<p>Sonnenkollektoren: Klimafreundlich dank regenerativer Energiequelle</p><p>So erzeugen Sie Wärme aus Sonnenenergie für Ihr Zuhause</p><p><ul><li>Installieren Sie Sonnenkollektoren, wenn Sie Platz auf Ihrem Dach haben.</li><li>Nutzen Sie Förderprogramme und beachten Sie gesetzliche Vorgaben.</li></ul></p><p>Gewusst wie</p><p>Sonnenkollektoren (Solarthermie) erwärmen Brauchwasser und können zusätzlich zur Heizungsunterstützung genutzt werden. Das spart wertvolle Ressourcen (Öl und Gas) und vermeidet umwelt- und klimaschädliche Emissionen.</p><p><strong>Sonnenkollektoren installieren:</strong>In Frage kommen Dachausrichtungen von Ost über Süd bis West. Bei Ost- oder Westausrichtung wird mehr Kollektorfläche benötigt. Eine Anlage zur Warmwassererzeugung braucht pro Person 1 bis 1,5 m2Kollektorfläche und für vier Personen ca. 300 Liter Speicher. Sie liefert übers Jahr ca. 60 % des benötigten Warmwassers. 6 m2Fläche erzeugen ca. 2.000 kWhth/Jahr. Dies spart ungefähr 495 kg Treibhausgase ein (UBA 2019). Die Investitionskosten für eine Solarthermieanlage, die mittels Flachkollektoren die Brauchwassererwärmung unterstützt, liegen die Anlagenkosten zwischen ca. 4.000-6.000 EUR. Vakuumröhrenkollektoren liefern eine bessere Energieausbeute, dabei sind jedoch die Kollektoren teurer. Die Rentabilität der Anlage hängt von Gebäudezustand, derzeitigem Heizsystem und Brennstoffpreisen ab. Eine genaue individuelle Planung und eine Auswertung der Energieverbräuche ist unerlässlich. Sie umfasst die Themen:</p><p>Eine herstellerunabhängige Energieberatung bieten z.B. viele Verbraucherzentralen an. Hilfreiche Online-Beratungstools und einen Renditerechner finden Sie bei den Links.</p><p><strong>Förderprogramme und gesetzliche Verpflichtungen:</strong>In bestehenden Gebäuden sind kombinierte Solaranlagen zur Brauchwassererwärmung und Heizungsunterstützung im Rahmen der<a href="https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Heizungsf%C3%B6rderung/">Bundesförderung für effiziente Gebäude</a>förderfähig. Sonnenkollektoren sind eine Möglichkeit, die Verpflichtungen nach dem Gebäudeenergiegesetz zu erfüllen. Bei manchen Anlagengrößen und Gebäudearten gibt es Anzeige- oder Genehmigungspflichten. Daher sollte beim örtlichen Bauamt nachgefragt werden.</p><p><strong>Was Sie noch tun können:</strong></p><p>unten Photovoltaikmodule zur Stromerzeugung, oben Solarkollektoren zur Wärmeerzeugung</p><p>Hintergrund</p><p><strong>Umweltsituation:</strong>Der Anteil der Solarthermie an der Wärmebereitstellung aus erneuerbaren Energien in Deutschland betrug im Jahr 2022 ca. 5 %. Das entspricht einer solarthermisch erzeugten Wärmemenge von ca. 9.733 GWh. Damit wurden ca. 2,6 Millionen Tonnen Treibhausgase (CO2-Äquivalente) vermieden, wobei die Herstellung der Anlagen und Betriebsstoffe bereits berücksichtigt sind. Ebenso werden ca. 1.175 Tonnen versauernde Stoffe (SO2-Äquivalente) eingespart (UBA 2023 & 2018). Die Wärmeerzeugung durch Sonnenkollektoren hat aus Umweltsicht viele Vorteile gegenüber Biomasseverfeuerung: keine Flächenkonkurrenz zum Nahrungsmittelanbau und keine Abgase im Betrieb. Allerdings kann Solarwärme nur einen Teil des Energiebedarfs für Warmwasser und Raumwärme decken.</p><p><strong>Gesetzeslage:</strong>Das Gebäudeenergiegesetz schreibt den Einsatz von 65 % erneuerbarer Energien ab 2024 im Neubau vor, ab Mitte 2026 sukzessive auch für Bestandsgebäude. Dafür eignet sich auch Solarthermie. Für Solarthermie-Hybridheizungen in Wohngebäuden mit höchstens zwei Wohnungen sind 0,07 m2Kollektorfläche pro m2beheizter Nutzfläche und für Gebäude mit mehr als zwei Wohnungen 0,06 m2Kollektorfläche notwendig; die restliche Heizung muss dann mindestens 60 % erneuerbare Brennstoffe nutzen (GEG 2023: § 71h). Die Bundesländer können höhere Anteile vorschreiben. Über die<a href="https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Heizungsf%C3%B6rderung/">Bundesförderung für effiziente Gebäude</a>können Solaranlagen im Bestand gefördert werden. Allerdings nur, wenn die Sonnenkollektoren auch zur Heizungsunterstützung beitragen.</p><p><strong>Marktbeobachtung:</strong>Die neu installierte Kollektorfläche ist seit einigen Jahren rückläufig. Ihren Höhepunkt hatte sie im Jahr 2012, in dem ca,1,2 Mio. m2zugebaut wurden. Im Jahr 2022 wurden ca. 91.000 neue Solarthermieanlagen installiert, dieser Zubau entspricht ca. 710.000 m² damit wuchs in Deutschland die insgesamte installierte Solarkollektorfläche auf 22,1 Mio. m² an (BSW 2023). Der Endkundenumsatz lag 2022 bei ca. 930 Mio. Euro (nach einem Maximum in 2008 mit 1,7 Mrd. Euro) (<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a> 2023).</p><p>Entsorgung von Solarthermiemodulen / Solarkollektoren</p><p><strong>Hinweis:</strong>Die Demontage und fachgerechte Entsorgung von Solarkollektoren wird in den allermeisten Fällen durch einen Handwerksbetrieb erfolgen. Andernfalls beachten Sie bitte das sich grundsätzlich die Vorschriften für die Entsorgung bestimmter Abfälle von Bundesland zu Bundesland und sogar von Kommune zu Kommune unterscheiden können.</p><p>Wir empfehlen Ihnen daher, sich an die örtliche Abfallbehörde bzw. Abfallbehörde des Bundeslandes zu wenden – auch für die Frage der fachgerechten Entsorgung in Ihrem Kreis / Ihrer Region.</p><p><strong>Solarthermiemodule / -kollektoren ohne elektrische Funktionen zur reinen Wärme / Warmwassererzeugung</strong>können z.B. bei den kommunalen Wertstoffhöfen der öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger entsorgt werden – eine Pflicht zur Rücknahme besteht allerdings nicht, auch können Gebühren für die Entsorgung anfallen. Auch manche Hersteller (oder Installateure) nehmen auf freiwilliger Basis alte Solarthermiemodule / -kollektoren zurück. Bei Solarthermiemodulen / -kollektoren, die den "Blauen Engel" als Umweltkennzeichen besitzen, verpflichten sich die Hersteller in der Regel zu Rücknahme und Entsorgung.</p><p><strong>Solarflüssigkeit:</strong>Bitte beachten Sie, dass in den Solarkollektoren noch Solarflüssigkeit (z.B. 1,2-Propylenglycol) enthalten sein kann. Diese ist oftmals ein Gemisch aus 1,2-Propylenglycol und Wasser und ggf. weiteren Inhaltsstoffen. Alte Solarflüssigkeit für Solarkollektoren darf nicht einfach über das Abwasser, die Kanalisation, noch sonst wie in der Umwelt entsorgt werden.<br>Solarflüssigkeit sollte vor der Entsorgung aus dem Kollektor entfernt werden und kann z.B. bei einer Schadstoffsammelstelle oder am kommunalen Wertstoffhof abgegeben werden.<p>Reine<strong>Photovoltaik-/ Solarmodule (PV-Module) die nur der Stromerzeugung dienen</strong>, sind Elektrogeräte und müssen nach den Vorgaben des ElektroG entsorgt werden. Das gilt auch für Hybridmodule bzw. Kombinationsmodule aus Photovoltaik und Solarthermie ("Solar-Hybridkollektor", "Hybridkollektor"), zur gleichzeitigen Strom- und Wärme- / Warmwassererzeugung. Mehr Informationen dazu auf der UBA-Umwelttippseite zur<a href="https://www.umweltbundesamt.de/umwelttipps-fuer-den-alltag/elektrogeraete/alte-elektrogeraete-richtig-entsorgen">Entsorgung von Elektroaltgeräten</a>.</p><p>Weitere Informationen finden Sie auf unseren <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a>-Themenseiten:</p><p>Quellen</p>
Der Forschungsbericht dient als Grundlage für den ersten Erfahrungsbericht der Bundesregierung nach §23 Absatz 1 des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) über die Wirkung des nationalen Brennstoffemissionshandels (nEHS). Gemäß § 23 Absatz 2 BEHG unterstützte das Umweltbundesamt dabei das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz bei der Erstellung des Berichts. Untersucht wurden die Wirkung des nEHS auf die Entwicklung der Brennstoffpreise für die Verbrauchenden, die Wirkung des nEHS auf die CO2 -Emissionen in den betroffenen Sektoren sowie die Verteilungswirkung der CO2-Preise auf die privaten Haushalte. Veröffentlicht in Climate Change | 45/2022.
<p>Zahlreiche Berichte verdeutlichen mangelnden globalen Klimaschutz</p><p>Im Vorfeld der 27. UN-Klimakonferenz (COP27) wurden diverse Berichte veröffentlicht, die alle attestieren, dass der aktuelle globale Klimaschutz unzureichend ist, um die Ziele des Übereinkommens von Paris einzuhalten und drastische Klimafolgen zu vermeiden. Hier werden einige zentrale Aussagen verschiedener Berichte zusammengefasst.</p><p>Der vom Umweltprogramm der Vereinten Nationen veröffentlichte<a href="https://www.unep.org/resources/emissions-gap-report-2022"><strong>UNEP Emissions Gap Report 2022</strong>„<em>The Closing Window – Climate crisis calls for rapid transformation of societies</em>“</a>setzt die klare Botschaft, dass die Staatengemeinschaft sich weiterhin nicht auf einem Pfad befindet, der ein Einhalten der Paris-Ziele zulässt. Die vollständige Umsetzung der unkonditionierten nationalen Klimaschutzbeiträge (NDCs) (also NDCs ohne Unterstützung in Form von Finanzierung, Technologietransfer oder Kapazitätsaufbau) würde die globale Erwärmung bis zum Ende des Jahrhunderts schätzungsweise auf etwa 2,6 °C begrenzen (66 Prozent Wahrscheinlichkeit), bei Umsetzung der konditionierte NDCs auf 2,4 °C. Unter dem „current policies scenario“ wird der Anstieg auf 2,8 °C geschätzt. Die Analysen machen deutlich, dass die Zeit der kleinen Schritte vorbei ist – es wird eine systemweite und tiefgreifende Transformation benötigt. Der Bericht analysiert entsprechend in diesem Jahr, wie diese Transformation durch Maßnahmen in den Sektoren Stromversorgung, Industrie, Verkehr und Gebäude sowie Lebensmittel- und Finanzsysteme erreicht werden kann. Der Bericht erschien am 27. Oktober 2022 nach aktiver Beteiligung verschiedener <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a>-Mitarbeiter*innen.</p><p>Mit diesen Aussagen stimmt auch der 2021 bei der COP26 in Glasgow (UK) mandatierte und kürzlich erschienene Bericht des <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UN#alphabar">UN</a>-Klimasekretariats überein: Der<a href="https://unfccc.int/documents/619180"><strong>UNFCCC Synthesis Report</strong>„<em>Nationally determined contributions under the Paris Agreement</em>“</a>stellt heraus, dass die Umsetzung der sogenannten konditionierten NDCs (also NDCs mit Unterstützung in Form von Finanzierung, Technologietransfer oder Kapazitätsaufbau) für 2030 einen Rückgang der Treibhausgasemissionen von 3,6 Prozent gegenüber 2019 bedeuten würde. Die Umsetzung der unkonditionierten NDCs würden für 2030 einen Anstieg von 3,1 Prozent gegenüber 2019 bedeuten. Ein Scheitelpunkt der globalen Emissionen ist somit möglich. Die Aussagen des<a href="https://www.ipcc.ch/report/sixth-assessment-report-working-group-3/">neusten Berichtes</a>des<a href="https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/klimawandel/weltklimarat-ipcc">Weltklimarats (IPCC)</a>von April 2022 machen jedoch deutlich, wie weit man mit diesen Anstrengungen von den Zielen des Übereinkommens von Paris entfernt ist. Ein Temperaturanstieg von maximal 1,5 °C kann nur erreicht werden, wenn die Emissionen vor 2025 fallen und bis 2030 die Emissionen um 43% gegenüber 2019 zurückgehen. Die unter den NDCs erwartbaren <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/t?tag=Treibhausgas#alphabar">Treibhausgas</a>- (THG-) Emissionen würden in dieser Dekade der 2020er-Jahre 86 Prozent des Kohlenstoffbudgets des 1,5 °C-Pfades bzw. 37 Prozent des Kohlenstoffbudgets eines 2 °C-Pfades verbrauchen.</p><p>Der<a href="https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2022"><strong>World Energy Outlook 2022</strong></a>der International Energy Agency (IEA) zeigt auf: Die globale Energiekrise – ausgelöst durch Russlands Angriffskrieg auf die Ukraine – hat weitreichende Auswirkungen auf Haushalte, Unternehmen und ganze Volkswirtschaften und führt zu kurzfristigen Reaktionen der Regierungen sowie zu einer tieferen Debatte darüber, wie das Risiko zukünftiger Störungen verringert und die Energiesicherheit gefördert werden kann. Hohe Energiepreise bewirken einen enormen Vermögenstransfer von den Verbrauchern zu den Produzenten. Für Öl geschieht dies auf einem Niveau, das es zuletzt 2014 gab. Bei Erdgas geschieht dies völlig beispiellos. Hohe Brennstoffpreise sind für 90 Prozent des Anstiegs der durchschnittlichen Stromerzeugungskosten weltweit verantwortlich, Erdgas allein für mehr als 50 Prozent. Die Kosten für Erneuerbare und der CO2-Preis spielen dabei nur eine marginale Rolle und unterstreichen, dass es sich um eine Krise handelt, in der die Energiewende die Lösung und nicht das Problem ist. Zu den energiebedingten CO2-Emissionen wird berichtet, dass diese im Jahr 2021 auf 36,6 Gigatonnen CO2anstiegen – der größte jährliche Anstieg aller Zeiten. Im IEA<em>Stated Policies Scenario</em>(STEPS) erreichen die CO2-Emissionen bis zum Jahr 2030 ein Plateau bei etwa 37 Gigatonnen, bevor sie langsam auf 32 Gigatonnen im Jahr 2050 abfallen. Dies würde bis 2100 zu einem Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur um 2,5 °C führen. Im IEA<em>Announced Pledges Scenario</em>(APS), das von der Implementierung aller Regierungsankündigungen zum <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/k?tag=Klimaschutz#alphabar">Klimaschutz</a> ausgeht, erreichen die Emissionen schon Mitte dieses Jahrzehnts ihren Scheitelpunkt und würden zu einem Temperaturanstieg von 1,7 °C bis Ende des Jahrhunderts führen.</p><p>Weitere Berichte mit Relevanz für die COP27, die kürzlich publiziert wurden, sind:</p>
Wärmenetze bieten die Möglichkeit, regenerative Energien und Kraft-Wärme-Kopplung in den Wohnbaubestand zu integrieren und durch Vermeidung fossiler Heizsysteme CO2-Emissionen zu senken. Bisher kommen in Nahwärmenetzen im ländlichen Raum vorrangig Biogas und Holzhackschnitzel als Energieträger zum Einsatz. Aufgrund sich verknappender Ressourcen und steigender Brennstoffpreise ist deren Ausbaubarkeit jedoch begrenzt. Im Bereich der elektrischen Energieerzeugung steigt der Anteil Erneuerbarer Energien (EE) durch Wind und Sonne, was zu einer fluktuierenden Stromerzeugung und daher stark schwankenden Residuallasten führt. Nahwärmenetze, in denen gleichzeitig stromerzeugende (Blockheizkraftwerk) und stromabnehmende Aggregate (Heizstab, Wärmepumpe) eingesetzt werden, bieten die Möglichkeit der intelligenten Sektorkopplung zwischen Strom- und Wärmenetz. Hierbei kann die Speicherfähigkeit des Wärmenetzes genutzt werden, um Residuallasten im Stromnetz auszugleichen. Das Nahwärmenetz in Dollnstein, welches mit variablen Netztemperaturen betrieben wird, wurde bereits 2014 gebaut und ist das erste dieser Art. Die Kombination von zentralen und dezentralen Wärmeerzeugern ermöglicht den Betrieb mit variablen Netztemperaturen. Hierzu gehören verschiedene Komponenten, die für die Kopplung zwischen Strom- und Wärmenetz genutzt werden können und bei intelligenter Regelung zu Synergieeffekten zwischen den Netzen führen. Für die Bereitstellung von Wärme stehen in einem zentralen Heizhaus ein BHKW sowie eine Großwärmepumpe zur Verfügung, gleichzeitig kommen in den Hausübergabestationen Kleinst-Wärmepumpen zum Einsatz, die das Wärmenetz als Quelle nutzen. Auf diese Weise kann die Temperatur im Wärmenetz im Sommer auf unter 30 °C abgesenkt werden und die Wärmeverluste, welche wesentlich von der Temperaturdifferenz zwischen Fluid und Umgebungstemperatur abhängen, reduziert werden. Im Rahmen des Projekts NATAR wird dieses Wärmenetz sowohl messtechnisch als auch simulativ detailliert untersucht und verschiedene Möglichkeiten der Betriebsoptimierung analysiert. Die Kernforschungsfrage ist hierbei, wie Energiesysteme im ländlichen Raum effizienter gestaltet werden können. Mit dem Fokus auf der Sektorkopplung von Wärme und elektrischer Energie werden Möglichkeiten zur Entwicklung intelligenter Energiesysteme aufgezeigt. Die Auswertung von Messdaten und Simulationsergebnissen ermöglicht eine fundierte Aussage über die durch die Sommerabsenkung der Netztemperatur erreichte Energieeinsparung. Eine begleitende ökonomische Bewertung widmet sich der Fragestellung, inwiefern trotz kapitalintensiven Anlagentechnik ein wirtschaftlicher Vorteil durch die Energieeinsparung erzielt werden kann. Die Regelung der Anlagen wird abhängig von den Anforderungen des Stromnetzes und unter Einbeziehung des Regelverhaltens der Komponenten optimiert. Wichtig hierbei sind in diesem Zusammenhang Prognosen bzgl. der Wärmeabnahme, der solartherm. Wärmeerzeugung sowie den Speicherfüllständen.
Nahwärmenetze im ländlichen Raum bieten die Möglichkeit, regenerative Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im Wohnbaubestand einzusetzen und durch Vermeidung fossiler Heizsysteme CO2-Emissionen kostengünstig zu senken. Bisher kommen hauptsächlich Biogas und Holzhackschnitzel zum Einsatz. Aufgrund knapper Ressourcen und steigender Brennstoffpreise ist deren Ausbaubarkeit jedoch begrenzt. Werden in Nahwärmenetzen gleichzeitig stromerzeugende und stromabnehmende Aggregate eingesetzt, bietet sich die Möglichkeit einer Sektorkopplung des Strom- und Wärmenetzes. Hierbei kann die Speicherfähigkeit des Wärmenetzes genutzt werden, um Unterschiede zwischen Angebot und Bedarf im Stromnetz auszugleichen. Wärmepumpen können negative Regelenergie zur Verfügung stellen und diese Energie effektiver nutzen als reine Stromheizgeräte. Blockheizkraftwerke können positive Regelenergie zur Verfügung stellen. Beide Möglichkeiten der Sektorkopplung hängen jedoch von der im Wärmenetz vorhandenen Speichermöglichkeit und dem aktuellen Betriebszustand ab. Die integrierte Fahrweise bedingt eine intelligente Regelstrategie.
Nahwärmenetze im ländlichen Raum bieten die Möglichkeit, regenerative Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im Wohnbaubestand einzusetzen und durch Vermeidung fossiler Heizsysteme CO2-Emissionen kostengünstig zu senken. Bisher kommen hauptsächlich Biogas und Holzhackschnitzel zum Einsatz. Aufgrund knapper Ressourcen und steigender Brennstoffpreise ist deren Ausbaubarkeit jedoch begrenzt. Werden in Nahwärmenetzen gleichzeitig stromerzeugende und stromabnehmende Aggregate eingesetzt, bietet sich die Möglichkeit einer Sektorkopplung des Strom- und Wärmenetzes. Hierbei kann die Speicherfähigkeit des Wärmenetzes genutzt werden, um Unterschiede zwischen Angebot und Bedarf im Stromnetz auszugleichen. Wärmepumpen können negative Regelenergie zur Verfügung stellen und diese Energie effektiver nutzen als reine Stromheizgeräte. Blockheizkraftwerke können positive Regelenergie zur Verfügung stellen. Beide Möglichkeiten der Sektorkopplung hängen jedoch von der im Wärmenetz vorhandenen Speichermöglichkeit und dem aktuellen Betriebszustand ab. Die integrierte Fahrweise bedingt eine intelligente Regelstrategie.
Das Vorhaben hat zum Ziel, wesentliche Erkenntnisse zu den genannten Kernfragen des Marktdesigns zu generieren und einen wichtigen Beitrag zur strukturierten Diskussion der zukünftigen Ausgestaltungsmöglichkeiten des Strommarktes und der EE Förderung zu liefern. Dabei sollen insbesondere Aspekte der Investitionssicherheit für Erzeugungskapazitäten Berücksichtigung finden. Die zentrale, allgemeine Frage ist dabei, in welchem Ausmaß (u. a. regulatorisch beeinflussbare) Parameter des Marktdesigns das betriebswirtschaftliche Kalkül beeinflussen, so dass die Marktergebnisse kurzfristig und langfristig effizient sind. In der langfristigen, investiven Perspektive betrifft dies die Frage, ob die unsicheren Rahmenbedingungen sowie Marktparameter (Brennstoffpreise, langfristiges Niveau der Einspeisung aus dargebotsabhängigen EE) durch die Akteure mit einer effizienten Risikomanagementstrategie bewältigt werden können oder inwieweit das Marktdesign Risiken durch regulatorischen Eingriff minimieren muss. Zunächst sollen Modelle für ein Strommarktdesign mit sehr hohen Anteilen von EE ermittelt werden. Anschließend erfolgt die modellbasierte Analyse der identifizierten Designoptionen. Diese umfasst die integrierte Analyse von optimalem Investitions- und Dispatchverhalten, die Prüfung von investiven Marktdesignoptionen (bspw. Kapazitätsmärkte). Abschließend erfolgt eine Bewertung der Designoptionen.
Zielsetzung: Das Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) recherchiert und strukturiert für die im Online-Wärmekostenrechner vorgesehenen Gebäudetypen, Wärmeversorgungstechnologien, Bioenergieträger und fossilen Referenzen folgende Datengrundlagen und bereitet sie wissenschaftlich auf: - erforderliche technologiespezifische Anforderungen und Eigenschaften - Investitionskosten, Fördermöglichkeiten, - betriebsgebundene Kosten und - verbrauchsgebundene Kosten, insbesondere Brennstoffkosten. Vorhabenbeschreibung und Methoden: Die Erhebung und Zusammenstellung der Datengrundlagen folgt der Systematik der Wärmegestehungskostenberechnung in Anlehnung an VDI 2067, die auch den aktuellen Heizkostenvergleichen des IER für EInfamilienhäuser zugrunde liegt (siehe http://www.ier.uni-stuttgart.de/linksdaten/heizkostenvergleich/index.html). Es werden folgende Gebäudetypen betrachtet: Einfamilienhäuser, kleine Mehrfamilienhäuser (bis 4 Wohneinheiten), große Mehrfamilienhäuser (bis 20 Wohneinheiten), Bürogebäude und Gewerbegebäude (KMU bzw. produzierenden Unternehmen). Es wird unterschieden zwischen unsanierten und sanierten Altbauten und Neubauten mit unterschiedlichem Heizwärmebedarf. Es werden als Wärmeversorgungstechnologien betrachtet: Holzfeuerungen (Pellet, Scheitholz, Hackschnitzel), Wärmepumpensysteme, Gas- und Heizölbrennwertkessel, KWK-Anlagen, Kombination mit Solarthermie. Arbeitspaket 1: Erarbeitung und Abstimmung der Struktur und Abfragelogiken des Online-Wärmekostenrechners Arbeitspaket 2: Erhebung und Aufbereitung relevanter Gebäudedaten, Kostendaten für die Wärmeversorgungstechnologien sowie Brennstoffkosten Arbeitspaket 3: Abstimmungstreffen mit den Projektpartnern insbesondere im Rahmen von Arbeitspaket 1 zur Klärung des Aufbaus des Online-Wärmerechners. Abstimmung der wissenschaftlich erhobenen Datengrundlagen und Annahmen im Rahmen eines Fachworkshops mit dem Projektträger, Experten aus Wissenschaft und Branchenverbänden.
Der Altersstruktur des deutschen Kraftwerksparks besteht in den kommenden Dekaden ein zunehmender Bedarf an neuen Erzeugungskapazitäten, die zum einen kompatibel zu den langfristigen Klimaschutzzielen und zum anderen im Bezug auf ihre Flexibilität geeignet sind, die überwiegend dargebotsabhängigen EE zu ergänzen. Für den Bereich der fossilen Kraftwerke besteht dabei neben dem Neubau von Kraftwerken auch die Möglichkeit des Retrofits und damit der Laufzeitverlängerung von Teilen des bestehenden Kraftwerksparks. Die Entwicklung des Kraftwerksparks wird maßgeblich durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien, der KWK, den Atomausstieg, den EU-Emissionshandel und die Entwicklung der Brennstoffpreise beeinflusst. Zudem beeinflussen auch der verstärkte europäische Stromhandel und die zunehmenden Preiselastizität der Nachfrage im Zusammenhang mit den Möglichkeiten der Laststeuerung die Entwicklung des Kraftwerksparks. Es soll in diesem Projekt anhand eines europäischen Strommarktmodells untersucht werden, wie sich der Kraftwerkspark unter Erfüllung der langfristigen Klimaschutzziele und Erhalt der Versorgungssicherheit bis zum Jahr 2030 volkswirtschaftlich effizient entwickeln sollte. Die Ergebnisse sind eine wichtige Voraussetzung für die in den nächsten Jahren anstehenden Impulse für die Entwicklung der Stromversorgung, insb. bei neuen fossilen Kraftwerken und Speicher.
Ziel des Projekts ist es, Aussagen über den möglichen quantitativen Umfang der Substitution von Kohle durch Biomasse in Abhängigkeit von der verwendeten Prozessvariante (direkte oder indirekte Mitverbrennung) zu machen. Insbesondere sollen bei den einzelnen Anlagenkomponenten des Kraftwerksprozesses möglicherweise auftretende Probleme, die sich aus der Mitverbrennung von Biomasse ergeben, detailliert untersucht werden. Auftretende Beschränkungen bei der Steigerung des Biomasseanteils über die bisher üblichen Werte sollen identifiziert, diskutiert und, soweit möglich, auch quantifiziert werden. Die zu untersuchenden Biomassen werden mittels Brennstoffscreening zu Beginn des Projekts im Wesentlichen nach den Kriterien Verfügbarkeit, Preis, Heizwert und Zusammensetzung festgelegt. Vergleichsweise günstige Biomassen mit ausreichender regionaler Verfügbarkeit (low ranked biomass) werden bevorzugt. Nur bei direkter Mitverbrennung sollen höherwertige Biomassen betrachtet werden. Nach Identifikation der aussichtsreichsten Technologien sollen diese am IET mit Hilfe detaillierter Modelle abgebildet werden, um in anschließenden Simulationsrechnungen die bestmögliche Integration in den Gesamtprozess sowie verschiedene weitere Aspekte der Biomasse-Mitverbrennung genauer untersuchen zu können. Die experimentellen Ergebnisse aus den parallel durchgeführten Verbrennungsversuchen des IFK (Universität Stuttgart) werden als Randbedingungen dieser Modellierungen mit berücksichtigt.
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|---|---|
| Bund | 17 |
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| Förderprogramm | 10 |
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