Teil-Energienutzungsplan für die Gemeinde Speinshart

Transkript

1 Rationelle Energiewandlung Erneuerbare Energien Energieeffizienz IfEInstitut für Energietechnik an der Teil-Energienutzungsplan für die Gemeinde Speinshart

2 Rationelle Energiewandlung Erneuerbare Energien Energieeffizienz IfEInstitut für Energietechnik an der Teil-Energienutzungsplan für die Gemeinde Speinshart Auftraggeber: Gemeinde Speinshart Weinleite 14, Speinshart Auftragnehmer: Institut für Energietechnik IfE GmbH an der Ostbayerischen Technischen Hochschule Amberg-Weiden Kaiser-Wilhelm-Ring Amberg Bearbeitungszeitraum: Juni 2015 April 2016

3 Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis... 4 Tabellenverzeichnis Einleitung Der Energieverbrauch im Ist- Zustand Ausarbeitung der Nahwärmeverbundlösung Dimensionierung einer Wärmetrasse Dimensionierung der Energieversorgungsvarianten Umfassende Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Energieversorgungsvarianten Die wirtschaftlichen Grundannahmen Die Investitionskosten der Varianten Die jährlichen Einnahmen und Ausgaben Die Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten Die Sensitivitätsbetrachtung Darstellung der aktuellen Fördermöglichkeiten Die CO 2 -Bilanz der Energieversorgungsvarianten Zusammenfassung Anhang (nicht öffentlich) Netzvariante 1 & Standort A... Fehler! Textmarke nicht definiert. 7.2 Netzvariante 1 & Standort B... Fehler! Textmarke nicht definiert. 7.3 Netzvariante 2 & Standort A... Fehler! Textmarke nicht definiert. 7.4 Netzvariante 2 & Standort B... Fehler! Textmarke nicht definiert. 3

4 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1 Luftbild des betrachteten Areals "Klosterhof Speinshart" [Quelle: 5 Abbildung 2 Fragebogen für die Datenerhebung im Rahmen des Teil- ENP für die Gemeinde Speinshart... 7 Abbildung 3 Wärmebedarf und Verteilung der Heizsysteme nach Energieträger... 8 Abbildung 4 Monatlicher Wärmebedarf der potentiellen Nahwärmeverbundlösung...11 Abbildung 5 Geordnete thermische Jahresdauerlinie der potentiellen Nahwärmeverbundlösung...12 Abbildung 6 Wärmegestehungskosten in Anlehnung an die VDI 2067 bei dezentraler Wärmeerzeugung in Abhängigkeit der Kesselgröße (Vollkosten)...14 Abbildung 7 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante Abbildung 8 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante Abbildung 9 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante Abbildung 10 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante Abbildung 11 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante Abbildung 12 Investitionskostenübersicht für die potentielle Nahwärmeverbundlösung...31 Abbildung 13 Mittlere jährliche Ausgaben in Euro über den Betrachtungszeitraum...32 Abbildung 14 Mittlere jährliche Einnahmen in Euro über den Betrachtungszeitraum...33 Abbildung 15 Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten im Zeitraum der KWK- Vergütung...34 Abbildung 16 Sensitivitätsanalyse der Variante Abbildung 17 Sensitivitätsanalyse der Variante Abbildung 18 Sensitivitätsanalyse der Variante Abbildung 19 Sensitivitätsanalyse der Variante Abbildung 20 Sensitivitätsanalyse der Variante Abbildung 21 Die jährlichen CO 2 -Emissionen in den einzelnen Varianten...45 Abbildung 22 Wärmegestehungskosten für den betrachteten Gebietsumgriff bei dezentraler Versorgung, bzw. Versorgung über eine Nahwärmeverbundlösung (mit/ohne Förderung)...47 Tabellenverzeichnis Tabelle 1 Zusammenfassung der wichtigsten Kennzahlen der betrachteten Netzvarianten..10 Tabelle 2 Rahmenbedingungen nach KWKG 2016 für BHKW bis 100 kw el...29 Tabelle 3 Potentielle Fördersummen der betrachteten Varianten...44 Tabelle 4 Die CO 2 - Äquivalente der betrachteten Energieträger

5 1 Einleitung Im Rahmen dieses Teil- Energienutzungsplanes (Teil- ENP) wurden potentielle Nahwärmeverbundlösungen für die Versorgung des Quartiers Klosterhof in Speinshart geprüft. Ein Luftbild des betrachteten Areals ist in Abbildung 1 dargestellt. Neben dem Konventbereich, der Kirche Maria Immaculata und dem Klostergasthof befinden sich diverse privat genutzte Gebäude im Gebietsumgriff. Darüber hinaus sind einige Stallungen und Lagerhallen auf dem Areal vorhanden, die nicht beheizt werden. Die Klosterbauten, sowie alle Wohngebäude des Klosterhofes stehen als Ensemble unter Denkmalschutz. Darüber hinaus sind die Klosterbauten und ein Großteil der privat bewohnten Gebäude im Norden des Klosterkomplexes (erbaut im 18. Jahrhundert) Baudenkmäler. Abbildung 1 Luftbild des betrachteten Areals "Klosterhof Speinshart" [Quelle: Aufgrund des Denkmalschutzes ist die Nutzung von Erneuerbaren Energien im betrachteten Quartier nur eingeschränkt möglich, weshalb Energieversorgungsvarianten basierend auf regenerativen Quellen von besonderer Bedeutung sind. Im betrachteten Areal ist darüber hinaus kein Erdgasnetz vorhanden. 5

6 2 Der Energieverbrauch im Ist- Zustand Für die verlässliche Prüfung einer Nahwärmverbundlösung und die Dimensionierung von Energieversorgungsvarianten ist eine exakte Datengrundlage notwendig. Aufgrund der Gebäudestruktur im betrachteten Areal ist eine pauschale Abschätzung der Energieverbrauche nur eingeschränkt möglich. Zudem sind verschiedene Sondernutzungsformen (Kirche, Konventbereich, Klostergasthof) im Areal vorhanden, die eine Abschätzung zusätzlich erschweren. Aus diesem Grund wurde in Abstimmung mit dem Auftraggeber eine umfangreiche Fragebogenaktion durchgeführt, um genaue Informationen zum Energieverbrauch und den eingesetzten Energieträgern im Areal zu erhalten. Fragebogenaktion Im Rahmen der Umfrage im Zeitraum Juli und August 2015 wurden die Energieverbräuche von 24 Gebäuden angefragt. Der Fragebogen, vgl. Abbildung 2, wurde mit einer Rücklaufquote von 79 % beantwortet. Neben den relevanten Daten zum Energieverbrauch wurde auch das Interesse an einem Nahwärmeverbund und dem entsprechenden Informationsbedürfnis angefragt. So geht aus den Fragebögen hervor, dass rund 80 % der Teilnehmer grundsätzlich am Anschluss an ein Nahwärmenetz interessiert sind. Rund 70 % haben Interesse an einer öffentlichen Infoveranstaltung und ca. 30 % an einem Einzelgespräch. Darüber hinaus wurde im Rahmen der Akteursbeteiligung nach Abschluss der Fragebogenaktion und Auswertung der Daten ein Gespräch mit dem Kloster, dem größten Verbraucher in einem potentiellen Nahwärmeverbund, gesucht. Hierbei wurden am die Verbrauchsdaten und derzeitige Energieversorgung des Klosters umfassend diskutiert. Bei diesem Gespräch wurde unter anderem festgestellt, dass die relativ neue Heizzentrale (< 10 Jahre) des Klosters den gesamten Klosterkomplex (inkl. Klostergasthof via Wärmeleitung) versorgt. Die Kirche ist ganzjährig unbeheizt. Weiterhin konnte im Rahmen der Fragebogenaktion ein privater Nahwärmeverbund identifiziert werden, der drei Wohngebäude mit Wärme aus Holzhackschnitzeln versorgt. 6

7 Abbildung 2 Fragebogen für die Datenerhebung im Rahmen des Teil- ENP für die Gemeinde Speinshart Anhand der Fragebögen wurde festgestellt, dass derzeit fünf Energieträger zur Wärmeerzeugung genutzt werden: Heizöl, Flüssiggas, Scheitholz, Holzhackschnitzel und elektrischer Strom. In Verbindung mit Holzheizungen (z. B. Kachelöfen) wird teilweise mehr als ein Energieträger pro Gebäude genutzt. 7

8 Unter Berücksichtigung der einzelnen Gebäude konnte der Wärmebedarf als Grundlage für die weiteren Betrachtungen wie folgt erarbeitet werden. Abbildung 3 Wärmebedarf und Verteilung der Heizsysteme nach Energieträger Anhand der Daten wird deutlich, dass der Großteil (ca. 63 %) des Gesamtwärmebedarfs im Gebietsumgriff mit ca kwh th über Heizöl gedeckt wird. Rund 35 % der im Areal verbauten Heizsysteme basieren auf diesem Primärenergieträger. Lediglich für feste Biomasse (in Form von Scheitholz und Hackschnitzeln) sind mehr Heizsysteme vorhanden, die allerdings aufgrund der in Summe geringeren, installierten Leistung pro Anlage deutlich weniger Wärmebedarf (ca. 30 %) abdecken. Zu beachten ist hierbei, dass rund 40 % der Wärme aus fester Biomasse nicht über ein Nahwärmenetz substituiert werden können, da für diese Energienutzung (z. B. über Kachelöfen) in den privaten Gebäuden keine Wärmeverteilung über ein Warmwassersystem vorhanden ist. Die Energieträger Flüssiggas und Strom spielen derzeit im betrachteten Areal eine untergeordnete Bedeutung. Gebäude, die mit Strom beheizt werden können ebenfalls nicht über ein Nahwärmenetz versorgt werden, da auch in diesem Fall kein Warmwassersystem zur Beheizung der Gebäude vorhanden ist. Unter Berücksichtigung der Restriktionen der einzelnen Heizungssysteme, sowie der Interessensbekundungen aus den Fragebögen ist ein Gesamtwärmebedarf von maximal rund kwh th über eine potentielle Nahwärmeverbundlösung zu decken. Die 8

9 Bereitstellung dieses für diese Betrachtung relevanten Gesamtwärmebedarfs verursacht im Ist- Zustand rund 211 Tonnen Kohlendioxid pro Jahr. Im Rahmen der weiteren Betrachtungen wird davon ausgegangen, dass sich alle Interessierten und technisch potentiell möglichen Anschlussnehmer an ein Nahwärmenetz anschließen. Dies ist im Vorfeld einer Umsetzung ggf. im Detail zu prüfen, da aufgrund von Erfahrungswerten von einer geringeren Anschlussbereitschaft auszugehen ist. 3 Ausarbeitung der Nahwärmeverbundlösung 3.1 Dimensionierung einer Wärmetrasse Wie aus Abbildung 1 hervorgeht, handelt es sich beim betrachteten Areal um eine besondere Bebauung mit einer Art Innenhof im nördlichen Bereich des Klosterkomplexes. Für den Aufbau einer Nahwärmeverbundlösung ist eine Heizzentrale notwendig, die zugleich der Startpunkt eines potentiellen Nahwärmenetzes ist. Im betrachteten Areal sind aufgrund der Denkmalschutzvorgaben die Möglichkeiten für die Errichtung einer Heizzentrale eingeschränkt. In Absprache mit dem Auftraggeber wurden zwei potentielle Standorte identifiziert: Standort A: Südwestlich des Klosterkomplexes im Bereich der bestehenden Heizzentrale des Klosters in einer bestehenden historischen Stallung. Um diese als Heizzentrale nutzen zu können sind im Vorfeld allerdings umfangreiche Sanierungsmaßnahmen notwendig. Bei einer Umsetzung muss für den Wärmeerzeuger ein entsprechender Raum vorgesehen werden, der der Bayerischen Feuerungsverordnung entspricht und die Abgasführung muss unter Berücksichtigung des Denkmalschutzes geprüft werden. Für diesen Standort spricht die Integration in das bestehende Areal (geringere Erschließungs- und Genehmigungskosten), die geringe Entfernung zur thermischen Anbindung des Klosters, sowie die Möglichkeit den Heizöltank des Klosters mit zu nutzen. Standort B: Im westlichen Bereich, etwas außerhalb des betrachteten Areals auf Höhe des Klostergasthofes. Hier kann mit relativ geringem Aufwand ein neues Gebäude errichtet werden. Ein neues Gebäude hätte den Vorteil, dass die Anforderungen der einzelnen Wärmeerzeuger einfacher erfüllt werden können. Zu beachten ist hierbei, dass die Erschließung der Heizzentrale notwendig ist. Beide Standorte sind grundsätzlich geeignet, wenn die entsprechenden Restriktionen berücksichtigt werden. An beiden Standorten ist ein Holzhackschnitzelbunker zu errichten. 9

10 Die resultierende Trassenlänge eines potentiellen Nahwärmeverbundes bleibt von der Wahl des Standorts fast unberührt, so dass die weiteren Betrachtungen für beide Standorte grundsätzlich angewendet werden können. Durch den gegebenen Aufbau des betrachteten Areals mit dem denkmalgeschützten Innenhofbereich war eine vereinfachte Vergleichsbetrachtung von zwei Netzvarianten notwendig: Netzvariante 1: Verlegung der Nahwärmeleitungen im Innenhof Dies hat höhere Kosten für die Verlegung zur Folge, da teurer Straßenbelag zum Teil geöffnet und wieder verschlossen werden muss. Allerdings kann die Trassenlänge auf ein Minimum reduziert werden. Netzvariante 2: Verlegung der Nahwärmeleitungen außerhalb des Areals Da der Großteil der Leitungen in nicht versiegelten Trassen verlegt werden kann, sinken die Kosten für die Erdarbeiten. Dies geht allerdings auf Kosten der gesamten Länge der Trasse, die in dieser Variante deutlich länger ist. Die Skizzen mit den potentiellen Trassenverläufen sind aus Datenschutzgründen für alle vier betrachteten Varianten im nicht öffentlichen Anhang, vgl. Kapitel 7. Bei den betrachteten Netzvarianten haben sich folgende Kennwerte ergeben: Tabelle 1 Zusammenfassung der wichtigsten Kennzahlen der betrachteten Netzvarianten Netzvariante Variante 1 Variante 2 Standort Heizzentrale A B A B Trassenlänge; ca. [m] Wärmebelegungsdichte [kwh th /(m*a)] Netzverluste absolut [kwh th ] Netzverluste relativ [%] 11,7 13,0 18,3 18,5 spez. Investitionskosten [ /m] Investitionskosten Unter Berücksichtigung der Wärmebelegungsdichte, der Netzverluste und der Investitionskosten hat sich Variante 1 A als am besten geeignet herausgestellt. Aus diesem Grund wird bei allen weiteren Betrachtungen ausschließlich die Netzvariante 1 A berücksichtigt. 10

11 3.2 Dimensionierung der Energieversorgungsvarianten Im Rahmen der Berechnungen für den Teil- ENP für die Gemeinde Speinshart wurden mehrere Energieversorgungsvarianten vergleichend berechnet. Als Referenz werden die Wärmegestehungskosten für die dezentrale Bereitstellung von Wärme auf Basis von Heizöl mit zwei unterschiedlichen Preisszenarien berechnet, vgl. Kapitel Für den Aufbau einer Nahwärmeverbundlösung werden Energieversorgungsvarianten unter Beachtung der folgenden Rahmenbedingungen im Detail betrachtet: gesetzliches Umfeld (insb. KWKG, EEG) vorhandene Unterlagen im Rahmen der Datenerhebung Gespräche im Rahmen der Akteuersbeteiligung Neben den Rahmenbedingungen sind für die Dimensionierung der Wärmeerzeuger der Gesamtwärmebedarf im Netz, sowie die abzudeckenden Wärmeverluste von entscheidender Bedeutung. Der Wärmebedarf der relevanten Liegenschaften in einem potentiellen Nahwärmeverbund liegt bei rund kwh th /a. Es wird pauschal angenommen, dass davon rund 5 % für die ganzjährig konstante Warmwasserbereitung anfallen und der Rest zur Beheizung anfällt. Entsprechend Kapitel 3.1 müssen darüber hinaus Wärmeverluste von ca kwh th berücksichtigt werden. Hierbei wird vereinfachend angenommen, dass die Netzverlust ganzjährig konstant auftreten. Somit ergibt sich der in Abbildung 4 dargestellte Verlauf des monatlichen Wärmebedarfs über ein Kalenderjahr. Es wird deutlich, dass insbesondere in den Sommermonaten Juli und August die Wärmeverluste im Netz dominieren. Abbildung 4 Monatlicher Wärmebedarf der potentiellen Nahwärmeverbundlösung 11

12 Aus dem monatlichen Wärmebedarf (inkl. der Wärmeverluste) kann die geordnete Jahresdauerlinie des mittleren thermischen Leistungsbedarfs erstellt werden, dargestellt in Abbildung 5. Die geordnete Jahresdauerlinie des thermischen Leistungsbedarfs ist das zentrale Instrument für den Anlagenplaner. In der Jahresdauerlinie wird zeitlich geordnet dargestellt, wie viele Stunden im Jahr welcher Leistungsbedarf vorliegt. Die Fläche unter der Jahresdauerlinie entspricht dem Jahresnutzwärmebedarf. Die Spitzenleistung wurde für dieses Netz anhand von Vollbenutzungsstunden abgeschätzt. Im Rahmen einer Umsetzung muss zur Bestimmung der Spitzenlast in der Planungsphase eine Heizlastberechnung durchgeführt werden. Abbildung 5 Geordnete thermische Jahresdauerlinie der potentiellen Nahwärmeverbundlösung Werden Wärmeerzeuger in der Grafik flächendeckend eingetragen, kann auf die Laufzeiten und den Anteil an der Jahreswärmebereitstellung der einzelnen Heizaggregate geschlossen werden. Grundsätzlich wird versucht, die Wärmeerzeugung an die geordnete thermische Jahresdauerlinie anzunähern. Dies führt dazu, dass meist ein Grund- oder Mittellastwärmeerzeuger den Großteil der erforderlichen Wärme erzeugt und zusätzlich ein Spitzenlasterzeuger an besonders kalten Tagen zusätzlich einspringt. Dieses Vorgehen wurde auch bei der Dimensionierung der Wärmeerzeuger für die betrachtete Nahwärmeverbundlösung herangezogen. 12

13 Folgende Energieversorgungsvarianten werden im Rahmen dieser Ausarbeitung betrachtet: Referenzvariante: Dezentrale Heizölkessel Variante 1: Heizöl- Blockheizkraftwerk mit Heizöl- Spitzenlastkessel Variante 2: Flüssiggas- Blockheizkraftwerk mit Flüssiggas- Spitzenlastkessel Variante 3: Holzvergaser- Blockheizkraftwerk mit Heizöl- Spitzenlastkessel Variante 4: Holzhackschnitzelkessel mit Heizöl- Spitzenlastkessel Variante 5: Holzpelletskessel mit Heizöl- Spitzenlastkessel Auf die detaillierte Betrachtung einer Variante mit einer Power-to-Heat - Anlage, die Strom aus örtlich naheliegenden Photovoltaikanlagen nutzt, wird aufgrund der derzeit nicht gegebenen Wirtschaftlichkeit verzichtet. Darüber hinaus wird in der Nähe des betrachteten Areals eine landwirtschaftliche Biogasanlage mit einem Wärmenetz betrieben. Eine Anfrage im Rahmen des Teil-ENP hat ergeben, dass im Winter keine freien Abwärme- Kapazitäten mehr zur Verfügung stehen. Nachfolgend werden die betrachteten Varianten aus technischer Sicht einzeln beschrieben. Im Kapitel 4 erfolgt anschließend die wirtschaftliche und in Kapitel 5 die ökologische Bewertung. 13

14 3.2.1 Referenzvariante: Dezentrale Heizölkessel Grundsätzlich stellt sich die Frage, ob die dezentrale Referenzwärmeversorgung in den einzelnen Gebäuden geringere Wärmegestehungskosten aufweist als der Anschluss an ein Nahwärmenetz. Die Wärmegestehungskosten im Ist-Zustand sind exemplarisch in Abbildung 6 für die Erzeugung mittels Heizölkessel dargestellt. Üblicherweise sollten Heizkessel eine Vollbenutzungsdauer von rund h/a aufweisen. In der Praxis sind die Wärmeerzeuger jedoch häufig überdimensioniert, wodurch deutlich weniger Jahresvollbenutzungsstunden erreicht werden. Diese Überdimensionierung führt neben höheren Investitionskosten dazu, dass sich höhere Wärmeerzeugungskosten ergeben. Aufgrund von Preisschwankungen des Energieträgers Heizöl, insbesondere durch die relativ niedrigen Brennstoffpreise im Jahr 2015, sind im Diagramm zwei unterschiedliche Szenarien dargestellt. Somit sind sowohl die Wärmegestehungskosten mit den aktuell relativ niedrigen Brennstoffpreisen, als auch Wärmegestehungskosten mit Brennstoffpreisen der letzten Jahre dargestellt. Abbildung 6 Wärmegestehungskosten in Anlehnung an die VDI 2067 bei dezentraler Wärmeerzeugung in Abhängigkeit der Kesselgröße (Vollkosten) 14

15 Die Wärmegestehungskosten eines Einfamilienhauses (EFH) mit einem kleinen Heizkessel (ca. 15 kw) betragen demnach zwischen rund 10 und 15 Cent/kWh bereitgestellter Wärme. Mit zunehmender Wärmeerzeugergröße sinkt der spezifische Vollkostenwärmepreis und erreicht bei kw Kesselleistung rund 4 bis 9 Cent/kWh. Diese Wärmegestehungskosten sind als Referenz für die weiteren Betrachtungen zu sehen und sollten beim Aufbau einer wirtschaftlich attraktiven Nahwärmeverbundlösung nicht bzw. nur gering überschritten werden. 15

16 3.2.2 Variante 1: Heizöl- Blockheizkraftwerk mit Heizöl- Spitzenlastkessel In Variante 1 erfolgt die Einbindung eines Blockheizkraftwerks (BHKW) im Heizölbetrieb zur Wärmegrundlastabdeckung im Nahwärmeverbund. Die Kraftstoffversorgung erfolgt aus dem unterirdischen Tank beim Kloster. Die bereitgestellte elektrische Energie wird im Netzparallelbetrieb vollständig in das öffentliche Netz eingespeist und nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) vergütet. Die Dimensionierung des BHKW orientiert sich mit einer guten Anlagenauslastung an der thermischen Jahresdauerlinie und am KWKG. Als BHKW wird eine Anlage im Leistungsbereich von ca. 50 kw el sowie rund 80 kw th eingesetzt. Zur Spitzenlastabdeckung im Wärmeverbund wird ein Heizölkessel installiert. In Abbildung 7 ist die Jahresdauerlinie mit den installierten Wärmeerzeugern dargestellt. BHKW (Heizöl) ca. 80 kw th ca. 50 kw el Spitzenlastkessel ca. 600 kw th Abbildung 7 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante 1 Als Pufferspeichervolumen für einen optimierten Dauerbetrieb des BHKW kann zum einen das Wärmenetz herangezogen werden, zum anderen sollte ein entsprechend groß dimensionierter Wärmespeicher angebunden werden. In dieser Variante wird ein Pufferspeichervolumen von rund Litern empfohlen. Es ist auf eine optimale hydraulische Einbindung der Anlage zu achten, um eine effiziente Wärmebereitstellung und die entsprechenden Laufzeiten erreichen zu können. 16

17 Für das BHKW wird mit jährlich rund Volllastbetriebsstunden gerechnet. Anhand der dargestellten Laufzeit können jährlich rund kwh elektrische sowie kwh thermische Energie bereitgestellt werden. Für das BHKW ergibt sich ein jährlicher Verbrauch von rund kwh Hi bzw Litern Heizöl. Der restliche Wärmebedarf im Wärmeverbund wird durch einen Heizöl-Spitzenlastkessel gedeckt. Der jährliche Heizölverbrauch dieser Variante beträgt in Summe rund kwh Hi (bzw Liter). 17

18 3.2.3 Variante 2: Flüssiggas- Blockheizkraftwerk und Flüssiggas- Spitzenlastkessel In Variante 2 erfolgt die Einbindung eines Blockheizkraftwerks (BHKW) im Flüssiggasbetrieb zur Wärmegrundlastabdeckung im Nahwärmeverbund. Die Kraftstoffversorgung erfolgt aus einem neu zu installierenden unterirdischen Tank. Die bereitgestellte elektrische Energie wird im Netzparallelbetrieb vollständig in das öffentliche Netz eingespeist und nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) vergütet. Die Dimensionierung des BHKW orientiert sich mit einer guten Anlagenauslastung an der thermischen Jahresdauerlinie und am KWKG. Als BHKW wird eine Anlage im Leistungsbereich von ca. 50 kw el sowie rund 90 kw th eingesetzt. Zur Spitzenlastabdeckung im Wärmeverbund wird ein Flüssiggaskessel installiert. In Abbildung 8 ist die Jahresdauerlinie mit den installierten Wärmeerzeugern dargestellt. BHKW (Fl.-Gas) ca. 90 kw th ca. 50 kw el Spitzelastkessel ca. 600 kw th Abbildung 8 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante 2 Als Pufferspeichervolumen für einen optimierten Dauerbetrieb des BHKW kann zum einen das Wärmenetz herangezogen werden, zum anderen sollte ein entsprechend groß dimensionierter Wärmespeicher angebunden werden. In dieser Variante wird ein Pufferspeichervolumen von rund Litern empfohlen. Es ist auf eine optimale hydraulische Einbindung der Anlage zu achten, um eine effiziente Wärmebereitstellung und die entsprechenden Laufzeiten erreichen zu können. 18

19 Für das BHKW wird mit jährlich rund Volllastbetriebsstunden gerechnet. Anhand der dargestellten Laufzeit können jährlich rund kwh elektrische sowie kwh thermische Energie bereitgestellt werden. Für das BHKW ergibt sich ein jährlicher Verbrauch von rund kwh Hi bzw Litern Flüssiggas. Der restliche Wärmebedarf im Wärmeverbund wird durch einen Flüssiggas-Spitzenlastkessel gedeckt. Der jährliche Flüssiggasverbrauch dieser Variante beträgt in Summe rund kwh Hi (bzw Liter). 19

20 Heizleistung in [kw] Abschlussbericht Variante 3: Holzvergaser- Blockheizkraftwerk und Heizöl- Spitzenlastkessel In Variante 3 erfolgt die Einbindung eines Blockheizkraftwerks (BHKW) mit Holzvergaser zur Wärmegrundlastabdeckung im Nahwärmeverbund. Die Holzhackschnitzelversorgung erfolgt aus einem naheliegenden, neu zu errichtenden Bunker. Die bereitgestellte elektrische Energie wird im Netzparallelbetrieb vollständig in das öffentliche Netz eingespeist und nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet. Die Dimensionierung des BHKW orientiert sich mit einer guten Anlagenauslastung an der thermischen Jahresdauerlinie und am EEG. Als BHKW wird eine Anlage im Leistungsbereich von ca. 45 kw el sowie rund 110 kw th eingesetzt. Zur Spitzenlastabdeckung im Wärmeverbund wird ein Heizölkessel installiert. In Abbildung 9 ist die Jahresdauerlinie mit den installierten Wärmeerzeugern dargestellt BHKW (Holzgas) Spitzelastkessel ca. 110 kw th ca. 45 kw el ca. 600 kw th Jahresstunden Abbildung 9 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante 3 Pro Jahr ist in dieser Variante mit einem Verbrauch von rund 250 Tonnen Holzhackschnitzeln hoher Qualität (Wassergehalt < 13 %) zu rechnen. Im Nennlastbetrieb des Kessels ist mit einem täglichen Verbrauch von ca. 1,1 Tonnen Hackschnitzeln (3,7 kwh/kg) zu kalkulieren. Bei einem 7-tägigen Dauerbetrieb des Biomassekessels bei Nennleistung ist mit einem Verbrauch von ca. 8 Tonnen bzw. ca. 30 m³ Hackschnitzeln zu rechnen. 20

21 Als Pufferspeichervolumen für einen optimierten Dauerbetrieb des BHKW kann zum einen das Wärmenetz herangezogen werden, zum anderen sollte ein entsprechend groß dimensionierter Wärmespeicher angebunden werden. In dieser Variante wird ein Pufferspeichervolumen von rund Litern empfohlen. Es ist auf eine optimale hydraulische Einbindung der Anlage zu achten, um eine effiziente Wärmebereitstellung und die entsprechenden Laufzeiten erreichen zu können. Für das BHKW wird mit jährlich rund Volllastbetriebsstunden gerechnet. Anhand der dargestellten Laufzeit können jährlich rund kwh elektrische sowie kwh thermische Energie bereitgestellt werden. Für das BHKW ergibt sich ein jährlicher Verbrauch von rund kwh Hi bzw. rund 240 Tonnen Holzhackschnitzeln. Der restliche Wärmebedarf im Wärmeverbund wird durch einen Heizöl-Spitzenlastkessel gedeckt. Der jährliche Heizölverbrauch dieser Variante beträgt rund kwh Hi (bzw Liter). 21

22 Heizleistung in [kw] Abschlussbericht Variante 4: Holzhackschnitzelkessel mit Heizöl- Spitzenlastkessel In Variante 4 wird zur Wärmegrund- und Mittellastabdeckung ein Hackschnitzelkessel installiert. Mit der Biomassefeuerung soll der Großteil des jährlichen Wärmebedarfs gedeckt werden. In der Variante ist die Installation eines Kessels mit einer Nennwärmeleistung von 200 kw vorgesehen. Es wird von jährlich rund Vollbenutzungsstunden ausgegangen. Zur Spitzenlastabdeckung wird weiterhin ein Heizölkessel installiert, der über den am Kloster vorhandenen Heizöltank versorgt wird. In Abbildung 10 ist die Jahresdauerlinie mit den installierten Wärmeerzeugern dargestellt. 800 Hackschnitzelkessel ca. 200 kw th Spitzelastkessel ca. 600 kw th Jahresstunden Abbildung 10 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante 4 Pro Jahr ist in dieser Variante mit einem Verbrauch von rund 200 Tonnen Holzhackschnitzeln hoher Qualität (Wassergehalt ca. 35 %) zu rechnen. Im Nennlastbetrieb des Kessels ist mit einem täglichen Verbrauch von ca. 2 Tonnen Hackschnitzeln (2,4 kwh/kg) zu kalkulieren. Bei einem 7-tägigen Dauerbetrieb des Biomassekessels bei Nennleistung ist mit einem Verbrauch von ca. 14 Tonnen bzw. ca. 55 m³ Hackschnitzeln zu rechnen. Für den Hackschnitzelbedarf ist ein Brennstofflager einzurichten, das in verschiedenen Formen in unmittelbarer Nähe zum Aufstellort des Kessels ausgeführt werden kann (z.b. unterirdischer Bunker mit Raumaustrag oder Lagerhalle mit Schubboden). 22

23 Um den Kessel möglichst lange im optimalen Betriebspunkt betreiben zu können bzw. um einen guten Kesselausbrand zu erreichen, wird in dieser Variante ebenfalls die Installation eines Pufferspeichers mit rund Litern, bzw. mind. 30 Liter pro kw installierter thermischer Leistung des Hackschnitzelkessels, vorgesehen. Der Heizölverbrauch für die Spitzenlastabdeckung beläuft sich auf rund kwh Hi (bzw Liter). 23

24 Heizleistung in [kw] Abschlussbericht Variante 5: Holzpelletskessel mit Heizöl- Spitzenlastkessel In Variante 5 wird zur Wärmegrund- und Mittellastabdeckung ein Pelletkessel installiert. Mit der Biomassefeuerung soll der Großteil des jährlichen Wärmebedarfs gedeckt werden. In der Variante ist die Installation eines Kessels mit einer Nennwärmeleistung von 200 kw vorgesehen. Es wird von jährlich rund Vollbenutzungsstunden ausgegangen. Zur Spitzenlastabdeckung wird weiterhin ein Heizölkessel installiert, der über den am Kloster vorhandenen Heizöltank versorgt wird. In Abbildung 11 ist die Jahresdauerlinie mit den installierten Wärmeerzeugern dargestellt Pelletkessel Spitzelastkessel ca. 200 kw th ca. 600 kw th Jahresstunden Abbildung 11 Die Jahresdauerlinie mit eingetragenen Wärmeerzeugern der Variante 5 Pro Jahr ist in dieser Variante mit einem Verbrauch von rund 150 Tonnen Holzpellets zu rechnen. Im Nennlastbetrieb des Kessels ist mit einem täglichen Verbrauch von knapp 2 m³ Holzpellets (4,7 kwh/kg, ca. 650 kg/srm) zu kalkulieren. Bei einem 7-tägigen Dauerbetrieb des Biomassekessels bei Nennleistung ist mit einem Verbrauch von ca. 11 Tonnen Pellets zu rechnen. Für den Pelletbedarf ist ein Brennstofflager einzurichten, das in verschiedenen Formen in unmittelbarer Nähe zum Aufstellort des Kessels ausgeführt werden kann (z.b. unterirdischer Bunker mit Raumaustrag oder Lagerhalle mit Schubboden). 24

25 Um den Kessel möglichst lange im optimalen Betriebspunkt betreiben zu können bzw. um einen guten Kesselausbrand zu erreichen, wird in dieser Variante ebenfalls die Installation eines Pufferspeichers mit rund Litern, bzw. mind. 30 Liter pro kw installierter thermischer Leistung des Pelletkessels, vorgesehen. Der Heizölverbrauch für die Spitzenlastabdeckung beläuft sich auf rund kwh Hi (bzw Liter). 25

26 4 Umfassende Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Energieversorgungsvarianten 4.1 Die wirtschaftlichen Grundannahmen Basierend auf den in den vorausgegangenen Kapiteln entwickelten Energieversorgungsvarianten wird eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zur Ermittlung der ökonomisch günstigsten Variante durchgeführt. Dabei werden im Rahmen einer Vollkostenrechnung nach der Annuitätsmethode in Anlehnung an die VDI-Richtlinie 2067 die Jahresgesamtkosten ermittelt. Es werden die jährlichen Gesamtkosten berechnet und dargestellt. Die Jahresgesamtkosten geben den aufsummierten Betrag von Kapitalkosten, Instandhaltungs- und Wartungskosten, Verbrauchskosten, sonstigen Kosten und evtl. Einnahmen durch einen Stromverkauf jährlich an. Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung gelten folgende Grundannahmen: Bezugsjahr ist 2016; Betrachtungszeitraum 20 Jahre alle Preise sind Nettopreise die Finanzierung für Neuinvestitionen erfolgen linear über 20 Jahre der kalkulatorische Zinssatz beträgt für Eigenkapital (30 % der Investitionskosten) konstant 6 % über 20 Jahre der kalkulatorische Zinssatz beträgt für Fremdkapital (70 % der Investitionskosten) konstant 1,5 % über 20 Jahre bestehende Anlagen und Anlagenteile gelten als vollständig abgeschrieben die Brennstoffkosten bleiben im Betrachtungszeitraum konstant, Preisänderungen werden gesondert über eine Sensitivitätsbetrachtung erfasst die Einspeisevergütungen für den produzierten EEG- Strom bleiben im Betrachtungszeitraum konstant; Strom aus dem Holzvergaser- Blockheizkraftwerk wird nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014 vergütet der Zuschlag für den produzierten KWK- Strom wird für Vollbenutzungsstunden gezahlt und gemittelt über den Betrachtungszeitraum von 20 Jahren betrachtet; Strom aus fossil befeuerten BHKW (Heizöl und Flüssiggas) wird nach dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz 2016 vergütet 26

27 Folgende Kosten bzw. Erlöse werden berücksichtigt: Kapitalkosten (Investitionskosten auf Basis durchschnittlicher Nettomarktpreise für die einzelnen Komponenten) Betriebsgebundene Kosten (Wartung, Instandhaltung, Betriebsführung, Technische Überwachung, inkl. Personalkosten) Verbrauchsgebundene Kosten (Brennstoffe und Hilfsenergie) Sonstige Kosten (z. B. Versicherung) Einnahmen durch Stromeinspeisung Vermiedene Kosten Die Investitionskosten sind nicht als konkrete Angebotspreise sondern lediglich als durchschnittliche Marktpreise zu verstehen und können in der tatsächlichen Umsetzung nach oben oder unten abweichen. Insbesondere im hier betrachteten Fall (denkmalgeschütztes Areal) sind deutliche Schwankungen möglich. Die Investitionskosten umfassen im Einzelnen: Wärmeerzeuger & KWK- Anlagen (BHKW 1 ) benötigte Anlagentechnik zur Einbindung (HLS, Elektro, MSR) Heizraumbezogene Umbaumaßnahmen in der ehemaligen Stallung (keine Sanierung des gesamten Gebäudes berücksichtigt) Brennstofflager ggf. mit Austrag mit Zuführung Nahwärmeleitung mit Übergabestationen (sofern benötigt) Technische Installationskosten (15 %) Planungskosten (15 %) Sicherheitszuschlag (5 %) Aus den Investitionskosten werden die jährlichen kapitalgebundenen Kosten nach der Annuitätenmethode für einen Abschreibungszeitraum von 20 Jahren gebildet. 1 Bei KWK- Anlagen im Heizöl- und Flüssiggas- Betrieb gibt es in der hier relevanten Größenordnung nur eine eingeschränkte Auswahl auf dem Markt. Dies kann dazu führen, dass die Investitions-, aber auch die Wartungskosten von den hier verwendeten Kosten abweichen. Vor einer Umsetzung der Maßnahmen ist dies im Detail und anhand von konkreten Angeboten zu prüfen. 27

28 Die betriebsgebundenen Kosten beinhalten die Kosten für die Bedienung der technischen Anlagen sowie die Kosten für Wartung und Instandhaltung der einzelnen Anlagen und Komponenten. In den Kosten sind sowohl Personal- als auch Materialkosten inbegriffen. Darüber hinaus sind Abrechnungskosten berücksichtigt. Die jährlichen Kosten für Wartung und Instandhaltung der einzelnen Baugruppen bzw. Anlagentechnik (bis auf die BHKW) werden in Anlehnung an die VDI 2067 als prozentualer Anteil an den Investitionskosten ermittelt. Bei den Blockheizkraftwerken werden die Wartungs- und Instandhaltungskosten als spezifische Kosten anhand der erzeugten elektrischen Energie in Cent/kWh el angesetzt. In diesen Kosten sind alle Wartungs-, Reparaturarbeiten, Ersatzteile, Betriebsstoffe, die für die BHKW- Anlage benötigt werden, im Sinne eines Vollwartungsvertrages enthalten. Diese Kosten werden über Näherungsgleichungen ermittelt. Die Gleichungen wurden von der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e. V. (ASUE) ermittelt. Kosten für Kaminkehrer und Technische Überwachung werden pauschal angesetzt. Die verbrauchsgebundenen Kosten setzen sich aus den jährlichen Brennstoffkosten und den Kosten für die Hilfsenergie zusammen. Für die Brennstoffe werden folgende Netto-Preise angenommen: Nahwärmeverbundlösung Heizöl 35 Ct/Liter Flüssiggas 30 Ct/Liter Holzhackschnitzel 130 /Tonne (Holzgas- BHKW; Wassergehalt < 13 %) Holzhackschnitzel 85 /Tonne (Heizkessel; Wassergehalt ca. 35 %) Pellets: 225 Euro/t (Heizwert 4,7 kwh/kg) Hilfsenergie: Strom: 23 Ct/kWh (netto- Mischpreis) Die sonstigen Kosten umfassen Kosten für Verwaltung und Versicherung. Die Versicherungskosten werden pauschal mit 0,75 % (BHKW) bzw. 0,5 % (Heizkessel) der Investitionskosten für die Anlagentechnik angesetzt. 28

29 Einnahmen Holzgas- BHKW Erlöse ergeben sich bei Holzvergaser- BHKW derzeit aus der Stromeinspeisung gemäß EEG 2014 über einen Zeitraum von 20 Jahren. Die Vergütung errechnet sich aus den Vergütungssätzen für 2014 und liegt im betrachteten Fall bei 13,66 Cent/kWh el. Die Kategorien der zuschlagsberechtigten Anlagen und die Vergütung nach EEG sind im Detail dem Gesetzestext zu entnehmen. Einnahmen Heizöl- und Flüssiggas- BHKW Erlöse ergeben sich bei fossil befeuerten BHKW (Heizöl, Flüssiggas) aus der Stromeinspeisung, der Zuschlagszahlung nach dem KWK-Gesetz und der Steuerrückerstattung. Bei der Steuerrückerstattung nach 53a Energiesteuergesetz wird die Energiesteuer bei Brennstoffen, die zur gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme genutzt werden, vollständig zurückerstattet. Voraussetzung hierfür ist, dass es sich um eine hocheffiziente und noch nicht vollständig abgeschriebene Anlage (Abschreibung nach Abnutzung; AFA) handelt, ansonsten greift 53b Energiesteuergesetz. Details sind dem Gesetzestext zu entnehmen. Die Einspeisevergütung wird durch das KWK- Gesetz geregelt. Zum hat das KWKG 2016 das KWKG 2012 abgelöst. Im Rahmen dieses Konzepts werden diese Neuerungen bereits berücksichtigt und als Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung verwendet. Das KWKG regelt die Vergütung von Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung, z. B. bei gasmotorischen Blockheizkraftwerken mit fossilen Brennstoffen. Seit Januar 2016 werden insbesondere kleinere Aggregate spezifisch besser vergütet. Eine der Besonderheiten ist die Regelung, dass Anlagen bis 100 kw el sowohl für eigengenutzten Strom, als auch für Strom der in ein Netz der öffentlichen Versorgung eingespeist wird einen sog. KWK-Zuschlag erhalten. Dabei gelten für die hier betrachteten Blockheizkraftwerke folgende Rahmenbedingungen: Tabelle 2 Rahmenbedingungen nach KWKG 2016 für BHKW bis 100 kw el Leistungsstufe [kw el ] bis bis 100 Netzeinspeisung [ct/kwh el ] 8 6 Eigenverbrauch [ct/kwh el ] 4 3 Vergütungsdauer [Vbh]

30 In den betrachteten Varianten wird von einer vollständigen Einspeisung des produzierten Stroms in das öffentliche Netz ausgegangen. In diesem Fall wird der Strom normalerweise nach dem sogenannten üblichen Preis 2 vergütet. Dieser Preis gilt als Richtpreis, der bezahlt werden muss, wenn sich der Energieversorger und der KWK- Anlagenbetreiber auf keine andere Vergütung einigen können. Der Mittelwert des üblichen Preises der vier Quartale 2015, der im Rahmen dieses Konzepts herangezogen wird, liegt bei 3,162 ct/kwh el. Zusätzlich zu dieser Vergütung wird der KWK- Zuschlag, wie in Tabelle 2 dargestellt, berücksichtigt. Die Kategorien der zuschlagsberechtigten KWK- Anlagen, insbesondere von Bestandsanlagen und modernisierten Anlagen, sind im Detail dem Gesetzestext zu entnehmen. Steuerrückerstattung für die ersten 10 Betriebsjahre (bzw. nach 10 Betriebsjahren) für Strom aus der gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme (KWK) Heizöl 61,35 (bzw. 40,35 ) je Liter eingesetzten Brennstoffs Flüssiggas 60,60 (bzw. 19,60 ) je kg eingesetzten Brennstoffs KWK Zuschlag für bereitgestellte elektrische Energie 8 ct/kwh für den Anteil kleiner 50 kw el 6 ct/kwh für den Anteil größer 50 kw el bis 100 kw el Stromeinspeisung 3,162 Cent/kWh (Mittelwert der letzten 4 Quartale) Hinweis: Da sowohl die Energiesteuerrückerstattung, als auch der KWK- Zuschlag nicht über den gesamten Betrachtungszeitraum konstant und Prognosen zur zukünftigen Entwicklung kaum möglich sind, werden die Einnahmen bzw. Einsparungen nach aktuellem Gesetzesstand vereinfachend gleichmäßig auf den gesamten Betrachtungszeitraum (20 Jahre) umgelegt. Dies hat zur Folge, dass die ermittelten mittleren Jahresgesamtkosten gegenüber der Realität in den ersten Jahren etwas zu niedrig dargestellt werden, während sie in den letzten Jahre etwas zu hoch sein werden. 2 Als üblicher Preis gilt der durchschnittliche Preis für Baseload-Strom an der Strombörse EEX in Leipzig im jeweils vorangegangenen Quartal. Quelle: 30

31 4.2 Die Investitionskosten der Varianten In diesem Planungsstadium kann der Aufwand für die Errichtung der Anlagentechnik sowie der notwendigen baulichen Maßnahmen nur näherungsweise festgelegt werden, wodurch die kalkulierten Kosten von den realen Kosten abweichen können. Die im Rahmen der vorliegenden Machbarkeitsstudie angenommenen Nettoinvestitionskosten der Anlagenteile basieren ebenso wie die Brennstoff- und Betriebskosten auf durchschnittlichen Marktpreisen und nicht auf konkreten Angebotsvorlagen. In der tatsächlichen Umsetzung, die von einer Ausschreibung eingeleitet wird, können die Preise daher, je nach Ausführungsstandard, von den hier kalkulierten abweichen. Die Investitionskostenprognose beschränkt sich auf die in den einzelnen Varianten vorgesehenen Wärmeerzeuger und KWK- Anlagen inkl. deren Einbringung, Einbindung, Brennstoffversorgung und notwendige Anlagentechnik sowie notwendige Umbaumaßnahmen zur Integration in die bestehende Anlagentechnik und ggf. vorgesehenem Pufferspeicher. Ein neues Brennstofflager ist nur für die Varianten mit Flüssiggas, Biomasse- Kesseln und das Holzvergaser- BHKW vorgesehen. Für das neu zu errichtende Nahwärmenetz werden entsprechend Investitionskosten für das Leitungsnetz, die Verlegearbeiten, die Netzüberwachung sowie die Anschlüsse der Liegenschaften durch Übergabestationen berücksichtigt. In den folgenden Abbildungen sind die prognostizierten Nettoinvestitionskosten der betrachteten Energieversorgungsvarianten dargestellt. Abbildung 12 Investitionskostenübersicht für die potentielle Nahwärmeverbundlösung 31

32 4.3 Die jährlichen Einnahmen und Ausgaben Aus den Investitionskosten werden nach der Annuitätenmethode die jährlichen Kapitalkosten gebildet, die sich zusammen mit den Betriebskosten, den verbrauchsgebundenen Kosten und den sonstigen Kosten, die nach den Grundannahmen in Kapitel 4.1 berechnet werden, zu den Jahresgesamtkosten addieren. Die Aufteilung der jährlichen Ausgaben auf die einzelnen Kostenarten ist in den folgenden Abbildungen grafisch dargestellt. Abbildung 13 Mittlere jährliche Ausgaben in Euro über den Betrachtungszeitraum In Abbildung 14 sind die prognostizierten jährlichen Einnahmen der betrachteten Energieversorgungsvarianten in Netzvariante 1 A (vgl. Anhang) dargestellt. Es wird deutlich, dass die Zahlungen des KWK- Bonus sowie die Steuerentlastung von entscheidender Bedeutung für den Betrieb des Nahwärmenetzes sind und einen Großteil der Einnahmen in den Varianten 1 und 2 ausmachen. Nach KWKG 2016 ist eine Verlängerung der Zuschlagszahlungen über den Zeitraum von Vollbenutzungsstunden grundsätzlich möglich, sofern eine Modernisierung der Anlage durchgeführt wird, bei der effizienzbestimmende Teile erneuert werden. Auch bei der Energiesteuerrückerstattung ist es grundsätzlich möglich, dass die volle Rückerstattung auf den eingesetzten Brennstoff auch über die Abschreibungsdauer von 32

33 10 Jahren möglich ist. Im Rahmen des Teil-ENP wird allerdings die verringerte Energiesteuerrückerstattung ab dem 11. Betriebsjahr berücksichtigt. Aus diesem Grund werden die Einnahmen, bzw. Einsparungen über den gesamten Betrachtungszeitraum gemittelt, vgl. Erläuterungen in Kapitel 4.1. Abbildung 14 Mittlere jährliche Einnahmen in Euro über den Betrachtungszeitraum 3 3 Es ist zu beachten, dass der KWK- Bonus in den betrachteten Varianten 1 und 2 lediglich für Vollbenutzungsstunden ausbezahlt wird. In Variante 1 endet die Zahlung nach ca. 10,7 Jahren und in Variante 2 nach rund 11,1 Jahren. Darüber hinaus ist die vollständige Energiesteuer lediglich im Abschreibungszeitraum nach AFA (bei Blockheizkraftwerken 10 Jahre) möglich, vgl. Kapitel 4.1. Im Rahmen der Betrachtung werden die Einnahmen bzw. Einsparungen gleichmäßig über den Betrachtungszeitraum verteilt. 33

34 4.4 Die Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten In der folgenden Abbildung sind die kalkulierten Jahresgesamtkosten und Wärmegestehungskosten der einzelnen Varianten dargestellt. Die Jahresgesamtkosten ergeben sich aus der Summe der jährlichen kapitalgebundenen-, betriebsgebundenen-, verbrauchsgebundenen und sonstigen Kosten abzüglich der Einnahmen aus dem Stromverkauf. Aus den Jahresgesamtkosten werden die spezifischen Wärmegestehungskosten ermittelt, die die Kosten pro Kilowattstunde Nutzwärme beziffern. Die spezifischen Wärmegestehungskosten dienen als wichtigste Kenngröße zur Ermittlung der Wirtschaftlichkeit von Wärmeversorgungsanlagen. So müssen sich alternative Konzepte zur Wärmebereitstellung stets an den spezifischen Wärmegestehungskosten einer Referenzvariante messen, vgl. Kapitel In der folgenden Abbildung sind die prognostizierten Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten der betrachteten Energieversorgungsvarianten dargestellt. Abbildung 15 Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten im Zeitraum der KWK- Vergütung 34

35 4.5 Die Sensitivitätsbetrachtung Zur Berücksichtigung von Änderungen der Kapitalkosten, Preisänderungen bei den Brennstoffen sowie Veränderungen bei der Gutschrift für die Stromvergütung bei den Blockheizkraftwerken wird eine Sensitivitätsbetracht durchgeführt, die den Einfluss von unterschiedlichen, mit dem Auftraggeber abgestimmten, Parametern auf die Wärmegestehungskosten darstellt. Die verschiedenen Sensitivitätsbetrachtungen sind in den folgenden Abbildungen dargestellt. In den Abbildungen ist auch jeweils die vergleichbare Entwicklung der Wärmegestehungskosten für die Referenzvariante (dezentrale Versorgung; vgl. Kapitel 3.2.2) in Abhängigkeit von den Brennstoffkosten dargestellt. Allen Varianten gemeinsam ist, dass eine Änderung der Kapitalkosten nur einen geringen Einfluss auf die Wärmegestehungskosten hat, die klar von den Brennstoffkosten dominiert werden. Zur Erklärung der Diagramme In Abbildung 16 ist die Sensitivitätsanalyse der Variante 1 dargestellt: Erhöhen sich die jährlichen verbrauchsgebundenen Kosten (Brennstoffkosten) in Summe um 50 % führt das zu einer Erhöhung der Wärmegestehungskosten ausgehenden von 11,2 Ct/kWh auf 14,2 Ct/kWh. Als gestrichelte, bzw. gestrichpunktete Linie wird in allen Abbildungen der Verlauf der Wärmegestehungskosten der Referenzvarianten (EFH bzw. Großverbraucher) in Abhängigkeit der Brennstoffpreise, ausgehend von 35 Cent/Liter Heizöl, dargestellt. Hierbei soll der unterschiedlich starke Einfluss von prozentualen Änderungen einzelner Brennstoffpreise auf den Wärmepreis dargestellt werden. Bei der Sensitivitätsanalyse der Variante 1 und 2 mit Heizöl- bzw. Flüssiggas- BHKW, siehe Abbildung 16 und Abbildung 17 wird deutlich, dass die Wärmegestehungskosten dieser Energieversorgungsvariante in nahezu gleicher Weise, allerdings gegenläufig, vom Brennstoffpreis und der Stromvergütung ( üblicher Preis ) abhängig sind. Mit steigenden Brennstoffpreisen erhöhen sich, aufgrund der größeren Bezugsmenge durch das BHKW, die Wärmegestehungskosten überproportional zu den Referenzvarianten. In gleichem Maße kann jedoch bei gleichzeitig steigenden Strombezugskosten, und damit verbundenem größeren Kostenvorteil, der Anstieg kompensiert werden. Bei diesen Varianten ist somit am ehesten von einer Preisstabilität auszugehen. 35

36 Abbildung 16 Sensitivitätsanalyse der Variante 1 Abbildung 17 Sensitivitätsanalyse der Variante 2 36

37 Abbildung 18 Sensitivitätsanalyse der Variante 3 Abbildung 19 Sensitivitätsanalyse der Variante 4 37

38 Abbildung 20 Sensitivitätsanalyse der Variante 5 38

39 4.6 Darstellung der aktuellen Fördermöglichkeiten Mögliche Förderprogramme für eine künftige Energieversorgung (z.b. Nahwärmenetze) oder den allgemeinen Einsatz von Erneuerbaren Energien werden nachfolgend dargestellt. Es erfolgt keine Gewähr auf Vollständigkeit der Angaben und Programme. Ein Rechtsanspruch des Antragstellers auf Zuwendungen besteht nicht. Die KfW- Fördermittelbank, das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle sowie das Technologie-und Förderzentrum entscheiden aufgrund ihres pflichtgemäßen Ermessens. Die Gewährung der Zuwendung steht unter dem Vorbehalt der Verfügbarkeit der veranschlagten Haushaltsmittel. Anspruch auf Vollständigkeit aller Fördermittel besteht nicht. Die genauen Zuwendungsbedingungen sind den entsprechenden Förderprogrammen zu entnehmen und auf die endgültigen Investitionskosten (Ermittlung im Rahmen einer Ausschreibung) sowie den aktuellen Stand der Förderprogramme anzupassen. Sonderförderungen wie beispielsweise die Innovationsförderungen (Staubemissionen) werden nicht berücksichtigt. Hier sind zur Gewährung Referenzmessungen erforderlich, die im Rahmen der Studie nicht erfolgen können Förderung für die Biomassenutzung KfW-Förderprogramm Premium Große Biomasseheizungen (Programm 271/281/272/282) Im Programmteil Premium des Marktanreizprogramms wird die Errichtung bzw. Erweiterung automatisch beschickter Anlagen zur Verfeuerung fester Biomasse für die thermische Nutzung (z.b. Hackgut- oder Pelletkessel) und zur kombinierten Wärme- und Stromerzeugung (KWK) mit einer installierten Nennwärmeleistung von 100 kw bis 2 MW gefördert. Die Förderung erfolgt über ein Darlehen in Kombination mit Tilgungszuschüssen. Anlagen zur thermischen Nutzung: Der Tilgungszuschuss (Grundförderung) beträgt 20 je kw installierter Wärmeleistung, höchstens jedoch je Einzelanlage. Bei besonders niedrigen Staubemissionen und/oder Errichtung eines Pufferspeichers kann eine erhöhte Förderung (Bonusförderung) gewährt werden. Die Gesamthöchstförderung beträgt je Anlage. Der Zuschuss erhöht sich bei Einhaltung von niedrigeren Staubemissionen (maximal 15 mg/m³, bei 13 % Sauerstoff im Abgas) um 20 je kw. Bei der Errichtung eines Pufferspeichers (mindestens 30 l/kw th ) erhöht sich die Grundförderung um 10 /kw. 39

40 Anlagen zur kombinierten Wärme- und Stromerzeugung (KWK): Der Tilgungszuschuss beträgt 40 je kw Nennwärmeleistung bei förderfähigen Anlagen bis kw. Weitere Informationen können dem Marktanreizprogramm entnommen nachgelesen werden. oder unter Freistaat Bayern: Förderprogramm BioKlima für Biomasseheizwerke Gefördert werden im Förderprogramm BioKlima Neuinvestitionen zur Errichtung von automatisch beschickten Biomasse- und Pelletheizanlagen. Für die Anlagen muss eine kalkulatorische CO 2 -Einsparung von mehr als 600 Tonnen innerhalb von 8 Jahren nachgewiesen werden (Bagatellgrenze). Als Brennstoff dürfen ausschließlich naturbelassene Holzbrennstoffe und halmgutartige Biomasse eingesetzt werden. Der Kessel muss für die Verwendung der gewählten Brennstoffe geeignet sein. Der Zuschuss beträgt 33 pro Jahrestonne kalkulatorisch eingespartes CO 2. Der gesamte Zuschuss wird über einen Zeitraum von 8 Jahren berechnet. Die max. Förderung beträgt je Projekt. Förderfähige Kosten sind nur die Investitionsmehrkosten zur Nutzung Erneuerbarer Energien. Die Investitionsmehrkosten des Biomasseheizwerks müssen anhand einer Vergleichsrechnung gegenüber einer fossilen Energieerzeugungsanlage berechnet werden. Es dürfen andere staatliche Mittel für denselben Zweck in Anspruch genommen werden (z. B. Marktanreizprogramm des Bundes für Erneuerbare Energien), sofern der Subventionswert aller ausgereichten staatlichen Mittel 45 % der förderfähigen Kosten nicht übersteigt. Die wichtigsten Fördervoraussetzungen: Bei der Biomasseheizanlage muss eine Auslastung von mindestens Volllaststunden erreicht werden. Bei monovalenten Anlagen (d.h. ohne Spitzenlastkessel) müssen Stunden erreicht werden. Es ist ein Pufferspeicher mit mindestens 30 l/kw zu installieren. Es ist eine Wärmebelegung bezogen auf den prognostizierten Wärmeabsatz von mindestens kwh/(m*a) neu errichteter Trasse nachzuweisen. Ein schlüssiger und abgesicherter Kosten- und Finanzierungsplan muss vorgelegt werden. Eine Einrichtung zur Abscheidung partikelförmiger Emissionen muss zwingend installiert werden (Nachweis, dass ein Mindestabscheidegrad von 50 % erreicht wird). Hinweis: Weitere Informationen können unter abgefragt werden. 40