden, Statistisches Bundesamt, Fachserie 4, Reihe 4.1.1, Wiesbaden, 1996 bis 2003

/STB 03a/ Statistisches Bundesamt: Bevölkerung Deutschlands bis 2050 - 10. koordinierte Bevölkerungsvorausberechnung. Wiesbaden, Juni 2003

/STB 05/ Statistische Jahrbuch für die Bundesrepublik Deutschland, Statistisches Bundesamt, Wiesbaden, 1975 bis 2005

/STB 05a/ Statistisches Bundesamt: Produzierendes Gewerbe - Stromerzeugungs-anlagen der Betriebe im Bergbau und Verarbeitenden Gewerbe. Fachserie 4, Reihe 6.4, Wiesbaden, 2002 bis 2005

/STB 06/ Statistisches Bundesamt: Kostenstruktur der Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes sowie des Bergbaus und der Gewinnung von Steinen und Erden - 2004, Fachserie 4, Reihe 4.3, Wiesbaden, 2006

/STB 07/ Statistisches Bundesamt: Monatsberichte über die Elektrizitätsversorgung, laufende Aktualisierung, verschiedene Monate, 2007

/STO 05/ Stockmeyer, M. et. al: Kraft-Wärme-Kopplung in Österreich- Perspektiven für technologische Innovationen und institutionelle Reformen in Österreich und Europa, österreichisches Institut für Wirtschaftsforschung (WIFO), Wien, Mai 2005

/THÖ 05/ Thöne, E.; Fahl, U.: Energiewirtschaftliche Gesamtsituation, BWK Bd. 57 Nr. 4, 2005

/TRA 00/ Traube, K.; Metz, L.; Piening, A.: Was kann Deutschland hinsichtlich eines forcierten Ausbaus der Kraft-Wärme-Kopplung von anderen Ländern lernen?, Forschungsstelle für Umweltpolitik (FFU), Freie Universität Berlin, 2000

/TRA 05/ Traube, K.: Potentiale der KWK, Bundesverband der Kraft-Wärme-Kopplung e.V. (b.kwk), Januar 2005

/TRE 06/ Trendresearch: Eine Zelle für die Zukunft?, in EuroHeat&Power, 5/2006

/TRU 07/ Brennstoffzellensystem Truma VeGA, www.truma.de, Stand: Mai 2007


/UBA 04/ Umweltbundesamt: Liste der Emissionsfaktoren und CO2-Gehalte, Deutsche Emissionshandelsstelle, Stand 03. 08. 2004, www.dehst.de

/UCTE 05/ Union for the Co-ordination of transmission of electricity: System Adequacy Retrospect 2005

/UCTE 05a/ Union for the Co-ordination of transmission of electricity: National electricity consumption 2005 and highest load on 3rd Wednesday of December 2005

/ÜNB 07/ Netzkennzahlen der vier Übertragungsnetzbetreiber, http://www.vdn-berlin.de/netzkennzahlen.asp, laufende Aktualisierung, 2007

/UNIH 05/ Universität Hannover – Zentrum der Didaktik: Primärenergiewandlung, www.zdt.uni-hannover.de, Stand: Dezember 2005

/VCI 04/ Energie in Deutschland zu teuer – Warum die chemische Industrie wett-bewerbsfähige Energiepreise braucht, Verband der chemischen Industrie (VCI), Oktober 2004

/VDA 05/ Verband der Automobilindustrie (VDA): Antriebe und Kraftstoffe der Zukunft – Die Strategie der deutschen Automobilindustrie, Frankfurt a. M., 2005

/VDI 2067/ Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen – Grundlagen und Kosten-berechnung, VDI-Richtlinie 2067 Blatt 1, 2000

/VDI 4600/ VDI-GET: Kumulierter Energieaufwand; Begriffe, Definitionen, Berechnungsmethoden, VDI-Richtlinie 4600, Düsseldorf, 1997

/VDEW 97/ Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW): Begriffe der Versorgungswirtschaft – Teil D Energie, Heft 1 (Energiewirtschaftliche Grundbegriffe), VWEW, Frankfurt, 1997

/VDEW 02/ Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW): Endenergieverbrauch in Deutschland 2001. VDEW-Materialien M-23/2002, Berlin, Dezember 2002

/VDEW 03/ Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW): Endenergieverbrauch in Deutschland 2002. VDEW-Materialien M-19/2003, Berlin, Dezember 2003

/VDEW 05/ Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW): Endenergieverbrauch in Deutschland 2003. VDEW-Materialien M-16/2004, Berlin, Januar 2005

/VDN 00/ Verband der Netzbetreiber beim VDEW: Leistungsbilanzen in Deutschland - Rahmen, Zielsetzung und Systematik, Berlin, 2000

/VDN 04/ Verband der Netzbetreiber beim VDEW: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast 2003, Berlin, Mai 2004

/VDN 05/ Verband der Netzbetreiber beim VDEW: Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2005, Berlin, 2005

/VDN 06/ Verband der Netzbetreiber beim VDEW: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland Rückschau, Berlin, verschiedene Jahre

/VDN 07/ Verband der Netzbetreiber VDN e.V. beim VDEW, www.vdn-berlin.de, Stand: Mai 2007

246

/VGB 03/ VGB Powertech: Zahlen und Fakten zur Stromerzeungung, Essen, 2003

/VIE 04/ Viebahn, P.; Krewitt, W.: Brennstoffzellen, in Lebenszyklusanalysen ausgewählter zukünftiger Stromerzeugungstechnologien, 2004

/VIK 06/ VIK: Statistik der Energiewirtschaft, Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V., Essen, verschiedene Jahre bis 2006

/VW 06/ Internationale Pressevorstellung der neuen Volkswagen Hochtemperatur-Brennstoffzelle, Oktober 2006. Volkswagen AG, Wolfsburg, 2006

/VWEW 02/ Verlags- und Wirtschaftsgesellschaft der Energiewirtschaft: Elektrizitätswirtschaft in Deutschland 52. Bericht 2000, VWEW Energie-verlag, Frankfurt, 2002

/WAG 05/ Wagner, U.: Energieeffizienz und –einsparungen, in Nachhaltige Energie-politik für den Standort Deutschland, für den Bundesverband der Industrie e.V. (BDI), Berlin, 2005

/WEN 00/ Wene, C.-O.; et. al.: Experience Curves for Energy Technology Policy, OECD/IEA, Paris, 2000

/WI 02/ Fischedick, Manfred; Nitsch, Joachim et al.: Langfristszenarien für eine nachhaltige Energienutzung in Deutschland, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie, Wuppertal, Stuttgart 2002

/WIBA 07/ Koordinationsstelle der Wasserstoff-Initiative Bayern, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., München, 2007

/WIE 06/ Wietschel, M.; et. al.: Vorreitermärkte Brennstoffzellentechnologie, Initiative „Partner für Innovation“, Impulskreis „Innovationsfaktor Staat“, Themenbereich „Vorreitermärkte“, 2006

/WOE 02/ Wöhe, G., Döring, U.: Einführung in die Allgemeine Betriebswirtschafts-lehre, 21. Auflage, Vahlen Verlag, München, 2002

/WUR 03b/ Reinhold Wurster: H2-Roadmap; Hyways, Ottobrunn 2003

/WUR 03/ Reinhold Wurster: Möglichkeiten der Wasserstoffbereitstellung und das Tankstellennetz der Zukunft, Deutscher Wasserstoffverband, Hessischer Mobilitätskongress 2003

Documents

Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. · der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) in Zusammenarbeit mit dem Forschungszenztrum Jülich (FZJ) Institut für Energieforschung