Energieversorgungskonzept - für das Neubaugebiet Rosensiedlung der Gemeinde Petershausen
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Energieversorgungskonzept
für das Neubaugebiet Rosensiedlung
der Gemeinde Petershausen
25.02.2021
1. Energiebedarf im Quartier 2. Rahmenbedingungen 3. Varianten 4. Simulationsergebnisse 5. Fazit & weiteres Vorgehen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 2
Energiebedarf im Quartier
Siedlungsübersicht
Bestand
Datenquelle: Bayerische Vermessungsverwaltung – www.geodaten.bayern.de
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 3
Energiebedarf im Quartier
Einbindung des Gebietsumgriffs
Anschluss- Wärme- Haupttrasse WBD
interessierte bedarf zu …
kWh/a m kWh/Tm*a
1 26 465.358 1.545 301
2 10 265.400 460 577
3 16 510.000 956 533
• Keine positiven Effekte für die Versorgung im
1 Neubaugebiet durch Anbindung Gebietsumgriff
→ Kalkulation der Energieversorgungsvarianten
1 2 mit Fokus auf Rosensiedlung
3 • Zunächst keine Einberechnung eines E-
Mobilitätsszenarios
→ Befragung im Bestand zeigt > 75 % ohne
konkretes Interesse
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Energiebedarf im Quartier Annahmen Strom u. Wärme Quartier • 5 Baufelder • Anzahl Wohneinheiten: ca. 250 • Anzahl Gewerbeeinheiten: ca. 13 • Beheizte Grundfläche: ca. 27.000 m² 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 5
Energiebedarf im Quartier Annahmen Strom u. Wärme Annahmen Wärmebedarf: • KfW 55 Standard • ca. 27.000 m² beheizte Grundfläche Strombedarf: • ca. 1.000 kWhel / (Person*a) Abschätzung Energiebedarf (exkl. Bestand) • Nutzwärmebedarf: 1.285.000 kWh/a • Strombedarf: 558.800 kWh/a 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 6
1. Energiebedarf im Quartier 2. Rahmenbedingungen 3. Varianten 4. Simulationsergebnisse 5. Fazit & weiteres Vorgehen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 7
Rahmenbedingungen
Möglicher Trassenverlauf Wärmeversorgung
Heizhaus
Anschlussquote
Hauptleitung: ca. 590 m
Möglicher Trassenverlauf Wärmebelegungsdichte 1 Jahr 51 %
Stichleitung: ca. 370 m
ca. 1.340 kWh/Tm*a 5 Jahre 92 %
Gasnetz (inkl. Heizhaus-Strecke)
8 Jahre 100 %
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Rahmenbedingungen Wärme- und Strommengenabnahme • Die Abnahmemenge liegt bei ca. 51 % im ersten Jahr, bei 92 % im fünften Jahr und ab dem achten Jahr bei 100 % • Für Berechnung wird der mengengewichtete Mittelwert der Strom- u. Wärmeabnahme über 20 Jahre verwendet 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 9
Rahmenbedingungen
Möglichkeiten der Erschließung stromseitig
„Konventionelle“ Erschließung Erschließung als Kundenanlage (KA)
• Netzstrombezug • Quartierstromversorgung (mit entsprechendem
Messkonzept)
Hausanschluss/Netzverknüpfungspunkt (NVP)
Stromnetz ab NVP bis zur Stromverteilung innerhalb der Liegenschaft
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 10Exkurs Kundenanlage
Vorteil finanziell
Entfallende Stromkostenbestandteile
für in der Kundenanlage erzeugten und verbrauchten Strom
Beispiel: Haushaltskunde 2021 ct/kWh
Netzentgelte (Bayernwerk 2021) 5,2
Stromsteuer 2,05
Offshore-Umlage 0,395
StromNEV 0,432 > 8,3 ct/kWh
KWK-Umlage 0,254
AbLaV 0,009
Konzessionsabgabe regional unterschiedlich
Achtung: EEG-Umlage ist voll zu entrichten
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 11Exkurs Kundenanlage
Voraussetzungen
Kundenanlage
§ 3 Nr. 24a EnWG
Energieanlagen zur Abgabe von Energie,
• die sich auf einem befinden,
• mit einem oder mit einer sind,
• jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung
unabhängig von der Wahl des Energielieferanten und zur Verfügung gestellt
werden
• für die Sicherstellung eines wirksamen und bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas
unbedeutend sind und
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 12Exkurs Kundenanlage
Voraussetzungen
Bedeutsamkeit für Wettbewerb, wenn bestimmte Größe Ca. 250 Letztverbraucher
überschritten wird > 26.000 m²
Ca. 500 MWh/a
• Mehrere 100 Letztverbraucher
• Deutlich über 10.000 m² Fläche
• Durchgeleitete Stromenge deutlich über 1.000 MWh/a
• Anschluss mehrerer Gebäude
→ Kundenanlage für gesamtes Areal denkbar, aber nicht sicher
→ I.d.R. individuell vom Netzbetreiber zu prüfen (hier: Bayernwerk Netz GmbH)
→ Bilaterale Abstimmung mit Netzbetreiber zwingend notwendig
→ Netzbetreiber sollte Einstufung als Kundenanlage schriftlich zusichern
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 13Rahmenbedingungen
Betrachtung Wirtschaftlichkeit der Kundenanlage
„Konventionelle“ Erschließung Erschließung als Kundenanlage (KA)
• Netzstrombezug • Quartierstromversorgung (mit entsprechendem Messkonzept)
Kosten Wärme- und Stromversorgung Kosten Wärme- und Stromversorgung
Investition Anlagentechnik Investition Anlagentechnik
Brennstoffe Brennstoffe
Betrieb Betrieb
100 % Strombezug vom öffentlichen Netz Reststrombezug vom öffentlichen Netz
Volleinspeisung von Erzeugungsanlagen 100 % EEG-Umlage auf Kundenanlagenstrom
Erlöse Erlöse
Fixe Vergütung (EEG, KWKG) Fixe Vergütung (EEG, KWKG)
Börsenstrompreis Börsenstrompreis
Strom → Kosten aus Betreibersicht (ohne Gewinn für Betreiber der Wärme-/Stromversorgung)
Wärme → d. h. zunächst keine Berücksichtigung von Einnahmen aus Wärme- und Stromverkauf
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 14Rahmenbedingungen
Nutzung der Dachfläche für PV-Anlagen
• Die Gemeinde Petershausen plant in der Rosensiedlung ein Neubaugebiet (als
sog. Schwammquartier) in Verbindung mit PV-Dachanlagen
• Für die Ermittlung der maximalen PV-Belegung wurde das Quartier mit dem
Simulationsprogramm „PV-Sol Premium“ nachgebildet
Beispielhafte Darstellung der Verbindung einer
• Hierbei wurde die Ausrichtung der Module sowohl auf die Gebäudestruktur als Solaranlage mit Dachbegrünung
auch auf eine mögliche Ost/ West-Ausrichtung zur maximalen Quelle: ZinCo GmbH
Stromeigennutzung simuliert
• Die von der Gemeinde Petershausen geplante Dachbegrünung konnte aufgrund des Planungsstandes zum jetzigen
Zeitpunkt noch nicht berücksichtigt werden, daher werden nachfolgend für verschiedene Leistungen die Ergebnisse der
PV-Anlage dargestellt
• Hierbei hat sich das IfE auch mit Herrn Dr. Nold hinsichtlich des zukünftigen Energieverbrauchs sowie einer optimalen
Ausrichtung abgestimmt; die Dachflächen werden so gut wie möglich für die Erzeugung von PV-Strom genutzt
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 15Rahmenbedingungen Nutzung der Dachfläche für PV-Anlagen (ca. 595 kWp maximal) Achtung: Mit der EEG-Novelle 21 ist für Anlagen mit mehr als 300 kWp eine Einspeisevergütung lediglich für 50% der Energiemenge möglich Anmerkung: Es sollten maximal 300 kWp pro Jahr errichtet werden. 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 16
Rahmenbedingungen Wirtschaftlichkeitsberechnung • Kostenschätzung für die Kundenanlage: ~ 400.000 € • Betrachtungszeitraum: 20 Jahre • Statische Betrachtung (Kein Zinssatz) • Keine Marge für möglichen Betreiber • Nettopreise • Investitionskosten als marktübliche Durchschnittspreise • Betriebskosten in Anlehnung an VDI 2067 Blatt 1 • CO2-Bepreisung fossiler Brennstoffe enthalten • EEG-Umlage als konstant angenommen 6,5 ct/kWh (Stand 2021) • Mögliche Fördermittel für Netz u. Erzeuger sind eingerechnet 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 17
Rahmenbedingungen CO2-Mehrkosten durch BEHG • Ab 2021 gilt eine CO2-Bepreisung auf Energieträger wie z. B. Erdgas und Heizöl zu Heizzwecken • Diese ist für die Jahre 2021 bis 2025 festgeschrieben und ab 2026 gilt ein Auktionsverfahren innerhalb eines definierten Preiskorridors 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 18
Rahmenbedingungen Wirtschaftlichkeitsberechnung Energiepreise der esb (Energie Südbayern GmbH): • Energiepreis Strom (mit Kundenanlage): 21,5 ct/kWhel • Energiepreis Strom (ohne Kundenanlage)1: 25,2 ct/kWhel • Energiepreis Erdgas (ohne CO2-Steuer): 3,34 ct/kWhHi • Mehrkosten durch CO2-Steuer2: 1,17 ct/kWhHi • Energiepreis Erdgas (inkl. CO2-Steuer): 4,51 ct/kWhHi • Leistungspreis Erdgas: 12,35 €/(kW*a) 1: Mittelwert aus Ø-Strompreis für Haushaltskunden in DE (2020) und beispielhaftem Verifox-Tarif 2: Mittelwert auf Basis der Annahme des Preispfades der CO2-Steuer 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 19
1. Energiebedarf im Quartier 2. Rahmenbedingungen 3. Varianten 4. Simulationsergebnisse 5. Fazit & weiteres Vorgehen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 20
Varianten
Biomasse
Hackgut
• ca. 250 kg/Srm
Pellets
• ca. 650 kg/Srm
https://www.lwf.bayern.de/mam/cms04/service/dateien/mb-12-energiegehalt-holz.pdf
Lagerbedarf, um 85 % des Wärmebedarfs zu decken:
• Hackgut ~ 1.600 m³/a → ca. 50 Lieferungen pro Jahr
• Pellets ~ 450 m³/a → ca. 15 Lieferungen pro Jahr
→ Eine Wärmeversorgung mit Hackgut bedeutet hohen Betriebs- und Wartungsaufwand
→ Biomassevarianten werden im Konzept aufgrund der besseren Händelbarkeit und des geringeren Lagerbedarfs mit
dem Energieträger Pellets kalkuliert
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 21Varianten
Zentrale Wärmepumpenvarianten
Mögliche Wärmequellen
• Luft
• Wasser
• Erdreich
→ Luft-Wasser-Wärmepumpe arbeitet aufgrund
niedriger Quellentemperatur zu Zeiten hohen
Wärmebedarfs wenig effizient
Beispielhafte Darstellung IfE
Mittlere Grundwasser- bzw. Bodentemperatur in ca. 25 m Tiefe
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 22Varianten Zentrale Wärmepumpenvarianten Sondenanlagen • Deckung Grund- und Mittellast (ca. 250 kWth) • Annahme: Entzugsleistung 40 W/m • ~ 500 Sonden mit je 10 m (Bohrtiefenbegrenzung) • Bei einem Abstand von 5 m - 10 m zwischen den Sonden wären 3.000 m² - 12.500 m² Sondenfeld nötig (ca. 0,5 – 1,75 Fußballfelder) 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 23
Varianten Zentrale Wärmepumpenvarianten Brunnenanlagen • Deckung Grund- und Mittellast (ca. 250 kWth) • Schluck- und Saugbrunnen notwendig (Wärmequelle) • Förderbedarf abhängig von zulässiger Abkühlung des Grundwassers • Zulässige Spreizung (ca. 3-6 Kelvin) und Grädigkeit sind zu berücksichtigen • ca. 50 – 70 m³/h notwendig; Richtwert LfU ca. 0,25 m³/h pro 1 kW Heizleistung • Wasserqualität (z. B. Mangan u. Eisen) ausschlaggebend; Stichwort Verockerung • Probebohrung notwendig • Schwierig zu beurteilen in Konzeptphase (Ergiebigkeit eines möglichen Brunnens) → Zentrale Wärmepumpenvarianten werden aufgrund des hohen Platzbedarfs nicht berücksichtigt 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 24
Varianten
Übersicht der betrachteten Varianten
„Konventionelle“ Erschließung Kundenanlage (KA) – Quartiersversorgung
(100% Strombezug aus dem öffentlichen Netz)
BHKW-Biomasse
• PV-Anlage
• BHKW
• Biomassekessel (700 kW) V3
Referenzvariante Zentrale Basisvariante
Biomasse-Erdgas
• PV-Anlage
• Keine Kundenanlage (Netzstrombezug) • PV-Anlage
• Biomassekessel (300 kW)
• BHKW (Volleinspeisung) • BHKW
• Erdgaskessel (700 kW) V4
• Erdgaskessel (700 kW) V1 • Erdgaskessel (700 kW) V2
Biomasse
• PV-Anlage
• Biomassekessel (500 kW)
• Biomassekessel (200 kW) V5
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 251. Energiebedarf im Quartier 2. Rahmenbedingungen 3. Varianten 4. Simulationsergebnisse 5. Fazit & weiteres Vorgehen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 26
Simulationsergebnisse
Übersicht Modellaufbau
Stromnetz
Gas-/ Biomassekessel PV-Anlage
Digitales Modell
BHKW Verbraucher
Wärmespeicher
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 27Simulationsergebnisse
BHKW-Dimensionierung
• Hierbei wurde kein erneuter KWK-Zuschlag nach Ablauf der ersten Periode (abhängig der Vollbenutzungsstunden)
berücksichtigt, welche nach § 8 KWKG mittels Modernisierung ermöglicht wird
Leistung in kWel 100 133 160
KWK-Anteil an der Wärmeversorgung 58% 78% 73%
Primärenergiefaktor (ohne Biomethan) 0,71 0,44 0,41
Eigennutzungsquote (elektrisch) 66% 53% 44%
Gesamtkosten (relativ) 95% 92% 97%
Gesamtemissionen (relativ) 100% 95% 86%
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 28Simulationsergebnisse PV-Dimensionierung (bei Betrieb einer Kundenanlage) • Die Eigenverbrauchsquote beschreibt den Anteil der erzeugten Energie der PV-Anlage, welcher direkt im Quartier genutzt werden kann • Je größer die PV-Anlage, desto geringer der vor Ort nutzbare Anteil • Ein Batteriespeicher kann den Anteil der Eigenverbrauchsquote der PV-Anlage nur leicht erhöhen, da hier zunächst die überschüssigen Energiemengen des BHKW zwischengespeichert werden 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 29
Simulationsergebnisse PV-Dimensionierung (bei Betrieb einer Kundenanlage) • Die relativen Gesamtkosten sollen den monetären Vorteil in Abhängigkeit der PV-Anlagengröße und Speichergröße darstellen • Je höher die Leistung der PV-Anlage, desto geringer die Gesamtkosten, da durch die Einspeisevergütung ein Gewinn erzielt werden kann • Ein Batteriespeicher trägt nicht zur Verringerung der Kosten bei und wird daher nicht weiter betrachtet • Wichtig: Bei steigender Nutzung von Ladesäulen im Quartier mit geeigneter Steuerung (nach PV- Überschüssen) können große Mengen an überschüssigem Strom zukünftig vor Ort genutzt werden 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 30
Simulationsergebnisse
Gegenüberstellung
V1 (ohne Kundenanlage) V2 V3 V4 V5
Grundlast BHKW BHKW BHKW Biomassekessel (300) Biomassekessel (500)
Spitzenlast Erdgaskessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (200)
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 31Simulationsergebnisse
Aufteilung der Kosten/ Emissionen auf Strom und Wärme
Strommix 560 290
Strom-Mix Kundenanlage
Deutschland
0
0 Strom
Energiesystem V*
280 280
280 Wärme Wärme-Mix Quartier
Exemplarische Abbildung der Berechnungsmethodik der Aufteilung der spezifischen CO2-Emissionen pro kWh
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 32Simulationsergebnisse
Gegenüberstellung
V1 (ohne Kundenanlage) V2 V3 V4 V5
Grundlast BHKW BHKW BHKW Biomassekessel (300) Biomassekessel (500)
Spitzenlast Erdgaskessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (200)
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 33Simulationsergebnisse
Gegenüberstellung
Fixierung des Strompreises
bei 21 ct/kWh zur
Steigerung der Attraktivität
eines Anschlusses an der
Kundenanlage
V1 (ohne Kundenanlage) V2 V3 V4 V5
Grundlast BHKW BHKW BHKW Biomassekessel (300) Biomassekessel (500)
Spitzenlast Erdgaskessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (200)
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 34Simulationsergebnisse Gegenüberstellung Zusätzliche Betrachtungen: • Einfluss der Anschlussquote der Kundenanlage auf die Gesamtkosten • Einfluss der Nutzung von Biomethan in Variante 2 anstatt Erdgas zur Senkung der CO2-Emissionen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 35
Simulationsergebnisse
Gegenüberstellung
V1 V2* V2
V1 (ohne Kundenanlage) V2 V3 V4 V5
Grundlast BHKW BHKW BHKW Biomassekessel (300) Biomassekessel (500)
Spitzenlast Erdgaskessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (200)
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 36Simulationsergebnisse
Gegenüberstellung
CO2-Vermeidungskosten ca.: 390 € / t_CO2
V2 V2*
V1 (ohne Kundenanlage) V2 V3 V4 V5
Grundlast BHKW BHKW BHKW Biomassekessel (300) Biomassekessel (500)
Spitzenlast Erdgaskessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (700) Erdgaskessel (700) Biomassekessel (200)
25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 371. Energiebedarf im Quartier 2. Rahmenbedingungen 3. Varianten 4. Simulationsergebnisse 5. Fazit & weiteres Vorgehen 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 38
Fazit & weiteres Vorgehen Allgemein • Gebietsumgriff: Das Anschlussinteresse an einer zentralen Wärmeversorgung im Gebietsumgriff ist derzeit nicht hoch genug und wurde daher nicht weiter verfolgt Quartier/ Neubaugebiet: • Aus ökonomischer und ökologischer Perspektive ist ein Anschlusszwang an das Wärmenetz sowie ein Verbot von Einzelfeuerstätten (Bsp: Kachelofen) zu empfehlen • Eine zentrale Energieversorgung mittels Kundenanlage (Strom) und Wärmenetz ist sowohl aus ökonomischer als auch aus ökologischer Sicht vorteilhaft • Umsetzbarkeit/ Einstufung als Kundenanlage ist vor einer Umsetzung zwingend mit Netzbetreiber abzuklären • Die Anschlussquote an der Kundenanlage sollte so groß wie möglich sein, um Skaleneffekte bei den Energiekosten zu erreichen, daher sollte der Strompreis innerhalb der Kundenanlage attraktiv gestaltet werden 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 39
Fazit & weiteres Vorgehen. Strom • Eine PV-Anlage dient durch reduzierte Strombezugskosten durch direkten Verbrauch vor Ort sowie die Einspeisevergütung zur Reduktion der Gesamtkosten und Minderung der Emissionen und sollte daher möglichst auf allen möglichen Dachflächen umgesetzt werden • Ein möglicher Batteriespeicher erhöht die Stromeigennutzung, aber die spezifischen Kosten einer kWh aus dem Speicher sind derzeit noch höher als eine kWh aus dem öffentlichen Netz, daher wird der Speicher nicht weiter betrachtet • Die Einbindung von Ladesäulen in die Kundenanlage bietet große Potenziale zur Senkung der spezifischen Kosten, da hierdurch bei geeignetem Lademanagement hohe Anteile des eigens produzierten Strom vor Ort genutzt werden können • Es ist zu empfehlen, dass maximal 300 kWp an PV-Leistung pro Jahr installiert werden, um keine Reduktion der Vergütung nach dem aktuellen Stand (02.21) des EEG 2021 zu erhalten 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 40
Fazit & weiteres Vorgehen Wärme • Für die Versorgungssicherheit des gesamten Quartiers sind die Energieträger Biomasse und/ oder Erdgas geeignet • Bei dem prognostizierten Energieverbrauch kann ein BHKW mit einer elektrischer Leistung zwischen 100 und 150 kW eine sinnvolle Größe darstellen • Der Einsatz von Biomethan senkt die Emissionen nur unter wesentlich höheren Gesamtkosten • Je höher der Biomasse-Anteil, desto höher die Investitionskosten und niedriger die jährlichen Emissionen • Für die Wärmeversorgung über vor Ort erzeugten grünen Wasserstoff (PV-Freiflächenanlage) wurde einen grobe Plausibilitätsprüfung durchgeführt. Der saisonale Versatz von Wärmebedarf und Wasserstofferzeugung führt zu einem sehr hohen H2-Speicherbedarf. Das gesamte System ist mit hohen Kosten verbunden. 25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 41
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25.02.2021 Prof. Dr. -Ing. Markus Brautsch 42Sie können auch lesen
