ERNEUERBARE WÄRME FÜR HAMBURG. 23. November 2017 Energienetzbeirat

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Hella Bauer
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3 Netzschema (Nord-Variante) 3

4 Netzschema (Süd-Variante) 4

5 IM RAHMEN DER BEARBEITUNG VERWORFENE ANLAGEN Nordvariante Biomasse Wedel 80 MW Biomasse in der Menge in Deutschland nicht im Markt, Belastungen aus Transport von 300T to Solarthermie kein geeignetes Grundstück Gaskessel Stellingen 10 MW siehe Südvariante Südvariante Biomasse /Stroh 18 MW keine bestehende Strohlogistik in Deutschland, Biomasse-Heizwerk wegen hoher Kosten geringe Einsatzzeiten und damit unwirtschaftlich Solarthermie keine geeignete, auflagenfreie Fläche im Hafengebiet Gaskessel Stellingen 10 MW kein wirtschaftlicher Einsatz für Spitzenlast 5

Einsatzzeiten der Anlagen in Nord- und Süd-Variante Eine hohe Verfügbarkeit und niedrige variable Kosten führen zu hohen Vollbenutzungsstunden.

6 Einsatzzeiten der Anlagen in Nord- und Süd-Variante Eine hohe Verfügbarkeit und niedrige variable Kosten führen zu hohen Vollbenutzungsstunden. Die höchste Auslastung haben die MVB (Abnahmeverpflichtung) und die industrielle Abwärme. Die ZRE-Anlagen erzeugen in der Mittellast mit steigender Auslastung. Die MVR hat mit bis Volllaststunden eine noch höhere Auslastung. Die Wärmepumpe auf der Dradenau läuft in der Mittellast mit bis Volllaststunden. Die Wärmepumpe in Wedel wird in 2022 durch den Kohleblock (verlängerte Nutzung) nahezu komplett verdrängt. In 2032 kommt sie aufgrund der Nichtverfügbarkeit im Winter auch nur auf Volllaststunden. 6

Kostenvergleich der Varianten Szenario II In beiden Varianten steigen im Szenario II die variablen Wärmeerzeugungskosten aufgrund der steigenden Energiepreise deutlich an: Die verlängerte Nutzung

7 Kostenvergleich der Varianten Szenario II In beiden Varianten steigen im Szenario II die variablen Wärmeerzeugungskosten aufgrund der steigenden Energiepreise deutlich an: Die verlängerte Nutzung eines Wedel-Blocks verringert die variablen Kosten in den Jahren bis 2024 (nur Nord). Die fixen Kosten der neuen Anlagen in der Nord- Variante liegen ab 2025 ca. 17 Mio. /a höher als in der Süd-Variante. Diese werden in der Nord-Variante dominiert durch die vergleichsweise hohen Kosten der KWK-Anlage am Haferweg (keine KWK-Förderung) und der Wärmepumpe Wedel. Bei den variantenspezifischen Netzkosten liegt die Süd- Variante bei ca. 9 Mio. /a (Nord-Variante: 3 Mio. /a). Bei den Gesamtkosten ergibt sich insgesamt ein Vorteil für die Süd-Variante. Barwert der Kosten (Basis: 2017, Diskontierung mit 4,5%): Nord-Variante: Mio. Süd-Variante: Mio. Bei Förderung der erneuerbaren Projekte (20% gewählt) Süd-Variante: Mio. 7

8 Gewünschte Aufgliederung der Fixkosten der Südvariante In den Fixkosten sind die Kapitalkosten, Mieten, Pachten sowie fixe Personal- und Betriebskosten enthalten. 8

9 Kostenvergleich der Varianten Szenario I Die variablen Wärmeerzeugungskosten sinken ab 2025 in diesem Szenario. Der Grund liegt darin, dass durch den steigenden Strompreis KWK-Anlagen mit hohem Wirkungsgrad eine hohe Stromgutschrift auf die variablen Wärmeerzeugungskosten erhalten. Die fixen Kosten der neuen Anlagen sowie die variantenspezifischen Netzkosten sind unabhängig vom betrachteten Energiemarktszenario. Die Gesamtkosten liegen in der Nord-Variante in den ersten 3 Jahren um 4-5 Mio. /a niedriger und danach ca Mio. /a höher als in der Süd-Variante. Barwert der Kosten (Basis: 2017, Diskontierung mit 4,5%): Nord-Variante: 840 Mio. Süd-Variante: 778 Mio. Bei Förderung der erneuerbaren Projekte (20% gewählt) Süd-Variante: 760 Mio. 9

Kostenvergleich der Varianten konstanter Wärmebedarf als Sensivität im Szenario II Während in den anderen Berechnungen die von VWH festgelegte Steigerung der Wärmeabgabe bis 2032 um 36 GWh/a

10 Kostenvergleich der Varianten konstanter Wärmebedarf als Sensivität im Szenario II Während in den anderen Berechnungen die von VWH festgelegte Steigerung der Wärmeabgabe bis 2032 um 36 GWh/a berücksichtigt ist, wird in dieser Sensivität mit einem konstanten Wärmeabsatz ab 2022 gerechnet. Die variablen Wärmeerzeugungskosten steigen bei konstanter Last weniger stark an. Die verbleibende Steigung beruht auf den ansteigenden Energiepreisen. In der Nord-Variante liegen die variablen Kosten in den Jahren bis 2024 aufgrund der verlängerten Nutzung eines der beiden Wedel-Blöcke zunächst noch niedriger. Die fixen Kosten der neuen Anlagen sowie die variantenspezifischen Netzkosten sind unabhängig vom betrachteten Lastszenario. Insofern gelten die Aussagen zur Variante Süd auch für diese Sensitivität. Bei den Gesamtkosten ergibt sich somit insgesamt ein Vorteil für die Süd-Variante. Barwert der Kosten (Basis: 2017, Diskontierung mit 4,5%): Nord-Variante: 1:042 Mio. Süd-Variante: 961 Mio. 10

11 Ökologische Kenngrößen im Szenario II 11

Terminlicher Ablauf des Ersatzes Kraftwerk Wedel 80 180 173 164 30 28

Erzeugungsanlagen an die geplante Fertigstellung der Leitungen

12 Terminlicher Ablauf des Ersatzes Kraftwerk Wedel * Die Inbetriebnahme der Erzeugungsanlagen an die geplante Fertigstellung der Leitungen (Süd-Link, ZRE-Leitung) in 2022 gekoppelt, Zeiträume für Klagen im Zeitplan nicht enthalten. 12

13 Entscheidungsvorschlag für Südvariante + Deutlich mehr Wärme aus erneuerbaren Quellen + Erschließen der erneuerbaren Energieressourcen im Süden + geringere Kosten in beiden Energiemarkt-Szenarien + bessere ökologische Kenngrößen nach allen Methoden + frühere Realisierbarkeit und damit frühere Abschaltung von Wedel + Deutlich geringerer Gaseinsatz 13

40 MW Wärmelieferung Aurubis Maßnahme VWH (bereits in Geschäftsplan aufgenommen) Errichtung Einbauten Aurubis und Leitung zur Einspeisung Spaldingstraße zur Heizperiode 20/21

14 40 MW Wärmelieferung Aurubis Maßnahme VWH (bereits in Geschäftsplan aufgenommen) Errichtung Einbauten Aurubis und Leitung zur Einspeisung Spaldingstraße zur Heizperiode 20/21 Lieferung der unbesicherten Leistung über Std. p.a. Industrielle Abwärme ersetzt kurzfristig Kohlewärme aus Tiefstack Verringerung der Emissionen für die Wärmeproduktion 14

Umrüstung Tiefstack Kohleblöcke auf Gas Maßnahme VWH (bereits in Geschäftsplan aufgenommen) Umrüstung 2025 im Rahmen einer großen Revision Brennstoffwechsel von Kohle zu Gas (Kohleförderung und

15 Umrüstung Tiefstack Kohleblöcke auf Gas Maßnahme VWH (bereits in Geschäftsplan aufgenommen) Umrüstung 2025 im Rahmen einer großen Revision Brennstoffwechsel von Kohle zu Gas (Kohleförderung und -aufbereitung entfallen) Option: Umrüstung der Kohlesilos zu Warmwasserspeichern Voraussichtliche Kosten 85 Mio. Zwei Kessel in Tiefstack mit 290 MW werden mit Gas betrieben Geringere Emissionen, aus heutiger Sicht höhere Produktionskosten (Gaspreis > Kohlepreis) 15

16 Anlageneinsatz im Szenario II inkl. Aurubis und Tiefstack Gas Vollbenutzungsstunden Süd-Variante (inkl. Aurubis und Tiefstackumstellung) Vor der Tiefstackumstellung: Die Auslastung der Anlagen im Vergleich zur vorherigen Süd-Variante ändert sich durch Hinzunahme von Aurubis nur wenig. Nach der Tiefstackumstellung: Vollbenutzungsstunden Süd-Variante Die Auslastung der beiden ehemaligen Kohle-Blöcke nimmt rapide ab (deutlich höhere Einsatzkosten der auf Gas umgestellten Blöcke). Dadurch steigt die Auslastung der Aurubis-Wärme und auch der GuD-Anlage in Tiefstack, deutlich an. Auch die Wärmepumpe auf der Dradenau kommt zu einer höheren Auslastung. 16

17 Kostenvergleich der Varianten im Szenario II inkl. Aurubis und Tiefstack Gas Die variablen Wärmeerzeugungskosten steigen durch die Tiefstackumstellung an: Die Brennstoffumstellung führt zu einem Anstieg der variablen Kosten in Ab 2025 liegen die variablen Kosten der Süd-Variante inkl. Aurubis und Tiefstackumstellung im Mittel um ca. 27 Mio. /a höher als in der Süd-Variante. 17

18 Ökologische Kenngrößen im Szenario II 18

19 Umsetzung und CO2-Emissionen der Südvariante inkl. Aurubis und Tiefstack Gas (finnische Methode, Szenario II) Konzept Entscheidung FHH und VWH Entscheidung FHH über Kauf Start Einspeisg. Aurubis Fertigstellg. Südlink mit MVR, Wärmepumpe, Industrielle Abwärme Umstellen Tiefstack auf Gas Fertigstellg. ZRE CO 2 Tto./a Abschalten Wedel

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