ZUM MÖGLICHEN BEITRAG NETZGEKOPPELTER

ZUMMÖGLICHENBEITRAG
NETZGEKOPPELTER
SOLARTHERMIEINÖSTERREICH
AndreasMüller
14.SymposiumEnergieinnovation2016
10.02.- 12.02.2016
Agenda
o Fragestellung
o Methode
o Ergebnisse
o Schlussfolgerungen
Fragestellung
Mittel- bislangfristigePerspektivenundPotenziale
von
netzgekoppelterSolarthermieinÖsterreich
DarausergebensichdiefolgendenSubfragestellungen:
(A)
Potenzialevonkonventionellernetzgekoppelter
WärmebereitstellungimZeitraum2030– 2050
(B)
AnteiledieSolarthermiezurDeckungder
Energienachfrage inWärmenetzenliefernkönnte
Methode
(A)Erhebung dermöglichen Fernwärmepotenziale
1. Regionalisierung desWärmebedarfesfürHeizenund
Warmwasser
o BerechnungvonBebauungsdichten (Geschoßflächenzahl)
o ausGIS-Daten (250m/1kmRaster)
o unddurchVerschneidenmitdurchschnittlichem
Gebäudebestand derGemeindeausHochrechnungen
derGWZ2001
o BerechnungdesdurchschnittlichenWärmebedarfesauf
BasisdesdurchschnittlichenGebäudebestandes und
regionalemKlima(heuteundmöglichezukünftige
Zustände)
Methode
(A)Erhebung dermöglichen Fernwärmepotenziale
2. Zusammenfassen desWärmebedarfeszuregional
zusammenhängenden Gebieten
o AuswertungderräumlichenVerteilungvon
Wärmebedarfspunkten
Methode
(A)Erhebung dermöglichen Fernwärmepotenziale
3. BerechnungderNetzinfrastrukturkosten
o Investitionen inWärmenetzinfrastruktur ergebensichaus:
(A) JährlichenWärmenachfragejezuversorgenderLandfläche
(B) TrassenlängejeLandfläche
(C) Investitionskosten jeTrassenmeter
o AnsatzvonPerssonundWerner(2010,2011)aufBasisvon
empirischenDaten:
(A) definiertdurchGebäude, KlimaundGeschoßflächenzahl
(B) ergibtsichalsFunktion vonGeschoßflächenzahl
(C) Funktionvon(A),(B)undGeschoßflächenzahl
Methode
(B)Potenziale solarer Wärme inWärmenetzen
Anschlussleistung[MW]
o Simulation vondreikonkretenNetzenaufBasiseinerTypenAuswertungderqmheizwerke Datenbank
100
90
o80ClusterI,überwiegendGroßverbraucher
70
=>UrbanesSubnetz (simuliert:WienerSekundärnetz,20GWh/a,9MW)
60
50
40
o30ClusterII,gemischteNetzstruktur
Kleinstädt.Netz
20=>KleinstädtischesNetz(simuliert:Mürzzuschlag,26GWh/a,16MW)
Urbanes Subnetz
10
LändlichesNetz
0
o ClusterIII,überwiegendKleinverbraucher
0%
20%
40%
60%
80%
100%
WärmenetzeqmheizwerkeDatenbank(Juni2013,607Anlagen)
=>LändlichesNetz(
simuliert:Langenwang,9GWh/a,4MW)
Methode
(B)Potenziale solarer Wärme inWärmenetzen
o Simulation mittelsModellverbund
o simplex:substündlichesWärmenetzsimulation
o TRNSYS:Solaranlagen,Warmwasserspeicher,
substündlichesLastprofilevonWärmekunden
o (Invert/EE-Lab:JahresbedarfderWärmekunden)
Methode
(B)Potenziale solarer Wärme inWärmenetzen
o Netzeinbindung
o ZentraleEinbindungvon
Solarkollektorfeld und
Wärmespeicher
o VorrangigeEinspeisungmit
ZielRücklaufanhebung
o Varianten
o 8Solarkollektorfeldgrößen
o 8Wärmespeichergrößen
o Wärmebedarffür2008,2030und2050
Ø 576Simulationen
Ergebnisse
Fernwärmepotenziale
Ø Wärmenetzinvestitionskostenkurve
o DerzeitNachfragepotenzialvon40TWh/amitNetzinvestitionskostenvon<20€/MWh.a belieferbar
o Reduziertsichbis2050auf13- 19TWh
Ergebnisse
Solarthermieintegration inWärmenetze
Ø SpezifischeSolarerträge
2010
500
Speichervolumen[m³]
40
110
250
460
740
1090
1510
2000
Spez.Solarertrag[kWh/(m²a)]
KleinstädtischesWärmenetz
450
UrbanesSubnetz
400
LändlichesWärmenetz
350
300
Extrapolation
derErträge
250
200
0
5
10
15
20
SolarerDeckungsgrad
25
30
35
DiesesToolentstandimProjektSolarGrids,dasimRahmendesProgrammesNeueEnergien2020vomKlima- undEnergiefondsgefördertwurde.
GenauereSpezifikationenzudenanalysiertenNetz-TypensindimEndberichtbeschrieben:www.eeg.tuwien.ac.at/solargrids.
o DerzeitSolarerträgevonmehrals400kWh/m²bissolarem
Deckungsgradvonetwa16-19%
Ergebnisse
Solarthermieintegration inWärmenetze
Ø SpezifischesolareWärmegestehungskosten (Annuitätsfaktor:0,09)
2010
150
Speichervolumen[m³]
40
110
250
460
740
1090
1510
2000
Spez.Kosten[€/MWh]
140
130
120
110
LändlichesWärmenetz
100
90
80
KleinstädtischesWärmenetz
70
UrbanesSubnetz
60
50
0
5
10
15
20
SolarerDeckungsgrad
25
30
35
DiesesToolentstandimProjektSolarGrids,dasimRahmendesProgrammesNeueEnergien2020vomKlima- undEnergiefondsgefördertwurde.
GenauereSpezifikationenzudenanalysiertenNetz-TypensindimEndberichtbeschrieben:www.eeg.tuwien.ac.at/solargrids.
o MinimaleKostenzwischen62– 84€/MWh
o BeisolarenDeckungsgradenvon12– 22%
Ergebnisse
Solarthermieintegration inWärmenetze
Ø EffektederthermischenSanierungvonGebäuden
2010/2030/2050
150
Speichervolumen[m³]
40
250
140
2000
UrbanesSubnetz
130
Spez.Kosten[€/MWh]
740
120
110
Gebäude2010
100
Gebäude2030(-20%Wärmebedarf)
90
Gebäude2050(-40%Wärmebedarf)
80
Effekttherm.Sanierung
`10-`50beiunterschiedlicherSpeicherdimensionierung
70
60
40m³
50
0
5
250m³
10
15
2000m³
20
SolarerDeckungsgrad
25
30
35
Annuitätsfaktor: 0,09 (6%, 20 Jahre)
DiesesToolentstandimProjektSolarGrids,dasimRahmendesProgrammesNeueEnergien2020vomKlima- undEnergiefondsgefördertwurde.
GenauereSpezifikationenzudenanalysiertenNetz-TypensindimEndberichtbeschrieben:www.eeg.tuwien.ac.at/solargrids.
o KaumÄnderungderminimaleKosten
o AberMinimumbeihöheremsolarenDeckungsgrad
Schlussfolgerungen
o Fernwärmepotenzial derzeitzuetwa50%ausgebaut
o 2014ausgebaut:17TWh(Wohngebäude undDL-Sektor)
o Substanzielle Reduktiondeskonventionellen Fernwärmepotentialsum50-65%indenkommenden 35Jahren
o Potential2050:13– 19TWh(Wohngebäude undDL-Sektor)
o KostenminimumvonsolarthermischerWärmederzeitbei
12– 22%solaremDeckungsgrad
o SteigtdurchGebäudesanierungen auf25– 30%
o InsgesamtergibteinSolar-Potenzialvon2600– 3300GWh
o Allerdingsreduziertkostengünstige AbwärmeinSommer
diesesPotentialerheblich(Größenordnungminus50%)
Schlussfolgerungen
o MinimalensolarenWärmegestehungskosten liegenderzeitbei
etwa62– 85€/MWh
o D.h.ohneFörderungenderzeitnichtwirtschaftlich
o FürZielkostenvon40€/MWhsindKostenreduktionen
o von35%(kleinstädtischesundurbanesSubnetz)
o bis50%(ländlichesNetz)notwendig
o AllerdingskanndieIntegrationvonSolarthermiederzeitbei
kleinen(Biomasse-)NetzenzusätzlicheVorteilebringen
o Deutlichreduzierte Betriebsstunden desKessels
6500– 7000h/astatt8300– 8500h/abei20%SD
o ErhöhungderGesamtnutzungsgrade nach
qmHeizwerkBerechnung(Förderung!)
VielenDankfürihreAufmerksamkeit!
WeitereInformationen/Fragen:
DIDr.AndreasMüller
Energy EconomicsGroup,TUWien
email:
tel:
web:
[email protected]
+4315880137362
www.eeg.tuwien.ac.at
WegenerCenter,KFUniversitätGraz
email:
tel:
web:
[email protected]
+433163807511
www.wegcenter.uni-graz.at
www.eeg.tuwien.ac.at/solargrids
www.austrian-heatmap.gv.at
www.entranze.eu
www.briskee.eu/
e-think Energy Research
email:
[email protected]
web:
http://www.e-think.ac.at
DasProjekt„Solargrids“wurdeausdenMittelndes
Klima-undEnergiefondsgefördert
#1 6
Methode
(A)Erhebung dermöglichen Fernwärmepotenziale
1. Regionalisierung desWärmebedarfesfürHeizenund
Warmwasser
o AnsatzliefertfürvieleBereicheniedrigereGeschoßflächenzahlen/Wärmedichten alsBottom-up Ansätze
o Grund:MitsteigenderRastergrößewerdenzunehmend
unbebaute Flächenberücksichtigt
o Beibinärem(True/False)250x250mRaster:50-100%
Überschätzungderbebauten FlächebeiOrtschaftenmit
2000Einwohner
o DaherKompensation desEffektes
Methode
(A)Erhebung dermöglichen Fernwärmepotenziale
2. BerechnungderNetzinfrastrukturkosten
(A)+(B):WärmebedarfproTrassenlänge
Wärmebedarf pro Trassenlänge =Qs /L = 61,8 ⋅ q ⋅ e 0,85
e ... Geschoßflächenzahl, q ... Flächenspezifischer Wärmebedarf der Gebäude [GJ/m²]
Qs ... Jährlich verkaufte Wärme [GJ], L... Trassenlänge [m]
(C): Investitionskosten Wärmenetz I Netz ,T
C1,T + C2,T ⋅ (0.0486 ⋅ ln(QT / L) + 0.0007)
=
[€/GJ]
τ
QT + t
/L
∑
t
t =1 (1 + r )
mit
T... Zeitpunkt der Investition, τ ... kalkulatorische Abschreibungsdauer [a]
r... kalkulatorische Zinssatz [a]

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