Zusammenfassung
Im Wärmesektor liegen nach wie vor große Potenziale zur CO2-Minderung durch den Einsatz erneuerbarer Energien brach, die sowohl durch die Substitution fossiler Brennstoffe in Einzelanlagen als auch – womöglich effizienter – durch Wärmenetze erschlossen werden können. Der Beitrag geht der Frage nach, welche Möglichkeiten die leitungsgebundene Wärmeversorgung für die Erhöhung der Anteile erneuerbarer Energien bietet und welche Restriktionen einer verstärkten Nutzung erneuerbarer Energien in diesem Bereich entgegenstehen. Diskutiert werden die technischen, politischen und wirtschaftlichen Herausforderungen, die für den Bau und Betrieb von Wärmenetzen mit hohen Anteilen erneuerbarer Wärme relevant sind. Mit erneuerbaren Energien betriebene Wärmenetze stehen nicht nur in Konkurrenz zur Wärmeversorgung mit fossilen Brennstoffen, sondern zudem vor der Frage, unter welchen Voraussetzungen sich die leitungsgebundene Wärmeversorgung überhaupt lohnt.
Ob eine leitungsgebundene Wärmeversorgung sinnvoll und wirtschaftlich ist, hängt von mehreren Faktoren und ihrem Zusammenwirken im Einzelfall ab – sie ist vor dem Hintergrund vielfältiger Rahmenbedingungen zu betrachten. Hierzu gehört ein insgesamt sinkender Wärmebedarf durch steigende Gebäudeenergieeffizienz, gegebenenfalls konkurrierende Gasversorgungsnetze sowie ein komplexes Interessengefüge der beteiligten Akteure. Der in den letzten Jahren realisierte Zubau wurde vorwiegend durch die Förderung von neuen, regenerativ betriebenen Nahwärmenetzen erzielt. Aber selbst bei günstigen Voraussetzungen sind weitere Maßnahmen zu ergreifen, um den Anteil erneuerbarer Energien in der netzgebundenen Wärmeversorgung zu erhöhen. Zu diesem Instrumentenmix gehören zum Beispiel Maßnahmen für eine breite Umsetzung kommunaler Wärmenutzungskonzepte, die Reduktion der Anfangsinvestitionen sowie eine Imageaufwertung der Leitungswärme. Die Möglichkeiten, den Anteil erneuerbarer Energien in bestehenden Fernwärmenetzen deutlich zu erhöhen, werden hingegen als gering eingeschätzt.
Abstract
The heating sector holds high potentials for cutting CO2 emissions by using renewable energy. These potentials can be tapped either by substituting fossil fuels in individual heating units or by using renewable energy in district heating networks, which may be more efficient.
This paper asks for the options to increase the share of renewable energy in Germany’s district heating infrastructure and for the restrictions that are hampering further development in this field. It critically discusses the relevant technical, political and economic challenges and determinants. District heating networks fuelled by renewable energy are not only competing with fossil fuels in individual heating units. They are also facing the more fundamental question regarding the preconditions for a profitable and worthwhile operation of grid-bound heat supply.
The economic viability of heat grids has to be analyzed on a case-by-case basis, since it depends predominantly on individual framework conditions. Those include a decreasing heat demand due to improving energy performance of buildings, competing gas grids already in place and the complex interest structures of the actors involved. The growth rates that were observed in the last years were predominantly achieved in small renewably fuelled district heating networks. Even under favourable framework conditions, there is a need for additional supportive measures to increase the share of renewable energy in district heating grids. This mix of policy instruments should encompass measures to increase the implementation rates of municipal heat utilization concepts, measures to decrease the initial investments needed, as well as public relations to improve the user perception of grid-bound heat supply. However, the options to increase the share of renewable heat in existing large-scale grids are considered to be rather limited.
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Notes
Bezugsjahr 2010 (vgl. AGEB 2011, 27).
Unter Fernwärmenetzen werden größere Stadtnetze verstanden, die meist mit Wärmeauskopplung aus konventionellen Kraftwerken betrieben werden. Nahwärmenetze werden durch kleine Erzeugungseinheiten (z. B. Blockheizkraftwerke) gespeist. In beiden Fällen können die Erzeugungseinheiten sowohl mit fossilen als auch regenerativen Energieträgern betrieben werden. Nahwärmenetze werden jedoch weit häufiger mit Wärme aus erneuerbaren Energien beschickt als konventionelle Fernwärmenetze. Eine klare technische Abgrenzung zwischen Fern- und Nahwärme ist schwierig.
Der Anteil liegt bei circa 4,5 %: 2 % Biomasse und 5 % Abwärme aus der Müllverbrennung (vgl. AGFW 2011, 28 ff.), bei der pauschal ein biogener Anteil von 50 % den erneuerbaren Energien zugerechnet wird.
Heute werden Wärmepumpen jedoch meistens mit konventionell erzeugtem Strom aus Kohle- und Gaskraftwerken betrieben, da noch kein EE-Überschussstrom anfällt. Voraussetzung wäre laut BWP auch eine Senkung der gegenüber Erdgas und Heizöl überproportional hohen Steuern und Abgaben für Wärmepumpenstrom (BWP 2011, 7).
Gut gedämmte Gebäude bieten in diesem Konzept sogar ohne Heizungsspeicher hohe Wärmespeicherpotenziale von etwa 1 TWh für das Lastmanagement. Bei einer Jahresarbeitszahl der Wärmepumpe von 4,0 könnten 250 GWh EE-Überschussstrom dafür eingesetzt werden (BWP 2011, 12).
Wärmenetze, die mit hohen Anteilen oder vollständig mit erneuerbaren Energien betrieben werden.
Z. B. Pilotprojekte zur Biomasse-Mitverbrennung in den Heizkraftwerken Klingenberg und Reuter West (beide Vattenfall/Berlin).
Projektbeschreibung unter http://www.ztg.tu-berlin.de/renet.
Zusätzlich zu den EE-Anteilen in konventionellen Fernwärmenetzen, vgl. Fußnote 3.
Da die Fernwärmeunternehmen nicht zur Angabe statistischer Daten verpflichtet sind und offizielle, verbandsunabhängige Daten über die vorhandenen Leitungstrassen nicht existieren, ist die Datenlage unübersichtlich.
Die Option Wärmespeicherung bleibt in diesem Artikel weitgehend ausgeklammert. Sie ist dennoch ein wichtiger Bestandteil von solarbetriebenen Nahwärmenetzen oder von Wärmenetzen, deren KWK-Anlagen stromgeführt gefahren werden und die dadurch eine volatile Einspeisecharakteristik bei der Wärmeerzeugung aufweisen.
Das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) definiert bestimmte Nutzungspflichten in Neubauten, welche auch über regenerative Leitungswärme erfüllt werden können.
Mindestens 20 % aus solarer Strahlungsenergie, sofern ansonsten fast ausschließlich Wärme aus hocheffizienter KWK, aus Wärmepumpen oder industrieller Abwärme eingesetzt wird. Alternativ muss die Wärme zu mindestens 50 % aus erneuerbaren Energien (z. B. Biogas) oder Wärmepumpen stammen.
Die spezifischen Investitionskosten kleiner Wärmenetze (nur Leitungen, keine Hausanschlüsse) betragen je nach Übertragungskapazität zwischen 110 Euro/m (unter 200 kWth) und 276 Euro/m (über 1000 kWth) (vgl. BMU 2011a, 60).
Bei Neuanlagen werden in den ersten beiden Betriebsjahren nur 25 % verlangt. Die Wärmenutzungspflicht entfällt für den Zeitraum der Direktvermarktung („Marktprämienmodell“), d.h. eine Neuanlage, die ausnahmslos direkt vermarktet und keine Wärme auskoppelt, könnte auch ohne Wärmenutzung den Einsatzstoffklassenbonus erhalten. Ab 2014 sind neue Biogasanlagen über 750 kW verpflichtet das Marktprämienmodell zu nutzen. Der Einfluss der Wärmenutzungspflicht wird dann neu zu bewerten sein.
Die Förderung eines Wärmenetzes, das durch Solarthermie bzw. aus anderen Wärmeanlagen ohne parallele Stromerzeugung betrieben wird, ist dementsprechend über das KWKG nicht möglich.
Am 24. Mai 2012 wurde die KWKG-Novelle 2012 im Bundestag angenommen. Die Investitionszuschüsse für Wärmenetze bis 100 mm Nenndurchmesser werden pauschal auf 100 Euro/m, maximal jedoch 40 % der ansatzfähigen Investitionskosten, angehoben. Dies entspricht etwa dem Förderanteil im MAP (vgl. Abschn. 3.4). Leitungen mit einem größeren Durchmesser erhalten 30 % der ansatzfähigen Investitionskosten (§ 7a KWKG).
Der Förderanteil des MAP lag um 35 % an den jeweiligen Gesamtinvestitionen in Wärmenetze, im KWKG war er bis Mai 2012 auf maximal 20 % der ansatzfähigen Investitionskosten gedeckelt und wurde nun erhöht.
Allerdings können Wärmeverluste, die bei niedrigen Absatzmengen hoch sind, durch Niedertemperaturnetze (ggf. unter Nutzung des konventionellen Fernwärmerücklaufs oder „kalter Nahwärme“ aus Erdsonden) abgefedert werden. Die Wärme würde dabei maximal auf Heiztemperaturniveau geliefert und für den Warmwasserbedarf mittels Wärmepumpe angehoben. Fragwürdig bleibt bei dieser Lösung allerdings das Potenzial zur Primärenergie- und Emissionseinsparung gegenüber nicht-leitungsgebundenen Referenzsystemen (IFEU und WI 2009, 172 f.).
Konzessionsabgaben kompensieren die Gemeinde für die gegenüber dem Netzbetreiber gewährte Erlaubnis, öffentliche Wege zur Verlegung und zum Betrieb von Strom-, Gas- und Wasserleitungen nutzen zu dürfen. Laut Konzessionsabgabenverordnung (KAV) liegen die Abgaben für Tarifkunden (Haushaltsgas) zwischen 0,51 ct/kWh und 0,93 ct/kWh.
Die Brennstoffkosten sind dann vergleichsweise niedrig, entweder weil die Abwärme durch den KWK-Betrieb ohnehin anfällt oder aufgrund der Nutzung von Wärme aus erneuerbaren Quellen.
Verhältnis zwischen tatsächlich angeschlossenen und den maximal möglichen Abnehmern im Einzugsgebiet eines Wärmenetzes.
Während Leitungswärme bereits direkte Nutzenergie ist, muss beim eigenen Heizkessel zudem die Umrechnung von Brennwert auf Heizwert sowie eventuelle Umwandlungsverluste des Heizkessels berücksichtigt werden. Die Differenzen bis 25 % bleiben oft unberücksichtigt.
Vgl. demgegenüber das Fallbeispiel Dänemark (Nast et al. 2011, 98 ff.), wo solare Wärme dank ihrer Einbindung in Wärmenetze guten Absatz findet.
Solange die Wärmeleistung des Netzes unterhalb 5 MW liegt, dürfen die Anschlusskunden maximal 10 % der Wärmeleistung einspeisen, ab Erreichen der geplanten 20 MW kann die Einspeisung bis 25 % betragen. Jeder Teilnehmer darf darüber hinaus nicht mehr als 20 % seines Eigenbedarfs einspeisen. Der Bau von Solaranlagen oder BHKWs eigens zur Einspeisung und Verkauf der Wärme ist damit – abgesehen vom relativ niedrigen Einspeisetarif von 4,5 ct/kWh – nicht umsetzbar (Augsten 2012, 35).
Gerade in Verbindung mit dem EEWärmeG sind einerseits die Amortisationsinteressen des Netzbetreibers zu berücksichtigen. Wagner (2011, 14) kommt zu dem Schluss, dass z. B. dezentrale Solaranlagen die Auslastung und Amortisation von KWK-Anlagen verschlechtern. Andererseits sind aber ebenso die Umweltschutzziele einzubeziehen. Letztere verleihen dem Zugangsinteresse der Anlagenbetreiber ein besonderes Gewicht (Wolf und Säcker 2011, 280).
Bezogen auf die Netzdaten des AGFW.
Neubaugebiete werden davon allerdings nicht tangiert, weil hier die Förderung nach dem MAP – sofern überwiegend Neubauten mit Wärme versorgt werden – ohnehin entfallen würde (vgl. Abschn. 3.1).
Im Interesse einer einheitlichen inhaltlichen Ausgestaltung und zur Gewährleistung der Vergleichbarkeit der Konzepte sollten die Länder Empfehlungen für die Kommunen erarbeiten.
KOM (2011) 370 endgültig, Art. 10.
Eine Kommune mit 20.000 Einwohnern müsste etwa 30.000 Euro für ein kommunales Wärmenutzungskonzept veranschlagen.
Vgl. z. B. die „Dachmarke Fernwärme“ des AGFW: http://www.fernwaerme-info.com/.
Literatur
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Bruns, E., Futterlieb, M., Ohlhorst, D. et al. Erneuerbare Energien in Wärmenetzen – eine realistische Perspektive?. Z Energiewirtsch 36, 159–172 (2012). https://doi.org/10.1007/s12398-012-0087-z
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