Solare Energieversorgung

Motivation und Ziele

Die mit umfassenden Systemsimulationen operierende Untersuchung sollte das technische und wirtschaftliche Potential von solaren Energieversorgungsvarianten differenziert bewerten. Zum einen bezogen auf verschiedene Gebäudetypologien wie Ein- und Mehrfamilienhäuser bzw. Stadtquartiere, wobei noch einmal gesondert zwischen den Varianten „Neubau“ und „Bestandssanierung“ unterschieden wurde. Zum anderen bezogen auf einen regenerativ erzeugten Energieanteil von 50 bzw. 100 % des jährlichen Gesamtenergiebedarfs.

Neben der Energie für Raumwärme und Trinkwassererwärmung gemäß Energieeinsparverordnung (hier noch EnEV 2009) geht auch der Haushaltsstrom in die Bilanz ein. Den Effizienzhaus-Plus-Kriterien des BMVBS (seit 2014 BMUB) folgend, gilt der geforderte Deckungsgrad (50 / 100 %) für den Primär- und Endenergiebedarf. Die 100 %-Variante entspricht der Zielsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD, European Performance of Buildings Directive 2010/31/EU), die eine Umsetzung von „Nearly-zero energy buildings“ ab 2020 in Europa vorsieht. Dabei ist allerdings zu beachten, dass sich die Energiebilanz auf ein Jahr bezieht, die 50- bzw. 100-prozentige Deckung im Bilanzierungszeitraum also nicht durchgängig erreicht wird. Deshalb darf man eine 100 %-Versorgung aus erneuerbaren Energiequellen nicht mit vollständiger Energieautarkie verwechseln.

Da auch der Nutzer- bzw. Haushaltsstrombedarf einbezogen wird, um den steigenden Verbrauch in diesem Bereich Rechnung zu tragen, müssen alle untersuchten Energieversorgungssysteme mit einer Photovoltaikanlage ausgerüstet sein. Der zumal im Sommer anfallende, überschüssige PV-Strom wird ins öffentliche Stromnetz eingespeist und in der Bilanz gutgeschrieben. Bei den Stadtquartieren ist außerdem der Kältebedarf für Handel, Gewerbe und Dienstleistung zu berücksichtigen.

Untersuchungsmethode und Systemvarianten

In einem ersten Schritt werden Mustergebäude definiert und in einem 3D Gebäudesimulationsmodell abgebildet. Aus statistischen Erhebungen und Bestandsdatenbanken lässt sich die Gestaltung (Kubatur, Wohnfläche, Dachform, Fensterflächenanteile, Anzahl der Wohneinheiten etc.) eines typischen Ein- und Mehrfamilienhauses, in der Neubau- und Sanierungsvariante, ableiten (Bild 1). Gleichzeitig erfolgt die Festlegung der bauphysikalischen Beschaffenheit der Gebäudehülle. Für Simulationen in größerem Maßstab werden auf dieselbe Weise zwei typische Stadtquartiere modelliert. Damit kann man ein Lastprofil für den Heizwärmebedarf der untersuchten Gebäudetypen erstellen. Diese Lastprofile liefern die Grundlage für die nachfolgenden Anlagensimulationen.

Anhand von Klimadaten und Nutzerprofilen werden anschließend Energiebedarfsprofile (thermisch und elektrisch) für die jeweiligen Gebäudekategorien berechnet. Die nach eingehender Recherche ausgewählten Energieversorgungssysteme werden mit dem Simulationsprogramm „TRNSYS“ abgebildet. Wobei nur gängige, marktnahe Systeme in dieser Studie Berücksichtigung fanden, Lösungen mit experimentellem Charakter und Prototypen blieben ausgeschlossen. Die unterschiedlichen Versorgungsvarianten werden so dimensioniert, dass sie eine 50- oder 100 %-ige regenerative Energieversorgung in der Jahresbilanz sicherstellen können. Abschließend werden die jeweiligen Versorgungsvarianten in energetischer, ökologischer und wirtschaftlicher Hinsicht bewertet und verglichen.

Folgende sechs Versorgungssysteme bilden die Variantenmatrix:

Variante 1: Gasbrennwertkessel, Solarthermie (ST) und Photovoltaik (PV)

Variante 2: Wärmepumpe (WP) und PV

Variante 3: Erdgas-BHKW und PV

Variante 4: Holzpelletkessel, ST und PV

Variante 5: Elektrischer Heizstab, ST und PV

Variante 6: Fernwärme und PV

Dem Schwerpunkt der Studie entsprechend stehen Variante 1 (Gaskessel, ST, PV) und Variante 2 (WP, PV) für den Neubau im Mittelpunkt der folgenden Ausführungen, auch weil es sich hier um zwei probate, am Markt etablierte Systeme der Branche handelt. Näher betrachtet werden sollen die Mehrfamilienhäuser und Stadtquartiere (Tabelle 1).

Um einen solaren Deckungsanteil von 50 bzw. 100 % zu erreichen, wurde bei Systemvariante 1 (V1) die thermische Kollektorfläche, das Wasserspeichervolumen und die Peak-Leistung der PV-Anlage zunächst überschlägig ausgelegt und mittels Simulation iterativ dimensioniert. Für das Ziel einer „100 % Deckung“ im Mehrfamilienhaus werden eine 151 m² große Kollektorfläche und ein 37,5 m³ Wasserspeicher in Anlehnung an das „Sonnenhaus-Konzept“ sowie eine PV-Anlage (34 kW_p) kombiniert. Da bei Mehrfamilienhäusern zusätzlich eine Zirkulation und die einschlägigen Vorschriften zur Vermeidung von Legionellenwachstum zu berücksichtigen sind, liegt die Solltemperatur des Trinkwasserspeichers über 60 °C (Bild 2).

Systemvariante 2 (V2) setzt sich aus einer elektrischen Wärmepumpenanlage mit Erdwärmesonden für die Heizung und Trinkwassererwärmung und einer PV-Anlage (32 kW_p) zusammen. Die Wärmeübergabe an den Raum erfolgt in beiden Systemvarianten im Neubau durch eine Fußbodenheizung mit niedrigen Vorlauftemperaturen (35 °C bei -12 °C Außentemperatur) (Bild 3).

Endenergiebilanz

Bei Variante 1 stellt die thermische Solaranlage 27 % (im Szenario 50 % EE) bzw. 68 % (100 % EE) des Wärmebedarfs für Heizung und Trinkwasser bereit. Den verbleibenden Wärmebedarf gleicht der Gaskessel aus. Der Anteil des selbst genutzten Stroms der PV-Anlage beträgt 36 % (50 % EE) bzw. 23 % (100 % EE). Das heißt, 59 bis 73 % des Solarstroms müssen in das öffentliche Versorgungsnetz eingespeist werden.

Bei dem in Systemvariante 2 simulierten „Nur-Strom-Konzept“ versorgt die elektrische Wärmepumpenanlage das Mehrfamilienhaus zu 100 % mit Wärme. Dadurch erhöhen sich der Gesamtstrombedarf und folglich auch der Eigennutzungsanteil des von der PV-Anlage produzierten Stroms, er liegt bei 49 % (50 % EE) bzw. 31 % (100 % EE). Zwischen 50 und 65 % des Eigenstroms werden somit ins Versorgungsnetz eingespeist (Bilder 4 und 5). Alle Werte lassen sich übrigens mit kleineren Abweichungen auch auf den Gebäudetyp Einfamilienhaus übertragen.

Damit ist eine regenerative Versorgung von 100 % zwar in der Jahresbilanz gewährleistet, aber noch längst keine Volldeckung, wie die monatliche Bilanzierung beweist (Bilder 6 und 7). Beide Varianten müssen im Sommer ca. 80 % des Solarstroms ins öffentliche Netz einspeisen. Und vor allem beim System Wärmepumpe + PV steigt der Netzstromverbrauch im Winter deutlich an. Größere Ausbauszenarien dieser Variante erfordern somit nicht nur ein intelligentes Strom-Lastmanagement, um den Eigenstromnutzungsanteil zu erhöhen, sondern darüber hinaus auch dezentrale Strom- und Wärmespeicher und die Transformation des öffentlichen Stromnetzes zum „Smart Grid“.

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

Für eine ökonomische Beurteilung der jeweiligen Systemvarianten werden ihre Jahresgesamtkosten errechnet, die sich aus den Investitions- und Betriebskosten zusammensetzen. Das Verteil- und Wärmeübergabesystem blieb dabei unberücksichtigt. In einer vorab angestellten Kostenschätzung wurden spezifische Systemkosten ermittelt. Bei PV-Anlagen ergaben sich Brutto-Investitionskosten von 2.140 €/kW_p (Stand Anfang 2014), bei Solarthermieanlagen lagen diese zwischen 780 und 830 €/m² (inkl. Speicher). Die Berechnung der jährlichen Kapitalkosten erfolgte nach der Annuitätenmethode (Zinssatz 3 % bei einer mittleren Nutzungsdauer von 20 Jahren), die der Wartungs- und Instandhaltungskosten auf der Grundlage von VDI 2067 Teil 1. Bei den Energiekosten wurden folgende Werte zugrunde gelegt (Stand Anfang 2014):

Im Vergleich liegen die Investitionskosten der beiden Systemvarianten bei einer 50 %-Versorgung aus erneuerbarer Energie auf einem ähnlichen Niveau. Das trifft auch auf die Jahresgesamtkosten zu, die sich hier zwischen 19,4 und 20,7 €/m²_NGFa bewegen. Allerdings ist im Szenario 100 % EE bei der Variante „Solarthermie + Gaskessel + PV“ eine deutliche Kostensteigerung (um ca. 9,8 €/ m²_NGFa) zu verzeichnen, da hierfür dem „Sonnenhaus-Prinzip“ entsprechend ein Kollektorfeld von 151 m² und ein Speichervolumen von 37,5 m³ benötigt werden. Bei der Lösung „Wärmepumpe + PV“ bleiben die Jahresgesamtkosten dagegen fast identisch. Die beträchtlich sinkenden Energiekosten, nicht zuletzt durch die höheren Erlöse aus der Stromeinspeisung, können hier die ebenfalls gestiegenen Investitionskosten kompensieren. Die Kostenvorteile dieser Variante würden sogar noch deutlicher ausfallen, wenn man anstatt der Wärmpumpenanlage mit Erdsonden preiswertere Luft/Wasser-Modelle wählt (Bilder 8 und 9).

Sollten die Strompreise auch weiterhin steigen und die PV-Systemkosten sinken, wie dies in 2014 der Fall war (die Bruttokosten bei größeren PV-Anlagen für Mehrfamilienhäuer lagen bei unter 1.500 €/kW_p), besitzt die „100 % EE“-Ausführung größere wirtschaftliche Attraktivität.

Ergebnisse

Die Untersuchungsprämisse, derzufolge regenerative Energien 50 bzw. 100 % des jährlichen Bedarfs von Wärme und Strom (einschließlich für Beleuchtung und Haushaltgeräte) decken sollten, machte die Integration einer PV-Anlage in allen betrachteten Systemvarianten erforderlich. Deshalb ist die Größe der Dachflächen ein limitierender Faktor. Für den Neubau zeigt sich, dass die Dachflächen beim „50 % EE“-Szenario ausreichend Platz bieten für die Montage der benötigten ST-Kollektoren und PV-Module. Bei der Bestandssanierung (Satteldach) lässt sich nur Variante 2 (Wärmepumpe + PV) realisieren. Bei Variante 1 (ST + Gaskessel + PV) müsste man die bestehende Dachform ändern bzw. alternative Flächen (Fassade etc.) aktivieren. Eine 100-prozentige Versorgung aus erneuerbarer Energie ist beim Neubau bei optimaler Ausrichtung der Dachfläche (Pultdach) ebenfalls nur mit Variante 2 möglich. In der Bestandssanierung lässt sich das Ziel gar nicht umsetzen, ihr durchschnittlich höherer Energiebedarf erfordert eine größere solaraktive Fläche, für die ein bestehendes Satteldach prinzipiell zu wenig Platz bietet.

Das Ziel einer 50-prozentigen regenerativen Energieversorgung erreichen beide Systemvarianten unter etwa gleichen ökonomischen Bedingungen. Mit jährlichen Gesamtkosten von ca. 20 €/m²_NGFa gehören sie zu den wirtschaftlichsten Systemlösungen in der Untersuchung. Bei einer geforderten 100 %-Deckung des jährlichen Energiebedarfs aus erneuerbarer Energie in der Jahresbilanz offenbart jedoch die Variante „Wärmepumpe + PV“ deutliche ökonomische Vorteile. Durch die höhere Einspeisevergütung sinken die Jahresgesamtkosten sogar minimal trotz der knapp um die Hälfte gestiegenen Investitionskosten. Dagegen verursacht Variante 1 (ST + Gaskessel + PV) bei dieser Zielsetzung einen deutlich höheren Kostenaufwand. Die Investitionskosten steigen fast um das Anderthalbfache und die Jahresgesamtkosten immer noch um die Hälfte, weil die Kollektorflächen und das Pufferspeichervolumen sich unverhältnismäßig stark vergrößern.

Fazit

Beide Systemvarianten sind durchaus zweckmäßige Hilfsmittel, um den ambitionierten Klimaschutzzielen der Bundesregierung ein gutes Stück näher zu kommen. Bis zu einem Anteil von 50 % EE am Gesamtenergiebedarf sind die Varianten „Solarthermie + Gaskessel + PV“ und „Wärmepumpe + PV“ im Neubau als auch in der Sanierung wirtschaftlich gleichwertig. Bei einer 100 %-Deckung aus EE des jährlichen Wärme- und Strombedarfs besitzt die Systemvariante „Wärmepumpe + PV“ deutliche wirtschaftliche Vorteile in allen untersuchten Bereichen. Ein merklicher Ausbau dieses Systems belastet jedoch das öffentliche Stromnetz durch steigende Einspeisungsquantitäten im Sommer und einen höheren Strombedarf im Winter. Und das setzt weitere Innovationsmaßnahmen voraus: den dezentralen Einsatz von Strom- und Wärmespeichern („Power-to-Heat“), ein intelligentes Strom-Lastmanagement zur Steigerung der Eigenstromnutzung und den Ausbau des öffentlichen Stromnetzes zum „Smart Grid“.

Regenerative Energie-
versorgung von Stadtquartieren – ein Ausblick

Neue Stadtquartiere zeichnen sich aus durch eine gemischte Flächennutzung, das heißt in einem Quartier werden zukünftig immer häufiger Wohnungen und Arbeitsstätten gemeinsam untergebracht. Eine Bestandserhebung des BBSR aus dem Jahr 2012 zeigt, dass dies bereits bei 75 % der neuen Stadtquartiere der Fall ist. Hier wird gewohnt, hier werden haushaltsnahe oder auch unternehmensbezogene Dienstleistungen angeboten und hier siedeln sich neben dem Handwerk und Handel auch Bildungseinrichtungen an. Innerhalb des simulierten Neubau-Musterquartiers entfallen daher 55 % der Fläche auf die Nutzungsform Wohnen, 30 % auf Dienstleistung/Verwaltung und 15 % auf den Handel. Die vier untersuchten Energieversorgungssysteme basieren auf eine solarunterstützte Nahwärmeversorgung mit unterschiedlichen Ansätzen der Nacherwärmung. Alle Varianten verfügen über eine Photovoltaikanlage.

Die Ergebnisse der Studie müssen in Bezug auf die Stadtquartiere noch vorläufig bleiben, da sie auf Annahmen beruhen, die in der Praxis kaum umsetzbar sind. Zudem können konkrete Aussagen zur Wirtschaftlichkeit nur in Verbindung mit einem Betreibermodell getroffen werden. Immerhin lassen sich folgende Kernaussagen ableiten: Auch hier setzen die zur Verfügung stehenden nutzbaren solaren Flächen (Dach und Fassade) einer regenerativen Energieversorgung Grenzen. Bei einer maximalen Belegung ergeben sich in der Simulation Deckungsanteile zwischen 35 und 55 % am Endenergiebedarf bzw. 35 % und 85 % am Primärenergiebedarf.

Eine weiterführende Untersuchung sollte möglichst umfassend Konzepte zur Quartiersversorgung mit Wärme, Kälte und Strom betrachten und neue Technologien im Gesamtkontext berücksichtigen. Einmal mehr muss das Ziel sein, die selbst erzeugte Energie innerhalb der Bilanzgrenze des Quartiers zu speichern, um möglichst hohe Eigennutzungs- und Eigendeckungsanteile zu erzielen. Dabei wären verschiedene Konzeptlösungen – wie eine elektrische Speicherung in Batterien, eine chemische Speicherung in Form von Wasserstoff bzw. Methan („Power-to-Gas“) oder eine Speicherung in Form von Wärme („Power-to-Heat“) – denkbar und entsprechend zu untersuchen.

Weiterführende Literatur

[1] Abschlussbericht zum F+E-Projekt: future:solar – Systemanalyse zur solaren Energieversorgung Förderkennzeichen 0325990 A, Fördergeber: BMWi, IGS, Technische Universität Braunschweig, Juni 2015[2] EnergiePLUS – Gebäude und Quartiere als erneuerbare Energiequellen M. Norbert Fisch, Thomas Wilken, Christina Stähr IGS, TU Braunschweig, 2013, ISBN 978-300391675