Intelligente und flexible Lösungen für 100 % erneuerbare Wärmenetze in europäischen Kommunen Case Study Schopfloch

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1 Intelligente und flexible Lösungen für 100 % erneuerbare Wärmenetze in europäischen Kommunen Case Study Schopfloch Gefördert durch:

2 Inhaltsverzeichnis 1 Einführung Aktivitäten Hauptparameter Lage im Raum Planungsdaten Auslegung der thermischen Solaranlage und des Wärmespeichers Lastprofil des Wärmenetzes Auslegung der thermischen Solaranlage Sensitivitätsanalyse Ergebnis der Auslegung Kostenschätzung für Solarthermieanlage und Wärmespeicher Einführung Die baden-württembergische Gemeinde Schopfloch liegt zwischen Schwarzwald und Gäu im Landkreis Freudenstadt in einer Höhenlage von etwa 700 m. Der Hauptort hat ca Einwohner, die Teilorte Oberund Unteriflingen ca Einwohner. Im Januar 2013 gründeten sechs Personen den Arbeitskreis Energiewende Schopfloch, der sich seitdem regelmäßig trifft, um zu erörtern was zur Energiewende in der Gesamtgemeinde Schopfloch und somit zum Klimaschutz beigetragen werden kann ( Das Ziel ist ein verantwortungsvoller Umgang mit der Umwelt und den natürlichen Ressourcen. Es wurden Überlegungen zu verschiedensten Energiesparmaßnahmen angestellt (Nutzung von Wind- bzw. Wasserkraft, Bau einer Photovoltaikanlage, Einsatz von Energiesparlampen usw.). Da über 50 % des Energieverbrauchs eines Durchschnittshaushaltes für Heizwärme anfallen, hat der Arbeitskreis nach sorgfältigem Recherchieren und Abwägen entschieden, dass mit einer Fernwärmeversorgung in der Gemeinde Schopfloch ein großer Beitrag zum Klimaschutz erreicht werden kann. Der folgende Kurzbericht fasst die Aktivitäten zur Initiierung und Entwicklung eines Wärmenetzes in Schopfloch zusammen. Die Angaben beruhen auf den Ergebnissen der Potentialstudie sowie dem Wärmenetzkonzept der Hölken-Berghoff GmbH, Angaben des Büro Gförer und dem Arbeitskreis Energiewende Schopfloch sowie eigenen Berechnungen. Solites, Februar

3 2 Aktivitäten In Auftrag der Gemeinde wurde im Februar 2014 eine Potentialstudie durch die Hölken-Berghoff GmbH aus Vörstetten erstellt. Laut dieser Studie bestehen in allen Ortsteilen der Gemeinde Schopfloch gute Voraussetzungen, diese mit Fernwärme zu versorgen. Im Jahr 2015 wurde das ursprüngliche Konzept durch die Hölken-Berghoff GmbH überarbeitet, u.a. durch Einbezug einer großen Solarthermieanlage und eines großen Wärmespeicher basierend auf Daten der cupasol GmbH. Des Weiteren wurde eine Vollkostenberechnung durchgeführt. Solites hat hierbei die entsprechende Unterstützung zur großen Solarthermieanlage geliefert. Parallel wurden die Gemeindemitglieder befragt. Dabei bestand ein großes Interesse an Fernwärme. Bisher wurde für etwa 170 Gebäude schriftlich und für über 10 Gebäude mündlich Interesse bekundet, was eine Wärmeerzeugung von mehr als MWh/a und damit regenerativen Ersatz für über Liter Heizöl bedeutet. Ende 2015 bzw. Anfang 2016 wurde ein Finanzierungskonzept und ein Businessplan erstellt. Die wirtschaftliche Tragfähigkeit des geplanten Projektes wurde in einer ersten Wirtschaftlichkeitsberechnung untersucht. Im Ergebnis erscheint das Vorhaben bei weiteren Optimierungen realisierbar. Derzeit wird die Gründung einer Genossenschaft unter dem Namen Bürgerenergie Schopfloch eg angestrebt. Hierdurch sollen die Bürger der Gemeinde als Mitglieder und Nutzer einbezogen werden. Dies ist aller Voraussicht nach die für ein solches Projekt günstigste Variante. Alternativen wären ein Eigenbetrieb der Gemeinde oder der Einbezug eines Energieversorgers. Eine Genossenschaft ist in der Regel nicht gewinnorientiert, sondern hat das Ziel den Genossenschaftszweck hier die Wärmeversorgung ihrer Mitglieder möglichst kostengünstig und nachhaltig sicher zu stellen. Oft sind auch energiepolitische und Umweltschutzargumente für die Aktiven einer solchen Genossenschaft wichtige Motive. Die Initiierung und Durchführung eines solchen Projektes erfordert allerdings ein erhebliches ehrenamtliches Engagement. 3

4 3 Hauptparameter In der Potentialstudie vom Februar 2014 wurde eine wahrscheinliche Anschlussdichte von 79 % an das Wärmenetz durch die Hölken-Berghoff GmbH ermittelt. Da es sich im Fall von Schopfloch, um die Erschließung einer Ortschaft mit bestehenden Heizungsanlagen handelt, kommt nur ein Fernwärmenetz mit einer Auslegungstemperatur von mindestens 80 C Vorlauftemperatur in Frage. Der prognostizierte Wärmeverkauf pro Jahr beträgt ca MWh/a bei einer Anschlussdichte von ca. 0,86 MWh pro Meter Haupttrasse und Jahr (siehe Abbildung 1). Abbildung 1: Lageplan von Schopfloch im Maßstab 1/2000 mit der Markierung der Gebäudeflächen und mit einem ersten Entwurf für ein Hauptleitungsnetz (Quelle: Hölken-Berghoff GmbH) Schopfloch und seine Ortsteile hatten bislang keine Erdgasversorgung. Jedoch wurde im Jahr 2014 eine Erdgasversorgungsleitung zu den Betriebsgebäuden der Firma HOMAG gelegt, und dadurch eine indirekte Versorgungsmöglichkeit geschaffen. Daher wurden bei den ürsprünglichen Überlegungen zur Wahl des Energieträgers für eine zentrale Wärmeversorgung des Dorfes Varianten mit Erdgas (Erdgas-BHKW) betrachtet. Da die Arbeitsgruppe jedoch eine möglichst fossilfreie Wärmeversorgung anstrebt wurde das Konzept zu einer Versorgung mit Holzhackschnitzeln und Solarthermie entwickelt. Grundsätzlich bietet sich für die über ein Wärmenetz versorgten Kunden in der Regel der große Vorteil, dass die Anforderungen des Erneuerbaren Wärme-Gesetzes mit dem Wärmenetz-Anschluss erfüllt sind (Voraussetzung: Das Wärmenetz wird mit mindestens 50 % KWK-Anteil oder mindestens 15 % erneuerbaren Energien oder Abwärme versorgt). Damit werden je Einfamilienhaus Kosten von etwa , die bei einer notwendigen Heizungssanierung zur Erfüllung dieser gesetzlichen Anforderungen anfallen würden, vermieden. 4

5 4 Lage im Raum Für die Heizzentrale sowie die Solaranlage und den Speicher wurde bereits ein möglicher Standort gefunden. Dieser befindet sich auf der in Teilbereichen bereits vollständig verfüllten Erddeponie Bräunleshalde der Gemeinde Schopfloch, am südöstlichen Ortsrand unmitttelbar an der Landesstraße. Er umfasst zusätzlich noch Grundstücke zwischen Deponiegelände und Friedhof, die zur Aufstellung der Solarthermie-Kollektoren benötigt werden. Südwestlich grenzt unmittelbar die Bahnstrecke Eutingen im Gäu Freudenstadt an (siehe Abbildung 2). Abbildung 2: Standort der geplanten Anlage auf dem Gelände der Erddeponie 'Bräunleshalde' am südöstlichen Ortsrand von Schopfloch (Quelle: Büro Gfrörer) Im genehmigten Flächennutzungsplan ist der überplante Bereich als Deponiegelände bzw. als Fläche für die Landwirtschaft dargestellt. Bei Aufstellung eines Bebauungsplanes für erneuerbare Energien wird eine Anpassung des Flächennutzungsplanes im Parallelverfahren erforderlich. Prinzipiell sind Maßnahmen zur Bodenordnung erforderlich. Es sind sowohl gemeindeeigene als auch private Grundstücke betroffen, die für die Anlage benötigt werden (Quelle: Büro Gfrörer). 5 Planungsdaten Im Folgenden werden die aktuellen Planungsdaten der Hölken-Berghoff GmbH für das Wärmenetz sowie die eingesetzten Wärmeerzeuger vorgestellt. Die Auslegung der thermischen Solaranlage und des Wärmespeichers wird im nachfolgenden Kapitel beschrieben: Jahresproduktion Wärme Installierte thermische Leistungen (ohne Solarthermie) Leistung Hackschnitzelkessel Leistung Öl-Spitzenlastkessel Leistung Pellets-Spitzenlastkessel Leitungslängen des Wärmenetzes Wärmenetztemperaturen im Auslegungsfall ca MWh/Jahr kw kw 550 kw ca m Hauptleitung, m Hausanschlüsse 100 C im Vorlauf, 60 C im Rücklauf 5

6 6 Auslegung der thermischen Solaranlage und des Wärmespeichers Basierend auf den im vorangegangenen Kapitel vorgestellten Planungsdaten werden im Folgenden die Berechnungen zur Auslegung der thermischen Solaranlage und des Wärmespeichers dargelegt. Die nachfolgenden technisch-ökonomischen Betrachtungen zur Solaranlage und zum Wärmespeicher erfolgen auf Basis der aktuellen Datenlage und weiter auf dem Ansatz, dass durch einen großen Langzeitwärmespeicher hohe solare Deckungsanteile erreicht werden sollen. (Bei Standardauslegungen der Solaranlage werden in der Regel ca. 15 % solarer Deckungsanteil erreicht. Durch saisonale Langzeitwärmespeicher können solare Deckungsanteil bis 50 % erzielt werden.) Bei einem Realisierungsbeschluss sollte eine technisch-ökonomische Optimierung des Gesamtkonzepts auf Basis aktualisierter und detaillierter Daten erfolgen. 6.1 Lastprofil des Wärmenetzes Zur Auslegung der Solaranlage erfolgen vorab Annahmen zur Verteilung der Wärmenetzlast über das Jahr sowie zum Verlauf der Vor- und Rücklauftemperaturen des Wärmenetzes (siehe Lastprofil in Abbildung 3) Wärmeerzeugung in MWh Wärmenetztemperaturen in C Wärmelast Vorlauftemperatur Rücklauftemperatur Jahresverlauf 0 Abbildung 3: Wärmeerzeugung zur Einbindung in das Wärmenetz in MWh sowie Vor- und Rücklauftemperatur des Wärmenetzes in C im Jahresverlauf (monatsweise Darstellung) 6

7 6.2 Auslegung der thermischen Solaranlage Anhand des Lastprofils (siehe Abbildung 3) haben die Berechnungen von Solites ergeben, dass der Wärmebedarf des Wärmenetzes für den Zeitraum von Mai bis September mit einer Kollektorfläche von m² (Hochtemperatur-Flachkollektor HT-FK) und einem Wärmespeichervolumen von ca m³ gedeckt werden könnte (solarer Deckungsanteil von 95 % am Wärmebedarf von Mai bis September, siehe Abbildung 4). 100% 50 95% 45 Solarer Deckungsanteil im Sommer (Mai bis September) in % 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% Stagnationstage Verhältnis von Speichervolumen zu Kollektorfläche: 0,5 m³/m² 0,8 m³/m² 1,0 m³/m² 1,5 m³/m² 0,5 m³/m² (Stagnation) 0,8 m³/m² (Stagnation) 1,0 m³/m² (Stagnation) 1,5 m³/m² (Stagnation) 55% 5 50% Kollektorfläche in m² (Aperturfläche Hochtemperatur-Flachkollektor) Abbildung 4: Solarer Deckungsanteil für den Zeitraum von Mai bis September sowie Anzahl der Stagnationstage in Abhängigkeit der Kollektorfläche der thermischen Solaranlage in m² (Aperturfläche des Hochtemperatur-Flachkollektors). Die Darstellung erfolgt für vier verschiedene Speichervolumina (von 0,5 m³ bis 1,5 m³ Speichervolumen je m² Kollektorfläche) Bei der oben genannten Auslegung zur Volldeckung von Mai bis September würde der jährliche solare Deckungsanteil ca. 34 % betragen (siehe Abbildung 5). Da das Ziel jedoch ein noch höhrer solarer Deckungsanteil ist, kann die Kollektorfläche auf m² vergrößert werden. Hierbei wird, bei einer zur Vermeidung von Stagnation notwendigen Wärmespeichergröße von m³ (Verhältnis von Speichervolumen zu Kollektorfläche von 1,0 m³/m²), ein jährlicher solarer Deckungsanteil am von ca. 43 % erreicht (siehe Abbildung 4 und Abbildung 5). 7

8 60% 55% 50% Jährlicher solarer Deckungsanteil in % 45% 40% 35% 30% 25% Verhältnis von Speichervolumen zu Kollektorfläche: 0,5 m³/m² 0,8 m³/m² 1,0 m³/m² 1,5 m³/m² 20% 15% 10% Kollektorfläche in m² (Aperturfläche Hochtemperatur-Flachkollektor) Abbildung 5: Jährlicher solarer Deckungsanteil in Abhängigkeit der Kollektorfläche der thermischen Solaranlage in m² (Aperturfläche Aperturfläche des Hochtemperatur-Flachkollektors). Die Darstellung erfolgt für vier verschiedene Speichervolumina (von 0,5 m³ bis 1,5 m³ Speichervolumen je m² Kollektorfläche) Für höhere solare Deckungsanteile als in der gewählten Referenzvariante, müsste zum einen die Kollektorfeldgröße weiter erhöht werden, zum anderen wäre die notwendige Speichergröße zur Vermeidung der sommerlichen Stagnation sehr hoch (siehe Abbildung 4). Daher wird die im vorhergehenden Abschnitt beschriebene Konfiguration ( m² Kollektorfläche und m³ Wärmespeicher gewählt. Hinweis zum Begriff der Stagnation: Stagnation tritt ein, wenn die Solarkollektoren aufgrund solarer Einstrahlung mehr Wärme erzeugen könnten als momentan vom Wärmenetz und dem Wärmespeicher aufgenommen werden kann. In diesem Fall werden die Solarkreispumpen abgeschaltet (und es kann zur Verdampfung des Wärmeträgers im Solarkollektor kommen). Dieser Zustand ist prinzipiell vorgesehen und unkritisch, sollte aufgrund erhöhter Materialbelastungen jedoch vermieden werden. Im Folgenden wird eine Sensitivitätsanalyse für diese Auslegung durchgeführt. 8

9 6.3 Sensitivitätsanalyse Für die gewählte Konfiguration von m² Kollektorfläche und m³ Wärmespeicher erfolgt eine Überprüfung des Einflusses durch Veränderungen verschiedener Faktoren (Sensitivitätsanalyse). Diese umfassen eine Variation der angenommenen solaren Einstrahlungswerte, eine Veränderung der Wärmelast im Wärmenetz sowie eine Veränderung der Temperaturen im Wärmenetz. Zusätzlich wird der Einsatz eines Vakuumröhrenkollektors anstelle eines Hochtemperatur-Flachkollektors untersucht. Solare Einstrahlungswerte Zur Untersuchung des Einflusses der solaren Einstrahlung ( besseres und schlechteres Wetter) auf den jährlichen solaren Deckungsanteil, erfolgt eine Variation der Strahlungswerte um ± 30 %. Abbildung 6 zeigt, dass bei einer um 10 % erhöhten Einstrahlung der jährliche solare Deckungsanteil am Gesamtwärmebedarf von 43 % auf 47 % ansteigt. Im umgekehrten Fall bei einer Verminderung der solaren Einstrahlung um 10 % reduziert sich dieser von 43 % auf 38 %. 60% 55% 50% Jährlicher solarer Deckungsanteil in % 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% Variation der solaren Einstrahlung in % Abbildung 6: Einfluss der Variation der solaren Einstrahlung auf den jährlichen solaren Deckungsanteil in % 9

10 Wärmelast im Wärmenetz Zur Abschätzung des Einflusses der angenommenen Wärmelast auf den jährlichen solaren Deckungsanteil, erfolgt eine Variation der Wärmelast. In Abbildung 7 ist zu erkennen, dass bei einer Erhöhung der Wärmelast um 10 %, der solare Deckungsanteil von 43 % auf ca. 41 % absinkt. Würde die Wärmelast dagegen um 10 % reduziert, steigt der solare Deckungsanteil auf ca. 46 % an. 60% 55% 50% Jährlicher solarer Deckungsanteil in % 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% Variation der Wärmenetzlast in % Abbildung 7: Einfluss der Variation der Wärmenetzlast auf den jährlichen solaren Deckungsanteil in % 10

11 Temperaturniveau im Wärmenetz Im Folgenden wird der Einfluss der Wärmenetztemperaturen auf den jährlichen solaren Deckungsanteil untersucht. Bei einer Erhöhung der Temperaturen im Wärmenetz um 10 K würde sich der solare Deckungsanteil von 43 % auf ca. 37 % absenken. Würden die Wärmenetztemperaturen um 10 K reduziert, hätte dies eine Erhöhung des solaren Deckungsanteils auf ca 49 % zur Folge. 60% 55% 50% Jährlicher solarer Deckungsanteil in % 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% Variation der Wärmenetztemperaturen in K Abbildung 8: Einfluss der Variation der Wärmenetztemperaturen auf den jährlichen solaren Deckungsanteil in % 11

12 Vakuumröhrenkollektoren anstatt Hochtemperatur-Flachkollektoren Abschließend wird das Ergebnis einer Vergleichsrechnung vorgestellt. Hierzu wurde anstelle eines Hochtemperatur-Flachkollektors, ein CPC-Vakuumröhrenkollektor eingesetzt. Abbildung 9 und Abbildung 10 zeigen, dass zur Erreichung eines jährlichen solaren Deckungsanteils von ca. 43 % eine andere Referenzkonfiguration gewählt werden würde, beispielsweise ein Kollektorfeld mit gut m² und ein Speichervolumen von etwa m³. 100% % 90 Solarer Deckungsanteil im Sommer (Mai bis September) in % 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% Stagnationstage Verhältnis von Speichervolumen zu Kollektorfläche: 0,5 m³/m² 1,0 m³/m² 1,5 m³/m² 2,0 m³/m² 0,5 m³/m² (Stagnation) 1,0 m³/m² (Stagnation) 1,5 m³/m² (Stagnation) 2,0 m³/m² (Stagnation) 55% 10 50% Kollektorfläche in m² (Aperturfläche CPC-Vakuumröhrenkollektor) Abbildung 9: Solarer Deckungsanteil für den Zeitraum von Mai bis September sowie Anzahl der Stagnationstage in Abhängigkeit der Kollektorfläche der thermischen Solaranlage in m² (Aperturfläche des CPC-Vakuumröhrenkollektors). Die Darstellung erfolgt für vier verschiedene Speichervolumina (von 0,5 m³ bis 2,0 m³ Speichervolumen je m² Kollektorfläche) 12

13 70% 65% 60% Jährlicher solarer Deckungsanteil in % 55% 50% 45% 40% 35% Verhältnis von Speichervolumen zu Kollektorfläche: 0,5 m³/m² 1,0 m³/m² 1,5 m³/m² 2,0 m³/m² 30% 25% 20% Kollektorfläche in m² (Aperturfläche CPC-Vakuumröhrenkollektor) Abbildung 10: Jährlicher solarer Deckungsanteil in Abhängigkeit der Kollektorfläche der thermischen Solaranlage in m² (Aperturfläche des CPC-Vakuumröhrenkollektors). Die Darstellung erfolgt für vier verschiedene Speichervolumina (von 0,5 m³ bis 2,0 m³ Speichervolumen je m² Kollektorfläche) 13

14 6.4 Ergebnis der Auslegung Für die gewählte Konfiguration mit einer Kollektorfläche (Hochtemperatur-Flachkollektor HT-FK) von m² und einem Wärmespeicher (Wasser als Speichermedium) mit einem Volumen von m³ wird ein jährlicher solarer Deckungsanteil von ca. 43 % erreicht. Dabei liegt der solare Deckungsanteil für den Zeitraum von Mai bis September bei ca. 98 % (siehe Abbildung 11) Wärmelast Zusatzheizung Solarwärme 800 Wärme in MWh Jan Febr Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jahresverlauf Abbildung 11: Wärmelast sowie deren anteilige Deckung durch Solarthermie und Zusatzheizung (in MWh) über dem Jahresverlauf 14

15 7 Kostenschätzung für Solarthermieanlage und Wärmespeicher Für die gewählte Konfiguration ergibt die Kostenschätzung (vereinfachte Berechnung nach VDI 2067), je nach nutzbarer Fördermöglichkeit durch das Marktanreizprogramm des Bundes (MAP), solare Wärmegestehungskosten von ca. 59 Euro je MWh bzw. unter Umständen auch von 53 Euro je MWh. Eine detaillierte Auflistung der angenommenen Kosten kann Tabelle 1 entnommen werden. Tabelle 1: Kostenschätzung für solare Wärmegestehungskosten Abschätzung der Investitionskosten und der Förderung aus dem MAP des Bundes 40 % (pauschal) Kollektorförderung Ertragsabhängige Kollektorförderung Kollektorfeld ( m² HT-FK)) Wärmespeicher ( m³) Anlagen-, MSR-Technik und Planung Investition ohne Förderung Förderung Kollektoren Förderung Speicher Investition mit Förderung Jährliche Kapitalkosten (Verzinsung von 2,5 % über 25 Jahre) /a /a Elektrischer Eigenbedarf /a /a Instandhaltung und Betrieb /a /a Summe Jahreskosten /a /a Solarer Nutzwärmeertrag MWh/a MWh/a Wärmegestehungskosten 59 /MWh 53 /MWh 15