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In den letzten fünf Jahren haben grosse Solarthermie-Anlagen in Dänemark immer wieder für Schlagzeilen gesorgt. Fast jedes Jahr wurde ein neuer Grössenrekord erzielt. So wurde zum Beispiel Ende 2016 in Silkeborg eine Kollektoranlage mit über 150 000 m2 Fläche in Betrieb genommen (Fig. 1). Damit deckt diese Anlage 20% des Wärmebedarfs der über 21 000 Gebäude, die an das Wärmenetz angeschlossen sind. Diese Anlagen werden in Dänemark in der Regel ohne Subventionen gebaut, und dennoch sind sie in der Lage, mit Solarkollektoren Wärme für 3–4 Rp./kWh zu produzieren. Im Vergleich dazu kostet die Wärmeerzeugung mit Holz oder Gas mit 4–6 Rp./kWh deutlich mehr. Dänemark ist derzeit Spitzenreiter bei der Nutzung der Solarwärme in Kombination mit Fernwärme (Fig. 1). Dank den dort gemachten Erfahrungen beginnt sich dieser Trend nun auch in anderen Ländern wie Österreich und Deutschland auszubreiten. In Senftenberg ist die bislang grösste thermische Solaranlage Deutschlands in Betrieb gegangen (Fig. 2). Die Wärme von 8300 m2 Vakuumröhrenkollektoren wird direkt in ein städtisches Fernwärmenetz eingespiesen. An normalen Sommertagen wird der gesamte Wärmebedarf des Netzes durch die Solarwärme gedeckt.
Dass das Interesse an Fernwärme gewachsen ist, zeigt sich vor allem im Förderprogramm Horizon 2020 der EU: Es wird deutlich mehr Geld für die Entwicklung und Demonstration innovativer Fernwärmekonzepte veranschlagt als in den früheren EU-Forschungsprogrammen [1].
Auch in der Schweiz gewinnt Fernwärme immer mehr an Bedeutung. Die Fernwärmeversorgung von privaten Haushalten hat sich, bezogen auf die Energiebezugsfläche, ausgehend vom Jahr 2000 bis 2015 um 85% erhöht. Die Fernwärme deckt aktuell rund 4% des Raumwärmeverbrauchs [2]. Gleichzeitig werden immer noch etwa 30% der Fernwärme durch fossile Energieträger bereitgestellt [3].
Mit dem Weissbuch Fernwärme [4] wurde das Potenzial der Fernwärme in der Schweiz untersucht. Die Studie zeigt, dass bis zu 38% des gesamtschweizerischen Wärmebedarfs für Raumheizung und Warmwasser mit Nah- und Fernwärme wirtschaftlich abgedeckt werden könnten. Um den Anteil erneuerbarer Energien in Fernwärmenetzen zu erhöhen, wurden unterschiedliche Lösungen untersucht und präsentiert. Bedauerlicherweise wurde in der Studie die Möglichkeit der Einbindung von Solarthermie in Fernwärmenetze nicht in Betracht gezogen. Motiviert durch die Entwicklungen im Ausland, hat das SPF Institut für Solartechnik der HSR Hochschule für Technik Rapperswil im Auftrag des Kantons St. Gallen und des Bundesamtes für Energie nun eine Machbarkeitsstudie für solare Fernwärme erarbeitet.
Weltweit verändert sich die Energielandschaft. Dies betrifft die Elektrizitätsversorgung wie auch die Wärmeversorgung. Um die fossilen Energien zu ersetzen, braucht es eine sinnvolle Kombination verschiedener erneuerbarer Energien. Solarwärme lässt sich dabei gut mit dem Energieträger Holz kombinieren. Während Solarenergie den Wärmebedarf im Sommer problemlos decken kann, hilft sie in der Übergangszeit, den Brennstoff Holz einzusparen. Einheimisches Holz ist im Grunde gespeicherte und lagerfähige Solarenergie, die im Winter die fehlende Solarwärme ersetzen kann. Diesen Energieträger im Sommer zu verheizen, mag aus kurzfristiger ökonomischer Perspektive in Frage kommen, langfristig betrachtet ist es weniger sinnvoll.
In der Schweiz wird zudem rund ein Drittel der Fernwärme aus fossilen Energieträgern erzeugt. Werden solche Wärmeverbünde mit Solaranlagen kombiniert, können die CO2-Emissionen erheblich reduziert werden. Dank der zentralen Versorgung mit Fernwärme können durch eine Umrüstung der Zentrale Hunderte Gebäude auf einen Schlag mit erneuerbarer Energie beliefert werden, ohne dass die Hausbesitzer etwas an ihren Gebäuden verändern müssen. Auf diese Weise konnte zum Beispiel in Schweden der Anteil fossiler Energieträger in der Fernwärme auf Landesebene von über 80% im Jahr 1980 auf heute unter 10% gesenkt werden. Dies, obwohl gleichzeitig der Bedarf an Fernwärme gestiegen ist, und heute über 50% der Gebäudewärme durch Fernwärme beschafft werden [5].
Im Kanton St. Gallen werden 43 Wärmeverbünde durch den Kanton gefördert. Fünf dieser Wärmenetze wurden ausgewählt, um die Wirtschaftlichkeit von Solarwärme in Kombination mit Fernwärme zu bestimmen. Diese Auswahl wurde aufgrund mehrerer Kriterien getroffen. Zum Beispiel sollte der Sommerbedarf nicht bereits durch Abwärmenutzung, zum Beispiel durch Kehrichtverbrennungsanlagen (KVA), gedeckt sein. Andere Kriterien waren die Aufgeschlossenheit der Betreiber, ohne die bereits die Datenerhebung nicht möglich gewesen wäre, sowie der Gesamtwärmebedarf der angeschlossenen Verbraucher. Nur bei Erreichen einer kritischen Grösse des Kollektorfeldes von zirka 400 m2 wurde davon ausgegangen, dass Skaleneffekte genutzt und dadurch tiefe Wärmegestehungskosten erreicht werden können.
Verschiedene Kollektorhersteller wurden gebeten, bei dieser Studie teilzunehmen und konkrete Offerten für die fünf ausgewählten Anlagen zu erstellen. Diese Offerten sollten als Basis für die Kostenabschätzung für jeden der fünf untersuchten Wärmeverbünde dienen. Insgesamt haben sich sechs Hersteller für eine Teilnahme bereit erklärt. Drei dieser Hersteller bieten Vakuumröhrenkollektoren (VRK) an, die andere Hälfte Flachkollektoren (FK). Neben Schweizer Kollektorherstellern wurden auch ausländische Anbieter berücksichtigt, da diese bereits Erfahrungen im Bereich der solaren Fernwärme im Ausland gemacht haben. Sämtliche Hersteller sind im gesamten Bericht anonymisiert.
In der Studie wurden folgende technische Randbedingungen und Berechnungsgrundlagen angewendet:
– Die Berechnung der Netztemperatur/Speichertemperatur sowie des solaren Ertrages beruht auf einer stündlichen Auflösung.
– Für jede Anlage wurden typische Wetterdaten für den spezifischen Standort aus Polysun [6] verwendet.
– Die Ausrichtung wurde der Gebäudeorientierung oder anderen standortbedingten Gegebenheiten angepasst.
– Der Anstellwinkel wurde bei einem Flachdachaufbau mit 45° angenommen, bei Schrägdächern wurde minimal der Winkel der entsprechenden Dachneigung verwendet.
– Bei Aufständerung auf Flachdächern oder auf einem Grundstück wurde der Kollektorreihenabstand mitberück-sichtigt.
– Der monatlich bekannte Wärmebedarf des Wärmeverbundes wurde in den Wintermonaten in Abhängigkeit der Aussentemperatur auf Stundenwerte umgerechnet.
– Die Kapazität der vorhandenen Speicher und des Netzes wurden in den Berechnungen vereinfacht als thermische Masse mitberücksichtigt. Dabei wurde angenommen, dass bei genügend Solareinstrahlung die Netztemperatur erhöht und somit das Netz als zusätzlicher Speicher genutzt werden kann.
– Die Kollektorfeldgrösse wurde so ausgelegt, dass die Netz- und Speichertemperatur mit den bestehenden Speichern nicht über 100 °C steigt. Damit wird verhindert, dass die Kollektoren in Stagnation gehen, was wiederum die Lebensdauer erhöht und die Unterhaltskosten senkt.
Nachfolgend sind die wirtschaftlichen Randbedingungen für die Studie aufgeführt:
– Es wurde die Annuitäten-Methode angewendet mit einem Kapitalzinssatz von 3%.
– Es wurde mit einer Amortisationszeit von 25 Jahren gerechnet, was vermutlich deutlich unter der Lebensdauer von Solarkollektoren in Fernwärmenetzen liegt.
– Für zusätzliche Speicher wurde ein Preis von 800 Fr./m3 angenommen.
– Der Strombedarf für den Betrieb wurde mit 0,5% vom Gesamtwärmeertrag des Kollektorfeldes abgeschätzt. Für die spezifischen Stromkosten wurde ein Wert von 16,5 Rp./kWh angenommen.
– Die Berechnung der Subventionen baut auf dem harmonisierten Fördermodell der Kantone auf (HFM 2015) [7].
Die Berechnungen zeigen, dass für die fünf ausgewerteten Wärmeverbünde ohne Ausbau der Speicherkapazitäten ein solarer Deckungsgrad von 4,5 bis 10% erreicht werden kann. Dies bedeutet, dass vom gesamten Wärmebedarf 4,5 bis 10% durch die Solarwärme bereit gestellt werden. Diese geringen Deckungsgrade sind vor allem ein Resultat der gewählten Randbedingungen:
– keine zusätzlichen Speicher
– maximale Systemtemperaturen von 100 °C auch ohne Abgabe von Überschüssen an die Umgebung
In der Gemeinde Altstätten werden zwei Wärmeverbünde betrieben. Für diese Studie wurde der Wärmeverbund Ost betrachtet, der von der NRGA AG betrieben wird und diverse Liegenschaften wie die nahegelegene Industrie, Mehrfamilienhäuser, Einfamilienhäuser usw. versorgt. Die Heizzentrale des Wärmeverbundes Altstätten steht in einer Industriezone, in der einige Gebäude mit grossen Dachflächen zur Verfügung stehen. Für die Studie wurde ein Industriegebäude gewählt, das am Fernwärmenetz angeschlossen ist und somit eine dezentrale Einspeisung der Solarwärme ermöglicht. Da es sich um ein Flachdach handelt, werden die Kollektoren mit einem Anstellwinkel von 45° aufgeständert. Dank der bereits verfügbaren Speicherkapazitäten kann der Wärmebedarf je nach Kollektortechnologie bis zu elf Tagen im Jahr komplett über Solarenergie gedeckt werden. Zusätzliche Speicher würden das Potenzial erheblich vergrössern, da aufgrund der gewählten Randbedingungen bezüglich Stagnation nicht das ganze Dach verwendet wird. Von den Investitionskosten von insgesamt 1 130 000 Franken für eine Anlage des Herstellers 1 entfällt ein Drittel auf die Kollektoren, ein Drittel auf Montage und Unterkonstruktion und ein Drittel auf andere Anlagenkomponenten und Aufwendungen (Fig. 3).
Die Auswertung der Wärmegestehungskosten (Fig. 4) für die verschiedenen Hersteller zeigt im Fall von Altstätten, dass der Hersteller 6 mit Flachkollektoren die tiefsten Wärmepreise erreicht. Diese liegen ohne Subventionen bei 6,2 Rp./kWh und mit Anrechnen von Subventionen bei 2,6 Rp./kWh. Das günstigste Angebot mit Vakuumröhrenkollektoren erzielte einen Wärmepreis von 8 Rp./kWh ohne Subventionen.
Die Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit zeigen, dass die Gestehungskosten für die Wärme aus Solarthermieanlagen für schweizerische Verhältnisse und unter der Berücksichtigung der Tatsache, dass mit dachmontierten Anlagen gerechnet wurde – überraschend tief sind. Dies lässt darauf schliessen, dass grosse zentrale Solarthermie-Anlagen Wärme zu deutlich tieferen Kosten liefern können als kleine, dezentrale Anlagen (zum Beispiel Einfamilienhäuser).
Ohne Einrechnung von Subventionen wurden für die betrachteten Fernwärmeverbünde Gestehungspreise für Solarwärme zwischen 6,2 und 15,8 Rp./kWh berechnet (Fig. 5). Dabei liegt der Wärmepreis umso tiefer, je grösser der Wärmeverbund und entsprechend auch die Solaranlage ist. Ohne finanzielle Unterstützung wäre in den hier vorgestellten Berechnungen die solare Fernwärme nur für den Wärmeverbund Altstätten konkurrenzfähig gegenüber der Verwendung von Holz oder Öl als Wärmeträger. Werden jedoch Subventionen nach dem harmonisierten Fördermodell der Kantone (HFM) mitberücksichtigt, dann reduzieren sich die Wärmegestehungskosten auf 2,6 bis 12 Rp./kWh. Vier der fünf untersuchten Wärmeverbünde könnten dann bereits solare Wärme zu Marktpreisen liefern.
Für den Wärmeverbund Gommiswald fallen im Vergleich mit den anderen Wärmeverbunden höhere Gestehungskosten für Solarwärme an. Auch unter Berücksichtigung der Subventionen liegen diese zu hoch, als dass die Anbindung einer Solarthermie-Anlage wirtschaftlich wäre. Der Grund für die hohen Kosten sind örtliche Begebenheiten. So würde die Verbindungsleitung zwischen Heizzentrale und Kollektoranlage in Gommiswald deutlich teurer ausfallen.
Ob es sich wirtschaftlich lohnt, Solarwärme mit Fernwärme zu kombinieren, ist von vielen Faktoren abhängig. Aus diesem Grund ist es auch nicht möglich, eine allgemeine Aussage zur Wirtschaftlichkeit der Technologie zu treffen. Jeder Wärmeverbund muss einzeln betrachtet werden. Die wichtigsten Faktoren, die entscheiden, ob sich eine solare Fernwärmeanlage lohnt, sind die Grösse der Kollektoranlage, die Distanz zur Heizzentrale und der Wärmebedarf im Sommer. Die Grösse der Kollektoranlage hängt wiederum stark davon ab, wie viele Dachflächen in der Nähe der Heizzentrale zur Verfügung stehen, ob diese die notwendige Tragfähigkeit aufweisen, und ob genügend Speicherkapazität vorhanden ist.
Neben den technischen Parametern spielen letztlich auch der gewählte Kapitalzinssatz und die veranschlagte Amortisationszeit eine wichtige Rolle. Die in der Studie präsentierten Resultate basieren auf einem Kapitalzinssatz von 3% und auf einer Lebensdauer von 25 Jahren. Ändert man die wirtschaftlichen Parameter wie den Kapitalzinssatz, so können die Wärmegestehungskosten deutlich beeinflusst werden (Fig. 6).
Die Studie zeigt auch, dass der Standort einen grossen Einfluss auf die Kosten bzw. den Wärmepreis haben kann. So weist Davos aufgrund seiner höheren Lage einen grösseren Wärmebedarf auf als die betrachteten Ortschaften im Kanton St. Gallen. Gleichzeitig hat Davos aber deutlich mehr sonnige Wintertage. Beides führt zu einer Reduktion des Wärmepreises um 19% gegenüber der gleichen Anlage in Thal SG.
Mit dieser Studie konnte gezeigt werden, dass solare Fernwärme auch in der Schweiz wirtschaftlich sein kann. Da solare Energie den Wärmebedarf im Sommer vollständig zu decken vermag, kann auf den Einsatz von gespeicherten Energieformen wie Holz, Gas oder Öl in der warmen Jahreszeit verzichtet werden. Die Ausserbetriebnahme der Verbrennungskessel im Sommer führt zu weniger Taktzyklen, weniger Emissionen, weniger Wartungsaufwand und einer längeren Lebensdauer der Wärmeerzeuger. Diese Kosteneinsparungen sind jedoch schwierig zu beziffern und wurden in dieser Studie deshalb nicht berücksichtigt.
Das SPF ist nun bestrebt, in Zusammenarbeit mit interessierten Wärmenetzbetreibern den Bau von solaren Fernwärmeanlagen zu initiieren. Mit einer intensiven Begleitung während der Planung und später im Betrieb sollen Erfahrungen gesammelt werden, die künftig für alle Wärmenetzbetreiber in Form von Empfehlungen zur Verfügung gestellt werden können.
Interessierte Fernwärmebetreiber können sich beim SPF melden, die Suche nach geeigneten Fernwärmenetzen ist noch nicht abgeschlossen.
[1] Voss, P. (2016): District Heating and the European Energy Transition. Presentation Solar District Heating Conference. 21-22. September 2016, Billund (DK)
[2] Kemmler, A. et al. (2016): Analyse des schweizerischen Energieverbrauchs 2000–2015 nach Verwendungszwecken. Bundesamt für Energie BFE
[3] Verband Fernwärme Schweiz (2016)): Jahresbericht 2015. www.fernwaerme-schweiz.ch
[4] Oppermann, G.; Gutzwiller, S.; Müller, E.A. (2010): Projektentwicklung Fernwärme Schweiz – Abwärmenutzung aus (DE)Zentralen Quellen der Industrie und Umwelt. BFE Schlussbericht Projektphase 1
[5] Werner S. (2017): District heating and cooling in Sweden. Energie 2017;126:419-29. Doi:10.1016/j.energy.2017.03.052
[6] Vela Solaris AG (2016): Polysun Designer – Simulationssoftware für Systeme im Bereich der erneuerbaren Energien. Version 9.0
[7] Bundesamt für Energie BFE (2016): Konferenz Kantonaler Energiefachstellen EnFK. Harmonisiertes Fördermodell der Kantone (HFM 2015). Schlussbericht. www.endk.ch
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