Kommunales Energieeinsparkonzept. für ausgewählte Liegenschaften der. Stadt Nabburg

Kommunales Energieeinsparkonzept für ausgewählte Liegenschaften der Stadt Nabburg

Kommunales Energieeinsparkonzept für ausgewählte Liegenschaften der Stadt Nabburg (Grund- und Hauptschule, Vermessungsamt, Bürgerspital, Kirche, Pfarramt und Gebietsumgriff) Auftraggeber: Stadt Nabburg Oberer Markt 16 92507 Nabburg Auftragnehmer Institut für Energietechnik GmbH an der Hochschule Amberg-Weiden Kaiser-Wilhelm-Ring 23 92224 Amberg Bearbeitungszeitraum: 02.2012 bis 04.2012

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung... 5 2 Erfassung des Ist- Zustandes... 6 2.1 Grundlagen... 6 2.2 Die thermische Energieversorgung und der Wärmebedarf... 7 2.3 Die elektrische Energieversorgung... 9 2.4 Der CO 2 - Ausstoß und Primärenergieumsatz für die Gebäudebeheizung im Ist- Zustand...10 2.5 Die Energiekosten...12 3 Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung...13 3.1 Die Erstellung der thermischen Jahresdauerlinie...16 3.2 Allgemeine Beschreibung der Wärmeerzeuger...18 3.3 Die künftigen Energieversorgungsvarianten...19 3.3.1 Die Variante 1.0: Dezentrale Erdgas-/Heizölfeuerungen (Referenzvariante)...19 3.3.2 Die Variante 1.1: Hackgutkessel mit Spitzenlastkessel...20 3.3.3 Die Variante 1.2: Erdgas- BHKW mit Biomassekessel und Spitzenlastkessel.22 3.3.4 Die Variante 1.3: Biomethan- BHKW mit Spitzenlastkessel...24 4 Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung...26 4.1 Grundlagen...26 4.2 Allgemeine Fördermöglichkeiten...32 4.2.1 KfW- Förderprogramm Premium Große Biomasseheizungen...32 4.2.2 KfW- Förderprogramm Premium Nahwärmenetze...33 4.2.3 Bayern: Förderprogramm BioKlima...34 4.2.4 BAFA / KWK- Gesetz...34 4.2.5 Mini-KWK- Förderung durch BMU...35 4.3 Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der einzelnen Energieversorgungsvarianten...37 4.3.1 Die Investitionskostenprognose...37 4.3.2 Die jährlichen Ausgaben und Einnahmen...39 4.3.3 Die Jahresgesamtkosten und spezifischen Wärmegestehungskosten...41 3

Inhaltsverzeichnis 4.3.4 Die Sensitivitätsanalyse der Varianten...42 5 Die CO 2 - Bilanz...46 6 Zusammenfassung...48 7 Abbildungsverzeichnis...50 8 Tabellenverzeichnis...51 4

Einleitung 1 Einleitung Vor dem Hintergrund steigender fossiler Energiepreise und der drohenden globalen Erwärmung untersucht die vorliegende Arbeit für Grund- und Hauptschule, Vermessungsamt, Bürgerspital, Kirche, Pfarramt sowie weiterer Liegenschaften im Gebietsumgriff den möglichen Einsatz erneuerbarer Energiesysteme in einer Nahwärmeverbundlösung. Projektphase I beinhaltet die umfassende Datenaufnahme des Ist- Zustandes, der Energiekosten und des CO 2 -Austosses. Phase I enthält zudem die Ermittlung des Wärmebedarfs der einzelnen Liegenschaften. In Phase II wird untersucht, ob die Liegenschaften wirtschaftlich sinnvoll in einen Nahwärmeverbund integriert werden können. Es werden ein potentieller Netzverlauf und die charakteristischen Netzkenngrößen erarbeitet. Anschließend erfolgen die Erstellung der thermischen Jahresdauerlinie und die Entwicklung unterschiedlicher innovativer Ansätze einer zentralen Energieversorgung. Dies legt die Grundlage für Phase III und IV; einer umfassenden Vollkostenrechnung und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung aller möglichen Varianten unter Berücksichtigung der aktuellen Gesetzeslage. Die dargestellten Maßnahmen werden mit einer Standardvariante verglichen, die sowohl hinsichtlich der Wärmegestehungskosten als auch bezüglich der CO 2 - Bilanz die Referenz darstellt. Die Dimensionierung einzelner Wärmeversorgungssysteme basiert auf Prognosen der Energieverbrauchs und ersetzt eine technische Detailplanung nicht. Sowohl der Wärmebedarf als auch der thermische Spitzenleistungsbedarf kann von den kalkulierten Werten abweichen. In diesem Planungsstadium kann der Aufwand für die Errichtung der Wärmeversorgungsstruktur bzw. die Sanierungsmaßnahmen nur näherungsweise festgelegt werden, wodurch die prognostizierten Kosten von den realen Kosten abweichen können. Die im Rahmen der vorliegenden Machbarkeitsstudie angenommenen Nettoinvestitionskosten basieren ebenso wie die Brennstoff- und Betriebskosten auf durchschnittlichen Marktpreisen und nicht auf konkreten Angebotsvorlagen. In der tatsächlichen Umsetzung, die von einer Ausschreibung eingeleitet wird, können daher die Preise von den hier prognostizierten abweichen. Vor diesem Hintergrund werden für die unterschiedlichen Varianten Sensitivitätsanalysen erarbeitet, welche den Einfluss einzelner Parameter auf die spezifischen Wärmegestehungskosten darstellen. 5

Erfassung des Ist- Zustandes 2 Erfassung des Ist- Zustandes 2.1 Grundlagen In Abbildung 1 ist der Lageplan mit den betrachteten Gebäuden in Nabburg dargestellt. Der Lageplan wird für eine spätere Dimensionierung und Prüfung eines möglichen Nahwärmeverbundnetzes herangezogen. Abbildung 1: Der Lageplan mit den betrachteten Liegenschaften in Nabburg 6

Erfassung des Ist- Zustandes 2.2 Die thermische Energieversorgung und der Wärmebedarf Die thermische Energieversorgung der Gebäude in Nabburg erfolgt derzeit über die fossilen Energieträger Erdgas und Heizöl. Die installierten Kessel, mit Angabe der jeweiligen Nennwärmeleistung und des Baujahres, sind in Tabelle 1 dargestellt. Hinweis: Es sind nicht alle Kesseldaten bekannt, da im Rahmen einer Vorortbegehung nicht alle Liegenschaften besichtigt werden konnten. Zudem wurden von den Liegenschaften nicht alle Daten zur Verfügung gestellt. Tabelle 1: Die betrachteten Liegenschaften und deren derzeitige Energieversorgung Liegenschaft Energieträger Leistung Baujahr [-] [-] [kw] [-] Städtische Liegenschaften Bürgerspital Erdgas 55 1987 Zehentstadel Erdgas 49 2001 Spitalkirche Erdgas - Mittelschule Erdgas 2 x 240 2004 80 2010 Obertor (Stadttor) Erdgas 20 1994 Wohnhaus Obertor 4 - - - Liegenschaften - Privatbesitz Zinngießerei Erdgas 105 1992 Liegenschaften - katholische Kirche Stadtpfarrkirche Erdgas - - Pfarrhof/Pfarramt Heizöl - - Jugendwerk Erdgas 285 1992 Mesnerhaus Erdgas - - Wohnhaus Spitalgasse 2 Heizöl - - Liegenschaften - evangelische Kirche Gemeindehaus Obertor 4b - - - sonstige Liegenschaften Vermessungsamt, Obertor 10 Erdgas 35 2010 Vermessungsamt, Obertor 12 Erdgas 60 2006 Tourismuszentrum - - Auf Basis der zur Verfügung gestellten Daten wird für die betrachteten Liegenschaften der Energieverbrauch der letzten Jahre ermittelt. Unter Annahme eines Anlagennutzungsgrades wird der Heizwärmeverbrauch ermittelt. Für verschiedene Gebäude war kein Energieverbrauch angegeben. Hier wird, in Abstimmung mit dem Bauamt Nabburg, ein spezifischer Heizwärmebedarf unter Berücksichtigung des 7

Erfassung des Ist- Zustandes Gebäudebaujahres und des baulichen Zustandes angenommen. Mit Hilfe der beheizten Grundfläche kann so der Wärmebedarf errechnet werden. Zur Ermittlung des Heizendenergiebedarfs wird hier ebenfalls ein Anlagennutzungsgrad (abhängig vom Kesselalter) angenommen. Tabelle 2: Der jährliche Energieverbrauch und Heizwärmebedarf Liegenschaft Heizendenergieverbrauch/ -bedarf *) Heizendenergieverbrauch aus angegebenem Energieverbrauch der letzten Jahre ermittelt Anlagennutzungsgrad Heizwärmebedarf [-] [kwh Hi /a] [kwh Hi /a] [kwh/a] Städtische Liegenschaften Bürgerspital 121.315 *) 0,85 103.118 Zehentstadel 75.907 *) 0,9 68.316 Spitalkirche 65.000 0,9 58.500 Mittelschule 545.883 *) 0,93 507.671 Obertor (Stadttor) 33.333 0,9 30.000 Wohnhaus Obertor 4 41.667 0,9 37.500 Liegenschaften - Privatbesitz Zinngießerei 90.909 0,88 80.000 Liegenschaften - katholische Kirche Stadtpfarrkirche 127.086 *) 0,9 114.377 Pfarrhof/Pfarramt 68.040 *) 0,9 61.236 Jugendwerk 119.968 *) 0,88 105.572 Mesnerhaus 58.333 0,9 52.500 Wohnhaus Spitalgasse 2 52.920 *) 0,9 47.628 Liegenschaften - evangelische Kirche Gemeindehaus Obertor 4b 17.287 0,94 16.250 sonstige Liegenschaften Vermessungsamt, Obertor 10 107.194 *) 0,94 100.762 Vermessungsamt, Obertor 12 150.175 *) 0,92 138.161 Tourismuszentrum 86.000 0,9 77.400 In Summe ergibt sich für die betrachteten Liegenschaften Heizendenergiebedarf von rund 1.761.000 kwh Hi /a. Unter Berücksichtigung der Anlagennutzungsgrade errechnet sich ein Heizwärmebedarf von rund 1.599.000 kwh/a. 8

Erfassung des Ist- Zustandes 2.3 Die elektrische Energieversorgung Angaben über den elektrischen Energieverbrauch liegen nicht für alle Gebäude vor. Es erfolgt daher keine detaillierte Erfassung aller Liegenschaften. Aufgrund des potentiellen Standortes der Heizzentrale für die Nahwärmeverbundlösung, bietet sich die Stromeigennutzung in der Grund- und Mittelschule an. Im Folgenden wird daher nur der Stromverbrauch der Mittelschule in Nabburg untersucht. In Tabelle 3 ist der Stromverbrauch der Jahre 2008 bis 2010 dargestellt. Tabelle 3: Der Stromverbrauch der Grund- und Mittelschule elektrischer Energiverbrauch [kwh/a] 2008 71.074 2009 71.572 2010 74.152 Mittelwert 72.266 In Summe werden rund 72.300 kwh/a elektrische Energie in der Schule verbraucht. 9

Erfassung des Ist- Zustandes 2.4 Der CO 2 - Ausstoß und Primärenergieumsatz für die Gebäudebeheizung im Ist- Zustand Die Berechnung des CO 2 - Ausstoßes und Primärenergieverbrauches erfolgt auf Grundlage entsprechender CO 2 - Äquivalente und Primärenergiefaktoren. Diese wurden der GEMIS- Datenbank 4.7 entnommen. In Tabelle 4 sind die CO 2 - Äquivalente und Primärenergiefaktoren der eingesetzten Brennstoffe dargestellt. Sie beziehen sich auf den Endenergiebedarf und enthalten nur den nicht regenerativen Anteil. Tabelle 4: CO 2 - Äquivalente und Primärenergiefaktoren Gas-Heizung-DE-2010 (Endenergie) Öl-Heizung-DE-2010 (Endenergie) CO 2 - Äquvalente [g/kwh Hi ] 252 316 Primärenergiebedarf [-] 1,1 1,1 [Quelle: GEMIS- Datenbank 4.7, Stand: 02.2012] 10

Erfassung des Ist- Zustandes Tabelle 5: Die CO 2 - Emissionen und der Primärenergieverbrauch im Ist- Zustand für die Gebäudebeheizung Liegenschaft Heizendenergieverbrauch/ -bedarf Energieträger Primärenergiebedarf - Heizung [-] [kwh Hi /a] [-] [kwh/a] CO 2 - Emissionen - Heizung Städtische Liegenschaften Bürgerspital 121.315 Erdgas 133.446 31 Zehentstadel 75.907 Erdgas 83.497 19 Spitalkirche 65.000 Erdgas 71.500 16 Mittelschule 545.883 Erdgas 600.471 138 Obertor (Stadttor) 33.333 Erdgas 36.667 8 Wohnhaus Obertor 4 41.667-45.833 13 Liegenschaften - Privatbesitz Zinngießerei 90.909 Erdgas 100.000 23 Liegenschaften - katholische Kirche Stadtpfarrkirche 127.086 Erdgas 139.795 32 Pfarrhof/Pfarramt 68.040 Heizöl 74.844 22 Jugendwerk 119.968 Erdgas 131.965 30 Mesnerhaus 58.333 Erdgas 64.167 15 Wohnhaus Spitalgasse 2 52.920 Heizöl 58.212 17 Liegenschaften - evangelische Kirche Gemeindehaus Obertor 4b 17.287-19.016 5 sonstige Liegenschaften Vermessungsamt, Obertor 10 107.194 Erdgas 117.913 27 Vermessungsamt, Obertor 12 150.175 Erdgas 165.193 38 Tourismuszentrum 86.000-94.600 27 Summe 1.761.017 1.937.119 461 In Summe werden von den betrachteten Liegenschaften jährlich rund 460 Tonnen Kohlendioxid emittiert. Der Primärenergieverbrauch für die Gebäudebeheizung beträgt rund 1.940 MWh/a. 11

Erfassung des Ist- Zustandes 2.5 Die Energiekosten In Tabelle 7 sind die Netto- Brennstoffkosten für die betrachteten Liegenschaften in Nabburg im Ist- Zustand aufgeführt. Die Jahresbrennstoffkosten berechnen sich aus den aktuellen Brennstoffpreisen (Tabelle 6) und dem ermittelten Endenergiebedarf der jeweiligen Liegenschaft. Tabelle 6: Die aktuellen Netto- Energiepreise Tabelle 7: Die Netto- Brennstoffkosten In Summe werden in den Liegenschaften jährlich rund 107.400 (netto) für die thermische Energieversorgung benötigt. Erdgas Heizöl aktueller Energiepreis [Cent/kWh Hi ] 5,5 9,5 Liegenschaft Heizendenergieverbrauch/ -bedarf Energieträger jährliche Netto- Energiekosten [-] [kwh Hi /a] [-] [ /a] Städtische Liegenschaften Bürgerspital 121.315 Erdgas 6.672 Zehentstadel 75.907 Erdgas 4.175 Spitalkirche 65.000 Erdgas 3.575 Mittelschule 545.883 Erdgas 30.024 Obertor (Stadttor) 33.333 Erdgas 1.833 Wohnhaus Obertor 4 41.667-3.958 Liegenschaften - Privatbesitz Zinngießerei 90.909 Erdgas 5.000 Liegenschaften - katholische Kirche Stadtpfarrkirche 127.086 Erdgas 6.990 Pfarrhof 68.040 Heizöl 6.464 Jugendwerk 119.968 Erdgas 6.598 Mesnerhaus 58.333 Erdgas 3.208 Wohnhaus Spitalgasse 2 52.920 Heizöl 5.027 Liegenschaften - evangelische Kirche Gemeindehaus Obertor 4a 17.105-1.625 sonstige Liegenschaften Vermessungsamt, Obertor 10 106.066 Erdgas 5.834 Vermessungsamt, Obertor 12 150.175 Erdgas 8.260 Tourismuszentrum 86.000-8.170 Summe 107.413 12

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3 Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung Im Folgenden wird die Möglichkeit einer zentralen Energieversorgung im Detail untersucht. Im ersten Schritt wird die Lage aller Verbraucher untereinander betrachtet. Nach einer Prognose der erforderlichen Netzlänge wird die Wärmebelegung des Netzes ermittelt. Die Wärmebelegung ist die charakteristische Kenngröße für Nahwärmenetze. Sie gibt die abgenommene Wärme pro Meter Trasse an. Anhand der Wärmebelegung kann bereits eine erste Prognose getroffen werden, ob ein wirtschaftlicher und effizienter Betrieb eines Wärmeverbundes möglich ist. Liegt dieser Wert unter 1.500 kwh/m²a erfolgt keine weitere Betrachtung des Netzes. In Abbildung 2 ist der Lageplan der Stadt Nabburg dargestellt. Weiterhin sind die potentiellen Anschlussnehmer sowie ein möglicher Netzverlauf farbig markiert. 13

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung X Angenommener Standort der Heizzentrale Abbildung 2: Der mögliche Netzverlauf Für den oben dargestellten Netzverlauf ergibt sich eine gesamte Netzlänge von rund 840 m. Die spezifische Wärmebelegung beträgt ca. 1.700 kwh/m a. Der jährliche Netzverlust beträgt 14

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung rund 12%, wenn die Verlustwärme auf die Nutzwärme bezogen wird. Die technischen Eckdaten der Nahwärmeverbundlösung sind in Tabelle 8 dargestellt. Hinweis: Die Grund- und Mittelschule soll in absehbarer Zeit energetisch saniert werden. Daher muss der Heizwärmebedarf von rund 1.599.000 kwh/a (siehe Kapitel 2.2) korrigiert werden. In Abstimmung mit der Stadt Nabburg wird von einer Reduktion des Heizwärmebedarfs der Schule um rund 35 % ausgegangen. Der Gesamtwärmebedarf reduziert sich somit auf ca. 1.421.000 kwh/a. Tabelle 8: Die Eckdaten der Nahwärmeverbundlösung Netzlänge 840 [m] Heizleistung 820 [kw] Nahwärme ab Heizhaus 1.598.800 [kwh/a] Verlustwärme 177.500 [kwh/a] Verlust 12% [%] Wärmebelegung 1.700 [kwh/ma] Netzbelegung 1,0 [kw/m] Bei dem dargestellten Netzverlauf besteht zusätzlich die Option auf Anschluss des Seniorenheimes. Hier ist nach Aussage der Stadt Nabburg ein Grundlast- BHKW installiert. Es besteht daher zurzeit kein Interesse am Anschluss an das Wärmenetz. Das Seniorenheim wird nicht berücksichtigt. Für den Nahwärmeverbund werden folgende Energieversorgungsvarianten betrachtet: Variante 1.0: Variante 1.1: Moderne dezentrale Erdgas-/ Heizölfeuerungen (Referenzvariante) Hackschnitzelkessel mit Spitzenlastkessel Variante 1.2: Erdgas- Grundlast- BHKW im Netzparallelbetrieb und Netzeinspeisung bzw. Eigenstromnutzung nach KWK- G mit Mittel- und Spitzenlastkessel Variante 1.3: Biomethan- Grundlast- BHKW im Netzparallelbetrieb und Netzeinspeisung nach EEG mit Spitzenlastkessel 15

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.1 Die Erstellung der thermischen Jahresdauerlinie Aufbauend auf dem ermittelten Wärmebedarf der betrachteten Liegenschaften des Nahwärmeverbundes in Nabburg wird die geordnete Jahresdauerlinie des thermischen Energiebedarfs erstellt. Sie kann mit Hilfe der so genannten Gradtagmethode der VDI- Richtlinie 2067 vom Jahreswärmebedarf abgeleitet werden. Die Grundidee der Gradtag- Methode basiert auf empirisch ermittelten Monatsbedarfswerten und deren Anteil am Jahresbedarf. Mit Hilfe der bekannten Gesamtjahreswärme kann damit auf die einzelnen Monatsbedarfswerte zurück geschlossen werden. Die geordnete Jahresdauerlinie ist das zentrale Instrument für den Anlagenplaner. Die Fläche unter der Jahresdauerlinie entspricht dem Jahresnutzwärmebedarf der Liegenschaften. Werden Wärmeerzeuger in der Grafik flächendeckend eingetragen, kann auf die Laufzeiten und den Anteil an der Jahreswärmebereitstellung der einzelnen Heizaggregate geschlossen werden. Idealerweise sollten sich die meist modular aufgebauten, d.h. in Grund- und Spitzenlastabdeckung unterteilten Heizanlagensysteme der Jahresdauerlinie annähern. Die thermische Jahresdauerlinie für den Nahwärmeverbund ist in Abbildung 3 dargestellt. 900 800 700 therm. Leistungsbedarf [kw] 600 500 400 300 200 100 0 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 Jahresstunden [h] Abbildung 3: Die thermische Jahresdauerlinie der Nahwärmeverbundlösung 16

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung Die benötigte Spitzenleistung wird für den Nahwärmeverbund mit Hilfe charakteristischer Vollbenutzungsstunden und einem Gleichzeitigkeitsfaktor ermittelt. Der Quotient aus dem bereitzustellenden Wärmebedarf und den angesetzten Vollbenutzungsstunden ergibt die zu installierende Leistung. Die Spitzenleistung ist an der Jahresdauerlinie in Punkt 0 abzulesen und stellt den höchsten Leistungsbedarf dar. Die Auslegung der erforderlichen Heizleistung beruht auf einer Abschätzung durch typische Vollbenutzungsstunden und ersetzt eine detaillierte Heizlastberechnung nach DIN EN 12831 nicht. 17

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.2 Allgemeine Beschreibung der Wärmeerzeuger Beim Einsatz eines Hackgutkessels muss berücksichtigt werden, dass ein Hackschnitzelbunker oder -lagerbereich eingerichtet, bzw. errichtet werden muss. Dadurch ist bei diesen Varianten ein erhöhter Platzbedarf notwendig. Der jährliche Verbrauch an Hackschnitzel wird bei den einzelnen Varianten in Tonnen angegeben. Bei den Berechnungen wird von einem durchschnittlichen Heizwert von 3,5 kwh/kg und einer Schüttdichte von 220 kg/m³ für Hackschnitzel ausgegangen. Um einen optimierten Betrieb zu gewährleisten ist ein entsprechend großer Pufferspeicher vorzusehen. Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass eine Zufahrtsmöglichkeit zur Befüllung des Lagers gegeben sein muss. Die Belieferungsintervalle sind von der Betriebssituation und der Lagerkapazität abhängig und können von wenigen Tagen oder wenigen Wochen bis hin zu einem Jahr variieren. Beim Einsatz von Blockheizkraftwerken muss berücksichtigt werden, dass diese wartungsintensiv sind. Bei Erdgas- BHKW ist nach wenigen 1.000 Betriebsstunden das Motoröl zu wechseln, um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten. Je nach Hersteller und Einsatzbedingungen des BHKW ist nach in etwa 40.000 Betriebsstunden eine Motorüberholung bzw. ein Austausch des Motors erforderlich. Die Wartungsintervalle sind bei verschiedenen Herstellern unterschiedlich. Blockheizkraftwerke sollen im Dauerbetrieb zur Grundlastversorgung eingesetzt werden, ein häufiges Takten - Starten und Stoppen des Motors ist zu vermeiden. Um einen optimierten Dauerbetrieb zu gewährleisten ist ein entsprechend großer Pufferspeicher vorzusehen. Beim Einsatz von Biomethan (auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas) wird der produzierte Strom allgemein ins öffentliche Netz eingespeist und nach dem EEG vergütet. Beim Einsatz von Erdgas wird der vom BHKW erzeugte Strom bei Bedarf im Gebäude verwendet. Dadurch kann der Strombezug aus dem öffentlichen Netz verringert werden. Bei Stromüberproduktion wird dieser ins öffentliche Netz eingespeist. Da, wie nachfolgend noch näher beschrieben wird, eine Einspeisevergütung für Erdgas- BHKW nicht festgeschrieben ist, muss anhand der aktuellen Vergütung und den Stromkosten abgewogen werden, ob eine Stromeinspeisung oder eine Stromeigennutzung wirtschaftlich sinnvoller ist. 18

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.3 Die künftigen Energieversorgungsvarianten 3.3.1 Die Variante 1.0: Dezentrale Erdgas-/Heizölfeuerungen (Referenzvariante) In der Referenzvariante werden die installierten Erdgas-/Heizölkessel unabhängig vom Baujahr durch entsprechende Neukessel ersetzt. Die Sanierung der Grund- und Hauptschule wird bereücksichtigt. In Summe werden jährlich rund 1.396.000 kwh Hi Erdgas und 11.500 Liter Heizöl verbraucht. 19

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.3.2 Die Variante 1.1: Hackgutkessel mit Spitzenlastkessel In Variante 1.1 wird zur Energieversorgung ein Hackgutkessel mit einer Nennwärmeleistung von rund 380 kw eingesetzt. Der Kessel verbraucht jährlich rund 420 Tonnen Hackschnitzel. Das Jahreslagervolumen beträgt rund 1.900 m³. Beim Betrieb von Biomassewärmeerzeugern sollte das Brennstofflager auf einen Volllastbetrieb von rund 7 bis 10 Tagen ausgelegt sein. Bei einem 380 kw Hackgutkessel ergibt sich somit ein 10- Tages- Lagervolumen von ca. 130 m³. Zur Vermeidung häufiger Start- und Stoppvorgänge und Sicherstellung einer guten Brennstoffausnutzung sollte ein entsprechend dimensionierter Pufferspeicher vorgesehen werden. Im Rahmen der Studie wird von einem Puffervolumen von rund 30 l/kw (angelehnt an die Förderbedingungen) ausgegangen. Zur Spitzenlastabdeckung werden zwei Erdgaskessel mit einer Nennwärmeleistung von rund 280 kw installiert. Bei einem Ausfall des Biomassekessels können so noch rund 70 % der erforderlichen Spitzenleistung abgedeckt werden. Der Erdgasverbrauch beträgt jährlich rund 286.000 kwh Hi. Die thermische Jahresdauerlinie mit den Wärmeerzeugern ist in Abbildung 4 dargestellt. 1.000 900 800 Erdgaskessel thermische Leistung: 2 x 280 kw therm. Leistungsbedarf [kw] 700 600 500 400 300 Biomassekessel thermische Leistung: 380 kw 200 100 0 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 Jahresstunden [h] Abbildung 4: Die thermische Jahresdauerlinie der Variante 1.1 (Hackgutkessel mit Spitzenlastkessel) 20

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung Kessel Hackgutkessel Erdgaskessel Nennwärmeleistung [kw] 380 2 x 280 Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] 3.500 2 x 480 Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] 1.330.000 2 x 134.411 Anteil an Wärmeerzeugung [%] 91 17 Erdgasverbrauch [kwh Hi /a] - 286.000 Hackgutverbrauch [t/a] 420-21

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.3.3 Die Variante 1.2: Erdgas- BHKW mit Biomassekessel und Spitzenlastkessel In Variante 1.2 wird ein Grundlast- Erdgas- BHKW mit einer thermischen Nennleistung von 42 kw und einer elektrischen Nennleistung von 20 kw eingesetzt. Durch das Erdgas- BHKW werden jährlich rund 306.600 kwh Wärme und rund 146.000 kwh elektrische Energie bereitgestellt. Unter Berücksichtigung des Stromverbrauchs der Grund- und Hauptschule können rund 30% des BHKW- Stroms in der Schule verbraucht werden. Das Blockheizkraftwerk verbraucht jährlich rund 503.400 kwh Hi Erdgas. Zur Eigenstromnutzung muss das Blockheizkraftwerk in der Schule installiert werden. Zudem ist bei der hydraulischen Einbindung darauf zu achten, dass eine Rückspeisung ins Nahwärmenetz möglich ist. Im Mittellastbereich wird ein Biomassekessel mit einer Nennwärmeleistung von rund 340 kw eingesetzt. Der jährliche Hackgutverbrauch beträgt rund 350 t. Das Hackgutlager sollte auf einen Volllastbetrieb von ca. 10 Tagen ausgelegt werden (entspricht ca. 120 m³). Für einen möglichst taktfreien Betrieb wird ein Pufferspeicher in entsprechender Größe berücksichtigt. Die Spitzenlastversorgung wird durch einen Erdgaskessel mit einer thermischen Nennleistung von 480 kw übernommen. Der Erdgaskessel verbrauch jährlich rund 217.300 kwh Hi Erdgas. Die Jahresdauerlinie mit den Wärmeerzeugern der Variante 1.2 ist in Abbildung 5 dargestellt. 1.000 900 800 Erdgaskessel thermische Leistung: 480 kw therm. Leistungsbedarf [kw] 700 600 500 400 300 Biomassekessel thermische Leistung: 340 kw 200 100 0 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 Jahresstunden [h] Erdgas-BHKW thermische Leistung: 42 kw elektrische Leistung: 20 kw Abbildung 5: Die thermische Jahresdauerlinie der Variante 1.2 (Erdgas- BHKW mit Biomassekessel und Spitzenlastkessel) 22

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung KWK- Einheit Nennwärmeleistung [kw] Elektrische Leistung [kw] Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] Anteil an Wärmeerzeugung [%] Erzeugte Jahresstrommenge [kwh/a] Erdgasverbrauch [kwh Hi /a] Erdgas- BHKW 42 20 7.300 306.600 19 146.000 503.400 Kessel Hackgutkessel Erdgaskessel Nennwärmeleistung [kw] 340 480 Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] 3.200 425 Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] 1.088.000 204.223 Anteil an Wärmeerzeugung [%] 68 13 Erdgasverbauch [kwh Hi /a] - 217.300 Hackgutverbrauch [t/a] 350-23

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung 3.3.4 Die Variante 1.3: Biomethan- BHKW mit Spitzenlastkessel In Variante 1.3 wird die Grundlastabdeckung von einem Biomethan- BHKW mit einer thermischen Nennwärmeleistung von 215 kw und einer elektrischen Nennleistung von 140 kw übernommen. Das Blockheizkraftwerk erzeugt jährlich rund 1.032.000 kwh Nutzwärme und 672.000 kwh elektrische Energie. Das BHKW ist rund 4.800 Stunden im Jahr in Betrieb. Der Biomethanverbrauch beträgt ca. 1.920.000 kwh Hi. Die Spitzenlastabdeckung übernehmen zwei Erdgaskessel mit einer Nennwärmeleistung von jeweils 360 kw. Die beiden Gaskessel verbrauchen jährlich rund 603.100 kwh Hi Erdgas. Die thermische Jahresdauerlinie der Variante 1.3 ist in Abbildung 6 dargestellt. 1.000 900 Erdgaskessel thermische Leistung: 2 x 360 kw 800 therm. Leistungsbedarf [kw] 700 600 500 400 300 200 100 Biomethan- BHKW thermische Leistung: 215 kw elektrische Leistung: 140 kw 0 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 Jahresstunden [h] Abbildung 6: Die thermische Jahresdauerlinie der Variante 1.3 (Biomethan- BHKW mit Spitzenlastkessel) 24

Untersuchung einer Nahwärmeverbundlösung KWK- Einheit Nennwärmeleistung [kw] Elektrische Leistung [kw] Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] Anteil an Wärmeerzeugung [%] Erzeugte Jahresstrommenge [kwh/a] Biomethan- Verbrauch [kwh Hi /a] Biomethan- BHKW 215 140 4.800 1.032.000 65 672.000 1.920.000 Kessel Nennwärmeleistung [kw] Erdgaskessel 2 x 360 Jahresvollbenutzungsstunden [h/a] 2 x 787 Erzeugte Jahreswärmemenge [kwh/a] 2 x 283.411 Anteil an Wärmeerzeugung [%] 35 Erdgasverbrauch [kwh Hi /a] 603.100 25

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4 Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.1 Grundlagen Basierend auf den in Kapitel 3 entwickelten Konzepten zur Wärmeversorgung verschiedener Liegenschaften in Nabburg wird eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zur Ermittlung der ökonomisch günstigsten Variante durchgeführt. Dabei werden im Rahmen einer Vollkostenrechnung nach der Annuitätenmethode in Anlehnung an die VDI-Richtlinie 2067 die Jahresgesamtkosten ermittelt. Es werden die durchschnittlichen Jahresgesamtkosten für den betrachteten Zeitraum berechnet und dargestellt. Die Jahresgesamtkosten geben an, wie viel Kosten unter Berücksichtigung von Kapitalkosten, Instandhaltungs- und Wartungskosten, Verbrauchskosten, sonstigen Kosten und evtl. Einnahmen durch den Stromverkauf jährlich anfallen. Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung gelten folgende Grundannahmen: Das Bezugsjahr ist 2012 Der Betrachtungszeitraum beträgt 20 Jahre Alle Preise sind Nettopreise Bestehende Anlagen gelten als vollständig abgeschrieben Die Tilgung für Neuinvestitionen erfolgt linear über 20 Jahre Der kalkulatorische Zinssatz beträgt konstant 4 % über 20 Jahre Die Brennstoffkosten bleiben im Betrachtungszeitraum konstant, Preisänderungen werden gesondert über eine Sensitivitätsanalyse erfasst Die Stromeinspeisevergütungen bleiben im Betrachtungszeitraum konstant, Änderungen werden gesondert über eine Sensitivitätsanalyse erfasst Strom aus Biomethan- Blockheizkraftwerken wird nach dem Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) vergütet, das eingesetzte Biomethan bleibt von der Energiesteuer ausgenommen Strom aus Erdgas- Blockheizkraftwerken wird nach dem KWK- Gesetz vergütet 26

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Folgende Kosten bzw. Erlöse werden berücksichtigt: Investitionskosten auf Basis durchschnittlicher Nettomarktpreise für die einzelnen Komponenten Betriebsgebundene Kosten für die einzelnen Anlagenkomponenten (Wartung, Instandhaltung, Technische Überwachung, ) Verbrauchsgebundene Kosten (Brennstoff und Hilfsenergie) Sonstige Kosten (Versicherung) Erlöse aus der Stromeinspeisung Die Investitionskosten sind nicht als konkrete Angebotspreise sondern lediglich als durchschnittliche Marktpreise zu verstehen und können in der tatsächlichen Umsetzung nach oben oder unten abweichen. Die Investitionskosten umfassen im Einzelnen: Wärmeerzeuger (Heizkessel, BHKW, Biomassekessel) Nahwärmeleitungen mit Hausübergabestationen Heizzentrale Pufferspeicher Brennstofflager/Tank Technische Installationskosten Projektabwicklung Sicherheitszuschlag Die Investitionskosten beziehen sich auf die Erneuerung der Wärmerzeuger bzw. den Aufbau einer Nahwärmeversorgung der betrachteten Liegenschaften. Eine Sanierung einzelner Gebäude sowie die Sanierung der gebäudeinternen Verteilung bzw. Wärmeübergabe werden nicht berücksichtigt. Es werden keine Kosten für die Installation neuer Heizungspumpen, Heizkreisregelungen etc. in den dezentralen Energieversorgungsvarianten berücksichtigt. In der Investitionskostenprognose wird davon ausgegangen, dass für den Kauf des erforderlichen Grundstückes keine Kosten entstehen. 27

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Die Betriebskosten beinhalten in erster Linie Kosten für die Instandhaltung und Wartung der einzelnen Komponenten und werden in Anlehnung an die VDI 2067 als prozentualer Anteil an den Investitionskosten ermittelt, bzw. bei den BHKW Varianten mit 1,7 bzw. 2,9 Cent/kWh elekrisch angesetzt. Es werden Kosten für die Bedienung der Anlage berücksichtigt, die mit steigender Komplexität des Systems höher werden. Kosten für Kaminkehrer und technische Überwachung werden pauschal angesetzt. Die verbrauchsgebundenen Kosten setzen sich aus Brennstoffkosten und Kosten für Hilfsenergie zusammen. Letztere wurden prozentual als Anteil an den Brennstoffkosten ermittelt, für die Brennstoffe selbst werden folgende Netto-Preise angenommen. Heizöl: 90 Cent/Liter Hackschnitzel: 90 /t Erdgas dezentrale Energieversorgung: 6,0 Cent/kWh Hi Erdgas zentrale Energieversorgung: 5,5 Cent/kWh Hi Biomethan: 9,8 Cent/kWh Hi Hilfsenergie Strom (Mix): 20 Cent/kWh Die sonstigen Kosten umfassen Kosten für Verwaltung und Versicherung. Die Versicherungskosten werden mit 0,5-1,5 % (je nach Anlage) der Investitionskosten für die Anlagentechnik angesetzt. 28

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Erlöse ergeben sich bei Biomethan- BHKW derzeit aus der Stromeinspeisung gemäß EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) über einen Zeitraum von 20 Jahren. Die Vergütung nach EEG setzt sich, bei einer Inbetriebnahme im Jahr 2012 folgendermaßen zusammen. Tabelle 9: Die Einspeisevergütung nach EEG für Strom aus Biomethan el. Leistung Grundvergütung Zusatzvergütung für Einsatzstoffklasse I Technologiebonus für Gasaufbereitung Bonus Gasaufbereitung bis 700 m³/h Bonus Gasaufbereitung 700 bis 1.000 m³/h [Cent/kWh] Bonus Gasaufbereitung 1.000 bis 1.400 m³/h [kw] [Cent/kWh] [Cent/kWh] < 150 kw el 14,30 6,00 3,00 2,00 1,00 150 bis 500 kw el 12,30 6,00 3,00 2,00 1,00 500kW el bis 750 kw el 11,00 5,00 3,00 2,00 1,00 Für ein Biomethan- BHKW im Leistungsbereich bis 150 kw elektrischer Leistung kann, bei einer Gasaufbereitung bis 700 m³/h, die Einspeisevergütung bis zu 23,3 Cent/kWh betragen. Die Vergütung für den Strom des betrachteten Blockheizkraftwerkes mit einer elektrischen Nennleistung von 140 kw beträgt demnach, unter den getroffenen Annahmen (Einsatzstoffklasse I, Gasaufbereitung bis 700 m³/h) 23,3 Cent/kWh el.. 29

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Erlöse ergeben sich bei Erdgas- BHKW aus der Stromeinspeisung, den vermiedenen Stromkosten durch Stromeigennutzung und der Steuerrückerstattung. Bei der Verwendung von Erdgas in BHKW Anlagen erhält man eine Energiesteuerrückerstattung in Höhe von 0,55 Cent/kWh Hs bezogen auf die Feuerungswärmeleistung. Die Steuerentlastung unterliegt der beihilferechtlichen Genehmigung der EU- Kommission, die am 31.03.2012 ausgelaufen ist. Daher wird die Rückerstattung derzeit ausgesetzt. Es wird jedoch davon ausgegangen, dass die Steuerrückerstattung wieder gewährt wird und für den ausgesetzten Zeitraum rückwirkend ausbezahlt wird. Sie wird daher im Rahmen des Konzeptes berücksichtigt. Die Einspeisevergütung wird durch das KWK- Gesetz geregelt. KWK- Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung bis zu 50 kw erhalten einen Zuschlag in Höhe von 5,11 Cent/kWh auf die erzeugte elektrische Energie für einen Zeitraum von 10 Jahren. Der Zuschlag wird auch für den selbstgenutzten Strom gewährt. Darüber hinaus erhält der Anlagenbetreiber für die eingespeiste Energiemenge eine zusätzliche Vergütung vom Stromnetzbetreiber. Diese ist abhängig vom Strompreis an der Strombörse und wird auf das vorangegangene Quartal bezogen. In Abbildung 7 ist der KWK- Index der Strombörse der einzelnen Quartale seit 2004 dargestellt. Dieser Preis ( üblicher Preis ) gilt aber nur als Richtpreis, der bezahlt werden muss, wenn sich der Stromanbieter und der KWK- Anlagenbetreiber nicht einigen können. Abbildung 7: Der KWK- Index an der Strombörse EEX [Stand: 03.2012] 30

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Somit berechnen sich die Einnahmen aus der Stromerzeugung mit einem Erdgas- BHKW mit einer elektrischen Leistung über 50 kw wie folgt. Der Anteil des erzeugten Stroms der direkt in der Grund- und Hauptschule verbraucht werden kann, wird über die zur Verfügung gestellten Stromabrechnungen abgeschätzt und ist abhängig von der elektrischen Leistung der KWK- Anlage und deren Betriebsdauer. Steuerrückerstattung: Erdgas: 0,55 Cent/kWh Hs Stromeigennutzung: ca. 30% vermiedene Stromkosten bei derzeitigem Mischpreis: je nach Liegenschaft KWK- Zuschlag für eigens genutzten Strom bis zu einen Leistungsanteil bis 50 kw: 5,11 Cent/kWh (10 Jahre) vermiedene Stromkosten bei derzeitigem Mischpreis: 20 Cent/kWh Stromeinspeisung: ca. 70% Einspeisevergütung (üblicher Preis) ca. 5,0 Cent/kWh KWK- Zuschlag für eigens genutzten Strom bis zu einen Leistungsanteil bis 50 kw: 5,11 Cent/kWh (10 Jahre) 31

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.2 Allgemeine Fördermöglichkeiten Mögliche Förderprogramme, die für eine künftige Energieversorgung, z.b. als Nahwärmeverbundlösung oder Biomassefeuerung, beantragt werden können, werden nachfolgend dargestellt. Es erfolgt keine Gewähr auf Vollständigkeit der Angaben und Programme! 4.2.1 KfW- Förderprogramm Premium Große Biomasseheizungen Im Programmteil Premium des Marktanreizprogramms wird die Errichtung bzw. Erweiterung automatisch beschickte Anlagen zur Verfeuerung und Vergasung fester Biomasse für die thermische Nutzung und zur kombinierten Wärme- und Stromerzeugung (KWK) mit einer installierten Nennwärmeleistung von 100 kw bis 2 MW gefördert. Die Förderung erfolgt über ein Darlehen in Kombination mit Tilgungszuschüssen. - Anlagen zur thermischen Nutzung: Der Tilgungszuschuss (Grundförderung) beträgt 20 je kw installierter Wärmeleistung, höchstens jedoch 50.000 je Einzelanlage. Bei besonders niedrigen Staubemissionen und/oder Errichtung eines Pufferspeichers kann eine erhöhte Förderung (Innovationsförderung) gewährt werden. Die Gesamthöchstförderung beträgt 100.000 je Anlage. Der Zuschuss erhöht sich bei Einhaltung von niedrigeren Staubemissionen (maximal 15 mg/m³, bei 13% Sauerstoff im Abgas) um 20 je kw. Bei der Errichtung eines Pufferspeichers (mindestens 30 l/kw) erhöht sich die Grundförderung um 10 /kw. - Anlagen zur kombinierten Wärme- und Stromerzeugung (KWK) Der Tilgungszuschuss beträgt 40 je kw Nennwärmeleistung bei Anlagen bis 2.000 kw. Die Anlagen müssen streng wärmegeführt betrieben werden. Der elektrische Wirkungsgrad muss größer als 10 % und der Gesamtwirkungsgrad größer als 70 % sein. Weitere Informationen können dem Marktanreizprogramm entnommen oder unter www.kfw.de nachgelesen werden. 32

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.2.2 KfW- Förderprogramm Premium Nahwärmenetze Netzleitung Die Errichtung oder Erweiterung von Wärmenetzen (inkl. Hausübergabestationen), wird gefördert sofern diese nicht überwiegend zur Deckung des Wärmebedarfs in Neubauten errichtet werden wenn: mindestens 50 % mit Wärme aus erneuerbaren Energien gespeist wird oder mindestens 20 % der Wärme aus solarer Strahlungsenergie gespeist werden und ansonsten fast ausschließlich Wärme aus hocheffizienter KWK, Wärmepumpen oder Wärme aus industrieller oder gewerblicher Abwärme eingesetzt wird, auch der biogene Anteil von Siedlungsabfällen gilt als erneuerbare Energie im Sinne dieser Regelung (Wärmenutzung aus der Abfallverbrennung) ein Mindestwärmeabsatz im Mittel von 500 kwh/a je Trassenmeter nachgewiesen wird. Die möglichen Tilgungszuschüsse betragen dabei: 60 je Meter Trassenlänge für Wärmenetze, für die keine Zuschlagsförderung nach dem KWK-Gesetz beantragt werden kann 20 je Meter Trassenlänge für Wärmenetze, für die eine Zuschlagsförderung nach dem KWK-Gesetz beantragt werden kann Bei einem Wärmeabsatz von über 3 MWh/a je Trassenmeter halbiert sich der Förderbetrag, nicht jedoch bei Nahwärmenetzen in Verbindung mit rein thermischen Tiefengeothermieanlagen. Weitere Informationen können der Programmübersicht der KfW (Erneuerbare Energien) entnommen oder unter www.kfw.de nachgelesen werden. 33

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.2.3 Bayern: Förderprogramm BioKlima Gefördert werden im Förderprogramm BioKlima Neuinvestitionen zur Errichtung von automatisch beschickten Biomasse- und Pelletheizanlagen. Für die Anlagen muss eine kalkulatorische CO 2 - Einsparung von mehr als 500 Tonnen innerhalb von 7 Jahren nachgewiesen werden. Als Brennstoff dürfen ausschließlich naturbelassene Holz- oder Biomassebrennstoffe aus heimischer Produktion eingesetzt werden. Der Kessel muss für die Verwendung der gewählten Brennstoffe geeignet sein. Zuschuss beträgt 20 pro Jahrestonne kalkulatorisch eingespartes CO 2. Der gesamte Zuschuss wird über einen Zeitraum von 7 Jahren berechnet. Die max. Förderung beträgt 200.000 je Projekt. Es dürfen andere staatliche Mittel für denselben Zweck in Anspruch genommen werden (z.b. Marktanreizprogramm des Bundes für erneuerbare Energien), sofern der Subventionswert aller ausgereichten staatlichen Mittel 30 % der förderfähigen Kosten nicht übersteigt. Bei der Biomasseheizanlage muss eine Auslastung von mindesten 2.500 Volllaststunden erreicht werden. Bei monovalenten Anlagen müssen 2.000 Stunden erreicht werden. Es ist eine Wärmebelegung, bezogen auf den prognostizierten Wärmeabsatz von mindestens 1,5 MWh/m*a neu errichteter Trasse nachzuweisen. Ein schlüssiger und abgesicherter Kosten- und Finanzierungsplan muss vorgelegt werden. Weitere Informationen können unter www.tfz.bayern.de/foerderung/ abgefragt werden. 4.2.4 BAFA / KWK- Gesetz Im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes wird vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle BAFA der Neubau und Ausbau von Wärmenetzen gefördert. Fördervoraussetzung ist unter anderem, dass bei Inbetriebnahme des Netzes mindestens 50 % der Wärmeversorgung der an das Netz angeschlossenen Abnehmer in Kraft-Wärme- Kopplung nach Voraussetzungen des KWKG erfolgen muss. Im geplanten Endausbau des Netzbereichs, für den die Förderung beantragt wurde, muss für die Wärmeeinspeisung aus KWK- Anlagen mindestens ein Anteil von 60 % nachgewiesen werden. Der Zuschlag beträgt je mm Nenndurchmesser der neu verlegten Wärmeleitung 1 Euro pro Meter Trassenlänge. Der Zuschlag ist auf maximal 20 % der ansatzfähigen tatsächlichen 34

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Investitionskosten für das Nahwärmenetz und max. 5 Mio. je Projekt begrenzt. Hausübergabestationen fallen nicht in den förderfähigen Teil dieses Programmes. Die Nachweise sind durch einen Wirtschaftsprüfer zu erbringen. Weitere Informationen können dem Merkblatt Wärmenetze (Stand 19. August 2011; BAFA) entnommen werden bzw. unter http://www.bafa.de/bafa/de/energie/kraft_waerme_kopplung/index.html abgefragt werden. 4.2.5 Mini-KWK- Förderung durch BMU Das Bundesumweltministerium hat die Förderung von Mini-KWK-Anlagen wieder aufgenommen. Das Förderprogramm wird vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) administriert. Ab 1. April 2012 können dort Anträge eingereicht werden. Neue Mini-Blockheizkraftwerke bis 20 kw in Bestandsbauten können nach dem Programm einen einmaligen Investitionszuschuss erhalten, der nach der elektrischen Leistung der Anlagen gestaffelt ist. So erhalten z.b. sehr kleine, für Ein- und Zweifamilienhäuser besonders geeignete Anlagen mit einer Leistung von 1 kw 1.500, große Anlagen mit 19 kw hingegen 3.450. Voraussetzung für eine Förderung ist das Erfüllen anspruchsvoller Effizienzanforderungen der Anlagen: Die Anforderungen der EU-KWK-Richtlinie für Kleinstanlagen müssen deutlich übertroffen werden. Die Primärenergieeinsparung muss für Anlagen kleiner 10 kw mindestens 15 % und für Anlagen von 10 kw bis einschließlich 20 kw mindestens 20 % betragen. Außerdem ist ein Gesamtjahresnutzungsgrad von mindestens 85 % einzuhalten. Weitere Anforderungen sind u. a. das Vorhandensein eines Wärmespeichers mit einem Energiegehalt von mindestens 1,6 kwh pro installierte kw, einer Steuerung und Regelung für eine wärme- und stromgeführte Betriebsweise inklusive eines intelligenten Wärmespeichermanagements sowie eines Messsystems zur Bestimmung des aktuellen Strombedarfs (Smart Meter) für Anlagen ab 3 kw. Weitere Informationen sind den Seiten des BAFA zu entnehmen, www.bafa.de (Mini-KWK- Zuschuss). 35

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Ein Rechtsanspruch des Antragstellers auf Zuwendungen besteht nicht. Die KfW- Fördermittelbank, das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle sowie das Technologieund Förderzentrum entscheiden aufgrund ihres pflichtgemäßen Ermessens. Die Gewährung der Zuwendung steht unter dem Vorbehalt der Verfügbarkeit der veranschlagten Haushaltsmittel. Anspruch auf Vollständigkeit aller Fördermittel besteht nicht. Die genauen Zuwendungsbedingungen sind den entsprechenden Förderprogrammen zu entnehmen und auf die endgültigen Investitionskosten (Ermittlung im Rahmen einer Ausschreibung) sowie den aktuellen Stand der Förderprogramme anzupassen. 36

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.3 Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der einzelnen Energieversorgungsvarianten 4.3.1 Die Investitionskostenprognose In Abbildung 8 ist die Investitionskostenprognose der einzelnen Varianten, aufgeteilt nach Netzleitung und Hausübergabestationen, Wärmeerzeuger, technische Installation, Projektabwicklung und Unvorhergesehenes dargestellt. 1.200.000 1.000.000 Investitionskosten [ ] 800.000 600.000 400.000 200.000 Nahwärmeleitungen und Übergabestationen 0 Variante 1.0 Variante 1.1 Variante 1.2 Variante 1.3 0 355.000 355.000 355.000 Wärmeerzeuger und Anlagenteile 258.000 243.000 275.000 297.600 Bauliche Maßnahmen 35.000 136.000 141.000 94.800 Technische Installation 38.700 69.900 74.700 78.100 Projektabwicklung 33.200 80.400 84.600 82.500 Unvorhergesehenes 16.600 40.200 42.300 41.300 Summe 381.500 924.500 972.600 949.300 Abbildung 8: Die Investitionskostenprognose V 1.0 V 1.1 V 1.2 V 1.3 dezentrale moderne Hackgutkessel Erdgas- BHKW Biomethan- BHKW Erdgas- bzw. Heizölfeuerung en Erdgaskessel Hackgutkessel Erdgaskessel Erdgaskessel In diesem Planungsstadium kann der Aufwand für die Errichtung der Wärmeversorgungsstruktur nur näherungsweise festgelegt werden, wodurch die kalkulierten Investitionskosten von den realen Kosten abweichen können. Die im Rahmen der vorliegenden Machbarkeitsstudie angenommenen Nettoinvestitionskosten basieren auf durchschnittlichen Marktpreisen. Je nach Ausführungsstandards können bei einzelnen Positionen deutliche Preisunterschiede auftreten. Vor allem die Kosten für das Heizzentralengebäude können je nach Ausführung deutlich nach oben oder unten abweichen. Ebenso starken Preisschwankungen unterlegen sind die Investitionskosten für die technische 37

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Ausstattung und gewünschten Regeleinrichtungen und Bedienkomfort. In der tatsächlichen Umsetzung, die von einer Ausschreibung eingeleitet wird, können daher die Preise von den hier kalkulierten abweichen. Bei der Investitionskostenprognose für die Erstellung des Nahwärmeverbundnetzes wurde, in Abstimmung mit der Stadt Nabburg angenommen, dass nicht mit archäologischen Funden zu rechnen ist, wodurch die Kosten deutlich nach oben oder unten abweichen können. Vor diesem Hintergrund werden für die unterschiedlichen Varianten Sensitivitätsanalysen erarbeitet, welche den Einfluss der kapitalgebundenen Kosten auf die spezifischen Wärmegestehungskosten darstellen. 38

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.3.2 Die jährlichen Ausgaben und Einnahmen Die nachfolgende Abbildung 9 gibt die Zusammensetzung der jährlichen Ausgaben, aufgeschlüsselt nach den einzelnen Kosten, wieder. 400.000 350.000 300.000 jährliche Kosten [ /a] 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 Variante 1.0 Variante 1.1 Variante 1.2 Variante 1.3 Summe sonstiger Kosten 3.900 7.000 7.500 7.800 Summe betriebsgebundener Kosten 21.400 20.500 26.000 26.300 Summe verbrauchsgebundener Kosten 100.200 65.100 81.800 230.900 Summe kapitalgebundener Kosten 28.100 68.000 71.600 69.900 Summe 153.500 160.700 186.800 334.900 Abbildung 9: Die jährlichen Ausgaben V 1.0 V 1.1 V 1.2 V 1.3 dezentrale moderne Hackgutkessel Erdgas- BHKW Biomethan- BHKW Erdgas- bzw. Erdgaskessel Hackgutkessel Erdgaskessel Heizölfeuerung en Erdgaskessel Die niedrigsten jährlichen Ausgaben fallen bei Variante 1.0 bzw. der Variante 1.1 an. Die niedrigsten verbrauchsgebundenen Kosten fallen bei Variante 1.1 an. Die höchsten jährlichen Ausgaben fallen bei Variante 1.3 an. 39

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 180.000 160.000 140.000 180.000 160.000 140.000 jährliche Einnahmen [ /a] 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0 KWK-Zuschlag wird nur in den ersten 10 Jahren ab Inbetriebnahme gewährt Variante 1.0 Variante 1.1 Variante 1.2 Variante 1.3 Einnahmen KWK- Zuschlag 0 0 7.461 0 Einnahmen Stromeinspeisung 0 0 5.110 0 Einnahmen Steuerrückerstattung 0 0 2.495 0 Einnahmen Stromeigennutzung 0 0 8.760 0 Einnahmen EEG 0 0 0 156.576 Summe 0 0 23.800 156.600 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0 Abbildung 10: Die jährlichen Einnahmen V 1.0 V 1.1 V 1.2 V 1.3 dezentrale moderne Hackgutkessel Erdgas- BHKW Biomethan- BHKW Erdgas- bzw. Heizölfeuerung en Erdgaskessel Hackgutkessel Erdgaskessel Erdgaskessel Einnahmen nach dem EEG werden bei der Variante 1.3 mit einem Biomethan- BHKW erzielt. Bei der Variante 1.2 mit einem Erdgas- BHKW werden Einnahmen aus der Steuerrückerstattung, der Stromeinspeisung und durch den KWK- Zuschlag nach dem KWK-G sowie vermiedenen Strombezugskosten erzielt. 40

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.3.3 Die Jahresgesamtkosten und spezifischen Wärmegestehungskosten Abbildung 11 gibt die kalkulierten Jahresgesamtkosten und Wärmegestehungskosten der einzelnen Varianten wieder. Die Jahresgesamtkosten ergeben sich aus der Summe der jährlichen kapitalgebundenen-, betriebsgebundenen-, verbrauchsgebundenen und sonstigen Kosten abzüglich der Einnahmen aus dem Stromverkauf. Aus den Jahresgesamtkosten werden die spezifischen Wärmegestehungskosten ermittelt, die die Kosten pro Kilowattstunde bereitgestellter Nutzwärme beziffern. Die spezifischen Wärmegestehungskosten dienen als wichtigste Kenngröße zur Ermittlung der Wirtschaftlichkeit von Wärmeversorgungsanlagen. So müssen sich alternative Konzepte zur Wärmebereitstellung stets an den spezifischen Wärmegestehungskosten einer konventionellen Standardvariante messen. Jahresgesamtkosten [ /a] 200.000 180.000 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 10,8 153.500 11,3 160.700 11,7 166.700 12,5 178.400 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 Wärmegestehungskosten [Cent/kWh] 40.000 20.000 2,0 0 0,0 Jahresgesamtkosten [ /a] Wärmegestehungskosten [Cent/kWh] Abbildung 11: Die Jahresgesamt- und Wärmegestehungskosten V 1.0 V 1.1 V 1.2 V 1.3 dezentrale moderne Hackgutkessel Erdgas- BHKW Biomethan- BHKW Erdgas- bzw. Erdgaskessel Hackgutkessel Erdgaskessel Heizölfeuerung en Erdgaskessel Die niedrigsten Wärmegestehungskosten fallen bei der Variante 1.0 an. Bei der Auslegung der Wärmeerzeuger, vor allem bei der BHKW- Dimensionierung wurde auf eine möglichst hohe Eigenstromnutzung geachtet. 41

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 4.3.4 Die Sensitivitätsanalyse der Varianten Im ersten Schritt erfolgt eine Variation der Brennstoffpreise für jede Variante. Anhand der nachfolgenden Tabelle ist gut ersichtlich, welchen Einfluss beispielsweise eine Erhöhung des Hackgutpreises bei modular aufgebauten Energieversorgungsvarianten auf die spezifischen Wärmegestehungskosten hat. Tabelle 10 zeigt, dass sich eine 20%- ige Erhöhung des Erdgaspreises bei der Variante 1.0 am stärksten auswirkt. Die Wärmegestehungskosten steigen von 10,4 Cent/kWh auf 11,6 Cent/kWh an. Der Einfluss des Erdgaspreises auf die Varianten 1.1 bzw. 1.2 ist geringer. Bei der Variante 1.2 wirkt sich eine Erhöhung der Einnahmen aufgrund der Stromproduktion positiv auf die Wärmegestehungskosten aus. Bei der Variante 1.3 hat diese jedoch keinen Einfluss auf den Wärmepreis, da die Einspeisevergütung für Biomethan nach dem EEG für 20 Jahre festgeschrieben ist um im Rahmen der Studie von einer Volleinspeisung des erzeugten Stroms ausgegangen wird. Werde die Brennstoffpreise und die gleichzeitig der Strompreis (Einnahmen aus der Stromproduktion) erhöht, so wirkt sich bei der Variante 1.1 am wenigsten aus. Dies ist auf eine den Einsatz des regenerativen Energieträger Holz und dem niedrigen Brennstoffpreis zurückzuführen. Bei der Varainte 1.2 wirkt sich die gleichzeitige Erhöhung der Einnahmen durch die Stromproduktion ebenfalls positiv auf die Wärmegestehungskosten aus. Tabelle 10: Der Einfluss der Brennstoffpreissteigerung auf die Varianten Preissteigerung Variante 1.0 Variante 1.1 Variante 1.2 Variante 1.3 20% IST 10,8 11,3 11,7 12,5 Erdgas 12,0 11,5 12,3 13,0 Hackgut 10,8 11,8 12,2 12,5 Biomethan 10,8 11,3 11,7 15,2 Einnahmen Stromproduktion 10,8 11,3 11,5 12,5 Alles 12,2 12,2 12,7 15,8 Bei der Ermittlung der spezifischen Wärmegestehungskosten wird über den gesamten Betrachtungszeitraum hinweg von konstanten Brennstoffpreisen ausgegangen. Da dies in der Regel nicht der Fall ist, wird eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, die die Abhängigkeit der spezifischen Wärmegestehungskosten von den Brennstoffkosten wiedergibt. Zusätzlich wird eine Änderung des Kapitaldienstes in die Betrachtung aufgenommen, um dessen Einfluss zu erfassen. Von den Bezugswerten ausgehend, werden Steigerungen und Minderungen berechnet und ihre Auswirkungen auf die Wärmegestehungskosten mittels der Tabellenkalkulation bestimmt. Mit einer Variation von ±50 % dieser Randbedingungen kann 42