Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh

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1 Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh Hybride Heizsysteme mit nichtleitungsgebundenen Energieträgern und Strom Technische Konzepte, Wirtschaftlichkeit und Potenziale Endbericht FfE, Oktober 2011

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3 Hybride Heizsysteme mit nichtleitungsgebundenen Energieträgern und Strom Technische Konzepte, Wirtschaftlichkeit und Potenziale Auftraggeber: FfE-Auftragsnummer: Bearbeiter/in: IWO Institut für Wärme und Öltechnik e.v. iwo-01 Dominik Bernhard Christian Fieger Fertigstellung: Oktober 2011

4 Impressum: Endbericht der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh in Zusammenarbeit mit der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. zum Projekt: Hybride Heizsysteme mit nichtleitungsgebundenen Energieträgern und Strom Technische Konzepte, Wirtschaftlichkeit und Potenziale Auftraggeber: IWO Institut für Wärme und Öltechnik e.v. Kontakt: Am Blütenanger München Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) Internet: Geschäftsführer: Prof. Dr.-Ing. W. Mauch

5 Inhaltsverzeichnis i Inhalt 1 Zusammenfassung Einleitung Einflussfaktoren auf den Wärmebedarf von Einfamilienhäusern (EFH) Standortspezifische Einflussfaktoren Gebäudespezifische Einflussfaktoren Simulation des Wärmbedarfs von EFH Synthese der Jahresverbrauchswerte Synthese der stündlichen Wärmebedarfswerte (Lastgang) Versorgungskonzepte der Einfamilienhäuser Reine Ölheizung Ölheizung mit elektrischem Heizelement Ölheizung mit elektrischem Heizelement, Solarthermie und Pufferspeicher Energiepreise im Jahr Ölpreisentwicklung bis zum Jahr Entwicklung der Großhandelsstrompreise bis zum Jahr Modelle für die Endverbraucherstrompreise Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr Potenzialbestimmung für EFH ohne Solaranlage Potenzialbestimmung für EFH mit Solaranlage Heizkosten hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages Ölheizung und Heizstab Ölheizung, Heizstab und Solarthermie Potenzial für die Regelleistungsbereitstellung durch hybride Heizsysteme Potenzial für die Reduktion der CO 2 -Emissionen durch hybride Heizsysteme Fazit Literaturverzeichnis Anhang... 50

6 ii Inhaltsverzeichnis

7 1 Hybridheizsysteme mit nicht leitungsgebundenen Energieträgern und Strom 1 Zusammenfassung Neben den signifikant gestiegenen Preisen für Energieträger hat u. a. die Diskussion um die Notwendigkeit zur Reduktion klimaschädlicher Treibhausgase dazu geführt, dass die Bundesregierung im Jahr 2007 das IEKP (Integriertes Energie- und Klimaprogramm) verabschiedet hat. Darin wurde beispielsweise definiert, dass bis zum Jahr 2020 der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland bei mindestens 30 % liegen muss. Bereits Ende des Jahres 2009 betrug die installierte Leistung regenerativer Erzeugungsanlagen ca. 45 GW (Laufwasser, Wind, Photovoltaik, etc.). Deren witterungsbedingte Erzeugungsschwankungen führen damit zeitweise zu sehr hohen bzw. sehr niedrigen Mengen regenerativ erzeugten Stroms im deutschen Versorgungsnetz. Dies hat unmittelbare Auswirkungen auf den Strompreis am Spotmarkt der Strombörse (EEX) in Leipzig. Nur ein Teil der in Deutschland benötigten elektrischen Energie wird am Day-Ahead Spotmarkt der EEX gehandelt, da der Großteil der Stromlieferungen über bilaterale, langfristige Verträge erfolgt. Dennoch gilt der EEX-Preis als Referenzpreis, da trotz langfristiger Lieferverträge bei einer Unterschreitung des EEX-Preises gegenüber den kalkulierten Bezugs- oder Gestehungskosten sich ein Vertragspartner für den Einkauf an der EEX entscheiden wird. Hohe regenerative Stromanteile haben bereits in der Vergangenheit stundenweise zu negativen Strompreisen geführt. Dies resultiert aus der ungenügenden Regelbarkeit der großen konventionellen Erzeugungsanlagen (Atom- und Kohlekraftwerke). Denn obwohl kurzfristig große Mengen regenerativen Stroms verfügbar sind, speisen sie weiterhin in das Versorgungsnetz ein. Hieraus ergibt sich die Notwendigkeit negativer Regelleistung, um überschüssiges Energieangebot kompensieren zu können. Im ungünstigsten Fall kommt es dazu, dass regenerative Erzeugungsanlagen abgeschaltet werden müssen. Durch den im Leitszenario 2010 prognostizierten Ausbau der installierten Leistung regenerativer Erzeugungsanlagen bis zum Jahr 2020 auf bis zu 110 GW häuft sich der Fall der Überspeisung, wodurch vermehrt Strompreise durch hohe regenerative Stromanteile zu erwarten sind. Eine von mehreren Möglichkeiten negative Regelleistung bereit zu stellen ist die Installation von elektrischen Heizkomponenten in Gebäudeheizsystemen, deren Einsatz anschließend beispielsweise durch eine übergeordnete Koordinationsstelle oder durch definierte Preissignale an der EEX gesteuert werden kann. Ist ein Überschuss regenerativen Stroms im Versorgungsnetz verfügbar - gekennzeichnet durch niedrige Strompreise - und besteht zusätzlich Wärmebedarf in den Gebäuden, werden die elektrischen Heizkomponenten aktiviert. Darüber hinaus ist es durch den standardmäßig integrierten Pufferspeicher dieser Heizsysteme möglich, die Notwendigkeit negativer Regelleistung zeitlich vom Wärmebedarf zu entkoppeln. Interessante Gebäudetypen für eine solche Betrachtung sind Einfamilienhäuser (EFH) _IWO_Bericht_Hybride_Heizsysteme.Docx :25:00 B090213

8 2 Zusammenfassung mit einem Öl-Heizsystem, wie sie überwiegend in den Randbezirken von Städten bzw. im ländlichen Raum anzutreffen sind. Erfahrungsgemäß sind regenerative Erzeugungsanlagen eher dezentral installiert, wodurch der erzeugte regenerative Strom vor Ort verbraucht würde und tendenziell weniger in die höheren Netzebenen bzw. großen Überlandleitungen integriert werden müsste. Betrachtungen bzgl. der Auswirkungen auf die Transportnetze durch die Realisierung zahlreicher hybrider Heizsysteme sind nicht Gegenstand dieser Untersuchung. Vielmehr wird aufgezeigt, welche wirtschaftlichen Bedingungen für Besitzer von EFH im Jahr 2020 resultieren, die sich für die Nachrüstung einer elektrischen Heizkomponente in ihre Ölheizung entscheiden. Voraussetzung hierfür ist eine variable Gestaltung der Preise elektrischer Energie für Endverbraucher. Dies beinhaltet die Weitergabe der an der EEX stündlich gehandelten Strompreise. Um die sich einstellenden Strompreise im Jahr 2020 abzuschätzen, wurden heutige Zusammenhänge zwischen Erzeugungs- und Verbraucherlastgängen sowie den Spotpreisen an der EEX auf das Jahr 2020 übertragen, wobei die hierfür benötigten Lastgänge unter Berücksichtigung der Ausbauziele des Leitszenarios 2010 generiert wurden. Die Spotmarktpreise erhöhen sich im weiteren Verlauf durch Strompreisanteile (Netzentgelte, Stromsteuer, Konzessionsabgabe, etc.). Unberücksichtigt blieben jene Anteile, welche teilweise aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung resultieren (EEG-Umlage, KWK-Umlage sowie Netzentgelte). Es wurde unterstellt, dass der Endverbraucher durch das Anbieten negativer Regelleistung zur Netzstabilität beiträgt und somit von diesen Anteilen befreit wird. Bereits heute sind Modelle angedacht, in denen den Besitzern von Wärmepumpen eine Vergütung gewährt wird, wenn beispielsweise Energieversorger oder Netzbetreiber die Wärmepumpen ohne Komforteinbußen kurzfristig für die Laststeuerung einsetzen dürfen. Letztendlich wurde differenziert, ob die stündlich resultierenden Wärmegestehungskosten durch Strom günstiger waren als die Wärmegestehungskosten durch Heizöl, wobei der angenommene Preis für Heizöl ausgehend vom Jahr 2010 einer jährlichen Preissteigerung von 3 % unterlag. Es konnte aufgezeigt werden, dass in Abhängigkeit des energetischen Standards der untersuchten EFH jeweils eine Anzahl im einstelligen Millionenbereich einen Anteil jährlicher Stromwärme für die Wärmeversorgung erhält, welcher die Anschaffungskosten für die elektrischen Heizkomponenten über einen adäquaten Zeitraum amortisiert. Darüber hinaus wurde das Potenzial für die Bereitstellung negativer Regelleistung durch hybride Heizsysteme ermittelt. Die Untersuchungen zeigen, dass die Installation von elektrischen Heizkomponenten zur Unterstützung von Ölheizungen einen wesentlichen Beitrag zur Nutzung von überschüssigem regenerativem Strom leisten kann.

9 Standortspezifische Einflussfaktoren 3 2 Einleitung Allein in Deutschland sind noch ca. 2 Millionen Heizungsanlagen in Betrieb, die älter als 25 Jahre sind. Durch den vergleichbar schlechteren Wirkungsgrad dieser veralteten Systeme wird bei deren Wärmebereistellung unnötig viel Energie verbraucht, wodurch den Betreibern höhere Kosten entstehen. Zudem emittieren diese, zumeist auf fossilen Energieträgern basierenden, Altanlagen mehr umweltschädliches Treibhausgas (CO2) und tragen damit verstärkt zur Erderwärmung bei. Durch die Installation hocheffizienter Öl-Brennwertkessel in Kombination mit Solarthermieanlagen könnten die Endverbraucher bis zu 25 Prozent Energie einsparen. Dies wären rechnerisch zehn Prozent des gesamten deutschen Energieverbrauchs bei gleichzeitiger Verringerung der CO2-Emissionen um 54 Millionen Tonnen pro Jahr /VIESS-01 10/. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit die Wärmebereitstellung in den Brennwertkesseln durch elektrische Heizkomponenten zu unterstützen. Damit können zum einen die Erzeugungsschwankungen aus erneuerbaren Energien und die damit verbundenen Netzbelastungen ausgeglichen werden, wodurch zusätzlich Vorteile für den Klimaschutz generiert werden. Neben der gleichzeitigen Wärmeerzeugung und deren Bedarf besteht die Möglichkeit durch Wärmespeicher die Erzeugung vom Bedarf zeitlich zu entkoppeln. Zum anderen könnten die Endverbraucher bei einem geeigneten Strompreismodell ihre Heizkosten reduzieren, da bereits heute durch eine zeitweise hohe regenerative Stromerzeugung sehr niedrige bzw. negative Strompreise an der Strombörse (European Energy Exchange - EEX) in Leipzig auftreten. Für eine Analyse der optimalen Wärmeversorgung werden der Wärmelastgang und der Strompreisverlauf in stündlicher Auflösung benötigt. Eine VDI-Studie aus dem Jahr 2009 /VDE-01 09/ ging beispielsweise bei elektrischen Speicherheizungen mit einem geschätzten mittleren Anschlusswert von 12 bis 15 kw in Deutschland von einer Gesamtleistung aus, die in etwa der installierten Windleistung entsprach. Die Deutsche Energie-Agentur bezifferte 2008 die Speicherheizleistung mit 30 GW. Hybride Heizsysteme mit elektrischen Heizkomponenten können somit in erheblichem Maße dazu beitragen überschüssigen regenerativen Strom in die Versorgungsstruktur Deutschlands zu integrieren.

10 4 Einleitung Den großen Einfluss der Wärmeversorgung von Wohngebäuden auf den gesamten Energiebedarf in Deutschland zeigt Abbildung 2-1. Abbildung 2-1: Endenergiebedarf nach Sektoren und Anwendungsarten in Deutschland 2007 /FFEGMBH-01 11/ Die Abbildung zeigt, dass 26,1 % der gesamten Endenergie für die Raumheizung aufgewendet werden, wobei der Anteil für die privaten Haushalte (PHH) bei 17,9 % liegt. Vor diesem Hintergrund wird in dieser Untersuchung ermittelt, welches praktische Potenzial für hybride Heizsysteme (in Kombination mit elektrischen Heizkomponenten) in Deutschland im Jahr 2020 besteht, welche Reduktion der CO2-Emissionen durch deren Einsatz erreicht werden kann und welche Preisvorteile für die Endverbraucher generiert werden könnten.

11 Standortspezifische Einflussfaktoren 5 Die strukturelle Vorgehensweise dieses Projektes ist in Abbildung 2-2 dargestellt. Abbildung 2-2: Vorgehensweise bei der Bestimmung des Potenzials hybrider Heizsysteme in Einfamilienhäusern /eigene Darstellung/ Die farbliche Differenzierung der Punkte steht für: Blau: Arbeitspunkt Gelb: Grün: (Teil)-Ergebnis Simulationen.

12 6 Einflussfaktoren auf den Wärmebedarf von Einfamilienhäusern (EFH) 3 Einflussfaktoren auf den Wärmebedarf von Einfamilienhäusern (EFH) Es existiert eine Vielzahl von Faktoren, welche den Wärmebedarf eines EFH beeinflussen. Diese werden in den beiden folgenden Punkten näher erläutert. 3.1 Standortspezifische Einflussfaktoren Der Wärmbedarf eines Einfamilienhauses hängt unter anderem von der geographischen Lage und den dort vorherrschenden Witterungseinflüssen ab. Speziell die Außentemperatur und die Sonneneinstrahlung haben dabei maßgeblichen Einfluss. Zusätzlich spielt das Windaufkommen eine Rolle. Um die Ergebnisse dieser Studie auf eine möglichst große Anzahl sich in Deutschland befindlicher EFH übertragen zu können werden gemäß der VDI-Richtlinie 3807 die langjährigen mittleren Wetterdaten der Stadt Würzburg, welche darin als Referenzregion gewählt wird, verwendet /VDI-02 94/. In Abbildung 3-1 sind zwei Deutschlandkarten mit der geografischen Differenzierung der Testreferenzjahr-Regionen (TRY-Regionen) und der solaren Einstrahlung dargestellt. Die beiden Markierungspunkte kennzeichnen die Lage der Stadt Würzburg. Abbildung 3-1: Deutschlandkarte mit der Einteilung in TRY-Regionen (links) und mit der örtlichen Solareinstrahlung (rechts) sowie der Kennzeichnung der Region Würzburg /DWD-01 04, DWD-02 04/

13 Gebäudespezifische Einflussfaktoren 7 Mit der Stadt Würzburg wurde eine Region ausgewählt, deren mittlere Witterungsbedingungen für den Durchschnitt des gesamten Bundesgebietes stehen und deren Wetterdaten folglich für eine Vielzahl von EFH verwendet werden können. Die Ausrichtung der Gebäude wurde so gewählt, dass solare Wärmegewinne genutzt werden können. 3.2 Gebäudespezifische Einflussfaktoren Zusätzlich zu den Witterungseinflüssen hat neben dem Wirkungsgrad des Heizsystems vor allem der energetische Standard eines EFH maßgeblichen Einfluss auf dessen Endenergiebedarf. Um diesen zu reduzieren trat im Jahr 2002 die Energieeinsparverordnung, welche durch den Gesetzgeber initiiert und in den folgenden Jahren laufend aktualisiert wurde, in Kraft. Darin werden Bauherren Werte für den maximalen End- bzw. Primärenergiebedarf ihres Gebäudes vorgegeben. Eine Kennzeichnung des jeweiligen Endenergiebedarfs wird mit dem sogenannten Energieausweis (siehe Abbildung 3-2) aufgezeigt. Abbildung 3-2: Energieausweis gemäß EnEV (Angabe des Endenergiebedarfs in kwh/(m 2 a)) Der Energieausweis verdeutlicht auf einfache Weise den Endenergiebedarf unterschiedlicher Gebäudetypen und energetischer Standards in kwh/(m 2 a). In dieser Studie wird der Fokus der Untersuchungen auf Einfamilienhäuser gelegt, da viele Gebäude dieses Typs im ländlichen Bereich anzutreffen sind. In diesen Gegenden besteht erfahrungsgemäß eine geringe Gas- und Fernwärmenetzdichte und somit eine geringe Anzahl leitungsgebundener Heizsysteme. Dies spricht für eine hohe Anzahl installierter Ölheizungen. Darüber hinaus resultieren durch die räumlichen Verhältnisse und dem Platzangebot in EFH günstige Voraussetzungen für diese hybriden Heizsysteme. Abbildung 3-3 zeigt die Anzahl der sich in Deutschland befindlichen Wohngebäude differenziert nach Gebäudetyp. Die Abkürzungen stehen für: EFH: Einfamilienhaus ZFH: MFH: Zweifamilienhaus Mehrfamilienhaus.

14 8 Einflussfaktoren auf den Wärmebedarf von Einfamilienhäusern (EFH) Abbildung 3-3: Anzahl der Wohngebäude in Deutschland /DESTATIS-02 09/ Um die breite Facette von energetischen Standards bei EFH zu berücksichtigen werden unterschiedliche Gebäude in die Betrachtungen eingebunden. Diese sind: Bestandsgebäude (unsaniert) (ca. 200 kwh/(m 2 a) Heizwärme- und Warmwasserbedarf) Bestandsgebäude (saniert) (ca. 140 kwh/(m 2 a) Heizwärme- und Warmwasserbedarf) EFH-Neubau mit Primärenergiebedarf gemäß aktueller EnEV 2009 (ca. 70 kwh/(m 2 a) Heizwärme- und Warmwasserbedarf). Für die Simulation des Wärmebedarfs, welche unter Kapitel 4 ausführlicher beschrieben wird, werden die Gebäudeabmaße benötigt. Diese sind in Abbildung 3-4 dargestellt und repräsentieren typische Werte für EFH.

15 Gebäudespezifische Einflussfaktoren 9 Abbildung 3-4: Gebäudeabmaße der zu untersuchenden Einfamilienhäuser /eigene Darstellung/ Das Keller- (KG) und Dachgeschoss (DG) sind unbeheizt, während im Erdgeschoss (EG) und im Obergeschoss (OG) ein Heizwärmebedarf besteht. Die aufgezeigte Gebäudestruktur sowie die Gebäudeabmaße repräsentieren die Mehrheit aller in Deutschland vorhandenen Einfamilienhäuser.

16 10 Simulation des Wärmbedarfs von EFH 4 Simulation des Wärmbedarfs von EFH Unter Berücksichtigung der in Kapitel 3 erläuterten Einflussfaktoren auf den Wärmbedarf von EFH werden die Wärmelastgänge in stündlicher Auflösung simuliert. Die Ergebnisse resultieren aus der Kombination zweier Berechnungsverfahren, die im Folgenden beschrieben werden. 4.1 Synthese der Jahresverbrauchswerte Das Fraunhofer-Institut für Bauphysik (IBP) ist in einem Kooperationsverbund an der Entwicklung der Softwarelösung IBP18599" zur DIN-Normreihe DIN V 18599, welche sich mit der Berechnung des Nutz-, End- und Primärenergiebedarfs für Heizung, Kühlung, Lüftung, Trinkwarmwasser und Beleuchtung von Gebäuden befasst, beteiligt. Die Software ist eine Neuentwicklung, die gezielt auf die algorithmischen Anforderungen des Verfahrens der DIN V abgestimmt wurde /FIB-01 09/. In das Programm wurden die Parameter der gebäudespezifischen Faktoren (siehe Kapitel 3.2) eingegeben. Als Referenzheizsystem wurde ein Brennwertkessel angenommen, der ausschließlich mit Heizöl betrieben wird (eine Erläuterung der untersuchten Heizsysteme ist in Kapitel 5 aufgezeigt). Vor allem die Definition der Bauteile bzw. ihrer Isolationswerte hat die Teilergebnisse stark beeinflusst. In der Abbildung 4-1 ist ein Auszug aus einer Bedienoberfläche des Programms "IBP 18599" aufgezeigt.

17 Synthese der Jahresverbrauchswerte 11 Abbildung 4-1: Ausschnitt aus der Bedienoberfläche des Simulationsprogramms IBP mit den Abmaßen der Gebäudebauteile /FIB-01 09/ Die Abbildung zeigt beispielhaft die Parameter (Fläche und Wärmeleitwert) der Gebäudehülle des Referenzgebäudes (EFH aus dem Bestand). Zusätzlich zu den Gebäudebauteilen werden noch weitere Komponenten (beispielsweise die Leitungslänge sowie die Wärmeisolationswerte der Verrohrung) angegeben. Anhand der verschiedenen Parameter errechnet das Programm in jährlicher bzw. in monatlicher Auflösung die Energieverbrauchswerte getrennt für den Heiz- und Warmwasserbedarf und gibt an, ob das Gebäude die Vorgaben der EnEV erfüllt. Abbildung 4-2 zeigt die simulierten monatlichen Endenergiebedarfswerte (inklusiv der Erzeugungs- und Verteilverluste) für Warmwasser und Heizung in einem EFH-Bestandsgebäude.

18 12 Simulation des Wärmbedarfs von EFH Abbildung 4-2: Endenergiebedarf EFH aus dem Bestand für Heizung und Warmwasser in monatlicher Auflösung Während der Warmwasserbedarf über das ganze Jahr relativ konstant bleibt hängt der Heizwärmebedarf sehr stark von der Jahreszeit ab (viel Heizwärmebedarf im Winter gegenüber wenig Heizwärmebedarf im Sommer). Analog der Simulation des Wärmebedarfs in EFH werden in Abhängigkeit der entsprechenden Einflussfaktoren die Wärmebedarfswerte für sanierte EFH sowie EFH-Neubauten durchgeführt. In Abbildung 4-3 sind die ermittelten Werte für den Endenergiebedarf von EFH für Heizung und Warmwasser bei unterschiedlichen energetischen Standards in kwh/a dargestellt.

19 Synthese der Jahresverbrauchswerte 13 Abbildung 4-3: Endenergiebedarf EFH mit unterschiedlichen energetischen Standards getrennt in Heizung und Warmwasser in kwh/a Bei steigender Qualität des energetischen Standards ist ein kontinuierlicher Rückgang der benötigten Wärmemenge zu erkennen. Eine Bewertung bzgl. der Erfüllung der EnEV-Kriterien wird beispielhaft für das EFH-Bestandsgebäude in Abbildung 4-4 aufgezeigt.

20 14 Simulation des Wärmbedarfs von EFH Abbildung 4-4: Bewertung des simulierten EFH-Bestandsgebäudes anhand des Bandtachos im Energieausweis Die Abbildung zeigt, dass das Gebäude die Vorgaben der EnEV 2009 nicht erfüllt Die Angabe des spezifischen Endenergiebedarfswertes (siehe Bandtacho) bezieht sich auf die von der thermischen Hülle des Gebäudes umschlossenen Fläche. Diese umfasst auch den unbeheizten Keller, welcher nur durch die Wärmeverluste des dort befindlichen Wärmeerzeugers sowie durch innere Gewinne erwärmt wird. Die Dämmschicht zwischen Keller und EG wurde gemäß dem Zonenmodell in der DIN berücksichtigt. Sobald der Hauseigentümer größere Umbauten am Gebäude vornimmt, müssen die modernisierten Bauteile den aktuellen energetischen Standards entsprechen. Werden die Sanierungsmaßnahmen lediglich bei ausgewählten Bauteilen durchgeführt, bezieht sich die EnEV-Erfüllungspflicht nur auf diese Bauteile (beispielweise muss bei einer Fassadenerneuerung nur die Wand auf EnEV-Anforderungen gebracht werden). In Tabelle 4-1 sind diverse Simulationsergebnisse für die drei Gebäudetypen gegenübergestellt. Tabelle 4-1: Energiebedarfswerte in kwh/a der verschiedenen Gebäudetypen

21 Synthese der stündlichen Wärmebedarfswerte (Lastgang) 15 Zwar liefert das Programm "IBP 18599" fundierte Daten bzgl. des Wärmebedarfs von Gebäuden. Dessen zeitliche Auflösung (kleinste Einheit in Monaten) ist jedoch ungeeignet, um mögliche zu diskutierende positive Effekte bei dem Einsatz elektrischer Heizkomponenten zu analysieren. Durch die zeitliche Auflösung der an der EEX gehandelten Strompreise in Stunden wird der Wärmelastgang ebenfalls in stündlicher Auflösung benötigt. Sollte sich bei einem Vergleich herausstellen, dass die Wärmegestehungskosten aufgrund des aktuellen Strompreises geringer sind als jene durch Öl, könnte ein Wechsel bei der Wärmeversorgung von der Öl- zur Stromheizung erfolgen. Zudem ist die Erkenntnis über die in einer Stunde maximal benötigte Wärmeleistung in der kältesten Stunde des Jahres von Bedeutung, da dieser Wert für die Dimensionierung des Heizsystems ausschlaggebend ist. Die Synthese der Wärmelastgänge in stündlicher Auflösung wird im Kapitel 4.2 beschrieben. 4.2 Synthese der stündlichen Wärmebedarfswerte (Lastgang) An der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v. (FfE) wurde mit der Simulationssoftware "Matlab" ein Programm erstellt, das unter Einbindung der in Kapitel 3.1 und 3.2 aufgezeigten Einflussfaktoren den Heizwärmebedarf von Wohngebäuden in stündlicher Auflösung simuliert. Eine kurze Übersicht eingebundener Parameter ist in der Tabelle 4-2 gegeben. Tabelle 4-2: Parameter für die Simulation der Wärmelastgänge der EFH mit dem Matlab- Programm Um den unterschiedlichen energetischen Standards Rechnung zu tragen wurden die Heizpausen für die EFH unterschiedlich definiert. Die Heizpause reicht für die Bestandsgebäude von Anfang Juni bis Mitte September, für die sanierten Gebäude von Anfang Juni bis Ende September und für die Neubauten von Anfang Juni bis Mitte Oktober.

22 16 Simulation des Wärmbedarfs von EFH Der U-Wert (auch Wärmedurchgangs-Koeffizient) ist ein Maß für den Wärmestromdurchgang durch eine ein- oder mehrlagige Materialschicht, wenn zwischen beiden Seiten eine Temperaturdifferenz herrscht. Der U-Wert gibt an, wie groß die in Watt gemessene Wärmeleistung ist, die durch einen Quadratmeter Wandfläche tritt, wenn die Lufttemperatur zu beiden Seiten der Wand sich um ein Kelvin unterscheidet. Je niedriger dieser Wert ist, desto besser ist der Wärmeschutz der Wand. Seine Einheit ist W/(m 2 K). Der G-Wert (auch Energiedurchlassgrad) ist ein Maß für die Durchlässigkeit von transparenten Bauteilen für den Energietransport. Beispielsweise bedeutet ein G-Wert von 0,7, dass 70 % der eingestrahlten Energie in den Raum hinter die Glasscheibe gelangen können. Nachdem die Heizwärmelastgänge aus dem Matlab-Programm vorlagen, wurde ein Vergleich der durch Aufsummierung der Stundenwerte resultierenden mit den durch IBP18599 ermittelten jährlichen Gesamtwärmemengen durchgeführt. Dabei wurden Differenzen für die jeweiligen EFH festgestellt. Die jeweiligen Werte sind in der Abbildung 4-5 gegenüber gestellt (Heizwärmebedarf ohne Erzeugungs- und Verteilverluste). Abbildung 4-5: Gegenüberstellung der mit IBP und Matlab simulierten Heizwärmebedarfswerte für verschiedene EFH Bei dem EFH-Bestandsgebäude und dem sanierten EFH-Gebäude ist in Matlab eine Überschreitung der Jahreswerte gegenüber jenen aus IBP zu erkennen. Lediglich bei dem Neubau-EFH nach EnEV 2009 sind die beiden Heizwärmebedarfswerte nahezu identisch. Mögliche Gründe für diese Differenzen sind abweichende Witterungsparameter bzw. eine optimalere Erfassung des energetischen Standards mit dem Programm IBP Letztendlich sind diese Differenzen unerheblich, da mit dem Matlab-Programm in erster Linie die Lastcharakteristik in stündlicher Auflösung erfasst werden sollte.

23 Synthese der stündlichen Wärmebedarfswerte (Lastgang) 17 Für die folgenden Betrachtungen werden die durch Matlab generierten Lastgänge gemäß den in IBP ermittelten Werten normiert. Beispielsweise beträgt der jährliche Heizwärmebedarf des EFH-Bestandsgebäudes gemäß IBP % des in Matlab generierten jährlichen Heizwärmebedarfs. Dementsprechend werden die stündlichen Leistungswerte aus Matlab um 13 % reduziert. Diese Normierung wird auch für die anderen EFH durchgeführt. Zusätzlich wird für die normierten Lastgänge jeweils eine Heizpause in den Sommermonaten definiert, in der die Heizsysteme lediglich die Warmwasserversorgung gewährleisten müssen. Abbildung 4-6: chronologischer und absteigender Nutzwärmelastgang (normiert für Heizung und Warmwasser) sowie Endenergiebedarf des EFH- Bestandsgebäudes (unsaniert) Die Abbildung zeigt den chronologischen Verlauf des Lastgangs für den Nutzwärmebedarf (rote Kennlinie). Deutlich zu erkennen ist die Heizpause in den Sommermonaten und das nahezu konstante Leistungsband für die Warmwasserversorgung. Die absteigende Sortierung des Nutzwärmebedarfs (gelbe Kennlinie) verläuft auf deutlich niedrigerem Niveau als die absteigende Sortierung des Endenergiebedarfs (grüne Kennlinie). Der Endenergiebedarf berücksichtigt zusätzlich die Verluste durch die Erzeugung, die Speicherung, die Verteilung sowie durch die Übergabe der Wärme). Der Spitzenwert der zuletzt genannten Kennlinie ist maßgebend für die Dimensionierung des Heizsystems, da zu jeder Zeit die Wärmeversorgung den Anforderungen genügen muss. Durch analoges Vorgehen für die restlichen EFH wurden deren maximale Leistungswerte (inklusiv der Erzeugungs- und Verteilverluste) ermittelt. Diese sind: EFH aus Bestand: 17,32 kw EFH (nicht nach EnEV) saniert: EFH Neubau (nach EnEV 2009): 12,19 kw 7,02 kw.

24 18 Versorgungskonzepte der Einfamilienhäuser Eine Diskussion der in Frage kommenden (hybriden) Heizsysteme wird in Kapitel 5 geführt. 5 Versorgungskonzepte der Einfamilienhäuser In Abstimmung mit dem IWO wurden jene Heizsysteme definiert, für die eine Wirtschaftlichkeitsanalyse sowie eine Potenzialbestimmung durchgeführt werden soll. Diese werden in den folgenden Unterpunkten aufgezeigt. 5.1 Reine Ölheizung Das Referenzsystem besteht aus einem konventionellen Öl-Brennwertkessel. Das Anlagenschema ist in Abbildung 5-1 dargestellt. Dabei besteht die Gesamtanlage aus dem Wärmeerzeuger (Öl-Brennwertkessel), einem Warmwasserspeicher, den Verteilleitungen und den Wärmeübertragern (Heizkörper, Fußbodenheizung). Eine Zirkulationspumpe sorgt für die kurzfristige Verfügbarkeit von Warmwasser an den Zapfstellen. Dieser Komfort wird jedoch durch einen erhöhten Wärmeverlust in den Leitungen bezahlt. Ein Einsatz regenerativer Energieträger kann in diesem System nur über die Verwendung von Pflanzenöl als Brennstoff erfolgen. Diese Anlage bietet jedoch durch die Erweiterung um einen Pufferspeicher eine Vielzahl an Möglichkeiten um durch den Einsatz regenerativer Energien die CO2-Emissionen deutlich zu senken. In dieser Modellrechnung werden die Anforderungen des EEWärmeG nicht berücksichtigt. Auf den Einsatz regenerativer Energieträger wird demnach bei der Berechnung des CO2- Ausstoßes verzichtet. Abbildung 5-1: hydraulisches Anlagenschema einer Ölheizung /SON-01 09/

25 Ölheizung mit elektrischem Heizelement 19 Eine kurze Erklärung zu den hydraulischen Vorgängen soll die nachfolgende Beschreibung geben. Im Heizkessel wird das Wasser erwärmt und über Umwälzpumpen zum Speicher oder in den Heizkreislauf gefördert (rote Linien). Nach Abgabe der Wärmeenergie findet ein Rückfluss in den Kessel statt und der Kreislauf beginnt von neuem (blaue Linie). 5.2 Ölheizung mit elektrischem Heizelement Eine Variante stellt der Öl-Brennwertkessel in Verbindung mit einer elektrischen Zuheizung dar. Dabei wird in den Rücklauf des Systems ein elektrischer Durchlauferhitzer integriert, der sowohl für die Warmwasserbereitung als auch für die Heizungsunterstützung zur Verfügung steht (vgl. Abbildung 5-2). Der Vorteil dieses Systems besteht in der Möglichkeit regenerativ erzeugtem Strom für die Bereitstellung der Wärmeenergie im Gebäude zu nutzen. Dies kann zu finanziellen Vorteilen des Anlagenbetreibers sowie zu einer Entlastung des Stromnetzes führen. Vom Prinzip her funktioniert das System in gleicher Weise wie die Reine Ölheizung aus Kapitel 5.1 mit dem Unterschied, dass durch die Vorheizung des Rücklaufs bereits warmes Wasser in den Kessel strömt. Dort registriert der Temperatursensor eine ausreichend hohe Temperatur und die Ölheizung muss keinen Beitrag zur Wärmebereitstellung leisten. Diese Substitution des Heizöls durch regenerativ erzeugte elektrische Energie führt zu einer Reduktion der Gesamtemissionen der Heizungsanlage. Abbildung 5-2: hydraulisches Anlagenschema einer Ölheizung mit elektrischem Heizstab /SON-01 09, eigene Darstellung/

26 20 Versorgungskonzepte der Einfamilienhäuser 5.3 Ölheizung mit elektrischem Heizelement, Solarthermie und Pufferspeicher Durch die Integration einer Solarthermieanlage kann der Beitrag an regenerativer Energie weiter gesteigert werden. Hierzu muss das Anlagenschema der Referenzanlage jedoch komplett umgebaut werden. Die zentrale Einheit ist der Pufferspeicher, der zur Trinkwarmwasserbereitung und zur Heizungsunterstützung dient. Die Erwärmung des Brauchwassers erfolgt dabei über ein Frischwassermodul, welches im Durchlauferhitzerprinzip die Energie aus dem Speicher auf das Frischwasser überträgt. Ein Energieeintrag in den Heizkreislauf erfolgt nur bei ausreichend hoher Speichertemperatur. Durch diese hydraulische Verschaltung (vgl. Abbildung 5-3) kann die regenerative Energie aus dem Heizstab und der Solarthermieanlage für die Wärmebereitstellung in einem Wohngebäude genutzt werden. Hier ergeben sich in der Betrachtung allerdings regeltechnische Schwierigkeiten. So kann es vorkommen, dass trotz solarem Ertrag der Heizstab zusätzliche Wärme bereitstellt und damit den möglichen Ertrag der Solaranlage vermindert. Dies ist der Fall, wenn nach einer Zapfung in den Morgenstunden der Puffer teilweise entleert ist, dann solare Energie zur Verfügung steht, der Heizstab aber dennoch den oberen Teil des Speichers voll belädt. Dieses Problem besteht auch bei konventionellen Systemen. Aus energetischer und wirtschaftlicher Sicht muss das durch eine passende Einstellung der Regelparameter vermieden werden. Abbildung 5-3: hydraulisches Anlagenschema einer Ölheizung mit elektrischem Heizstab und Solarthermie /SON-01 09, eigene Darstellung/

27 Ölheizung mit elektrischem Heizelement, Solarthermie und Pufferspeicher 21 Nachfolgend eine kurze Beschreibung der hydraulischen Vorgänge in diesem System: 1. Trinkwasseranforderung Bei der Trinkwasseranforderung wird die Energie aus dem Pufferspeicher entnommen, welche über die Solaranlage, dem Heizstab oder dem Öl-Brennwertkessel bereitgestellt wird. Über das Frischwassermodul wird das Kaltwasser erwärmt und steht an der Zapfstelle zur Verfügung. 2. Heizenergieanforderung Bei ausreichender Speicherbeladung erfolgt die Deckung des Heizenergiebedarfs über den Pufferspeicher, der von der Solaranlage oder dem Heizstab aufgeheizt wurde. Der Bereitschaftsteil für die Warmwasserbereitung im oberen Bereich bleibt davon jedoch unangetastet. Ist die Temperatur im Speicher zu niedrig, wird dieser über das Ventil R2 vom Kreislauf getrennt und der Öl-Brennwertkessel versorgt direkt den Heizkreisvorlauf mit Energie. Fällt die Temperatur im Bereitschaftsteil des Puffers (Warmwasserbereitung) unter den Sollwert, wird über die Ladepumpe und den Rücklauf im oberen Teil des Speichers Energie nachgeliefert, das Ventil R2 spielt dabei keine Rolle. Durch diese hydraulische Verschaltung ist ein optimaler Betrieb bei kleinstmöglichen Speicherverlusten gewährleistet. Untersucht wurden zwei Varianten, mit 7,5 m² Kollektorfläche und 400 l Speicherinhalt sowie 15 m² Kollektorfläche und l Puffervolumen.

28 22 Energiepreise im Jahr Energiepreise im Jahr 2020 Die Synthese des Potenzials hybrider Heizsysteme unter Einbindung elektrischer Heizstäbe im Jahr 2020 setzt die Kenntnis der sich einstellenden Energiepreisen für Heizöl und Strom voraus. Aufbauend auf den gegenwärtigen Energiepreisen werden in den folgenden Kapiteln 6.1 und 6.2 jene Ansätze und Berechnungen erläutert, die für die Energiepreissynthese bis zum Jahr 2020 herangezogen wurden. 6.1 Ölpreisentwicklung bis zum Jahr 2020 In Abbildung 6-1 ist der Verlauf der historischen Heizölpreise in monatlicher Auflösung vom Jahr 1978 bis Mitte des Jahres 2010 aufgezeigt (blaue und gelbe Kennlinie). In einem ersten Schritt wurden zwei lineare Trendlinien in die Abbildung eingefügt und bis zum Jahr 2020 fortgeführt, die sich aus Daten unterschiedlicher Zeiträume zusammensetzen. Abbildung 6-1: historischer Heizölpreisverlauf von 1978 bis Mitte 2010 sowie Preisprognosen bis 2020 durch lineare Trendlinien Während die blaue Trendlinie aus Daten über den gesamten Zeitraum von 1978 bis 2010 generiert wurde, basiert die gelbe Trendlinie auf den Daten der Jahre 1999 bis Das Jahr 1999 wurde für die zweite Trendlinie als Startjahr gewählt, weil ab diesem Zeitpunkt ein kontinuierlicher Anstieg des Heizölpreises erkennbar ist. Durch Fortführung der beiden Trendlinien ist deutlich zu erkennen, dass sich mit dieser Methodik prognostizierte Heizölpreise bis zum Jahr 2020 stark unterscheiden (je nach Auswahl des Zeithorizonts für die Trendlinien). Eine plausible Preisprognose für das Jahr 2020 kann anhand dieser Vorgehensweise nicht getroffen werden. In einem zweiten Ansatz wurden ausgehend vom Heizölpreis Mitte des Jahres 2010 unterschiedliche jährliche Preissteigerungen (0 %, 3 % und 5 %) angenommen. Die

29 Entwicklung der Großhandelsstrompreise bis zum Jahr Preisentwicklung aufgrund der verschiedenen Preissteigerungsfaktoren ist in Abbildung 6-2 grafisch dargestellt. Abbildung 6-2: Fortführung des Ölpreisverlaufs ab Mitte 2010 bis zum Jahr 2020 durch angenommene jährliche Preissteigerungsraten von 0%, 3% und 5% Würde keine jährliche Preissteigerung (0 %) auftreten, verbliebe der Ölpreis auf demselben Niveau wie im Jahre 2010 (ca. 70 -ct/l). Allerdings scheint eine 0 %-ige Preissteigerung nicht realistisch. Eine angenommene jährliche Preissteigerung von 5 % führt hingegen zu einer deutlichen Erhöhung des Ölpreises, die im Jahr 2020 dem Wert gleicht, der letztendlich mit der roten Trendlinie in Abbildung 6-1 erreicht wurde (ca ct/l). Ein plausibles Szenario zeigt der Ölpreisanstieg bei einer jährlichen Inflationsrate von 3 % bis 2020 (ca. 90 -ct/l). Letzteres Szenario wird in die weiteren Betrachtungen eingebunden. 6.2 Entwicklung der Großhandelsstrompreise bis zum Jahr 2020 Nur ein Teil der in Deutschland verbrauchten elektrischen Energie wird am Day-Ahead Spotmarkt der EEX gehandelt. Ein Großteil der Stromlieferungen erfolgt über bilaterale, langfristige Verträge. Das Handelsvolumen des Day-Ahead-Spotmarktes hat im Jahr TWh und somit ein Viertel des Stromverbrauchs von 542 TWh in Deutschland ausgemacht /FFE-08 11/. Der EEX-Preis gilt dennoch als Referenzpreis, da bei einer auftretenden Preisdifferenz zu einer Beschaffungsalternative einer der Vertragspartner sich besserstellen könnte. Dies würde so lange erfolgen, bis auf beiden Märkten der gleiche Preis gilt. Für jede Stunde des Folgetages findet im Day-Ahead Spotmarkt an der EEX eine Auktion über Stromlieferungen statt. Alle Verkaufsgebote werden nach der Höhe des Preises aufsteigend und alle Kaufgebote absteigend sortiert. Der Schnittpunkt der beiden Kurven bestimmt sowohl die gehandelte Menge als auch den Preis (Market

30 24 Energiepreise im Jahr 2020 Clearing Price: gleicher Preis für alle erfolgreichen Gebote). Die Marktteilnehmer bieten mit ihren Grenzkosten an, da sie im Falle eines Zuschlags i.d.r. einen Preis über ihren Grenzkosten und somit einen positiven Deckungsbeitrag erzielen. Aufgrund der unterstellten Arbitragefreiheit (ausnutzen von Preisunterschieden für gleiche Waren auf verschiedenen Märkten) kann der Untersuchung des Strompreises die gesamte Nachfrage dem zur Verfügung stehenden Angebot gegenübergestellt werden. Die kumulierte Grenzkostenkurve aller Kraftwerke stellt hierbei die Angebotskurve dar (Merit Order). Je höher die Nachfrage ist, desto mehr Kraftwerke mit höheren Grenzkosten müssen eingesetzt werden und desto höher ist der Großhandelsstrompreis. Die Erzeugung der gesetzten Einspeisung (Erneuerbare Energien und Kraft-Wärme- Kopplung) lässt sich als preisunabhängiges Angebot beschreiben. Bei einer gegebenen Stromnachfrage und einem bestimmten Kraftwerkspark senkt eine Erhöhung der gesetzten Einspeisung den Preis. In FFE konnte empirisch hergeleitet werden, dass mit zunehmender Residuallast im Mittel der Day-Ahead Strompreis steigt (Abbildung 6-3). Abbildung 6-3: normierte EEX-Preise aufgetragen über die Residuallast mit linearer Regressionsgerade im Jahr 2008/FFE-16 10/ Es zeigt sich zudem, dass eine höhere Bestimmtheit des funktionalen Zusammenhangs erzielt werden kann, wenn die Strompreise in Relation zu den Erdgaspreisen gesetzt werden (Normierung). Die Beschreibung des funktionalen Zusammenhangs zwischen Residuallast und normierten Day-Ahead Strompreisen führt für die Jahre 2007 bis 2008 zu einer ähnlich hohen Steigung von 0,080 bis 0,084. Für die Beschreibung des Verlaufs der Großhandelspreise im Jahr 2020 wird die in Abbildung 6-4 beschriebene Vorgehensweise gewählt.

31 Entwicklung der Großhandelsstrompreise bis zum Jahr Abbildung 6-4: Methodik zur Abschätzung zukünftiger Großhandelspreise für Elektrizität Da die Residuallast die maßgebliche Größe für den Strompreisverlauf ist, wird zunächst auf Basis des Ausbauszenarios im Leitszenario 2010 /DLR-01 10/ die Residuallast mit stündlicher Auflösung bestimmt. Hierzu kommen mehrere an der FfE entwickelte Leistungsgangtools zum Einsatz. Für den Verbraucherlastgang wird der von ENTSO-E veröffentlichte Verbaucherlastgang des Jahres 2006 normiert und mit dem erwarteten Stromverbrauch im Jahr 2020 skaliert. Für den funktionalen Zusammenhang zwischen Residuallast und EEX Day-Ahead Preisen wird die für das Jahr 2008 hergeleitete Preisfunktion verwendet. Die normierten Preise werden mit dem für diese Untersuchung angesetzten Erdgaspreis skaliert. Dies ist eine starke Vereinfachung, da die Preise durch weitere Faktoren, wie z. B. dem organisatorischen Rahmen des Marktes, Umbau des konventionellen Kraftwerksparks, Kraftwerksausfälle, Preisentwicklung für Steinkohle oder der Einführung von Demand Response oder Elektromobilität beeinflusst werden. Der Verlauf der Preise in welchen Stunden treten hohe und in welchen Stunden niedrige Preise auf sollte durch diesen Ansatz jedoch gut wiedergegeben werden.

32 26 Energiepreise im Jahr 2020 In Abbildung 6-5 wird der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung Stand Ende 2009 mit dem Ausbau im Jahr 2020 nach Leitszenario 2010 verglichen. Abbildung 6-5: Vergleich des Ausbaus der Erneuerbaren Energien Stand Ende 2009 und im Leitszenario 2010 Der größte Zuwachs bei der Leistung wird bei Windkraft und Fotovoltaik erwartet. Aufgrund der wesentlich höheren Vollaststunden von Windkraftanlagen im Vergleich zu Photovoltaikanlagen ist der Windstromanteil am Stromerzeugungsmix wesentlich höher. Diese beiden Erneuerbaren Energien sind für die Modellierung der Strompreise besonders interessant, da sie stark fluktuieren und somit dazu führen können, dass die grundsätzliche Charakteristik des tageszeitlichen Verlaufs der Strompreise verändert wird. Zur Verdeutlichung der Preiseffekte aufgrund der veränderten Residuallast werden jeweils eine ausgewählte Winter- und Sommerwoche in Abbildung 6-6 bis Abbildung 6-9 exemplarisch untersucht. Unter der Annahme, dass sich die Rahmenbedingungen für die Stromvermarktung aus EEG-Anlagen nicht verändern, wird auch zukünftig mit negativen Preisen zu rechnen sein, wie sie bereits heute zu beobachten sind. Die Kosten für den Vermarkter des EEG-Stroms können jedoch gesenkt werden, wenn in Situationen mit einem Überangebot gezielt EEG-Anlagen aus der Vermarktung genommen werden. Beispielsweise könnten Windkraftanlagen aus dem Wind gedreht werden, bevor für deren Einspeisung gezahlt werden müsste (negative Preise). Daher wird ein zweiter Preisverlauf gegenübergestellt, bei dem der Großhandelspreis minimal Null werden kann.

33 Entwicklung der Großhandelsstrompreise bis zum Jahr Abbildung 6-6: Verlauf der gesetzten Einspeisung und der Verbraucherlast in einer Winterwoche im Jahr 2020 Abbildung 6-7: Modellierte Strompreise in der untersuchten Winterwoche mit negativen Preisen (rote Punktelinie) und ausschließlich positiven (grüne Linie) Die Einspeisung aus Laufwasser- und Biomassekraftwerken erfolgt nahezu mit konstanter Leistung. Die Einspeisung aus KWK weist ein tageszeitliches Profil auf. Die Schwankung der Einspeisung aus Windkraftanlagen ist erheblich. Der energetische Beitrag der Photovoltaik ist im Winter von untergeordneter Bedeutung. Die mittägliche PV-Spitze kann jedoch eine erhebliche Leistung aufweisen, wie der Samstag der Beispielwoche mit etwa 20 GW zeigt. Die verbleibende weiße Fläche zwischen Verbraucherlast und der Summe der gesetzten Einspeisung ist die Residuallast. Wird aus der Residuallast der Verlauf der Day-Ahead Strompreise hergeleitet (vgl. Abbildung 6-7) sind drei Effekt hervorzuheben: 1. Keine typischen tageszeitlichen Verläufe (Peak vs. Off-Peak) 2. Hohe Preisschwankungen innerhalb weniger Stunden 3. Häufig negative Preise.

34 28 Energiepreise im Jahr 2020 Diese grundsätzlichen Effekte sind auch im Sommer zu beobachten. Der Verlauf der Residuallast weicht jedoch von der Winterwoche ab, wie in Abbildung 6-8 zu erkennen ist. Abbildung 6-8: Verlauf der gesetzten Einspeisung und der Verbraucherlast in einer Sommerwoche im Jahr 2020 Die Grundlasteinspeisung aus Laufwasser-, Biomasse- und KWK-Anlagen fällt im Sommer deutlich geringer als im Winter aus. Zudem ist die mittlere Windstromeinspeisung in den Sommermonaten üblicherweise niedriger als im Winter. Die Einspeisung aus Fotovoltaik liefert einen nennenswerten energetischen Beitrag und weist erhebliche Spitzen auf. Dies führt dazu, dass zwar ein gewisses tageszeitliches Profil der Strompreise in Abbildung 6-9 zu erkennen ist, dieses jedoch deutlich von dem heute zu beobachtenden Verlauf abweicht. Abbildung 6-9: Modellierte Strompreise in der untersuchten Sommerwoche mit negativen Preisen (rote Punktelinie) und ausschließlich positiven Preise (grüne Linie) Die höchsten Preise werden in den Abendstunden bei geringer Photovoltaikeinspeisung und gleichzeitig noch hoher Verbraucherlast erreicht. In den heute üblicherweise teuren

35 Modelle für die Endverbraucherstrompreise 29 Mittagsstunden ist der Strom an der Börse nahezu umsonst zu bekommen oder die Abnahme wird teilweise noch vergütet (negative Preise). 6.3 Modelle für die Endverbraucherstrompreise Gegenwärtig beziehen die privaten Haushalte ihren Strom bei einem Energieversorger, der für jede gelieferte Kilowattstunde (kwh) in der Regel einen festen Preis verlangt. Lediglich durch den Strombezug zum Hoch- und im Niedertarif, sofern die entsprechende Zähleinrichtung installiert ist, kann der Endkunde die Kosten je bezogener kwh beeinflussen. Der Endverbraucherpreis für Strom lag im Jahr 2009 knapp unter 23 ct/kwh /BMWI-01 10/. Einen Verlauf der Strompreisentwicklung für Endkunden von 1991 bis 2009 zeigt Abbildung Abbildung 6-10: Strompreisverlauf (Durchschnitt) für private Haushalte in Deutschland /BMWI-01 10/ Einer zwischenzeitlichen Tiefpreisphase um das Jahr 1997 folgte ein stetiger Anstieg der Strompreise. Dies liegt zum einen an den steigenden Energiepreisen für Kohle, Gas und Öl. Zum anderen wurden strompreissteigernde Faktoren eingeführt, welche die vermehrte Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien und die damit verbundenen Vergütungszahlungen an Betreiber solcher Anlagen finanzieren sollen (Erneuerbare- Energien-Umlage - EEG-Umlage, Kraft-Wärme-Kopplung-Umlage - KWK-Umlage). Nicht zuletzt hat der Anstieg der Mehrwertsteuer von 16 % auf 19 % zu einer Erhöhung der Strompreise beigetragen.

36 30 Energiepreise im Jahr 2020 Die Zusammensetzung der aktuellen Strompreise aus den verschiedenen Komponenten zeigt Abbildung Abbildung 6-11: Zusammensetzung der Strompreise im Jahr 2010 Die Darstellung zeigt, dass sich der Strompreis für den Endkunden neben den Erzeugungskosten aus einer Vielzahl weiterer Faktoren zusammensetzt. Eine starke Preissteigerung wird vor allem durch die Netzentgelte sowie durch die Mehrwertsteuer verursacht. Der Einfluss der EEG-Umlage hat durch den forcierten Ausbau regenerativer Erzeugungsanlagen während der letzten Jahre stetig zugenommen. Zwischen den Energieversorgern und den Endverbrauchern sind feste Stromtarife vereinbart. Solche Verträge haben in der Regel eine lange Laufzeit und sind von den Preisschwankungen am Spotmarkt (Day-Ahead und Intraday) der Strombörse in Leipzig (EEX) unbeeinflusst. Dort treten während bestimmter Lastsituationen (beispielsweise bei einer hohen regenerativen Erzeugung und einer geringen Verbraucherlast) Situationen auf, in denen die Residuallast auf ein Niveau sinkt, bei dem sie sich der Erzeugungsleistung des konventionellen Kraftwerkparks nähert bzw. diese sogar unterschreiten kann. Als Residuallast wird die Restlast bezeichnet, die aus der Subtraktion der erneuerbaren Einspeiseleistung von dem Verbraucherlastgang resultiert. Die Residuallast wird durch konventionelle Kraftwerke gedeckt. Zwar sind konventionelle Kraftwerke (Atom- und Kohlekraftwerke) regelbar, allerdings unterliegt diese Regelbarkeit bestimmten Restriktionen, die ein einfaches hoch- und runterfahren der Erzeugungsleistung je nach Bedarf einschränken. Zum einen besitzen solche Kraftwerke im Betrieb eine untere Leistungsgrenze, deren Unterschreiten zum Stillstand des Kraftwerks führt. Das Wiederanfahren dauert danach bis zu mehrere Stunden, wodurch schnelle Änderungen der Lastparameter im Versorgungsnetz (z. B. Anstieg der Residuallast) zu erheblichen Problemen bei der Stromversorgung führen können. Darüber hinaus entgehen den Stromversorgern Gewinne, wenn das Kraftwerk still steht und sich kurzfristig attraktive Strompreise einstellen. Zum anderen sind konventionelle Grundlastkraftwerke bzgl. ihrer Leistungsgradienten (die Geschwindigkeit, mit der sie ihre Erzeugungsleistung erhöhen bzw. reduzieren) schwerfälliger als beispielsweise Gasturbinen, die als Spitzenlastkraftwerke dienen. Durch solche und weitere Zusammenhänge kommt es vor, dass durch die Produktionsüberschüsse geringe und bisweilen auch negative Strompreise auftreten. Dieser bereits heute auftretende Sachverhalt wird sich bis zum Jahr 2020 durch den steigenden Anteil der erneuerbaren Energien noch verstärken. In der Abbildung 6-12

37 Modelle für die Endverbraucherstrompreise 31 ist der simulierte Strompreis im Jahr 2020 absteigend sortiert nach der zeitgleich auftretenden Residuallast aufgezeigt. Abbildung 6-12: Strompreis im Jahr 2020 sortiert nach absteigender Residuallast Zum einen ist ersichtlich, dass vergleichsweise wenige Stunden im Jahr vorkommen, in denen die Residuallast negativ ist (blaue Kennlinie ca. ab Stunde 8.200). In diesen Stunden besteht definitiv Überkapazität, die ohne entsprechende Gegenmaßnahmen (z. B. Abschalten von Windenergieanlagen WEA) zu Problemen im Versorgungsnetz führt. Zum anderen kommen relativ viele Stunden vor, in denen der Strompreis unter Null /MWh liegt (rote Kennlinie ca. ab Stunde 6.000). Diese Strompreise stellen sich bereits bei einer Residuallast von ca. 15 GW ein. Diese Leistung markiert in den Simulationen folglich den unteren Grenzwert, bis zu dem der konventionelle Kraftwerkspark seine Erzeugungsleistung drosseln kann ohne tiefgreifende Einschränken im Betrieb seiner Erzeugungsanlagen hinnehmen zu müssen. Sinkt die Residuallast unter ca. 15 GW, sind die Kraftwerksbetreiber bereit den durch sie erzeugten Strom zu negativen Preisen anzubieten, um die Erzeugungsleistung nicht weiter drosseln zu müssen. In den Stunden, in denen negative Strompreise auftreten, ist bedingt durch eine hohe regenerative Einspeisung Überschussenergie im Netz, die durch den Einsatz hybrider Heizsysteme mit elektrischen Komponenten in die Bedarfsstruktur Deutschlands integriert werden kann. Durch die beschriebenen Zusammenhänge (siehe Kapitel 6.2) zwischen der Residuallast und den Erzeugungspreisen an der EEX ist eine Aussage möglich, welche den preissteigernden Effekt auf den Strompreis bei Bezug bestimmter zusätzlicher Strommengen (Erhöhung der Residuallast) quantifiziert. Demnach kann angegeben werden um welchen Betrag der Strompreis steigt, wenn die Residuallast um einen bestimmten Betrag erhöht wird. Um das Einbringen von Wärme aus Strom, der nicht als Überschussenergie definiert wurde, in die Pufferspeicher der EFH zu vermeiden wird nur dann Strom aus dem Versorgungsnetz bezogen, wenn der stündliche Strompreis an der EEX (Erzeugerpreise)

38 32 Energiepreise im Jahr 2020 kleiner Null ist. Gemäß vorheriger Definition wird davon ausgegangen, dass in diesen Stunden Überschussstrom vorhanden ist. In diesem Fall wird eine entsprechende Energiemenge als regenerativ definiert und den EFH zur Verfügung gestellt, bis der negative Strompreis auf den Wert Null erhöht wurde. Damit werden Überkapazitäten im Versorgungsnetz abgebaut, das praktizierte Abschalten von Windenergieanlagen vermieden und der Verbrauch von Heizöl reduziert. Zudem wird durch die Pufferspeicher in den Ölheizungen die Erzeugung vom Bedarf zeitlich entkoppelt. Neben der Erkenntnis der verfügbaren regenerativen Strommenge sind Angaben bzgl. der resultierenden Heizkosten für die Hausbesitzer relevant, um die Wirtschaftlichkeit und damit das praktische Potenzial der hybriden Heizsysteme zu quantifizieren. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt, mit den gängigen Strompreisen für Endverbraucher von ca. 23 ct/kwh, ist ein Betrieb elektrischer Heizkomponenten gegenüber ölbefeuerten Heizsystemen nicht wirtschaftlich, da eine mit Öl erzeugte kwh Wärme im Durchschnitt 7 ct kostet. Demnach müssen Rahmenbedingungen geschaffen werden, welche den Einsatz elektrischer Heizkomponenten fördern. In einem ersten Schritt müssen die fixen Stromtarife für Endkunden im Fall von Überkapazitäten im Versorgungsnetz durch variable Stromtarife ersetzt werden. Diese variablen Tarife basieren auf den Erzeugerpreisen an der EEX, auf die anschließend die preissteigernden Faktoren (siehe Abbildung 6-11) aufaddiert werden. Bereits bei Strompreisen, die sich weit im negativen Bereich befinden, kann trotz der Preisaufschläge ein Befüllen der Pufferspeicher wirtschaftlich sein. Um das ausschöpfbare Potenzial zu erhöhen, könnte der Bezug von Überschussstrom teilweise von preistreibenden Faktoren befreit werden, da der vermehrte Einsatz hybrider Heizsysteme bei Überkapazitäten dazu beiträgt Netzproblematiken zu kompensieren und erneuerbare Energien vermehrt zu nutzen. Mögliche Szenarien wurden in zwei Strompreismodellen diskutiert (siehe Tabelle 6-1), die im Folgenden vorgestellt werden. Strompreismodell 1: Im ersten Strompreismodell wurde eine mäßige Befreiung von preistreibenden Faktoren angenommen. Vor allem jene, welche durch die vermehrte Einspeisung erneuerbarer Energien eingeführt wurden (EEG- und KWK-Umlage), sind davon betroffen. Zusätzlich wird durch die positiven Auswirkungen auf die Übertragungsnetze eine Befreiung von den Netzentgelten berücksichtigt. Strompreismodell 2: Im zweiten Strompreismodell werden neben den bereits im ersten Strompreismodell eliminierten Faktoren, welche überwiegend durch die Situation der regenerativen Energien beeinflussten werden, zusätzlich die Konzessionsabgabe sowie die Stromsteuer bei der Strompreisbildung nicht berücksichtigt. Die Umsetzung dieses zweiten Strompreismodells kann als ambitioniert betrachtet werden.

39 Modelle für die Endverbraucherstrompreise 33 Tabelle 6-1: angenommene Strompreismodelle mit mäßiger (1) und starker (2) Befreiung (Angaben in ct/kwh; lediglich MWST-Angabe in %) Aufbauend auf den beschriebenen Strompreismodellen werden jene Heizkosten für die Hausbesitzer generiert, die aus dem zeitweisen Einsatz hybrider Heizsysteme mit elektrischen Komponenten entstehen. Dabei werden auf die stündlich auftretenden Strompreise an der EEX, sofern sie sich im negativen Bereich befinden, in Abhängigkeit der Strompreismodelle die preistreibenden Faktoren aufaddiert. Steigt der Strompreis dadurch ins Positive, wird auf den Differenzbetrag zwischen dem Strompreis und Null anteilig die Mehrwertsteuer aufaddiert. Verbleibt der Strompreis trotz preissteigernder Faktoren im negativen Bereich entfällt die Mehrwertsteuer.

40 34 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr 2020 Dieses Kapitel gibt Aufschluss darüber, welche jeweilige Anzahl an Einfamilienhäusern mit den verschiedenen energetischen Standards die Wärmeversorgung mit regenerativem Strom durch Installation eines elektrischen Heizstabes wirtschaftlich betreiben kann. Bei der ersten Methodik wurde untersucht, in welchem Umfang ein EFH mit einem Pufferspeicher variabler Größe über die am Markt verfügbare regenerative Strommenge versorgt werden kann. Abhängig vom Strompreismodell und der Speichergröße konnte im günstigsten Fall eine Vollversorgung erreicht werden. Bei Fokussierung auf eine Vollversorgung würde dieser Sachverhalt nur für eine geringe Anzahl EFH zutreffen. Dementsprechend gering wäre der Eintrag regenerativen Stroms in die Gebäude im Verhältnis zu der am Markt verfügbaren regenerativen Menge. Zudem ist eine solche Betrachtung nicht als realistisch anzusehen, da hierbei wenige Häuser ohne Einschränkungen in der Lage wären neben der Deckung des Wärmebedarfs zusätzlich das Befüllen der Pufferspeicher bis zu deren maximaler Kapazität mit der regenerativen Energie durch zu führen. Dadurch könnten andere EFH u. U. trotz gegenwärtigem Wärmebedarf nicht von der begrenzten regenerativen Energie profitieren, wodurch das betrachtete EFH ohne ersichtlichen Grund besser gestellt würde. Auf eine detaillierte Ausführung dieses ersten Ansatzes wird deshalb verzichtet. In der zweiten Methodik wurde untersucht, welche Menge regenerativen Stroms zu jeder Stunde des Jahres verfügbar ist. Über die Leistung der Heizstäbe wurde ermittelt, welche Anzahl an EFH damit versorgt werden könnte. Der Leistungswert wurde mit 10 kw gewählt, da bei kleineren Leistungen die verfügbare regenerative Energie im Versorgungsnetz nicht kurzfristig in die Heizsysteme eingebracht werden kann. Die Wahl von Heizelementen mit größerer Leistung ist durch die maximale Übertragungskapazität der Hausanschlüsse begrenzt. War die verfügbare regenerative Strommenge je Gebäude größer als deren tatsächlicher Wärmebedarf, wurde die überschüssige Energie in diesen Gebäuden zwischengespeichert. War in der folgenden Stunde kein regenerativer Strom verfügbar wurde die in die Speicher eingebrachte Energiemenge für die Wärmebedarfsdeckung verwendet. Allerdings wurde die Energiemenge vereinfachend auf eine Anzahl von EFH aufgeteilt (je nach Restwärme und jeweiligem Wärmebedarf). Stand hingegen in der Folgestunde erneut Überschussstrom zur Verfügung, erfolgte die Berechnung der Gebäudeanzahl über den Quotienten aus der Summe von Überschuss und verfügbarer Energie geteilt durch die in dieser Stunde auftretende Wärmeanforderung. 7.1 Potenzialbestimmung für EFH ohne Solaranlage Anhand dieser Vorgehensweise konnte die Anzahl der EFH in Abhängigkeit des prozentualen Versorgungsanteils durch regenerativen Strom bei der Wärmebereitstellung generiert werden (siehe Abbildung 7-1).

41 Potenzialbestimmung für EFH ohne Solaranlage 35 Abbildung 7-1: Potenzial möglicher zu versorgender EFH in Abhängigkeit des energetischen Standards sowie des prozentualen Strombeitrags bei einer definierten Strompreisgrenze von 0 ct/kwh /eigene Darstellung/ Der Abbildung ist u. a. zu entnehmen, dass bei Installation von elektrischen Heizstäben in ca. 1,8 Millionen unsanierter EFH (blaue Kennlinie) jeweils eine Deckung von mindestens 10 % des Wärmebedarfs mit regenerativem Strom gewährleistet werden kann. Ein jährlicher elektrischer Wärmebeitrag von 10 % wurde in Kapitel 7.3 als der untere Grenzwert für den wirtschaftlichen Betrieb sowie für die Refinanzierung innerhalb einer bestimmten Nutzungsdauer definiert. Den Hausbesitzern kann dadurch eine verbindliche Aussage bzgl. der Wirtschaftlichkeit und der Amortisationsdauer einer solchen Umbaumaßnahme gegeben werden. Am Beispiel der unsanierten EFH ist darüber hinaus ersichtlich, dass nur eine sehr geringe Anzahl der Gebäude ihren jährlichen Wärmebedarf zu 50 % mit regenerativem Strom decken kann (blaue Kennlinie läuft gegen Null). Dies liegt u. a. daran, dass im Jahresverlauf die Menge des regenerativen Stroms begrenzt ist. Zusätzlich kann aufgrund mangelndem Wärmebedarfs nicht während jeder Jahresstunde mit regenerativem Überschussstrom dieser in die Heizsysteme eingebracht werden. Diese Situation tritt vor allem während der Sommermonate auf. D. h., dass nur eine kleine Anzahl EFH in der Lage ist einen hohen prozentualen Strombeitrag bei der Wärmeversorgung zu realisieren. Zu diesen EFH kommen weitere hinzu, die einen Strombeitrag von 40% einbringen können (gemäß Abbildung 7-1 der unsanierten EFH sind dies knapp über Häuser). Zu diesen Häusern mit einem 40 %-igen Stromdeckungsbeitrag kommen weiter EFH ( ) hinzu, die einen Deckungsbeitrag von 30 % erhalten usw. Letztendlich können wie bereits beschrieben 1,8 Millionen EFH sicher mit einem elektrischen Mindestdeckungsbeitrag von 10 %

42 36 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr 2020 rechnen, der die Installation nach der in Kapitel 7.3 beschriebenen Zeit wirtschaftlich werden lässt. Die Anzahl der EFH mit dem gewünschten Mindestdeckungsbeitrag erhöht sich entsprechend, wenn bessere energetische Standards umgesetzt werden. Dadurch sinkt der stündliche Wärmebedarf je EFH und der regenerative Überschussstrom kann auf eine größere Anzahl an Gebäuden verteilt werden. Bei den sanierten EFH liegt deren Anzahl mit einem Mindestdeckungsbeitrag von 10 % bereits bei knapp unter 3 Millionen. Bei den Neubauten können maximal 4,7 Millionen EFH einen elektrischen Mindestdeckungsbeitrag bei der Wärmeversorgung von 10 % realisieren. In Kapitel 6.3 wurde unter anderem erläutert, welche Energiemenge gemäß der getroffenen Definition von Überschussstrom im Versorgungsnetz als regenerativ bezeichnet werden kann. In dem beschriebenen Ansatz trifft dies auf jene Energiemengen zu, die im Bereich negativer Strompreise gehandelt werden. Die in Abbildung 7-1 dargestellten Potenziale der EFH basieren auf diesen Energiemengen. Die Definition könnte dahingehend erweitert werden, dass nicht ausschließlich bei negativen Strompreisen regenerativer Überschussstrom vorhanden ist. Bei der konventionellen Stromerzeugung werden Brennstoffe verbraucht, die in Abhängigkeit des Kraftwerktyps sogenannte Stromgestehungskosten verursachen. Diese Kosten bezeichnen nur jene finanziellen Aufwendungen, die direkt einer erzeugten Strommenge zugeordnet werden können bzw. die durch die Erzeugung einer zusätzlichen Energieeinheit entstehen. Demnach können Energieversorger ihre Erzeugungsanlagen nur wirtschaftlich betreiben, wenn sich der Strompreis im positiven Bereich bewegt. Die Stromgestehungskosten der Grundlastkraftwerke bewegen sich im kleinen einstelligen Cent-Bereich. Eine eindeutige Zuordnung, ab welchem Strompreis ein bestimmter Kraftwerkstyp (Kern-, Braun- oder Steinkohlekraftwerk) an den täglichen Auktionsmärkten den Zuschlag für das Einspeisen von Elektrizität bekommt, kann nicht getroffen werden. Kernkraftwerke haben niedrigere Stromgestehungskosten als beispielsweise Braunkohlekraftwerke. Dennoch bieten letztere ihre Erzeugungskapazitäten teilweise zu niedrigeren Preisen als KKW an, um in jedem Fall den Zuschlag für eine Stromlieferung zu erhalten und damit ein Abschalten der Anlagen zu vermeiden. Bekommt im weiteren Verlauf der Auktionsmärkte ein Kraftwerk mit höheren Stromgestehungskosten einen Zuschlag (beispielsweise Steinkohlekraftwerke), erhalten alle Kraftwerke im Vorfeld denselben Strompreis des letzten einspeisenden Kraftwerks. Insofern ist jene Energiemenge im kleinen einstelligen Strompreisbereich nicht eindeutig als regenerativer bzw. konventioneller Strom auszumachen. Solange Kraftwerksbetreiber ihre Stromgestehungskosten nicht decken können, kann ein Überschuss regenerativen Stroms angenommen werden. Ab welchem Strompreis kein Überschuss mehr vorhanden ist, kann nur sehr schwer bewertet werden. Im Folgenden wird zusätzlich jenes Potenzial mit Strom versorgbarer EFH aufgezeigt, welches sich bei einer Definition regenerativen Überschussstroms bis in den kleinen positiven Strompreisbereich ergibt.

43 Potenzialbestimmung für EFH mit Solaranlage 37 Abbildung 7-2: Potenzial möglicher zu versorgender EFH in Abhängigkeit des energetischen Standards sowie des prozentualen Strombeitrags bei einer definierten Strompreisgrenze von 9 ct/kwh /eigene Darstellung/ Der positive Grenzwert (inklusiv der Stromzusatzkosten) wurde bei einem Gesamtstrompreis von 9 ct/kwh festgelegt. Dieser Wert markiert die Grenze der Wirtschaftlichkeit einer elektrischen Zuheizung, da bei der Wärmeversorgung mit einer Ölheizung die Wärmegestehungskosten im Jahr 2020 bei ca. 9 ct/kwh liegen. Befinden sich die Wärmegestehungskosten durch Strom darüber, kommt ausschließlich die Ölheizung für die Wärmeversorgung zum Einsatz. Durch die Erweiterung der Definition für Überschussstrom bis in den positiven Strompreisbereich hinein, steht mehr regenerative elektrische Energie für Heizzwecke zur Verfügung. Folglich erhöht sich auch das Potenzial der betrachteten EFH (siehe Abbildung 7-2). Bei den unsanierten Bestandsgebäuden steigt die Anzahl der Häuser, die mit einem elektrischen Mindestdeckungsbeitrag bei der jährlichen Wärmeversorgung rechnen können, auf nahezu 3 Millionen. Entsprechend verhält sich der Zuwachs bei den sanierten EFH (ca. 4,8 Millionen) sowie bei den Neubauten (ca. 7,6 Millionen). Diese Potenziale wurden lediglich dargestellt, um dem Leser die Auswirkungen einer veränderten Strompreisgrenze aufzuzeigen. In den weiteren Betrachtungen werden die Potenziale bei einer Strompreisgrenze von 0 ct/kwh herangezogen. 7.2 Potenzialbestimmung für EFH mit Solaranlage Gemäß dem Erneuerbare-Energien-Wärme-Gesetz /EEWÄRMEG-01 08/ sind Hauseigentümer verpflichtet Maßnahmen zu ergreifen, welche regenerative Energien einbinden und dadurch den Primärenergiebedarf der Gebäude reduzieren. Eine davon

44 38 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr 2020 ist die Installation einer solarthermischen Anlage. In diesem Kapitel wird der Einfluss solcher Anlagen auf das im Vorfeld ermittelte Potenzial der EFH analysiert, die einen Teil ihres jährlichen Wärmebedarfs mit Überschussstrom decken könnten. Dabei werden zwei unterschiedliche Anlagengrößen eingebunden: zum einen Anlagen mit einer Fläche der Solarkollektoren von 7,5 m 2 und einem Volumen des Pufferspeichers von 400 l und zum anderen Anlagen mit einer Solarkollektorfläche von 15 m 2 und einem Volumen des Pufferspeichers von l. Die Simulationsergebnisse für die Bestandsgebäude (unsanierte EFH) zeigt Abbildung 7-3. Abbildung 7-3: Potenzial möglicher zu versorgender unsanierter EFH in Abhängigkeit des prozentualen Strombeitrags bei einer definierten Strompreisgrenze von 0 ct/kwh ohne und mit Solarthermie /eigene Darstellung/ Der Abbildung ist zu entnehmen, dass in Abhängigkeit des prozentualen elektrischen Wärmedeckungsbeitrages die Anzahl der Häuser mit Solaranlagen gegenüber jenen ohne Solaranlagen abnimmt. Dieses Ergebnis mag der Erwartung widersprechen, wonach die Anzahl der EFH steigen müsste, da aufgrund des solaren Beitrages der Wärmebedarf je EFH sinkt und damit die verfügbare regenerative Strommenge auf eine größere Anzahl Häuser verteilt werden kann. Der solare Eintrag führt dazu, dass der Wärmebedarf der Häuser während vieler Stunden des Jahres sehr gering ist. Darüber hinaus wird der Wärmebedarf während vieler Stunden des Jahres allein durch die Solaranlage gedeckt. Vor allem der Beitrag während der Sommermonate, in denen neben dem Warmwasserbedarf kein zusätzlicher Heizwärmebedarf besteht, reduziert den prozentualen elektrischen Wärmedeckungsbeitrag, der bei den beschriebenen Simulationsparametern auf einen Maximalwert von ca. 30 % sinkt. Im weiteren Verlauf bis zu einem prozentualen Beitrag von 10 % (definierter Grenzwert für die Wirtschaftlichkeit) bleiben die Ergebniskurven für EFH mit Solaranlagen unter jener der EFH ohne Solaranlagen.

45 Heizkosten hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages 39 Die Größe der Solaranlage (7,5 m 2 mit 400 l Pufferspeicher und 15 m 2 mit l Pufferspeicher) ist für die Wärmeversorgung mit Strom lediglich im Bereich von 10 bis ca. 28 % relevant, da dort die Kurvenverläufe (rote und grüne Kennlinie) voneinander abweichen. Ab dem Wert von 28 % verlaufen die Kurven nahezu identisch. Abbildung 7-4: Potenzial möglicher zu versorgender sanierter EFH in Abhängigkeit des prozentualen Strombeitrags bei einer definierten Strompreisgrenze von 0 ct/kwh ohne und mit Solarthermie /eigene Darstellung/ Die Kennlinien für die Potenziale der EFH-Neubauten verlaufen abgesehen von dem höheren Niveau nahezu identisch wie jene, die bereits für die sanierten EFH dargestellt wurden. Aus diesem Grund wird hier auf eine erneute grafische Darstellung verzichtet. Das Kennliniendiagramm ist im Anhang dieser Studie zu finden. 7.3 Heizkosten hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages In diesem Kapitel werden jene Heizkosten aufgezeigt, welche sich durch die beschriebenen Betrachtungen für Hausbesitzer mit hybriden Heizsystemen im Jahr 2020 ergeben. Ausführliche Beschreibungen der jeweiligen Ergebnisse würden durch die Vielzahl der Versorgungsvarianten den Rahmen dieser Untersuchung überschreiten. Deshalb werden Ergebnisse näher erläutert, die durch Einbezug ausgewählter Rahmenparametern generiert wurden. Die Versorgungsvarianten untergliedern sich in: Energetischer Standard (Bestand, saniert, Neubau) (hybrides) Heizsystem Ölkessel, Ölkessel mit Heizstab, Ölkessel mit Heizstab und Solarthermie jeweils mit kleiner und großer Solarthermie sowie zugehörigem Pufferspeicher

46 40 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr 2020 ohne und mit Investitionskosten Jährliche Preissteigerung bis zum Jahr 2020 von 3 % Strompreismodell 1 Investitionszinssatz von 5 % bei einer Laufzeit von 20 Jahren Ölheizung und Heizstab Für das bereits in Kapitel 5.2 erwähnte hybride Heizsystem werden im Folgenden jene Heizkosten beschrieben, die sich bei einem variablen Deckungsbeitrag durch Strom einstellen, wobei die Kosten mit und ohne Investitionsaufwendungen berücksichtigt werden. Als Referenzsystem wird ein Öl-Brennwertkessel der Firma Viessmann eingebunden. Dessen Investitionskosten liegen gegenwärtig bei knapp Euro /VIESS-02 10/. Bei einer jährlichen Inflationsrate von 3 % sind für diesen Brennwertkessel im Jahr 2020 Investitionskosten von über Euro zu entrichten. Dementsprechend liegen die jährlichen Kapitalkosten bei einem angenommenen Zinssatz von 5 % und einer Laufzeit von 20 Jahren knapp unter 670 Euro. Den Verlauf der Heizkosten in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages zeigt Abbildung 7-5. Abbildung 7-5: Kosten hybrides Heizsystem (Ölkessel und Heizstab) im Strompreismodell 1 bei 3 %-iger Preissteigerung, unsaniertes EFH /eigene Darstellung/ Bei einer prozentualen Versorgung mit Strom von 0 % wird der gesamte Wärmebedarf ausschließlich durch Heizöl bereitgestellt. Die Kosten hierfür liegen knapp unter Euro. Eine Einsparung bei den Energiekosten ist nicht festzustellen. Steigt der jährliche Wärmebeitrag durch einen elektrischen Heizstab, steigen zum einen die

47 Heizkosten hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages 41 Energiekosten für Strom. Zum anderen sinken jene für Heizöl. Der in Abbildung 7-5 ersichtliche leichte Anstieg der Stromkosten und der vergleichsweise starke Rückgang der Heizölkosten führen insgesamt zu Einsparungen bei den Energiekosten. Ein ähnlicher Sachverhalt ist bei Berücksichtigung der Investitionskosten festzustellen, die in Form jährlicher Kapitalkosten auf die jährlichen Energiekosten aufaddiert werden. Bei einer reinen Ölversorgung (0 % durch Strom) steigen die Kosten hierfür auf ca Euro. Die Kapitalkosten für den Heizstab (Investition und Installation inklusive 5 % Zinssatz) von ca. 800 Euro, die sich bei einer jährlichen Preissteigerung von 3 % bis zum Jahr 2020 ergeben, führen zuerst zu negativen Einsparungen. Erst ein steigender Wärmeanteil durch Strom führt im weiteren Verlauf zu positiven Einsparungen. Diese betragen bei einem Stromwärmeanteil von 10 % ca. 100 Euro pro Jahr. Bei den genannten Kapitalkosten wäre somit ein elektrischer Heizstab nach ca. 8 Jahren refinanziert. Diese Amortisationszeit verkürzt sich entsprechend, wenn die jährliche Wärmemenge durch Strom steigt. Wie im Kapitel 7.1 erläutert kann der Stromanteil bis knapp über 40 % betragen. Allerdings kann ein so hoher Wert nur bei einer sehr geringen Anzahl an EFH realisiert werden. Ein gesicherter Anteil von 10 % wird hingegen bei ca. 1,8 Millionen EFH erreicht Ölheizung, Heizstab und Solarthermie Zusätzlich zu der Systemkombination Ölheizung und Heizstab wird im Folgenden der Wärmebeitrag durch Solarthermieanlagen berücksichtigt. Die resultierenden Wärmegestehungskosten sind in der Abbildung 7-6 aufgezeigt, wobei darin eine kleine Solarthermieanlage mit 7,5 m 2 Kollektorfläche und einem Pufferspeicher von 400 l eingebunden wird. Die Wärmegestehungskosten, die in Kombination mit einer großen Solarthermieanlage mit 15 m 2 Kollektorfläche und einem Pufferspeicher von l aufgebracht werden müssen, sind u. a. aus Tabelle 7-1 ersichtlich.

48 42 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr 2020 Abbildung 7-6: Kosten hybrides Heizsystem (Ölkessel, Heizstab und kleine Solarthermie) im Strompreismodell 1 bei 3 %-iger Preissteigerung, unsaniertes EFH /eigene Darstellung/ Ähnliche Ergebnisse werden erzielt, wenn neben einer Ölheizung und einem elektrischen Heizstab eine Solarthermieanlage mit in die Wärmeversorgung eingebunden wird. In der vorhergehenden Grafik sind jene Heizkosten aufgezeigt, die sich bei einer zusätzlichen Installation einer Solaranlage mit 7,5 m 2 Kollektorfläche und einem Pufferspeicher von 400 l ergeben. In diesem Fall werden die Kosten für Heizöl reduziert. Diese betragen bei 0 % Stromwärme ca Euro gegenüber jenen von ca Euro im EFH ohne Solarthermieanlage. Allerdings steigen bei Berücksichtigung der Investitionen in Form von jährlichen Kapitalkosten die insgesamt zu zahlenden jährlichen Heizkosten auf über Euro und damit etwas über jene Kosten, die bei einer reinen Ölheizung mit Berücksichtigung der Investition aufgebracht werden müssen. Die Kennlinien der finanziellen Einsparungen durch den elektrischen Heizstab (ohne und mit Investition) weisen denselben Verlauf auf wie jene, die im EFH ohne Solarthermie aufgezeigt wurden. Dies resultiert aus der Tatsache, dass aufgrund der Solarthermie zwar insgesamt weniger Heizöl verbraucht wird. Allerdings bezieht sich die Substitution des Wärmeeintrags durch den elektrischen Heizstab auf die verbleibende Heizölmenge. Beispielhaft wurde die Einbindung einer größeren Solaranlage mit einer Kollektorfläche von 15 m 2 und einem Pufferspeicher von l betrachtet. Die Kurvenverläufe gleichen jenen aus Abbildung 7-6, weswegen auf eine erneute grafische Darstellung verzichtet wird. Lediglich bei dem Niveau der Heizkosten für Öl ist ein Unterschied zu erkennen. Diese betragen bei alleiniger Betrachtung der Energiekosten und einem elektrischen Deckungsbeitrag von 0 % ca Euro und bei Berücksichtigung der Investitionskosten für die Ölheizung und die Solarthermieanlage ca Euro. Eine

49 Heizkosten hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des elektrischen Deckungsbeitrages 43 Übersicht sämtlicher resultierender Heizkosten der verschiedenen Heizsysteme zeigt Tabelle 7-1. Tabelle 7-1: Heizkosten verschiedener hybrider Heizsysteme in Abhängigkeit des energetischen Standards sowie des prozentualen Deckungsbeitrages durch Strom /eigene Berechnungen/ Die aufgezeigte Tabelle stellt jene Heizkosten dar, die für die verschiedenen Anwendungsfälle aufgebracht werden müssen. Dabei wird differenziert in: Gebäudetyp (EFH unsaniert, saniert und Neubau) Heizsystem (Ölkessel und Heizstab sowie zusätzlich mit Solaranlage) Elektrischer Deckungsbeitrag in % Strompreismodell Ohne und mit Investitionskosten Kleine und große Solaranlage. Beispielsweise betragen die jährlichen Heizkosten in einem sanierten EFH für ein Heizsystem mit Ölkessel, Heizstab und einer kleinen Solarthermie ohne Berücksichtigung der Investitionskosten und einem elektrischen Deckungsbeitrag bei der Wärmeversorgung von 20 % ca Euro.

50 44 Potenzialbestimmung hybrider Heizsysteme im Jahr Potenzial für die Regelleistungsbereitstellung durch hybride Heizsysteme Durch die informationstechnische Anbindung aller hybriden Heizsysteme, die in den Kapiteln 7.1 und 7.2 als wirtschaftliches Potenzial ermittelt wurden, sowie deren koordiniertem Einsatz kann in beträchtlichem Umfang Regelleistung bereitgestellt werden. Dabei kommen die hybriden Heizsysteme ausschließlich bei Bedarf von negativer Regelleistung zum Einsatz. In diesem Fall befindet sich zu viel elektrische Energie im Versorgungsnetz, welche durch Zuschalten der elektrischen Heizkomponenten in den EFH aufgenommen und für deren Wärmeversorgung herangezogen werden kann. In den Berechnungen wurde ermittelt, welches durchschnittliche negative Regelleistungspotenzial je Stunde besteht. Die jeweiligen Ergebnisse zeigt Tabelle 7-2. Tabelle 7-2: stündliches negatives Regelleistungspotenzial hybrider Heizsysteme im Durchschnitt über ein Jahr /eigene Berechnungen/ Der Tabelle ist zu entnehmen, dass das größte Regelleistungspotenzial grundsätzlich bei den EFH besteht, bei denen keine Solaranlagen in die Heizungsunterstützung eingebunden sind. Ein solches Zusatzsystem reduziert den Wärmebedarf und damit den elektrischen Wärmeeintrag. Dabei ist es gleichgültig, ob die EFH unsaniert oder saniert sind bzw. den Wärmebedarf eines Neubaus aufweisen. Zwar reduziert ein besserer energetischer Standard den jeweiligen Wärmebedarf. Allerdings resultiert daraus ein größeres Potenzial an EFH, die mit einem bestimmten elektrischen Mindestdeckungsbeitrag bei der Wärmeversorgung rechnen können. Somit steigt das durchschnittliche stündliche negative Regelleistungspotenzial bei Betrachtung der drei Gebäudetypen ohne Solaranlagen von ca. 2 GW (unsaniert) auf 3 GW (Neubau). Durch die Installation von Solaranlagen in den Gebäuden reduziert sich deren jährlicher Gesamtwärmebedarf. Während vieler Stunden des Jahres (vor allem im Sommer) wird keine Zusatzheizung durch Öl oder Strom benötigt. Dadurch reduziert sich das stündliche negative Regelleistungspotenzial der drei Gebäudetypen bei Einbindung von Solaranlagen mit einer Kollektorfläche von 7,5 m 2 und 400 l Pufferspeicher je nach energetischem Standard auf 1,3 bis ca. 2 GW.