Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien in Wärmeanwendungen

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1 ifeu - Institut für Energieund Umweltforschung Heidelberg GmbH Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien in Wärmeanwendungen Strategie- und Diskussionspapier Dr. Lars-Arvid Brischke Dr. Martin Pehnt Peter Mellwig Florian Herbert Im Auftrag des BMU ifeu - Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH Wilckensstr. 3, D Heidelberg Tel.: +49/(0)6221/4767-0, Fax: +49/(0)6221/ Website: Heidelberg, 16. Oktober 2012

2 Inhaltsverzeichnis Zusammenfassende Thesen Hintergrund Ausgewählte Strom-Wärme-Systeme zur Objektversorgung - technische und wirtschaftliche Bewertung Direktelektrische Systeme zur Raumheizung Elektrische Wärmepumpenheizung PV-Eigenstromnutzung für Wärmeanwendungen Wärmeanwendungen als Flexibilitätsoption des Stromsystems Nutzung von EE-Stromüberschüssen in bivalenten Wärmeerzeugern Bestehende elektrische Nachtspeicherheizungen Bestehende elektrische Warmwasserspeicher Elektrische Wärmepumpen EE-Strom-Zusatzheizung in Wärmespeichern und netzen von KWK- Anlagen Exergetische und ökologische Bewertung Exergetischer Vergleich von Heizsystemen Klimaschutzeffekte von EE-Strom in Wärmeanwendungen Politische Handlungsempfehlungen Nachtspeicherheizungen Wärmepumpen Elektrische Zusatzheizungen (bivalente Wärmeerzeuger) Literaturverzeichnis

3 Zusammenfassende Thesen I. Elektrische Speicherheizungen gehören zu den ineffizientesten Technologien zur Raumwärmeerzeugung. Mit der Stilllegung der bestehenden Nachtspeicherheizungen ließe sich ein großes Stromspar- und Klimaschutzpotenzial erschließen. Nachtspeicherheizungen werden i.d.r. mit Strom des deutschen Durchschnittsmixes betrieben und haben damit einen geringen Primärenergie-Ausnutzungsgrad von ca. 40%. Die Umwandlungseffizienz ist nur ein Drittel so hoch wie bei elektrischen Wärmepumpensystemen und der Exergie-Ausnutzungsgrad ist mit 1,4% der niedrigste der heute in Deutschland verbreiteten Heizsysteme. Zudem ist die Wärmeproduktion und Speichergröße i.d.r. auf den ineffizienten Gebäudestandard zur Zeit ihrer Installation ausgelegt (mehr als 80% vor 1978). Die Erhaltung bestehender oder Installation neuer Nachtspeicherheizungen ist aus diesen Gründen auch bei höheren EE-Anteilen im Strommix nicht mit Standards für hocheffiziente Gebäude vereinbar. II. Es kann sinnvoll sein, bestehende Nachtspeicherheizungen übergangsweise bis zu ihrer Stilllegung als Flexibilitätsoption bei lokalen Netzengpässen zu nutzen, da sie bereits über die technischen Voraussetzungen für eine Ansteuerung per Rundsteuersignal verfügen. Die tatsächlich nutzbaren EE-Stromüberschüsse betragen derzeit weniger als ein Prozent und auf absehbare Zeit maximal wenige Prozent des Strombedarfs von Nachtspeicherheizungen. Damit müssen sie vorwiegend mit Strom aus fossilen Brennstoffen betrieben werden und es überwiegen die negativen Klimaeffekte. Im Einzelfall kann es dennoch sinnvoll sein, die vorhandene Rundsteuertechnik einzusetzen, um lokale EE- Stromüberschüsse, die sonst abgeregelt werden müssten, in Nachtspeicherheizungen zu nutzen. Dies ist jedoch kein Argument gegen die flächendeckende Stilllegung von Nachtspeicherheizungen. Zudem sollten die verfügbaren Flexibilitätsoptionen prioritär ausgeschöpft werden, bei denen Strom exergetisch maximal ausgenutzt werden kann. III. Strom-Wärmespeicher sind nicht direkt mit Stromspeichern vergleichbar. Elektrische Wärmespeicher, insbesondere in Nachtspeicherheizungen, Heizungspufferspeichern und Warmwasserspeichern sind keine Stromspeicher, sondern wandeln exergetisch hochwertigen Strom irreversibel in exergetisch niederwertige Wärme um. Somit sind sie keine gleichwertige Option zu Stromspeichern, sondern allenfalls als Flexibilitätsoption für das Stromsystem mit Stromspeichern, Lastmanagementstrategien und Regelkraftwerken zu vergleichen. Bei hohen EE-Anteilen an der Stromversorgung übersteigt der Einspeicherungsbedarf für EE-Erzeugungsüberschüsse die wirtschaftlich verwertbaren ausspeicherbaren Strommengen. Die Nutzung des Stroms in Wärmeanwendungen ist dann aus systemischer Sicht eine sinnvolle Option. IV. Der Einsatz von EE-Strom in Wärmepumpen ist die energetisch beste Option für die Nutzung von EE-Strom zur Wärmebereitstellung. Der Einsatz von EE-Strom in Wärmepumpen ermöglicht einen Ausnutzungsgrad der erneuerbaren Primärenergie, der um Faktor 2 bis 3, zukünftig voraussichtlich bis Faktor 4 höher ist als bei der elektrischen Widerstandsheizung oder der direkten Biomassenutzung 3

4 zur Wärmebereitstellung. Voraussetzung dafür ist es, dass die Wärmepumpenheizung im realen Betrieb eine hohe Jahresarbeitszahl erreicht. Dies kann nur mit optimaler Dimensionierung und Installation sowie optimiertem Nutzungs- und Betriebsverhalten gewährleistet werden. Das optimale Verhältnis von Strom-Wärmepumpen zu anderen Wärmeerzeugungstechnologien, insbesondere zu Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die in den Zeiten der Wärmenachfrage Strom produzieren, ist zu prüfen. Zu berücksichtigen ist dabei neben Fragen der Integration in das Stromsystem auch die verfügbare Menge an Biomasse, die für Heizzwecke zur Verfügung steht, da letztere in einem System mit sehr hohen EE-Anteilen voraussichtlich prioritär für Treibstoffe und Hochtemperaturprozesswärme einzusetzen ist. V. Die Wirtschaftlichkeit der EE-Stromnutzung in Wärmepumpen im Vergleich mit direktelektrischen Heizsystemen muss individuell geprüft und bewertet werden. Wärmepumpensysteme sind in der Investition wesentlich teurer als direktelektrische Heizungen. Durch die drei- bis viermal bessere Ausnutzung des Stroms können aber über die gesamte Nutzungsdauer der Anlage geringere Gesamtkosten resultieren als bei direktelektrischen Heizungen. Dies wird umso eher erreicht, je höher die Jahresvollbenutzungsstundenzahl ist. Bei einer geringen jährlichen Nutzungsdauer des EE-Strom-Heizsystems z.b. wenn Netzengpässe nur wenige Stunden im Jahr auftreten - lassen sich deshalb nur elektrische Widerstandsheizungen wirtschaftlich betreiben. VI. Strom-Wärmepumpen werden in den nächsten zwei Dekaden nur wenige Prozent des Wärmebedarfs privater Haushalte in Deutschland decken, auch wenn sich die Zahl der jährlich installierten Wärmepumpen gegenüber heute verdoppelt. Da Wärmepumpenheizungen, um sie effizient betreiben zu können, konsequenterweise nur in effizienten Gebäuden eingesetzt werden sollten, ist der Wärmepumpen-Ausbau direkt an die Neubau- und Sanierungsrate gekoppelt. In einem zukünftigen hocheffizienten Gebäudebestand liegt auch bei einer nahezu vollständigen Deckung des Raumwärmeund Warmwasserbedarfs mit Stromwärmepumpen der Stromverbrauch in der Größenordnung des heutigen Stromeinsatzes für Raumwärme und Warmwasser (ca. 10% des deutschen Stromverbrauchs). Auch aus Klimaschutzsicht sollte der Wärmepumpen-Ausbau nicht darüber hinaus forciert werden, da Wärmepumpen zur Raumheizung i.d.r. mit Strom des Durchschnittsmixes betrieben werden, der in den nächsten zwei Dekaden noch mit erheblichen CO 2 -Emissionen verbunden ist. Die zwei Dekaden bis etwa 2030 dienen nach dieser Strategie der Vorbereitung eines signifikanten Ausbaus von elektrischen Wärmepumpenheizungen im Zeitraum 2030 bis Dann werden EE einen Anteil von mehr als 50% am deutschen Strommix haben, so dass die Wärmepumpe unter Energie- und Klimaschutzaspekten eine optimale Technologie zur Bereitstellung von Raumwärme und Warmwasser darstellt. VII. In den nächsten zwei Dekaden sind ausreichend Flexibilitäten im Stromsystem vorhanden, um die Strommengen durch EE-Ausbau aufnehmen zu können. Durch Ausschöpfung bestehender Lastmanagement-Potenziale, Nutzung existierender Stromspeicherkapazitäten sowie von Flexibilitäten vorhandener Kraftwerke auf fossiler und Biomasse-Basis ist kurz- und mittelfristig ausreichend Flexibilität im Stromsystem 4

5 vorhanden, um die planmäßig zunehmende EE-Stromerzeugung aufzunehmen. Um maximale Treibhausgas-Minderungen zu erreichen, sollten zunächst diese Flexibilitätsoptionen genutzt werden. Sind diese Flexibilitäten ausgeschöpft oder nicht mehr wirtschaftlich erschließbar und lässt sich die Netzlast nicht weiter steigern, kann auch der Einsatz von EE-Strom in Wärmeanwendungen sinnvoll sein. Unter der Voraussetzung, dass parallel zum EE-Ausbau auch die dafür notwendige Netzanpassung umgesetzt werden kann, treten nur in sehr geringem Umfang EE-Stromüberschüsse (<1% der EE-Stromerzeugung) auf, die aus technischen Gründen abgeregelt werden müssen. Damit gibt es keinen Bedarf für eine flächendeckende Ausstattung mit bivalenten Wärmeerzeugern. Lokal können aber bivalente Wärmeerzeuger (insbesondere elektrische Zusatzheizungen in KWK-Anlagen) zur Nutzbarmachung von EE-Strom, der ansonsten aufgrund von Netzengpässen abgeregelt würde, sinnvoll sein. Um sicherzustellen, dass nur diese, anderweitig nicht übertrag- und verteilbaren EE-Strommengen in Zusatzheizungen genutzt werden, sollten diese nur in Folge des Redispatch durch den Netzbetreiber ansteuerbar sein. VIII. Strom-Wärmepumpen werden üblicherweise rein wärmegeführt betrieben und können damit zur Erhöhung der Jahreshöchstlast beitragen. Durch Umstellung auf einen am Strompreis orientierten intelligent wärmegeführten Betrieb könnten sie einen Beitrag zur Erhöhung der Systemflexibilität leisten. Voraussetzung dafür ist aber eine Kommunikationsinfrastruktur, die die Steuerung der Wärmepumpen anhand von Preissignalen des Stromsystems ermöglicht. Der Aufbau einer solchen Infrastruktur ist kurzfristig nicht zu erwarten. IX. Das Heizen in hocheffizienten Häusern (z.b. Effizienzhaus 40) ist derzeit mit PV- Strom betriebenen Wärmepumpen etwa so teuer wie mit Solarthermie. Bei einer Fortsetzung der starken Kostendegression bei PV-Anlagen gegenüber einer nur moderaten Kostenreduktion bei solarthermischen Anlagen sowie des gegenwärtigen Förderrahmens wird der Einsatz von PV-Strom in Wärmepumpenheizungen zunehmend wirtschaftlich attraktiv. Die Wärmebereitstellung mit PV-Strom kann für den Betreiber wirtschaftlich sein, trägt aber nicht zwangsläufig zur technischen Optimierung des Gesamtsystems bei, da Tages- und Jahresverlauf der PV-Stromerzeugung und des Wärmebedarfs in Gebäuden nicht gut zusammenpassen. X. In der langfristigen Perspektive nach 2030 kann die Nutzung von EE-Strom in Wärmeanwendungen in Abhängigkeit des Anwendungsfalls zunehmend wirtschaftlicher sein als die Stromspeicherung. Der wirtschaftliche Vergleich von Stromwärmenutzung und Stromspeicherung ist von zahlreichen Einflussfaktoren wie z.b. Kostenentwicklung der Stromspeicherung abhängig, die bisher noch nicht hinreichend quantifiziert werden können. Hier besteht noch erheblicher Bedarf einer Modellierung der Effekte und Quantifizierung der zukünftigen Kosten, die sich durch sektorenübergreifende Strategien und Synergien ergeben. 5

6 1 Hintergrund Mit der kontinuierlichen Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien (EE) an der Stromversorgung nimmt Strom immer mehr die Rolle des zentralen Primärenergieträgers ein. Der EE-Strom-Einsatz für Wärmeanwendungen 1 wird im Zuge dessen aus folgenden Gründen zunehmend interessant: Mit EE-Strom ist auch eine EE-Wärmeversorgung möglich (100% Klimaschutz) Keine schädlichen Emissionen am Ort der Nutzung Dynamischer EE-Ausbau im Strombereich, so dass zukünftig auch die Wärmebereitstellung mit Strom des Durchschnittsmixes hohe EE-Anteile aufweist Der Energieträger Strom lässt sich in alle anderen Energieformen umwandeln, d.h. Strom ist als 100% Exergie universell einsetzbar und damit der hochwertigste Energieträger. Alle Anwendungen der Informations- und Kommunikationstechnik, der Beleuchtung sowie ein Großteil der stationären Antriebe arbeiten mit Strom. Da die Potenziale für eine ressourcenschonende EE-Stromerzeugung begrenzt sind, hat die Bundesregierung im Energiekonzept das Ziel gesetzt, den Stromverbrauch in Deutschland bis 2020 um 10% und bis 2050 um 25% - jeweils gegenüber 2008 zu senken. Gleichzeitig gehört EE-Strom hinsichtlich der durchschnittlichen Vollkosten heute und auf absehbare Zeit zu den teuersten Endenergieträgern, so dass die technisch realisierbaren Optionen immer auch im Kontext der Wirtschaftlichkeit bewertet werden müssen. Für die Bereitstellung von Niedertemperaturwärme zur Nutzung als Raumwärme, Warmwasser oder Prozesswärme, die nur eine sehr geringe Exergie hat, bestehen vielfältige Alternativen zur Nutzung von exergetisch hochwertigem Strom: Maßnahmen zur passiven Wärmenutzung (intelligente Architektur, solares Bauen, Nutzung von Umgebungswärme) Wärmerückgewinnung (z.b. Abluftwärmenutzung) Nutzung industrieller Abwärme Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) Direkte Wärmegewinnung aus EE (z.b. Solarthermie, Geothermie, biogene Energieträger) Grundsätzlich sollte vor dem Hintergrund der begrenzten EE-Stromerzeugungspotenziale und Stromsparziele versucht werden, die Potenziale der o.g. Alternativen prioritär auszuschöpfen, bevor EE-Strom als Hauptenergieträger für die Bereitstellung von Niedertemperaturwärme eingesetzt wird (Hauser et al. 2011, Kienzlen et al. 2012). Dennoch kann auf Objektebene die Nutzung von EE-Strom in Wärmeanwendungen die wirtschaftlich günstigste Option sein, so dass in diesem Fall von dem Grundsatz abgewichen werden kann. Eine weitere Ausnahme von dem Grundsatz stellt die Nutzung von EE-Strom in Wärmeanwendungen als Flexibilitätsoption für das Stromsystem dar. Während Speicherkapazitäten 1 Als Synonym für den Einsatz von EE-Stromüberschüssen zur Wärmebereitstellung mittels Wärmepumpen und direktelektrischen Heizungen wird auch der Begriff Power to Heat verwendet. 6

7 für Strom derzeit nur in begrenztem Umfang verfügbar sind (vor allem Pumpspeicherkraftwerke) und neue Stromspeicher- und Batterietechniken noch entwickelt werden, sind Möglichkeiten zur Wärmespeicherung weit verbreitet (z.b. Nachtspeicherheizungen, Warmwasserspeicher). Wärmeanwendungen und Wärmespeicher werden deshalb zunehmend als Flexibilitätsoption für das Stromsystem diskutiert, weil aufgrund geringer Grenzkosten der EE-Stromerzeugung und volatiler Preise in Abhängigkeit der Differenz aus fluktuierender EE-Stromeinspeisung und Stromnachfrage wirtschaftlich vorteilhafte Anwendungsfälle für EE-Stromwärme resultieren können. Insbesondere für die Nutzung von EE- Stromüberschüssen aus EE-Anlagen, die ansonsten abgeregelt würden, erscheint die Nutzung in Wärmeanwendungen sinnvoll. Die Potenziale für EE-Stromüberschüsse sind aber voraussichtlich gering. Zudem entwickeln sich auch andere Anwendungsfelder wie Elektromobilität als potenzielle Nutzungsoption für EE-Stromüberschüsse. Für die ökologische Bewertung ist entscheidend, wie hoch die Umwandlungseffizienz des jeweiligen Wärmeerzeugers ist, welchen Strommix er nutzt und wie sich dieser Strommix zukünftig entwickelt. Insbesondere die mittel- und langfristige Veränderung des Strommixes in Richtung einer vollständigen EE-Stromversorgung und der damit verbundenen sinkenden CO 2 -Emissionen pro Energieeinheit ist dabei zu berücksichtigen. Im Zusammenspiel mit einem stark sinkenden Heizwärmebedarf von Gebäuden durch die langfristige energetische Sanierung des Gebäudebestandes wird die vollständige Energieversorgung von Gebäuden mit Strom zu einer Option, die technisch, wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll sein kann (Klaus et al. 2010, Fisch und Wilken 2012). In der vorliegenden Kurzstudie werden die wichtigsten Wärmeanwendungen für EE-Strom unter technischen, wirtschaftlichen und klimaschutzrelevanten Aspekten bewertet und in Thesen zusammengefasst, für die Handlungsempfehlungen zu politischen Rahmenbedingungen und Maßnahmen abgeleitet werden. 2 Ausgewählte Strom-Wärme-Systeme zur Objektversorgung - technische und wirtschaftliche Bewertung Im Jahr 2009 wurden in Deutschland in privaten Haushalten 17 TWh Strom zur Raumheizung eingesetzt (BMWi 2012), davon 13,8 TWh an Heizstromkunden, d.h. Stromkunden, die Strom explizit zu Heizzwecken über spezielle Verträge beziehen (BKartA 2010). Der größte Teil davon wurde in den ca. 1,6 Mio. elektrischen Speicherheizungen der privaten Haushalte eingesetzt (BMWi 2012, BNetzA 2010, Schulz 2009). Bundesweit wurden damit rund 4 % der Wohnungen mit Strom beheizt (BKartA 2010). Rund 12% des Stromverbrauchs privater Haushalte wurden zur Raumheizung genutzt. Im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) wurden weitere 8,6 TWh Strom für die Raumheizung eingesetzt, davon ebenfalls ein großer Teil in Nachtspeicherheizungen (BMWi 2012, Schulz 2009). Der Stromverbrauch für Raumheizung in den Sektoren Industrie und Verkehr ist demgegenüber vernachlässigbar gering. Insgesamt ist die Anzahl der installierten Nachtspeicherheizungen zwischen 2006 und 2009 von insgesamt 2,2 Mio. auf 1,6 Mio. gesunken (BKartA 2010). Heizstrom wird bei der Netzdurchleitung gegenüber Haushaltsstrom begünstigt, da er durchgängig mit niedrigeren Netznutzungsentgelten (NNE) belegt ist und auch die Konzessionsabgaben für Heizstrom i.d.r. geringer sind (BKartA 2010). Frey et al. (2007) stellen fest, 7

8 dass insbesondere die niedrigen NNE, die weniger als ein Drittel der NNE für Haushaltsstrom betragen, niedrige Tarife für Heizstrom möglich machen. Nach Analysen des Bundeskartellamtes hat 2009 nur gut die Hälfte der untersuchten Vertriebsunternehmen für Heizstrom eine Kostendeckung erzielt. Damit besteht ein geringer Anreiz für neue Wettbewerber, in diesen Markt einzutreten (BKartA 2010). Die Bundesnetzagentur stellt im Monitoringbericht 2010 fest (BNetzA 2010): Die Verbraucher haben praktisch keinerlei Wechselmöglichkeiten, weil innerhalb eines Versorgungsgebiets nur der lokale Anbieter tätig ist. Bezogen auf die als Wärmepumpenstrom bzw. Wärmespeicherstrom an Haushaltskunden gelieferte Elektrizitätsmenge liegt die Wechselquote bei nur 0,4 Prozent. Darüber hinaus ist für Heizstrom wie für Haushaltsstrom die EEG-Umlage zu zahlen. Zwar sind die Anbieter nicht verpflichtet, diese an den Stromkunden weiterzugeben, sie sind aber, wenn sie wirtschaftlich bleiben wollen, durch den signifikanten Anstieg der EEG-Umlage in den letzten Jahren quasi dazu gezwungen. Kräftige Erhöhungen der bisher noch niedrigen Heizstromtarife bei vielen Anbietern seit 2010 werden deshalb oft mit der stark gestiegenen EEG-Umlage begründet (vgl. Hunziker 2010, Weber 2011). Bei EnBW z.b. stiegen die Preise für Heizstrom im November 2011 um 15% und werden im November 2012 nochmals um 15% (Billigstrom.com 2012) erhöht. Da der Anbieterwechel aus den o.g. Gründen oft nicht möglich ist und die Umstellung auf einen anderen Energieträger erhebliche Investitionen erfordert, werden Heizstromtarife mittlerweile als Kostenfalle kommuniziert (Verivox 2012). 2.1 Direktelektrische Systeme zur Raumheizung Bei direktelektrischen Systemen zur Raumheizung ist zwischen Speicherheizungen (Nachtspeicherheizung, Fußbodenspeicherheizung, Blockspeicher) und Direktheizungen (Flächenheizungen, Konvektoren, Radiatoren, Strahler, Lüftungsheizgeräte usw.) zu unterscheiden (Hauser et al. 2011). Direktheizungen haben jedoch nur einen geringen Anteil am Stromverbrauch für Raumheizung und werden deshalb hier nicht näher betrachtet. Elektrische Speicherheizungen gehören aus folgenden Gründen zu den ineffizientesten Technologien zur Raumwärmeerzeugung: Da Heizstrom i.d.r. aus dem Netz der allgemeinen Versorgung stammt, ist der Primärenergieeinsatz mit dem Primärenergiefaktor des deutschen Durchschnittsstrommixes zu berechnen. Dieser betrug im Jahr 2010 rund 2,5 (AGEB 2012). Verglichen mit Heizsystemen, die fossile oder erneuerbare Energieträger direkt zur Raumwärmeerzeugung einsetzen, erreichen direktelektrische Systeme damit nur ca. 40% des primärenergetischen Ausnutzungsgrades. Obwohl die eingesetzte Endenergiemenge Strom in direktelektrischen Systemen nahezu vollständig in Wärme umgewandelt wird, ist auch die Umwandlungseffizienz von End- in Nutzenergie im Vergleich mit elektrischen Wärmepumpen nur etwa ein Drittel so hoch, weil Wärmepumpen aus der gleichen Strommenge mehr als die dreifache Wärmemenge erzeugen können. Elektrische Nachtspeicherheizungen haben zudem mit 1,4% den geringsten Exergie- Ausnutzungsgrad der heute in Deutschland üblichen Heizsysteme (siehe Tabelle 5). 8

9 Auch die Wärmenutzung ist bei Nachtspeicherheizungen meist suboptimal. Da sie die Wärme in Steinen speichern, sind sie schlecht regelbar: Die Speichersteine werden meist stärker aufgeheizt als zur Deckung des Wärmebedarfs nötig. Da auch die Entladung nur eingeschränkt regelbar ist, erfolgt die Raumtemperaturregelung oft durch das Öffnen der Fenster (Kienzlen et al. 2012). Insbesondere aus diesen Gründen ist die sukzessive Außerbetriebnahme bestehender Nachtspeicherheizungen in der Energieeinsparverordnung (EnEV) seit 2007 verankert. In der EnEV 2009 heißt es dazu in 10a : (1) In Wohngebäuden mit mehr als fünf Wohneinheiten dürfen Eigentümer elektrische Speicherheizsysteme nach Maßgabe des Absatzes 2 nicht mehr betreiben, wenn die Raumwärme in den Gebäuden ausschließlich durch elektrische Speicherheizsysteme erzeugt wird.... (2) Vor dem 1. Januar 1990 eingebaute oder aufgestellte elektrische Speicherheizsysteme dürfen nach dem 31. Dezember 2019 nicht mehr betrieben werden. Nach dem 31. Dezember 1989 eingebaute oder aufgestellte elektrische Speicherheizsysteme dürfen nach Ablauf von 30 Jahren nach dem Einbau oder der Aufstellung nicht mehr betrieben werden. Dabei ist zu beachten, dass mehr als 80% der Nachtspeicherheizungen in Mietwohnungsgebäuden mit weniger als sechs Wohneinheiten, die vor 1978 errichtet wurden, installiert sind (Frey et al. 2007). Der zeitliche Verlauf des Strombedarfs ist bei Direktheizungen mit dem des Heizbedarfs identisch. Bei Speicherheizungen kann der Strombedarf durch den Wärmespeicher um einige Stunden im Tagesverlauf verschoben werden. Da sich dieser Effekt zur Anpassung der Stromnachfrage an das Grundlast-Stromangebot aus Kohle- und Kernkraftkraftwerken eignete, förderten Stromversorger die Verbreitung elektrischer Nachtspeicherheizungen durch spezielle Heizstromverträge, d.h. durch besonders niedrige Tarife. Gleichzeitig waren und sind die Investitionskosten für Nachtspeicherheizungen im Vergleich mit anderen Heizsystemen geringer, was oft ein wichtiges Kaufargument darstellt (Frey et al. 2007). Der Stromanbieter kauft Heizstrom i.d.r. in Zeiten geringer Stromnachfrage zwischen und 6.00 Uhr zu geringen Beschaffungskosten ein und liefert ihn an Heizstrom-Kunden mit Nachtspeicherheizung. Die Nachtspeicherheizung wandelt den Strom in Wärme um, speichert diese für einige Stunden und gibt sie tagsüber an die zu beheizenden Räume ab. Die bisher bei Nachtspeicherheizungen übliche starre tageszeitliche Tarifgestaltung mit Niedertarif in den Nachtstunden wird mit steigenden EE-Anteilen zunehmend suboptimal, weil an kalten Wintertagen tagsüber nachgeheizt werden muss. Damit erhöht sich ggf. der Bedarf an konventioneller Kraftwerksleistung (vgl. Kienzlen et al. 2012). Nabe und Ters (2008) geben eine Bandbreite der Tarife für Nachtspeicherkunden im Jahr 2007 inkl. Grundpreis ohne Steuern und Abgaben zwischen 5,8 und 10,1 Ct./kWh an. Eine stichprobenartige Internet-Recherche bei den vier größten Stromanbietern in Deutschland am ergab, dass die aktuellen Netto-Heizstromtarife für Privatkunden in der Niedertarifzeit zwischen 10 und 15 Ct./kWh liegen. Mit diesen Preisen gehören elektrische Nachtspeicherheizungen inzwischen zu den Heizsystemen mit den höchsten Wärmegestehungskosten (Abbildung 2). 9

10 2.2 Elektrische Wärmepumpenheizung Der Einsatz elektrischer Wärmepumpen (WP) zur Raumheizung in Deutschland nimmt stetig zu. Die jährlichen Absatzzahlen liegen seit mehreren Jahren zwischen und Stck./a, der Bestand hat sich von 2005 bis 2011 von Stck. auf ca Stck. mehr als verdreifacht (Tabelle 1). Durchschnittlich werden drei Viertel der verkauften WP bei Renovierungen eingebaut, ein Viertel in Neubauten. Mehr als 90% des Marktes decken mit etwa gleichen Anteilen Sole/Wasser- und Luft/Wasser-WP ab. Für die Bewertung der Effizienz sind die Leistungszahl (COP) und die Jahresarbeitszahl (JAZ) von WP entscheidend. Während die Leistungszahl unter Normbedingungen im Labor gemessen wird, ist die JAZ ein Maß für die mittlere Gesamteffizienz des Wärmepumpen- Heizsystems über ein Jahr, in Abhängigkeit der Dimensionierung, des Betriebs- und Nutzerverhaltens. Die JAZ von WP lagen nach Nabe et al. (2011) im Jahr 2010 zwischen 3 und 4 bei einer installierten elektrischen Leistung von rund 1,5 GW und einem Stromverbrauch von 2,8 TWh. Das entspricht etwa 15% des Stromverbrauchs für Raumwärme in Deutschland. Zu differenzierteren Aussagen über die realen JAZ von WP im Bestand kommen Miara et al. (2011) im Rahmen des Projektes Wärmepumpen Effizienz : Die darin durchgeführten Messungen zeigen, dass Erdreich-WP-Anlagen durchschnittliche JAZ von 3,9 erreichen, Luft-WP hingegen nur JAZ von durchschnittlich 2,9. Die Bandbreite der Effizienzkennwerte der Feldtest-Anlagen lag zwischen 2,3 und 5,1. Nabe et al. (2011) gehen im Szenario Business-asusual (BAU) davon aus, dass der jährliche Absatz auf rund Stck./a ansteigt, verbunden mit einem Anstieg der installierten elektrischen WP in Deutschland auf mindestens Stck. bis 2020 und auf 1,42 Mio. Stck. bis 2030 (Tabelle 1). Tabelle 1: Absatz und Bestand elektrischer Wärmepumpen zur Raumheizung in Deutschland von 2005 bis 2011 und im Szenario Business as usual. (Quellen: Nabe et al. 2011, baulinks.de 2012 und eigene Schätzungen auf Basis dieser Quellen) Absatz [Stck./a] Bestand [Stck.] Zur Effizienzentwicklung von Strom-WP wird von Nabe et al. (2011) angenommen, dass im Jahr 2030 JAZ zwischen 4 und 5 erreicht werden, so dass sich im Bestand mittlere JAZ von 3,5 bis 4 ergeben. Das bedeutet, dass mit jeder Kilowattstunde Strom 2,5 bis 3 Kilowattstunden erneuerbare Energien zusätzlich zur Wärmebereitstellung nutzbar gemacht werden können. Mit einer installierten elektrischen Leistung von 2,9 GW im Jahr 2020 und 3,7 GW im Jahr 2030 können somit 9,6 bzw. 13,4 GW thermische Leistung bereitgestellt werden. Das entspricht in der Summe der Bereitstellung von 17,9 TWh Wärme im Jahr 2020 und 24,4 TWh Wärme im Jahr 2030 bei einem Stromeinsatz von 5,3 TWh bzw. 6,6 TWh. Für den WP-Einsatz zur Raumwärmebereitstellung ist das Vorhandensein einer Flächenheizung (Wand- oder Fußbodenheizung) vorteilhaft, weil diese mit niedrigen Vorlauftemperaturen und WP damit effizienter betrieben werden können. WP-Einsatz ist deshalb insbesondere in effizienten Gebäuden, d.h. in neuen oder energetisch hochwertig sanierten Gebäuden 10

11 sinnvoll. Damit ist der WP-Ausbau auch direkt von der Neubau- und Sanierungsrate abhängig. Bei einem sinkenden Wärmebedarf des Gebäudebestandes werden nach dem BAU- Szenario von Nabe et al. (2011) im Jahr 2020 rund 3% des Raumwärme- und Warmwasserbedarfs von Wohngebäuden durch Strom-WP gedeckt, im Jahr 2030 rund 5%. Auch das Szenario 2011 A der BMU-Langfristszenarien gemäß DLR et al. (2012) geht von ähnlichen Ausbauraten bei Strom-WP bis 2030 aus (Tabelle 2). In der Fortschreibung des Strom-WP-Ausbaus bis 2050 unterscheiden sich die BMU- Langfristszenarien (DLR et al. 2012) und das UBA 100%-EE-Szenario (Klaus et al. 2010) jedoch erheblich. Während bei DLR et al. (2012) der WP-Anteil an der Wärmebedarfsdeckung privater Haushalte bei rund 13% liegt, decken Strom-WP im UBA-Szenario rund 80% einerseits durch forcierten Ausbau von Strom-WP, andererseits durch wesentlich stärkere Reduktion des Wärmebedarfs privater Haushalte durch entsprechende Sanierungsraten und -tiefen (Tabelle 2). Tabelle 2: Entwicklung der Raumheizung und Warmwasserbereitung im Sektor Private Haushalte mit Strom-WP in drei Szenarien (Quellen: Nabe et al. 2011, DLR et al. 2012, Klaus et al. 2010) Wärmebedarf Raumheizung und Warmwasser [TWh/a] Wärmebereitstellung durch Strom-WP [TWh/a] Anteil Strom-WP an Wärmebereitstellung Stromverbrauch WP [TWh/a] Anteil WP am gesamten Stromverbrauch Nabe et al. 2011; BAU-Szenario k.a. DLR et al. 2012; Szenario 2011 A Klaus et al. 2010; UBA 100% EE k.a. k.a. 145 Nabe et al. 2011; BAU-Szenario k.a. DLR et al. 2012; Szenario 2011 A 8, Klaus et al. 2010; UBA 100% EE k.a. k.a. 115 Nabe et al. 2011; BAU-Szenario 3,3% 4,7% k.a. DLR et al. 2012; Szenario 2011 A 1,3% 3,1% 6,7% 13,3% Klaus et al. 2010; UBA 100% EE k.a. k.a. 79,3% Nabe et al. 2011; BAU-Szenario 5,3 6,6 k.a. DLR et al. 2012; Szenario 2011 A 2,8 5,0 *) 8,3 *) 11,0 *) Klaus et al. 2010; UBA 100% EE k.a. k.a. 37,0 DLR et al. 2012; Szenario 2011 A 1,0% 1,8% 2,8% Klaus et al. 2010; UBA 100% EE 0,5% k.a. k.a. 7,9% Ein Vergleich der heutigen Wärmegestehungskosten verschiedener Heizsysteme für sanierte Einfamilienhäuser zeigt, dass die Kosten der elektrischen Wärmepumpenheizung mit rund 13 Ct./kWh nur geringfügig über denen von Erdgas-Brennwertkesseln liegen (Abbildung 1). Beim Strompreis wurde ein Wärmepumpen-Tarif von 13 Ct./kWh zugrunde gelegt (Langniß et al. 2012). Die jährlichen Gesamtkosten für Raumheizung liegen für das sanierte Einfamilienhaus bei rd /a für Luft-Wasser-WP-Heizungen und bei rd /a für Sole- Wasser-WP-Heizungen, für das unsanierte Einfamilienhaus hingegen bei rd bzw /a (Abbildung 2). Bei Mehrfamilienhäusern liegen die jährlichen Gesamtkosten für WP-Heizsysteme deutlich über denen von Erdgas-Brennwertkesseln und Solarkollektoren (Abbildung 3). 11

12 Erdgas Brennwertkessel elektrische WP Luft/Wasser elektrische WP Sole/Wasser elektrische Nachtspeicherheizung Holzpelletkessel Flachkollektor Raumwärme Vakuumkollektor Raumwärme Wärmegestehungskosten ohne Förderung, inkl. MwSt. [ct./kwh] Abbildung 1: Wärmegestehungskosten verschiedener Systeme zur Raumheizung und Warmwasserbereitung für sanierte Einfamilienhäuser, Stand: 2011 (Quelle: Langniß et al. 2012, eigene Berechnungen) Jährliche Gesamtkosten mit MwSt. [ /a] EFH unsaniert EFH saniert Abbildung 2: Jährliche Gesamtkosten für verschiedener Heizsysteme im Vergleich für unsanierte und sanierte Einfamilienhäuser (Quelle: Langniß et al. 2012) 12

13 Jährliche Gesamtkosten mit MwSt. [ /a] MFH unsaniert MFH saniert Abbildung 3: Jährliche Gesamtkosten für verschiedener Heizsysteme im Vergleich für unsanierte und sanierte Mehrfamilienhäuser (Quelle: Langniß et al. 2012) 2.3 PV-Eigenstromnutzung für Wärmeanwendungen Mit einem durchschnittlichen Endkundenpreis von rund (ohne MwSt.) im 2. Quartal 2012 für fertig installierte Aufdachanlagen <100 kwp (BSW 2012b) betragen die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen derzeit zwischen 20 und 25 Ct./kWh. Damit erreichen sie erstmalig die Netzparität 2 im Vergleich mit Haushaltsstrom (vgl. Quaschning 2012). Die direktelektrische Nutzung von PV-Strom in Wärmeanwendungen ist damit im Vergleich zu den in Abbildung 2 dargestellten EE-Heizsystemen noch signifikant teurer. Kelm (2012) zeigt jedoch in einer beispielhaften Vergleichsrechnung auf Basis aktueller Anlagenpreise, dass die Wärmegestehungskosten der direktelektrischen PV-Wärme mittels Heizstab etwa gleich hoch sind wie die solarthermischer Anlagen (Warmwasserbereitung und Kombianlage). BSW (2012a) rechnet bei der PV mit einer Halbierung der Kosten von 2010 bis 2020, während bei solarthermischen Anlagen nur Kostensenkungen von 14 % bis 2020 prognostiziert werden, so dass PV-Stromwärme tendenziell preiswerter sein wird als solarthermische Wärmeerzeugung. Die Nutzung von PV-Strom in Wärmepumpen ist einerseits mit zusätzlichen Investitionskosten, andererseits aber auch mit einem rund dreimal so hohen Wärmeertrag pro Kilowattstunde Stromeinsatz verbunden. Die PV-Stromgestehungskosten sind dabei mit dem gegenüber Haushaltsstromtarif i.d.r. niedrigeren WP-Stromtarif zu vergleichen. Trotz erheblicher Preisunterschiede zwischen den einzelnen Stromanbietern ist die Substitution des preisgünstigeren WP-Stroms durch teureren PV-Strom in jedem Fall ein wirtschaftlicher Nachteil. 2 Netzparität: Stromgestehungskosten der PV-Anlage entsprechen Strompreis des Endkunden. Bei dieser Definition wird vorausgesetzt, dass der PV-Strom zu jedem Zeitpunkt den Strombezug substituieren kann. Dies ist jedoch nur durch Kombination der PV-Anlagen mit einem Stromspeicher realisierbar. Die echte Netzparität wird erst erreicht, wenn die Stromgestehungskosten der PV-Anlage zzgl. der Stromspeicherkosten gleich den vermiedenen Strombezugskosten sind oder wenn die Stromgestehungskosten mit dem gewichteten Mittel aus Vermarktungserlösen des erzeugten Stroms und vermiedenen Strombezugskosten übereinstimmen (Reichmuth et al. 2010). 13

14 Deshalb hat die Substitution von Haushaltsstrombezug durch PV-Eigenstromnutzung aus wirtschaftlichen Gründen Vorrang vor einer Nutzung von PV-Stromwärme. Hierfür ist jedoch die Zwischenschaltung eines Stromspeichers unabdingbar, der wiederum mit zusätzlichen Kosten verbunden ist, wodurch das System derzeit unwirtschaftlich wird. Erst wenn sowohl die Preise von PV-Anlagen als auch von Stromspeichern nochmals drastisch gesunken und die Haushaltsstrompreise gleichzeitig gestiegen sind, könnten die Systeme in fünf bis zehn Jahren wirtschaftlich werden (vgl. Quaschning 2012). Quaschning (2012) geht davon aus, dass eine mittelfristige Senkung der Stromspeicherkosten in Batterien auf 15 ct./kwh möglich ist. Eine Vergleichsrechnung des ifeu zeigt, dass die Wärmegestehungskosten von PV-WP- Systemen im Vergleich zu solarthermischen Anlagen in neuen Einfamilienhäusern nach aktuellem EnEV-Standard höher sind (Abbildung 3). Bei höher effizienten Einfamilienhäusern (Effizienzhaus 40 EH40) weisen beide Systeme etwa gleiche Wärmegestehungskosten auf. In Tabelle 3 sind die wesentlichen Größen, die in die Berechnung eingeflossen sind, zusammengefasst Abbildung 4: Barwert der Gesamtkosten von PV-WP- und solarthermischen (ST) Heizsystemen über eine Anlagenlebensdauer von 30 Jahren in Neubauten nach EnEV und Effizienzhaus-40-Standard (Quelle: eigene Berechnungen nach der Annuitätenmethode) Sowohl der Tagesverlauf als auch die jahreszeitliche Charakteristik der PV-Stromerzeugung und des Wärmebedarfs in Gebäuden passen nicht gut zusammen: Im Sommer wird ein Großteil der PV-Erzeugung ins Stromnetz eingespeist und im Winter muss der Großteil des Wärmebedarfs aus dem Netz oder über andere Energieträger gedeckt werden (Abbildung 3). Die Eigennutzung von PV-Strom mit WP und Wärmespeicherung dient damit zwar nicht zwangsläufig der Optimierung des gesamten Energiesystems, kann aber auf Objektebene energetisch sinnvoll und für den Betreiber ökonomisch interessant sein. 14

15 Tabelle 3: Randbedingungen des Vollkostenvergleichs von Photovoltaik- und Solarthermieanlagen EnEV_PV_WP EnEV_ST EH40_PV_WP EH40_ST Gebäudehülle EnEV 2009 EnEV 2009 Effizienzhaus Effizienzhaus Gas- Gas- Sole/Wasser- Luft/Wasser- Brennwertkessel + kessel + Brennwert- Anlagentechnik Wärmepumpe Wärmepumpe + Fotovoltaik + Fotovoltaik Solarthermie Solarthermie Transmissionswärmeverlust HT [W/m²K] 0,35 0,35 0,23 0,23 Wärmebedarf Q h +Q tw +Q d +Q s +Q ce [kwh/a] A N [m²] 178,5 178,5 178,5 178,5 P PV [kwp] 5,3 3,6 JAZ [-] 3 2,6 Kosten Solar [ ] Kosten Wärmeerzeuger [ ] MAP-Zuschuss [ ] Deckungsgrad BWW [%] 60,2 60,2 Deckungsgrad Hzg. [%] 13,2 33,1 Grundpreis Energieträger [ ] Steigerung Grundpreis [%] 1,0 1,0 1,0 1,0 Arbeitspreis Energieträger [ ] 0,1899 0,0750 0,1899 0,0750 Steigerung Arbeitspreis [%] 2,0 3,0 2,0 3, kwh Wärmeenergiebedarf PV-Ertrag gesamt 5 kwp Wärme aus PV+WP Restwärmeenergiebedarf PV-Stromeinspeisung Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Monat Abbildung 5: Wärmeenergiebedarf und Deckung mit PV-Strom mit WP für ein Einfamilienhaus (EnEV- Standard) 15

16 3 Wärmeanwendungen als Flexibilitätsoption des Stromsystems 3.1 Nutzung von EE-Stromüberschüssen in bivalenten Wärmeerzeugern EE-Strom in Wärmeanwendungen mit Speicherkapazität kann durch - elektrisches Lastmanagement (Lastverlagerung und Lastreduktion) - Bereitstellung von positiver und negativer elektrischer Regelleistung - stromgeführte Fahrweise von KWK-Anlagen - Nutzung von EE-Stromüberschüssen zur Flexibilisierung des Stromsystems beitragen. Die technische Umsetzung der Flexibilitätsoption kann entweder - durch Netzbetreiber per Rundsteuersignal, - durch Stromverbraucher, die auf Basis variabler Tarife auf entsprechende Preissignale reagieren, - oder durch Anbieter von Regelleistung, die durch Pooling Lastverlagerungen bei Stromverbrauchern als positive oder negative Leistung am Regelmarkt anbieten, erfolgen. Wenn EE-Strom a) aufgrund fehlender Übertragungs- oder Verteilkapazität nicht transportiert oder b) wegen zu geringer Netzlast in Zeiten geringer Stromnachfrage nicht genutzt werden kann, müssen bestehende Flexibilitätsoptionen wie Lastmanagement, Stromspeicherung oder negative Regelleistung ausgeschöpft werden. Sind diese Optionen nicht vorhanden oder bereits ausgeschöpft, bleibt nur die Abregelung der EE-Anlagen das Einspeisemanagement -, um eine Überlastung des Stromnetzes bzw. der betroffenen Netzknotenpunkte zu verhindern. Da dies eine Abweichung von der EE-Vorrangregelung darstellt, müssen Netzbetreiber sicherstellen, dass in den Zeiten des Einspeisemanagements die größtmögliche Strommenge aus Erneuerbaren Energien... abgenommen wird (BNetzA 2011). Die Abschaltrangfolge ergibt sich aus Netz- und Systemsicherheitsaspekten, Umweltgesichtspunkten und ökonomischen Auswirkungen (keine Mehrkosten ohne ökologischen Mehrwert). Der Netzbetreiber gibt an die betroffenen Anlagenbetreiber ein Reduktionssignal, die Reduktion erfolgt i.d.r. in mehreren Schaltstufen (z.b. stufenweise auf 60 %, 30 % oder 0 % der installierten Leistung). Der Anlagenbetreiber erhält für die dadurch entgangenen Erlöse eine Entschädigungszahlung. Unter diesen Rahmenbedingungen kann es somit sinnvoll sein, EE-Stromüberschüsse, die durch Einspeisemanagement abgeregelt würden, in Wärmeanwendungen einzusetzen. Wenn damit Wärme aus fossilen oder biogenen Energieträgern substituiert wird, ist der Einsatz von EE-Stromüberschüssen aus Sicht der Kosten (Einsparung der Entschädigungszahlung und der Brennstoffkosten), des Klimaschutzes und der Ressourcenschonung sinnvoll. Technische Herausforderungen sind die Prognose und Vorhaltung der Flexibilitätskapazitä- 16

17 ten und ihrer räumlichen Verteilung im Verhältnis zu den EE-Anlagen sowie die kommunikative Verknüpfung zwischen Verbrauchern und Netzbetreibern. Um zu garantieren, dass nur EE-Stromüberschüsse für die Wärmebereitstellung genutzt werden, ist die kommunikative Verknüpfung zwischen EE-Anlagenbetreiber und Wärmeerzeuger über den Netzbetreiber der sicherste Weg: Statt des o.g. Reduktionssignals an die EE-Anlagenbetreiber müsste der Netzbetreiber ein Einschaltsignal an elektrische Wärmeerzeuger geben, die vorhandene Wärmespeicher aufheizen. Dazu dürften die elektrischen Wärmeerzeuger nur über das Signal des Netzbetreibers schaltbar sein. So können sie in Zeiten, in denen keine EE-Stromüberschüsse vorhanden sind, keinen Strom aus dem Netz ziehen. Umgekehrt müsste der Wärmeerzeuger an den Netzbetreiber kommunizieren, wann und wie viel Speicherkapazität zur Verfügung steht. Ist die beschriebene kommunikative Verknüpfung von EE-Anlagen und elektrischen Wärmeerzeugern nicht möglich, können elektrische Wärmeerzeuger auch über variable Tarife auf Basis Strompreises an der Börse geschaltet werden. Damit kann aber nicht ausgeschlossen werden, dass auch preiswerter fossiler Strom in der Wärmeanwendung genutzt wird. Dies ist unter Klimaschutzaspekten jedoch kontraproduktiv und kann allenfalls durch eine entsprechende Ausgestaltung der variablen Tarife abgeschwächt werden. Wie entwickeln sich die Strommengen, die aufgrund von Einspeisemanagement abgeregelt werden müssen? Bömer (2011) quantifiziert die EE-Stromüberschüsse, die aufgrund von Einspeisemanagement im Jahr 2010 in Deutschland nicht genutzt werden konnten auf 72 bis 150 GWh. In Münch et al. (2012) wird auf Basis der bisherigen Erfahrungen zur Entwicklung der EE-Stromüberschüsse für die Ausfallarbeit ein exponentieller Anstieg und für die betroffene Leistung ein linearer Anstieg prognostiziert. Dabei wurde jedoch keine modellgestützte Simulation durchgeführt und auch die Weiterentwicklung von EE-Integrationsoptionen wurde nicht berücksichtigt. Bei dieser sehr groben Abschätzung resultieren EE-Stromüberschüsse von 27,7 TWh im Jahr 2020 und eine betroffene Leistung von 21,4 GW. VDE/ETG (2012) quantifizieren mit einer modellgestützten Simulation für einen EE-Anteil von 40% (entspricht dem Ausbaustand im Jahr 2025) und nach Ausschöpfung der absehbaren Flexibilitätsoptionen lediglich Stromüberschüsse bei Sonnen- und Windenergie von 0,26 TWh bei einer maximalen negativen Residuallast von 9,8 GW. Übertragungs- und Verteilungsrestriktionen durch Verzögerungen bei den notwendigen Netzanpassungen wurden hierbei ausgeschlossen. Stiller et al. (2010) quantifizieren die Stromüberschüsse aus Windenergie modellgestützt unter der Annahme, dass in Überschusszeiten keine Netzrestriktionen innerhalb Deutschlands bestehen, keine Lastverlagerungen erfolgen und keine Exporte möglich sind. Für den Windausbau gemäß BMU-Leitszenario 2009 ergeben sich damit Überschussstrommengen von 1,1 TWh im Jahr 2020 und rund 3,5 TWh im Jahr Zum Vergleich wurde ein Szenario dargestellt, in dem zusätzliche Must-run-units in Form von 15 GW Kernkraftwerken weiter am Netz bleiben und die EE-Stromüberschüsse dann etwa zehnmal so hoch sind. Die drei hier beispielhaft skizzierten Ansätze und Ergebnisse der Quantifizierung von EE- Stromüberschüssen zeigen trotz ihrer Verschiedenheit klar, dass bei Netzanpassung, Lastmanagement und Ausschöpfung von Flexibilitäten bei Kraftwerken auf fossiler und Biomas- 17

18 se-basis (z.t. auch als Must-run-units deklariert) nur in geringem Umfang Stromüberschüsse aus Wind- und Sonnenenergie bis 2030 auftreten. Vor diesem Hintergrund scheint es derzeit nicht sinnvoll, vorsorglich für eventuelle temporär und / oder lokal auftretende EE-Stromüberschüsse elektrische Heizstäbe, Tauchsieder oder Heizpatronen obligatorisch in nicht-elektrische Warmwasserbereiter (sog. bivalante oder hybride Wärmeerzeuger) in Haushalten, Industrie und Gewerbe einzubauen, um sie als Flexibilitätsoptionen flächendeckend zur Verfügung zu haben (vgl. Münch et al. 2012). Die Mehrkosten für die Heizstäbe selbst sind zwar vernachlässigbar gering, die technische, rechtliche und organisatorische Herausforderung besteht aber in der Schaffung der Kommunikationsinfrastruktur, die sicherstellt, dass die Heizstäbe nur in den Zeiten und / oder Regionen mit EE- Stromüberschüssen betrieben werden. Nach Experteneinschätzungen ist mit einem breiten Ausbau einer solchen Smart-Metering-Infrastruktur in Deutschland in den nächsten Jahren nicht zu rechnen (Steria Mummert Consulting 2012). Langfristige Perspektive nach 2030 Die EE-Stromüberschüsse für einen EE-Anteil von 80% werden in VDE/ETG (2012) auf 30 TWh (7% der EE-Stromerzeugung) beziffert. Eine vollständige Nutzbarmachung dieses Stroms durch Speicherung ist volkswirtschaftlich suboptimal. In VDE/ETG (2012) wurde deshalb die Annahme getroffen, die Speicherleistung auf die Hälfte der Überschuss- Leistungsspitze auszulegen und dabei Kurz- und Langzeitspeicher zu kombinieren. Bei dieser Variante müssen weniger als 1% der EE-Stromüberschüsse abgeregelt werden. Die Simulation zeigt damit, dass bei hohen Anteilen zwar signifikante Überschüsse auftreten, die durch Speicher aber stark reduziert werden können, so dass aus wirtschaftlichen Gründen in sehr geringem Umfang noch Überschüsse verbleiben, die abgeregelt werden müssen. In einem Rechenbeispiel von Dötsch (2012) wird gezeigt, dass bei hohen EE-Anteilen an der Stromversorgung im Jahr 2050 der Bedarf für die Einspeicherung (von 27 bis 132 TWh in Abhängigkeit der Speichergröße) von Strom wesentlich größer ist als die aus dem Speicher nutzbaren Strommengen (2 bis 10 TWh). Daraus ist abzuleiten, dass unter diesen Randbedingungen die Umwandlung des Stroms zur Nutzung außerhalb der Stromversorgung (z.b. in Wärmeanwendungen, als Brennstoff oder Kraftstoff) sinnvoll ist. Eine Modellierung, die Varianten der Stromspeicherung und der EE-Stromwärmenutzung hinsichtlich der technischen Machbarkeit, der Wirtschaftlichkeit für verschiedene Kostenentwicklungspfade bei der Stromspeicherung und der Synergieeffekte bei einer sektorübergreifenden Optimierung vergleicht, liegt bisher nicht vor. Für die langfristige Perspektive ist deshalb noch offen, welchen Stellenwert EE-Stromwärme und EE- Stromspeicherung im Energiesystem haben werden. 3.2 Bestehende elektrische Nachtspeicherheizungen Nachtspeicherheizungen sind zunächst aus rein technischer Sicht eine geeignete Flexibilitätsoption für das Stromsystem: - Sie sind per Rundsteuersignal individuell durch den Netzbetreiber ansteuerbar. Damit sind die technischen Voraussetzungen vorhanden, sie auf Basis des Börsenstrompreises als Flexibilitätsoption für das heutige Stromsystem zu nutzen. Da auch das Einspeisemanagement vom Netzbetreiber gesteuert wird, könnten elektrische Spei- 18

19 cherheizungen EE-Stromüberschüsse gezielt für Heizzwecke nutzen und damit die Abregelung von EE-Anlagen verhindern. - Speicherheizungen werden im Winterhalbjahr benötigt, wenn es aufgrund des höheren Windstromangebots auch häufiger zu Windstrom-Überschüssen und damit verbundenem Einspeisemanagement kommt. Da die Speicherbeladung technisch nicht an die bisher üblichen Nachtstunden zwischen und 6.00 Uhr gebunden ist, könnte sie flexibel an die tageszeitliche Charakteristik des Auftretens der EE-Stromüberschüsse angepasst werden. Voraussetzung dafür ist die Einführung entsprechender lastvariabler Tarife auf Basis von Day-ahead-Strompreisprognosen, so dass Heizstromkunden von den wirtschaftlichen Vorteilen der Flexibilitätsoption profitieren können. Die Einführung lastvariabler Privatkundentarife befindet sich in Deutschland derzeit aber noch in der Erprobungsphase, z.b. im RWE-Projekt Windheizung (Zierdt und Lang 2012). - Durch Pooling einer größeren Zahl bestehender Nachtspeicherheizungen wäre auch die Teilnahme am Regelenergiemarkt denkbar und es könnte vor allem negative, in geringem Umfang auch positive Regelleistung angeboten werden. Technische Voraussetzungen sind hierfür die Ausstattung der Haushalte mit einem Smart Meter und einer lokalen Steuereinheit, so dass Messwerte per Fernauslesung in das zentrale Energiemanagementsystem eingespeist werden können. Für die zentrale Steuerung wird dann für jeden angeschlossenen Haushalt ein individueller Fahrplan erstellt (Zierdt und Lang 2012). Die dena-netzstudie II (dena 2010) hat für Nachtspeicherheizungen ein Lastmanagement- Potenzial an positiver Leistung von rd. 6 GW und an negativer Leistung von rd. 26 GW angegeben (Basis: 2,4 Mio. Nachtspeicherheizungen mit einer Anschlussleistung von 35 GW). Aufgrund dieser günstigen technischen Voraussetzungen und des Lastmanagementpotenzials plädierten in den letzten Jahren einige Wissenschaftler für eine langfristige Nutzung, ggf. sogar für einen Ausbau von Nachtspeicherheizungen (Stadler 2008, Kleimeier und Schwarz 2009). Stromanbieter förderten die Installation von Stromheizungen (Beispiel: E.ON ElektroWärme Programm 2006, zitiert in Frey et al. 2007) oder erforschten neue Steuerungskonzepte für Nachtspeicherheizungen wie im Projekt RWE Windheizung (RWE 2011). Letzteres hat zum Ziel einen wirkungsvollen Beitrag zur verbesserten Nutzung des Ökostroms leisten.... Denn die kontinuierlich steigende Stromproduktion aus erneuerbaren Energien verlangt zwingend nach praktikablen Lösungen, um regenerativen Strom auch in Zeiten geringen Strombedarfs vermehrt abzunehmen. Dabei stehen einem Jahresstrombedarf der bestehenden rund 1,6 Mio. Nachtspeicherheizungen allein in privaten Haushalten je nach Witterung zwischen 10 und 15 TWh derzeit nicht genutzte EE-Stromüberschüsse von ca. 0,15 TWh (Bömer 2010) gegenüber. Mit der gesamten, heute abgeregelten Strommenge ließen sich also theoretisch maximal 1% des konventionellen Nachtspeicherstroms substituieren. Da aber der Grund für das Einspeisemanagement in vielen Fällen die fehlende Übertragungs- oder Verteilnetzkapazität ist, werden die tatsächlich nutzbaren Überschüsse nochmals deutlich geringer sein, weil sich wahrscheinlich der überwiegende Teil der Nachtspeicherheizungen nicht in unmittelbarer Nähe der abgeregelten EE-Anlagen befindet. 19

20 Vor dem Hintergrund dieser Randbedingungen für den Einsatz als Flexibilitätsoption und der oben dargestellten niedrigen Energieeffizienz von Nachtspeicherheizungen ist die gesetzliche Verankerung einer schrittweisen Stilllegung von Nachtspeicherheizungen in der EnEV zu unterstützen und unbedingt fortzusetzen. Die Nutzung des Flexibilitätspotenzials für die verbleibende Zeit bis zur Stilllegung der Nachtspeicherheizung kann sinnvoll sein, darf aber nicht zur Argumentation gegen eine Stilllegung führen. Zudem sollten zunächst die verfügbaren Flexibilitätsoptionen für Strom in Stromanwendungen prioritär ausgeschöpft werden. Ein Ausbau von Nachtspeicherheizungen als Flexiblitätsoption wie in den o.g. Quellen vorgeschlagen, ist unter Effizienz- und Klimaschutzaspekten in jedem Fall kontraproduktiv. 3.3 Bestehende elektrische Warmwasserspeicher Im Jahr 2009 wurden in Deutschland in den Sektoren Private Haushalte und Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) 22 TWh Strom zur Warmwasserbereitung eingesetzt (BMWi 2012). Wohnungen und Gebäude mit direktelektrischen Heizsystemen verfügen bisher zwangsläufig über eine elektrische Warmwasserbereitung, weil sich die parallele Nutzung eines anderen, i.d.r. fossilen Energieträgers nur für die Warmwasserbereitung nicht lohnt. Darüber hinaus sind 5,2 Mio. Haushalte mit elektrischer Warmwasserbereitung ausgestattet, in denen Raumwärme aus Fernwärme oder fossilen Energieträgern bereitgestellt wird (Hauser et al. 2011). Stadler (2005) hat für Deutschland ein Potenzial zur negativen Regelleistungsbereitstellung durch die bestehenden elektrischen Warmwasserbereitungsanlagen in Höhe von 5 GW und zur positiven Regelleistungsbereitstellung von 0,8 GW jeweils für einen Verlagerungszeitraum von acht Stunden quantifiziert. 3.4 Elektrische Wärmepumpen Elektrische WP können durch eine Umstellung der üblichen wärmegeführten auf eine stromgeführte Betriebsweise zur besseren EE-Integration beitragen. Nabe et al. (2011) haben anhand verschiedener Szenarien auf Basis von Objektsimulationen des WP-Betriebs und einem energiewirtschaftlichen Optimierungsmodell quantifiziert, dass sich dadurch die Abregelung von EE-Anlagen um 13 bis 18% reduzieren lässt. Die absolute Reduktion der Abregelung beträgt im Jahr 2030 zwischen 260 bis 350 GWh Strom, d.h. 185 bzw. 176 kwh pro WP. Darüber hinaus wurde ein zusätzliches Szenario simuliert, bei dem Maßnahmen zur Optimierung der Flexibilität unterstellt wurden: Einbau zusätzlicher Heizungspufferspeicher Erhöhung der WP-Leistung für einige WP-Arten um 30% Die vermiedene EE-Abregelung erhöht sich damit für 2030 von 350 auf 430 GWh. Gleichzeitig kann durch den stromgeführten Betrieb eine Reduktion der Jahreshöchstlast zwischen 200 und 900 MW erreicht werden. Eine Nutzung von rund 200 kwh EE-Stromüberschüssen pro Jahr in einer WP bedeutet aber auch, dass weiterhin noch ca. 97 % des WP-Stroms aus dem Strommix gedeckt werden muss und damit der CO 2 -Faktor des Strommixes und die JAZ der WP-Systeme die maßgeblichen Größen zur Bewertung der CO 2 -Emissionen von WP-Heizsystemen sind. Um WP stromgeführt betreiben zu können, müssen sie wie jede Flexibiltätsoption mit einer entsprechenden Kommunikationstechnik zur Ansteuerung ausgestattet sein (Rundsteuerung 20

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