Nahwärme mit saisonaler Speicherung

Einführung und Motivation

Die Solarthermie kommt in Deutschland in Wärmenetzen immer mehr zum Einsatz und unterstützt so zumeist die Wärmebereitstellung im Sommer. Gleichzeitig entwickelt sich die Erkenntnis, dass die Sektorenkopplung von Strom und Wärme (Power-to-Heat, P2H) im Wandel der Energieversorgung eine zentrale Rolle spielen wird: Wärmepumpen sollen z. B. bis 2030 ein Viertel des Gebäudeenergiebedarfs decken [1]. Ein steigender winterlicher Strombedarf für das Heizen bringt jedoch Herausforderungen für die Versorgungssicherheit und Netzstabilität mit sich und muss zu möglichst großen Teilen aus Erneuerbaren Energien (EE) gedeckt werden. Deren Ausbau schreitet voran: 39 % der Jahresenergiemenge von 536 TWh wurden in 2018 aus Erneuerbaren Energien gedeckt, während es in 2015 noch 31 % waren. Um eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um 85 % zu erreichen, muss bis zum Jahr 2050 jedoch noch mehr als das Dreifache der heutigen Leistung Erneuerbarer Energien in Form von Windkraft und PV-Anlagen installiert werden [2]. Ohne entsprechende Speichertechnologien werden dabei langfristig große Mengen von Erträgen aus Erneuerbaren Energien ungenutzt bleiben.

In einzelnen Haushalten sind Speicherkapazitäten begrenzt, im Quartiersmaßstab hingegen lassen sich größere Speicher leichter anbinden. Günstiger als in Batterien ist dabei die Energiespeicherung in Form von Wärme. Diese Sektorenkopplung kann durch die Kombination von Wärmenetzen, P2H und Langzeitwärmespeichern (LZWSp) umgesetzt werden. Letztere sind der Schlüssel zum saisonalen Ausgleich und eine seit Jahren bewährte Technologie. Heute kann Überschussstrom aus dem Sommer durch den Einsatz von Photovoltaik (PV) und Wärmepumpen (WP) als gespeicherte Wärme das Heizen im Winter unterstützen. Basierend auf Systemsimulationen vergleicht das SIZ energie+ die Potentiale eines solchen Konzeptes mit der bewährten Solarthermie.

Untersuchungsobjekt und Methodik

Im Forschungsvorhaben futureSuN wird ein fiktives Neubauquartier mit 1.000 Wohneinheiten entworfen. Diese machen 80 % von insgesamt gut 150.000 m²_BGF aus, dazu kommen 20 % Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD). Der Dämmstandard der Gebäude orientiert sich an der EnEV 2016, da die Investition in EE einer übermäßigen Dämmung vorzuziehen ist [3]. Der Strombedarf orientiert sich an Kategorie C des Stromspiegels Deutschland, bei drei Einwohnern pro Wohneinheit. Die Wärmeversorgung der Gebäude erfolgt mittels eines Wärmenetzes mit einer Anschlussleistung von ca. 4 MW_th und 6,6 km Trassenlänge bei 75 °C Vorlauf und 45 °C Rücklauf.

Für die Erzeugung der Lastprofile für Haushalte und GHD werden die VDI 4655, die repräsentativen BDEW-Lastprofile und simulierte Profile aus vergangenen Forschungsvorhaben [4] kombiniert. Für die 50 EFH, 64 MFH und 17 GHD-Gebäude des Quartiers werden Lastprofile erzeugt und zur Vermeidung unrealistisch hoher Lastspitzen mit einer Gleichzeitigkeit versehen. Fokus der mit dem Programm „TRNSYS“ durchgeführten Simulationen sind die solaren Erträge und das Verhalten des Langzeitwärmespeichers. Simuliert wird mit Wetterdaten des repräsentativen Standorts Potsdam.

Zur energetischen Bewertung dienen insbesondere zwei Kennwerte: Der Eigennutzungsgrad ENG_PV beschreibt, welcher Teil des PV-Ertrags vor Ort genutzt und somit nicht ins Stromnetz eingespeist wird. Der regenerative Eigenversorgungsgrad EVG gibt an, zu welchem Anteil der gesamte Strom- und Wärmebedarf des Energieversorgungssystems aus lokalen regenerativen Energien gedeckt wird. Die Kennwerte werden mit einer Simulationszeitschrittweite von 15 Minuten gebildet.

Energieversorgungskonzept

Ziel der zukunftsfähigen Energieversorgung mit dem Konzept „P2H Quartier“ (Bild 1) ist eine Reduktion der Treibhausgasemissionen auf ein nahezu klimaneutrales Niveau, welche durch einen möglichst hohen Eigenversorgungsgrad erreicht werden soll. Dabei muss ein wirtschaftlicher Betrieb gewährleistet sein.

Grundlage der Energiegewinnung ist die Installation von PV auf den Dachflächen, deren Ertrag mit oberster Priorität den Strombedarf des Gebäudes deckt. Die Gebäude sind in einem Arealnetz zusammengeschlossen, d.h. sie speisen ihre Erträge nicht direkt ins öffentliche Stromnetz ein, sondern machen ihn untereinander nutzbar und steigern so den ENG_PV. Außerdem kann ungenutzter Strom zentral für P2H eingesetzt werden. Nur die verbleibenden Überschüsse werden ins Stromnetz eingespeist. P2H wird mittels einer Luft-Wasser-WP realisiert, die als Kaskade bis zu 90 °C im Vorlauf produziert. Das hohe Temperaturniveau ist erforderlich, um im zentralen LZWSp einen möglichst großen Energieinhalt zu erreichen. Der LZWSp speist Wärme in das Nahwärmenetz ein und ermöglicht den saisonalen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage. In Deutschland und z. B. auch Dänemark sind Langzeitwärmespeicher schon seit über 20 Jahren erfolgreich in Kombination mit solarthermischen Kollektoren in Betrieb [5]. Ein solches ST-System wird zum Vergleich simuliert. Die weiterhin erforderliche Nachheizung erfolgt durch ein bestehendes Fernwärmenetz. Auch die WP könnte mit Netzstrom zur Nachheizung verwendet werden. Dies wird jedoch erst in Zukunft ökologisch und ökonomisch zielführend.

Dimensionierung

Im Folgenden wird eine ausgesuchte Anlagendimensionierung vorgestellt. Für die Installation der PV werden 5.500 kW_p bzw. 5,5 kW_p/WE genutzt, womit ca. zwei Drittel der theoretisch installierbaren Leistung ausgeschöpft werden. Die WP wird auf 2.000 kW_th ausgelegt, woraus in der Simulation ca. 2.500 Vollbenutzungsstunden resultieren. Je größer die WP, desto höhere Ertragsspitzen des PV-Stroms können aufgenommen werden. Weil die WP hauptsächlich im Sommer im Einsatz ist, sinken die Vollbenutzungsstunden jedoch. Letztlich muss zwischen der Wirtschaftlichkeit und dem gewünschten EVG abgewogen werden. Der LZWSp muss die Wärmeproduktion der WP aufnehmen können. Basierend auf Optimierungsrechnungen des EVG fällt die Wahl auf ein Volumen von 30.000 m³ (3,3 m³/MWh_th Wärmebedarf). Dies entspricht beispielsweise einem Zylinder mit 39 m Durchmesser und 26 m Höhe. In Dänemark sind Langzeitwärmespeicher mit bis zu 200.000 m³ Volumen im Einsatz, werden in dieser Größenordnung jedoch als Erdbecken mit schwimmender Abdeckung ausgeführt. Im Zweifel ist zu prüfen, ob eine Behälterkonstruktion statisch möglich ist, oder ob ein Erdbecken praktikabler ist. Letztere weisen höhere Wärmeverluste auf, sind jedoch günstiger herzustellen. Zwecks Vergleichbarkeit des ST-Systems werden die ST-Kollektoren mit 19.000 m² so dimensioniert, dass dieselbe regenerative Wärmemenge wie im P2H-System erzeugt wird.

Bewertung

Wie in Bild 2 dargestellt, können mit dem P2H-System 35 % des produzierten PV-Stroms von den Gebäuden im Quartier genutzt werden. Damit werden 44 % ihres Strombedarfs gedeckt, der Rest muss aus dem öffentlichen Netz bezogen werden. Weitere 35 % des PV-Stroms werden von der WP genutzt, die verbleibenden 30 % werden ins öffentliche Stromnetz eingespeist. Der WP-Strom wird mit einer Jahresarbeitszahl von ca. 2,6 in Wärme umgewandelt und eingespeichert. Abzüglich gut 20 % Verlusten im Speicher wird die Wärme ins Wärmenetz eingespeist. Damit werden 40 % des Bedarfs des gesamten Wärmenetzes gedeckt, die übrigen 60 % werden aus der Fernwärme bereitgestellt. Der Eigennutzungsgrad ENG_PV beläuft sich auf 70 %, während der regenerative Eigenversorgungsgrad EVG bei 45 % liegt. Im ST-System wird entsprechend der Zielvorgabe derselbe Wärmebedarf gedeckt.

Zur ökologischen Bewertung werden die CO₂-Äquivalente mit den GEMIS Emissionsfaktoren für Fernwärme (261 kg/MWh) und Strom (567 kg/MWh) ermittelt. Für die Einspeisung des PV-Stroms erfolgt eine Gutschrift mit dem Emissionsfaktor. Außerdem sind die Emissionen der Komponentenherstellung des Energiesystems ausgewiesen. In Bild 3 sind die Resultate für die Referenz mit reiner Fernwärme und konventioneller Stromversorgung sowie für das P2H-Quartier und das ST-System dargestellt. Mit 1,6 t/(Pers.∙a) bzw. 32 kg/(m²_BGF∙a) fallen die äquivalenten CO₂-Emissionen aufgrund des geringen Energiebedarfs bereits in der Referenz relativ niedrig aus. Im P2H-Quartier lassen sich diese Emissionen noch einmal um 50 % auf 0,8 t/(Pers.∙a) bzw. 16 kg/(m²_BGF∙a) reduzieren. Um die Klimaschutzziele der Bundesregierung zu erreichen, müssen die CO₂-Emissionen im Bereich Wohnen mindestens auf ein solches Niveau gesenkt werden [6]. Im ST-System werden nur die Emissionen der Wärmeversorgung reduziert, entsprechend niedriger Fallen die potentiellen Einsparungen aus. Nachteilig sind im P2H-System nur die hohen Emissionen der Herstellung der PV.

Klimaschutz ist nicht umsonst. Dies gilt im doppelten Sinne: Er ist nützlich und zwingend notwendig, erfordert jedoch ein finanzielles Budget. Ein echter Anreiz für zukunftsfähige Systeme kann nur dann entstehen, wenn daraus resultierende Entlastungen der Infrastruktur vergütet und fossile Energieträger entsprechend ihrer Umweltauswirkungen stärker belastet werden [7]. Vor diesem Hintergrund wird die Wirtschaftlichkeit bewertet, indem die entstehenden CO₂-Vermeidungskosten im Vergleich zum Referenzsystem mithilfe der VDI 2067 berechnet werden. Die Investitionskosten (Bild 4) steigen durch LZWSp, PV und auch ST im Vergleich zur reinen Fernwärme deutlich an. Für die Fernwärme werden 70 % Baukostenzuschuss angerechnet und für LZWSp, WP und ST wird eine Investitionsförderung in Höhe von 50 % angenommen. Im P2H-System ist außerdem die Investition des Betreibers in das benötigte Arealnetz berücksichtigt.

Bild 5 zeigt die Zusammensetzung der jährlichen Kosten und Erlöse entsprechend dem folgendem Betreibermodell: Der Betreiber investiert in alle aufgeführten Komponenten, um das Quartier vollständig mit Wärme und Strom zu versorgen (Kapitalkosten). Die Zwecks Nachheizung erforderliche Fernwärme wird eingekauft, ebenso wie Netzstrom inkl. Steuern etc. (Bedarfskosten). Die Erlöse ergeben sich aus dem Verkauf von Wärme und Strom, im P2H-Quartier ergänzt durch den Verkauf von PV-Strom und die Einspeisung ins öffentliche Stromnetz. Unter den in Tabelle 1 zusammengefassten Voraussetzungen sind alle Systeme wirtschaftlich tragfähig, jedoch fällt die Gesamtannuität im P2H-Quartier ca. 80 % und im ST-System ca. 90 % geringer aus, als im Referenzsystem. Aus den damit entgangenen Gewinnen ergeben sich jährliche CO₂-Vermeidungskosten in Höhe von 145 €/t_CO2 für das P2H-Quartier und 460 €/t_CO2 für das ST-System. Im Handel mit Emissionszertifikaten liegt der Preis Mitte 2019 bei ca. 25 €/t_CO2, Tendenz steigend. Ökologisch und wirtschaftlich ist dieses P2H-Quartier somit vorteilhaft gegenüber dem ST-System. Damit die Entscheidung für das P2H-Quartier aus rein wirtschaftlicher Sicht positiv ausfällt, müssen sich jedoch die Rahmenbedingungen ändern. Entfiele beispielsweise die EEG-Umlage für den vor Ort verkauften PV-Strom, würden sich die Kosten drastisch reduzieren, auf 80 €/t_CO2. Für Akteure mit geringeren Gewinnerwartungen, langfristiger Planung oder ambitionierten Klimaschutzzielen ist es schon jetzt ein relevantes Konzept. Mit der aktuell breit diskutierten CO₂-Besteuerung wird das P2H-Quartier in Zukunft für viele Betreiber attraktiv.

Finanziell nicht berücksichtigt sind weitere Vorteile, die sich aus dem Konzept P2H-Quartier ergeben. Die installierte WP kann genutzt werden, um negative Regelenergie bereitzustellen. Da dieser Markt aktuell sehr starken Schwankungen unterworfen ist, werden die potentiellen Gewinne jedoch nicht eingerechnet. Ökologisch sinnvoll wird zukünftig auch der Einsatz von Netzstrom zum Betrieb der WP, wenn dadurch beispielsweise Einspeisemangement-Maßnahmen vermieden werden können. Damit dies wirtschaftlich ist, müssen diese Einsätze jedoch von Entgelten und Steuern befreit werden [8]. Bei Anschluss an ein externes Fernwärmenetz bietet sich eine Direktbeladung des Speichers an, sodass der Betrieb des Fernwärmenetzes flexibilisiert werden kann.

Die technischen Komponenten des vorgestellten Konzeptes sind erprobt und am Markt verfügbar. Eine der wesentlichen Voraussetzungen für den Erfolg des Konzepts ist jedoch die Realisierung eines Arealnetzes. Nur dies ermöglicht ein Betreibermodell, bei dem der PV-Strom an alle Haushalte verkauft werden kann, bzw. für die zentrale WP zur Verfügung steht.

Zusammenfassung

Durch Installation von PV auf zwei Dritteln der Dachflächen und einer Wärmeversorgung mittels WP, LZWSp und Wärmenetz können ca. 45 % des gesamten Strom- und Wärmebedarfs eines Neubauquartiers aus lokaler Erzeugung gedeckt werden. Wird die Netzeinspeisung von PV-Strom als Gutschrift angerechnet, lassen sich damit 50 % CO₂-Einsparung im Vergleich zur reinen Fernwärmeversorgung ohne PV und LZWSp realisieren. Somit können die CO₂-Emissionen der Energieversorgung auf deutlich unter 1 t pro Person und Jahr gesenkt werden. Ein solches P2H-System ist konkurrenzfähig zu bewährten solarthermischen Systemen. Darüber hinaus präsentieren sich ergänzende Nutzungsformen für den LZWSp, wie z.B. die Flexibilisierung des Betriebs von angeschlossenen Fernwärmenetzen und die Bereitstellung von negativer Regelenergie. Mit dem Verkauf von Strom und Wärme aus einer Hand entstehen auf diese Weise neue attraktive Geschäftsmodelle. In Kombination mit Fördermodellen ergeben sich wirtschaftlich tragfähige und zukunftsfähige Energieversorgungskonzepte, die einen wertvollen Beitrag zum Klimaschutz leisten.

Literatur

[1] Agora Energiewende: Wärmewende 2030 – Schlüsseltechnologien zur Erreichung der mittel- und langfristigen Klimaschutzziele im Gebäudesektor, Berlin 2017.

[2] Henning, H.-M.; Palzer, A.: Was kostet die Energiewende? – Wege zur Transformation des deutschen Energiesystems bis 2050. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg 2015.

[3] Fisch, M.N.: Gutachten zur Verschärfung der EnEV und Zusammenlegung EnEV / EEWärmeG für Wirtschaftsimmobilien. SIZ Energie-, Gebäude- und Solartechnik, Stuttgart 2017.

[4] Schlosser, M.: future:solar – Systemanalyse zur solaren Energieversorgung. Technische Universität Braunschweig, Institut für Gebäude- und Solartechnik, Braunschweig 2015.

[5] Schlosser, M.; Fisch, M.N.; Heuer, M. et al.: Solar unterstützte Nahwärmeversorgung mit Langzeitwärmespeicher. TU Braunschweig, Institut für Gebäude- und Solartechnik, Braunschweig 2010.

[6] Mahler, B.; Idler, S.; Gantner, J.: Mögliche Optionen für eine Berücksichtigung von grauer Energie im Ordnungsrecht oder im Bereich der Förderung. Steinbeis-Transferzentrum für Energie-, Gebäude-und Solartechnik; Fraunhofer IBP, Stuttgart 2019.

[7] Agora Energiewende: Neue Preismodelle für Energie – Grundlagen einer Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen auf Strom und fossile Energieträger, Berlin 2017.

[8] Agora Energiewende: Power-to-Heat zur Integration von ansonsten abgeregeltem Strom aus Erneuerbaren Energien, Berlin 2014.