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COÌ-Verminderung in Deutschland

Teil I - Methodik und Zusammenfassung

Auftraggeber: EnBWE.ON Energie

RWE PowerVattenfall Europe

FfE-Auftragsnummer: 900.1

Bearbeiter/in: M. BeerR. CorradiniT. Gobmaier

L. KöllR. Podhajsky

G. VoglerM. Zotz

Impressum

Endbericht der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE)

zum Projekt:


Teil I - Methodik und Zusammenfassung

Auftraggeber:

EnBW E.ON Energie RWE Power Vattenfall Europe

Kontakt

Am Blütenanger 71 80995 München Tel.: +49 (0) 89 158121-0 Fax: +49 (0) 89 158121-10 E-Mail: [email protected] Internet: www.ffe.de

Wissenschaftlicher Leiter Prof. Dr.-Ing. U. Wagner

Geschäftsführer Prof. Dr.-Ing. W. Mauch

Projekt-Manager Dipl.-Phys. R. Corradini

3. überarbeitete Auflage, Oktober 2009

© 2008-2009 Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., München

Das Werk einschließlich aller Abbildungen ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwendung außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen, die Bearbeitung für Ton- und Bildträger sowie für Film und Fernsehen und die Einspeicherung und Bearbeitung in elektronischen Systemen.

ISBN: 978-3-941802-02-5 (pdf-Datei der Teile I-III)

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Inhalt

1 Einleitung ............................................................................................................. 3

1.1 Ausgangssituation ...........................................................................................................3

1.2 Zielsetzung........................................................................................................................4

1.3 Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung ......................................................5

2 Methodik............................................................................................................... 9

2.1 Potenzialbegriff.................................................................................................................9

2.1.1 Theoretisches Potenzial ...........................................................................................9 2.1.2 Technisches Potenzial ...........................................................................................10 2.1.3 Wirtschaftliches Potenzial ......................................................................................11

2.2 Statische Vermeidungskosten ......................................................................................12

2.2.1 Definition ................................................................................................................12 2.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung ..................................................................12 2.2.3 Potenzialermittlung mit Hilfe von statischen Vermeidungskosten ..........................13

2.3 Dynamische Verminderungskosten .............................................................................17

2.3.1 Ableitung der dynamischen Verminderungskosten ................................................17 2.3.2 Finanzmathematische Verfahren ...........................................................................22 2.3.3 Betriebswirtschaftliche vs. quasivolkswirtschaftliche Bewertungsmethode............32 2.3.4 Ableitung von wirtschaftlichen Potenzialen ............................................................33

2.4 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens.....................................................36

3 Rahmenbedingungen........................................................................................ 37

3.1 Verwendete Zinssätze ....................................................................................................37

3.2 Energieträgerpreise........................................................................................................37

3.3 CO2-Emissionsfaktoren..................................................................................................39

3.3.1 Emissionen aus vollständiger Verbrennung ...........................................................39 3.3.2 Emissionen der Stromerzeugung ...........................................................................41 3.3.3 Vorgelagerte Emissionen .......................................................................................43

3.4 Biomassepotenzial Deutschlands ................................................................................43

3.4.1 Einteilung der Biomasse.........................................................................................43 3.4.2 Biomassepotenzial .................................................................................................44 3.4.3 Nutzungskonkurrenz ..............................................................................................48 3.4.4 Zusammenfassung.................................................................................................49

4 Zusammenfassung der Ergebnisse ................................................................. 51

ii Inhalt

4.1 Umwandlungssektor...................................................................................................... 51

4.1.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen.................................. 51 4.1.2 Tabellarische Zusammenfassung des Umwandlungssektors................................ 56

4.2 Industrie .......................................................................................................................... 57

4.2.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen.................................. 57 4.2.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Industrie ....................................... 58

4.3 Gewerbe-Handel-Dienstleistung................................................................................... 58

4.3.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen.................................. 59 4.3.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors GHD............................................. 64

4.4 Haushalte ........................................................................................................................ 66

4.4.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Verminderungsmaßnahmen ............................ 66 4.4.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Haushalte..................................... 70

5 Exemplarischer Vergleich mit weiteren CO2-Vermeidungsstudien............... 73

5.1 Betrachtete Studien ....................................................................................................... 74

5.1.1 McKinsey ............................................................................................................... 74 5.1.2 Wuppertal Institut ................................................................................................... 75 5.1.3 Fraunhofer Institut (ISI) .......................................................................................... 76 5.1.4 Greenpeace Klimaschutzplan B............................................................................. 77 5.1.5 EUtech ................................................................................................................... 78 5.1.6 Zusammenfassende Übersicht .............................................................................. 78

5.2 Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie....................................................... 79

5.2.1 CO2-Einsparpotenzial durch Windenergie ............................................................. 79 5.2.2 CO2-Einsparpotenzial durch Photovoltaik.............................................................. 81 5.2.3 Gebäude-/Haushaltssektor (Haushaltsgeräte)....................................................... 82

5.3 Zusammenfassung und Fazit........................................................................................ 84

6 Literaturverzeichnis........................................................................................... 85

3

CO2-Verminderung in Deutschland Teil I – Methodik und Zusammenfassung

Der erste Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die Methodik sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten Rahmenbedingungen. Daneben sind die Ergebnisse der Potenzialermittlung in den Anwendungssektoren und dem Umwandlungssektor kurz zusammengefasst. Durch einen abschließenden Vergleich mit weiteren CO2-Vermeidungsstudien ist eine Einordnung bzw. Abrenzung möglich.

Die detaillierte Herleitung der Potenziale ist für die Sektoren „Umwandlung“ und „Industrie“ in Teil II der Studie nachzulesen. Ergebnisse zu „Haushalten“ und „Gewerbe-Handel-Dienstleistung“ finden sich in Teil III der vorliegenden Studie.

1 Einleitung

1.1 Ausgangssituation

Die Diskussion um die Treibhausgas-Reduzierung fokussiert sich zunehmend auf die Fragestellung, wie durch Erdgas und regenerative Energien ein Beitrag zum Klima-schutz geleistet werden kann. In diesem Zusammenhang werden die Reichweiten von Öl und Gas diskutiert und die Möglichkeiten der Kraftstoffsubstitution im Verkehr sowie neue Techniken zur CO2-Abscheidung und Speicherung in Lagerstätten dargestellt. Einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz sollen hierbei die regenerativen Energien leisten. In den Hintergrund tritt dabei der Aspekt einer effizienten und kostengünstigen Energiebereitstellung. Obwohl gerade in der klassischen Umwandlungstechnologie, ins-besondere bei der Stein- und Braunkohlennutzung, große Rationalisierungspotenziale bestehen, werden diese nur am Rande diskutiert.

Die Frage dieser Untersuchung lautet, auf welche Weise man kurzfristig Reduktions-potenziale sowohl im Bereich der Energieerzeugung, als auch im Bereich der Energie-anwendung auf kostengünstigste Weise erreichen kann. Bereits heute bestehen gerade bei den klassischen Umwandlungstechniken große Fortschritte, die im Vergleich zu innovativen Technologien mit sehr geringen Kosten realisiert werden könnten. Bei-spielsweise konnte bei Braunkohlekraftwerken mit optimierter Anlagentechnik ein Netto-Wirkungsgrad von mehr als 43 % erreicht werden. Im Vergleich zu den alten er-setzten Kraftwerksblöcken konnte so der Wirkungsgrad z.B. um mehr als ein Drittel ge-steigert werden. Bezogen auf die CO2 –Reduktionen bedeutet das nach Betreiberaus-sagen eine Reduktion von bis zu 3 Mio. Tonnen pro Jahr bei gleicher Stromerzeugungs-menge (am Standort Niederaußem). Weitere Effizienzsteigerungen von bis zu 50 % gegenüber heutiger Technik sind möglich und in naher Zukunft kommerziell einsetzbar. In der energiepolitischen Diskussion wird jedoch den Potenzialen bei der Braunkohle- und Steinkohleverstromung in Deutschland nicht der notwendige Stellenwert einge-räumt. Auch in der europaweiten Diskussion haben die Nutzung regenerativer Energien und die Wasserstoff-Technologien den höchsten Stellenwert. Beispielsweise wurde in der EU-Konferenz „The hydrogen economy - a bridge to sustainable development“ am

4 Einleitung

16./17.06.2003 die Nutzung der Kohle kaum diskutiert. Hingegen wurde vorgeschlagen, H2 dezentral herzustellen und CO2 abzuscheiden und zu lagern. Der Frage nach der Kosteneffizienz sowie der Problematik der CO2-Lagerung wird an dieser Stelle keine Be-deutung eingeräumt.

Im Zuge der Liberalisierung und Internationalisierung der Energiemärkte werden mehr und mehr lediglich tagesaktuelle wirtschaftliche Interessen verfolgt, die Energiefor-schung tritt in den Hintergrund. Forschung und Entwicklung sind jedoch der einzige systematische Weg, die notwendigen langfristigen technischen Fortschritte zu reali-sieren und Investitionen für eine ökonomische und umweltverträgliche Energiever-sorgung zu tätigen.

Nur eine systematische, ganzheitliche Analyse konventioneller und neuer Techniken der Energiebereitstellung und -anwendung gibt Aufschluss über ökologische und ökono-mische Folgen der von der Politik eingeschlagenen Wege.

Mit dieser Studie sollen ökologisch sinnvolle und ökonomisch tragbare Maßnah-men zur CO2-Minderung identifiziert werden, die kurzfristig zu realisieren sind.

1.2 Zielsetzung

Im Hinblick auf die CO2-Vermeidungspotenziale ist für die Wirtschaft Kosteneffizienz von größter Bedeutung. Die für die Förderung innovativer und/oder CO2-sparender Technologien notwendigen Ausgaben der nächsten Jahre und Jahrzehnte sind aufgrund der angespannten Situation der Haushalte begrenzt. Sie können entweder für die poli-tisch gewünschten Energiekonzepte oder nach ökologischen und ökonomisch gewichteten Kriterien vorgesehen werden. Hierbei sollte der bereits heute erreichte Status-Quo Grundlage der Beurteilung sein.

Sowohl für den Bereich der regenerativen Energien, als auch der klassischen Energie-techniken soll unter Berücksichtigung der Kosten erarbeitet werden, welche Potenziale zur Vermeidung von CO2 vorhanden sind und deren Kosteneffizienz dargestellt werden. Die zu erarbeitenden Informationen sollen zur Beurteilung eines effektiven Umwelt-schutzes dienen und eine Vorlage für politische Entscheidungen bieten. Für die Ener-giewirtschaft sollen Handlungsempfehlungen für die ökonomische Vermeidung von CO2 entwickelt und dargestellt werden.

Die Ziele dieses Projektes lassen sich wie folgt zusammenfassen:

• Entwicklung einer Methodik zur Ermittlung von kurzfristig realisierbaren Potenzialen zur CO2-Vermeidung

• Analyse von Maßnahmen zur Reduzierung von CO2-Emissionen unter technischen und ökonomischen Gesichtspunkten

• Definition von Maßnahmenpaketen • Anwendung der Methoden und Potenzialermittlung

Mit Hilfe der im Projekt entwickelten Methodik soll es möglich sein, Maßnahmen zur CO2-Reduzierung in unterschiedlichen Bereichen miteinander zu vergleichen. Somit kann beispielsweise die Frage beantwortet werden, in welchen Bereichen die CO2-Redu-zierung kosteneffizienter erreicht werden könnte.

Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung 5

1.3 Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung

Bei der Umwandlung der chemisch gespeicherten Energie kohlenstoffhaltiger Energie-träger zu Elektrizität, Wärme oder Kraft entsteht bei der Oxidation stets CO2. Um die Emission dieses und anderer klimatisch wirksamer Abgase zu reduzieren, bieten sich prinzipiell die folgenden drei Möglichkeiten an:

• Reduktion des Energiebedarfs • Steigerung der Umwandlungseffizienz • Substitution eines Energieträgers durch einen schadstoffärmeren

Abbildung 1-1 veranschaulicht die Zusammenhänge zwischen diesen Maßnahmen.

Vermeiden unnötigen Verbrauchs- Leerlaufzeiten vermeiden- Temperatur- und Druckniveaus absenken- bedarfsabhängige Beleuchtung- technische Mängel beseitigen

Senken des spezifischen Energieverbrauchs- Mechanische statt thermischer Trocknung- Wärmedämmung von Öfen und Raumumschließungsflächen- Induktive bzw. Kondensatorfelderwärmung

Verbessern der Wirkungs- und Nutzungsgrade- Brennereinstellung optimieren- Brennwerttechnik nutzen- zweckmäßige Auslegung von Antrieben- Kraft – Wärme - Kopplung

Energierückgewinnung- Verbrennungsluft- und Gutsvorwärmung aus Rauchgas- mechanische Wohnungslüftung- Wärmepumpe zur Abwärmenutzung

Wechsel des Energieträgers- Wasser-, Windkraftwerke- Einsatz von Gas statt Kohle- Biomassesysteme- solarthermische Erwärmung von Brauch- und Prozesswasser- Photovoltaische Stromerzeugung

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Abbildung 1-1: Möglichkeiten der CO2-Vermeidung auf verschiedenen Energieebenen

Im Folgenden werden diese drei Optionen anwendungsspezifisch und entsprechend ihrer sektoralen Relevanz näher erläutert.

Bedarfsreduktion Die grundlegendste Möglichkeit der CO2-Vermeidung stellt die Reduktion der Energie-nachfrage auf Nutzenergieebene dar. Da hierdurch die Emissionen der vorgelagerten Bereitstellungsschritte ebenfalls reduziert werden, ist dies die effektivste aller Möglich-keiten. Jedoch lässt sich die Nachfrage nicht beliebig reduzieren, da sie aus dem zu deckenden Bedarf an Energiedienstleistungen resultiert. Diese ergeben sich aus den Grundbedürfnissen der Bevölkerung und den herrschenden Umgebungsbedingungen.

Mit steigendem Wohlstand nehmen die Bedürfnisse der Bevölkerung und damit auch die Nachfrage nach entsprechenden Energiedienstleistungen zu. Auf den damit verbunde-nen Komfort wird in der Regel jedoch nur äußerst ungern verzichtet, so dass die Reduk-tion von Energiedienstleistungen meist nur schwer durchsetzbar ist. Exemplarisch seien in diesem Zusammenhang Aufzüge und Rolltreppen genannt, deren Stilllegung für ge-wöhnlich auf wenig Akzeptanz stößt.

6 Einleitung

Eine andere Form den Nutzenergiebedarf zu senken, besteht darin, energetische Ver-luste, die in unmittelbarem Zusammenhang mit der Bereitstellung der Energiedienst-leistung auftreten, zu minimieren. Hierdurch kommt es zu keinerlei Reduktion auf Energiedienstleistungsebene, weshalb dies vom Konsumenten (meist) nicht bemerkt wird. Da Optimierungen der bedarfsbestimmenden Technikstruktur die Deckung der Bedürfnisse nicht tangieren, treffen sie überwiegend auf Akzeptanz und stellen so einen geeigneten Weg zur Bedarfsreduktion dar. Ein populäres Beispiel aus diesem Bereich ist die energetische Sanierung von Gebäudehüllen. Hierbei werden durch den Einsatz ge-eigneter Baumaterialien die Verluste der Gebäudehülle reduziert, wodurch der Heiz-wärmebedarf zurückgeht. Da dies mit keinerlei Komfortverzicht verbunden ist (meist ist das Gegenteil der Fall), ist die Akzeptanz für diese oder ähnliche Maßnahmen in der Regel recht groß, so sie nicht mit anderen Interessen, wie beispielsweise dem Denkmalschutz, in Konflikt treten.

Der natürliche Rückgang der Nachfrage nach Energiedienstleistungen durch Verände-rungen sozioökonomischer Größen stellt eine weitere Möglichkeit zur Bedarfsreduktion dar. Jedoch sind Veränderungen hier durch lange Zeitspannen geprägt und extern nicht oder nur sehr schwer beeinflussbar.

Effizienzsteigerung Eine weitere Möglichkeit zur CO2-Vermeidung ist die Endenergieeinsparung durch Stei-gerung der Umwandlungseffizienz zwischen End- und Nutzenergieebene. Hierdurch ver-ringern sich, bei unverändertem Nutzenergiebedarf, das Endenergieaufkommen und die damit verbundenen CO2-Emissionen.

Durch den Fortschritt der Technik, die Einführung neuer und den Rückbau veralteter Technologien kommt es im Bestand naturgemäß zu einer ständigen Steigerung der Effi-zienz. In den verschiedenen Anwendungen unterscheiden sich diese Steigerungsraten entsprechend ihrem bisher erreichten Entwicklungsstand. Die reale Effizienzsteigerung im Bestand wird jedoch nicht ausschließlich durch die technischen Möglichkeiten beein-flusst. Vielmehr sind insbesondere Mechanismen der Marktdurchdringung für die Ein-führung effizienter Technologien und damit für die Effizienzsteigerung eine limitierende Größe. Neben wirtschaftlichen Überlegungen sind oft auch subjektive Beweggründe, wie mangelnde Innovationsbereitschaft oder ästhetische Gesichtspunkte beschränkende Ein-flüsse, die eine rasche und vollständige Bestandsdurchdringung verhindern. Dennoch treffen Maßnahmen zur Steigerung der Umwandlungseffizienz in der Bevölkerung meist auf große Akzeptanz, da sie die Deckung des Bedarfs an sich nicht beeinträchtigen.

Exemplarisch sei an dieser Stelle ein Heizkesseltausch angesprochen. Da durch den Einbau eines energieeffizienteren Modells dem Nutzer für gewöhnlich keine Komfort-einbußen entstehen, möglicherweise sogar die Versorgung verbessert wird, treffen diese und ähnliche Maßnahmen auf große Akzeptanz. Lediglich wirtschaftliche Gesichts-punkte stellen für die Umsetzung eine Limitierung dar. Effizienzerhöhende Maßnahmen werden daher meist nur durchgeführt, wenn eine Anlage aufgrund ihres Alters oder ihrer Funktionsfähigkeit an sich ausgetauscht werden muss. Im Gegensatz zu den Haushalten sind in GHD, wie auch der Industrie, kurze Amortisationszeiten ein stark ausschlaggebendes Kriterium bei Investitionsentscheidungen. So kommt es vor, dass be-reits mittelfristig rentable Maßnahmen mit Amortisationszeiten von wenigen Jahren nicht umgesetzt werden, da es gesamtwirtschaftlich oft sinnvoller erscheint, die für die

Grundlegende Möglichkeiten der CO2-Vermeidung 7

Mehrinvestition notwendigen Mittel anderweitig zu verwenden, um einen höheren Er-trag zu erwirtschaften.

Im Bereich der Umwandlungseffizienz finden sich mannigfache Möglichkeiten zur Effizienzerhöhung. Das Gebiet ist so umfangreich und vielfältig wie die Technologien selbst. Es ist daher nicht oder nur schwer möglich, alle Maßnahmen und deren Poten-ziale näher zu untersuchen, weshalb man sich bei Untersuchungen jeweils auf einige ausgewählte, anwendungsspezifische Technikoptionen, deren Bestand ein energetisch relevantes Niveau überschreitet, beschränken muss.

Energieträgersubstitution Die Substitution von Endenergieträgern durch schadstoffärmere stellt die dritte Mög-lichkeit zur CO2-Vermeidung auf Verbraucherebene dar. Hierbei sind die jeweiligen Vorketten stets zu berücksichtigen, d.h. neben den direkten Emissionen müssen auch diejenigen der Energieträgerbereitstellung (indirekte Emissionen) berücksichtigt wer-den. Dies geschieht durch die Verwendung spezifischer Emissionsfaktoren, die auf Basis aktueller Zahlen im Vorfeld berechnet werden.

Die Substituierbarkeit von Energieträgern hängt stark von der jeweiligen Anwendung sowie den spezifischen Eigenschaften und der Verfügbarkeit der Energieträger ab. In den Anwendungsbereichen ‚mechanische Energie’ (stationär), ‚Beleuchtung’ und insbe-sondere ‚Information und Kommunikation’ besteht in der Regel keine wirtschaftliche Alternative zur Verwendung von elektrischer Energie. Dies spiegelt sich auch in den aktuellen Anwendungsbilanzen wieder. In GHD finden zwar auch Kraftstoffe in nen-nenswertem Umfang zur Bereitstellung mechanischer Energie Verwendung, jedoch wer-den diese fast ausschließlich in den Bereichen ‚Landwirtschaft’ und ‚Militärische Dienste’ für mobilen Anwendungen eingesetzt.

Anders hingegen stellt sich die Situation bei der Bereitstellung von Wärme dar. Prinzi-piell können hierzu alle Endenergieträger – von Brennstoffen, über Fernwärme bis hin zu elektrischer Energie – eingesetzt werden. Limitierend wirken sich hier überwiegend Verfügbarkeit, Lagerbarkeit und Bedienkomfort/Personalaufwand der einzelnen Ener-gieträger und ihrer Feuerungskonzepte aus. Für die Raumwärmebereitstellung und Warmwasserbereitung steht eine Vielzahl von Techniken und Geräten zur Verfügung, die es erlauben, unterschiedliche Energieträger einzusetzen. Lediglich die eben genann-ten Kriterien „Verfügbarkeit“, „Lagerbarkeit“ und „Bedienkomfort/Personalaufwand“ schränken den Einsatz einiger Energieträger lokal ein. So können die leitungsgebunde-nen Endenergieträger Erdgas und Fernwärme naturgemäß nur dort verwendet werden, wo sich entsprechende Leitungsnetze befinden. Wegen des erheblichen Installationsauf-wandes kommen hierfür nur dicht besiedelte, urbane Gebiete in Frage. Hier ist anderer-seits, wegen der räumlichen Enge, die Lagerung von flüssigen und festen Energieträgern oft nur schwer möglich und aufgrund der hohen Grundstückspreise auch oft unwirt-schaftlich. Daher finden sich im leitungsversorgten innerstädtischen Bereich meist nur vernachlässigbar wenige öl- oder festbrennstoffbetriebene Heizungsanlagen. Eine Substitution von Gas oder Fernwärme durch Heizöl oder Festbrennstoffe (z.B. Kohle, Holz, …) ist aus genannten Gründen somit im Regelfall auszuschließen.

Bei der Prozesswärme ist darüber hinaus auch die jeweilige Anwendung zu berücksich-tigen. So sind in vielen Fällen nur elektrisch betriebene Kleingeräte auf dem Markt er-hältlich, wie z.B. bei Bügeleisen oder Wasserkochern. Diese lassen sich überall dort betreiben, wo eine Steckdose vorhanden ist, weshalb diesen eine gut ausgebaute Infra-

8 Einleitung

struktur zur Verfügung steht. Auch Erdgas könnte prinzipiell für viele thermische An-wendungen eingesetzt werden, jedoch scheitert dies schlichtweg an der nicht vorhande-nen Infrastruktur. Dies hat zur Folge, dass sich kein Markt für entsprechende Geräte bildet, weshalb diese auch nicht entwickelt und vertrieben werden. Somit schließt sich der Kreis. Eine Substitution von elektrisch bereitgestellter Prozesswärme ist daher nicht immer möglich und im Einzelfall, abhängig von Temperaturniveau, Einsatzort und Um-fang, genauer zu untersuchen.

9

2 Methodik

2.1 Potenzialbegriff

Ein Potenzial beschreibt eine noch nicht realisierte Möglichkeit und weist damit die Er-reichbarkeit eines Ziels aus. In Abbildung 2-1 sind unterschiedliche Potenzialstufen dargestellt.

Abbildung 2-1: Unterschiedliche Potenziale

Das theoretische Ausbaupotenzial einer Technik kann praktisch nicht erreicht werden, es bietet lediglich eine Abschätzung für die theoretisch erreichbare Obergrenze der Ziel-erreichung. Das technische Potenzial ergibt sich aus dem theoretischen Potenzial, das auch tatsächlich nach heutigem Stand der Technik und Restriktionen, zum Beispiel durch Flächenverfügbarkeit o. Ä., umgesetzt werden könnte. Das wirtschaftliche Poten-zial beschränkt das technisch Machbare auf die ökonomisch umsetzbaren Möglichkeiten. Die Erfahrung zeigt, dass oft nicht alle wirtschaftlichen Möglichkeiten ausgeschöpft werden /GOB 04/. Oft stehen der Realisierung Aspekte wie Bequemlichkeit, Unwissen-heit, Restlaufzeiten oder fehlendes Kapital entgegen, die beispielsweise den Planungsho-rizont von Unternehmen überschreiten. Deshalb ergibt sich in der Realität eine Zieler-reichung, die dem praktischen Potenzial entspricht. Dieses muss nicht zwingend kleiner sein als das wirtschaftliche Potenzial, da teilweise – z.B. durch Subvention oder aus Idealismus – auch unwirtschaftliche Projekte realisiert werden.

2.1.1 Theoretisches Potenzial Ein theoretisches Potenzial für den Ausbau einer bestimmten Technologie bzw. die Durchführung einer Minderungsmaßnahme ergibt sich aus deren Aufgabe, eine Mindestmenge an Nutz-/Zielenergie bereitzustellen, bzw. ein vorhandenes, z.B. regene-ratives Energieangebot zu nutzen.

Gasbrennwertgeräte stellen beispielsweise über die Lebensdauer gesehen eine be-stimmte Wärmemenge bereit. Für den Einsatz von Gasbrennwertgeräten ergibt sich das

10 Methodik

theoretische Potenzial daher durch die in Deutschland benötigte Wärmemenge bzw. Wärmeleistung. Diese könnte theoretisch vollständig durch Gasbrennwertkessel bereit-gestellt werden. Die sich daraus ergebende Anzahl an Geräten gibt das theoretische Potenzial für deren Ausbau an.

Tabelle 2-1 stellt exemplarisch verschiedene Technologien und deren theoretische Aus-baupotenziale vor.

Tabelle 2-1: Beispielhafte Darstellung verschiedener theoretischer Potenziale für den Ausbau unterschiedlicher Technologien

Technologie Aufgabe Theoretisches Ausbaupotenzial für Deutschland

Gasbrennwertkessel Bereitstellung einer Wärmemenge und eines Wärmestromes

Bereitstellung der gesamten Wärme-menge/-leistung in Deutschland

Wärmedämmung der Gebäudehülle

Reduzierung der Wärmedurchgangs-verluste an Gebäudehüllflächen

Dämmung der gesamten Gebäudehüll-flächen in Deutschland

Windkraftanlagen Bereitstellung von elektrischer Energie und Leistung

vollständige Nutzung des Windan-gebotes in Deutschland

… … …

Die Methodik zur Ermittlung des theoretischen Potenzials kann für einzelne Technolo-gien, je nach zu erfüllender Aufgabe, in jedem der zu betrachtenden Bereiche sehr stark variieren und muss daher individuell angepasst werden.

Das theoretische Potenzial einer Maßnahme vollständig auszuschöpfen ist technisch nicht möglich.

2.1.2 Technisches Potenzial Das theoretische Potenzial unterliegt technischen Einschränkungen, die dieses Potenzial mindern.

Das technische Ausbaupotenzial einer Maßnahme hängt stark von den Einflussparame-tern ab, die auf diese Maßnahme wirken. Daher muss es nach Festlegen der Maßnah-men individuell ermittelt werden. Für die Maßnahme „Gasbrennwertkessel“ muss beispielsweise ein Gasanschluss vorhanden sein, um das Gerät betreiben zu können. Zusätzlich sind niedrige Rücklauftemperaturen notwendig, damit der Brennwerteffekt genutzt werden kann.

Tabelle 2-2 zeigt technische Einschränkungen und Ausbaupotenziale für die in Kapitel 2.1.1 vorgestellten Beispiele.

Potenzialbegriff 11

Tabelle 2-2: Beispielhafte Darstellung verschiedener technischer Potenziale für den Ausbau unterschiedlicher Technologien

Technologie Einschränkungen Technisches Ausbaupotenzial für Deutschland

Gasbrennwertkessel - Notwendigkeit eines Gasanschlusses - Niedrige Temperatur für Brennwert-nutzung notwendig - …

Bereitstellung der Wärmemenge/-leistung in Deutschland, die: - in der Nähe eines Gasnetzes anfällt - bei niedrigen Temperaturen benötigt wird - …


- Denkmalschutz - bauphysikalische Einschränkungen (z.B. Diffusionskoeffizienten) - …

Dämmung der Gebäudehüllflächen in Deutschland, die nicht den genannten Einschränkungen unterliegen

Windkraftanlagen - fluktuierendes Winddargebot - Mögliche Bauflächen - …

Geeignete Standorte, Intergration in die allgemeine Stromversorgung

… … …

Ein Ausbau der betrachteten Technologien bis deren technisches Potenzial erreicht ist, ist technisch machbar, aber oft nicht wirtschaftlich.

2.1.3 Wirtschaftliches Potenzial Oft ist es nicht wirtschaftlich, das gesamte technische Potenzial einer Maßnahme zu er-schließen. Um die Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme bestimmen zu können, ist eine Bewertung gegenüber einem Referenzsystem und häufig gegenüber mehreren Varianten notwendig. In diesem Projekt wird das Ausbaupotenzial gegenüber der Referenz er-mittelt. Die Referenz entspricht dem IST-Zustand, gegenüber dem eine CO2-Einsparung erreicht werden soll.

Tabelle 2-3 stellt die Referenzsysteme verschiedener Beispiele vor. Für die Errechnung des wirtschaftlichen Potenzials ist jeweils eine komplexe Berechnung unter Einbe-ziehung ökonomischer Rahmendaten notwendig.

Tabelle 2-3: Beispielhafte Darstellung von Referenzen und Anmerkungen zu wirt-schaftlichen Ausbaupotenzialen unterschiedlicher Technologien

Technologie Referenz (IST-Zustand) Wirtschaftliches Ausbaupotenzial für Deutschland

Gasbrennwertkessel - jeweils im Bestand befindlicher Kessel gemäß technischem Potenzial


- Dämmzustand jedes einzelnen Ge-bäudes gemäß technischem Potenzial

Windkraftanlagen - verdrängter Erzeugungsmix im bestehenden Kraftwerkspark unter Be-rücksichtigung des technischen Potenzials

Ist jeweils abhängig von der Wirtschaft-lichkeitsrechnung im Vergleich mit der Referenz und unterschiedlichen Zielvorgaben (z.B. Emissions-minderungszielen)

… … …

Ein Hilfsmittel zur Bestimmung von wirtschaftlichen Potenzialen könnte die Verwen-dung von Vermeidungskosten sein. Eine Methodik soll in den folgenden Kapiteln herge-leitet werden.

12 Methodik

2.2 Statische Vermeidungskosten

2.2.1 Definition CO2-Vermeidungskosten beschreiben die Kosten, die für die Reduzierung einer bestimm-ten CO2-Menge gegenüber einer Referenztechnologie (oder einem Referenzzeitpunkt) aufzubringen sind. Hierin sind jeweils die Investitions- und Betriebskosten sowie die verbrauchsgebundenen Kosten angegeben. Vermeidungskosten werden üblicherweise spezifisch in € pro t CO2 angegeben.

Die statischen Vermeidungskosten einer Maßnahme gegenüber einer anderen ergeben sich zu:

MMRef

RefMstatischV e

kee

kkk

ΔΔ=

−−

=,

kV,statisch statische Vermeidungskosten einer Maßnahme in €/t

REFi kRef spez. Kosten in €/a der Referenz eRef spez. Emissionen in t/a der Referenz

M: kM spez. Kosten in €/a der Maßnahme eM spez. Emissionen in t/a der Maßnahme ΔeM spez. Vermeidung in t/a der Maßnahme

Per Definition ist dieser Ansatz nur für den Fall zulässig, wenn eine Maßnahme zu einer CO2-Reduzierung gegenüber der Referenztechnologie führt, d.h. für positiven Nenner. Ansonsten stellt der Quotient auch keine „Vermeidungs“-kosten mehr dar. Negative Vermeidungskosten können somit nur entstehen, wenn die Durchführung einer Maß-nahme mehr Geld einspart, als investiert werden muss, also bei negativem Δk.

Je nach Art der angesetzten Kosten kann nach /MAT 98/ zwischen einem

• volkswirtschaftlichen Ansatz, • gesellschaftlichen Ansatz, • einzelwirtschaftlichen Ansatz • und einem Budgetansatz

unterschieden werden.

Ausgehend von den verschiedenen Ansätzen können jeweils unterschiedliche Aussagen beispielsweise zu CO2-Reduzierung, Vermeidungspotenzialen oder Kosteneffizienz gene-riert werden.

2.2.2 Einschränkungen bei der Verwendung Da die Vermeidungskosten immer in Relation zu ihrer Referenztechnologie oder ihrem Referenzsystem zu sehen sind, muss auch diese Referenz immer mit angegeben werden. In vielen Literaturquellen werden diese Annahmen und Rahmenbedingungen häufig nicht offen gelegt, so dass ein systematischer Vergleich der Technologien und eine Inter-pretation der Ergebnisse - v.a. bei einem Vergleich zwischen einzelnen Studien - nicht möglich sind /MAR 04/.

In /GEI 05/ wird die Eignung von Vermeidungskosten als Maß für die Effizienz von Technologien ausführlich diskutiert. Bei der Berechnung sind einige Vorgaben zu beachten:

Statische Vermeidungskosten 13

• Im Falle kleiner Effekte bei Einsparung an Energie oder Emissionen (Nenner geht gegen 0) führen selbst geringe Kostendifferenzen zu u.U. sehr hohen Vermei-dungskosten. Dies birgt somit die erhebliche Gefahr einer Fehlinterpretation. Des-halb sollte die Einsparung an Energie oder Emissionen mindestens 2 % betragen.

• Im Falle kleiner Kostendifferenzen von Δk (Zähler geht geg. 0) würden sich - egal welche Minderungseffekte bei Energie und Emissionen (Nenner) erzielt würden - immer Vermeidungskosten von ca. 0 ergeben. Deshalb auch hier die Forderung: Referenz- und Maßnahmefall sollten sich bei den Kosten um mindestens 2 % un-terscheiden.

In Tabelle 2-4 sind die unterschiedlichen Möglichkeiten bei der Berechnung der Vermeidungskosten dargestellt. Obwohl bei sehr kleinen Differenzen von Kosten und Emissionen eine Angabe von Vermeidungskosten nicht sinnvoll ist, lassen sich dennoch Aussagen generieren. Im Falle gleicher Kosten und Emissionen von Maßnahme und Referenz sind beispielsweise die Systeme ähnlich.

Tabelle 2-4: Verschiedene Fälle bei der Berechnung von Vermeidungskosten

MMRef

RefMstatischV e

kee

kkk

ΔΔ=

−−

=,

Δk

ΔeM <0 ≈0 >0

Anmerkungen

>0 Angabe von

Vermeidungskosten möglich

Keine Angabe von Vermeidungskosten

Angabe von Vermeidungskosten

möglich

Maßnahme spart gegenüber der

Referenz CO2 ein

≈0 Keine Angabe von Vermeidungskosten


(Ähnl. Systeme)


Gleiche Emissionen bei Referenz und Maßnahme

<0 Nicht definiert Nicht definiert Nicht definiert Mehremissionen

Anmerkungen Maßnahme wirtschaftlicher als

Referenz

Gleiche Kosten bei Referenz und Maßnahme

Maßnahme teurer als Referenz

grün: Maßnahme wirtschaftlich orange: Maßnahme unwirtschaftlich weiß: Durchführung abwägen

Aussagen zu einem gesamtwirtschaftlichen CO2-Einsparpotenzial lassen sich nicht allein mit Kenntnis der Vermeidungskosten einzelner Maßnahmen generieren. Hierzu ist es notwendig, die jeweiligen Rahmenbedingungen, beispielsweise die technischen Ausbaupotenziale, zu kennen. Dann ist es allerdings möglich, mit Hilfe geeigneter Me-thoden wirtschaftliche Potenziale für die Vermeidung von CO2 abzuschätzen.

2.2.3 Potenzialermittlung mit Hilfe von statischen Vermeidungskosten Um mit Hilfe von Vermeidungskosten wirtschaftliche Potenziale für den Einsatz von Technologien erarbeiten zu können, ist eine Projektion der statischen Einzelfallbetrach-tung auf das Gesamtsystem mit der Gesamtheit der installierten Technologievarianten

14 Methodik

notwendig. Dadurch ist es nicht möglich, lediglich eine einzige Referenztechnologie für die Vermeidungskostenberechnung zu verwenden. Vielmehr führt eine Potenzialermitt-lung bezogen auf eine sich beständig ändernde Referenz zu einer Art Dynamisierung der Vermeidungskosten.

Probleme bei Verwendung von statischen Vermeidungskosten Üblicherweise werden die Vermeidungskosten, die sich aus der statischen Berechnung (konstante Referenz) ergeben, in Diagrammen ähnlich Abbildung 2-2 dargestellt. Die Länge der Balken ergibt sich aus der Betrachtung von Minimal- und Maximalwerten, die exemplarisch durch eine Rechnung mit „schlechtester“ bzw. „bester“ denkbarer Referenz ermittelt werden.

Maßnahme 1

Maßnahme 2

Maßnahme 3

Maßnahme 4

Maßnahme 5

Spezifische Vermeidungskosten in €/tCO2*a

Abbildung 2-2: Klassische Darstellung von Vermeidungskosten

An der Darstellung in Abbildung 2-2 gibt es einige Kritikpunkte, die kurz dargestellt und erläutert werden sollen:

Es fehlt die Angabe der Referenz. Wie oben erwähnt, ist diese unbedingt notwendig zur Interpretation der Ergebnisse, insbesondere beim Vergleich der Ergebnisse unterschiedlicher Studien.

Oft wird zudem nur eine einzige Maßnahme in einem bestimmten Sektor betrachtet, bei der die Referenz variiert wird. Beispielsweise wird der Einbau einer Wärmepumpe (Maßnahme) mit einem Gaskessel (Referenz 1) und einem Ölkessel (Referenz 2) verglichen. Somit ist keine Aussage möglich, ob die CO2-Vermeidung durch die Maß-nahme „Wärmepumpensystem“ wirtschaftlicher ist, als eine andere Technik in der Hausenergieversorgung.

Eine Maßnahmendurchführung verändert die jeweilige Referenz für weitere Maßnahmen. Sobald eine Maßnahme durchgeführt wurde, verändert sich die Referenz für weitere Maßnahmen. Beispielsweise wird durch die Dämmung (Maßnahme 1) eines Gebäudes der Heizwärmebedarf reduziert. Bei einem nachfolgenden Austausch des Heizkessels (Maßnahme 2) wird damit eine geringere absolute Emissionsreduzierung durch diese Maßnahme 2 entstehen, als ohne Wärmedämmung (Maßnahme 1) möglich gewesen wäre. Bezogen auf die CO2-Vermeidung wird es also spezifisch teurer, weitere Maßnah-men durchzuführen. Dadurch verschieben sich die Balken nach rechts (in Abbildung 2-3 mit Pfeilen angedeutet). Es kommt zu einer Dynamisierung der Referenz.

Statische Vermeidungskosten 15

Maßnahme 1

Maßnahme 2

Maßnahme 3

Maßnahme 4

Maßnahme 5


Abbildung 2-3: Wechselwirkungen zwischen Maßnahmen (Dynamisierung der Refe-renz)

Unterschiedliche Maßnahmen schließen sich gegenseitig aus (konkurrierende Technologien). Möglicherweise schließt eine technische Variante eine weitere Maßnahme nicht nur aus wirtschaftlichen Gründen (Maßnahme wird zu teuer) aus, sondern auch aus technischen Gründen. So verbietet sich beispielsweise die Dämmung eines Hauses mit Material 2, wenn bereits mit Material 1 gedämmt wurde, oder der Einbau einer PV-Anlage ist nicht mehr möglich, weil bereits eine solarthermische Anlage installiert wurde und keine wei-teren Dachflächen zur Verfügung stehen. Eine derartige Maßnahme teilt sich daher das CO2-Vermeidungspotenzial mit ihrer konkurrierenden Technologie.

Vermeidungskosten unterschiedlicher Maßnahmen können gleich sein. Dieser Fall ist in Abbildung 2-4 schraffiert dargestellt. Die Entscheidung, welche Maß-nahme zuerst durchgeführt werden soll, wird dadurch erheblich erschwert. CO2-Vermei-dungskosten stellen lediglich ein Verhältnis von Kosten zu Emissionsminderung dar und liefern keinerlei Informationen zu erreichbaren Einsparungen und damit CO2-Vermei-dungspotenzialen.

Maßnahme 1

Maßnahme 2

Maßnahme 3

Maßnahme 4

Maßnahme 5


Abbildung 2-4: Gleiche Vermeidungskosten

Aus all diesen Darstellungen können keine Potenziale abgeleitet werden. Wie oben erwähnt, kann aus der reinen Kenntnis der Vermeidungskosten kein wirt-schaftliches Potenzial für die Nutzung einer Technologie ermittelt werden. Dazu müssen immer auch die technischen Potenziale beachtet werden. Es kann beispielsweise tech-nisch unmöglich sein, nur die kostengünstigste Maßnahme durchzuführen und damit eine vorgegebene Menge an CO2 einzusparen.

16 Methodik

Fazit zur Verwendung statischer Vermeidungskosten zur Potenzialermittlung Die Verwendung der statischen Vermeidungskosten (mit fester Referenz) ist dann denk-bar, wenn eine Neubauentscheidung zwischen verschiedenen Varianten getroffen wer-den soll. Als Referenz wird entweder die vorhandene Altanlage verwendet, oder aus den neu zu bauenden Varianten diejenige Technologie mit den höchsten Emissionen ausge-wählt. Das Emissionsvermeidungspotenzial ist dann implizit durch die Emissionsreduk-tion für diesen einen Versorgungsfall festgelegt. Beim Vergleich der anderen Varianten mit diesem System ist gewährleistet, dass Vermeidungskosten berechnet und gegenein-ander verglichen werden können (ΔeM >0).

Die Bewertung der Maßnahmen mit Hilfe statischer Vermeidungskosten sollte rein qua-litativ erfolgen. Eine Projektion der Ergebnisse einer Einzelfallbetrachtung auf das energiewirtschaftliche Gesamtsystem verbietet sich aufgrund der Vorgabe einer festen Referenz.

Beispielsweise werden sich in der Realität aufgrund der unterschiedlichen Heizkessel im Bestand (entspräche einer breiten Variation von Referenzsystemen = dynamische Refe-renz) auch verschiedene Vermeidungskosten für eine einzige Maßnahme „Ersatz durch Gasbrennwertkessel“ einstellen. Auch für eine einzige Maßnahme „Ersatz durch Wär-mepumpe“ mit der gleichen Bandbreite an Referenzsystemen wird das der Fall sein. Ein Vergleich der beiden Maßnahmen auf Basis von errechneten Werten aus Studien mit fester Referenz (statische Vermeidungskosten) führt damit in den meisten realen Fällen zu vollkommen falschen Schlussfolgerungen. Lediglich für die Fälle, bei denen der reale IST-Zustand zufällig mit der in diesen Studien angesetzten Referenz übereinstimmt, sind die Ergebnisse übertragbar.

Ansatz von Sanierungszyklen Eine alternative Möglichkeit, Gesamtkosten für einen kompletten Wirtschaftsraum ab-zuleiten, könnte der Ansatz von Sanierungszyklen sein. Es werden dabei nur die Maß-nahmen betrachtet, die in direkter Verbindung mit Sanierungszyklen stehen. Gegenüber dieser ohnehin anstehenden Renovierung wird als Add-On eine zusätzliche Mehrinvesti-tion in energiesparende Technologien betrachtet, z.B. die Außendämmung einer Fas-sade, wenn diese ohnehin neu verputzt werden muss. Zur Ermittlung der Sanierungs-zyklen muss die Altersstruktur und Lebensdauer der Referenztechnologien bekannt sein.

Durch diesen Ansatz werden die Potenziale tendenziell untererfasst, da vorgezogene Ef-fizienzmaßnahmen nicht bewertet werden. Wenn beispielsweise eine Glühbirne gekauft wird, kann es schon zum Zeitpunkt des Kaufs wirtschaftlich sein, diese sofort gegen eine Energiesparlampe auszutauschen. Die Einsparung an Stromkosten wiegt den Wert der Glühbirne und die Investition in die Energiesparlampe bei weitem auf. Zudem entspre-chen Sanierungszyklen zwar den üblichen Erfahrungswerten, dennoch sind zur Praxis erhebliche Abweichungen in großen Schwankungsbreiten festzustellen.

Schlussfolgerung Weder der Berechnungsansatz mit Sanierungszyklen, noch die klassischen (statischen) CO2-Vermeidungskosten mit fester Referenz (Kapitel 2.2.3) sind für die Ermittlung von kurzfristig erschließbaren, wirtschaftlichen Potenzialen geeignet. Sie werden daher in der vorliegenden Studie nicht weiter verfolgt. Es muss eine neue Methode „dynamischer

Dynamische Verminderungskosten 17

Verminderungskosten“ entwickelt werden, die in geeigneter Weise eine Bewertung von Maßnahmen bei den unterschiedlichsten Anforderungen des Bestandes gestattet.

2.3 Dy namische Verminderungskosten

2.3.1 Ableitung der dynamischen Verminderungskosten Der Terminus Vermeidungskosten suggeriert dem technischen Laien eine aktive Ver-meidung von CO2-Emissionen. Vielmehr handelt es sich jedoch allenfalls um eine Redu-zierung des in Summe ausgestoßenen Kohlendioxids, so dass sich die Verwendung des Begriffes Verminderungskosten anbietet. Dieser Begriff soll daher eingeführt werden und gleichzeitig als Abgrenzung zu den klassischen Vermeidungskosten nach Kapitel 2.2 dienen.

Formel (1) zeigt nochmals die einzelnen Komponenten der klassischen statischen Ver-meidungskosten aus Kapitel 2.2.1.

MMRef

RefMstatischV e

kee

kkk

ΔΔ=

−−

=, (1)

kV,statisch statische Vermeidungskosten einer Maßnahme in €/t

Ref: Referenz kRef annuitätische Kosten der Referenz in €/a eRef Emissionen der Referenz in t/a

M: Maßnahme kM annuitätische Kosten der Maßnahme in €/a eM Emissionen der Maßnahme in t/a ΔeM Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t/a

Ausgehend von den klassischen Vermeidungskosten sollen für die Definition von dyna-mischen Verminderungskosten die einzelnen Berechnungsbestandteile präzisiert und dargestellt werden.

Betrachtungszeitraum Die Berechnungen der dynamischen Verminderungskosten beziehen sich auf den IST-Zustand als Referenz. Daraus ergibt sich insbesondere für die Kostenberechnung ein Be-trachtungszeitraum, der durch die Lebensdauer der Maßnahme festgelegt ist. Der Be-ginn der Betrachtung liegt bei t=0 (IST-Zustand) und die Zeitspanne endet bei t=1. Die-ser Betrachtungszeitraum kann sich für verschiedene Maßnahmen unterscheiden, da auch die Lebensdauern der verschiedenen Technologien stark differieren können.

In Abbildung 2-5 ist der Betrachtungszeitraum, vorgegeben durch die Lebensdauer der Maßnahme, dargestellt. Ein vorzeitiger Austausch der Referenztechnologie führt einer-seits dazu, dass die Referenztechnologie bei t=0 noch eine Restlebensdauer hat. Ande-rerseits müsste sie auch mindestens einmal ersetzt werden. Bei t=1 würde die letzte die-ser Ersatztechnologien in den meisten Fällen ihr Lebensdauerende nicht erreicht haben.

18 Methodik

Lebensdauer der Maßnahme

t=0 t=1Betrachtungszeitraum

IST

Restliche Lebens-dauer der Referenz

Lebensdauereiner Ersatz-technologie

Lebensdauer einerweiteren Ersatz-technologie

Abbildung 2-5: Betrachtungszeitraum für die Referenz und Maßnahmen

Betrachtete Emissionen Die Reduzierung der CO2-Emissionen kann auf zwei Arten berechnet werden:

• Variante 1: Reduzierung der durchschnittlichen jährlichen Emissionen gegenüber der Referenz im gesamten Betrachtungszeitraum.

• Variante 2: Reduzierung der Emissionen, die im Referenzfall bei t=0 anfallen.

Unterschiede zwischen beiden Berechnungsarten ergeben sich dann, wenn im Betrach-tungszeitraum ein Tausch der Referenztechnologie notwendig wäre, da sich dabei die Emissionen der Referenz ggf. ändern würden. Bei Variante 1 ist das der Fall. Hier wür-den die durchschnittlichen Emissionen der Referenztechnologien zur Berechnung heran-gezogen.

Zielführender scheint Variante 2. Dabei werden die jährlichen Emissionen der ersetzen Anlage im Jahr der Maßnahmendurchführung für die Berechnung verwendet. Das sind bei der verwendeten Referenz die derzeitigen jährlichen Emissionen im IST-Zustand. Hintergrund dieser Überlegung ist die Tatsache, dass Emissionsminderungsziele - wie im Kyotoprotokoll festgelegt oder in politischen Diskussionen debattiert - immer auf einen Referenzzeitpunkt und damit die zu diesem Zeitpunkt installierten Systeme bezo-gen werden.

Daher ist es für Erreichung von CO2-Zielen weniger wichtig, was durchschnittlich wäh-rend der Anlagenlebensdauer, sondern was gegenüber dem aktuellen Zeitpunkt einge-spart wird.

In diesem Projekt wird somit berechnet, wie viel gegenüber den heutigen Emissionen der jeweiligen Referenztechnologie eingespart werden kann. Die Emissionsverminderung muss, wie bei den Vermeidungskosten größer als 0 sein, d.h. es muss tatsächlich eine Reduzierung des CO2-Ausstosses stattfinden.

In Formel (2) ist die Emissionsberechnung dargestellt. Als Referenz steht für die Emis-sionen immer die durch die Maßnahme ersetzte oder verbesserte Technologie zum Zeit-punkt t=0.

0 MtRefM eee −=Δ

= (2)

ΔeM jährliche Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t/a


Kosten der Maßnahme Im Betrachtungszeitraum anfallende Kosten und ggf. Erlöse müssen sowohl für die Referenz als auch die Maßnahme berücksichtigt werden. Dabei können die Kosten als singuläre Zahlungen zu festen Zeitpunkten betrachtet werden. Alternativ bietet es sich an, annuitätische Kosten über der gesamten Lebensdauer – im Sinne stetiger jährlicher Zahlungen – zu betrachten. Im Gegensatz zu annuitätischen Zahlungen in einem buch-halterischen Zeitraum tritt bei diesen annuitätischen Lebensdauerkosten nicht der Fall auf, dass in einem Zeitraum – nach Abschreibung - die Investitionskosten nicht mehr gezahlt werden müssen. Dies erlaubt es, nachfolgende Investitionen direkt an die voran-gegangenen anzuhängen.

In Abbildung 2-6 sind die bei Durchführung einer Maßnahme anfallenden Kostenan-teile graphisch dargestellt. Die jeweilige Fläche repräsentiert die Gesamtkosten. Neben

den variablen Kosten varMK und den auf die einzelnen Jahre umgelegten Investitionskos-

ten invMK muss auch der „Restwert“ der Referenz inv

RestRefK , bis zum Ende der Lebensdauer

der Referenz gezahlt werden.

KM

t=0 t=1

KRef,Rest

Betrachtungszeitraum

KMvar

inv

inv

Abbildung 2-6: Bei der Durchführung einer CO2-Verminderungsmaßnahme auf-tretende Kosten

Die folgende Formel zeigt nochmals die Gesamtkosten, die aufgrund der Maßnahmen-durchführung auftreten. Die Gesamtkosten ergeben sich jeweils aus der Summe der annuitätischen Kosten im jeweiligen Betrachtungszeitraum.

invRestRef

invM

varMM KKKK ,++= (3)

Kosten der Referenz Exemplarisch sind die Kosten der Referenz in Abbildung 2-7 graphisch dargestellt. In

dieser beispielhaften Darstellung sind die variablen Kosten der Referenz varRefK im Be-

trachtungszeitraum konstant. In der Realität könnten bei einer Änderung der Referenz-technologie die verbrauchsgebundenen Kosten verschieden sein. Bei t=0 fallen bis zum Ende der Restlebensdauer der Referenz noch annuitätische Investitionskosten an

( invRestRefK , ).

Nach Beendigung der Restlebensdauer wird eine Ersatzinvestition invErsatzRefK 1, notwendig,

um die Funktionalität weiter zu gewährleisten. Dabei wird in diesem Projekt davon ausgegangen, dass diese Neubauentscheidung wieder zugunsten der ersetzten Technolo-

20 Methodik

gie getroffen worden wäre. Sollte die gleiche Technologie nicht mehr verfügbar sein, würde zumindest eine ähnliche Technologie gleicher Güte eingesetzt.

KRef,Ersatz2*invKRef,Ersatz2*invKRef,Ersatz1


invKRef,RestinvKRef,Restinv

KRef,Ersatz2*invKRef,Ersatz2*inv

KRef,Ersatz2invKRef,Ersatz2KRef,Ersatz2inv

KRef,Ersatz2,RestinvKRef,Ersatz2,Restinv

KRefvarKRefvar

Abbildung 2-7: Im Referenzfall auftretende Kostenanteile innerhalb des Betrachtungs-zeitraumes

Im Beispiel ist neben der ersten Ersatzinvestition noch eine weitere Ersatzinvestition inv

ErsatzRefK 2, notwendig, deren Lebensdauer über das Ende des Betrachtungszeitraumes

hinausgeht. Der Restwert dieser Investition muss der Referenz wieder gutgeschrieben werden, da eine weitere Folgeinvestition dadurch verzögert wird. In Formel (4) werden daher zunächst die einzelnen Kostenanteile (Flächen der Kästchen) aufsummiert und anschließend der Restwert der letzten Investition am Ende des Betrachtungszeitraumes wieder abgezogen.

invRestErsatzRef

invErsatzRef

invErsatzRef

invRestRef

varRefRef KKKKKK ,2,2,1,, −+++= (4.1)

invErsatzRef

invErsatzRef

invRestRef

varRefRef KKKKK *2,1,, +++= (4.2)

Werden die Kosten annuitätisch betrachtet, reicht es, die Kosten nur bis t=1 zu integrie-ren. Das impliziert den Abzug des Restwerts der letzten Ersatzinvestition. Die Flächen in Abbildung 2-8 zeigen daher die Kosten der Referenz im Betrachtungszeitraum.

KRef,Ersatz2*invKRef,Ersatz1


invKRef,RestinvKRef,Restinv

KRefvarKRefvar

Abbildung 2-8: Zu betrachtende Kostenanteile der Referenz im Betrachtungszeitraum

Definition von Verminderungskosten Die betrachteten Berechnungsbestandteile können zur Verminderungskostenformel zusammengefügt werden. Die Differenzkosten werden dazu gebildet und auf die Emissi-onsminderung gemäß Formel (1) bezogen. Die Kostenbestandteile für die Differenzbe-


trachtung sind zusammengefasst in Abbildung 2-9 dargestellt. Oben aufgetragen sind die Kosten der Maßnahme und unten die der Referenz.

KRef

KRef,Ersatz1KRef,Rest

KM

t=0 t=1

KRef,Rest

Betrachtungszeitraum

KM

KRef,Ersatz2*

inv

inv

var

var

inv inv inv

Maß

nahm

eR

efer

enz

Abbildung 2-9: Schematische Darstellung zur Berechnung von Verminderungskosten

Man erkennt nun, dass der Restwert der Investitionskosten für die Referenz ( invRestRefK , )

keinerlei Rolle bei der Berechnung der dynamischen Verminderungskosten kV spielt. Diese entfallen in der Formel (5.1) und manifestieren sich implizit dadurch, dass eine Ersatzinvestition erst später notwendig wird. Während in der oberen Zeile der Restwert der letzten Ersatzinvestition der Referenz wieder gutgeschrieben wird, ist in der unteren Zeile dargelegt, wie die Berechnung mit annuitätischen Kosten erfolgen kann. Dabei werden lediglich die jährlichen Kosten des Referenzsystems addiert, die im Betrach-tungszeitraum anfallen.

[ ] [ ]M

invRestErsatzRef

invErsatzRef

invErsatzRef

invRestRef

varRef

invRestRef

invM

varM

V EKKKKKKKK

kΔ

−+++−++= ,2,2,1,,, (5.1)

M

invErsatzRef

invErsatzRef

invM

var

V EKKKK

kΔ

+−+Δ=

)( *2,1, (5.2)

kV dynamische Verminderungskosten einer Maßnahme in €/t

REF: KRef Kosten der Referenz in € var variable Kosten der Referenz inv Investitionskosten der Referenz Ersatz Kosten einer im Betrachtungszeitraum notwendigen Ersatzinvestition

M: KM Kosten der Maßnahme in € var variable Kosten der Maßnahme inv Investitionskosten der Maßnahme ΔEM Verminderung der Emissionen durch die Maßnahme in t

Positive Verminderungskosten ergeben sich, wenn die Maßnahme höhere Gesamtkosten verursacht, als die Referenz im gleichen Zeitraum. Für negative Verminderungskosten ist es entsprechend umgekehrt. Diese Maßnahmen wären daher ohnehin wirtschaftlich und sollten ungeachtet der CO2-Einsparung durchgeführt werden. Die Methodik der dynamischen Verminderungskosten geht aus der klassischen Methodik der statischen Vermeidungskosten hervor, weshalb die Aussage aus Tabelle 2-4 auch weiterhin ihre Gültigkeit behält.

22 Methodik

Da bei der Berechnung der dynamischen Verminderungskosten für den Referenzfall Investitionskosten einfließen, die erst in der Zukunft getätigt werden müssten, soll in den folgenden Kapiteln eine Methode dargestellt werden, wie diese zukünftige Investition aus heutiger Sicht wirtschaftlich korrekt bewertet werden kann.

2.3.2 Finanzmathematische Verfahren Legt man Geld bei einer Bank an, so wird es verzinst. Die Anlage eines Betrags K0 bei einem Zinssatz von i und einer Laufzeit von t Jahren ergibt zum Ende der Laufzeit den um die Verzinsung höheren Betrag Kt.

tt iKK )1(0 +⋅=

2.3.2.1 Barwert

Je länger das Geld angelegt wird, desto höher wird Kt. Dies kann man auch umgekehrt betrachten. Wird in t Jahren eine Zahlung mit dem Betrag Kt fällig, so muss zum jetzi-gen Zeitpunkt nicht Kt zurückgelegt werden, sondern der um die Verzinsung geringere Betrag K0, welcher Barwert genannt wird. Die Berechnung des Barwerts (K0 zum Zeit-punkt t0) aus der Höhe dieses Betrags zu einem späteren Zeitpunkt t (Endkapital, Zukunftswert), wird Abzinsung oder Diskontierung (engl. discounting) genannt.

Definition: Der Barwert ist der Wert einer zukünftigen Zahlung am Anfang der Laufzeit.

tt

iKK

)1(0 += (K0 Barwert, Gegenwartswert, present value)

Durch Diskontierung erhält man also den Betrag K0, den man zum Zeitpunkt t0 hätte anlegen müssen, um ein bestimmtes Endkapital Kt nach der Zeit t zu erreichen. Analog kann auch berechnet werden, was eine zukünftige Geldeinnahme Kt zum jetzigen Zeit-punkt t0 wert ist.

Beispiel Barwert Eine Anlage von 1.000 € im Jahr 0 führt bei 6 % Zins zu einer Auszahlung von 1.791 € nach 10 Jahren. Möchte man stattdessen Geld so anlegen, dass man in 5 oder 10 Jahren 1.000 € hat, so kann man einen um die Zinssumme geringeren Betrag anlegen (siehe Abbildung 2-10). Die Höhe des Betrags kann durch Diskontierung berechnet werden. Analog dazu ist auch eine Zahlung, die erst in 5 oder 10 Jahren zu leisten ist, heute nicht in vollem Umfang zu bewerten. Um z.B. in 5 Jahren eine Zahlung von 1.000 € leisten zu können, muss heute (im Jahr 0) nur ein Barwert von ca. 747 € vorhanden sein. Je weiter eine Zahlung in der Zukunft liegt, desto geringer ist der auf den heutigen Zeitpunkt diskontierte Barwert.


0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Jahr

Geldanlage 1.000 € im Jahr 0Zahlung 1.000 € in 5 JahrenZahlung 1.000 € in 10 Jahren

Abbildung 2-10: Geldanlage und Diskontierung einer Zahlung in 5 bzw. 10 Jahren

2.3.2.2 Kapitalwert

Bei einer Investition gibt es häufig mehrere Zahlungen (Einnahmen und Ausgaben) zu verschiedenen Zeiten. Zur Bewertung der Zahlungen wird von jeder Zahlung der Bar-wert gebildet, dann werden die Barwerte aufsummiert. Die Summe der auf einen An-fangszeitpunkt t0 diskontierten Zahlungen Kt (Einnahmen und Ausgaben) werden als Kapitalwert K0 bezeichnet. Der Kapitalwert entspricht also der Summe aller Barwerte. Dabei wird die Investition, welche am Anfang getätigt wird, nicht diskontiert. So ergibt sich der Kapitalwert einer Investition I0 mit n jährlichen Zahlungen Zt zu

∑= +

+−=n

tt

t

iZ

IK1

00 )1( (Kapitalwert K0, net present value)

Die Zahlung Z im Jahr t (Zt) stellt dabei die Differenz aus der Summe der Einnahmen und der Summe der Ausgaben in diesem Jahr t dar.

∑∑ −= ttt AEZ

Definition Der Kapitalwert einer Investition ergibt sich als Differenz zwischen der Summe der Barwerte aller Einzahlungen und der Summe der Barwerte aller Auszahlungen, die mit dieser Investition zusammenhängen. /WÖHE 90/

Die Diskontierung erfolgt mit einem Zinssatz, der als gewünschte Mindestverzinsung (Kalkulationszinsfuß) den Kapitalkosten des Investors entsprechen soll. Ist der Kapital-wert gleich Null, so wird gerade die Mindestverzinsung erzielt, das heißt die Einzah-lungsüberschüsse reichen aus, die Anfangsauszahlungen zu tilgen und das investierte Kapital zum Kalkulationszinsfuß zu verzinsen. /WÖHE 90/

Beispiel Kapitalwertmethode Zur Visualisierung der Berechnung des Kapitalwerts eignet der Kapitalwertverlauf, welcher die jährlichen Barwerte (diskontierte Zahlungen) als Balken und die Summe der Barwerte als Linie zeigt. Die Summe der Barwerte zum Ende der Laufzeit ergibt den

24 Methodik

Kapitalwert aller Zahlungen. Dieser Kapitalwertverlauf zeigt den Einfluss einzelner Zahlungen, für die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit ist aber nur der Kapitalwert am Ende des Betrachtungszeitraumes bezogen auf t0 relevant. Abbildung 2-11 zeigt den Barwert der einzelnen Zahlungen und den Verlauf des Kapitalwerts in den jeweiligen Jahren für eine Geldanlage bei einer Bank, bei welcher die Zinsen jährlich ausgezahlt werden. Bei der Kapitalverzinsung wird zum Jahr Null bei einer Bank 10.000 € für 15 Jahre angelegt. Durch die jährlich ausgezahlten Zinsen erhöht sich der Kapitalwert um jeweils den Barwert der Zinsen. Da die zukünftigen, konstanten Zahlungen für die Betrachtung zum aktuellen Zeitpunkt diskontiert werden, trägt die Verzinsung mit den Jahren immer weniger zur Erhöhung des Kapitalwerts bei, daher sinken die Barwerte der Zinszahlungen in Abbildung 2-11 mit zunehmender Zeit. Zum Ende der Laufzeit wird das angelegte Geld von der Bank zurückgezahlt. Auch diese Zahlung wird diskon-tiert, so dass die Rückzahlung von 10.000 € bei einem Zinssatz von 6 % nach 15 Jahren nur noch mit 4.113 € zur Erhöhung des Kapitalwerts beiträgt. Da für die Diskontierung in dem dargestellten Beispiel der bankübliche Zinssatz angesetzt wird, ergibt sich nach 15 Jahren Laufzeit ein Kapitalwert von Null. Wäre der Kapitalwert größer Null, so wäre die Verzinsung besser als die angesetzte Mindestverzinsung. Wäre der Kapitalwert kleiner Null, so wäre die Verzinsung schlechter als die angesetzte Mindestverzinsung, die Investition sollte nicht getätigt werden. Wird als Mindestverzinsung der bankübliche Zinssatz angesetzt, so erhält man mit dem Kapitelwert die Aussage, ob eine Investition eine höhere oder geringere Verzinsung als die Geldanlage bei einer Bank ergibt.

-12.000 €

-10.000 €

-8.000 €

-6.000 €

-4.000 €

-2.000 €

0 €

2.000 €

4.000 €

6.000 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr

Barwert der Zahlungen (Kapitalverzinsung)Kapitalwertverlauf (Kapitalverzinsung)

Abbildung 2-11: Betrachtung einer Kapitalanlage mit dem Kapitalwertverlauf

Die Kapitalwertmethode gibt also Auskunft darüber, ob eine Maßnahme ökonomisch besser oder schlechter als eine vorgegebene Verzinsung ist und zeigt die auf den heuti-gen Zeitpunkt korrigierten diskontierten Kosten bzw. Erträge während des gesamten Betrachtungszeitraums. Der Betrachtungszeitraum kann dabei die Lebensdauer einer Anlage oder ein Teil davon sein.

Vollkommener Kapitalmarkt Die Kapitalwertmethode geht von der Voraussetzung aus, dass zum Kalkulationszinsfuß beliebige Summen von Kapital ausgeliehen bzw. beschafft werden können. Das setzt einen vollkommenen Kapitalmarkt voraus, auf dem der Sollzinssatz gleich dem Haben-


zinssatz ist. Wird diese Voraussetzung nicht erfüllt, so gibt die Kapitalwertmethode die Rentabilität der Investitionsobjekte verzerrt wieder. Zudem existiert bisher kein prakti-zierbares Verfahren, den exakten Kalkulationszinsfuß zu bestimmen. Er muss daher auf der Basis von subjektiven Annahmen geschätzt werden. /WÖHE 90/

Einige weitere Beispiele sollen nun zur Veranschaulichung der Methodenanwendung dienen. Der Zinsfuß ist bei diesen Beispielen immer 6 %.

Investitionsentscheidung gegenüber Geldanlage Zur Prüfung, ob es ökonomischer ist, eine PV-Anlage zu bauen oder die Investitions-summe bei der Bank anzulegen, wird beispielhaft und vereinfacht die Investition von 10.000 € in eine PV-Anlage betrachtet. Die Anlage erwirtschafte jedes Jahr 1.025 € durch die Stromeinspeisung (2,1 kWpeak, 950 kWh/kWpeak, 51,8 ct/kWh EEG-Vergütung). Zur Vereinfachung werden nur eine Anfangs-Investition und der jährliche Ertrag der Maß-nahme betrachtet. Sonstige in der Realität anfallende Kosten, wie Wartung und In-standhaltung, Versicherung und Betriebskosten, seien Null. Die Lebensdauer wird mit 20 Jahren angenommen, zum Ende der Maßnahme hat die Anlage keinen Restwert mehr. Sie kann also aus technischen Gründen nicht weiter betrieben werden und es wäre eine Folgeinvestition notwendig. Abbildung 2-12 zeigt die Barwerte der jährlichen Zahlungen und den Kapitalwertverlauf dieser Maßnahme. Die Amortisationszeit der Maßnahme beträgt ca. 15 Jahre, nach dieser Zeit beträgt der Kapitalwert 0, die diskon-tierten Einnahmen und Kosten sind ausgeglichen. Nach Ende der technischen Lebens-dauer von 20 Jahren beträgt der Kapitalwert der PV-Anlage +1.760 € und der Kapital-wert der Bankanlage 0 €, da Habenzins und Sollzins gleich sind (siehe oben). Die PV-Anlage erwirtschaftet auf den heutigen Zeitpunkt diskontiert also 1.760 € mehr als eine Bankanlage.

-12.000 €

-10.000 €

-8.000 €

-6.000 €

-4.000 €

-2.000 €

0 €

2.000 €

4.000 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Jahr

Barwert der Zahlungen (Kapitalverzinsung)Barwert der Zahlungen (PV-Anlage)Kapitalwertverlauf (Kapitalverzinsung)Kapitalwertverlauf (PV-Anlage)

Abbildung 2-12: Kapitalwertverlauf von Geldanlage und Investition in PV-Anlage

26 Methodik

2.3.2.3 Annuitätenmethode

Die Annuität bezeichnet eine regelmäßige, in ihrer Höhe gleich bleibende Zahlung. Im Betrachtungszeitraum (z.B. Lebensdauer einer Technologie) anfallende Investitionen, laufende Kosten oder Erträge werden dabei gleichmäßig über den Betrachtungszeitraum verteilt, um die Zahlungen einfacher bewerten zu können. Wie bei der Kapitalwert-methode werden alle Zahlungen diskontiert. Die Berechnung der annuitätischen Geld-flüsse erfolgt, indem der Kapitalwert zu Null gesetzt wird. Dies ermöglicht die Um-rechnung der verschiedenen Zahlungsflüsse zu konstanten jährlichen Zahlungen.

∑= +

−+−==n

tt

t

iANZIK

10 )1(

0 Anforderung: Kapitalwert = 0

Für eine jährliche Zahlung Zt = Z = konst. kann die Gleichung nach der Annuität AN aufgelöst werden.

Zi

iiIAN n

n

+−+⋅+⋅−=1)1(

)1(0

Sind die jährlichen Zahlungen Zt z.B. wegen einer Energiepreissteigerung nicht kon-stant, so muss dies in der Annuität berücksichtigt werden.

Ein Heizkessel mit 4.000 € Investitionskosten und 1.800 € jährlichen Energiekosten hat auf eine Lebensdauer von 15 Jahren einen Kapitalwert von ca. -21.480 €, d.h. die Le-benszykluskosten betragen -21.480 €. Die Annuität dieses Kessels beträgt -2.210 €. Abbildung 2-13 zeigt die einzelnen Barwerte der Zahlungen und den Kapitalwertver-lauf der Investitions- und Energiekosten eines Heizkessels in grün. Orange dargestellt ist derselbe Heizkessel, diesmal allerdings mit der Annuität von 2.210 € als Einnahme. Dies ergibt einen positiven jährlichen Zahlungsfluss von 2.210 €-1.800 € = 412 €. Durch die jährliche Einnahme der Annuität ergibt sich zum Ende des Betrachtungszeitraumes ein Kapitalwert von 0.

-25.000 €

-20.000 €

-15.000 €

-10.000 €

-5.000 €

0 €

5.000 €

10.000 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Barwert der Zahlungen (Heizkessel)

Barwert der Zahlungen (Heizkessel mit annuitätischenZahlungen)Kapitalwertverlauf (Heizkessel)

Abbildung 2-13: Kapitalwert mit und ohne annuitätische Zahlungen


2.3.2.4 Verständnisbeispiele

Vergleich verschiedener Investitionen Beim Neubau bzw. bei Defekt eines alten Geräts ist eine Entscheidung notwendig, welche zur Verfügung stehende Technik die Günstigste ist. Die Kapitalwertmethode ermöglicht auch den Vergleich verschiedener Maßnahmen, die keine Erträge bringen, wie z.B. Wärmeerzeuger. In dem folgenden Beispiel werden ein Gas-Niedertemperatur-kessel und eine elektrische Wärmepumpe vergleichend gegenübergestellt. Zur Vereinfa-chung treten auch hier lediglich die Anfangsinvestition und jährliche Energiekosten auf. Der Niedertemperaturkessel koste ca. 6.600 € und benötige Erdgas mit jährlichen Kosten von 3.950 €. Die Wärmepumpe koste dagegen ca. 15.000 € und benötige jährlich Strom in Höhe von 2.250 €. Es wird angenommen, dass die Lebensdauer von Wärme-pumpe und Heizkessel jeweils 15 Jahre beträgt. Ein sinnvoller Vergleich setzt hier voraus, dass beide Anlagen zwar keine Erträge, aber den selben Nutzen (Wärmeerzeu-gung in selber Höhe mit derselben Zuverlässigkeit) bringen.

Die Betrachtung des Kapitalwertverlaufs in Abbildung 2-14 zeigt, dass der Niedertem-peraturkessel wegen der niedrigeren Investitionskosten in den ersten Jahren günstiger ist. Nach ca. 6 Jahren sind die diskontierten Kosten beider Systeme etwa gleich, nach 15 Jahren beträgt der Kapitalwert des Niedertemperaturkessels -45.000 €. Der Kapitalwert der Wärmepumpe liegt um ca. 8.000 € höher bei -37.000 €. Wenn bei einem Neubau die Entscheidung zwischen den beiden Systemen ansteht, wäre die Wärmepumpe die wirtschaftlichere Entscheidung.

-50.000 €

-45.000 €

-40.000 €

-35.000 €

-30.000 €

-25.000 €

-20.000 €

-15.000 €

-10.000 €

-5.000 €

0 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr

Barwert der Zahlungen (Gas-Brennwertkessel)Barwert der Zahlungen (El. Wärmepumpe)Kapitalwertverlauf (Gas-Brennwertkessel)Kapitalwertverlauf (El. Wärmepumpe)

Abbildung 2-14: Beispielhafter Vergleich bei Neuinvestition in einen Gas-Niedertempe-raturkessel oder eine elektrische Wärmepumpe

Die annuitätischen Kosten für den Niedertemperaturkessel betragen ca. 4.600 €/a, für die Wärmepumpe ca. 3.800 €/a. Der Vergleich der Annuitäten zeigt, dass die jährlichen Kosten der Wärmepumpe um ca. 800 €/a geringer sind. Die Wärmepumpe wäre in diesem Fall die ökonomisch bessere Variante.

28 Methodik

Vorzeitiger Austausch Um die jährlichen Energiekosten zu reduzieren oder um kurzfristig den CO2-Ausstoß zu senken, kann die oben beschriebene Wärmepumpe auch vor dem Ende der technischen Lebensdauer eines vorhandenen Ölkessels eingebaut werden. Hierbei ist zu beachten, dass die Lebensdauer der Wärmepumpe beim Einbau 15 Jahre beträgt. In dieser Zeit wäre bei der Referenz, dem vorhandenen Ölkessel, eine Ersatzinvestition notwendig geworden. Dadurch ändern sich die während des Betrachtungszeitraums anfallenden Kosten der Referenz (Ölkessel), während die Kosten der Maßnahme (Wärmepumpe) immer gleich bleiben.

Kreditrückzahlungen für den bestehenden Kessel sind sowohl bei dem Austausch des Kessels (Maßnahme) als auch bei Beibehaltung (Referenz) weiterhin zu leisten. Da diese Kosten in beiden Fällen auftreten, kürzen sich die Kosten beim Vergleich von Maß-nahme und Referenz weg, daher müssen sie nicht in der Betrachtung enthalten sein. Ebenso werden bereits getätigte Investitionen nicht berücksichtigt, da sie auch auf beiden Seiten stehen würden und sich aufheben (vgl. auch Kapitel 2.3).

Wird die Maßnahme durchgeführt, so wird der alte Kessel abgebaut und entsorgt. Ein Verkauf ist üblicherweise nicht möglich, da es keinen Markt für gebrauchte Kessel gibt. Der Restwert des vorhandenen Kessels besteht bei der Referenz allein darin, dass bis zum Ende der Kessellebensdauer keine Investition getätigt werden müsste. Eine heute zu tätigende Investition von 10.000 € wird komplett eingerechnet. Wenn erst in 10 Jahren eine Re-Investition notwendig ist, so werden deren 10.000 € auf einen heutigen Barwert von 5.584 € diskontiert. Der Restwert eines Kessels, der noch 10 Jahre funkti-onsfähig ist, entspricht also der Diskontierung der später durchgeführten Reinvestition, in diesem Fall wäre der Restwert des Kessels 10.000 € - 5.584 € = 4.416 €. Wenn zum Ende des Betrachtungszeitraums die Lebensdauer der Reinvestition nicht endet, ergibt sich wiederum ein Restwert, da nicht sofort zum Ende des Betrachtungszeitraums erneut reinvestiert werden muss. Dieser wird als Gutschrift im letzten Jahr berücksich-tigt und für die Betrachtung zum heutigen Zeitpunkt diskontiert.

In den folgenden Beispielen seien Ölkessel betrachtet, die noch eine Restlebensdauer von 5, 10 bzw. 14 Jahren hätten.

Kessel mit 5 Jahren Restlebensdauer Wenn der auszutauschende Kessel noch 5 Jahre funktionieren würde, wäre nach diesen 5 Jahren eine Ersatzinvestition notwendig (siehe Abbildung 2-15). Zum Ende des Betrachtungszeitraumes von 15 Jahren hätte die Ersatzinvestition noch eine Lebens-dauer von 5 Jahren. Die restliche Lebensdauer wird zum Ende des Betrachtungszeit-raums vergütet, wodurch sich im letzten Jahr die Kapitalwerte von Kessel und Wärme-pumpe annähern. Der Kapitalwert der Beheizung mittels Kessel (Referenz) beträgt ca. -42.600 € (Annuität 4.400 €/a), der der Wärmepumpenheizung -37.000 € (3.800 €/a). Erst nach 8 Jahren sind die Kosten der Wärmepumpe geringer als die des Brennwertkessels.


-45.000 €

-40.000 €

-35.000 €

-30.000 €

-25.000 €

-20.000 €

-15.000 €

-10.000 €

-5.000 €

0 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr


Abbildung 2-15: Beispielhafter Vergleich von Wärmepumpe und Niedertemperaturkessel bei einer Restlebensdauer des Kessels von 5 Jahren

Kessel mit 10 Jahren Restlebensdauer Würde der auszutauschende Kessel noch 10 Jahre funktionieren, wäre nach diesen 10 Jahren eine Ersatzinvestition notwendig. Der Kapitalwert des Kessels (Referenz) beträgt ca. -40.800 € (4.200 €/a), der der Wärmepumpe weiterhin -37.000 € (3.800 €/a) (vgl. Abbildung 2-16).

-45.000 €

-40.000 €

-35.000 €

-30.000 €

-25.000 €

-20.000 €

-15.000 €

-10.000 €

-5.000 €

0 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr



Kessel mit 14 Jahren Restlebensdauer Für die dritte Annahme wird ein Kessel mit einer Restlebensdauer von 14 Jahren zugrunde gelegt. Nach diesem Zeitraum wird die Ersatzinvestition fällig. Der Kapital-wert des Kessels (Referenz) beträgt ca. -39.700 € (4.100 €/a), der der Wärmepumpe -37.000 € (3.800 €/a) (siehe Abbildung 2-17). Erst nach 13 Jahren sind die Kosten der Wärmepumpe geringer.

30 Methodik

-45.000 €

-40.000 €

-35.000 €

-30.000 €

-25.000 €

-20.000 €

-15.000 €

-10.000 €

-5.000 €

0 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr



Vergleich der Ergebnisse bei vorzeitigem Austausch Der monetäre Vorteil beim Einbau der Wärmepumpe, der sich aus der Differenz des Kapitalwerts von Maßnahme und Referenz ergibt, ist von der restlichen Lebensdauer der bereits vorhandenen Referenz abhängig.

Je höher die restliche Lebensdauer der Referenz,

• desto später wäre eine Ersatzinvestition notwendig, • desto höher fällt die Vergütung für die über den Betrachtungszeitraum hinaus-

reichende Restlebensdauer der Ersatzinvestition aus und • desto geringer ist der Barwert der Ersatzinvestition.

Je geringer die Restlebensdauer der Referenz ist, desto kleiner ist der Zeitraum, auf den die Ersatzinvestition diskontiert wird. Ein Neubau entspricht hierbei einer Restlebens-dauer der Referenz von 0, die Diskontierung hat dann rechnerisch keinen Einfluss.

Die Wirtschaftlichkeit des vorzeitigen Einbaus einer Wärmepumpe sinkt mit steigender Restlebensdauer des Referenzsystems: Je neuer der vorhandene Kessel, desto weniger rentabel ist der vorzeitige Austausch. Tabelle 2-5 zeigt den Kapitalwert zum Ende des Betrachtungszeitraums für die verschiedenen Restlebensdauern.

Tabelle 2-5: Kostenbetrachtung verschiedener Austauschzeitpunkte

Neubau Restlebensdauer5 Jahre

Restlebensdauer 10 Jahre

Restlebensdauer14 Jahre

Lebensdauerkosten Referenz in € -45.000 -42.600 -40.800 -39.700

Annuität Referenz in €/a 4.600 4.400 4.200 4.100

Lebensdauerkosten Wärmepumpe in € -37.000 -37.000 -37.000 -37.000

Annuität Wärmepumpe in €/a 3.800 3.800 3.800 3.800

Einsparung Wärmepumpe in €/a 600 600 400 300


Die Kapitalwertmethode ist geeignet, um die Zahlungsflüsse verschiedener Maßnahmen miteinander zu vergleichen. Der Kapitalwert gibt an, wie hoch die (diskontierten) Erträge und Kosten während der Lebensdauer sind. Wird eine Investition auf Kredit getätigt, so muss anstelle einer einmaligen Investition der Tilgungsplan des Kredits miteinbezogen werden, hier bieten sich annuitätisch berechnete Rückzahlungen an. Abbildung 2-18 zeigt den Einfluss eines Kredits auf den Kapitalwertverlauf einer Investition von 10.000 € und einer Laufzeit von 5 Jahren bei 4 % Haben-Zinssatz und 6 % Soll-Zinssatz. Bei der Einmalzahlung wird die Zahlung sofort geleistet. Bei dem Kredit werden 5 Zahlungen durchgeführt, auf die der Zinssatz des Kredits aufgeschlagen ist. Daher ist der Kredit die ökonomisch schlechtere Variante.

-12.000 €

-10.000 €

-8.000 €

-6.000 €

-4.000 €

-2.000 €

0 €

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Jahr

Barwert der Zahlungen (Einmalzahlung)

Barwert der Zahlungen (Ratenzahlung 10 Jahre)

Kapitalwertverlauf (Einmalzahlung)

Kapitalwertverlauf (Ratenzahlung 10 Jahre)

Abbildung 2-18: Vergleich von Kreditaufnahme mit Ratenzahlung und Einmalzahlung

Für die Ermittlung eines wirtschaftlichen Potenzials wird in diesem Projekt eine be-triebswirtschaftliche Bewertungsmethode gewählt. Dieses Vorgehen basiert auf der Überlegung, dass nur diejenigen Maßnahmen umgesetzt werden, die sich für die inves-tierende Person oder das Unternehmen auch ökonomisch rechnen. Die volkswirt-schaftliche Betrachtung „Was kostet/nutzt es die/der Gemeinschaft?“ ist für die Erschließung eines Potenzials nicht ausschlaggebend.

Der bei einer betriebswirtschaftlichen Kostenberechnung angesetzte Zinssatz kann sich je nach untersuchtem Bereich erheblich unterscheiden. Er hat jedoch einen wesentlichen Einfluss auf das Ergebnis der Kapitalwertmethode.

2.3.2.5 Eignung zur Berechnung von CO2-Verminderungskosten

Um eine Maßnahme zur Verringerung der CO2-Emissionen und die dazugehörige Referenz vergleichen zu können, müssen die zu verschiedenen Zeiten auftretenden Kosten und Erlöse und die teilweise verschiedenen Lebensdauern vergleichbar werden. Hierzu eignet sich die Berechnung annuitätischer Kosten, da mit dieser Methode jährliche Kosten errechnet werden, welche in direktem Zusammenhang mit den jährlich entstehenden CO2-Emissionen bzw. deren Verminderung stehen.

32 Methodik

2.3.3 Betriebswirtschaftliche vs. quasivolkswirtschaftliche Bewertungsme-thode

Wie in Kapitel 2.2.1 bereits erwähnt, sind bei der Berechnung von Vermeidungskosten verschiedene wirtschaftliche Kostenansätze möglich. Jedoch sind nicht alle Ansätze geeignet, um Potenziale zur Umsetzung einer Technologie zu ermitteln.

Die betriebswirtschaftliche Rechnung berücksichtigt die Kosten- und Erlösanteile aus Betreibersicht. Nur mit der betriebswirtschaftlichen Berechnung kann ermittelt werden, wie hoch das wirtschaftliche Potenzial zur Umsetzung von Maßnahmen ist. Mit der volkswirtschaftlichen Berechnung dagegen könnte festgestellt werden, welche Maßnah-men aus der Sicht der Gesellschaft sinnvoll und nachhaltig sind.

Volkswirtschaftliche (nach /MAT 98/: gesellschaftliche) Betrachtungen beinhalten auch die so genannten „externen Effekte/Kosten“ des jeweiligen Betrachtungsgegenstandes. (z.B. eines Kraftwerkes). Dabei kann es sich beispielsweise um den Nutzen handeln, den die Volkswirtschaft durch positive Beschäftigungseffekte oder auch Exportvorteile aus einer Technologieführerschaft zieht. Es können aber auch die Folgekosten sein, die beispielsweise durch eine Eutrophierung von Gewässern oder Versauerung von Böden die Volkswirtschaft nachhaltig schädigen und nicht in direktem Zusammenhang mit den bei Errichtung, Betrieb und Entsorgung eines ökonomischen Gutes anfallenden Kosten stehen. Die positiven, aber auch die negativen externen Effekte kommen der Volkswirt-schaft zugute bzw. müssen von der Gemeinschaft getragen werden.

Die Ermittlung und Ausweisung dieser externen Kosten ist schwierig, da eine Bilanz-grenze nicht eindeutig zu ermitteln ist und Effekte einerseits so gut wie nie einer ein-deutigen Ursache zugewiesen werden können. Anderseits sind Effekte zwar nachweisbar - z.B. optische oder akustische Beeinträchtigung durch Bauwerke - aber nicht oder nur sehr schwer monetär bewertbar.

Da die Auswirkungen externer Effekte aus wohlfahrtsökonomischer Sicht nicht erstre-benswert sind, wird von staatlicher Seite durch verschiedenartige Regularien der Ver-such unternommen, zumindest Teile der externen Kosten zu internalisieren und so der betriebswirtschaftlichen Unternehmensrechnung zugänglich zu machen. Zu diesen regulativen Methoden zählt z.B. die Mineralölsteuer, aber auch die Vergütung nach EEG oder Baukostenzuschüsse für innovative Technologien bis hin zum CO2-Zertifikate-Handel. Durch diese Instrumente hat der Staat eine Lenkungsmöglichkeit, um negative Effekte abzuschwächen und den volkswirtschaftlichen Nutzen zu erhöhen. Dem kurzfris-tigen Planungshorizont der Marktteilnehmer wird so eine langfristige (nachhaltige) Option hinzugefügt.

In diesem Projekt sollen Potenziale verschiedener Technologien zur Reduktion bzw. Vermeidung von CO2 bestimmt werden. Die Ermittlung eines erschließbaren Potenzials geht aus einer betriebswirtschaftlichen Berechnung hervor, denn nur das, was sich aus Betreibersicht (betriebs-)wirtschaftlich rechnet, wird auch umgesetzt werden können. Die angesetzten Kosten beinhalten einen Teil der – nach staatlicher Bewertung – anfallenden externen Kosten, die durch nicht rein fiskale Regularien repräsentiert werden. Diese Bewertungsmethode ist geeignet, um die aus Investorensicht günstigste Maßnahme zu wählen.

Zusätzlich wird, soweit möglich, eine Bewertung der Maßnahmen nach quasivolkswirt-schaftlichen Kosten durchgeführt. Damit eine unbeeinflusste Aussage zu wirtschaftlich


sinnvollen Maßnahmen bezüglich der Vermeidung von CO2-Emissionen möglich ist, muss bei den Maßnahmenkosten der offensichtliche Staatsanteil (Steuern, Vergütungen, etc.) herausgefiltert werden. In dieser quasivolkwirtschaftlichen Betrachtung bleiben jedoch Effekte wie z.B. Wirtschaftswachstum, Technologievorsprung oder Beschäfti-gungseffekte ausdrücklich unberücksichtigt.

Für ein Ranking von Maßnahmen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit zur Einsparung von CO2 aus volkswirtschaftlicher Sicht können die daraus resultierenden Verminde-rungskosten verwendet werden. Dabei wird eine geeignete Interpretation der Ergebnisse hinsichtlich externer Kosten und dadurch implizit der weiteren Wirkmechanismen vorausgesetzt.

Bei quasivolkswirtschaftlicher Bewertung muss die Maßnahme gegenüber einer mögli-chen Ersatzversorgung gerechnet werden. Währenddessen muss bei betriebswirtschaft-licher Berechnung die Versorgungsaufgabe ggf. nicht erfüllt werden. Dieser Fall ist immer dann zu finden, wenn eine Referenztechnologie nicht ersetzt wird, sondern eine Technik neu zum Bestand hinzugefügt wird. Beispielsweise werden beim Ausbau der Photovoltaik zur quasivolkswirtschaftlichen Rechnung die Gestehungskosten des solar erzeugten Stromes den Gestehungskosten einer Referenzversorgung (hier: des Kraft-werksparks) gegenübergestellt. Als Nutzenfunktion können nicht die Zertifikatspreise angesetzt werden. Vielmehr müssten hier die positiven externen Effekte der CO2-Redu-zierung monetarisiert als volkswirtschaftlicher Nutzen angesetzt werden. Dies ist aus o.g. Gründen nicht möglich. Daher wird diese Interpretationsarbeit dem Leser über-lassen.

Aus betriebswirtschaftlicher Sicht steht der potenzielle Betreiber einer PV-Anlage lediglich vor der Entscheidung, ob die Investition sich über deren Lebensdauer durch die Einnahmen aus dem Stromverkauf amortisiert oder nicht. Der Betreiber muss in diesem Fall nicht zwingend Strom aus anderen Energieträgern zur Verfügung stellen.

Zusammenfassend lässt sich sagen: Mit dem betriebswirtschaftlichen Ansatz können die Maßnahmen zur CO2-Verminde-rung ermittelt werden, welche aus Betreibersicht wirtschaftlich umgesetzt werden könnten. Damit lässt sich mit dem betriebswirtschaftlichen Ansatz das Potenzial zur Umsetzung einer CO2-Verminderungs-Maßnahme bestimmen.

Mit dem quasivolkswirtschaftlichen Ansatz können die Maßnahmen ermittelt werden, welche ohne Berücksichtigung externer Effekte und Kosten zur CO2-Reduzierung sinnvoll beitragen. Damit lässt sich mit diesem Ansatz bestimmen, welche Maßnahmen aus der eingeschränkten Sicht eines quasivolkswirtschaftlichen Ansatzes (s.o.) umgesetzt werden sollten. Das Potenzial zur Umsetzung einer CO2-Verminderungs-Maßnahme lässt sich jedoch nicht bestimmen.

2.3.4 Ableitung von wirtschaftlichen Potenzialen Ein kurzfristig erschließbares wirtschaftliches Potenzial kann durch die virtuelle Durch-führung einer Maßnahme für den gesamten Bestand errechnet werden. Dazu ist es notwendig, mehr als einen Referenzfall zu betrachten. Dies kann durch eine Variation der Referenz in der Verminderungskostenformel geschehen. In Tabelle 2-6 ist das Vorgehen für die Beurteilung von Einzelmaßnahmen exemplarisch dargestellt. Die verschiedenen Referenzsysteme im IST-Zustand, wie z.B. hier die Altanlagen oder auch

34 Methodik

Gebäude unterschiedlicher Baualtersklassen, werden jeweils mit den Maßnahmen verglichen und dann in tabellarischer Form für die Weiterbearbeitung aufbereitet.

Tabelle 2-6: Exemplarische Darstellung der Vorgehensweise (Beispiele in Klammern)

REF Maßnahme A (Gasbrennwertkessel) kV,A Maßnahme B

(Wärmepumpe) kV,B

ΔeA ΔkA ΔeB ΔkB

…

1 (Ölkessel vor 1970)

ΔeA,1 ΔkA,1 ΔkA,1/ΔeA,1 ΔeB,1 ΔkB,1 ΔkB,1/ΔeB,1 …

2 (Ölkessel 1971 bis 1980)

ΔeA,2 … … ΔeB,2 … … …

3 (Ölkessel 1981 bis 1990)

… … … … … … …

… … … … … … … …

Δey,z Emissionen in t/a y : Maßnahme z: jeweilige Referenz Δky,z Kosten in €/a y : Maßnahme z: jeweilige Referenz kV,y dynamische Verminderungskosten der Maßnahme y

Die Angaben in der Spalte Referenz bilden den IST-Zustand und damit alle Anlagen im Bestand ab. Für jede einzelne Referenz müssen so Emissionsreduzierung und Mehrkos-ten durch die verschiedenen Maßnahmen nach Kapitel 2.3 ermittelt werden.

Aus den dynamischen Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen kann durch geeig-nete Sortierung eine Kostenkurve gebildet werden. Dazu werden beispielsweise die minimalen dynamischen Verminderungskosten aller Maßnahmen für bestimmte Berei-che berechnet, d.h. die wirtschaftlichsten Maßnahmen werden virtuell angewendet, und nach Kosten aufsteigend sortiert. Über der kumulierten Emissionsreduktion aufgetra-gen lässt sich die Verminderungskostenfunktion graphisch darstellen (vgl. Abbildung 2-19).

Grenzverminderungskosten Ein Hilfsmittel für die Ermittlung der Einsparpotenziale aus diesen Kostenkurven können z.B. dann die Grenzverminderungskosten sein. Dieses sind die zusätzlichen Kos-ten einer zusätzlich vermiedenen Emissionseinheit, z.B. einer Tonne CO2, die bei Maß-nahmendurchführung anfallen. Als erste Ableitung der Kostenfunktion nach der einge-sparten Menge geben sie deren Verlaufsänderung an. Der Grenznutzen gibt den zusätz-lichen Nutzen einer weiteren vermiedenen Emissionseinheit an.

Die Grenzverminderungskosten (GVK) berechnen sich nach folgender Formel:

EdEKGVK v

ΔΔ= )(

Kv(ΔE) emissionsabhängige Verminderungskosten in €/a ΔE Emissionsreduzierung in t/a

Um aus den beiden Kennwerten Grenznutzen und Grenzverminderungskosten eine Aussage über Potenziale generieren zu können, muss der Grenznutzen monetarisiert


werden. Für Teilnehmer am Zertifikatehandel wird beispielsweise der spezifische CO2-Zertifikatepreis als Nutzen angesetzt.

In Abbildung 2-19 ist idealisiert dargestellt, wie der Verlauf der Vermeidungskosten-funktion und des Nutzens einer einzelnen Technologie aussehen könnte.

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30CO2-Verminderung in t/a

Kos

ten

in €

/a

kumulierter Nutzen

kumulierteVerminderungskosten

WirtschaftlichesPotenzial

TechnischesPotenzial

Steigung identisch(Abstand maximal)

0

10

20

30

40

50

0 5 10 15 20 25 30CO2-Verminderung in t/a

Kos

ten

in €

/t

Grenznutzen =ZertifikatepreisGrenzverminderungs-kosten

Maßnahmewirtschaftlich

Zertifikatekaufwirtschaftlich

Abbildung 2-19: Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten

Aus dem linken Bild lassen sich die absolute CO2-Reduzierung und die dafür aufzuwen-denden Investitionen ablesen. Beispielsweise sind für die Reduzierung von 15 t CO2 durch die betrachtete Maßnahme gegenüber der Referenz insgesamt 68 €/a aufzuwen-den. Im rechten Bild sind hingegen die Grenzverminderungskosten für die Vermeidung der jeweiligen CO2-Einheit dargestellt. So kostet die Reduzierung der 15-ten Tonne 13,5 €.

Mit steigender CO2-Reduktion wird eine weitere Emissionsminderung durch die Maß-nahme immer teurer. Allerdings steigt auch der erzielbare Nutzen - die Einnahmen aus dem Zertifikateverkauf - mit steigender Reduzierung der Emissionen linear an. Die Ableitung der Funktionen ist im rechten Diagramm abgebildet. Da in diesem Beispiel der Nutzen linear ansteigt, ist der Grenznutzen konstant.

Es ist nun solange wirtschaftlich, eine CO2-Einsparmaßnahme wie beispielsweise die Erhöhung von Turbinenwirkungsgraden durchzuführen, solange der Zertifikatspreis über den Grenzvermeidungskosten der Maßnahme liegt. Erst wenn diese überschritten werden, ist es billiger, Zertifikate zu kaufen und keine CO2-Einsparmaßnahmen mehr durchzuführen (in Abbildung 2-19 durch die Pfeile gekennzeichnet).

Im Falle negativer Vermeidungskosten verschiebt sich die gesamte Kurve nach unten. Die Durchführung von Maßnahmen mit negativen Vermeidungskosten ist in jedem Fall wirtschaftlich, unabhängig von der Nutzenfunktion.

Für Maßnahmen, die nicht dem Zertifikatehandel unterliegen, ist die Nutzenfunktion Null. Es muss daher eine andere Methode gefunden werden, den Nutzen der CO2-Ein-sparung monetär zu bewerten. Bei diesen rechnen sich Investitionen in die CO2-Redu-zierung allenfalls, wenn dadurch wirtschaftliche Vorteile, etwa durch Brennstoffeinspa-rung, gegeben sind. Andererseits werden in diesen Bereichen häufig auch unwirtschaft-liche Einsparmaßnahmen aus idealistischen Gründen durchgeführt. Gegebenenfalls ist es für diese Anwendungen sinnvoll, qualitativ auszuweisen, wo technisches und theoretisches Einsparpotenzial vorhanden ist, statt dieses quantitativ abzuschätzen.

36 Methodik

Mit Kenntnis der Vermeidungs- und Grenzvermeidungskosten kann auch eine geeignete Strategie zur Förderung von Verminderungsmaßnahmen entwickelt werden. Somit kann abgeschätzt werden, ob es nicht kosteneffizienter und gesamtwirtschaftlich sinnvoller ist, in anderen Bereichen Maßnahmen durchzuführen, als in den durch den Zertifikate-handel erfassten Sektoren Umwandlung und Industrie.

2.4 Zusammenfassung des methodischen Vorgehens

• In diesem Projekt werden für die Sektoren Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleis-tung, Industrie und Umwandlungssektor ökologisch sinnvolle und ökonomisch tragbare Maßnahmen untersucht, die kurzfristig eine Reduzierung der CO2-Emis-sionen bewirken können.

• Dazu werden nicht nur ohnehin notwendige Sanierungsmaßnahmen und Einfüh-rung neuer Technologien betrachtet, sondern auch vorgezogene Maßnahmen.

• Als Referenz für Emissionen und Kosten dient der derzeitige IST-Zustand in Deutschland.

• Gegenüber diesem werden CO2-Einsparungen berechnet und zunächst theoretische und technische Potenziale für die einzelnen Technologien ermittelt.

• Zur ökonomischen Bewertung der Maßnahmen dient eine neu entwickelte Methode der „dynamischen Verminderungskosten“.

o Damit wird eine betriebswirtschaftliche Bewertung durchgeführt, da nur damit eine realistische Bewertung und Abbildung von Investitionsentscheidungen möglich ist.

o Der Betrachtungszeitraum wird jeweils auf die Lebensdauer der Maßnahme festgelegt.

o Die Kosten und Erlöse werden mit Hilfe der Annuitätenmethode berechnet. Da-mit ist eine Bewertung zukünftiger Investitionen aus heutiger Sicht möglich.

• Wo es möglich und sinnvoll ist, wird die Kostenrechnung für den („quasi-“) volks-wirtschaftlichen Fall durchgeführt, um im beschränkten Maße einen Vergleich zie-hen zu können.

• Mit Hilfe der im Projekt entwickelten Methodik ist es möglich, Maßnahmen zur CO2-Reduzierung in unterschiedlichen Bereichen miteinander zu vergleichen. So-mit könnte beispielsweise die Frage beantwortet werden, in welchen Bereichen eine CO2-Reduzierung am kosteneffizientesten erreicht und welche Potenziale da-mit gehoben werden könnten.

37

3 Rahmenbedingungen

Um die berechneten Potenziale der drei verschiedenen betrachteten Anwendungs-sektoren Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistung und Industrie sowie dem vorgela-gerten Umwandlungssektor vergleichen zu können, ist eine konsistente Datengrundlage notwendig. In den folgenden Kapiteln sollen daher die Zinssätze, Energieträgerpreise und die CO2-Emissionen der Energieträger sowie das Biomassepotenzial vorgestellt werden, die in die jeweiligen Rechnungen einfließen.

3.1 Verw endete Zinssätze

In den Zinssatz fließen neben geforderten Abschreibungszeiten auch Risikobewertungen mit ein. Ein produzierendes Unternehmen wird beispielsweise eine höhere Rendite von der eingesetzten Geldmenge fordern, als dies eine Privatperson tut. Die Rentabilität der Maßnahme wird mit dem verglichen, was der Geldeinsatz an anderer Stelle erwirt-schaftet hätte.

In Tabelle 3-1 sind verschiedene übliche Zinssätze für unterschiedliche Bereiche aufge-zeigt. Bei produzierenden Unternehmen ist demnach die geforderte Rendite am höchs-ten, während Haushalte die Investitionen mit dem vergleichen werden, was eine Geld-anlage bei der Bank erlöst hätte. Bei Energieversorgungsunternehmen liegt der Zinssatz dazwischen.

Tabelle 3-1: Unterschiedliche Zinssätze der untersuchten Sektoren

Bereich Angesetzter Zinssatz Erklärung

Haushalte und nicht produzierendes Gewerbe

5 % Vergleich mit einer Anlage bei der Bank

Sektor Umwandlung 10 % In Anlehnung an den internen Zinsfuß bei EVU

Industrie und produzierendes Gewerbe

15 % Vergleich mit der Rendite bei Investitionen in die Produktion von veräußerbaren Gütern

Durch die Verwendung verschiedener Zinssätze wird sich die Wirtschaftlichkeit von Maßnahmen, die in verschiedenen Bereichen angewandt werden, unterscheiden. So könnte es etwa wirtschaftlich sein, in Haushalten einen vorzeitigen Kesseltausch durch-zuführen, während dies in Industrieunternehmen aufgrund langer Amortisationszeiten und niedriger Renditen nicht der Fall sein könnte.

3.2 Energieträgerpreise

Die betriebswirtschaftlichen Kosten für Energie in Haushalten und GHD sind in Tabelle 3-2 dargestellt. Sie beinhalten neben den energieträgerspezifischen Abgaben und Steuern, wie der Mineralölsteuer, auch die Mehrwertsteuer. Für GHD müssen die Angaben deshalb um diesen Faktor bereinigt werden. Bei Holzpellets beträgt der Was-sergehalt 10 %, bei den Waldhackschnitzeln 35 %. Da der Transport von Waldhack-

38 Rahmenbedingungen

schnitzeln üblicherweise nicht über weite Strecken erfolgt, sind die Transportkosten auf eine Entfernung von 20 km bezogen.

Tabelle 3-2: Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Haushalte /BIO 07/,/BMWI 08/,/IFO 07/,/eigene Berechnungen/

Haushalte(inkl. MWSt)2006

€/GJ €/MWh

Heizöl leicht 16,54 59,55Erdgas 17,51 63,03Holzpellets1) 11,33 40,80Waldhackschnitzel2) 5,56 20,00Kohle 12,60 45,37Fernwärme 18,00 64,79Strom 5 2,44 188,771) 10% Wassergehalt, inkl. Transport 100-200 km2) 35% Wassergehalt, inkl. Transport max. 20 km

Energiepreise für die Industrie finden sich in Tabelle 3-3. Im Gegensatz zu den Kosten für Haushalte in Tabelle 3-2 ist dabei die Mehrwertsteuer nicht enthalten.

Tabelle 3-3: Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Industrie (/BMWI 08/,/IFO 07/)

Industrie(exkl. MWSt)2006

€/GJ €/MWh

Heizöl 7,32 26,36Erdgas 9,55 34,38Strom 20 ,11 72,40

Tabelle 3-4 zeigt die Energieträgerpreise, die zur Verwendung in den Berechnungen des Umwandlungssektors und großen Energiewandlern der Industrie anzusetzen sind. Kraftwerksbraunkohle wird nicht gehandelt, sondern direkt vor Ort von den EVU abgebaut. Die Kosten für den Braunkohleabbau werden üblicherweise direkt in den Betriebskosten des Kraftwerks verrechnet. Die aufgeführte Zahl beruht auf Abschätzun-gen der Kosten für die Erschließung und Ausbeutung der Braunkohlelagerstätten und dient zum Vergleich des Braunkohleeinsatzes gegenüber der Verwendung anderer Energieträger.

CO2-Emissionsfaktoren 39

Tabelle 3-4: Energiepreise für die betriebswirtschaftliche Rechnung – Umwandlung (/IFO 07/, /eigene Berechnungen/)

Umwandlung (exkl. MWSt) 2006 €/GJ €/MWh

Kraftwerkskohle1) 2,12 7,62Erdgas fürKraftwerke2) 7,88 28,37Braunkohle 1,06 3,81Braunkohlen-produkte3) 3,14 11,301) Preis frei deutscher Grenze2) Durchschnittserlöse der Abgabe an Endverbraucher inkl. Steuer3) Mengengew ogener Durchschnitt aller Braunkohlenprodukte aus alten und neuen Bundesländern

Im Gegensatz zur betriebswirtschaftlichen Bewertung müssen die anzusetzenden Preise für die quasivolkswirtschaftliche Rechnung um den Staatseinfluss bereinigt werden (vgl. Kapitel 2.3.3). Für die Energieträger werden daher die Einfuhrpreise verwendet. Als Referenz für die Stromgestehungskosten alternativer Erzeugung werden die durch-schnittlichen Baseload Börsenpreise der European Energy Exchange /EEX 07/ in Leipzig für das Jahr 2006 verwendet (vgl. Tabelle 3-5). Diese stellen ein Maß für die Grenzkosten der Kraftwerke und damit der Stromgestehungskosten dar.

Tabelle 3-5: Energiepreise für die quasivolkswirtschaftliche Rechnung (/BMWI 08/,/EEX 07/)

Einfuhrpreise2006 €/GJ €/MWh

Rohöl 7,21 25,96Erdgas 4,38 15,76Steinkohlen 1,91 6,88Stromgestehungskosten1) 14,11 50,791) Durchschnittlicher EEX-Börsenpreis 2006

Bei einigen Maßnahmen können aufgrund unterschiedlicher Zeitbezüge (2003 bis 2007) die verwendeten Kosten zu den tabellarisch aufgeführten Energiepreisen minimal differieren. Das Ergebnis der Rechnungen wird dadurch jedoch nur unwesentlich beein-flusst. Um einer verzerrenden Bewertung mit rein fiktiven Werten vorzubeugen, wird auf die Annahme von Inflation und Preissteigerungen verzichtet.

3.3 CO 2-Emissionsfaktoren

3.3.1 Emissionen aus vollständiger Verbrennung In diesem Projekt wird u. a. der Vergleichbarkeit wegen von einer vollständigen Ver-brennung der Energieträger ausgegangen. Das bedeutet, dass aus jedem kg Kohlenstoff, der in einem Energieträger enthalten ist, etwa 3,67 kg CO2 entstehen. Bei einer unvoll-ständigen Verbrennung würde dagegen zusätzlich CO entstehen oder reiner Kohlenstoff


in Form von Ruß übrig bleiben. Wie auch die Bildung von NOX ist dies allerdings sehr stark vom betrachteten Prozess, der verwendeten Technologie und der jeweiligen Prozessführung abhängig und kann keinesfalls ohne weiteres verallgemeinert werden.

Die Emissionsfaktoren für CO2 ergeben sich dann allein aus der Zusammensetzung und den Massenanteilen einzelner Komponenten im Brennstoff. Die verwendeten CO2-Emissionsfaktoren der eingesetzten Primärenergieträger in Deutschland basieren auf den vom Umweltbundesamt veröffentlichten Zahlen /UBA 04/. In Tabelle 3-6 ist ein Auszug für die wesentlichen Brennstoffe zusammengestellt.

Abhängig vom Herkunftsort bzw. -land ergeben sich für Stein- und Braunkohle teilweise deutlich unterschiedliche CO2-Emissionsfaktoren., Daher wurden anhand der Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. /SKW 06/, durchschnittliche CO2-Emissionsfaktoren für diese beiden Brennstoffe ermittelt.

Tabelle 3-6: Spezifische CO2-Emissionsfaktoren verschiedener Primärenergieträger

Energieträger spezifischer CO2-Emissionsfaktor

Energieträger spezifischer CO2-Emissionsfaktor

Herkunft in g CO2/kWh * Herkunft in g CO2/kWh *Rohbraunkohle Vollwertkohle

Lausitz 407 Deutschland 335Mitteldeutschland 374 Australien 342Rheinland 410 China 342Hessen 400 Indonesien 342

Braunk. Briketts Kolumbien 338Lausitz 364 Polen 338Rheinland 356 Russland 342

Braunk. Koks Südafrika 346Rheinland 389 USA 338

Braunk. Staub Venezuela 335Lausitz 356 Dieselkraftstoff 266Mitteldeutschland 338 Heizöl,leicht 266Rheinland 353 Heizöl,schwer 281

Steinkohle Übrige Mineralöle 288Anthrazit Kraftwerk 342 ErdgasAnthrazit Wärme 353 Russland H 198

BallastSK 324 Verbund H 202Steink. Briketts 335 Niederlande L 202

Steink. Koks 378 Altmark 202* - heizwertbezogenQuelle: Umweltbundesamt

Da der größte Teil der Steinkohle in Kraftwerken eingesetzt wurde, wurden anhand der Aufteilung nach /SKW 06/ und den spezifischen Emissionen aus Tabelle 3-6 die durch-schnittlichen CO2-Emissionsfaktoren der Jahre 2002 und 2003 für Steinkohle zu 338 g/kWh ermittelt. Dieser Wert ist relativ stabil. So ergibt sich beispielsweise für 1998 aufgrund einer abweichenden Importstruktur nur ein geringfügig geringerer Wert von 337 g/kWh.

Analog zur Ermittlung des durchschnittlichen spezifischen Emissionsfaktors der Stein-kohle wurde auch für die Braunkohle ein Durchschnittswert ermittelt. Aus den Angaben

CO2-Emissionsfaktoren 41

zu Aufkommen und Verwendung der Braunkohle unterschiedlicher Herkunft in Statis-tiken /DIW 04/ /SKW 06/, wurde für die Jahre 2002 und 2003 ein Emissionsfaktor von 403 g/kWh ermittelt. Auch dieser Wert weist nur eine geringe Schwankungsbreite auf. So ergibt sich z.B. für 1998 ein leicht veränderter Wert von 404 g/kWh.

Die verwendeten spezifischen Emissionsfaktoren sind in Tabelle 3-7 aufgeführt.

Tabelle 3-7: Zusammenfassung der verwendeten spezifischen CO2-Emissionsfaktoren von Energieträgern bei vollständiger Verbrennung

in t/TJ in g/kWhSteinkohle 94 337Braunkohle 112 403Heizöl leicht 74 266Heizöl schwer 78 281Sonst. Mineralöle 80 288Erdgas 56 202Sonstige Gase 52 187Müll, sonst. 45 162Benzin 65 234Diesel 74 266

CO2-Emissionen bei vollständiger Verbrennung

3.3.2 Emissionen der Stromerzeugung Zur Ermittlung von anwendungsspezifischen CO2-Emissionen für Technologien, die Strom benötigen, muss der endenergiebezogene Emissionsfaktor für Strom bekannt sein. Dann kann beispielsweise die CO2-Reduzierung durch den Einsatz energiesparender Lampen oder energieeffizienter Kühlgeräte berechnet werden.

Der Wirkungsgrad einer thermischen Kraftanlage spiegelt gleichzeitig deren spezifi-schen Brennstoffverbrauch wider. Die CO2-Emmisionen sind darüber hinaus abhängig von der Art des verwendeten Brennstoffs.

BCOBuel

thermCOel

elCO rgH

ee ,,

,, 222 6,3111 ⋅⋅

⋅=⋅=ηη

mit: elCOe ,2 spezifische Emissionen in kg/kWhel

thermCOe ,2 spezifische Emissionen in kg/kWhtherm

BuH , Heizwert des Brennstoffes in MJ/kg

BCOrg ,2 spezifische Menge der Rauchgaskomponente CO2 in kgCO2/kgB

elη elektrischer Nutzungsgrad

In Deutschland wurden 2005 in allen Sektoren rund 520 TWh an Strom verbraucht. Zur Erzeugung wurde 5.425 PJ an Primärenergie eingesetzt. Abbildung 3-1 zeigt die pro-zentuale Aufteilung der Energieträger auf den Gesamteinsatz. Die Hälfte des Stroms wird aus Stein- und Braunkohle erzeugt. Etwa ein Drittel der Stromerzeugung entfällt auf die Kernenergie. Erdgas hat in den letzten Jahren einen starken Zuwachs erlebt und besitzt inzwischen einen Anteil von ca. 11 %. Die erneuerbaren Energien werden mit Faktor 1 auf Primärenergie bewertet. Ihr Anteil am Energieträgereinsatz liegt somit bei


3 % und teilt sich mit jeweils ca. 1,5 % nahezu vollständig auf Wasser- und Windkraft auf. Bezogen auf die Stromerzeugung ergibt sich ein Anteil von etwas über 10 % für die erneuerbaren Energien.

Gase11%

Heizöl2%

Übrige feste Brennstoffe

2%

Kernenergie32%

Braunkohle28%

Steinkohle 22%

Wasserkraft/ Windkraft

3%

5.425 PJ

Abbildung 3-1: Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung in Deutschland 2005 /AGEB 07/

Mit Hilfe der spezifischen CO2-Emissionsfaktoren der verschiedenen Primärenergieträ-ger können aus dem bekannten Brennstoffeinsatz die CO2-Emissionen für den gesamten Strommix berechnet werden.

In Tabelle 3-8 sind die Emissionsfaktoren für Strom aus den einzelnen Energieträgern angegeben. Für den deutschen Strommix im Jahr 2005 ergeben sich danach CO2-Emissi-onen in Höhe von ca. 558,2 g CO2/kWhel.

Tabelle 3-8: CO2-Emissionen der Strombereitstellung aus verschiedenen Energieträ-gern für 2005 (/UBA 04/, /eigene Berechnungen/)

Strom aus:

Spez. Emissionenin g/kWhnetto

ohne VorketteSteinkohle 90 1,8Braunkohle 1178,2Übrigen 508,9Heizöl 687,5Erdgas 373,1Wasser-/Windkraft --Kernenergie --Insgesamt 558,2

Biomassepotenzial Deutschlands 43

3.3.3 Vorgelagerte Emissionen Als Emissionen werden in diesem Projekt nur die direkten Emissionen betrachtet, die bei dem Betrieb der Anlagen entstehen. Regenerative Energieträger haben damit keine Emissionen während des Betriebs, da sie als CO2-neutral angesehen werden.

Wenn auch beim Betrieb dieser Energiewandler keine direkten CO2-Emissionen entste-hen, so wird natürlich bei der Errichtung regenerativer Stromerzeugungsanlagen, wie auch bei allen anderen Kraftwerkstypen, Energie aufgewendet. Je nach Mix der dafür eingesetzen Energieträger werden CO2-Emissionen freigesetzt, die den Anlagen ursäch-lich zugewiesen werden können.

Relativ auf die gesamten Lebensdaueremissionen gesehen, erscheinen die Emissionen aus der Herstellung bei regenerativen Erzeugungsoptionen sehr hoch. Bezogen auf die Erzeugungsmenge und im Vergleich zu den fossil gefeuerten Kraftwerken, deren Emis-sionen durch die Nutzungsphase dominiert sind, liegen sie jedoch deutlich besser.

Tabelle 3-9 zeigt die spezifischen CO2-Emissionen für die Strombereitstellung im Jahr 2005 mit und ohne vorgelagerte Emissionen. Bei Photovoltaik liegen die Emissionen mit 64 g/kWh zwischen denen anderer regenerativer Versorgungsoptionen und den besten fossilen Varianten.

Tabelle 3-9: CO2-Emissionen der Stromerzeugung 2005 /AGEB 07/, /eigene Berechnungen/

Strom aus:

Struktur derBruttostrom-erzeugung in %


ohne Vorkette


inkl. VorketteSteinkohle 21 ,6 901,8 940,2Braunkohle 24,8 1178,2 1200,3Übrigen 5,2 508,9 544,5Heizöl 1,9 687,5 771,1Erdgas 11,4 373,1 413,1Wasser-/Windkraft 8,8 -- 31,1Kernenergie 26,3 -- 11,4Insgesamt 100 558,2 585,5

3.4 Biomassepotenzial Deutschlands

Da Biomasse in allen Sektoren verwendet werden kann, soll das folgende, übergeordnete Kapitel das technische Biomassepotenzial darstellen. Dieses gibt die Energiemenge an, die als Biomasse anfällt und zur weiteren energetischen Nutzung verfügbar ist, nicht jedoch die Restriktionen, die sich für unterschiedliche Technikoptionen in den verschie-denen Anwendungsbereichen ergeben.

3.4.1 Einteilung der Biomasse Biomasse wird generell in angebaute Energieträger (holzartige Biomasse sowie Energie-pflanzen) und biogene Reststoffe und Abfälle unterschieden. In welchen Sektoren die einzelnen Biomassearten anfallen, wird in Abbildung 3-2 dargestellt.


Angebaute Energieträger Biogene Reststoffe und Abfälle

Land- und Forstwirtschaft Kommunale Abfallentsorgung Produzierendes Gewerbe

Landwirtschaftliche Reststoffe:• Stroh• Feuchte Erntereste• Exkremente der

NutztierhaltungHolzartige Biomasse:• Waldrestholz• RindeSonstige Reststoffe:• Landschaftspflegeholz• Halmgüter aus der

Landschaftspflege

• Restmüll• Bioabfall• Klärschlamm

• Altholz• Industrierestholz• Abfälle der Nahrungs-

industrie

Holzartige Biomasse:• Waldholz• KurzumtriebsplantagenEnergiepflanzen:• Energiegräser

- Miscanthus• Getreide (Ganzpflanzen)

- Weizen- Roggen- Triticale

• Mais• Ölpflanzen

- Raps- Sonnenblume

• Hanf• Zuckerpflanzen

- Zuckerrübe,- Zuckerhirse

• Stärkepflanzen - Kartoffel- Topinambur

Abbildung 3-2: Überblick der Biomassearten /HÖP 06/

3.4.2 Biomassepotenzial Nachfolgend wird das Biomassepotenzial analysiert, das derzeit in Deutschland für energetische Zwecke verfügbar ist. Es erfolgt eine Aufschlüsselung der Biomasse nach holzartiger Biomasse, Energiepflanzen und Reststoffe mit ihren jeweiligen Untergrup-pen. Für die Potenzialerhebung werden die im Folgenden dargestellten Energieträger nicht herangezogen:

Vergärbare industrielle Rückstände Eine Verwendung von vergärbaren industriellen Rückständen, insbesondere von Abfäl-len aus der Nahrungsmittelindustrie, und das daraus gewinnbare Biogas findet bereits heute in den meisten Betrieben zur Eigenversorgung mit Prozesswärme und Strom statt. Daher sind bei diesem Energieträger keine freien Potenziale verfügbar. Eine Erhebung ist daher für dieses Projekt irrelevant. /WI 06b/

Klärschlamm Klärschlamm muss auf Grund der Klärschlammverordnung (AbfKlärV) thermisch ver-wertet werden. Dies kann u.a. als Zufeuerung in fossil befeuerten Kraftwerken sowie in Müllkraftwerken erfolgen. Eine weitere Verwertungsmöglichkeit ist die Ausbringung von Klärschlamm auf Landwirtschaftsflächen. Durch die Klärschlammverordnung und die bereits realisierte thermische Verwertung lässt sich kein „freies“ Potenzial ermitteln.

Kommunaler Restmüll Seit 2005 darf in Deutschland kein unbehandelter Restmüll mehr deponiert werden. Da-her ist eine mechanisch-biologische oder thermische Restmüll-Behandlung (Müllver-brennung) notwendig. Es ist daher davon auszugehen, dass das Potenzial an kommuna-lem Restmüll, welcher thermisch verwertet werden kann, auch bereits genutzt wird.


Kommunaler Bioabfall Die Nutzungsmöglichkeit des Potenzials an kommunalem Bioabfall ist derzeit ebenso ausgeschöpft. Der Bioabfall wird dabei überwiegend der Kompostierung oder Vergärung zugeführt. Eine großtechnische energetische Verwertung findet in Deutschland kaum statt. In wie weit diese Verwertung künftig realisiert wird, ist auf Grund einer Novellie-rung der Abfallrahmenrichtlinie durch das Europäische Parlament – mit dem Ziel zu einer gänzlichen stofflichen Nutzung des Bioabfalls – fraglich.

Holzartige Biomasse Holz bzw. holzartige Biomasse stammt aus den verschiedensten Bereichen. Neben dem Holzimport wird der Holzbedarf aus dem Inlandsaufkommen gedeckt. Dieses In-landsaufkommen der holzartigen Biomasse setzt sich unter anderem aus Holzarten wie Waldrest- und Durchforstungsholz, Landschaftspflegeholz, Industrierestholz und Altholz zusammen.

Tabelle 3-10 bildet die derzeitige Holzrohstoffbilanz aus dem Jahr 2004 nach Aufkom-men und Einsatz ab. Dabei wird neben der derzeitigen energetischen auch die stoffliche Holznutzung der einzelnen Energieträger dargestellt. Demnach besitzt Deutschland ein Gesamtpotenzial von 134,8 Mio. Fm/a. Die derzeitige Verwendung von 91,4 Mio. Fm/a teilt sich auf die Sektoren der stofflichen Nutzung (64,2 Mio. Fm/a) und der energeti-schen Nutzung (27,3 Mio. Fm/a) auf1. Die Potenzialreserve an holzartiger Biomasse, welche für eine energetische Nutzung frei ist, ergibt sich aus der Differenz des jährlichen Potenzials und der derzeitigen Verwendung. Für die einzelnen holzartigen Energieträ-ger ergeben sich folgende freie Energiepotenziale:

Tabelle 3-10: Holzrohstoffbilanz – Aufkommen, Potenzial, Reserve und Verwendung in Mio. Fm/a nach /AKV 92/, /MAN 06/

Inlandsauf-kommen Aufkommen Potenzial Reserve Inlandsver-

wendungDerzeitige

Verwendung

Stammholz 33,6 Holzschliff u. Zellstoff 8,5

Industrieholz 21,0 Holzwerkstoff 19,4verbleibende Biomasse 7,2 30,8 23,6 Sägeindustrie 33,6

Sägeneben-produkte 11,8 11,8 0,0 Sonst. stoffl.

Verwertung 2,7

Rinde 2,4 2,4 0,0 Energetisch > 1 MW 11,3

Sonst. Ind.-Restholz 4,1 4,8 0,7 Energetisch

< 1 MW 3,6

Altholz 11,0 13,5 2,5 Hausbrand 12,3Landschafts-pflegematerial 0,3 1,4 1,1

Insgesamt 91,4 134,8 43,6 Insgesamt 91,4

70,3 15,7

Das Potenzial und das inländische Aufkommen der Sägenebenprodukte und der Rinde sind nahezu identisch. Daher ist bei diesen Energieträgern kein zusätzlich energetisch nutzbares Potenzial verfügbar.

1 Die Differenz zwischen der Summe der einzelnen Positionen der derzeitigen Verwendung und der Gesamtsumme beruht

auf Rundungsfehlern


Fasst man das Stamm-, Energieholz (Industrieholz) und die bei der Holzernte im Wald verbleibende Biomasse (Waldrestholz) zusammen, so beträgt das Aufkommen 61,8 Mio. Fm/a. Dieser Menge steht ein verfügbares Potenzial von 101,1 Mio. Fm gegen-über, woraus sich eine nutzbare Reserve von 39,3 Mio. Fm/a ergibt. Das entspricht einer Menge von 20,1 Mio. tatro/a2 bzw. bei thermischer Nutzung einem Potenzial von 374,3 PJ/a.

Unter Sonstiges Energierestholz werden generell alle Hölzer zusammengefasst, die im Rahmen der Holzaufbereitung, der Produktion von Holzwerkstoffen und Holzprodukten sowie bei der Holzverarbeitung als Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle anfallen. Das für eine energetische Verwendung vorhandene Restholzaufkommen beträgt 0,7 Mio. Fm/a – exklusiv der Sägenebenprodukte. Das entspricht einem Energieträger-potenzial von 6,9 PJ/a.

Altholz fällt unter die Kategorie holzartige Biomasse, die bereits konstruktiv genutzt wurde, jedoch neben der stofflichen Nutzung auch energetisch eingesetzt werden kann. Das derzeit für einen energetischen Einsatz mögliche Potenzial beträgt in der Weiter-verarbeitung 2,5 Mio. Fm. Dies entspricht einem Energieträgerpotenzial von 23,9 PJ.

In der Landschaftspflege (Landschaftspflegematerial) fallen sowohl im öffentlichen wie auch im privaten Bereich erhebliche Restholzmengen an, insbesondere entlang der Straßen, Gewässer und öffentlichen Grünanlagen. Das ungenutzte Potenzial des Ener-gieträgers liegt bei rund 1,1 Mio. Fm/a, was bei einer thermischen Nutzung einem Heizwert von 11,7 PJ/a entspricht.

Energiepflanzen Der Begriff Energiepflanzen fasst ein- oder mehrjährige Kulturen zusammen, die auf landwirtschaftlichen Nutzflächen ausschließlich für energetische Verwendungszwecke angebaut werden.

Die Landwirtschaftsflächen werden primär zur Nahrungsmittelproduktion verwendet. Der Flächenanteil für den Energiepflanzenanbau ist daher direkt vom Flächenbedarf der Nahrungsmittelerzeugung und anderer Handelsprodukte abhängig. Aus Gründen der Überproduktion werden Landwirtschaftsflächen zu Stilllegungsflächen deklariert, auf denen keine Biomasse zur Nahrungsmittelerzeugung angebaut werden darf. Daraus ergibt sich für Deutschland eine Fläche von ca. 2 Mio. ha, die zum Energiepflanzen-anbau herangezogen werden können. /IE 03/

Diese verfügbare Fläche ist der Nutzungskonkurrenz unterworfen. Die Flächen können zum Energiepflanzenanbau mit anschließender Festbrennstoffnutzung, Biogasgewin-nung oder Erzeugung flüssiger Energieträger genutzt werden. Aufgrund der unter-schiedlichen Nutzungsmöglichkeiten wird es in der Praxis zu einem Anbaumix kommen. Deshalb wird für die drei Konversionsmöglichkeiten der Energiepflanzen eine Flächen-nutzung von jeweils einem Drittel, d.h. 0,67 ha, angenommen.

Festbrennstoffe Das Energiepflanzenpotenzial auf Basis der festen Biomasse wird durch einen Anbau-mix definiert. Dabei wird neben dem Getreideanbau auch ein Anbau von Energiegräsern (Miscanthus) sowie Kurzumtriebsplantagen (z.B. Pappeln) zur Potenzialbestimmung

2 atro: absolute Trockenmasse ist der für die energetische Nutzung wichtige Anteil der Biomasse, der sich aus der

Gesamtmasse abzüglich des gesamten enthaltenen Wassers ergibt.


angenommen. Es kann somit davon ausgegangen werden, dass bei einer Flächennutzung von 0,67 Mio. ha das Energiepotenzial zwischen 6,0 und 7,0 Mio. tTM (TM = Trocken-masse) pro Jahr bzw. 121,7 PJ/a liegt. /IE 03/

Biogas Zur Abschätzung des Biogaspotenzials aus Energiepflanzen werden die Landwirtschafts-flächen (0,67 Mio. ha) mittels eines Zwei-Kulturen-Systems bebaut. Dies bedeutet, dass innerhalb eines Anbaujahres zwei Feldfrüchte auf der Ackerfläche gesät und geerntet werden. Unter der Annahme eines jährlichen mittleren Ertrags von 13 tTM/(ha*a) ergibt sich ein jährliches Biomassepotenzial von 78,4 PJ/a. /IE 03/

Flüssige Energieträger Unter flüssige Energieträger fallen Pflanzenöle, Bioethanol und BtL (Biomass-to-Liquid). Diese können auf einer Gesamtfläche von 0,67 Mio. ha angebaut werden. Durch die bestehende Nutzungskonkurrenz (stoffliche Nutzung vs. Biokraftstoff vs. energetische Nutzung) werden zur Potenzialerhebung dem Energieträger ein Drittel (0,22 Mio. ha) dieser möglichen Fläche zugewiesen.

Pflanzenöle werden in erster Linie aus Raps gewonnen. Für die Potenzialerhebung wird dabei ein Anbau von Winterraps unterstellt, da dieser im Vergleich zu Sommerraps einen höheren spezifischen Ernteertrag aufweist. Neben dem aus den Rapskörnern erzeugten Pflanzenöl fallen auch Schrot und Stroh an, welche ebenfalls zu einer energe-tischen Verwertung herangezogen werden können. Das Potenzial aus der Pflanzenölge-winnung (bei einer Anbaufläche von 0,22 ha) liegt bei 11,33 PJ/a Pflanzenöl, 7,15 PJ/a Schrot und 13,75 PJ/a Stroh. /IE 03/

Bioethanol kann sowohl aus Zucker- sowie Stärkepflanzen erzeugt werden. Für die Potenzialerhebung wird daher ein Anbau von Zuckerrüben und Weizen zu Grunde gelegt. Neben dem erzeugten Bioethanol fallen während der Produktion auch Rück-stände an, deren Energieinhalt ebenfalls ausgewiesen wird. Aus dem Zuckerrüben- und Weizenanbau (jeweils auf einer Anbaufläche von 0,11 Mio. ha) ergeben sich somit folgende Potenziale: 20,46 PJ/a Bioethanol, 9,08 PJ Stroh und 5,23 PJ Rückstände als Biogassubstrat. /IE 03/

Für die Erzeugung von BtL können verschiedenste Energiepflanzen und Biomassen eingesetzt werden. Für die Erhebung des Potenzials (bei einer Anbaufläche von 0,22 ha) wird daher auf einen Durchschnittswert von 2.500 l/(ha•a) als Kraftstoffertrag zurück-gegriffen. Daraus ergibt sich ein Potenzial von 18,40 PJ/a. /FNR 05/

Reststoffe

Landwirtschaftliche Reststoffe Unter landwirtschaftliche Reststoffe fallen Stroh, feuchte Erntereste, sowie Exkremente der landwirtschaftlichen Nutztierhaltung.

Das Strohpotenzial (Getreide- und Maisstroh) ergibt sich aus der Anbaufläche, der Getreideerträge und dem Korn-Stroh-Verhältnis. Unter Berücksichtigung der Gegeben-heiten, dass ein Anteil des Strohaufkommens für den Humuskreislauf auf der Ackerflä-che verbleibt sowie eine stoffliche Nutzung erfolgt, können 20 % für energetische Zwecke genutzt werden. Diese Menge beläuft sich daher auf 9,3 Mio. tTM/a, was einem Energie-potenzial von 130 PJ/a entspricht. /IE 03/


Für das Potenzial der Exkremente aus der landwirtschaftlichen Nutztierhaltung muss zusätzlich der Gesamteinstreubedarf an Stroh berücksichtigt werden, da diese Menge als Festmist gebunden wird. Insgesamt ergibt sich dadurch für Deutschland ein Potenzial von 162,3 Mio. tTM/a. Auf Grund der Größe der Betriebe bzw. der (zum Teil) größeren Transportstrecken kann nicht das gesamte Potenzial der Gülle zur energetischen Nutzung herangezogen werden. Aus diesen Restriktionen wird die Annahme getroffen, dass das Energiepotenzial bei 50 % bzw. 48,06 PJ/a liegt. /IE 03/

Feuchte Erntereste (Grünmassen) setzen sich unter anderem aus Rüben- und Kartoffelkraut sowie Rapsstroh zusammen, die einen Gesamtanteil von 95 % an diesem Energieträger bilden. Die derzeitige stoffliche Nutzung beschränkt sich auf den Einsatz als Gründüngung und – zu geringen Teilen – als Futtermittel. Eine energetische Verwertung der Grünmassen findet momentan kaum statt. Hierfür können unter Berücksichtigung der Nutzungskonkurrenzen zwischen einem Drittel und 50 % der Erntereste mobilisiert werden. Das ergibt ein ungenutztes Potenzial von 7,56 Mio. tFM/a Rüben- und Kartoffelblatt sowie 4,93 Mio. tFM/a Rapsstroh, deren Energiepotenzial bei 9,07 PJ/a bzw. 27 PJ/a liegt. /IE 03/

Sonstige Reststoffe Neben dem Landschaftspflegeholz fallen bei der Landschaftspflege auch weitere organi-sche, zum Teil halmgutartige, Rückstände an. Das Aufkommen unterliegt unter Ande-rem saisonalen Schwankungen. Das Gesamtaufkommen wird neben dem energetischen Einsatz auch kompostiert. Für die Potenzialerhebung wird die Annahme getroffen, dass etwa ein bis zwei Drittel für eine energetische Nutzung verfügbar gemacht werden kann. Das entspricht einer Menge von 0,9 bis 1,8 Mio. tFM/a. Diese kann sowohl thermisch als auch bio-chemisch umgesetzt werden. Wird das maximale Aufkommen jeweils zur Hälfte den Umwandlungsprozessen zugeführt, entspricht dies einem jährlichen Potenzial von 11,2 PJ/a (thermische Nutzung) bzw. 7,9 PJ/a (biochemische Nutzung). /IE 03/

3.4.3 Nutzungskonkurrenz Die verschiedenen Konversionsschritte von Biomasse führen zu unterschiedlichen Energieträgern. Durch die Vielzahl an Einsatzmöglichkeiten entstehen Nutzungs-konkurrenzen zwischen der Biomasse. Diese Konkurrenzsituation entsteht einerseits durch den Einsatz des Biomassepotenzials in den verschiedenen Sektoren. Dabei wird zwischen dem Umwandlungssektor, dem Haushaltssektor und dem Verkehrssektor unterschieden. Andererseits kann Biomasse für die Erzeugung unterschiedlicher Pro-dukte in den verschiedenen Konversionsanlagen eingesetzt werden. Ein Überblick der Nutzungskonkurrenz der einzelnen Biomassen erfolgt in Tabelle 3-11.


Tabelle 3-11: Einsatzmöglichkeiten der Biomasse nach Sektoren (energetische Nutzungskonkurrenz)

Umwandlungssektor GHD / Haushaltssektor Verkehrssektor

Holzartige Biomasse Stamm-, Industrieholz - Verbleibende Biomasse - Landschaftspflegeholz - Industrieholz - Altholz -Energiepflanzen

Festbrennstoff Biomasse(heiz)kraftwerk Biomassezufeuerung

- -

Biogassubstrat Biogasanlagen Biogasaufbereitung

- Biogasaufbereitung

Flüssige Energieträger Blockheizkraftwerk - Kraftstoff (100% oder Beimischung)

Reststoffe

Stroh Biomasse(heiz)kraftwerk Biomassezufeuerung

Pelletheizungen -

Exkremente Biogasanlagen Biogasaufbereitung


Feuchte Erntereste Biogasanlagen Biogasaufbereitung


Landschaftspflegematerial

Biomasse(heiz)kraftwerkBiomassezufeuerung Biogasanlagen Biogasaufbereitung


Biomasse(heiz)kraftwerkBiomassezufeuerung

Pelletheizungen Hackschnitzelheizungen

Die Einsatzmöglichkeiten der Biomasse im Industriesektor sind nicht separat aufge-schlüsselt. Soweit in diesem Bereich regenerative Energien zur Strom- und Wärmeer-zeugung für den Eigenbedarf zum Einsatz kommen, unterscheiden sich die Möglichkei-ten nicht zu den Konversionsanlagen des Umwandlungssektors und des GHDs bzw. der Haushalte. Ausschließlich die Betriebsgröße spielt für die Auswahl der Technologie eine Rolle.

3.4.4 Zusammenfassung Die in den vorangehenden Kapiteln erhobenen Einzelpotenziale werden in folgender Tabelle 3-12 zusammenfassend dargestellt.


Tabelle 3-12: Zusammenfassung der Einzelpotenziale

Energetisch nutzbare Menge /

Fläche

Thermische Umwandlung

PJ/a

Fermentation PJ/a

Flüssige Energieträger

PJ/aHolzartige Biomasse Stamm-, Industrieholz 8,00 Mio. tatro/a 149,5 - - Verbleibende Biomasse 12,10 Mio. tatro/a 224,7 - - Landschaftspflegeholz 0,60 Mio. tatro/a 11,7 - - Industrieholz 0,40 Mio. tatro/a 6,9 - - Altholz 1,30 Mio. tatro/a 23,9 - -Energiepflanzen Festbrennstoff 0,67 Mio. ha 121,7 - - Biogassubstrat 0,67 Mio. ha 78,4 Pflanzenöl 0,22 Mio. ha 20,9 - 11,3 Bioethanol 0,22 Mio. ha 9,1 5,2 20,5 BtL 0,22 Mio. ha - - 18,4Reststoffe Stroh 9,30 Mio. tTM/a 130,0 - - Exkremente 81,15 Mio. tTM/a - 48,1 - Feuchte Erntereste 12,49 Mio. tFM/a - 36,1 - Landschaftspflegematerial 1,80 Mio. tFM/a 11,2 7,9 -Summe 709,6 175,7 50,2

Aus diesen Einzelpotenzialen ergibt sich ein Gesamtpotenzial von 935,5 PJ/a, das momentan in Deutschland als freie Biomasse für energetische Verwendungszwecke zu Verfügung steht.

51

4 Zusammenfassung der Ergebnisse

4.1 Umw andlungssektor

Der Umwandlungssektor bildet im Energiesystem das Bindeglied zwischen der Primär-energie und der Endenergie, die in den Anwendungssektoren weiter genutzt wird. Die größten Verluste, die ihrerseits das größte Einsparpotenzial erwarten lassen, treten in diesem Sektor bei der Strombereitstellung auf.

Die im Rahmen des Projekts betrachteten CO2-Minderungsmaßnahmen im Umwand-lungssektor werden im Folgenden kurz zusammenfassend dargestellt. Die ausführliche Analyse ist jeweils im Berichtsteil II in den Kapiteln zum Umwandlungssektor be-schrieben.

4.1.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen

4.1.1.1 Windkraftausbau On-/Offshore

Der Windkraftausbau, der in der Vergangenheit ausschließlich in windreichen Gebieten an Land erfolgte, soll nach Plänen der Bundesregierung zukünftig auch im Offshore-Bereich stattfinden. Onshore sind die geeigneten Regionen bereits zum Großteil er-schlossen. Im Jahr 2005 hat die Stromerzeugung aus Windkraft diejenige aus Wasser-kraft überholt.

In dieser Studie wurde der Zubau von Windkraftanlagen in den nach /DEN 05/ noch verfügbaren Regionen hinsichtlich der wirtschaftlichen Potenziale analysiert. Insgesamt ist durch den weiteren Ausbau der Windkraft und die daraus resultierende fossile Stromerzeugung eine jährliche CO2-Einsparung von ca. 106 Mio. t möglich. Die niedrigs-ten Kosten und das höchste Potenzial sind aus heutiger Sicht bei den Offshore-Anlagen zu erwarten, wie in Abbildung 4-1 erkennbar ist.

0

20

40

60

80

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung 4-1: Verminderungspotenzial für den Ausbau der Windenergie


4.1.1.2 Ausbau der Photovoltaik

In diesem Projekt wurde der Ausbau der Photovoltaik im Bereich der Aufdach-Anlagen untersucht. Bei einem Ausbau des Potenzials aller verfügbaren Dachflächen in Deutschland kommt es zu einem hohen Leistungsüberschuss. Daher wurde letzlich unter Berücksichtigung einer Lastganganalyse ein technisches Verminderungspotenzial von etwa 54 Mio. t pro Jahr identifiziert.

Abbildung 4-2 zeigt die sortierten Verminderungskosten für den PV-Ausbau in unter-schiedlichen Regionen Deutschlands. Bei der, in der Umwandlung angesetzten, Verzinsung von 10 % können jährlich etwa 3,5 Mio. t CO2 wirtschaftlich eingespart werden.

-50

0

50

100

150

200

0 10 20 30 40 50Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung 4-2: Verminderungspotenzial für den Ausbau der Photovoltaik

4.1.1.3 Ausbau der KWK

Der Ausbau der KWK ist ein erklärtes Ziel der Bundesregierung. Durch die gekoppelte Produktion von Strom und Wärme ergibt sich in der Regel eine höhere Brennstoffaus-nutzung als bei getrennter Bereitstellung. In diesem Projekt wurde die Versorgung von Städten unterschiedlicher Kategorien mit Fernwärme wirtschaftlich bewertet. Die Fernwärme wird durch zentrale KWK-Anlagen größerer Leistung (>150 MWel) sowie ein Spitzenlastheizwerk bereitgestellt.

Abbildung 4-3 zeigt die ermittelte Verminderungskostenkurve für Versorgung der Städte in dunkler Linie. Innerhalb der Städte könnten einige Siedlungstypen wirtschaftlich versorgt werden. Durch diese Maßnahme könnten jährlich gegenüber einer ungekoppelten Erzeugung etwa 76 Mio. t CO2 eingespart werden.

Umwandlungssektor 53

Kat. IV Kat. VKat. III Kat. II

Kat. VI

Kat. IX

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

10 20 30 40 50 60 70 80Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten für die Versorgungder Städte

Verminderungskosten für die Versorgungder Siedlungen innerhalb der Städte

Abbildung 4-3: Verminderungspotenzial für den Ausbau der KWK

4.1.1.4 Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz

Bislang wird Biogas überwiegend am Ort der Erzeugung in kleinen motorischen BHKW in Strom und Wärme umgewandelt. Da die anfallende Wärme oft mangels Wärme-abnehmern nicht sinnvoll genutzt werden kann, bietet die Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz die Option, Verbrauchsschwerpunkte mit biogenen Energieträgern zu versorgen. Eine Schwierigkeit bei der wirtschaftlichen Analyse der Ausbaupotenziale ist die monetäre Bewertung des Produktes „Biogas“. Daher wurden für die erzielbaren Preise Grenzen festgelegt. Abbildung 4-4 zeigt den Korridor, in dem sich die Verminde-rungskosten der Biogaseinspeisung bewegen. Die Spannbreite ergibt sich aus der Anla-gengröße, der Entfernung zu Einspeisepunkten sowie den erzielbaren Erlösen aus dem Biogasverkauf. Insgesamt lassen sich durch diese Maßnahme gegenüber der Verwen-dung von Erdgas etwa 9,6 Mio. t CO2 jährlich einsparen.

0

20

40

60

80

100

120

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180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t 250 Nm³/h, 15 km Leitungslänge

500 Nm³/h, 500 m Leitungslänge

Abbildung 4-4: Verminderungspotenzial für die Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz


4.1.1.5 Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen

Kohlekraftwerke sind für 86 % der CO2-Emissionen der Stromerzeugung verantwortlich. Zudem sind im Bestand alle Baualtersklassen von 1960 bis heute enthalten, so dass durch den Ersatz von Altanlagen ein nennenswerter Beitrag zur Reduzierung der Emissionen zu erwarten wäre.

Abbildung 4-5 zeigt die Verminderungskostenkurve für den Ersatz alter Steinkohle-kraftwerke durch Neuanlagen des Typs „Referenzkraftwerk NRW“. Da Kohlekraftwerke am Zertifikatehandel teilnehmen, sind exemplarisch Zertifikatepreise von 15 €/t und 30 €/t eingezeichnet. Vom technischen Gesamtpotenzial von etwa 15,4 Mio. t/a könnten somit etwa 2 Mio. t wirtschaftlich erschlossen werden.

050

100150200250300350400450500550600650700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16


Verm

inde

rung

kost

en in

€/t Spezifische CO2-

Verminderungskosten derSteinkohlekraftwerke

Abbildung 4-5: Verminderungskostenpotenzial für den Ersatz bestehender Steinkohle-kraftwerke

Die Verminderungskostenkurve für den Ersatz der Braunkohlekraftwerke durch Neu-anlagen des Typs „BoA 2&3“ zeigt Abbildung 4-6. Hier ergibt sich ein jährliches techni-sches Einsparpotenzial von ca. 29 Mio. t. Davon kann unter Berücksichtigung des Zertifikatepreises etwa die Hälfte wirtschaftlich erschlossen werden.

Umwandlungssektor 55

050

100150200250300350400450500550600650700

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t Spezifische CO2-Verminderungskosten derBraunkohlekraftwerke

Abbildung 4-6: Verminderungskostenpotenzial für den Ersatz bestehender Braunkohle-kraftwerke

4.1.1.6 Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken

Die Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken bietet eine sehr einfach zu realisierende Lösung, biogene Energieträger in Anlagen mit hohen Jahresnutzungsgraden zu ver-stromen. Betrachtet wurden zwei Maßnahmen – die Zufeuerung von Waldhackschnit-zeln (Maßnahme A) und die Zufeuerung von Stroh (Maßnahme B) – jeweils in Braun- und Steinkohlekraftwerken. Abbildung 4-7 zeigt die Ergebnisse der Potenzialanalyse in allen Kraftwerken. Durch die technisch machbare Zufeuerung von 7 % biogenen Ener-gieträgern und den dadurch resultierenden Ersatz fossiler Brennstoffe können demnach etwa 20 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Bei dieser Maßnahme kann der Zertifika-tepreis als Nutzenfunktion angesetzt werden, so dass bei einem Preis von beispielsweise 30 €/t die Einsparung von 11,7 Mio. t/a wirtschaftlich darstellbar wäre.

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Maßnahme A - Braunkohlekraftwerk Maßnahme A - Steinkohlekraftwerk Maßnahme B - Braunkohlekraftwerk Maßnahme B - Steinkohlekraftwerk

Abbildung 4-7: Verminderungspotenzial für die Biomassezufeuerung


4.1.2 Tabellarische Zusammenfassung des Umwandlungssektors In Tabelle 4-1 sind die Maßnahmen aufgelistet, die im Sektor „Umwandlung“ betrach-tet wurden. Zu beachten ist, dass die dargestellten Potenziale nicht addiert werden können, da innerhalb der Maßnahmen Wechselwirkungen auftreten können. So ist etwa eine Deckung der Verbraucherlast ausschließlich mit Must-Run-Anlagen nicht möglich.

Tabelle 4-1: Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Umwand-lung

Sektor: Umwandlung, 10 % Zinssatz

Maßnahme

technisches CO2-Verminderungs-potenzial Referenz

wirtschaftliches CO2-Verminderungs-potenzial

in Mio. t/a in Mio. t/aWindkraftausbau 106,0 VM: 810 g/kWh n.v.Ausbau der Photovoltaik 54,0 VM: 814 g/kWh 3,6

Ausbau der KWK 76,1 VM el: 821 g/kWh VM th: 230 g/kWh

4,6

Biogaseinspeisung 9,6 Erdgas: 202 g/kWh n.v.Ersatz der Steinkohlekraftwerke 15,4 Kraftwerksbestand 2,0Ersatz der Braunkohlekraftwerke 29,0 Kraftwerksbestand 14,8Biomassezufeuerung in Steinkohlekraftwerken 8,4 Steinkohle: 337 g/kWh n.v.Biomassezufeuerung in Braunkohlekraftwerken 11,7 Braunkohle: 403 g/kWh 11,7VM: Verdrängungsmix

Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil II in den Kapiteln zum Umwandlungssektor nachgelesen werden.

Industrie 57

4.2 Industrie

Dem Sektor Industrie werden alle Betriebe des produzierenden Gewerbes mit mehr als 20 Mitarbeitern zugerechnet. Ausnahmen bilden landwirtschaftliche Betriebe sowie das Baugewerbe, welche zum Sektor GHD gezählt werden. Mit 27 % des gesamten deutschen Endenergieverbrauchs im Jahr 2004 /BMWI 08/ liegt die Industrie etwa gleichauf mit Verkehr (28 %) und Haushalten (28,5 %). Gegenüber diesen Sektoren weist der indus-trielle Energieverbrauch aber eine deutlich höhere Diversität der Energieverbraucher auf. Bei Produktionsanlagen ist eine Senkung des Energieverbrauchs häufig nur mit hohem zeitlichem Aufwand in Zusammenarbeit mit dem Anlagenbauer und unter Berücksichtigung der Produktqualität möglich, und dementsprechend aufwändig. Querschnittstechniken wie z.B. Pumpen, Beleuchtung oder Druckluft sind häufig stan-dardisierte Anlagen, wodurch Energieoptimierungen mit geringerem Aufwand durchge-führt werden können. Da bei Produktionsanlagen wegen der Diversität keine allgemein übertragbaren CO2-Verminderungspotenziale zu erwarten sind, fand eine Konzentration auf die Querschnittstechniken statt.

Ein wichtiger Kostenbestandteil bei CO2-Reduktionsmaßnahmen sind die Transaktions-kosten. Je nach Komplexität der Anlage, Know-How der Verantwortlichen und Anzahl der Anbieter kann der Aufwand zur Durchführung einer Maßnahme unterschiedlich sein. Besonders bei innovativen Techniken können eine lange Suche nach geeigneten Anbietern oder Rechtsstreitigkeiten über Mängel bei der Ausführung dazu führen, dass Maßnahmen durch die hohen Transaktionskosten unwirtschaftlich werden.

4.2.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen Der Großteil der betrachteten Maßnahmen im Sektor Industrie hat negative CO2-Ver-minderungskosten. Insgesamt können ca. 21,9 Mio. t CO2/a durch negative Verminde-rungskosten wirtschaftlich eingespart werden. Abbildung 4-8 zeigt die Zusammenfas-sung der betrachteten CO2-Verminderungsmaßnahmen. Da sich die Querschnittstech-nologien nicht gegenseitig beeinflussen, können die Kurven der einzelnen Maßnahmen aufaddiert werden. Die Leistungsanpassung bei Pumpen hat mit -975 €/t CO2 die ge-ringsten Vermeidungskosten, allerdings ist es häufig nicht einfach, die optimale Leistung zu ermitteln.

Es gibt im Industriesektor eine Vielzahl weiterer wirtschaftlicher Maßnahmen, welche sich aber nicht auf eine Technik pauschalieren lassen. Wird z.B. der Einbau eines Economizers bei einem Dampfkessel mit max. 10 bar Druck betrachtet, so entscheidet die Nutzung des Kessels (mittlere Leistung, Druckniveau) über die Wirtschaftlichkeit. Läuft der Kessel nur mit geringer Leistung bzw. ist das Druckniveau niedrig (z.B. nur 2 bar), so senken bereits die vorhandenen Wärmetauscherelemente die Abgastemperatur so weit, dass ein Economizer nicht mehr wirtschaftlich ist. Läuft der Dampfkessel jedoch häufig mit hoher Leistung und liegt der Betriebsdruck nahe dem Nenndruck, so ist ein Economizer wahrscheinlich wirtschaftlich zu betreiben.


-1.000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten im Sektor Industrie

1

2

3 4 65 7 8 910 11 12

1615

1413

1 Pumpen: Angepasste Leistung (0,96 Mio. t CO2/a)2 Pumpen: Wartung (0,72 Mio. t CO2/a)3 Beleuchtung: Technische Verbesserung (Lampentausch) (0,1 Mio. t CO2/a)4 Beleuchtung: Technische Verbesserung (Tausch der Vorschaltgeräte) (0,46 Mio. t CO2/a)5 Beleuchtung: Manuelles Schalten (0,14 Mio. t CO2/a)6 Beleuchtung: Substitution der Technologie (1,16 Mio. t CO2/a)7 Druckluft: Leckageverluste (1,25 Mio. t CO2/a)8 El. Antriebe: Wartung (1,66 Mio. t CO2/a)9 Druckluft: Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Motoren) (0,06 Mio. t CO2/a)

10 El. Antriebe: Drehzahlregelung (6,34 Mio. t CO2/a)11 El. Antriebe: Dimensionierung (1 Mio. t CO2/a)12 Druckluft: Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Motoren) (0,04 Mio. t CO2/a)13 El. Antriebe: Motorentausch (2,62 Mio. t CO2/a)14 Druckluft: Filterwechsel (0,3 Mio. t CO2/a)15 Pumpen: Regelung (4,79 Mio. t CO2/a)16 Pumpen: Effizienter Motor (0,72 Mio. t CO2/a)

Abbildung 4-8: Zusammenfassung der Verminderungskosten im Sektor Industrie

4.2.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Industrie Im Sektor Industrie wurde mit einem internen Zinsfuß von 15 % gerechnet. Diese Verzinsung ist eine moderate Annahme für die Eigenkapitalverzinsung von Industriebe-trieben. Würde die Investition in eine Energiesparmaßnahme eine geringere erbringen, so würde das Geld stattdessen in eine andere Maßnahme, die mindestens diese Verzin-sung bringt, investiert (z.B. der Aufbau von Produktionskapazitäten).

Tabelle 4-2 zeigt für die Querschnittstechnologien das technische und wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial. Für Kälteerzeugung und Dampferzeuger konnten wegen der Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit vom Anlagenbetrieb keine für einen Anlagenty-pen allgemein gültigen CO2-Verminderungskosten bestimmt werden. Daher wurde für diese Techniken kein wirtschaftliches Potenzial ausgewiesen. Von den 29 Mio. t CO2 konnten 22 Mio. t CO2 als wirtschaftlich ausgewiesen werden, bei Kälteerzeugung und Dampferzeugung sind weitere Potenziale zu erwarten.

Tabelle 4-2: Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Industrie

Sektor: Industrie, 15 % Zinssatz

Querschnittstechnologie



in Mio. t/a in Mio. t/aPumpen 7,2 Bestand 6,5Druckluft 2,6 Bestand 1,7Kälteerzeugung 2,4 Bestand -/-Beleuchtung 1,9 Bestand 1,9Dampferzeuger 3,1 Bestand -/-El. Antriebe 11,9 Bestand 11,9

Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil II in den Kapiteln zum Industriesektor nachgelesen werden.

Gewerbe-Handel-Dienstleistung 59

4.3 Gew erbe-Handel-Dienstleistung

Der Energieverbrauch des Sektors GHD ergibt sich in der Folge als Differenz aus dem gesamtdeutschen Endenergieaufkommen und der Summe der drei übrigen Sektoren. Er repräsentiert quasi das Reststück des endenergetischen Kuchens. Entsprechend hetero-gen und facettenreich stellt sich die sektorale Verbrauchsstruktur dar.

Die Bilanzierung des sektoralen Energieverbrauchs und die Erfassung der ihm zugrunde liegenden Strukturen sind äußerst schwierig. Die folgende, bei weitem nicht vollständige Aufzählung gibt einen groben Überblick über die Bandbreite der sektoralen Struktur. In GHD werden u.a. bilanziert:

• Im allgemeinen Gewerbebetriebe mit weniger als 20 Mitarbeitern (auch Herstel-lungsbetriebe, so sie nicht explizit der Industrie zugeordnet sind)

• Handelsunternehmen, unabhängig von deren Größe • Baugewerbe, unabhängig von der Betriebsgröße • Alle privaten und öffentlichen Dienstleistungsunternehmen und Einrichtungen • Transportunternehmen (jedoch nur stationäre Energieverbräuche) • Land- und Forstwirtschaft, Gartenbau (inkl. der Kraftstoffverbräuche) • Militärische Dienste (inkl. der Kraftstoffverbräuche)

Der Sektor GHD erfasst neben dem tertiären auch Teile der primären und sekundären Wirtschaftsbereiche. Insgesamt arbeiten rund 28 Mio. Menschen in den sektoralen Wirtschaftszweigen, wobei der Beschäftigungsschwerpunkt mit einem Anteil von fast 70 % im Dienstleistungsbereich liegt. Vergleicht man die Energieverbräuche aller Sektoren miteinander, so stellt sich GHD mit etwa 1.520 PJ als der „kleinste“ energie-wirtschaftliche Sektor dar. Er verursacht in Summe rund 17 % des Endenergie-verbrauchs, wobei nahezu die Hälfte dieses Energieeinsatzes der Raumwärmebereit-stellung zugeordnet werden kann.

Für eine detaillierte Untersuchung der sektoralen Verbräuche ist es erforderlich, Statistiken und Studien unterschiedlicher Betrachtungsjahre, Fragestellungen und Vorgehensweisen zusammenzuführen und auszuwerten. Diese weisen mitunter hohe Abweichungen voneinander auf. Auch nach kritischer Bewertung der zugrunde gelegten Rahmenbedingungen verbleibt die Gefahr einer Über- bzw. Unterbilanzierung der energetischen Verbräuche. Erschwerend ist auch die Mischnutzung von Verbrauchern, die keine eindeutigen sektoralen Zuordnungen ermöglichen. Beispielhaft sei hierzu auf die Doppelnutzung von Wohn- und Geschäftsgebäuden hingewiesen.

4.3.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Minderungsmaßnahmen

4.3.1.1 Raumwärme

Kesseltausch Mit der Nutzung von Gasbrennwerttechnik (13 Mio. t/a) ist ein wesentlich geringeres theoretisches Verminderungspotenzial verbunden, als mit der Nutzung von Biomasse (48 Mio. t/a). Dies liegt an der grundlegenden Annahme, dass Biomasse als vollkommen CO2-neutral betrachtet wird, wohingegen Erdgas einen Emissionsfaktor von knapp über 200 g/kWh aufweist. Auch der – relativ zu anderen Brennstoffen – günstige Preis von Biomasse trägt seinen Teil zu diesem Ergebnis bei.


In Abbildung 4-9 ist der Kurvenverlauf im Ordinatenabschnitt von -300 €/t bis +300 €/t dargestellt. Die theroretischen Potenziale sind durch senkrechte Asymptoten gekenn-zeichnet.

-300

-200

-100

0

100

200

300

0 10 20 30 40 50

CO2-Verminderung in Mio. t/a

CO

2-Ve

rmin

deru

ngsk

oste

n in

€/t

D0/Gas-BW D0/Bio

Abbildung 4-9: CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung (vergrößerter Ausschnitt)

Für den Einsatz von Gasbrennwerttechnik ergibt sich ein wirtschaftliches Potenzial von ca. 7 Mio. t/a. Da Erdgas in Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist, liegt das praktische Potenzial unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Eine genaue Quanti-fizierung der Differenz zwischen den beiden Potenzialen ist für den Sektor GHD nicht möglich. Durch den Einsatz von Biomasse könnten sogar ca. 39 Mio. t/a vermieden werden, jedoch muss einschränkend hinzugefügt werden, dass die Verfügbarkeit von Biomasse hier die limitierende Größe darstellt. Beschränkt man sich auf das in Deutschland verfügbare Biomassepotenzial und berücksichtigt des Weiteren, dass alle Sektoren an der Biomassenutzung partizipieren, so reduziert sich das Potenzial der Biomasse etwa auf das der Gasbrennwertnutzung.

Energetische Sanierung der Gebäudehülle Untersucht man das Ergebnis bezüglich des wirtschaftlichen Potenzials und den Kostenverlauf in unmittelbarem Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich (vgl. Abbildung 4-10), so stellt man fest, dass unter den zugrunde gelegten Rahmenbedingungen nur etwa 2 Mio. t/a, also weniger als 10 % des maximal Möglichen, wirtschaftlich eingespart werden können. Auffällig ist, dass die Verminderungs-kostenkurven im unteren Bereich nahezu identisch verlaufen. Offensichtlich nimmt die Anzahl der wirtschaftlich sanierbaren Gebäude in diesem Bereich in gleichem Maße ab, wie die Einsparung in den wirtschaftlich sanierbaren Gebäuden zunimmt. Somit ist zwar das sektorale wirtschaftliche Potenzial in diesem Bereich nahezu unabhängig von der Qualität der Sanierung (im Rahmen der betrachteten Maßnahmen), jedoch kann die Aussage nicht verallgemeinert werden und gilt insbesondere nicht für ein konkretes Objekt bzw. Typgebäude.


-200

-100

0

100

200

300

400

500

0 10 20 30 40 50


CO2-V

erm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

D1/oK D2/oK D3/oK

Abbildung 4-10: CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle (Maßnahmenpakete 1-3, vergrößerter Ausschnitt)

Unmittelbar im Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich flacht die Verminderungskostenkurve zunehmend ab und verläuft im gesamten mittleren Teil mit einer eher gemäßigten Steigung. Bei nur moderat steigenden Verminderungskosten können große zusätzliche Potenziale erschlossen werden. Hierbei weisen zunächst die einfachen Maßnahmenpakete eine günstigere Kostenentwicklung auf, im Bereich ab etwa 110 €/t führen die qualitativ hochwertigen Maßnahmenpakete jedoch zunehmend zu niedrigeren Verminderungskosten. Hier zeigen sich die Stärken eines guten Wärmeschutzes. Dies verwundert nicht weiter, ruft man sich ins Bewusstsein, dass Mehrkosten bei der Brennstoffbeschaffung über Heizwert und Emissionsfaktor als betragsmäßiges Äquivalent zu den Verminderungskosten betrachtet werden können. Betrachtet man beispielsweise die jüngste Entwicklung des Heizölpreises auf über 0,92 €/l verglichen mit dem im Projekt zugrunde gelegten Wert, so erfolgt – wohlgemerkt nur für ölbeheizte Gebäude – eine Verschiebung der Wirtschaftlichkeitsgrenze auf Verminderungskosten von etwa 115 €/t, was sofort zu einer Vervielfachung des wirtschaftlichen Potenzials führt.

4.3.1.2 IuK

Im Folgenden werden die Potenziale und Verminderungskosten für den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme und den Austausch von PCs durch Notebooks näher erläutert.

Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme Der Austausch von Bildschirmen ist durchweg mit positiven Verminderungskosten verbunden (vgl. Abbildung 4-11). Somit besteht kein wirtschaftliches Potenzial für eine CO2-Verminderung auf diesem Wege, also nicht einmal, wenn eine Neuanschaffung ins Haus steht.

Die Wirtschaftlichkeit hängt mehr von den Investitions- als von den Verbrauchskosten ab. Dies zeigt sich auch im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse. Wie in Abbildung 4-11 zu


sehen ist, führt eine Preissenkung bei LCD-Bildschirmen um 10 % bereits zu negativen Verminderungskosten bei den ältesten Geräten, während die Verbrauchskosten um ca. 25 % erhöht werden müssten, um diese Geräte wirtschaftlich ersetzen zu können.

Basisberechnung

Strompreis +25 %

Monitor -10 %

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5


CO2-

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung 4-11: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von CRT- durch LCD-Bildschirme über dem Verminderungspotenzial

Insgesamt könnten durch den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme maximal etwa. 0,42 Mio. t CO2 jährlich vermieden werden. Dabei entstehen jedoch Kosten zwischen +70 €/t für Geräte, die ohnehin ausgetauscht werden müssen, und +700 €/t für jene, die kürzlich erst beschafft wurden.

Trotz der Unwirtschaftlichkeit dieser Maßnahme – unter dem alleinigen Aspekt der CO2-Verminderung – ist in den letzten Jahren ein deutlicher Trend zu LCD-Bildschirmen zu verzeichnen. Hier zeigt sich deutlich, dass im Rechnerbereich andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung die Kaufentscheidung beeinflussen. Aufgrund der hohen spezifischen Preise der Geräte stehen primär Aspekte wie Leistungsfähigkeit, Funktionalität und Design im Vordergrund. Im Falle der LCD-Bildschirme kann die Verminderung der CO2-Emission und des Energieverbrauchs in den letzten Jahren somit als Sekundäreffekt verstanden werden.

Austausch von PCs durch Notebooks Insgesamt könnten durch eine flächendeckende Substitution aller PCs durch Notebooks ca. 0,75 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Jedoch würden hierbei Verminderungs-kosten zwischen 1.200 €/t und ca. 10.500 €/t anfallen, wie Abbildung 4-12 entnommen werden kann.


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung 4-12: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs (gesamt) durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial

Auch hier zeigt sich deutlich, dass bei Rechnern andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung eine Kaufentscheidung beeinflussen. Die Höhe der Verminderungs-kosten spricht hier für sich. Dennoch steigen auch im Notebookbereich die Absatzzahlen. Als Grund ist hier vor allem die Flexibilität und Mobilität, also die erweiterte Funktionalität von Notebooks zu nennen. Unter betriebswirtschaftlichen Aspekten amortisieren sich die Mehrausgaben für Notebooks oft in Kürze, da Mitarbeiter hierdurch effizienter und – durch Nutzung des Notebooks unterwegs oder zuhause – ggf. auch länger arbeiten können. Allein aus Gründen der Emissions- oder auch Verbrauchsreduktion ist die Anschaffung eines Notebooks jedoch nicht wirtschaftlich realisierbar.

4.3.1.3 Beleuchtung

In Abbildung 4-13 ist das Berechnungsergebnis für den Austausch von 2-Bandenleuchtstofflampen mit KVG durch 3-Bandenleuchtstofflampen mit EVG dargestellt.

Auffällig ist, dass KVG-betriebene Leuchten, unabhängig von ihrem Alter, stets wirt-schaftlich durch EVG-betriebene ersetzt werden können und das bei CO2-Verminderungskosten von -165 €/t bis -80 €/t. Bei solch einem Ergebnis stellt sich unweigerlich die Frage, warum das sektorale Potenzial von über 1,4 Mio. t/a nicht schon lange ausgeschöpft wurde. Der mutmaßliche Hauptgrund dafür dürfte in der meist mehr als 2 bis 5 Jahre umfassenden monetären Amortisationszeit der Maßnahme liegen. Hinzu kommt, dass nutzerspezifische Abweichungen von der mittleren Nutzungsdauer und sekundäre Kosten (z.B. Umsatzeinbußen durch die Elektroarbeiten) auf sektoraler Ebene nicht berücksichtigt werden können. Aber auch auf die Hemmnisse aus dem kognitiven Bereich sei an dieser Stelle verwiesen.

Weiterreichende Ausführungen hierzu finden sich im ausführlichen Berichtsteil zu GHD.


-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

00,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung 4-13: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von 2-BLL mit KVG durch 3-BLL mit EVG über dem Verminderungspotenzial

4.3.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors GHD Die Berechnungen im Sektor GHD wurden mit einem internen Zinsfuß von 5 % und Nettopreisen durchgeführt.

Tabelle 4-3 zeigt die technischen und wirtschaftlichen CO2-Verminderungspotenziale der untersuchten Maßnahmen. Hierbei ist zu beachten, dass die Ergebnisse der einzel-nen Maßnahmen nicht summiert werden können, da die verschiedenen Maßnahmen in einem Anwendungsbereich zum Teil alternative Betrachtungen auf Basis der selben Referenz darstellen und ein Potenzial nicht doppelt gehoben werden kann. Hier ist eine detaillierte Betrachtung im Einzelfall notwendig, wobei an dieser Stelle auf den aus-führlichen Berichtsteil zu GHD verwiesen sei, in dem sich auch detaillierte Beschrei-bungen zur Herleitung der jeweiligen Potenziale und entsprechenden Rahmenbedingun-gen finden.

Bezüglich der in Tabelle 4-3 ausgewiesenen wirtschaftlichen Potenziale ist anzumerken, dass diese nicht zwingend den praktischen Potenzialen entsprechen. Zwar liegen diese meist recht nah beisammen, jedoch kann es auch zu großen Abweichungen kommen, wie beispielsweise bei der Biomasse oder Gasbrennwertnutzung. Hier ist die Verfügbarkeit die primär limitierende Größe. Im Falle der Gasbrennwertnutzung begründet sich diese darin, dass in Deutschland kein flächendeckendes Versorgungsnetz besteht. Insbeson-dere im ländlichen Bereich ist dies oft der Fall. Bei der Biomassenutzung hingegen ist die ausreichende Energieträgerverfügbarkeit der begrenzende Faktor, was in Abhängig-keit der gesetzten Rahmenbedingungen zu praktischen Potenzialen führt, die nur einen Bruchteil des wirtschaftlichen Potenzials ausmachen.


Tabelle 4-3: Zusammenfassung aller untersuchten Maßnahmen in GHD

Sektor: Gewerbe-Handel-Dienstleistung, 5 % Zinssatz

Maßnahme


wirtschaftliches CO2-verminderungs-potenzial

in Mio. t/a in Mio. t/aRaumwärme Dämmung 48,0 Gebäudebestand 2,0

Biomassenutzung 1) 48,0 Kesselbestand 39,0Gas-Brennwertnutzung 13,0 Kesselbestand 7,0

IuK CRT => LCD 0,4 Bestand Bildschirme 0,0PC => Notebook 0,7 Bestand PC & Bildschirme 0,0

Beleuchtung 2-BLL&KVG => 3-BLL&EVG 1,4 Beleuchtungsbestand 1,4

1) starke Abweichung von wirtschaftlichem und realem Potenzial (Energieträgerverfügbarkeit)

Die genaue Herleitung der Potenziale kann im Berichtsteil III in den Kapiteln zum Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung nachgelesen werden.


4.4 Haushalte

Die betrachteten CO2-Verminderungsmaßnahmen im Sektor Haushalte werden im Folgenden kurz zusammenfassend dargestellt. Die ausführliche Analyse ist jeweils im Berichtsteil III in den Kapiteln zum Haushaltssektor beschrieben.

In der Praxis wird eine Maßnahme stets eine Mischung aus unterschiedlichen Teilmaß-nahmen darstellen. So werden z. B. Glühbirnen zum Teil durch Energiesparlampen, LEDs und Lumileds ersetzt. Zum Vergleich der Maßnahmen untereinander wird jede Maßnahme einzeln betrachtet – z. B. „Ersatz aller Glühlampen durch Energiespar-lampen“ im Vergleich zu „Ersatz aller Glühlampen durch LEDs“. Die reale Verteilung kann dann anhand der ermittelten wirtschaftlichen Potenziale abgeschätzt werden.

Aufgrund des geringen CO2-Verminderungspotenzials werden die Verminderungskosten der Maßnahmen für Kleingeräte und Aufzüge nicht dargestellt.

4.4.1 Kurzdarstellung betrachteter CO2-Verminderungsmaßnahmen In der Studie werden mehrere CO2-Verminderungsmaßnahmen im Haushaltssektor untersucht. Die Untersuchungen beziehen sich auf mechanische Energie (Pumpen, Aufzüge, Dunstabzugshauben), Beleuchtung, Raumwärme (Heizkessel, Gebäudehülle, Fenster), Kleingeräte, Haushaltsgeräte, und IuK-Geräte.

4.4.1.1 Heizkessel

Die Heizkessel zur Wärmebereitstellung weisen ein sehr hohes technisches CO2-Verminderungspotenzial im Vergleich zum wirtschaftlichen Verminderungspotenzial auf. In Abbildung 4-14 sind die spezifischen Verminderungskosten für den Tausch des gesamten Heizkesselbestandes in Deutschland gegen moderne Gas-Brennwertkessel dargestellt.

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45


Verm

inde

rung

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ten

in €

/t

Öl BA2Kohle BA2

Gas BA3

Öl BA5Öl BA4

Kohle BA5Kohle BA4Öl BA3Kohle BA3

Gas BA2

Gas BA5

Gas BA4

Abbildung 4-14: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von Heizkesseln durch Gasbrennwertkessel

Die geringsten Verminderungskosten entstehen beim Tausch eines Ölkessels der Baualtersklasse 2 (Kessel der Baualtersklasse 1 existieren praktisch nicht mehr). Es

Haushalte 67

ergibt sich ein wirtschaftliches CO2-Verminderungspotenzial von ca. 4 Mio. t/a. Der Verlauf der Vermeidungskosten zeigt aber, dass ein sehr großes CO2-Einsparpotenzial zu relativ geringen Kosten erschlossen werden kann. Bereits eine leichte Erhöhung der Kosten für konventionelle Energieträger macht die Maßnahmen wirtschaftlich.

4.4.1.2 Gebäudehülle

Die Sanierung der Gebäudehülle stellt die effektivste Maßnahme zur CO2 Einsparung dar. Durch die Sanierung der älteren Baualtersklassen können wirtschaftliche Wärme-einsparungen erzielt werden. Die Abbildung 4-15 stellt das kumulierte CO2-Verminde-rungspotenzial von Ein- und Mehrfamilienhäusern verschiedener Baualtersklassen für die Maßnahmenvariante 3 der untersuchten Gebäudedämmung dar. Maßnahme 3 beinhaltet die Aufbringung von 18 cm Außenwanddämmung und 22 cm Dachflächen-dämmung. Damit können insgesamt etwa. 69 Mio. t CO2/a wirtschaftlich eingespart werden.

-10

-5

0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA1

EZH BA4

EZH BA3

MFH BA2

MFH BA1

MFH BA4

MFH BA5

EZH BA5

MFH BA3

EZH BA2

Abbildung 4-15: CO2-Verminderungskosten für die Dämmung der Gebäudehülle mit 18 cm Außenwanddämmung und 22 cm Dachflächendämmung

4.4.1.3 Fenster

Die Sanierung der Fenster stellt eine weitere Maßnahme zur CO2-Verminderung im Gebäudebereich dar. Die spezifischen CO2-Verminderungskosten bei den Fenstern sind im Vergleich zur Dämmung der Gebäudehülle höher. Die Sanierung der älteren Bau-altersklassen ermöglicht die größten Einsparungen - bereits in den Baualtersklassen 1 und 2 könnten gut 10 der insgesamt etwa 11,1 Mio. t CO2/a vermieden werden. Die spezifischen CO2-Verminderungskosten für Variante 3 der Maßnahme „Fenstertausch“ sind in Abbildung 4-16 dargestellt. Die wirtschaftlichen Einsparungen liegen für Maß-nahme 3 allerdings bei lediglich 0,41 Mio. t CO2 pro Jahr.


-50

0

50

100

150

200

250

- 2 4 6 8 10 12

Kumulierte Emisssionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

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/t

EZH BA 1

MFH BA 5

EZH BA 5

EZH BA 4

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EZH BA 2 MFH BA 1

MFH BA 4

MFH BA 3

MFH BA 2

Abbildung 4-16: CO2-Verminderungskosten für den Austausch der Fenster gegen Wärmedämmfenster mit UW = 0,71 W/m2K

4.4.1.4 Information und Kommunikation

In diesem Bereich werden effiziente Geräte untersucht, die den Stromverbrauch senken, der durch „Standby“ und „Schein Aus“-Betrieb entsteht. Zusätzlich zum Einsatz effizienter Geräte kann sich insbesondere durch ein verändertes Nutzerverhalten eine Reduzierung von CO2-Emissionen ergeben. Abbildung 4-17 zeigt die Verminderungs-kosten für den Bereich IuK. Da sich hier relativ hohe Kosten errechnen, liegt das wirt-schaftliche CO2-Verminderungspotenzial lediglich bei etwa 0,5 Mio. t CO2/a.

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 1 2 3 4 5


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

LCD TV 95

Laptop 05

Plasma TV

Stereoanlage 01 Desktop PC 05

Flachbildmonitore 05

CRT Monitor 05

Abbildung 4-17: CO2-Verminderungskosten für IuK-Geräte (BVT)

4.4.1.5 Beleuchtung

Das am häufigsten verwendete Beleuchtungsmittel im Haushalt stellt nach wie vor die Glühlampe dar. Effizientere Beleuchtung kann jedoch größtenteils ohne Behaglichkeits- und Komfortverluste eingesetzt werden. Der Einsatz von Leuchtstoffröhren stellt eine durchweg wirtschaftliche Maßnahme dar. In Abbildung 4-18 sind die spezifischen CO2-Verminderungskosten für die Maßnahme „Ersatz des gesamten Lampenbestandes durch

Haushalte 69

Leuchtstoffröhren“ dargestellt. Die Kosten liegen zwischen ca. - 600 €/t und etwa - 250 €/t. Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial liegt somit bei gut 5,4 Mio. t/a.

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

0 1 2 3 4 5 6


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Halogenlampen

Energiesparlampen

Glühlampen

Abbildung 4-18: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von Lampen durch Leuchtstoffröhren

4.4.1.6 Haushaltsgeräte

Die Haushaltsgeräte werden auf Basis von Effizienzklassen untersucht. Dabei wird der Altbestand gegen die effizienteren Klassen ausgetauscht. Im Bereich Haushaltsgeräte wird nur für die Geschirrspüler ein wirtschaftliches Potenzial von gut 800 Tsd. t CO2 identifiziert. Abbildung 4-19 zeigt die Verminderungskosten für Geschirrspül-maschinen. Sie reichen von ca. - 55 €/t für Geräte, die bereits am Ende ihrer Lebens-dauer (15 Jahre) stehen, bis zu ca. 23 €/t für Geschirrspüler aus dem Bestand, die erst ein Jahr alt sind. Für die Betrachtung wurde angenommen, dass das neue Gerät jeweils der höchsten Effizienzklasse entspricht.

RLZ 14

RLZ 13

RLZ 12

RLZ 11

RLZ 10

RLZ 9 RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6 RLZ 5 RLZ 4 RLZ 3 RLZ 2 RLZ 1

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.600

Kumulierte Emissionsminderung in Tausend t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

RLZ 15

Abbildung 4-19: CO2-Verminderungskosten für den Einsatz von Geschirrspülmaschinen der Klasse A++


4.4.1.7 Pumpen

Als eine weitere CO2-Verminderungsmaßnahme werden im Haushaltssektor verschie-dene Pumpen untersucht. Die Untersuchung umfasst Zirkulationspumpen, Heizkreis-pumpen sowie dezentrale Pumpen an den Heizkörpern.

Das Verminderungspotenzial ergibt sich dabei durch die Verringerung der Überdimen-sionierung und einer unnötig langen Laufzeit. Exemplarisch wird für die durchgeführten Maßnahmen der Austausch von Heizkreispumpen durch dezentrale Pumpen in EFH in Abbildung 4-20 dargestellt. Insgesamt können ca. 17,5 Mio t CO2/a wirtschaftlich eingespart werden.

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Referenz (AC) 7300 h/a zu DP (Gas)

angepasst (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)


Referenz (AC) 7300 h/a zu DP (Öl)Referenz (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)


angepasst (AC) 7300 h/a zu DP (Gas)angepasst (AC) 5500 h/a zu DP (Gas)

Abbildung 4-20: CO2-Verminderungskosten für den Einsatz dezentraler Pumpen in EFH

Die geringsten Verminderungskosten von ca. - 140 €/t werden bei der Maßnahme durch den Austausch der dezentralen Pumpen in EFH mit gasbefeuerten Heizanlagen erzielt. Es zeigt sich, dass besonders die dezentralen Pumpen ein großes wirtschaftliches CO2-Verminderungspotenzial besitzen.

4.4.2 Tabellarische Zusammenfassung des Sektors Haushalte In Tabelle 4-4 sind alle durchgeführten Maßnahmen im Haushaltssektor zusammen-gefasst. Für den Anwender stellen sich jene Maßnahmen als sinnvoll dar, welche das größte wirtschaftliche Potenzial aufweisen. Die Durchführung einer Maßnahme wirkt sich auf andere Maßnahmen aus, deshalb sind zur besseren Vergleichbarkeit untereinander, die Maßnahmen einzeln angeführt.

Haushalte 71

Tabelle 4-4: Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Haushalte

Sektor: Haushalte, 5 % Zinssatz

technisches CO2-Verminderungs-

potenzial Referenz

wirtschaftliches CO2-

Verminderungs-potenzial

in Mio. t/a in Mio. t/aRaumwärme Gas-Brennwertnutzung 39,5 Kesselbestand 4,0

Pelletheizung 127,0 Kesselbestand -Wärmepumpe 75,0 Kesselbestand -Dämmung 70,3 Gebäudebestand 69,0Fenster 11,2 Gebäudebestand 0,4

IuK BVT 4,5

Stereoanlage, Kompaktanlage, Fernsehgeräte, Videorekorder, DVD- Player, Telefon, Anrufbeantworter, Fax, Desktop PC, Laptop, Scanner, Tintenstrahl-, Laserdrucker, Monitore

0,4

Beleuchtung Energiesparlampen 4,9 Beleuchtungsbestand 4,9LEDs 5,3 Beleuchtungsbestand 5,2Lumileds 5,7 Beleuchtungsbestand 4,3Metalldampflampen 5,5 Beleuchtungsbestand 4,2Leuchtstoffröhre 5,4 Beleuchtungsbestand 5,4

Haushaltsgeräte BVT (A++) 0,8 Kühlschränke -BVT (A++) 1,3 Waschmaschinen -BVT (A++) 0,4 Wäschetrockner -BVT (A++) 0,7 Gefriergeräte -BVT (A++) 0,2 Kühl-/Gefrierkombigerät -BVT (A++) 1,5 Elektroherde -BVT (A++) 2,4 Geschirrspüler 0,8

Mechanische Energie

Einsparung durch Planetengetriebe

0,08 Aufzugsbestand -

Aufzüge Einsparung durch Rekuperatoren


Vermeidung Standby-Verluste


Dunstabzugshauben Einsparung durch Randabsaugung

1,3 Dunstabzugshauben-bestand -

Pumpen Optimierung Heizkreis- und Zirkulationspumpen

6,5 Gebäudebestand (Pumpen pro Gebäude)

6,3

Dezentrale Pumpen* 28,5Gebäudebestand (Pumpen pro Gebäude) 28,5

* inkl. Einsparungen an t hermischer Energie

Maßnahme

73

5 Exemplarischer Vergleich mit weiteren CO2-Vermeidungsstudien

Durch einen Vergleich verschiedener CO2-Vermeidungsstudien wird eine Eingliederung und Abgrenzung der vorliegenden Arbeit möglich. Es werden Unterschiede sowie Ge-meinsamkeiten der verschiedenen Studien untersucht. Es werden in Tabelle 5-1 die folgenden Arbeiten untersucht:

Tabelle 5-1: Untersuchte CO2-Vermeidungsstudien

Publizierte Stelle StudieForschungsstelle für Energiewirtschaft

CO2- Verminderungen in Deutschland

McKinsey & Company Inc., BDI:

Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhausgasemissionen in Deutschland

Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH

Optionen und Potenziale für Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen, Endbericht im Auftrag der E.ON AG

Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung

Wirtschaftliche Bewertung von Maßnahmen des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP)

Greenpeace, EUtech: Klimaschutz: Plan B Nationales Energiekonzept bis 2020

EUtech Energie und Management GmbH

Bewertung und Vergleich mit dem Greenpeace Energiekonzept „Plan B“ Das integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung (Meseberger-Beschlüsse)

Die Studien unterscheiden sich in den Ausgangspunkten sowie Randbedingungen deutlich. Eine kurze Darstellung zeigt auf, welche Motivation zur Erstellung der einzel-nen Studien bestand. Ein weiterer betrachteter Punkt beinhaltet die Untersuchung der angewendeteten Methodiken. Diese unterscheiden sich in den Studien zwischen be-triebswirtschaftlichen und gesamtwirtschaftlichen/(quasi)-volkswirtschaftlichen Berech-nungen. Dabei spielen vor allem Verminderungskosten als Effizienzkriterium eine große Rolle. In einigen Studien erfolgten lediglich Angaben zu dem CO2-Einsparpotenzial ohne Angaben zu Kosten. Der Bilanzraum von CO2-Verminderungspotenzialen ergibt sich aus dem angegebenen Betrachtungsraum und dem Betrachtungszeitraum. Weiterer Untersuchungsgegenstand war, ob einzelne Maßnahmen (z.B. Austausch einzelner Heizsysteme in Haushalten) in Sektoren oder politische Maßnahmenbündel (Förderung von Erneuerbaren Energien) zu einer Verminderung von Emissionen führen.


5.1 Betrachtete Studien

5.1.1 McKinsey Die Studie „Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhausgasemissionen in Deutschland“ von McKinsey & Company basiert auf einer Analyse von Verminderungs-kosten und Verminderungspotenzialen. In dieser Studie wurden ca. 300 Hebel in unterschiedlichen Sektoren betrachtet. Ein einzelner Hebel entspricht einer durchge-führten Maßnahme (z.B. Austausch von Heizsystemen in Gebäuden).

Die Sektoren lassen sich wie folgt einteilen:

• Gebäudesektor, • Industriesektor, • Energiesektor, • Transportsektor (Straßenverkehr, Schienenverkehr, Luftverkehr).

Als wichtigsten Hebel im Gebäudesektor werden in dieser Studie Dämmung, Austausch der Heizungsanlage, effiziente Elektrogeräte und Beleuchtung genannt. Die Erneuerba-ren Energien sind im Rahmen eines Kernenergieausstieges als wichtigste Maßnahme im Energiesektor benannt. Die Maßnahme effizientere Antriebssysteme und industriespezi-fische Einzelmaßnahmen, sowie das gezielte Abfangen von Treibhausgasen werden in der Industrie als Einzelhebel hervorgehoben. Der Transportbereich wurde nochmals unterteilt in Straßenverkehr, Schienenverkehr und Luftverkehr. Die einzelnen Sektoren im Transportbereich stellen weitere Potenziale zur Verminderung bereit. Im Straßen-verkehr wird ein wichtiger Hebel in der Optimierung von Benzin- und Dieselmotoren im Bereich PKW gesehen. Im Bereich schwerer LKW werden Verminderungspotenziale im Antriebsstrang erwartet. Die Verminderungspotenziale im Bereich Schienen- und Luftfahrt beschränken sich vor allem auf eine Auslastungsoptimierung.

Wichtigste Randbedingungen sind, dass durch einen Vermeidungshebel keine Ein-schränkung der Lebensqualität und keine Verlangsamung des Wirtschaftswachstums hervorgerufen werden. In der Studie wurden grundsätzlich Technologien untersucht, die heute einsetzbar sind oder sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium befin-den. Die Methodik basiert auf einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise. Für den Ener-giesektor wurden zusätzlich die gesamtwirtschaftlichen Kosten aufgezeigt. Explizit wurde darauf hingewiesen, dass bewusst von einer Bewertung politischer Umsetzungs-maßnahmen und Steuerungsinstrumente abgesehen wurde.

Die gesamtwirtschaftliche Sichtweise beinhaltet keine Berücksichtigung von Sekundär-effekten (z.B. Konsumverhalten oder Beschäftigung). In der Studie werden verschiedene Zinssätze in den einzelnen Sektoren verwendet. Im Gebäudesektor wurden die Zinssätze auf 4 % für Haushalte und 9 % für den GHD-Sektor aus Entscheidersicht festgelegt. Bei der gesamtwirtschaftlichen Perspektive ist ein Zins von 7 % ausgewiesen. Im Energie-sektor liegt der Zins aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive bzw. betriebswirtschaftli-cher Sichtweise bei 7 %. Im Sektor Industrie wurden die Zinssätze auf durchschnittlich 9,5 % bei der betriebswirtschaftlichen und 7 % bei der gesamtwirtschaftlichen Sicht-weise gesetzt. Im Sektor Verkehr wurde ein Kapitalkostensatz von 4 % bei Privatkunden und 9 % für Unternehmen angenommen. /McK 07a/, /McK 07b/, /McK 07c/, /McK 07d/

Der Betrachtungszeitraum bezieht sich bis auf das Jahr 2020 und darüber hinaus bis 2030. Das CO2-Verminderungspotenzial bis 2020 bei durchschnittlichen Vermeidungs-

Betrachtete Studien 75

kosten von 20 €/t CO2 wurden mit 141 Millionen Tonnen jährlich beziffert, davon sind aus Entscheidersicht 127 Millionen Tonnen wirtschaftlich – also kleiner 0 €/t – einzuspa-ren. Weitere 14 Millionen CO2 würden zusätzlich Kosten von 0- 20 €/t CO2 verursachen. /McK 07/

5.1.2 Wuppertal Institut In der Studie „Optionen und Potenziale für Endenergieeffizienz und Energiedienstleis-tungen“ werden technologische Optionen zur Energieeinsparung auf der Anwendungs-seite untersucht. Es wurden an Hand von 70 Technologien bzw. Maßnahmen Verminde-rungspotenziale und Verminderungskosten aufgezeigt. Die Studie verzichtet auf eine Betrachtung des Umwandlungs- oder auch Energiesektors. Die dargestellten Sektoren sind:

• Industrie • GHD-Sektor • Private Haushalte

Die größten Verminderungspotenziale werden in der Heizungsoptimierung (Pumpen-tausch, hydraulischer Abgleich), dem Kombinationspaket Wärmedämmung + Heizungs-erneuerung und in der Substitution von Nachtspeicherheizungen, Elektrowarmwasser in privaten Haushalten gesehen. Im Sektor GHD können durch die Maßnahmen Beleuch-tung (innen) und Prozesswärme (Substitution, Brennstoffeinsparung) weitere Potenziale gehoben werden. Im Sektor Industrie wurden branchenübergreifende einsetzbare Quer-schnittstechnologien untersucht. Die Brennstoffeinsparung in der Industrie wird als größtes Potenzial zur CO2-Einsparung gesehen. Eine Substitution von elektrisch erzeug-ter Prozesswärme durch Gas befeuerte Anlagen wird als Einsparpotenzial gesehen, jedoch als nicht wirtschaftlich realisierbar eingestuft.

Dabei bezog man die Energieeffizienz-Potenziale nicht nur auf den Betrachtungsraum Deutschland. Es erfolgte des Weiteren eine Bewertung, wie die Einsparpotenziale auch in Europa wirken. Der Betrachtungszeitraum stellt einzelne Zeitpunkte für die Jahre 2005, 2010 und 2015 dar. In der Studie wurde ein gesamtwirtschaftliches, rentables Potenzial von ca. 120 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr bis 2015 angegeben. Laut der Studie ergibt sich aus betriebswirtschaftlicher Sichtweise ein ähnliches Bild wie bei einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtung. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass eine Maßnahme in der Regel aus Betreibersicht durchgeführt werden sollte, wenn sie gesamtwirtschaftlich rentabel erscheint. Die meisten Potenziale werden als rentabel angesehen, wenn die CO2 Vermeidungskosten einen Wert unter null oder unterhalb eines Zertifikatepreises von 10 Euro pro Tonne annehmen.

Die Berechnungen der Einsparpotenziale werden in allen Sektoren auf die Referenz des nationalen Strom-Mix bezogen. Es wurde ein einheitlicher Realzins von 8 % in allen Sektoren bei einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise festgelegt. Dieser Zins stellt nach dem Wuppertaler Institut die übliche Zielgröße für Investitionsentscheidungen dar. Die gesamtwirtschaftliche Berechnung beinhaltet einen Zinssatz von 4 % in allen Sektoren, welcher sich an den Mittelwert der realen Umlaufrendite von öffentlichen Anleihen anlehnt. In der Studie wurden keine Sekundäreffekte bei einer gesamtwirtschaftlichen Untersuchung aufgezeigt. /WI 06a/


5.1.3 Fraunhofer Institut (ISI) Den Ausgangspunkt der Studie „Wirtschaftliche Bewertung von Maßnahmen des Integrierten Energie- und Klimaprogramms (IEKP)“ stellt das beschlossene Regierungs-paket in Meseberg dar. Das Ziel des Regierungspaketes ist es, die europäischen Rich-tungsentscheidungen vom Frühjahr 2007 umzusetzen. Mit der Studie werden 12 von 29 Maßnahmenbündeln (siehe Tabelle 5-2) des verabschiedeten Regierungspaketes durch Verminderungpotenziale und Verminderungskosten schwerpunktmäßig dargestellt. Nachfolgend werden die in der Studie untersuchten Maßnahmenpakete aus dem IEKP benannt.

Tabelle 5-2: Untersuchte Maßnahmenpakete in der ISI-Studie

Nummer im IEKP Maßnahmentitel1 Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz

2 Ausbau der Erneuerbaren Energie im Strombereich

6 Einführung moderner Energiemanagementsystemen

7Förderprogramme für Klimaschutz und Energieeffizienz (außerhalb von Gebäuden; Energieeffizienzfond)

8 Energieeffiziente Produkte10 Energieeinsparverordnung12 CO2-Gebäudesanierungsprogramm

13 Energetische Modernisierung der sozialen Infrastruktur

14 Erneuerbare-Energie-Wärmegesetz (EEWärmeG)

15 Programm zur energetischen Sanierung von Bundesgebäuden

16 CO2-Strategie PKW17 Ausbau von Biokraftstoffen

Insgesamt wird ein Minderungspotenzial zwischen 2008-2020 von 1361 Mt CO2 kumu-liert ausgewiesen. Dieses würde mittlere Verminderungskosten um 32 €/t CO2 für alle Maßnahmenpakete in Summe verursachen.

Die größten Verminderungspotenziale werden in der Studie durch die genannten Maß-nahmenbündel Erneuerbarer Strom, Energieeinsparverordnung, CO2-PKW und Kraft-Wärme-Kopplung gesehen.

Die Maßnahmenpakete wurden für den Zeitraum zwischen 2008-2020 untersucht. In den sogenannten Fact-sheets wird auf einzelne Maßnahmen (z.B. Kraft-Wärme-Kopp-lung) eingegangen und das gewünschte Ziel der Regierung quantitativ durch Zahlen abgegrenzt. Eine betriebswirtschaftliche Berechnung (Annuität) wurde zur Darstellung von CO2-Minderungspotenzialen und CO2-Minderungskosten der genannten Maßnah-menbündel gewählt. Eine Darstellung einzelner Zinssätze in der betriebswirtschaftli-chen Berechnung ist in der vorliegenden Arbeit nicht ersichtlich. /ISI 07/

Betrachtete Studien 77

5.1.4 Greenpeace Klimaschutzplan B Der „Klimaschutzplan B – nationales Energiekonzept bis 2020“ von Greenpeace und EUtech bewertet einzelne politische Forderungen in unterschiedlichen Sektoren. Der Schwerpunkt in der Greenpeace-Studie liegt im vorzeitigen klimaneutralen Kernergieausstieg bis zum Jahr 2014/15, gegenüber dem politisch geplanten Kernenergieausstieg zum Jahr 2023. Um zusätzlich zum Kernenergieausstieg eine Einhaltung des deutschen Klimaschutzzieles – einer Minderung der Treibhaus-gasemissionen um 40 Prozent bis zum Jahr 2020 gegenüber dem Basisjahr 1990 – zu gewährleisten, wird gefordert:

• Ausstieg aus der Braunkohleverstromung und Verzicht auf Neubau von Braunkohlekraftwerken,

• Zugang unabhängiger Kraftwerksbetreiber zum Strom- und Gasmarkt, • einen massiven Ausbau an erneuerbaren Energieträgern • Umfassende Effizienzsteigerungen • keine Anrechnung von Aufforstungsprojekten als nationale Klimaschutzmaßnah-

men (stattdessen Schutz der Urwälder), • keine Anrechnung von Clean-Development Mechanism, sondern die Konzentration

auf nationale CO2-Vermeidung, • keine CO2-Sequestrierung.

Die Potenziale wurden aus verschiedenen Fremd-Studien zusammengetragen. Eine wichtige Studie ist die vom BMU herausgegebene Untersuchung „Ausbau Erneuerbarer Energien im Stromsektor bis zum Jahr 2020- Vergütungszahlungen und Differenzkosten durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz“. Dieser Grundrahmen wird durch das Gesamt-szenario aus der Studie „NaturSchutzPlusII aktualisiert“ komplimentiert, welche eben-falls vom BMU verfasst wurde.

Die dargestellten Sektoren oder Maßnahmen sind:

• Industrie • Private Haushalte, GHD • Erneuerbare Energien

o Wind o Biomasse/Biogas o Geothermie o Photovoltaik o Laufwasser o Solarthermie

• Regelenergie • KWK-Koppelung • Gebäude • Verkehr

Die zentralen Elemente der vorliegenden Studie beziehen sich auf effiziente Erzeugung von Energie, die Förderung von Erneuerbarer Energie und die Effizienzerschließung bei der Nutzung von Strom, Wärme und Kraftstoffen. Die Methodik bezieht sich darauf, eine Potenzialbetrachtung durchzuführen, erforderliche Randbedingungen zur Erschließung zu nennen und Maßnahmen zur Potenzialerschließung vorzunehmen. Die Methodik zur


Erschließung des Potenzials und Maßnahmen basiert nicht auf einer betriebswirtschaft-lichen oder volkswirtschaftlichen Betrachtung. In der Studie werden keine Angaben zu damit verbundenen Kosten vorgenommen.

Der Bilanzraum der Studie bezieht sich auf Deutschland, wodurch die komplette Strom-versorgung mittels in Deutschland bilanzierten Kraftwerken abgedeckt wird. /BAR 07/

5.1.5 EUtech Die Studie der EUtech „Bewertung und Vergleich mit dem Greenpeace Energiekonzept PlanB“ stellt eine Untersuchung der beschlossenen Maßnahmen in Meseberg und der derzeitigen Umsetzung dar.

Mit der Studie werden die Ziele der Regierung bewertet, danach eine Bewertung der Maßnahmen vorgenommen und aufbauend ein Fazit über die Maßnahmen und der damit verbundenen Einsparungen getroffen. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass ein Einsparpotenzial bis 2020 von 270 Millionen Tonnen Treibhausgase nicht erreichbar ist, dieses wird durch eine Zielerreichungsuntersuchung belegt. Selbst eine Emissionsmin-derung um 215 Millionen Tonnen CO2 zum jetzigen Zeitpunkt, welche von der Regierung geäußert wurde, wird als kritisch angesehen. Die Studie der EUtech kommt zu einem realisierbaren Potenzial vom <160 Millionen Tonnen CO2 durch die beschlossenen Regierungsmaßnahmen. Einige Maßnahmen der Regierung werden durch die Studie als unsicher (z.B. KWK), einige als wenig ambitioniert (z.B. Verkehr, EEWärmeG), andere als stark überschätzt (z.B. Nicht-CO2-THG) angesehen. Die Abschätzungen werden durch Sekundärliteratur, Erfahrungswerten und Politikeinschätzungen getroffen. Eine Ausweisung jeweiliger Kosten für bestimmte Einzelmaßnahmen, sowie Maßnahmen-bündel erfolgt in der Studie nicht. Deshalb kann eine betriebswirtschaftliche sowie gesamtwirtschaftliche Berechnung nicht nachgewiesen werden. /BÖH 07/

5.1.6 Zusammenfassende Übersicht In der Tabelle 5-3 wird eine kurze Übersicht der untersuchten Studien und ausgesuch-ter Kriterien dargestellt. Eine Vergleichbarkeit stellt auf Grund unterschiedlicher Ausgangspunkte/Randbedingungen wie in den einzelnen Abschnitten beschrieben, eine Schwierigkeit dar. Einige Studien stellen das Maßnahmepaket von Meseberg in den Vordergrund, andere betrachten einzelne Maßnahmen in unterschiedlichen Sektoren. Gemeinsamkeiten ergaben sich beim Vergleich nur im Kriterium des Betrachtungsrau-mes. Dieser wurde in fast allen Studien mit Deutschland bilanziert. Der Betrachtungs-zeitraum bezieht sich häufig bis in das Jahr 2020. Einige prognostizieren CO2-Vermin-derungspotenziale über den Zeitpunkt 2020 hinaus oder stellen einzelne Zeitpunkte dar. Eine einheitliche Methodik konnte nicht nachgewiesen werden. Einige Studien basieren auf einer betriebswirtschaftlichen Sichtweise, einige berücksichtigen eine (quasi)-volks-wirtschaftlich oder gesamtwirtschaftliche Sichtweise ohne Sekundäreffekte oder es werden nur Potenziale ohne CO2-Kostenangaben vorgenommen. Dabei werden Vermin-derungskosten als ein geeignetes Instrument angesehen, um Entscheidungen für Maß-nahmen zu treffen und sich für wirtschaftlich sinnvolle Maßnahmen zu entscheiden. Angaben zur Referenz konnten häufig nicht oder sehr schwer nachvollzogen werden. Jedoch ist die Angabe der Referenz entscheidend zur Bewertung eines CO2-Verminde-rungspotenzials und der Nachvollziehbarkeit der damit verbundenen Kosten (wirt-schaftliches Potenzial, vgl. Kapitel 1).

Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie 79

Tabelle 5-3: Vergleich einzelner Kriterien der verschiedenen Studien

FfE Mc-Kinsey

Wuppertal Institut ISI Klimaschutz-

Plan B Eutech

Betrachtungsraum D D D, ausgewählte Länder D D D

Betrachtungs- zeitraum

Maßnahmen spezifisch 2020, 2030 Zeitpunkte 2005,

2010, 2015 2008-2020 2020 2020

Referenzanlagen Maßnahmen spezifisch teilweise

Anwendungs-bereich

spezifischk.A. k.A. k.A.

Betriebswirtschaft- liche Methode ja ja ja ja nein nein

Volkswirtschaft- liche Methode

(quasi)- volkswirt.

gesamtwirt. bei regenr.

Energiegesamtwirt. nein nein nein

Sektoren/Maßnahmen-untersuchung

Sektoren/ Maßnahmen

Sektoren/ Einzelhebel

Anwendungs- sektoren

pol. Maßnahmen-

bündel

Sektoren/ pol. Maßnahmen-

bündel

pol. Maßnahmen-

bündelk.A - keine Angabe

5.2 Detaillierter Vergleich McKinsey- und FfE-Studie

Im Folgenden wird ein detaillierter Vergleich der McKinsey-Studie mit der FfE-Studie basierend auf CO2-Verminderungspotenziale und Verminderungskosten erfolgen. Dabei soll aufgezeigt werden, dass unterschiedliche Methodiken mit bestimmten Kriterien wie z.B. Systemgrenzen, Preise, Laufzeiten, Zinssätze und die Referenzsituation zu unter-schiedlichsten Ergebnissen führen. Es wird hierbei auch untersucht, ob die Angaben nachvollziehbar dargestellt sind. Der Vergleich bezieht sich exemplarisch auf den Um-wandlungssektor und auf den Haushaltssektor (Gebäudesektor). Um einen Vergleich unterschiedlicher Maßnahmen vorzunehmen, wurden die in der FfE-Studie betrachteten Grenzkosten in Durchschnittskosten umgerechnet, wodurch allerdings deren Aussagefä-higkeit leidet (vgl. Kapitel 2.2). Die Maßnahmen in der McKinsey Studie stellen Einspar-potenziale bis zum Zeitpunkt 2020 dar.

5.2.1 CO2-Einsparpotenzial durch Windenergie Die McKinsey-Studie gibt ein Gesamteinsparpotenzial zur Stromproduktion durch erneuerbaren Energien mit 34 Mio. t CO2 pro Jahr an. Die Unterscheidung bei der Maß-nahme Windausbau unterteilt sich in Onshore-Windkraft und Offshore-Windkraft innerhalb der Studien. Dabei fallen jeweils Einsparungen von 11 Mio. t CO2 im Bereich Windenergie-Onshore/Offshore (siehe Tabelle 5-4) an. Diese Einsparungen kosten lt. /McK 07a/ im Onshore-Windkraftbereich durchschnittlich 34 €/t CO2 und im Offshore-Windkraftbereich 39 €/t CO2. Als Referenz wurde der deutsche Strommix gewählt. Das Potenzial für Onshore-Windkraft wurde mit durchschnittlich 1.750 Volllaststunden berechnet und bestimmt sich hauptsächlich durch die Erschließung von neuen Standor-ten. Es wird kurz darauf eingegangen, dass ab Mitte des nächsten Jahrzehnts Repowe-ring an Bedeutung gewinnen wird. Der Anteil des Repowering kann jedoch nicht beim Kapazitätsausbau der Windkraft mit den vorliegenden Angaben vom normalen Onshore-Ausbau abgegrenzt werden. Die Investitionskosten wurden bei ungefähr 1300 €/kW installierter Leistung gesehen und bestimmen sich aus den erhöhten Stahlpreisen.


Tabelle 5-4: CO2-Einsparpotenzial durch Wind

McKinsey FfEWind-OnshoreTechnisches Potenzial Mt CO2/a 11 11Durchschnittliche Kosten €/t CO2 34 24

Wind-OffshoreTechnisches Potenzial Mt CO2/a 11 94Durchschnittliche Kosten €/t CO2 39 1Referenz Strommix Verdrängungsmix

(Merit-Order)

In der FfE-Studie liegt das technische Verminderungspotenzial im Bereich Onshore-Windkraft bei ca. 11 Mio. t CO2. Das technische Potenzial der FfE- und der McKinsey-Untersuchung unterscheidet sich somit nicht. Die Kosten werden auf durchschnittlich 24 €/t CO2 beziffert. Ein wirtschaftliches Potenzial mit Kosten unter 0 €/t CO2 wurde in beiden Studien nicht ermittelt. Im Bereich Offshore-Windkraft werden durch die FfE-Studie 94 Mio. t CO2 bei durchschnittlichen Kosten von 1 €/t CO2 erreicht (vgl. Tabelle 5-4). Die unterschiedlichen, durchschnittlichen Kosten werden auf verschiedene Höhen beim Investment und Betriebskosten zurückgeführt. Die Entfernungen zum Festland für Offshore-Anlagen sind mit höheren Mehrkosten an Investitionen (z.B. Fundament, Kabel) verbunden. Konkrete Angaben zu den Investitionen und Betriebskosten werden in der McKinsey-Studie nicht getroffen. Hierdurch wird ein Vergleich erschwert. Die Referenz der FfE-Untersuchung bezieht sich nicht auf den allgemeinen Strommix sondern auf den Verdrängungsmix nach Merit-Order (vgl. Berichtsteil II zum Umwandlungssektor).

Die Grenzverminderungskosten lassen sich im Gegensatz zu Durchschnittsangaben anhand der in diesem Projekt entwickelten Verminderungskostenkurven sehr anschau-lich darstellen (siehe Abbildung 5-1). Hierbei wurden unterschiedliche Standorte mit verschiedenen Erträgen bilanziert.

0

20

40

60

80

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung 5-1: Verminderungskostenkurven am Beispiel Windkraft Onshore/Offshore


5.2.2 CO2-Einsparpotenzial durch Photovoltaik Der zweite Vergleich von Maßnahmen wird im Umwandlungssektor am Beispiel der Photovolatik vorgenommen. In der McKinsey Studie werden 2 Mt CO2/a als technisches Potenzial für Photovoltaik mit durchschnittlichen Kosten von -49 €/t CO2 betriebswirt-schaftliche Sichtweise ausgewiesen. Mit der negativen Kostenausweisung ist die Maß-nahme wirtschaftlich. Die Potenziale beziehen sich auf die Annahme von durchschnitt-lich 875 Volllaststunden pro Jahr.

In der FfE-Studie wird ein größeres technisches Potenzial (siehe Tabelle 5-5) mit 53 Mio. t CO2/a bei höheren durchschnittlichen Kosten von 47,5 €/t CO2 angegeben. Die McKinsey-Studie bezeichnet die Maßnahme (PV-Anlage) mit -49 €/t CO2 als durchweg wirtschaftlich. Die quasivolkswirtschaftliche Sichtweise der FfE-Studie berechnet Vermeidungskosten von ca. 655 €/t CO2 (vgl. Berichtsteil II zum Umwandlungssektor), wogegen die McKinsey-Studie 213 €/t CO2 angibt.

Tabelle 5-5: CO2 -Einsparpotenzial durch Photovoltaik

McKinsey FfEPhotovoltaik (Dachflächen)Technisches Potenzial Mt CO2 /a 2 53Wirtschaftliches Potenzial Mt CO2 /a 2 3,6

Durchschnittliche Kosten

(techn. Potenzial) €/t CO2 -49 47,5

(wirt. Potenzial) €/t CO2 -49 -10Strommix Verdrängungsmix

(Merit-Order)Referenz

Um das stark abweichende Ergebnis besser interpretieren zu können, eignet sich die Grenzkostenbetrachtung der FfE- Studie sehr gut. Sie stellt verschiedene Ertragspoten-ziale in unterschiedlichen Regionen dar (siehe Abbildung 5-2.) Hierbei spielt die globale Gesamteinstrahlung in den einzelnen Regionen eine Rolle. Weiterhin wurden die unter-schiedlichen Potenziale an Dachflächen innerhalb der Regionen (Landkreise) berück-sichtigt. Aus dieser Kurve (vgl. Abbildung 5-2 ) wird ersichtlich, dass ca. 4 Mio. t CO2/a wirtschaftlich vertretbar sind.


-50

0

50

100

150

200


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung 5-2: Verminderungskostenkurven PV-Anlagen (Dachflächen)

Eine Vergleichbarkeit des CO2-Verminderungspotenzials ist auf Grund fehlender An-gaben des Dachflächenpotenziales schwierig. Die Investitionskosten für gebäudegebun-dene Anlagen liegen bei ca. 4.000 €/kW laut /McK 07a/.

5.2.3 Gebäude-/Haushaltssektor (Haushaltsgeräte) Einen weiteren zu vergleichenden Sektor stellt der Gebäudesektor dar, in dem nicht nur Maßnahmen im Bereich Haushalte, sondern zusätzlich auch Hebel (Einzelmaßnahmen) im Bereich Gewerbe, Handel, Dienstleistung (GHD) berücksichtigt sind. In /McK 07b/ wurden hier die Steigerung der Energieeffizienz und eine Verbrauchsminderung als geeignete CO2-Verminderungshebel und -maßnahmen gesehen. Das gesamte technische Verminderungspotenzial wird mit 72 Mio. t CO2/a (2020) angegeben. Das wirtschaftliche Potenzial beträgt lt. /McK 07b/ ca. 63 Mio. t CO2/a (2020). Die für den Haushaltssektor relevanten Zahlen sind in der Tabelle 5-6 ersichtlich. Hierbei wurde sich vornehmlich auf den Vergleich von Haushaltsgeräten, Beleuchtung und Informations- und Kommunikation beschränkt. Laut /McK 07b/ sind alle betrachteten Maßnahmen wirtschaftlich, die in den Vergleich einflossen und beinhalten eine Einsparung von insgesamt ca. 8 Mio. t CO2/a. In der FfE-Studie ergibt sich das technische Einsparpotenzial zu ca. 12 Mio. t CO2/a bei den untersuchten Maßnahmen im Haushaltssektor. Das wirtschaftliche Potenzial wird mit ca. 7 Mio. t CO2/a ausgewiesen. Die durchschnittlichen Kosten wurden in der McKinsey-Studie für verschiede Maßnahmen im Haushalt untersucht. Die Kosten im Bereich Information und Kommunikation (IuK) wurden mit durchschnittlich -350 €/t angegeben. Die Kosten für weitere Einzel-Maßnahmen können aus der Tabelle 5-6 entnommen werden.


Tabelle 5-6: Vergleich der Studien im Haushaltsektor

McKinsey FfESektor Haushaltssektor Haushaltssektor

Untersuchte Maßnahmen Haushaltsgeräte (IuK, Elektrogeräte), Beleuchtung (LED,

Energiesparlampen)

Haushaltsgeräte (IuK, Elektrogeräte), Beleuchtung (LED)

technisches Potenzial Mt CO2/a ca. 8 12wirtschaftliches Potenzial Mt CO2/a ca. 8 7Durchschnittliche Kosten

(tech. Potenzial) €/t ca. 926(wirt. Potenzial) €/t ca. -244

1 W-Stand by Unterhaltungselektronik, IT & Kommunikation

€/t ca. -350

Effiziente weiße Ware €/t ca. -160Energiesparlampen €/t ca. -150LED €/t ca. -10

In /McK 07b/ wird über effiziente weiße Ware gesprochen, ohne sie näher zu definieren. Bei der Beleuchtung wurde der Marktanteil von Energiesparlampen auf 10 % bewertet. Bei der Ausweisung des CO2-Einsparpotenzials ist der Marktanteil auf 50 % zum Jahr 2020 mit einem Verhältnis von 5:1 installierter Energiesparlampen zu Glühlampen angegeben worden. Das Potenzial soll mit Hilfe verbesserter Information der Verbrau-cher über die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit erzielt werden. Das Einsparpotenzial von LED’s im Haushaltssektor wird mit einer geringen Durchdringung der Technologie bis zum Jahr 2020 und einem CO2-Einsparpotenzial von 0,1 Mio. t/a beziffert. /McK 07b/

Die Abbildung 5-3 bezieht sich auf die FfE-Studie und zeigt die kumulierten CO2 Einsparungen aller für den Vergleich untersuchten Maßnahmen (vgl. Tabelle 5-6) im Haushaltssektor. Zusätzlich wurde eine Maßnahme exemplarisch im Diagramm hervor-gehoben. Die dargestellte Einzelmaßnahme bezieht sich auf die Auswechslung des Beleuchtungsbestands im Haushalt durch LED. Die Darstellung erlaubt es, unterschied-liche Maßnahmen in Kombinationen darzustellen, hierzu müssen nicht unbedingt die Maßnahmen mit den größten Potenzialen kombiniert werden.


-1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0


Verm

eidu

ngsk

oste

n in

€/t

Gesamtpotenzial Haushatsgeräte, Beleuchtung Maßnahme LED

Abbildung 5-3: Verminderungskostenkurve am Beispiel des Haushaltssektors

5.3 Zusammenfassung und Fazit

Einige wichtige Punkte, die einen Vergleich unterschiedlicher Studien erschweren, sollen kurz dargestellt werden.

Um einen Vergleich zu ermöglichen, müssen einheitliche bzw. nachvollziehbare und vereinheitlichte Rahmenbedingungen vorherrschen. Die gewählten Rahmenbedingungen sind in einigen der betrachteten Studien nicht ersichtlich und sollen nochmals kurz zusammengetragen werden. Die Referenz der betrachteten CO2-Verminderungs-maßnahme ist von entscheidender Bedeutung für eine Vergleichbarkeit von Maßnahmen unterschiedlicher Studien (vgl. Kapitel 2.2). Der für die finanzmathematische Bewer-tung verwendete Zinssatz ist für eine betriebs- und (quasi-) volkswirtschaftliche Be-trachtung von Belang und sollte sich auf Grund unterschiedlicher Risiken und Rendite-erwartungen der Investoren in den einzelnen Sektoren unterscheiden. Im Allgemeinen werden die Sektoren in den Studien verschieden eingeteilt und führen somit zu unter-schiedlichen Gesamtpotenzialen.

Der Vergleich von Studien, welche Durchschnittskosten für die betrachteten CO2-Maß-nahmen ausweisen, ist gegenüber der an der FfE entwickelten Grenzkostenbetrachtung auf Grund der Möglichkeiten zur Fehlinterpretation von technischem und wirtschaft-lichem Potenzial nur sehr eingeschränkt möglich. Die im Vergleich auftretende Verall-gemeinerung in Form von Durchschnittskosten war notwendig, um überhaupt den Ver-gleich durchführen zu können, führt implizit zu Unstimmigkeiten/Ungenauigkeiten und ermöglicht einen nur sehr grundsätzlichen Vergleich. Durch die Grenzkostenbe-trachtung können detaillierter unterschiedliche Erträge (CO2-Potenzial) und Kosten (z.B. standortabhängig) dargestellt werden. Diese Art der Aussage ist für einen Ent-scheider deutlich nutzbarer als eine Angabe in Form von Durchschnittswerten. Die durchschnittliche Kostenangabe suggeriert, dass alle Maßnahmen gleich teuer und im Extremfall jede einzelne Maßnahme für sich wirtschaftlich wäre. Erst die Grenzkosten-betrachtung ermöglicht eine differenzierte Analyse sowie die Kombination und Abgrenzung verschiedener Maßnahmen zur CO2-Verminderung und beinhaltet deutlich mehr Aspekte dieser komplexen Betrachtungsweise.

85

6 Literaturverzeichnis

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/McK 07b/ Vahlenkamp T.: Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhaus-gasemissionen in Deutschland - Sektorperspektive Gebäude erstellt von McKinsey & Company, Inc. im Auftrag vom Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) e.V., Düsseldorf, 2007

/McK 07c/ Vahlenkamp T.: Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhaus-gasemissionen in Deutschland - Sektorperspektive Industrie erstellt von McKinsey & Company, Inc. im Auftrag vom Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) e.V., Düsseldorf, 2007

/McK 07d/ Vahlenkamp T.: Kosten und Potenziale der Vermeidung von Treibhaus-gasemissionen in Deutschland - Sektorperspektive Transport erstellt von McKinsey & Company, Inc. im Auftrag vom Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) e.V., Düsseldorf, 2007

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Teil II - Umwandlung und Industrie






G. VoglerM. Zotz

Impressum


zum Projekt:


Teil II - Umwandlung und Industrie

Auftraggeber:


Kontakt









i

Inhalt

A Der Umwandlungssektor .................................................................................... 1

1 Abgrenzung des Sektors „Umwandlung“ ......................................................................1

1.1 CO2-Emissionen und Zertifizierung ..........................................................................2 1.2 CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor.......................................4 1.3 Ermittlung eines Verdrängungsmixes.......................................................................7

2 Maßnahmen durch Neubau ...........................................................................................21

2.1 Windkraftausbau On-/Offshore...............................................................................21 2.2 Ausbau der Photovoltaik ........................................................................................36 2.3 Ausbau der KWK....................................................................................................54 2.4 Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz ........................................................................68

3 Maßnahmen im Bestand ................................................................................................87

3.1 Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen ....................................................87 3.2 Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken .............................................................97

4 Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale ...........................................105

B Der Industriesektor.......................................................................................... 107

1 Abgrenzung des Industriesektors ..............................................................................107

1.1 Endenergieeinsatz nach Energieträgern gegliedert .............................................107 1.2 CO2-Vermeidung im Industriesektor.....................................................................108

2 Analyse der Querschnittstechnologien......................................................................113

2.1 Dampf- und Heißwassererzeuger ........................................................................113 2.2 Elektrische Antriebe .............................................................................................115 2.3 Pumpen................................................................................................................122 2.4 Kälteerzeugung ....................................................................................................127 2.5 Elektrische Beleuchtung.......................................................................................130 2.6 Druckluftbereitstellung..........................................................................................136

3 Wechselwirkungen und Maßnahmenpakete ..............................................................145

4 Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale ...........................................147

4.1 Transaktionskosten ..............................................................................................148 4.2 Umsetzungshemmnisse .......................................................................................149 4.3 Resümee..............................................................................................................150

C Literaturverzeichnis ........................................................................................ 153

1

CO2-Verminderung in Deutschland Teil II – Umwandlung und Industrie

Der zweite Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die detail-lierte Herleitung der Potenziale für die Sektoren „Umwandlung“ und „Industrie“.

Die Entwicklung der Methodik sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten Rahmenbedingungen ist in Teil I der Studie nachzulesen. Ergebnisse zu „Haushalten“ und „Gewerbe-Handel-Dienstleistung“ finden sich in Teil III der vorliegenden Studie.

A Der Umwandlungssektor

1 Abgrenzung des Sektors „Umwandlung“ Der Umwandlungssektor gliedert sich in zwei Bereiche, in den Kraftwerkssektor und in den Veredelungssektor (vgl. Abbildung A-1). Seine Aufgabe ist die Umwandlung von Primärenergieträgern über eine Kette von Umwandlungsschritten zu Endenergie, die beim Verbraucher weiter genutzt wird.

Primärenergie Infrastruktur/Transport Umwandlung Infrastruktur/Transport Endverbrauch

Kohleimport

Kohleförderung

Transport/ Verteilung

Industrie

Haushalte

Verkehr

GHD

Veredelung

Kraftwerke

Gasnetz


Transport/ Verteilung Uranimport

Erdölförderung

Erdölimport

Erdgasförderung

Erdgasimport

Stromimport

Stromnetz


Strom Erdgas Kohle Erdöl Uran

Abbildung A-1: Umwandlungskette im Umwandlungssektor

Im Veredelungssektor entstehen in Raffinerien und Kokereien neben Kraftstoffen auch andere Mineralöl- und Kohleprodukte. Dieser Bereich wandelt die Rohstoffe in erster Linie stofflich um, was sich auch in sehr geringen Verlusten widerspiegelt. Zusätzlich werden in den Konversionsanlagen des Veredelungssektors Primärenergieträger zu

2 Der Umwandlungssektor

nichtenergetischen Endprodukten, wie z.B. Bitumen, Schmierstoffen, oder Chemie-produkten umgewandelt.

Im Kraftwerkssektor dagegen findet eine energetische Umwandlung der Primärenergie-träger in die Endenergieträger Strom und/oder Wärme statt. Die energetische Um-wandlung ist mit größeren Verlusten behaftet, als die reine stoffliche Konversion. Auf-grund dieser Tatsache und der dominierenden Rolle der Elektrizitätswirtschaft im ge-samten Umwandlungssektor, sind die größten CO2-Einsparpotenziale im Bereich „Kraftwerke“ zu erwarten.

1.1 CO2-Emissionen und Zertifizierung Das so genannte Kyoto-Protokoll /KYO 05/ ist ein internationales Abkommen der UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change). Es schreibt ver-bindliche Ziele für die Reduktion der Treibhausgase Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Lachgas (N2O), teilhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (H-FKW/HFC), perfluorierte Kohlenwasserstoffe (FKW/PFC) und Schwefelhexafluorid (SF6) fest. Für eine einheitliche Vergleichbarkeit werden die Emissionen in CO2-Äquivalente – bezogen auf eine Verweil-zeit in der Atmosphäre von 100 Jahren – umgerechnet und geben somit das Treibhaus-potenzial an. Die Umrechnungsfaktoren für die einzelnen Treibhausgase sind in Tabelle A-1 dargestellt.

Tabelle A-1: Treibhausgaspotenzial1 ausgewählter Klimagase /UNFCCC/

Treibhausgas Verweilzeit Global Warming Potenzial bezogen auf

Jahre 20 Jahre 100 Jahre 500 Jahre

CO2 Unterschiedlich 1 1 1 CH4 12±3 56 21 6,5 N2O 120 280 310 170

CHF3 264 9.100 11.700 9.800 CF4 50.000 4.400 6.500 10.000 SF6 3.200 16.300 23.900 34.900

Das Protokoll wurde in Kyoto 1997 verabschiedet und trat am 16. Februar 2005 in Kraft, 90 Tage nachdem es von 55 Staaten, die mehr als 55 % der weltweiten CO2-Emissionen (bezogen auf 1990) erzeugen, ratifiziert wurde.

Nicht alle Vertragspartner wurden dazu verpflichtet, CO2-Emissionen zu reduzieren. Vielmehr wurde einigen zugestanden - gemäß ihrer wirtschaftlichen Entwicklungsmög-lichkeiten - die gleiche Menge, oder sogar mehr CO2 als 1990 zu emittieren.

In Europa wurde bereits am 9./10. Dezember 2002, also vor der Ratifizierung des Kyoto-Protokolls, vom Rat der EU-Umweltminister die Einführung eines Zertifikatesystems für den Handel mit CO2-Zertifikaten ab 2005 beschlossen. Dadurch soll möglichst kos-tengünstig die Minderung von Treibhausgasen laut Kyoto-Protokoll erreicht werden, die im Durchschnitt der Jahre 2008-2012 gegenüber 1990 für die EU 8 % und für Deutsch-land 21 % betragen soll.

1 Das Treibhauspotenzial (Global Warming Potenzial. Greenhouse Warming Potenzial oder GWP) gibt an, um welchen

Faktor - bezogen auf die gleiche Menge CO2 - das jeweils betrachtete Treibhausgas zum Treibhauseffekt beiträgt.

Abgrenzung des Sektors „Umwandlung“ 3

Für die Zuteilung der Zertifikate wurden in den europäischen Ländern nationale Alloka-tionspläne erstellt. Diese legen die Gesamtemissionen für die zwei Zuteilungsperioden 2005 bis 2007 und 2008 bis 2012 fest, wobei die zugeteilte Menge an Zertifikaten ab-nimmt. Durch das Zertifikatesystem wird eine Monetarisierung der Treibhausgase vor-genommen. So soll eine Internalisierung der externen Kosten, nämlich der Kosten des Klimawandels, erreicht werden. Der Handel mit Zertifikaten stellt aus volkswirtschaft-licher Sicht zudem durch die Kostenumwälzung eine einfache Möglichkeit dar, eine Optimierung innerhalb des Systems zu erreichen. Die Idee dahinter ist es, einfach und wirtschaftlich günstig erschließbare Potenziale zuerst zu heben und dadurch frei wer-dende Zertifikate an Betriebe zu geben, die die Minderungsziele schwerer (oder gar nicht) erreichen können. Damit würde keine Benachteiligung oder Bevorzugung unter den Teilnehmern des Handels entstehen. Die Reduzierungen würden dort durchgeführt, wo sie am günstigsten zu realisieren sind.

Eine Verzerrung ergibt sich nun dadurch, dass nicht alle Emittenten von Treibhaus-gasen am Zertifikatehandel teilnehmen.

Abbildung A-2 zeigt die Entwicklung der Treibhausgasemissionen der letzten Jahre für die einzelnen Emittentengruppen. Die energiebedingten Emissionen – hierbei sind neben der Stromerzeugung beispielsweise auch die Gebäudeheizungen erfasst – nehmen demnach etwa 85 % der Gesamtemissionen ein. Auch das Kyotoziel umfasst die Emissi-onen aller Bereiche. Vom Zertifikatehandel betroffen ist jedoch nur der Teil der Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 20 MWthermisch (in der Abbildung rot darge-stellt). Dadurch sind lediglich etwa 50 % der CO2-Emissionen von der Zertifizierung be-troffen. Nur durch die Regulierung dieses Anteils wird Einfluss auf die Zielerreichung genommen.

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

-2007

THG

-Em

issi

onen

in M

t/a

Energie Industrieprozesse Lösungsmittel

Landwirtschaft Landnutzungsänderungund Forstwirtschaft

Müll

Zertifizierte COÌ-Emissionen Kyoto-Ziel

Ziel

Abbildung A-2: Treibhausgasemissionen nach Bereichen /BMWI 07a/, /DEHSt/, /KYO 05/


1.2 CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor Bei CO2-Verminderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor handelt es sich um ange-botsseitige Maßnahmen. Besser wäre es zweifellos, zunächst nachfrageseitige Effizienz-maßnahmen durchzuführen und somit den Strom- oder Wärmebedarf zu senken.

Am Beispiel der Lichtbereitstellung sei hier kurz ein Gedankenexperiment durchge-führt. Abbildung A-3 zeigt die Bereitstellungskette für Licht, von der Kohle in der Lagerstätte angefangen über die Kraftwerke, die Verteilung und letztlich die Umwand-lung zur Nutzenergie (Lichtausbeute). So ist für die Bereitstellung von einer MWh Licht ein gesamter Energieeinsatz von 58 MWh Primärenergie notwendig.

Die Verbesserung des durchschnittlichen Kraftwerksnutzungsgrades um einen Prozent-punkt von 39 % auf 40 % führt zu einer Primärenergieeinsparung von etwa 1,5 MWh bei gleicher Lichtausbeute. Wird jedoch die Effizienz der Beleuchtungstechnik um einen Prozentpunkt von 5 % auf 6 % erhöht, so steigt die primärenergetische Einsparung auf etwa 10 MWh und damit entsprechend auch die CO2-Einsparung.

Abbildung A-3: Bereitstellungskette für Licht

Kraftwerke werden aufgrund ökonomischer Überlegungen der Betreiber mit optimalen Wirkungsgraden gebaut. Eine Steigerung derselben ist daher nur mit hohem techni-schen und damit auch monetären Aufwand zu erreichen. Eine Verbesserung der Be-leuchtungswirkungsgrade ist hingegen oft ohnehin aus rein wirtschaftlicher Sicht rentabel, wie der Lampentausch von Glühbirnen durch Energiesparlampen zeigt.

Dennoch gibt es auch im Umwandlungssektor Maßnahmen, die eine Reduktion der CO2-Emissionen erwarten lassen und die in der öffentlichen Diskussion stehen.

1.2.1 Strukturierung der Maßnahmen im Umwandlungssektor Wie in den anderen Bereichen, kann auch im Umwandlungssektor die Reduzierung von CO2-Emissionen entweder durch eine bessere Energieausnutzung oder durch einen Wechsel des Energieträgers geschehen. Zusätzlich wären Verfahren denkbar, die nicht den Ausstoß von CO2 verringern, sondern das CO2 lediglich abtrennen und separat


deponieren, um es der Atmosphäre zu entziehen. Letztlich ist das abgetrennte Kohlendi-oxid allerdings, ebenso wie die abgebrannten Brennelemente eines Kernkraftwerks, weiterhin als Emission in die Biosphäre zu betrachten.

In Abbildung A-4 ist eine Übersicht zu Maßnahmen im Umwandlungssektor darge-stellt. Maßnahmen können entweder im Bestand durchgeführt werden, oder ein Neubau führt zu einer Reduzierung der Gesamtemissionen. Eine bessere Energieausnutzung kann durch eine Nutzungsgradverbesserung im Bestand beispielsweise aufgrund von Sanierungs- und Modernisierungsmaßnahmen geschehen. Aber auch durch den Neubau einer effizienteren Anlage wird sich die gesamte Energieausnutzung verbessern. Eine weitere Möglichkeit ist die bessere Ausnutzung von Exergieströmen, die sonst ungenutzt z.B. als Abwärme an die Umgebung abgegeben würden. Zu dieser Art der rationellen Energieverwendung zählt u.a. die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), aber bspw. auch eine geeignete Prozessführung in Raffinerien.

Auch der Wechsel von kohlenstoffreichen hin zu wasserstoffreichen Energieträgern bringt i.d.R. eine Verminderung der CO2-Emissionen mit sich. Ein häufig vorkommender Fall ist im Umwandlungssektor beispielsweise der Umstieg von Kohle- auf GuD-Kraft-werke, der den Energieträgerwechsel mit einer Wirkungsgradsteigerung kombiniert.

Regenerative Energieträger emittieren an ihrem Verwendungsort kein CO2 bzw. ledig-lich so viel, wie sie im Falle der Biomasse in ihrer Wachstumsphase gebunden haben. Bei einer nachhaltigen Bewirtschaftung wird nur die Menge an Biomasse geerntet, die auch nachwächst.

• CO2-Abtrennung• Brennstoffe mit hohem H/C-Verhältnis

• Regenerative Energieträger

• Verbesserung der Wirkungs-grade

• Energierück-gewinnung

Allgemein

• Nachrüstung von Komponenten zur CO2-Sequestrierung

• Biomassezu-feuerung

• Vorschaltgas-turbinen

• …

• Sanierung• Verbesserung

der Prozess-führung

• …

Bestand

• Neue Kraftwerke mit CO2-Sequestrierung

• GuD-Anlagen• Windparks• PV-Anlagen• …

• Effiziente Kraftwerke

• KWK-Anlagen• …

Neubau

Nachgeschaltete Maßnahmen

Wechsel des Energieträgers

Bessere Energieaus-

nutzung

• CO2-Abtrennung• Brennstoffe mit hohem H/C-Verhältnis

• Regenerative Energieträger

• Verbesserung der Wirkungs-grade

• Energierück-gewinnung

Allgemein

• Nachrüstung von Komponenten zur CO2-Sequestrierung

• Biomassezu-feuerung

• Vorschaltgas-turbinen

• …

• Sanierung• Verbesserung

der Prozess-führung

• …

Bestand

• Neue Kraftwerke mit CO2-Sequestrierung

• GuD-Anlagen• Windparks• PV-Anlagen• …

• Effiziente Kraftwerke

• KWK-Anlagen• …

Neubau

Nachgeschaltete Maßnahmen

Wechsel des Energieträgers

Bessere Energieaus-

nutzung

Abbildung A-4: Einteilung von Maßnahmen im Sektor „Umwandlung“

1.2.2 Auswahl von Maßnahmen Grundsätzlich können Maßnahmen zur Reduzierung der CO2-Emissionen in unter-schiedlichen Detaillierungsgraden betrachtet werden. Am Beispiel der relativ abstrakten


Maßnahme „Stromerzeugung mit Hilfe regenerativer Energien“ ist dies in Abbildung A-5 dargestellt. Unter regenerativen Energien ist eine Vielzahl an Technolo-gien (PV, Windkraft, Biomassenutzung, etc.) zusammengefasst, so dass eine Bearbeitung auf dieser Ebene keine brauchbaren Ergebnisse liefert. Nach rechts nimmt die Detaillie-rung der Betrachtungsebene bis hinunter zur Prozessebene der Verbrennung immer weiter zu. Eine Optimierung der Verbrennung einer einzelnen Anlage ist möglich und oft sinnvoll. Eine Potenzialermittlung auf dieser Basis ist hingegen nur mit sehr viel Aufwand durchzuführen, da für jede Anlage im Bestand und jede neu zu bauende Anlage diese Informationen zu den Prozessen bekannt sein müssten. Eine Bearbeitung auf dieser Stufe könnte allenfalls beispielhaft erfolgen und ist für die angestrebte System-analyse ebenfalls nicht sinnvoll, da zu aufwändig.

Detaillierungsgrad

abstrakt detailliert

StromausREG

StromausREG

StromausBiomasse

StromausBiomasse

Holzheiz-kraftwerke

Holzheiz-kraftwerke

ORC-Prozess

ORC-Prozess

Rost-Feuerung

Rost-Feuerung

Verfahren zurVerbrennungs-optimierung

Verfahren zurVerbrennungs-optimierung

sehr detailliert

sehr aufwändigbeispielhaft

sinnvolle Informationstiefefür eine Systembetrachtung

sehr allgemein

Bearbeitbarkeit/Aussagekraft

Abbildung A-5: Zielkonflikt Bearbeitbarkeit vs. Detaillierungsgrad bei der Festlegung von CO2-Minderungsmaßnahmen

Die Bearbeitbarkeit ist also abhängig von der Möglichkeit, Informationen in der not-wendigen Detailtiefe zu bekommen. Das ist insbesondere bei der Projektion auf das Gesamtsystem - und damit alle bestehenden Anlagen - von ausschlaggebender Bedeu-tung für die Auswahl möglicher, analysierbarer Maßnahmen.

Die Maßnahmen müssen daher so formuliert werden, dass sie in guter Detaillierung bearbeitbar sind, und gleichzeitig sinnvolle Aussagen zu CO2-Verminderungs-Potenzia-len generiert werden können.

1.2.3 Betrachtete Maßnahmen Für den Umwandlungssektor wurden vier Neubaumaßnahmen und zwei im Bestand durchzuführende Maßnahmen ausgewählt. Es sollen folgende Maßnahmen nach der ent-wickelten Methodik auf ihr Potenzial hin untersucht werden (Tabelle A-2). Auf die Untersuchung der vieldiskutierten CO2-Abscheidung wurde verzichtet, da diese Tech-nologie derzeit noch nicht verfügbar ist und auch die rechtliche Einordnung dieser Maßnahme nicht geklärt ist.


Tabelle A-2: Betrachtete CO2-Minderungsmaßnahmen im Umwandlungssektor

Maßnahmen durch Neubau Maßnahmen im Bestand

Ausbau von Windkraft On-/Offshore Ersatz alter Kohlekraftwerke

Ausbau der Photovoltaik Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken

Ausbau der KWK

Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz

Eine Einschränkung des wirtschaftlichen Potenzials zum praktischen Potenzial ergibt sich aus der notwendigen Zeitdauer, bis eine Maßnahme tatsächlich umgesetzt wird bzw. umgesetzt werden kann. Abbildung A-6 zeigt eine Auswahl von Einflussfaktoren auf die zeitliche Erschließbarkeit des Potenzials über die gesamte Herstellungskette.

Bereits bei Planung- und Genehmigungsverfahren kann es zu zeitlichen Verschlep-pungen kommen – insbesondere da diese beiden Punkte oftmals rekursiv verknüpft sind. Der Bau von Anlagen im Umwandlungssektor betrifft nicht nur die Bauwerke sowie Maschinen- und Anlagentechnik, sondern auch die vor- bzw. nachgelagerte Infrastruk-tur, wie Netze, Ausgleichsflächen oder Anlieferungswege. Beispiele für beschränkende Produktionskapazitäten finden sich etwa bei der PV-Zellenherstellung, wo die Konkur-renz zum Reinsiliziumbedarf bei der Chipproduktion für Engpässe sorgt. Einen großen Einfluss auf die Erschließbarkeit von wirtschaftlichen Potenzialen hat auch die Liquidi-tät der Investoren. Nicht verfügbares Startkapital kann ggf. sogar dazu führen, dass insgesamt unwirtschaftlichere Maßnahmen realisiert werden, nur weil die Investitions-kosten der wirtschaftlich günstigeren Maßnahme höher sind.

Planung Genehmigung Bau

Bauwerke Maschinen und Anlagentechnik

Vor-/nachgelagerteInfrastruktur

• Bauzeit für Gebäude• Kapazität der

Bauunternehmen• Verfügbarkeit der

Werkstoffe• Liquidität• …

• Bauzeit• Produktionskapazität• Inbetriebnahmezeit• Liquidität• …

• Planung/Genehmigung• Bauzeit• Verfügbarkeit des

Materials• Liquidität• …

Abbildung A-6: Einflussfaktoren auf die zeitliche Erschließbarkeit des Potenzials

1.3 Ermittlung eines Verdrängungsmixes Nicht strompreisgeführte Stromerzeugungsanlagen, wie KWK, Windkraft und Photovol-taik, speisen gemäß ihrer eigenen Erzeugungscharakteristika ein. Sie werden deshalb auch oft „must-run“-Kraftwerke genannt. Sie verdrängen nicht die durchschnittliche


Erzeugung des deutschen Strommix, sondern den spezifischen Mix der Zeiten, an denen eine Einspeisung stattfindet. So wird Photovoltaik nie nachts Stromerzeugung ersetzen, sondern üblicherweise einen Teil der mittäglichen Last decken.

1.3.1 Methodisches Vorgehen In der 2005 an der FfE erstellten Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurden zur Ausweisung der CO2-Ein-sparungen durch KWK Referenzsysteme für die ungekoppelte Erzeugung definiert. Das Referenzsystem für die Stromerzeugung wurde mit Hilfe eines Verdrängungsmixes bestimmt. Im Rahmen einer Kurzstudie für den VDEW wurde diese Methode nochmals überarbeitet und verbessert /ROO 06/. Durch diese Arbeiten ist es möglich, Referenzsys-teme für ein bestimmtes Jahr auszuweisen.

Die Methodik zur Ermittlung des Verdrängungsmixes kann nicht allein für KWK-Anlagen, sondern für unterschiedliche Technologien mit nicht veränderbaren, elektri-schen Erzeugungsgang angewandt werden und ist in Abbildung A-7 dargestellt.

Kraftwerkseinsatznach Energieträgern

1h-Auflösung

Jahreslastgang der zu untersuchenden Technologie in

1h-Auflösung

Verdrängung von:Strom aus Kraftwerks-MixBerechnung 1h-Auflösung

Jahreslastgang1h-Auflösung

Mittwochsbilanzenvertikale Netzlast

Kennzahlen

Verdrängter Brennstoffmix

mittlere Nutzungsgrade (brennstoffspezifisch)

Netto-Stromerzeugung

nach Energieträger

UnterschiedlicheMethoden

Abbildung A-7: Methodik zur Ermittlung des verdrängten Brennstoffmixes durch KWK

Der linke Ast zeigt die Erstellung eines Jahreslastganges in 1h-Auflösung. Auf Basis statistischer Daten werden Kennzahlen gebildet, die diesem Lastgang einen Kraft-werkseinsatz zuordnen. Die Lastgänge für den Ausbau der „must-run“-Anlagen werden nach unterschiedlichen Methoden generiert, die in den entsprechenden Kapiteln kurz vorgestellt werden. Diese zusätzliche Erzeugung verdrängt dann gemäß einer Merit-Order Brennstoffeinsatz und Emissionen im bestehenden Kraftwerkspark.

In den folgenden Kapiteln sei die Ermittlung des Kraftwerkseinsatzes nach Energieträ-gern in 1 h-Auflösung dargestellt.


1.3.2 Verfügbare statistische Informationen Zur Berechnung des Jahreslastganges stehen mehrere statistische Informationen zur Verfügung:

• Vertikale Netzlast der vier ÜNB (/ÜNB 07/): „(…) die vorzeichenrichtige Summe aller Übergaben aus dem Übertragungsnetz über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen zu Verteilungsnetzen und Endverbrauchern.“

• Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung (/VDN 07a/, /UCTE 05/): Netzbelastung gemäß der Vereinbarung der UCTE für jeden dritten Mittwoch im Monat als Viertelstundenwert von 11:00 Uhr bis 11:15 Uhr

• Leistung und Belastung der Kraftwerke (/VIK 07/, /STB 08/): Netzeinspeisung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten Mittwoch im Monat in Stundenwerten nach Energieträgern

• Nettoerzeugung inkl. KWK (/STB 08/): Jahreserzeugung der einzelnen Kraftwerke (inkl. KWK) in monatlicher Auflösung nach einzelnen Energieträgern

• Windenergieeinspeisung (/ÜNB 07/): Stromerzeugung aus Windkraft ab 2006 aufgeteilt nach den einzelnen Regelzonen.

Abbildung A-8 zeigt schematisch die verschiedenen Netz- und Verbrauchsebenen und farblich hervorgehoben die verschiedenen veröffentlichten Lasten bzw. Leistungsflüsse zur leichteren Abgrenzung der Begrifflichkeiten.

ÜNB 2

Verteilnetze

220/380 kV

NetzeinspeisungVertikale NetzlastMittwochsbilanzen

ÜNB 3 ÜNB 1

Kraft-werke

Kraft-werke

Industrie

Ver-braucher

ÜNB 2

Verteilnetze

220/380 kV

NetzeinspeisungVertikale NetzlastMittwochsbilanzen

ÜNB 3 ÜNB 3 ÜNB 1

Kraft-werke

Kraft-werke

Industrie

Ver-braucher

Abbildung A-8: Abgrenzung der Begrifflichkeiten

Die von den 4 ÜNB veröffentlichte Netzeinspeisung beinhaltet alle Zuflüsse in das jeweilige Höchstspannungsnetz. Da auch Durchleitungen durch die Netze möglich sind, kann die Summe der vier Netzeinspeisungen mehr Erzeugung abbilden, als in der Realität vorhanden ist.

Die vertikale Netzlast ist, wie oben beschrieben, die stundenscharfe Summe der Zu- und Abflüsse aus bzw. in niedrigere Netzebenen und direkt angeschlossene große Industrie-betriebe. Die vertikale Netzlast kann negativ werden, wenn mehr aus den unteren Netz-ebenen ins Übertragungsnetz zurückgespeist wird, als die direkt angeschlossenen Verbraucher benötigen. Der Überschuss wird in einem der anderen Übertragungsnetze verbraucht oder ins Ausland exportiert. Die stundenexakte Summierung der vier


vertikalen Netzlasten bildet ein Maß für die Lastcharakteristik der Verbraucher. Ein Teil der Verbraucherlast wird jedoch direkt durch Erzeugung in den Verteilnetzen gedeckt. Daher bildet die Jahressumme der vertikalen Netzlast nicht den gesamten Stromverbrauch ab.

Die Mittwochsbilanzen werden vom statistischen Bundesamt /STB 08/ und dem Verband der industriellen Kraftwirtschaft /VIK 07/ veröffentlicht. Sie geben die Netzeinspeisung der Kraftwerke der allgemeinen Versorgung für jeden dritten Mittwoch im Monat in Stundenwerten nach Energieträgern an. Damit repräsentieren sie die tatsächliche Lastsitutation besser, als die vertikale Netzlast, der die Kraftwerke der unteren Netz-ebenen fehlen. Kraftwerke, die nicht der allgemeinen Versorgung angehören, wie bei-spielsweise Windkraftanlagen, sind allerdings in den Mittwochsbilanzen nicht ent-halten.

1.3.3 Erzeugung des Jahreslastgangs

Vorgehensweise Im Folgenden soll die Vorgehensweise zur Erzeugung eines Jahreslastganges der Erzeu-gung der allgemeinen Versorgung und des elektrischen Verbrauchs für 2005 aus den verfügbaren statistischen Daten erläutert werden.

Die Integration der vertikalen Netzlast über das Jahr 2005 ergibt eine Jahreserzeugung von 365,5 TWh. Dieser Wert liegt leicht unter dem der Vorjahre (z. B. 2003: 377 TWh). Insbesondere im Vergleich zum Stromverbrauch zeigt sich, dass dies auf die verstärkte Einspeisung in untere Netzebenen durch den Ausbau der regenerativen Energien zurückzuführen ist. Die vergütete Windstromerzeugung und damit die eingespeiste Windstrommenge betrug 2005 27,2 TWh /VDN 07b/. Die Nettostromerzeugung der allgemeinen Versorgung ergab sich 2005 zu 497,7 TWh /STB 08/. Sowohl in der vertika-len Netzlast, als auch der Leistungsbilanz der allgemeinen Versorgung jeweils am dritten Mittwoch eines Monats, ist die Windstromerzeugung nur indirekt enthalten. Die Erzeugung der allgemeinen Versorgung ist beispielsweise zu den Zeitpunkten niedriger, an denen ein größerer Teil der Last durch Wind gedeckt wird.

Es muss nun ein Weg gefunden werden, die vertikale Netzlast so in ein Profil umzu-rechnen, dass die berechneten Werte den tatsächlichen Werten, sowohl der Erzeu-gungsmenge als auch der Charakteristik inkl. der Jahreshöchstlast, angeglichen werden. Dabei ist darauf zu achten, dass für die Entwicklung einer Methodik zur Substi-tution konventioneller Kraftwerksleistung durch KWK sowohl die Lastspitzen, als auch die Lasttäler nicht verzerrt sein sollten. Im Hinblick auf die Kenntnis des Lastverlaufs der dritten Mittwoche eines Monates, sollten auch dessen Stundenwerte auf der resul-tierenden Lastkurve zu finden sein.

In Abbildung A-9 ist exemplarisch die Charakteristik der vertikalen Netzlast im Vergleich zur Charakteristik der Mittwochsbilanz im Tagesverlauf des Septemberwertes 2005 aufgezeichnet.

Die vertikale Netzlast zeigt tagsüber lediglich geringe Abweichungen zu den Mittwochs-bilanzen. Die Erzeugung zu Tagesbeginn und in den Nachtstunden wird allerdings unterschätzt. Diese ist – wie einleitend beschrieben – vornehmlich durch die Einspei-sung von regenerativen Energien und dezentrale Erzeugungsanlagen (z. B. KWK-Anla-


gen von Stadtwerken) in untere Netzebenen charakterisiert und wird durch die vertikale Netzlast nicht abgebildet.

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%110%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Vertikale NetzlastMittwochsbilanz

Abbildung A-9: Vergleich der Charakteristik von vertikaler Netzlast und Mittwochsbi-lanz im September 2005

Die Umrechnung der vertikalen Netzlast auf die durch den bestehenden Kraftwerkspark gedeckte Verbraucherlast kann auf mehrere Arten erreicht werden:

• Skalierung des Lastganges mit einem Faktor • Addition eines Korrektursockels • Addition einer Ausgleichsfunktion

Im Folgenden sollen kurz diese Verfahren gegenübergestellt werden.

Skalierung mit einem festen Faktor Eine einfache Möglichkeit, die gewünschte Erzeugungsmenge nachzubilden, ist die Korrektur der vertikalen Netzlast mit einem Faktor. Dieser wird aus der Jahreserzeu-gung gebildet, die den Verbrauch repräsentiert, bezogen auf die Erzeugung, die durch die vertikale Netzlast abgebildet wird. Für das betrachtete Jahr 2005 ist dieser Faktor 1,34 (siehe Erzeugungsmengen oben). Die einzelnen Punkte der Lastkurve werden also jeweils um 34 Prozent angehoben. Das führt dazu, dass die Spitzen stärker erhöht werden, als die Täler. Es konnte nachgewiesen werden, dass die Jahreserzeugungs-menge mit den Energiebilanzen übereinstimmt, aber die Leistungscharakteristik verzerrt wird.

Addition eines Korrektursockels Der Fehlbetrag kann auch als Band konstanter Leistung zur Kurve der vertikalen Netzlast addiert werden. Im Jahr 2005 wurden so durchschnittlich pro Stunde 15 GWh (inkl. Wind) mehr erzeugt, als die vertikale Netzlast vorgibt. Die Addition des konstan-ten Sockelbetrages bewirkt eine Parallelverschiebung der vertikalen Netzlast. Auch bei


dieser Methode wird der Lastverlauf der Mittwochsbilanzen nicht erreicht, aber die Erzeugungsmenge stimmt mit der Vorgabe überein.

Addition einer Ausgleichsfunktion Um die festen Lastpunkte durch die Addition einer Ausgleichsfunktion zu erreichen, darf dieses Lastband nicht konstant sein. Die einzelnen Punkte der vertikalen Netzlast werden dazu um den jeweiligen Fehlbetrag verschoben. Gleichzeitig müssen auch die angrenzenden Punkte verschoben werden, um keine Sprünge im Lastverlauf zu erhal-ten.

Abbildung A-10 zeigt die absolute Abweichung der vertikalen Netzlast von der Mitt-wochsbilanz als fehlende Leistung. Die roten Punkte sind dabei die Stützpunkte der Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung /UCTE 05/. Am dritten Januarmitt-woch um 11:00 Uhr liegt die vertikale Netzlast beispielsweise um ca. 14 GW unter dem tatsächlichen Wert, während im Juni die Abweichung lediglich knapp -7 GW beträgt. Das ist u.a. darauf zurückzuführen, dass die Verbraucherlast im Sommer niedriger ist als im Winter und gleichzeitig ein großer Deckungsanteil durch dezentrale Erzeugung besteht.

Ein Verfahren zur harmonischen, stetigen Verbindung von bekannten Stützpunkten ist die Anwendung von Splines. Das sind Polynome n-ten Grades, die so zwischen die Punkte gelegt werden, dass die Ableitung der Funktionen links und rechts der Stütz-punkte gleich ist. In Abbildung A-10 ist dies exemplarisch für die 11-Uhr-Werte gezeigt.

-20

-18

-16

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

00 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jahresstunden

nich

t abg

ebild

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Leis

tung

in G

W

Abbildung A-10: Abweichung der vertikalen Netzlast von der tatsächlichen Erzeugung der allgemeinen Versorgung


Die Streuung der Abweichung an den einzelnen Tagen ist relativ groß, mit bis zu 5 GW im Oktober. Aus diesem Grund reicht es nicht aus, eine einzelne Korrekturfunktion zu erstellen. Vielmehr sollte eine Korrekturfunktion für jede Stunde berechnet werden. Abbildung A-11 zeigt im Rasterdiagramm (engl.: carpet-plot) die Ergebnisse einer der-artigen Splines-Berechnung für 2005. Dabei sind die einzelnen Tage auf der Abszisse und die einzelnen Stunden des Tages auf der Ordinate aufgetragen. Der jeweilige Wert ist farblich codiert dargestellt, hohe Werte in violett und niedrige Werte in blau. Diese Form der Darstellung ermöglicht ein schnelles visuelles Erfassen von großen Datenmen-gen. Als Startwert für die Splines wurde der Dezemberwert für 2004 und als Endwert der Januarwert für 2006 gewählt, so dass insgesamt mit den dritten Mittwochen jeden Monats in 2005 14 Stütztage á 24 h und damit 336 Stützwerte für eine Korrektur zur Verfügung stehen. Auch hier ist analog zu Abbildung A-10 die stark jahreszeitabhängige Abweichung der vertikalen Netzlast von den Mittwochsbilanzen zu erkennen. Gleichzei-tig sieht man die unterschiedlichen Korrekturfunktionen für die einzelnen Stunden des Jahres.

Abbildung A-11: Rasterdiagramm der Korrektursplines zur Korrektur der vertikalen Netzlast 2005 für 24 Stunden an 14 Stützwerten

Windstromeinspeisung 2005 Wie oben beschrieben, ist in den Mittwochsbilanzen nur die Erzeugung der allgemeinen Versorgung abgebildet und die Windstromeinspeisung daher nicht enthalten. Auch nach der Korrektur der vertikalen Netzlast wird somit die Stromerzeugung aus Wind nicht abgebildet. Für die Verdrängung der Stromerzeugung durch KWK reicht diese Betrach-tungsweise aus, da Wind immer einspeist und somit als nicht verdrängbar eingestuft ist. Für die Frage nach der Substitution von installierter Anlagenleistung muss allerdings auch der Leistungsgang des Windstroms berücksichtigt werden.

Von den vier ÜNB wird erst ab 2006 die Windstromeinspeisung vollständig veröffent-licht. 2005 liegen lediglich von Vattenfall Daten vor. Daher wird zunächst geprüft, ob die

MW


Charakteristik der Windstromerzeugung des Netzgebietes von Vattenfall auf die ge-samte Windstromeinspeisung übertragen werden kann.

Abbildung A-12 zeigt für 2006 die Anteile der Windstromerzeugung in den vier Über-tragungsnetzgebieten. Insgesamt wurden 2006 etwa 30,5 TWh Windstrom erzeugt. Davon wurden 42,5 % im nordwestdeutschen Raum ins E.ON-Netz eingespeist. Etwa 37,5 % des erzeugten Windstromes fiel im Netzgebiet von Vattenfall an. Die Einspeisung ins RWE-Netz betrug 18,6 %. Wegen der benachteiligten Lage bezüglich Windstromer-zeugung im Binnenland wurden im EnBW-Netzgebiet lediglich 1,3 % der Windstrom-menge des Jahres 2006 erzeugt.

Vattenfall37,53%

EON42,50%RWE

18,64%

EnBW1,33%

Gesamt:ca. 30,5 TWh

Abbildung A-12: Erzeugungsanteile der Windkrafteinspeisung in die vier Übertragungsnetze 2006 /ÜNB 07/

Aufgrund der Erzeugungsanteile dominieren die Einspeisungscharakteristika der Wind-stromerzeugung im Vattenfall- und im E.ON-Netzgebiet den Leistungsgang der gesamten Stromerzeugung aus Wind.

In Abbildung A-13 sind drei 5-Tagesblöcke der Windstromerzeugung in den vier Netz-gebieten der Gesamterzeugung gegenübergestellt. Die einzelnen Leistungsgänge wurden dazu mit ihrer jeweiligen mittleren Leistung normiert, um über die relative Darstellung die Charakteristik vergleichen zu können.

Die Dominanz der Erzeugung im E.ON und Vattenfall-Netz bestätigt sich. Während die Erzeugung im Binnenland zum Teil nicht mit dem Gesamtleistungsgang korreliert oder stark zeitverzögert stattfindet, verschiebt sich die Windstromeinspeisung in den beiden Gebieten mit einem hohen Küstenanteil lediglich um einige Stunden. Die Charakteristik der Windeinspeisung ins Vattenfall-Netz stimmt jedoch meist sehr gut mit der Gesamt-erzeugung überein.


0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

500%

864 888 912 936 960 984

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

2952 2976 3000 3024 3048 3072

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

0%

100%

200%

300%

400%

500%

8232 8256 8280 8304 8328 8352

EnBW EON RWE

Vattenfall Summe

Abbildung A-13: Vergleich der Charakteristik der Windeinspeisung in die verschiedenen Übertragungsnetze an drei 5-Tagesblöcken im Jahr 2006 /ÜNB 07/


Für die weitere Berechnung wird die Windstromeinspeisung ins Netzgebiet von Vattenfall als charakteristisch für die gesamte Erzeugung angesehen. Das Integral des von Vattenfall veröffentlichten Leistungsganges aus dem Jahr 2005 wurde daher zu-nächst normiert und mit 27,2 TWh skaliert. Das Ergebnis gibt den Leistungsgang der gesamten Windstromeinspeisung 2005 wieder (Abbildung A-14).

2

4

6

8

10

12

14

16

1.1 31.1 2.3 1.4 1.5 31

.530

.630

.729

.828

.928

.1027

.1127

.12

Jahresstunden 2005

Win

dein

spei

sung

in G

W

Abbildung A-14: Synthetisierter Leistungsgang der Windstromeinspeisung 2005

Ergebnis der Lastgangsynthese Abbildung A-15 zeigt den mit Hilfe von Splines ermittelten Verbraucherlastgang für das Jahr 2005 als Rasterdiagramm. Im Winter treten beispielsweise zwei Verbrauchs-spitzen, mittags und abends, auf, während im Sommer und der Übergangszeit nur eine Mittagsspitze erkennbar ist. Des Weiteren zeigt sich, dass der morgendliche Lastanstieg zu deutlich konstanteren Zeiten auftritt, als der Rückgang der Last am Abend. Die senkrechte Streifenbildung ist auf die einzelnen Wochenlastgänge zurückzuführen.


Abbildung A-15: Verbraucherlastgang für das Jahr 2005 als Rasterdiagramm

1.3.4 Kraftwerkseinsatz Der Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wird nach der in Kapitel 1.3.3 entwi-ckelten Methodik für das Jahr 2005 modelliert. Die hierfür notwendigen Eingangsdaten sind die vertikale Netzlast und der Lastgang der allgemeinen Versorgung an jeweils dem 3. Mittwoch im Monat. Eine wesentliche Nebenbedingung in dem Verdrängungsmix-Tool ist die Übereinstimmung der jährlichen Nettostromerzeugung der jeweiligen Energie-träger mit der Erzeugung aus den amtlichen Statistiken in diesem Jahr. Der in Kapitel 1.3.3 modellierte Lastgang weicht von der statistisch erfassten jährlichen Strom-erzeugung um 3,7 % ab. Zur Anwendung des Tools wurde daher der modellierte Jahres-lastgang um eine konstante Leistung ergänzt, um die fehlende Erzeugung auszu-gleichen.

Der Kraftwerkseinsatz wurde energieträgerspezifisch modelliert, d. h. es wurden alle Kraftwerke mit dem gleichen Energieträger zusammengefasst. Für die Charakteristik des Kraftwerkseinsatzes wurden die zwölf Mittwochsbilanzen ausgewertet. In Abbildung A-16 und Abbildung A-17 sind die Erzeugungsbilanzen der allgemeinen Versorgung am 3. Mittwoch im Januar und Juni 2005 dargestellt.


0

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20.000

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50.000

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70.000

80.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Stunde des Tages

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigeSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung A-16: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Januar 2005 nach /STB 08/

0

10.000

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50.000

60.000

70.000

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Stunde des Tages

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigeSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung A-17: Mittwochsbilanz der allgemeinen Versorgung im Juni 2005 nach /STB 08/

Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt die Charakteristik des Einsatzes der verschiedenen Kraftwerkstypen. Die Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als typische Grundlastkraftwerke fahren untertags mit nahezu konstanter Leistung. Sie variieren jedoch saisonal deutlich, wie die Beispiele in Abbildung A-16 und in Abbildung A-17 zeigen. Im Januar betrug beispielsweise die Leistung von Braunkohle-


und Kernenergiekraftwerken in etwa 40 GW und im Juni lediglich ca. 30 GW. Andere Kraftwerkstypen orientieren sich hingegen stark am Tageslastgang, wie beispielsweise Steinkohlekraftwerke. Der Kraftwerkseinsatz erfolgt im liberalisierten Markt nach der Merit Order, d. h. dass die Kraftwerke in der Reihenfolge der geringsten Grenzkosten eingesetzt werden. Die Auswertung der Mittwochsbilanzen zeigt auch in Zeiten geringer Last den Betrieb von Erdgas-Kraftwerken, obwohl eine ausreichende Kapazität an Steinkohlekraftwerken zur Verfügung steht. Dies erscheint auf den ersten Blick widersprüchlich, da Steinkohle günstiger als Erdgas ist. Gründe für diesen scheinbaren Widerspruch sind beispielsweise:

• mit Erdgas betriebene KWK-Anlagen, die zur Deckung der thermischen Last laufen müssen;

• Erdgas betriebene Kraftwerke weisen i. d. R. eine bessere Lastwechseldynamik auf und werden daher zum Ausgleich von Lastschwankungen betrieben;

• in der Rubrik Erdgas-Kraftwerke sind auch moderne GuD-Kraftwerke enthalten, die aufgrund ihres hohen Nutzungsgrades (bis fast 60 %) geringere Grenzkosten als manche Steinkohlekraftwerke aufweisen.

Daher wurde auf Basis der Mittwochsbilanz eine Mindest-Erdgasleistung definiert. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke wurden zusammengefasst und ein typischer Wochenlastgang hinterlegt. Dieser Lastgang wurde auf Basis einer wirtschaftlichen Optimierung der Fahrweise anhand der EEX-Preise ermittelt.

Der im ersten Schritt ermittelte Jahreslastgang der allgemeinen Versorgung wurde im zweiten Schritt mit den Kraftwerken mit den geringsten Grenzkosten beginnend unter Einhaltung der oben ermittelten Kennzahlen und der energieträgerspezifischen Jahres-erzeugung aufgefüllt. Der synthetisierte Kraftwerkseinsatz für das Jahr 2005 ist in Abbildung A-18 dargestellt.

0

10.000

20.000

30.000

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60.000

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0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Stunde im Jahr

Leis

tung

in M

W

Kernenergie BraunkohleLaufwasser SonstigesSteinkohle ErdgasPump/Speicherw. Heizöl

Abbildung A-18: Modellierter Kraftwerkseinsatz für 2005

Auf Basis des in Abbildung A-18 gezeigten, stundenscharfen Kraftwerkseinsatzes im Jahr 2005 kann nun ermittelt werden, welche Kraftwerkstypen durch Erzeugung aus


neu zugebauten Quellen substituiert werden. Es wird die Annahme getroffen, dass eine zusätzliche Erzeugung zunächst in jeder Stunde Mittellast- und Spitzenlastkraftwerke verdrängt. Des Weiteren wird angenommen, dass die Erzeugung dieser Kraftwerke anteilig - entsprechend der Leistung zu diesem Zeitpunkt - verdrängt wird.

Bei den Erdgaskraftwerken wurde, wie oben erläutert, auf Basis der Auswertung der Mittwochsbilanzen eine Mindestleistung festgelegt, die immer am Netz ist. Regenerative und sonstige Energieträger sind i. d. R. Must-Run-Anlagen bzw. weisen Grundlast-charakteristik auf. Die Fahrweise der Pump- und Speicherkraftwerke wird i. d. R. allein durch die Preischarakteristik, d. h. dem Verhältnis zwischen Hoch- und Niedrigpreisen, bestimmt. Da die grundsätzliche Preischarakteristik an der EEX nicht wesentlich durch die zusätzliche KWK-Erzeugung verändert werden würde, wird angenommen, dass diese Kraftwerke ebenfalls nicht verdrängt werden. Nur wenn in einer Stunde die KWK-Leistung die Leistung der verdrängbaren Kraftwerke übersteigt, werden Grundlast-kraftwerke verdrängt. In der Studie „Bestandsaufnahme der KWK und Prognose der Kohlendioxid-Minderungen bis 2010“ /MAU 05/ wurde vereinfachend angenommen, dass in gleicher Weise Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke als Grundlastkraftwerke verdrängt werden. Die Einführung des CO2-Zertifikatehandels stellt Braunkohlekraft-werke in der Merit Order deutlich schlechter, so dass von einer alleinigen Verdrängung von Braunkohlekraftwerken ausgegangen werden kann. Die Veröffentlichung von Kraftwerkseinsatzdaten der EEX bestätigt diese Annahme /EEX 07/.

21

2 Maßnahmen durch Neubau

2.1 Windkraftausbau On-/Offshore

2.1.1 Situation Die Einbindung von Windstrom in das öffentliche Versorgungssystem hat infolge der volatilen und stochastischen Einspeisung Auswirkungen auf das Netz und den konventi-onellen Kraftwerkspark. Einerseits wird konventionelle Kraftwerksleistung bzw. kon-ventionell erzeugter Strom durch die Integration von Windenergie ersetzt. Andererseits beeinflusst die Prognoseungenauigkeit der Windeinspeisung die Reservevorhaltung des Kraftwerksparks.

Derzeitiger Anlagenbestand Die Zahl der in Deutschland installierten Windenergieanlagen (WEA) stieg von 800 (1991) auf über 18.000 WEA im Jahr 2006 an (vgl. Abbildung A-19). Dadurch vergrößerte sich die in das Elektrizitätsnetz eingespeiste Energiemenge von 130 GWh (1991) auf 30,5 TWh (siehe Abbildung A-20) im Jahr 2006 /BWE 06/.

Die Kostendegression der in diesem Zeitraum installierten WEA wurde durch moti-vierend und stabilisierend wirkende Rahmenbedingungen, wie etwa staatliche For-schungs-, Entwicklungs- und Fördermaßnahmen oder günstige Finanzierungsmöglich-keiten beeinflusst. Die Einführung des Stromeinspeisegesetzes /BGB 91/ für die Jahre 1991 bis 2000, das eine Vergütung von Strom aus WEA festlegt, sowie das Erneuerbare Energien Gesetz vom April 2000 /EEG 00/ sorgten für Investoren und Betreiber für Planungssicherheit und ermöglichten somit einen progressiven Ausbau der Windenergie. Größere Stückzahlen, optimierte Produktionsverfahren sowie größere und effizientere Anlagen ließen die leistungsbezogenen Investitionen der einzelnen Maschine von 1.260 €/kW (1991) auf den aktuellen Wert von 890 €/kW sinken /ISE 05/.


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

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20.000

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

Anz

ahl d

er W

inde

nerg

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lage

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Jährlicher Zubau von WEA

Gesamtanzahl installierter WEA

Abbildung A-19: Anlagenbestand der WEA in Deutschland /BWE 06/

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

22.500

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Leis

tung

in M

W

0

5

10

15

20

25

30

35

Erze

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in T

Wh

Neu installierte Leistung in MW

Gesamte installierte Leistung in MW

Erzeugte Strommenge

Abbildung A-20: Installierte Nennleistung der WEA in Deutschland, /BWE 06/

Maßnahmen durch Neubau 23

Abbildung A-21 zeigt die Entwicklung der durchschnittlichen Nennleistung aller in Deutschland installierten Windenergieanlagen (blaue Linie). Die durchschnittlich installierte Nennleistung pro WEA betrug 1991 weniger als 200 kW. Durch stetige Erweiterung und Erneuerung des gesamten Windparks liegt die durchschnittlich installierte Leistung einer WEA in Deutschland momentan bei über 1,1 MW.

Die konstant ansteigende spezifische Nennleistung der neu installierten WEA wird durch die rote Linie verdeutlicht. Ab 2000 wurden hauptsächlich Anlagen zum Bestand hinzugebaut, deren Nennleistung über 1 MW/WEA lag. Aktuell werden WEA mit durch-schnittlich 1,8 MW/WEA errichtet.

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Elek

trisc

he L

eist

ung

in M

W

Gesamte installierte Durchschnittsleistung in MW/WEA

Neu installierte Durchschnittsleistung in MW/WEA

Abbildung A-21: Spezifische elektrische Leistung der installierten WEA

Die in Deutschland installierte Leistung der Windkraftanlagen konzentriert sich in den nördlichen Bundesländern, da dort günstige Windverhältnisse bestehen. Durch die hohe Anzahl an Volllaststunden werden große Energiemengen produziert, die die Stromge-stehungskosten im Kraftwerkspark und damit die Preise an der Leipziger Strombörse senken. Über 30 % der in Deutschland installierten Windkraft befindet sich in den Bundesländern Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Niedersachsen (vgl. Abbildung A-22).


1 10 100 1.000 10.000

Sachsen-Anhalt

-Schleswig Holstein

-Mecklenburg Vorpommern

Brandenburg

Niedersachsen

Thüringen

Sachsen

Rheinland-Pfalz

-Nordrhein Westfalen

Bremen

Hessen

Saarland

Bayern

Baden-Württemberg

Hamburg

Berlin

Abbildung A-22: Installierte Leistung der Windkraftanlagen in Deutschland nach Bundesländern /BWE 06/

Im bundesdeutschen Durchschnitt wurden aus WEA im Jahr 2006 30.500 GWh Strom eingespeist. Das entspricht einem Anteil von 4,97 % des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland /BMWi 07c/.

Stand der Technik

Leistungsregelung Grundsätzlich gibt es zwei Arten der Leistungsregelung: die Stall-Regelung und die Pitch-Regelung. Die Leistungsbegrenzung bei Stall-Regelung erfolgt durch Abriss der Luftströmung am Rotorblatt bei konstanter Drehzahl und definierter Windgeschwindig-keit. Durch die Dynamik des Stalls wird die in Abbildung A-23 abgebildete Leistungs-kennlinie erreicht. Der Abriss der Luftströmung kann durch Verdrehen der Rotorblätter, der sog. aktiven Stall-Regelung, weiter variiert werden. Damit werden schwankende Windgeschwindigkeiten besser gedämpft und die mechanischen Belastungen verringert.


Abbildung A-23: Leistungskennlinien bei Stall- und Pitchregelung /KAL 97/

Es ist zu erkennen, dass bei Windgeschwindigkeiten über der Nenngeschwindigkeit die Leistungsabgabe über der Generatorleistung liegt und anschließend weniger als 100 % der Nennleistung beträgt. Dieser konstruktive Nachteil der Stall-Regelung wird bei WEA im Megawattbereich durch die Verdrehung der Rotorblätter in Bezug zur An-strömrichtung durch die Pitch-Regelung vermieden. Durch Senkung der Auftriebskraft am Rotorblatt wird eine konstante Leistungsabgabe über der Nenngeschwindigkeit bis zum Abschaltpunkt erreicht. WEA mit Pitch-Regelung stellen den heutigen Stand der Technik dar. Durch die drehzahlvariable Fahrweise ist eine Glättung der Einspeise-frequenz notwendig, welche durch Frequenzumrichter realisiert werden kann /OES 06/.

Generatortechnik Der Wirkungsgrad einer WEA ist prinzipbedingt abhängig von der Schnelllaufzahl, die durch das Verhältnis von Windgeschwindigkeit und Blattspitzengeschwindigkeit de-finiert ist. Aufgrund des variablen Windangebots ist daher für eine effiziente Betriebs-weise die Drehzahlvariabilität Voraussetzung. Da schwankende Drehzahlen Frequenz-änderungen nach sich ziehen, die durch das Stromnetz nicht tolerierbar sind, muss eine entsprechende Generatortechnik diese ausgleichen. Für die Stromerzeugung in einer WEA bestehen aktuell zwei favorisierte Techniken: Die Verwendung von hochpoligen Synchrongeneratoren oder doppeltgespeisten Asynchrongeneratoren.

Durch die Verwendung eines hochpoligen Synchrongenerators kann auf ein Getriebe verzichtet werden. Der erzeugte Strom wird in Gleichstrom und anschließend auf Netzfrequenz umgewandelt. Durch den Verzicht auf ein Getriebe reduziert sich die Drehzahl des Antriebssystems und damit auch Verschleiß und Wartungsaufwand. Im Gegensatz zu früheren Konzepten von WEA, bei denen schwankende Windgeschwindigkeiten zu Frequenzspitzen führten und die Netzstabilität negativ beeinflussten, führt die Umwandlung des erzeugten Stroms in Gleichstrom und die anschließende Umrichtung auf Netzfrequenz zu einer hohen Netzverträglichkeit. Erkauft werden diese Vorteile durch eine Vergrößerung des Generatorgewichts. Einen weiteren Vorteil bietet dieses Konzept für Offshore-WEA. Für bis 100 km vom Festland entfernte Windparks kann der erzeugte Strom über sog. Hochspannungsgleichstrom-übertragungsleitungen (HGÜ) zum Festland transportiert werden. Im Vergleich zu normalen Drehstromübertragungsleitungen kommt es hierdurch zu geringeren


Übertragungsverlusten und die Frequenzumrichtung auf 50 Hz wird auf dem Festland realisiert /ENE 06/.

Doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren mit Getriebe stellen eine weitere Möglichkeit der frequenzvariierten Betriebsweise von WEA dar. Die direkte Kopplung von Asynchrongeneratoren führt grundsätzlich zu einem Verlust der im Läufer erzeugten Schlupfleistung. Bei doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren, bei denen auch der Läufer eine Drehstromwicklung besitzt, kann die erzeugte Schlupfleistung ebenfalls in das Netz eingespeist werden. Darüber hinaus ist es möglich, den Läufer über einen Umrichter aus dem Stromnetz zu speisen und so den Leistungsfaktor zu bestimmen /NOR 06/. Prinzipbedingt können schwankende Rotordrehzahlen durch den Abtriebsschlupf im Asynchrongenerator kompensiert werden. Daraus resultieren geringere mechanische Belastungen der Antriebs-, Getriebe- und Lagerkomponenten sowie geringere Ansprüche an die Reaktionsgeschwindigkeit der Rotorblattverstellung. Durch Weiterentwicklung der Generatortechnik und dessen Regelung ist es in WEA der Megawattklasse möglich, den Asynchrongenerator in einem Bereich von – 30 bis + 40 % der Nennfrequenz zu betreiben /EHR 01/. Vorteile des Asynchrongenerators sind das geringere Gewicht sowie der kleinere Umrichter, da nur der Stromanteil aus dem Läufer auf die Netzfrequenz umgerichtet werden muss.

Beide Generatorvarianten sind in aktuellen WEA der Megawattklasse vorhanden. Momentan bieten viele europäische Windkraftanlagenhersteller WEA in Leistungs-klassen gestuft bis zu 5 MW an.

Theoretisch können maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie in Rotations-energie umgewandelt werden. Dieser Maximalwert wird jedoch nicht erreicht. Heutige Windenergieanlagen erreichen Wirkungsgrade im Bereich von 45 %.

On- und Off-shore- Anwendungen von WEA Die Errichtung von WEA erfolgte in den Anfängen der Windenergienutzung verstärkt in Gebieten auf dem Festland (onshore) mit ausreichendem jährlichem Windangebot. Zur Verminderung der spezifischen Kosten für die Netztechnik und zur effektiven Ausnut-zung geeigneter Gebiete wurden durch die gruppierte Installation von WEA sog. Wind-parks errichtet.

Aufgrund der meteorologisch günstigeren Windverhältnisse in küstennahen Gebieten, wurden in der Vergangenheit zunehmend Gebiete in flachen Gewässern der Ostsee ausgewiesen (offshore), die höhere Stromerträge erlauben. Während in anderen europäischen Ländern noch küstennahe Gebiete zur Nutzung der Windenergie vorhan-den sind, muss in Deutschland durch die Errichtung von off-shore WEA, die bis 100 km vor der Küste gelegen sind, technisches Neuland begangen werden. Die Installation großer off-shore Windparks stellt an die WEA hohe Anforderungen bezüglich Zuverläs-sigkeit, Korrosionsschutz und Wartungsfreiheit. Im Gegensatz zur Aufstellung von WEA auf dem Festland oder in küstennahen Gewässern, die meist mit Schwerkraft-fundamenten realisiert wird, erfordern Wassertiefen von mehr als 20 m Fundamente, die den dortigen Witterungsbedingungen über die gesamte Lebensdauer der Anlage hinweg standhalten.

Rechtliche Situation Die Strategie der Bundesregierung sieht einen Ausbau des regenerativen Anteils an der Stromerzeugung auf 12,5 % im Jahr 2010 bzw. auf 20 % im Jahr 2020 vor /EEG 04/.


Laut integriertem Energie- und Klimaprogramm /IEKP 07/ sollen die Erneuerbaren sogar auf 25 – 30 % ausgebaut werden . Hierfür muss die Windkraft einen maßgeblichen Beitrag leisten. Durch den Ausbau der Windenergienutzung auf See könnten in geeigneten Gebieten in der Nord- und Ostsee Windparks mit Leistungen von 3 GW bis 2010 und 20 bis 25 GW bis 2030 realisiert werden /DEN 05/.

Das EEG sieht eine von Standort und Installationsdatum abhängige Vergütung für Windstrom vor. In Tabelle A-3 sind die spezifischen Vergütungssätze nach /EEG 04/ dargestellt. On-shore WEA werden generell mit einem Vergütungssatz von 5,39 Cent/kWh belegt. Bei WEA, die in den ersten 5 Jahren seit Inbetriebnahme 150 % des Energieertrags einer Referenzanlage erzeugen, erhöht sich die Vergütung für diese 5 Jahre um 3,2 Cent/kWh. Für WEA, die mindestens drei Seemeilen von der Küstenlinie entfernt errichtet wurden, beträgt die Vergütung 6,19 Cent/kWh. Diese erhöht sich bei off-shore Anlagen, welche vor 2011 errichtet wurden, um weitere 2,91 Cent/kWh über einen Zeitraum von 12 Jahren. Die Vergütungsdauer ist darüber hinaus von der Gewäs-sertiefe und der Entfernung des Standorts zur Küste abhängig. Für einen off-shore Windpark, der 30 Seemeilen von der Küste entfernt und in 30 m Gewässertiefe instal-liert wurde, verlängert sich die Vergütung nach /EEG 04/ um 26 Monate.

Tabelle A-3: Vergütungssätze EEG 2004 Windenergie onshore/offshore /EEG 04/

Jahr der Inbetriebnahme

erhöhte Anfangsvergütung

in ct/kWh

Basisvergütung in ct/kWh

erhöhte Anfangsvergütung

in ct/kWh

Basisvergütung in ct/kWh

2005 8,53 5,39 9,10 6,192006 8,36 5,28 9,10 6,192007 8,19 5,17 9,10 6,192008 8,03 5,07 8,92 6,072009 7,87 4,97 8,74 5,952010 7,71 4,87 8,57 5,832011 7,56 4,77 5,71 5,712012 7,41 4,67 5,60 5,602013 7,26 4,58 5,49 5,49

Offshore-AnlagenWindenergieanlagen an Land

Die Vergütungssätze für Windstrom verringern sich für on- bzw. off-shore Windenergie-anlagen seit 2005 bzw. 2008 um jährlich zwei Prozent des Vorjahres.

Neben der Erschließung neuer Flächen bietet der Ersatz alter Anlagen mit geringer Nennleistung durch neue WEA (Repowering) wirtschaftliches Potenzial. Repowering wird ähnlich der entfernungs- und ertragsabhängigen Förderung der Windenergie durch das EEG mit dem Vergütungssatz von on-shore Anlagen gefördert, solange diese die ersetzte Nennleistung um den Faktor drei erhöhen.

2.1.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Das theoretische Potenzial repräsentiert das unter idealen Umständen nutzbare Ener-gieangebot der Windenergie. Folgende technische, ökologische und infrastrukturelle Belange begrenzen das theoretische Potenzial der Windenergie:


• Lokale Erzeugung des Windstroms Die Stromerzeugung durch Windenergie konzentriert sich vermehrt auf nördliche, küstennahe Gebiete mit hohem Windangebot und geringer Stromnachfrage. Infolge dessen bedarf es laut /DEN 05/ einer Installation von 850 km Höchstspannungsleitungen, die eine von den Netzbetreibern aufzubrin-gende Investition von 1,1 Mrd. € darstellt.

• Nutzungskonflikt zu Siedlungs- und Ballungsräumen Durch Schifffahrts-, Tourismus- und Naturschutzinteressen ist eine Errichtung von Windenergieanlagen nur begrenzt möglich. Strenge Auflagen bezüglich der Lärmemission, der Lage zu Siedlungsgebieten sowie Schifffahrts-, Tourismus und Naturschutzinteressen schränken die Errichtung von off- und on-shore Windparks ein.

• Hohe Anforderung an mechanische und elektrische Komponenten Durch hohe Nennleistungen der off-shore WEA von 5 MW, korrosive Umgebungsbedingungen, geforderte Wartungsfreiheit und Gewässertiefen von bis zu 40 m werden an die mechanischen und elektrischen Komponenten erhöhte Anforderungen gestellt.

• Großer finanzieller und logistischer Aufwand für off-shore Windparks Nutzungskonflikte machen eine Errichtung von off-shore Windenergieanlagen in einer Entfernung von 30 bis 100 km zur Küste notwendig. Die Errichtung zukünftiger off-shore Windparks in Größenbereich von 250 MW mit 50 einzelnen WEA stellt einen hohen logistischen Aufwand dar. Des Weiteren vergrößern sich dadurch die Kosten für Kabellegung, Netzanbindung und Wartung der Anlagen. Für den Transport des Stroms zum Verbraucher ist ein Ausbau der Netz-kapazität Voraussetzung.

• Unsichere Rentabilität von off-shore Windparks Nach Einschätzungen von /LBS 06/ reichen die Fördermaßnahmen durch das EEG und die Übernahme der Netzanschlusskosten durch den Endverbraucher nicht aus, um off-shore Windparks wirtschaftlich betreiben zu können. Diese Schätzung wird durch die Berechnung in Kapitel 2.1.3 weitgehend gestützt. Zur Festlegung der Vergütungssätze für Windstrom in der EEG-Novelle im Jahr 2002 waren in Deutschland wenige Prototypen in Küstennähe installiert. Anhand dieser Erfahrungen wurden die Stromgestehungskosten für Windstrom extrapoliert, die einen kostendeckenden Betrieb bisher nicht ermöglichen. Abhilfe schafft hier die Neudefinition der Vergütungen, wie sie bisher im EEG festgelegt sind, sowie die Installation von 3.000 MW Offshore-Windenergie-leistung bis zum Jahr 2015, die neben einer angepassten EEG-Vergütung durch kurz- und mittelfristig wirksame Begleitmaßnahmen erreicht werden kann und so eine Degression der Investitionskosten ermöglicht.

2.1.3 Referenz und Maßnahme

Referenzemissionen Mit dem in Kapitel 1.3 vorgestellten Vorgehen lässt sich der Verdrängungsmix für zusätzliche Windstromeinspeisung ermitteln. Die Charakteristik des angesetzten Windlastganges lässt sich ebenfalls Kapitel 1.3.3 entnehmen, in dem der Windlastgang des Jahres 2005 bereits eingehend dargestellt ist. Durch den Ausbau der Stromer-


zeugung aus Windkraft errechnen sich demzufolge Referenzemissionen von etwa 810 g CO2 pro kWhel.

Betrachteter Ausbau der Windenergie Bei der Berechnung der Verminderungs- und Grenzverminderungskosten wird kein Repowering betrachtet. Die mögliche Zubauleistung wird aus der Dena-Netzstudie /DEN 05/ entnommen. Dabei wurde das Jahr 2003 mit einer installierten Leistung von 14.565 MW als Ausgangsjahr herangezogen. 2006 waren bereits 20.633 MW installiert. Ausgehend von diesem Wert wird das Zubaupotenzial ermittelt vgl. Tabelle A-4. Mit der Erschließung des Offshore-Potenzials wird vermutlich im Jahr 2008 begonnen.

Tabelle A-4: Installierte und theoretische Windenergieleistung in Deutschland nach /DEN 05/ und /DEWI 06/

Istzustand 2006

Maximaler Ausbau nach

DENA Potenzieller Jahres-energieertrag 2006 Volllaststunden

Potenzieller Jahres-energieertrag bei

maximalem Ausbau Region in MW in MW in GWh in h in GWh

Brandenburg 3.128 5.421 5.369 1.716 9.304 Baden-Württemberg 325 581 363 1.116 649 Bayern 339 542 475 1.400 759 Bremen 64 64 118 1.838 118 Hessen 450 860 708 1.573 1.353 Hamburg 34 64 59 1.752 112 Mecklenburg-Vorpommern 1.233 1.724 2.257 1.830 3.155 Niedersachsen 5.283 5.462 9.992 1.892 10.331 Nordrhein-Westfalen 2.393 5.522 4.214 1.761 9.726 Rheinland-Pfalz 992 992 1.631 1.644 1.631 Schleswig-Holstein 2.391 2.391 4.939 2.066 4.940 Saarland 57 113 100 1.742 197 Sachsen 769 883 1.337 1.739 1.535 Sachsen-Anhalt 2.533 3.920 5.097 2.012 7.888 Thüringen 632 687 1.154 1.826 1.255 Offshore 0 28.974 0 4.000 115.896

Summe 20.633 58.210 37.813 1.759 131.036

Der potenzielle Jahresenergieertrag bezieht sich nach /DEWI 06/ auf ein 100 %-Wind-jahr. Die auf dieser Basis errechneten Volllaststunden wurden der Berechnung des potenziellen Jahresenergieertrags bei maximalem Ausbau zugrunde gelegt.

Für die Berechung der Verminderungskosten wurden folgende betriebswirtschaftliche Kosten (vgl. Tabelle A-5 und Tabelle A-6) herangezogen. In den Investitionskosten sind dabei auch die Netzkosten enthalten.


Tabelle A-5: Investitions- und Betriebskosten der Windenergieanlagen /GEI 04/, /GOB 06/

Investment 1000 €/kWWartung und Instandhaltung 4,20%

onshore

Die erschwerten Bedingungen der Offshore-Windenergieanlagen werden durch erhöhte jahresbezogene Kosten berücksichtigt. Die Kosten, die sich zusätzlich zur Basis der Investitionen in die reine WEA ergeben, zeigt Tabelle A-6.

Tabelle A-6: Zusätzliche Kosten zum Investment offshore /GOB 06/

30 km 50 km 70 kmFundament 35-38 % 43-51% 39-48%Installation 9-13 % 11-19 % 10-23%Netzanschluss 31-67% 44-83% 57-114%andere Kosten 7-24 % 7-24% 7-24 %

Die Kosten für Offshore-Anlagen sind als Abschätzung zu sehen, da für Standorte, wie sie in Deutschland geplant werden, noch keine Erfahrungswerte vorliegen. Ausgehend von den Investitionskosten der Onshore-Anlagen und einer durchschnittlichen Entfer-nung der derzeit geplanten Standorte ergeben sich mit den Angaben aus Tabelle A-6 ca. 2.000 €/kW. Dieser Wert findet sich auch in verschiedenen Literaturquellen (z.B. /ENWE 04/) wieder. An Offshore-Standorten ist zudem mit einem erhöhten Wartungs- und Instandhaltungsaufwand von etwa 5,5 % zu rechnen /GOB 06/.

2.1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten

Betriebswirtschaftliche Betrachtung Die Verminderungskosten der Windkraft werden durch die Einspeisevergütung der On- bzw. Offshore-Windenergieanlagen, die eingespeiste Strommenge, die Stromgestehungs-kosten und den verdrängten Kohlendioxidemissionen des konventionellen Kraftwerks-parks bestimmt. Die Förderung der Windstrom-Einspeisung durch das EEG senkt die Verminderungskosten. Offshore-Windenergieanlagen werden aufgrund der schwierige-ren Betriebsumstände höher gefördert. Insgesamt ergibt sich nach dieser Rechnung durch den Ausbau der Windkraft ein technisches CO2-Einsparpotenzial von jährlich ca. 106 Mio.t, wie aus Abbildung A-24 ersichtlich. Die Verminderungskosten sind jedoch alle positiv, wenngleich eine Einsparung durch den Offshore-Ausbau mit Vermin-derungskosten von lediglich 1,3 € pro Tonne erreicht werden kann. 93,9 bzw. 105 Mio. t CO2/a könnten bei Kosten unterhalb eines CO2-Zertifikatepreises von 15 € bzw. 30 € pro Tonne eingespart werden.


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Abbildung A-24: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei Ausbau der Windenergie

Zur Berechnung der Verminderungskosten, wie sie in Abbildung A-24 dargestellt sind, wurden die Gestehungskosten inklusive Subventionsbeträge für On- oder Offshore-WEA aus Tabelle A-3 regionenspezifisch bestimmt. Das Verhältnis der Stromgestehungskos-ten der Windkraft zu den energiespezifischen Kohlendioxidemissionen der verdrängten konventionellen Kraftwerke ergibt die Verminderungskosten. Diese wurden nach vermiedener Kohlendioxidemissionsmenge geordnet und aufsummiert.

Größtes Potenzial besteht bei Offshore-Windenergieanlagen und nördlichen Regionen. In windschwächeren Regionen werden Verminderungskosten von bis zu 91 €/t erreicht.

Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung Bei dieser Betrachtungsweise werden staatliche Subventionen, insbesondere die Ein-speisevergütung, nicht berücksichtigt (vgl. Teil I zur Methodik). Die Stromgestehungs-kosten werden bei dieser Betrachtung gegen die EEX-Börsenpreise gerechnet. Flankie-rende Effekte, wie z. B. ein Technologievorsprung oder Arbeitsmarkteffekte, bleiben unberücksichtigt. Eine Interpretation ist somit nur quasivolkswirtschaftlich möglich. Für den quasivolkswirtschaftlichen Ansatz liegen die Verminderungskosten aufgrund der fehlenden Vergütung über denen der betriebswirtschaftlichen Rechnung, vgl. Abbildung A-25.


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Abbildung A-25: Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei Ausbau der Windenergie

Die Ergebnisse der betriebs- und quasivolkswirtschaftlichen Berechnungen sind in Tabelle A-7 zusammengefasst.

Tabelle A-7: Zusammenfassung der betriebs- und quasivolkswirtschaftlichen Berechnungen

Betriebswirtschaftlich Quasivolkswirtschaftlich

Verdrängungsmix in gCO2/kWh 810 Stromgestehungskosten Onshore*) in ct/kWh 0,8 bis 7,4 7,7 bis 14,3 Stromgestehungskosten Offshore*) in ct/kWh 0,1 8,6

Verminderungskosten Onshore in €/tCO2 9,8 bis 90,9 23,7 bis 104,7 Verminderungskosten Offshore in €/tCO2 1,3 34,9

*) bei betriebswirtschaftlicher Berechnung inkl. Vergütung durch das EEG

2.1.5 Parametervariation und Sensitivitätsanalyse

Änderung der gesetzlichen Rahmenbedingungen Der Entwurf zum Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien und damit zusammenhängender Vorschriften wurde am 5. Dezember 2007 durch das Bundeskabinett beschlossen. Damit wird das Erneuerbare-Energien Gesetz (EEG) von 2004 abgelöst. Das alte Gesetz wurde als ein geeignetes Instrument zum Ausbau für erneuerbare Energien im Strombereich gesehen. Gleichzeitig diente es einer nachhalti-gen Entwicklung der Energieversorgung, insbesondere um Klima und Umwelt zu schützen. Dazu sollen folgende Punkte beachtet werden:

• Verringerung negativer externer Effekte der Energieversorgung, • Schonung von fossilen Energieressourcen, • Reduzierung der Abhängigkeit von Energieimporten, • Forschung und Entwicklung von neuen Technologien im Bereich erneuerbarer

Energien.

Off-shore: 93,9 Mio. t/a


Eine Beibehaltung der Grundstruktur basiert auf dem Erfolg des alten Gesetzes. Mit dem Gesetz werden Neuerungen angestrebt. Die weitreichenden Änderungen sollen den beschlossenen Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion bis 2020 auf 25 -30 % erhöhen. Dies ist eine Forderung des Kabinettbeschlusses im integrierten Energie- und Klimaprogramm /IEKP 07/ von Meseberg. Das Ziel der erhöhten Stromproduktion aus erneuerbaren Energien soll z. B. durch attraktivere Gestaltung des Repowering und der Verbesserung der Bedingungen im Bereich der Offshore-Windenergie erreicht werden.

Sensitivitätsanalyse Das CO2-Verminderungspotenzial für Onshore/Offshore-Windkraftanlagen verändert sich mit der Neuregelung zur Vergütung von Erneuerbaren Energien im Strombereich (EEG 2007). Hierdurch lässt sich die Sensivität der Verminderungspotenziale für unter-schiedliche Förderhöhen des eingespeisten Stroms überprüfen.

Die Grundvergütung beträgt 3,5 Cent pro Kilowattstunde für erzeugten Strom, bei einer Windkraftanlage im Offshore-Bereich, nach dem Entwurf des EEG von 2007. In den ersten zwölf Jahren der Inbetriebnahme beträgt die Vergütung zwischen 11-15 ct/kWh.

Die Grundvergütung für Onshore-Anlagen beläuft sich auf 5,02 Cent pro Kilowatt-stunde. In den ersten fünf Jahren der Inbetriebnahme beträgt die Vergütung hierbei 7,95 Cent pro Kilowattstunde. Die Verminderungskosten im Bereich Offshore liegen bei -20 €/t CO2, wenn die höheren Vergütungssätze angewendet werden. Auf eine Differen-zierung der Gebiete im Bereich des Offshore Ausbaus und die damit verbundenen Kosten wurde aufgrund fehlender belastbarer Vergleichszahlen verzichtet /EEG 07/. Die Kosten des Onshore erzeugten Windstroms variieren aufgrund des Windangebotes in unterschiedlichen Gebieten zwischen 20 €/t CO2 bis ca. 100 €/t CO2.

Durch die Veränderung der Vergütungssätze verschiebt sich die gesamte Grenzver-minderungskostenkurve für Windenergie in den negativen Bereich. Abbildung A-26 zeigt die veränderte Verminderungskostenkurve, wenn die Vergütung nach der Novelle des EEG angesetzt wird.

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Abbildung A-26: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei Ausbau der Windenergie nach EEG 2007


Die Sensivität der CO2-Verminderungspotenziale lässt sich nicht nur über die EEG Vergütungssätze nachweisen, sondern auch über die Winderträge einzelner Standorte im Onshore-Bereich. Bei obiger Rechnung wurde die Ausnutzungsdauer der WEA an den einzelnen Standorten konstant gehalten. Dadurch wird berücksichtigt, dass auch inner-halb der einzelnen Bundesländer „gute“ Windstandorte z. T. schon belegt sind und somit nur ertragsschwächere Gebiete für einen Ausbau zur Verfügung stehen.

Durch steigende Baugrößen der Anlagen steigt jedoch auch deren Ertrag, weil bei größeren Nabenhöhen höhere Windgeschwindigkeiten zu erwarten sind. Tabelle A-8 zeigt die Entwicklung der Baugrößen und Leistungen im Vergleich der Baujahre 1995 und 2007. Am gleichen Standort erreicht eine Anlage doppelter Baugröße daher eine vierfache Nennleistung und einen sechsfachen Ertrag.

Tabelle A-8: Vergleich marktüblicher WEA /BWE 07/

1995 2007Nennleistung kW 500 2.000Ertrag kWh/a 1 Mio 6 MioVollaststunden h/a 2.000 3.000Rotordurchmesser m 40 80Nabenhöhe m 50 100

Im Falle eines Repowering – dem Ersatz einer Altanlage am selben Standort - erhöhen sich demzufolge auch die Ausnutzungsdauern. Weder lassen sich diese Skalierungs-effekte ins Unermessliche steigern, noch herrschen für die neuen Anlagen die gleichen Standortbedingungen, dennoch soll die Ertragserhöhung für eine kurze Sensitivitätsprü-fung verwendet werden.

Abbildung A-27 zeigt die Ergebnisse der betriebswirtschaftlichen Rechnung für den (fiktiven) Fall, dass bei einem weiteren Ausbau die Ausnutzungsdauer der Neuanlagen um den Faktor 1,5 höher ist, als im derzeitigen Bestand. Dies entspräche einer Neubau-leistung von ca. 4,5 MW je WEA, ohne Berücksichtigung von notwendigen Mindestab-ständen zwischen den Anlagen. Die Ausnutzungsdauer der Offshore-Anlagen wurde dabei gegenüber dem Basisfall nicht geändert.

Aufgrund des größeren Ertrages von neuen Windkrafträdern könnten somit 17,7 Mio. t CO2-Verminderung mit negativen Verminderungskosten erzielt werden. Insgesamt könnten jährlich 115 Mio. t CO2 bei Kosten unterhalb von Zertifikatspreisen zwischen 15- 30 €/t CO2 eingespart werden.


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Abbildung A-27: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Verminderungskosten bei um Faktor 1,5 erhöhter Ausnutzungsdauer

2.1.6 Fazit und Abschätzen eines praktischen Potenzials Die Technik der Windenergieanlagen im Binnenland und in küstennahen Gewässern stellt inzwischen eine lang erprobte Technik dar. Eine Wirtschaftlichkeitsabschätzung für eine Einzelanlage ist mit Kenntnis des jeweiligen Standortes sehr gut möglich. Eine eindeutige Potenzialabschätzung wird dadurch erschwert, dass innerhalb der einzelnen Bundesländer keine Informationen über die Windhöffigkeit2 verfügbar sind /DEN 05/. Gerade im Binnenland sind die regionalen und topographischen Gegebenheiten aus-schlaggebend für die Ermittlung des Potenzials.

In dieser Studie wurde daher auf Basis der Dena-Netzstudie (/DEN 05/) und statisti-scher Werte zu Ausnutzungsdauern ein wirtschaftliches Potenzial abgeschätzt. Auch wenn sich bei derzeitigen Rahmenbedingungen ausschließlich positive Verminderungs-kosten ergeben, könnten 105 Mio.t mit Verminderungskosten unter 30 €/t eingespart werden. In einem abschließenden Schritt wurde eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, bei der die Ausnutzungsdauern erhöht wurden. Unter diesen Voraussetzungen ist der Bau von Windkraftanlagen von sich aus wirtschaftlich darstellbar.

Der Ausbau der Offshore-Windenergieanlagen wird sich voraussichtlich aufgrund der technischen Unwägbarkeiten bei Bau und Betrieb der Windenergieanlagen verzögern. Ein weiteres Hemmnis können Kapazitätsengpässe bei der Produktion von Windenergie-anlagen darstellen. Bei der Errichtung von Offshore-Windparks kann nur begrenzt auf Kenntnisse aus der Windenergienutzung an Land zurückgegriffen werden. Die Festle-gung der Vergütungssätze für Offshore-Windenergieanlagen basiert hauptsächlich auf Erfahrungen, die mit wenigen Projekten im Ausland gemacht wurden. Die Ergebnisse wurden dann auf die Verhältnisse in Deutschland umgesetzt. Im Vergleich zu anderen

2 Windhöffigkeit: durchschnittliches Windaufkommen an einem Standort


europäischen Ländern liegt die aktuelle Vergütung für Strom aus Offshore-Wind-energieanlagen zwischen 0,04 und 0,07 €/kWh niedriger. Technische Unsicherheiten und mangelnde finanzielle Sicherheit werden die Erschließung des Potenzials von Offshore-Windenergieanlagen weiter verzögern.

Durch den Bau von Offshore-Windenergieanlagen ist eine Verstärkung der Übertra-gungsnetze im nördlichen Bundesgebiet notwendig. Die zögerlichen Genehmigungsver-fahren für einen Netzausbau in den betroffenen Bundesländern zu den südlich gelege-nen Verbrauchsschwerpunkten sowie geringe finanzielle Fördermaßnahmen erschweren den Ausbau der Offshore-Windenergieanlagen zusätzlich.

2.2 Ausbau der Photovoltaik Photovoltaik wird oft als einzige Möglichkeit gesehen, eine regenerative Vollversorgung zu erreichen /QUA 99/, /QUA 00/. Angesichts begrenzter Ausbaupotenziale bei den anderen Erneuerbaren, speziell bei Wasserkraft, aber auch Onshore-Windenergie, Geothermie oder Biomasse, erscheint die Vorhersage eines großen Wachstumspotenzials für Photovoltaik plausibel. Viele potenzielle Standorte in Deutschland erreichen eine ausreichend hohe Anzahl an Sonnenstunden, um aus technischer Sicht einen Beitrag zur Bedarfsdeckung leisten zu können.

Dieses Projekt beschränkt sich dabei auf die Betrachtung von Aufdach-Anlagen. Im Gegensatz zu Freiflächenanlagen bzw. PV-Parks haben diese eine höhere Akzeptanz, da sie bspw. nicht zur Bodenversiegelung beitragen. Gleichzeitig haben sie einen höheren Ertrag als Fassadenmodule.

2.2.1 Situation Die installierte Photovoltaikleistung und die zugehörige Stromerzeugung in Deutschland ist in ihrem zeitlichen Verlauf in Abbildung A-28 dargestellt. Nicht zuletzt aufgrund der starken indirekten Subvention durch das Erneuerbare Energien Gesetz /EEG 04/ hat sich die installierte Modulanzahl in den letzten Jahren stark erhöht. Mit einer Erzeu-gung von etwa 2.000 GWh erreicht PV damit einen Anteil von 0,31 % an der gesamten Bruttostromerzeugung im Jahr 2006.


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GW

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stal

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Lei

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g in

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Erzeugunginstallierte Leistung

Abbildung A-28: Entwicklung der installierten PV-Leistung und Erzeugung in Deutschland /BMWI 07a/

Bedingt durch die weltweit starke Nachfrage haben sich auch die Produktionskapazitä-ten für Silizium, Wafer und PV-Module nahezu exponentiell entwickelt. Da Deutschland in der Welt mit einem Marktanteil von 58 % den Spitzenplatz einnimmt /FAW 07/, haben sich auch viele führende Hersteller in Deutschland etabliert. Aber auch in China wurden in den letzten Jahren neue Unternehmen gegründet, die auf den Weltmarkt drängen. Den Verlauf der Produktionskapazität der letzten Jahre zeigt Abbildung A-29.

69,1

69,4

77,6

88,6 12

5,8 154,9 19

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Abbildung A-29: Entwicklung der weltweiten Produktionskapazitäten für PV-Module /EUR 07/


EEG-Vergütung für Photovoltaik Die Vergütung zur Einspeisung regenerativer Energie ist im Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien geregelt /EEG 04/. Regelungen für Photovoltaik finden sich in §11 dieses Gesetzes. Es wird zugesichert, dass der bereitgestellte Strom für einen Zeit-raum von 20 Jahren mit einem fixen Betrag vergütet wird. Die Vergütung ist abhängig von der Art der Anlage (Dach-, Fassaden- oder Freiflächenanlage), der installierten Leistung und dem Baujahr. Nach §11 (1) EEG wird jede Kilowattstunde Energie, die mit Photovoltaik erzeugt wurde, mit 0,457 € vergütet. Bei Dach- und Fassadenanlagen können höhere Vergütungen erzielt werden. Die folgenden Vergütungen beziehen sich auf das Jahr 2004 und nehmen für jedes Jahr, das die Anlage später in Betrieb genom-men wird, um 5 % ab. Es erfolgt eine Einteilung in die Leistungsklassen bis 30 kW, über 30 kW und über 100 kW. Diese Einteilung gilt sowohl für Dachflächen- als auch Fassa-denanlagen. Für Dachflächen liegt die Vergütung für 2004 bei kleinen Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 30 kW bei 0,574 €/ kWh, bei einer Leistung von mehr als 30 kW bei 0,546 €/ kWh und bei großen Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW bei 0,540 €/ kWh. Die Vergütung für Fassadenanlagen ist generell etwas höher. So wird der Strom einer Fassadenanlage mit einer Leistung kleiner 30 kW mit 0,624 €/ kWh, bei einer größeren Leistung mit 0,596 €/ kWh und bei einer Leistung größer 100 kW mit 0,590 €/ kWh vergütet. Die Vergütungen sind in Tabelle A-9 zusam-menfassend dargestellt.

Tabelle A-9: Übersicht über die EEG-Vergütung für PV für das Jahr 2005 /EEG 04/

installierte Leistung Dachanlagebis 30 kW 0,574

über 30 kW 0,546über 100 kW 0,540

0,5940,590

Vergütung des PV- Stroms in €/ kWhBasisvergütung: 0,457

Fassadenanlage0,624

Definition Solarstrahlung Die Solarstrahlung, die auf die Erdatmosphäre trifft, wird als extraterrestrische Strah-lung bezeichnet. Sie beträgt 1.367 W/m². Diese Strahlung erreicht nicht die Erdoberflä-che, denn durch Reflexion, Absorption und Streuung in und an der Atmosphäre verrin-gert sich dieser Wert auf rund 1.000 W/m². Diesen auf der Erde nutzbaren Anteil - die Globalstrahlung - setzt sich wiederum aus einem direkten und einem diffusen Anteil zusammen.

Abbildung A-30 zeigt die Energiebilanz der Erde, ausgehend von der extraterrestri-schen Strahlung bis zur Rückstrahlung ins Weltall. Für die photovoltaische Nutzung steht der Anteil von 51,6 % zur Verfügung, der nach der Reflexion und Wärmeaufnahme durch die Lufthülle auf der Erdoberfläche auftrifft.


Abbildung A-30: Energiebilanz der Erde /KRE 84/

Die direkte Strahlung ist der gerichtet aus der Sonne kommende Anteil der Solarstrah-lung, während die diffuse Strahlung keine definierte Richtung hat. Die diffuse Strahlung setzt sich wiederum aus einem himmelsdiffusen Anteil und einem Anteil aus Bodenre-flexionen zusammen.

Es lässt sich feststellen, dass an Tagen mit niedriger Globalstrahlung der diffuse Anteil meist überwiegt und bis zu 100 % entsprechen kann, während an Tagen mit hoher Globalstrahlung der direkte Anteil deutlich überwiegt /QUA 07/.

Funktionsweise einer Photovoltaikzelle Die Funktionsweise einer Solarzelle basiert auf dem so genannten Photoeffekt. Dieser beschreibt den Übergang eines Elektrons vom Valenzband (oberstes vollständig mit Elektronen gefülltes Band) in das Leitungsband (nächst höheres teilweise gefülltes oder vollständig leeres Band) unter Einwirkung von der Energie des Lichts. Die Energiediffe-renz zwischen diesen beiden Bändern wird als Bandlücke bezeichnet.

Bei Halbleitern, die für die Photovoltaik entscheidend sind, ist das Leitungsband unbe-setzt und die Bandlücke beträgt maximal 5 eV. Durch die geringe Bandlücke ist die Energie eines Photons ausreichend, um ein Elektron vom Valenz- in das Leitungsband anzuheben.

Das am häufigsten für Solarzellen verwendete Element Silizium muss, um es in einen Halbleiter zu überführen, zunächst dotiert werden. Man unterscheidet zwischen n- und p-Dotierung. Ersteres bezeichnet das Einbringen eines so genannten Donators, welcher ein Valenzelektron mehr besitzt, so dass ein Elektron frei zur Verfügung steht. Bei der p-Dotierung handelt es sich im Gegenzug um die Einbringung eines Akzeptors, welcher ein Valenzelektron weniger als das Silizium hat. Durch das Fehlen von Elektronen im Gitter entstehen Löcher.


Der n- dotierte und der p- dotierte Halbleiter bilden, wenn man sie in Kontakt bringt, einen pn-Übergang, bei dem die Elektronen vom n-Gebiet ins p-Gebiet und die Löcher vom p- Gebiet ins n- Gebiet diffundieren. In der Übergangszone bildet sich die so ge-nannte Raumladungszone. Durch die Energie eines Photons wird ein Elektron in der Raumladungszone vom Valenz- in das Leitungsband angehoben, so dass dieses in das n-Gebiet und das entstehende Loch in das p-Gebiet wandert. Der Stromkreis wird dann über einen elektrischen Verbraucher geschlossen. /QUA 07/

Die Funktionsweise ist in Abbildung A-31 graphisch dargestellt.

Abbildung A-31: Funktionsweise einer Solarzelle nach /LOE 07/

Typen von Solarzellen Zurzeit werden drei Solarzellenarten in der Praxis eingesetzt: Die monokristalline, die polykristalline und die Dünnschichtzelle. Die folgenden Beschreibungen dieser Typen basiert auf /QUA 07/, /LCI 04/.

In monokristallinen Siliziumzellen sind alle Kristalle gleich ausgerichtet. Diese sind in der Herstellung allerdings aufwendiger, da sie aus polykristallinem Silizium durch Impfen gewonnen werden müssen.

Bei polykristallinen Siliziumzellen sind die Kristalle nicht alle gleich ausgerichtet, so dass Korngrenzen entstehen, die Verluste verursachen und somit zu einem niedrigeren Wirkungsgrad führen.

Bei der Dünnschichtzelle (Beispiel: amorphes Silizium) werden auf einen Träger aus Glas die Kontakte, die p- Schicht, das amorphe Silizium und die n- Schicht aufgedampft, so dass diese Zellen ca. um den Faktor 100 dünner sind als kristalline Solarzellen. Neben Zellen aus amorphem Silizium gibt es auch Zellen aus CdTe oder CIS- Zellen (CuInSe2).

2.2.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial

Theoretisches Potenzial Ausgehend von einem Vergleich unterschiedlicher Potenzialanalysen für Photovoltaik /PHO 02/ kann zunächst auf die Dachflächen in Deutschland zurückgerechnet werden. Diese 3.352 km² geben das Flächenpotenzial vor. Dabei ist bereits berücksichtigt, dass es aufgrund verschiedener Restriktionen nicht die gesamte Dachfläche genutzt werden kann. Auf diese Restriktionen wird bei der Herleitung des technischen Potenzials näher eingegangen.


Technisches Potenzial Das technische Potenzial ist eine Teilmenge des theoretischen Potenzials und dement-sprechend durch alle Dachflächen in Deutschland repräsentiert, die für Photovoltaik unter Berücksichtigung technischer Restriktionen nutzbar sind.

Zunächst soll bestimmt werden, welcher Anteil für die Installation von Photovoltaik zur Verfügung steht. Explizite Statistiken über Dachflächen in Deutschland existieren nicht. Aus diesem Grund muss auf anderem Weg versucht werden, die Dachfläche abzuschätzen. Es wurden zunächst folgende Ansätze verfolgt, die jedoch zu keinem Ergebnis geführt haben:

• Über die versiegelte Fläche: Von der versiegelten Fläche könnte über empirische Faktoren auf die Grundflä-chen der Gebäude geschlossen werden, so dass darüber die Dachflächen abgeschätzt werden können. Es sind allerdings keine Statistiken über die versiegelte Fläche verfügbar. Zudem existieren unterschiedliche Definitionen für versiegelte Fläche.

• Über das Bauland: Bauland bezeichnet das gesamte Grundstück, auf dem ein Gebäude errichtet werden darf. Ein Verhältnis von Grund- zu Baufläche kann nicht eindeutig und allgemeingültig festgelegt werden.

• Über die Siedlungs- und Freiflächen: Es existiert kein Verteilschlüssel dieser statistischen Flächenangabe auf die ein-zelnen Bestandteile, Siedlungs- und Freiflächen.

Da diese Ansätze nicht zu den gewünschten Ergebnissen führen, wird die für Photovol-taik nutzbare Dachfläche nach /PHO 02/ herangezogen. Dabei handelt es sich um 838 km² Dachflächen der Gebäude mit einer reinen Südausrichtung.

Bei Dachflächen mit einer Ausrichtung von -45° bis +45° bezogen auf Süden, können 100 % der Einstrahlung genutzt werden. Generell kann jedoch davon ausgegangen werden, dass alle Dachflächen für die Installation geeignet sind, auf die mindestens 85 % der Einstrahlung auftrifft. Die durchschnittliche Dachneigung und damit auch Neigung der Solarmodule wird auf 40° festgelegt. Unter dieser Voraussetzung eignen sich alle Dächer mit einer Ausrichtung von -81,5° bis 76,5° bezogen auf Süden für Photo-voltaik. Da von einer Gleichverteilung der Dachflächen ausgegangen werden kann, ergibt sich die für Photovoltaik nutzbare Gesamtfläche zu ca. 1.471 km². Dies entspricht ca. 44 % der gesamten Dachfläche. Bei dieser Fläche sind bereits folgende Restriktionen nach /KAL 93/ enthalten:

• Ein Teil der Fläche steht für die Installation von Photovoltaik nicht zur Verfügung, da sie bereits für Kamine, Dacherker, Lüftungsschächte, Dachfenster, Antennenanlagen, Ausstiegsluken u. ä. verwendet wird.

• Bei industriell genutzten Gebäuden verringert sich die nutzbare Dachfläche zu-sätzlich, da diese für Dachbebauungen, zusätzliche Oberlichter, überproportional ansteigenden Lüftungsschachtbedarf oder andere technische Einbauten genutzt wird.

• Durch Abschattungseffekte und Denkmalschutz wird das Flächenpotenzial weiter reduziert.


• Bei Flachdächern gibt es keine Einschränkung der Nutzung durch die Ausrichtung des Daches, doch muss hier berücksichtigt werden, dass ein Mindestabstand der Module eingehalten werden muss, um Abschattungsverluste durch die Module selbst zu vermeiden.

Die für die Installation von Photovoltaik geeignete Dachfläche in Deutschland beträgt somit 1.471 km². Hierbei ist jedoch noch nicht berücksichtigt, dass bereits ein Teil dieser Dachflächen für Photovoltaik genutzt wird und somit für einen Ausbau der Photovoltaik nicht mehr zur Verfügung steht. Auch auf Dachflächen, auf denen schon solarthermische Anlagen installiert sind, kann keine Photovoltaik angebracht werden.

Laut /BMWi 07c/ wurden 2005 für solarthermische Anlagen ungefähr 7,2 km² Dach-fläche verwendet. Für die Photovoltaik liegen keine Statistiken über die bebauten Flächen vor. Deshalb wird die verwendete Fläche aus der installierten Leistung nach /PHO 06/ abgeleitet. Die installierte Leistung liegt für jedes Bundesland vor. Insgesamt war 2005 eine Leistung von 1,9 GW installiert. Vergleicht man die flächenspezifischen Leistungen von Solarmodulen verschiedener Hersteller, so ergibt sich im Mittel ein Wert von 118 W/m². Ausgehend von dieser flächenspezifischen Leistung wurden im Jahr 2005 bereits Dachflächen von ca. 16 km² für Photovoltaik genutzt. Unter der Annahme, dass keine weiteren sonstigen Einschränkungen vorliegen, ergibt sich ein Dachflächenpoten-zial für Photovoltaik von 1.448 km².

Um zu bestimmen, welche Strommenge mit Photovoltaik erzeugt werden kann, wird von der Globalstrahlung ausgegangen. Abbildung A-32 zeigt die Globalstrahlung des Jahres 2005 für Deutschland. Die Jahressummen sind farblich gekennzeichnet, die Globalstrahlung nimmt von grün eingefärbten Gebieten bis zu dunkelrot eingefärbten Gebieten zu. Dabei schwanken die Werte zwischen jährlich 960 kWh/m² im Westerwald (dunkelgrün eingefärbt) und 1.220 kWh/m² in München (dunkelrot eingefärbt.).

Zusätzlich sind in der Karte die sechs Referenzgebiete aus Tabelle A-10 eingezeichnet. Diese geben die räumliche Lage an, die für die spätere Berechnung eines Lastganges notwendig ist. Die Auswahl orientiert sich weniger an den Flächenschwerpunkten, als an den Besiedelungsschwerpunkten, die ein Indikator für die Dachflächen sind.

Tabelle A-10: Festgelegte Referenzgebiete

Referenzstandort Gebiet Längengrad Breitengradin ° östl. Länge in ° nördl. Breite

Bremen 1 8,81 53,08Waren (Landkreis Müritz) 2 12,68 53,52Düsseldorf 3 6,78 51,23Leipzig 4 12,38 51,33Stuttgart 5 9,18 48,78München 6 11,57 48,14


12

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12

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Abbildung A-32: Jahressumme der Globalstrahlung /DWD 06/, /eigene Ergänzungen/

Wegen der großen Bandbreite der Globalstrahlung werden die Dachflächen auf Land-kreise bzw. kreisfreie Städte aufgeteilt, welchen wiederum Einstrahlungswerte zugeord-net werden können. Das Vorgehen für die Aufteilung der Dachflächen ist in Abbildung A-33 graphisch dargestellt.


Geeignete Dachfläche in DGeeignete Dachfläche in D

Geeignete Dachfläche der BundesländerGeeignete Dachfläche der Bundesländer

Geeignete Dachfläche der kreisfreie Städte und LandkreiseGeeignete Dachfläche der kreisfreie Städte und Landkreise

Flächenanteil des Bundeslandes an der Gesamtfläche Deutschlands

Verteilung der Dachflächen nach Einwohnerzahl und Flächenanteil am Bundesland

Dachfläche in DDachfläche in D- Flächenausrichtung + Restriktionen- installierte Solarthermie- installierte Photovoltaik

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Abbildung A-33: Methodisches Vorgehen zur Potenzialermittlung

Zunächst wird die Dachfläche auf die 16 Bundesländer verteilt. Basis dieser Verteilung ist der Flächenanteil am Bundesgebiet. So liegen beispielsweise in Bayern entsprechend der Bodenfläche 16 % der Dachflächen. Von den Dachflächen der Bundesländer ausge-hend, werden diese dann auf die 313 Landkreise und 118 kreisfreien Städte in Deutsch-land verteilt.

Dazu wurden drei Ansätze miteinander verglichen:

• Verteilung gemäß der Einwohnerzahl, • Verteilung gemäß der Fläche der Landkreise und Städte, • oder Verteilung gemäß der Einwohnerzahl und der Fläche.

In Abbildung A-34 sind die drei möglichen Varianten exemplarisch für das Bundesland Schleswig-Holstein dargestellt.

Bei Verteilung nach der Einwohnerzahl wird den Städten überproportional viel Dachflä-che zugeordnet, da der Großteil der Bevölkerung in der Stadt und nicht auf dem Land lebt. Hierbei wird jedoch nicht berücksichtigt, dass auf dem Land die meisten Häuser ein- bis zweigeschossig sind, während die Geschosszahl der Häuser in der Stadt deutlich darüber liegt. Deshalb gibt es pro Stadtbewohner weniger Dachfläche als pro Landbe-wohner.

Wird die Fläche der Städte bzw. Landkreise als Verteilschlüssel gewählt, führt dies zu einer Übervorteilung der Landkreise. Beispielsweise hat die Stadt Kiel deutlich mehr Einwohner als der Landkreis Nordfriesland. Wird hier allerdings die Dachfläche nach der Fläche verteilt, so wird dem Landkreis eine 16-mal so große Dachfläche zugeteilt wie Kiel.

Daher werden beide Größen bei der Verteilung der Dachflächen berücksichtigt. Dazu wird der Mittelwert aus dem Anteil der Dachfläche, der Verteilung nach Einwohnern und der Verteilung nach der Fläche gebildet und dient als weitere Berechnungsgrund-lage.


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m² nach Einwohnern

nach Flächenach Fläche und Einwohner

Abbildung A-34: Aufteilung der Dachfläche auf Landkreise und kreisfreie Städte für Schleswig-Holstein

Um einen Lastgang zu ermitteln, wird jedem Landkreis und jeder kreisfreien Stadt in einem nächsten Schritt ein Referenzgebiet nach Tabelle A-10, eine TRY-Region sowie ein Wert für die Globalstrahlung nach /DWD 06/ zugeordnet. Testreferenzjahre (TRY) des deutschen Wetterdienstes sind Datensätze ausgewählter meteorologischer Elemente für jede Stunde eines Normaljahres. Der Bezugszeitraum entspricht der international vereinbarten Referenzperiode (1961 bis 1990) der World Meteorological Organisation (WMO). Sie liefern die klimatologischen Randbedingungen für Simulationsrechnungen auf stündlicher Basis. Mit ihrer Hilfe kann die jährliche Globalstrahlung in einen stündlichen direkten und diffusen Anteil aufgeteilt werden. Damit stehen die notwendi-gen Informationen zur Verfügung, um für die 117 verschiedenen Typregionen die stünd-liche Einstrahlung auf die Dachfläche nach DIN 5034 zu simulieren. Dabei fließt auch die Gebäudeausrichtung ein, so dass jeder Lastgang der Einstrahlung aus 159 Einzel-lastgängen besteht.

Das technische Ausbaupotenzial für Photovoltaik ergibt sich aus dem elektrischen Summenlastgang aller Typregionen. Dieser wird aus dem zuvor berechneten Verlauf der diffusen und direkten Einstrahlung und den technischen Parametern der Anlagen abgeleitet.

Für die angesetzten Zellwirkungsgrade wurde eine Datenbank mit 1.548 käuflich er-werbbaren Anlagen verschiedener Hersteller /SMA 07/ ausgewertet. Die Häufigkeitsver-teilung der Wirkungsgrade in Abbildung A-35 zeigt, dass der Modalwert der Verteilung bei 12,5 % liegt.


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Zellwirkungsgrad in %

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Abbildung A-35: Häufigkeitsverteilung der Zellwirkungsgrade /SMA 07/

Zur Simulation wurde daher eine Anlage mit einer Peakleistung von 125 W/m² herange-zogen. Die Peakleistung entspricht der Nennleistung eines Moduls unter Standardbe-dingungen, d. h. einer Bestrahlungsstärke von 1.000 W/m² bei senkrechtem Lichteinfall sowie einer Temperatur der Zellen von 25 °C. Die tatsächlich auftretende Leistung kann auch über der Nennleistung der Module liegen. Zusätzliche Verluste von etwa 15 % entstehen durch den Wechselrichter und Leitungsverluste.

Abbildung A-36 zeigt den simulierten Summenlastgang der Photovoltaik sowie den Lastgang der allgemeinen Versorgung. Insgesamt lässt sich auf der verfügbaren Dach-fläche eine Leistung von etwa 152 GWpeak installieren. Wie erwartet ist die Erzeugungs-leistung im Sommer am Höchsten bei ca. 154 GW. Insgesamt ließen sich mit dieser Leistung etwa 176 TWh an Strom erzeugen. Allerdings kommt es bei derart starkem Ausbau zu einer deutlichen Überdeckung des Verbraucherlastganges von bis zu 300 %. Nur der Anteil des PV-Erzeugungsganges unterhalb des Lastganges kann genutzt werden. Das Integral über der Zeit ergibt eine bei Maximalausbau nutzbare Erzeugung von etwa 141 TWh entsprechend einem solaren Deckungsbeitrag von 27,9 %.

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GW

PV-LeistungsgangVerbraucherlast

Abbildung A-36: Photovoltaik-Lastgang und Verbraucherlastgang


2.2.3 Referenz und Maßnahme Die Referenz für die verdrängten CO2-Emissionen wird mit Hilfe des Verdrängungsmix-Tools nach dem im Methodikbereich erläuterten Verfahren berechnet. Da die Leistung sehr stark variiert, ist in Abbildung A-37 eine Sensitivitätsanalyse des Verdrängungs-mixes bezüglich des Ausbaugrades dargestellt.

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Ausbau in % des technischen Potenzials

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Abbildung A-37: CO2-Verdrängungsmix für PV-Strom

Wie erwartet, ist der Verdrängungsmix bei geringem Ausbau mit ca. 794 gCO2/kWh niedriger als beispielsweise der KWK-Verdrängungsmix. Da PV nur tagsüber Strom ins Netz einspeist, wird öfter auch Spitzenlaststrom und damit Gas verdrängt. Bei weiterem Ausbau wird zunehmend Erzeugung aus Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken verdrängt. Bei etwa 830 gCO2/kWh ist das Maximum erreicht, danach sind auch Kern-energie sowie sonstige Energien von der Verdrängung betroffen. Für die weitere Rech-nung wird für die Photovoltaik von einem durchschnittlichen CO2-Verdrängungsmix von 814 gCO2/kWh ausgegangen.

Für die Wirtschaftlichkeitsbewertung zur Potenzialanalyse werden die Investitionen und Betriebskosten der PV-Anlage der Vergütung nach EEG gegenübergestellt. Es wird von Dachflächenanlagen mit einer Leistung von bis zu 30 kW ausgegangen. Für 2005, das Basisjahr der Betrachtung, ergibt sich unter Berücksichtigung der Degression damit eine Vergütung des PV-Stromes von 54,53 ct/kWh.

Tabelle A-11 zeigt die für die Wirtschaftlichkeitsberechnung verwendeten Rahmenda-ten der Maßnahme „PV-Ausbau“.


Tabelle A-11: Wirtschaftliche Rahmendaten der PV

Investionen in €/kW (Modul, Wechselrichter, Befestigungsmaterial) 4.500Versicherung p.a. (bezogen auf Anlagenneuwert): 0,17%Wartung & Instandhaltung (Rücklage) p.a.: 1. & 2. Jahr 0,50%(ebenfalls bezogen auf Anlagenneuwert) 3. - 5. Jahr 0,70%

6. - 20. Jahr 1,00%Zinssatz in % 10Lebensdauer in a 20angesetzte Vergütung in ct/kWh 55

2.2.4 Wirtschaftlichkeits- und Leistungsbetrachtung Ausgehend vom Gesamtlastgang der Photovoltaikeinspeisung wird untersucht, in wie weit das technische Potenzial unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten genutzt werden kann.

In Abbildung A-38 ist dargestellt, wie die Investitionskosten der PV-Anlagen die Stromgestehungskosten unter den gegebenen Rahmenbedingungen, d. h. 10 % Zins und einer Lebensdauer von 20 Jahren, beeinflussen. Die senkrechte Linie gibt die heute üblichen Investitionskosten von 4.500 €/kW an. Sinken die Kosten für die Module bspw. durch Lerneffekte, gehen auch die Stromgestehungskosten für PV-Strom zurück. Der Durchschnitt liegt bei heutigen Modulpreisen und dem angenommenen Zinssatz bei etwa 58 ct/kWh. An Standorten mit hohem solarem Ertrag liegen sie darunter bei etwa 53 ct/kWh, an ungünstigen Standorten erreichen sie ca. 68 ct/kWh. Die Bandbreite ist durch die gestrichelten Linien vorgegeben.

Unter den festgelegten Rahmenbedingungen erreichen lediglich die guten Standorte Stromgestehungskosten unterhalb der EEG-Vergütung für PV-Strom. Für schlechte Standorte liegt der Schnittpunkt zur Wirtschaftlichkeit erst bei etwa 3.600 €/kW. Um gegen den Haushaltsstrompreis konkurrieren zu können, müssten die Systempreise auf etwa 1.500 €/kW sinken. Erst dann wäre eine Selbstversorgung mit Photovoltaik wirt-schaftlich vergleichbar.


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Investitionskosten in €/kW

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Stromgestehungskosten

EEX-Preis

PV-Vergütung

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Abbildung A-38: Variation der Stromgestehungskosten über der Investition

Da bei Vollausbau, wie in Kapitel 2.2.2 gezeigt, technische Beschränkungen für die Stromeinspeisung bestehen, werden nachfolgend drei Ausbauvarianten analysiert.

Variante 1 - Vollausbau: Das gesamte technische Potenzial wird umgesetzt. Auf allen verfügbaren Dachflächen in Deutschland wird Photovoltaik installiert. Um eine Überdeckung und Überlastung der Netze zu vermeiden, wird festgelegt, dass Photovoltaikanlagen abgeschaltet werden, sobald die bereitgestellte Leistung die nachgefragte Last übersteigt.

Diese Vorgehensweise hat jedoch zur Folge, dass keine Photovoltaikanlage wirtschaftlich betrieben werden kann. Denn in Regionen mit geringer Einstrahlung lohnt sich eine Photovoltaikanlage sogar dann nicht, wenn sie ununterbrochen zur Stromerzeugung genutzt wird. Durch den Abschaltzwang der Anlagen erreichen zudem Anlagen, die prinzipiell wirtschaftlich betrieben werden können, nicht die Ausnutzungsdauer, die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendig ist.

Variante 2 - Teilausbau gemäß der Einspeiseleistung: Der Gesamtlastgang bei Vollausbau wird in dieser Variante rechnerisch so weit redu-ziert, dass die maximale Leistung den Restlastgang nicht überschreitet. So können lediglich 28,4 % der Dachflächen deutschlandweit genutzt werden, wenn zu keiner Zeit eine Photovoltaikanlage abgeschaltet werden soll. Allerdings kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, mehr Leistung zu installieren, als diese Variante zulässt.

Abbildung A-39 zeigt die geordnete Jahresdauerlinie der PV-Stromerzeugung. Nur in sehr wenigen Stunden im Jahr wird die Maximalleistung erreicht. Wird nun eine höhere Leistung installiert, muss zwar auf einen Teil der Erzeugung verzichtet werden, der Zugewinn an Erzeugung wiegt diesen Nachteil allerdings wieder auf. Die daraus resul-tierende Verschiebung der Jahresdauerlinie ist durch die Pfeile dargestellt.


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Abbildung A-39: Geordnete Jahresdauerlinie der PV-Stromerzeugung

Variante 3 - Ökonomisch idealisierter Ausbau: In der abschließend betrachteten Variante wird dem Umstand Rechnung getragen, dass nur in sehr wenigen Stunden im Jahr die Peakleistung erreicht wird. Es wird ein wirt-schaftliches Optimum gesucht, das zwischen Variante 1 und Variante 2 liegt. Da ein Ausbau nicht in allen Regionen Deutschlands unter den gesetzten Rahmenbedingungen wirtschaftlich darstellbar ist, wird der Gewinn der wirtschaftlichsten Region als Führungsgröße verwendet. Deren Annuität wird durch Parametervariation maximiert, d. h. es wird das wirtschaftliche Optimum zwischen installierter Leistung und möglicher Erzeugung ermittelt. Mit dieser Zielgröße ergibt sich ein Ausbaufaktor von ca. 37 %, d.h., dass deutschlandweit in jeder Region auf 37 % der technisch verfügbaren Dachflä-chen Photovoltaik installiert wird.

Das Ergebnis zeigt Abbildung A-40. Als Vergleichslastgang für den Ausbau wird dabei nicht der Verbraucherlastgang verwendet. Dieser wird zum Teil durch nicht verdräng-bare „must-run“-Anlagen bereitgestellt. Daher wird ein Restlastgang gebildet, der um die Erzeugung aus Wasser- und Windkraft reduziert ist. Insgesamt kann in dieser Variante eine Leistung von 56,2 GWpeak installiert werden. Dadurch könnten 65,2 TWh erzeugt werden, wovon allerdings nur 65 TWh genutzt werden können. Bei einer Stromerzeugung von etwa 506 TWh in 2005 entspricht dies einem solaren Deckungsbei-trag von 12,8 %.


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Lastgang der allgemeinen Erzeugung Restlastgang (o. Wasser und Wind)PV-Leistungsgang

Abbildung A-40: Resultierender PV-Lastgang bei wirtschaftlich optimiertem Ausbau

2.2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Für jede der 117 betrachteten Typregionen können die Verminderungskosten berechnet und graphisch dargestellt werden. In Abbildung A-41 sind die Ergebnisse aufbereitet. Bei dem angenommenen Ausbau der Photovoltaik können maximal ca. 54 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Wirtschaftlich kann jedoch lediglich ein Potenzial von 3,6 Mio. t/a erschlossen werden. Dies entspricht einer Jahreserzeugung von ca. 4,4 TWh bzw. einem solaren Deckungsbeitrag des Stromverbrauchs von etwa 0,9 %.

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Abbildung A-41: Verminderungskostenkurve für PV-Ausbau


Abbildung A-42 zeigt die kumulierten CO2-Verminderungskosten für den Ausbau der Photovoltaik. Wird das wirtschaftliche Potenzial von 3,5 Mio. t erschlossen, so kann ein Ertrag von 33 Mio. € jährlich erwirtschaftet werden.

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Abbildung A-42: Kumulierte jährliche Verminderungskosten

Für die quasivolkswirtschaftliche Betrachtung werden die Stromgestehungskosten der Photovoltaik den EEX-Börsenpreisen als Indikator für die Stromgestehungskosten im Kraftwerkspark gegenübergestellt. Durch die große Differenz entstehen, wie in Abbildung A-43 gezeigt, sehr hohe Verminderungskosten. So kostet es etwa 550 € bis 770 €, um eine Tonne CO2 einzusparen. Zu beachten ist jedoch, dass der Ausbau in der Realität nicht systematisch geschieht. Bei vollständiger Erschließung müssten jährlich ca. 35,7 Mrd. € aufgebracht werden.

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Abbildung A-43: Quasivolkswirtschaftliche Betrachtung der Photovoltaik


2.2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die Wirtschaftlichkeitsrechnung zur Berechnung des wirtschaftlichen Potenzials basiert auf dem für den Umwandlungssektor einheitlich angenommenen Zinssatz von 10 %. Da PV-Anlagen allerdings überwiegend von privaten Investoren finanziert sind, wird eine Sensitivitätsanalyse mit einem Zinssatz von 5 % durchgeführt.

Wie in Abbildung A-44 dargestellt, werden die Stromgestehungskosten der Photovol-taik dadurch deutlich geringer. So ist auch die Installation in Regionen mit niedriger solarer Einstrahlung bei derzeitiger Vergütung wirtschaftlich darstellbar. Bei System-preisen (Modul, Wechselrichter und Installation) um 2.000 €/kW kann der Haushalts-strompreis erreicht werden.

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4.50

0

5.50

0

Investitionskosten in €/kW

Stro

mge

steh

ungs

kost

en in

€/k

Wh

Stromgestehungskosten

EEX-Preis

PV-Vergütung

Haushaltsstrompreis

Abbildung A-44: Stromgestehungskosten der PV bei einem Zinssatz von 5 %

Für Investoren, insbesondere Privatanleger, kann die Geldanlage in Photovoltaik unter Umständen auch interessant sein, wenn dadurch die Steuerlast gesenkt werden kann. Der direkte Gewinn aufgrund der Vergütung steht dabei nicht im Vordergrund.

Zusammenfassend lässt sich das Ausbaupotenzial für die Photovoltaik wie folgt be-schreiben:

• Bei einem Ausbau des Potenzials auf alle verfügbaren Dachflächen in Deutschland kommt es zu einem hohen Leistungsüberschuss. Daraus lässt sich schließen, dass es schon vor einem derart starken Ausbau regional zu Netzengpässen kommen kann.

• Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen hängt stark von der Vergütung ab. Die Vorgabe des EEG, erneuerbare Energientechnologien zu fördern, um durch deren Verbreitung die Technikentwicklung voranzutreiben, wurde erreicht.

• Des Weiteren reagieren die Stromgestehungskosten der Photovoltaik sehr sensitiv auf den angesetzten Zinssatz. Dadurch kann es sein, dass für einige Investoren eine Geldanlage in PV nicht interessant ist.


• Maximal könnten durch Aufdach-Photovoltaikanlagen etwa 54 Mio. t CO2 einge-spart werden. Bei einem Zinssatz von 5 % ist dieses Potenzial aus betriebswirt-schaftlicher Sicht erschließbar. Wird eine Verzinsung von 10 % gefordert, können die Emissionen wirtschaftlich lediglich um eine Menge von etwa 3,5 Mio. t jährlich reduziert werden.

2.3 Ausbau der KWK In den Sektoren Haushalte (HH), Gewerbe-Handel-Dienstleistungen (GHD) und Indust-rie sowie allgemeiner Versorgung besteht die Möglichkeit, zur Deckung des Wärmebe-darfs KWK-Technologien einzusetzen. Durch die gekoppelte Erzeugung von Wärme und Strom ergibt sich in der Regel eine höhere Brennstoffausnutzung als bei getrennter Bereitstellung.

Die Kriterien für den Einsatz von KWK-Anlagen lassen sich wie folgt zusammenzufas-sen:

• Geeignetes Temperaturniveau des Wärmebedarfs: KWK-Anlagen können Wärme nicht bei beliebigen Temperaturen bereitstellen. Bei einigen Typen, z. B. Entnahmekondensationsturbinen, verringert sich der Stromertrag, wenn Wärme bei hohen Temperaturen ausgekoppelt wird.

• Möglichst Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmebedarf: Ist die Gleichzeitigkeit nicht gegeben, sinkt der Effizienzvorteil durch die gekop-pelte Erzeugung. Die Zielenergie, i. d. R. die Wärme, muss dann ungekoppelt durch ein Spitzenlastsystem und/oder Wärmespeicher bereitgestellt werden.

• Hohe Ausnutzungsdauern: Hohe Ausnutzungsdauern resultieren nicht allein aus gleichzeitigem Strom- und Wärmebedarf. Ein niedriger Wärmebedarf bei z. T. hohen Leistungsanfor-derungen verringert die Ausnutzungsdauer und damit die Wirtschaftlichkeit.

Die für Heizzwecke benötigte Temperatur kann durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bereitgestellt werden. Um die anderen beiden Kriterien zu erfüllen und auch Anlagen großer Leistung nutzen zu können, werden die Verbraucher mit Wärmenetzen verbunden.

In diesem Kapitel wird daher das KWK-Fernwärmepotenzial als Maßnahme einer zentralen Versorgung mit Strom und Wärme untersucht.

2.3.1 Situation Der Aus- und Neubau von Fernwärmenetzen wird durch politische Maßnahmen und Forderungen flankiert. Die Forderung der Bundesregierung im Integrierten Energie- und Klimaprogramm /IEKP 07/, den Anteil von KWK-Strom bis 2020 auf 25 % zu ver-doppeln, lässt sich nur durch einen massiven Ausbau von Wärmenetzen realisieren. Ein wirtschaftlicher Ausbau der Fernwärmenetze erfordert jedoch eine Mindestdichte des Wärmeverbrauchs.

In Abbildung A-45 ist die gesamte KWK-Stromerzeugung in Deutschland mit 58,8 TWh dargestellt. Es wird die Gesamtstromerzeugung aus KWK auf unterschiedlich in Betrieb gegangene Bestandsanlagen aufgeteilt. Ca. 25 % werden von Anlagen aus Kategorie 1 und damit „alten Bestandsanlagen“ bereitgestellt. Kategorie 1 beinhaltet Anlagen, die vor dem 31.12.1989 in Betrieb gegangen sind. Neue Bestandsanlagen, die


nach dem 01.01.1990 in Betrieb genommen wurden, produzieren den größten Anteil von ca. 61 % der gesamten KWK-Strommenge.

Kat. 314,01 %

Kat. 5b0,01 %

Kat. 5a0,21 %

Kat. 40,74 %

Kat. 124,55 %

Kat. 260,48 %

Kategorisierung:Kat 1: Alte BestandsanlagenKat 2: Neue BestandsanlagenKat 3: Modernisierte AnlagenKat 4: Neue kleine KWK-Anlagen bis 2MW (unter Beachtung der Kat. 5)Kat 5a: kleine KWK-Anlagen bis zu 50kW*)Kat 5b: Brennstoffzellen

*) sofern diese bis zum 31. Dezember 2005 in Dauerbetrieb genommen wurden

KWK-Einspeisung:ca. 58,8 TWh

Abbildung A-45: Aufteilung der KWK-Einspeisung 2005 auf die einzelnen Kategorien /VDN 07b/

Im Folgenden werden die unterschiedlichen, im KWK-Modernisierungs-Gesetz /KWK 02/ genannten Anlagentypen kurz vorgestellt.

Gegendruckturbinen sind Dampfturbinen, in denen der Dampf nicht vollständig entspannt wird. Dadurch wird auf einen Teil der mechanischen Energie verzichtet und die Stromausbeute gemindert. Die übrige, im Dampf verbleibende Wärme steht nach-folgenden Anwendungen (Prozesswärme, Heizung) zur Verfügung. Durch die Festlegung auf ein bestimmtes Gegendruckniveau hat diese Turbinen-Bauart nur einen Freiheits-grad.

Entnahmekondensationsturbinen sind klassische mehrstufige Dampfturbinen, bei denen der Dampf in einem Niederdruckteil auf Umgebungstemperatur entspannt wird. Die Anzapfung erfolgt in der Regel im Mitteldruckteil der Anlage, wo geregelt oder ungeregelt (Anzapfturbine) Dampf entnommen wird. Die Entnahme verringert die Stromerzeugung. Als KWK-Strom zählt nach der Richtlinie FW 308 lediglich der Teil, der an die Wärmeentnahme gebunden ist /AGFW 02/. Liegt eine geregelte Entnahme vor, ist die Stromkennzahl in eingeschränktem Umfang variabel, da der Massendurch-satz variiert werden kann.

Anlagen mit Organic Rankine Cycle (ORC) sind im Grunde Dampfturbinenanlagen (meist einstufig) mit einem organischen Medium (Thermoöl, wie Iso-Pentan, Iso-Oktan, Toluol oder Silikonöl) statt Wasser. Sie sind besser für die niedrigeren Temperaturen bei Biomasseverbrennung, Geothermie oder anderer Wärme auf mittlerem Temperatur-niveau (200 °C bis 300 °C) geeignet.

Als Gasturbinen mit Abhitzedampferzeuger werden (aeroderivate oder stationäre) Gasturbinen bezeichnet, denen ein Wärmetauscher zur Dampferzeugung nachgeschaltet ist. Dieser nutzt das bis zu 600 °C heiße Abgas zur Wärmeabgabe an ein Wärmeträger-medium (meistens Wasser). Besonders für die Erzeugung von Prozessdampf wird diese


Variante häufig verwendet. Die Stromabgabe ist bei dieser Art Gasturbinen-KWK-Anlagen fest an die Wärmeabgabe gebunden.

In Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) wird der durch die Gasturbinen-abhitze erzeugte Dampf in einer der oben genannten Dampfturbinenarten weiter abge-arbeitet. Dieser Kombiprozess hat ein besonders hohes Potenzial zur Wirkungsgrad-verbesserung und besitzt mindestens zwei Freiheitsgrade.

Im Gegensatz zu reinen Gasturbinen- oder GuD-Anlagen kann in STIG-Anlagen (Cheng Cycle) der Dampf aus dem Abhitzedampferzeuger zu einem Teil direkt in die Gasturbine eingedüst werden. Dadurch erhöhen sich die Turbinenleistung und die Flexi-bilität der Anlage bezüglich der Entnahmeleistungen von mechanischer und thermischer Energie. Die Stromkennzahl ist somit in einem weiten Bereich variabel.

Bei verbrennungsmotorischen KWK-Anlagen wird neben der mechanischen Energie die Abwärme von Otto- oder Dieselmotoren genutzt. Bei Letzteren sind Leistungen bis 80 MWel möglich. Gerade im kleinen Leistungsbereich der dezentralen Anlagen, z. B. als Gebäudezentralheizung, werden häufig Motoren-BHKW eingesetzt. Große Verteilnetze für die Nah- bzw. Fernwärmeversorgung und daraus resultierende Verluste entfallen dabei.

Vermehrt könnten in Zukunft auch Brennstoffzellen als BHKW Verwendung finden. Da Brennstoffzellen nicht an den Carnotwirkungsgrad gebunden sind, sind bezüglich der Stromerzeugung theoretisch höhere Wirkungsgrade möglich. Je nach Typ kann Wärme bei Temperaturen von 65 °C bis 500 °C ausgekoppelt werden. Beide KWK-Typen sind durch eine konstante Stromkennzahl und damit nur einen Freiheitsgrad gekenn-zeichnet.

Stirling- und Dampfmotoren-HKW sind Nischentechnologien bei Kleinanwendungen und sind kommerziell nur bedingt verfügbar.

2.3.2 Theoretisches Ausbaupotenzial für Fernwärmenetze In einem ersten Schritt wurden für die Sektoren Haushalte und GHD in Deutschland auf der Basis von Städtekategorien und Siedlungstypen der Wärmebedarf berechnet. Um eine genaue Auflösung des Wärmebedarfs zu erfassen, wurden mehrere Stufen zur Erfassung der wärmerelevanten Verbraucher vollzogen. Die Methodik soll für die ein-zelnen Sektoren differenziert betrachtet werden. Die Einzelbetrachtung soll die Unter-schiedlichkeit der Sektoren hervorheben. Das Vorgehen orientiert sich an der Studie /DLR 05/ und wurde mit FfE-eigenen Zahlen umgesetzt.

Haushaltssektor Die Methodik zur Erfassung und Bestimmung der Potenzialstufen (technisches und wirtschaftliches Potenzial) und des CO2-Verminderungspotenzials für Fernwärme in den Haushalten wird in Abbildung A-46 dargestellt.


AGFW / DLR- Studie

StädtekategorienI-X

Siedlungstypen1-9

FfE-Gebäudedaten

Gesamter Wärmebedarf der Siedlungstypen 1-9.

Technisches Potenzial

Wirtschaftliches Potenzial

Berücksichtigung von vorhandenen FW-Netzen

AGFW Allgemeine Pluralistische Wärmeversorgungsstudie

DLR Analyse des nationalen Potenzials für den Einsatz hocheffizienter KWK, unter Berücksichtigungder sich aus der EU-KWK-RLergebenden Aspekte

FfE ISOTEG, ZEN 2050;Ganzheitliche dynamischeBewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Berücksichtigung von Investitionen GuD, Erträgen

und Förderungen

CO2 Verminderungspotenzial

AGFW / DLR- Studie

StädtekategorienI-X

Siedlungstypen1-9

FfE-Gebäudedaten

Gesamter Wärmebedarf der Siedlungstypen 1-9.

Technisches Potenzial



AGFW Allgemeine Pluralistische Wärmeversorgungsstudie

DLR Analyse des nationalen Potenzials für den Einsatz hocheffizienter KWK, unter Berücksichtigungder sich aus der EU-KWK-RLergebenden Aspekte

FfE ISOTEG, ZEN 2050;Ganzheitliche dynamischeBewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Berücksichtigung von Investitionen GuD, Erträgen

und Förderungen

CO2 Verminderungspotenzial

Abbildung A-46: Methodik KWK-Potenzial und CO2-Verminderungspotenzial im Sektor Haushalte

Der Sektor Haushalte zeichnet sich durch den Verbrauch von Raumheizwärme und Brauchwasserwärme aus. Die wärmerelevanten Verbraucher werden im Haushaltsektor durch die Wohneinheiten dargestellt. Die Gesamtanzahl der Wohneinheiten in Deutschland beträgt rund 39 Mio.. Die Wohneinheiten in Deutschland gliedern sich in Ein- und Zweifamilienhäuser (EZH) sowie Mehrfamilienhäuser (MFH). Hierdurch ergeben sich Unterschiede im Verbrauch. Die betrachteten EZH haben eine Gesamtan-zahl von etwa 18 Mio. und MFH eine Anzahl von 20,5 Mio. Wohneinheiten.

Eine Aufteilung auf 5 Gebäudealtersklassen zwischen Altbau von 1968 bis heutiger Neubau ist in die Untersuchung mit eingeflossen. Hierdurch können gebäudespezifische Verbrauchsangaben für die Berechnung des absoluten Wärmebedarfs verwendet werden. Die Wohneinheiten wurden des Weiteren auf Städte verschiedener Kategorien (I-X) aufgeteilt. Die Kategorien beinhalten, wie in Tabelle A-12 dargestellt, 12.340 Städte, Kleinstädte und Gemeinden. Die Städtekategorien wurden nach den Größenklassen aufgeteilt. Die Aufteilung der EZH und MFH auf die einzelnen Kategorien beruht auf eigenen Berechnungen mit Zahlen aus dem Haushaltssektor.


Tabelle A-12: Städtekategorien mit wärmerelevanten Wohneinheiten /eigene Berechnung/, /DLR 05/

Kategorie Anzahl EZH MFH Gesamt

I 311 2.244.773 2.245.248 4.490.021

II 96 1.625.925 2.314.494 3.940.419

III 16 507.912 1.383.069 1.890.981IV 9 512.236 2.160.993 2.673.228V 4 474.401 2.777.112 3.251.513

VI 53 843.176 2.124.353 2.967.529

VII 19 149.446 220.578 370.024

VIII 82 404.885 759.803 1.164.688

IX Mittelgroße bis große Städte ab 50.000 Einwohner (NBL) 24 452.393 1.849.196 2.301.590 X 11726 11.007.108 4.714.702 15.721.810

12.340 18.222.256 20.549.546 38.771.803

Größere Städte mit 150.001 bis 450.000 EinwohnernGroßstädte mit 450.001 bis 650.000 Einwohnern

Wohneinheiten

Kleinstädte mit 20.000 bis 50.000 Einwohnern und mehr als 2.000 Wohneinheiten in Mehrfamilienhäusern (NBL)

Kleinstädte mit 20.000 bis 50.000 Einwohnern und mehr als 2000 Wohneinheiten in Mehrfamilienhäusern (ABL)Mittelgroße Städte mit 50.001 bis 150.000 Einwohnern

Gesamt

Städte mit mehr als 650.000 Einwohnern

Städte mit 20.000 bis 450.000 Einwohnern in hoch verdichteten Zonen

Städte mit 20.000 bis 80.000 Einwohnern in der Peripherie einer Großstadt

Übrige Gemeinden

In den Kategorien I-X wurden, analog zum Vorgehen in /DLR 05/ und /AGFW 01/, Siedlungstypen (ST1-ST10) definiert, um die Siedlungsstruktur innerhalb der Städte und Gemeinden zu berücksichtigen. Die Wirtschaftlichkeit einer leitungsgebundenen Wärmeversorgung hängt stark von der spezifischen Wärmedichte sowie den erforderli-chen Leitungslängen ab. Daher wurden Siedlungstypen mit breiter Streuung der Wär-meabnehmer und mit dichter Besiedlung nach Tabelle A-13 definiert. Die unterschiedli-chen Siedlungstypen ergeben eine reale Abbildung der Siedlungsstruktur einzelner Städte.

Tabelle A-13: Einteilung der verwendeten Siedlungstypen /DLR 05/, /AGFW 01/

ST1 StreusiedlungST2 EinfamilienhaussiedlungST3 DorfkernST4 ReihenhaussiedlungST5 ZeilenbebauungST6 Hochhäuser und große ZeilenbautenST7 Städtische BlockrandbebauungST8 City-Bebauung hoher DichteST9 Historische AltstadtST10 Gewerbegebiet

Die Charakteristika des Wärmeverbrauchs der Gebäude in den Siedlungen bestimmen den gesamten Wärmeverbrauch der Haushalte. Die weitere Vorgehensweise bezieht sich auf das technische Potenzial, welches aus dem Gesamtpotenzial abgeleitet wird. Wie in der Abbildung A-46 dargestellt, wird das Gesamtpotenzial durch die Anzahl vorhande-ner Fernwärmenetze korrigiert, um das technische Potenzial zu erhalten. Die letzten Schritte beinhalten die Bestimmung des wirtschaftlichen Potenzials und die CO2-Ver-minderungspotenziale. Das wirtschaftliche Potenzial errechnet sich aus dem technischen


Potenzial unter der Berücksichtigung von Erträgen, Förderung und Investitionen. Hieraus erfolgt im letzten Schritt die Berechnung des CO2-Verminderungspotenzials.

GHD (Gewerbe-Handel-Dienstleistung) Der Sektor GHD zeichnet sich durch eine Vielzahl unterschiedlicher Betriebsgrößen und Formen aus, die einen sehr differenzierten energetischen Verbrauch aufweisen. Die Methodik, um den Bedarf des GHD-Sektors zu ermitteln, kann anhand der Abbildung A-47 nachvollzogen werden. Der Gesamtverbrauch des Sektors wurde auf Basis unterschiedlicher Wirtschaftszweige untersucht. Im Bereich von Gewerbe-Handel-Dienstleistungen sind die einzelnen unterschiedlichen Wärmeabnehmer in 12 Branchen (WZ933) unterteilt. Diese unterschiedlichen Wärmeabnehmer wurden durch eine prozentuale Aufteilung auf die Siedlungstypen überführt.

AGFW/ISI- Studie

Wirtschaftszweige1-12 (WZ93)

Siedlungstypen1-10

FfE-Strukturdaten

Aufgliederung Wärmebedarf auf Siedlungstypen 1-10 der HH

AGFW - Allgemeine Pluralistische Wärmeversorgungsstudie

ISI- Energieverbrauch der privaten Haushalteund des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen(GHD)

FfE-Studien Energiezukunft 2050; Strukturanalyse

bei Geschäftskunden zur Ermittlung der KWK-Potenziale; Ganzheitlichedynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Berücksichtigung des unterschiedlichen Wärmebedarfs WZ93



Berücksichtigung von Investitionen, Erträgen

und Förderungen

technisches Potenzial

CO2-Verminderungspotenzial

AGFW/ISI- Studie

Wirtschaftszweige1-12 (WZ93)

Siedlungstypen1-10

FfE-Strukturdaten

Aufgliederung Wärmebedarf auf Siedlungstypen 1-10 der HH

AGFW - Allgemeine Pluralistische Wärmeversorgungsstudie

ISI- Energieverbrauch der privaten Haushalteund des Sektors Gewerbe, Handel, Dienstleistungen(GHD)

FfE-Studien Energiezukunft 2050; Strukturanalyse

bei Geschäftskunden zur Ermittlung der KWK-Potenziale; Ganzheitlichedynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellentechnologie

Berücksichtigung des unterschiedlichen Wärmebedarfs WZ93



Berücksichtigung von Investitionen, Erträgen

und Förderungen

technisches Potenzial

CO2-Verminderungspotenzial

Abbildung A-47: Methodik KWK-Potenzial und CO2-Verminderungspotenzial im Sektor GHD

Die weitere Bestimmung vom technischen und wirtschaftlichen Potenzial ist an die Methodik der Haushalte angelehnt. Das technische Potenzial bestimmt sich aus dem Gesamtwärmebedarf aller Bereiche abzüglich des bereits ausgebauten Fernwärmebe-standes in geeigneten Versorgungsgebieten. Das wirtschaftliche Potenzial bestimmt sich unter der Berücksichtigung von Investitionen, Erträgen und Förderungen. Die CO2-Verminderungspotenziale werden aus dem wirtschaftlichen Potenzial errechnet.

2.3.3 Maßnahme und Referenz Als Maßnahme wird die Fernwärmeversorgung mittels einer GuD-Anlage sowie eines Spitzenlastkessels betrachtet. Als Minimalleistung besitzt dieser Verbund 150 MWel und 3 WZ93: Einteilung der Wirtschaftszweige nach der Klassifizierung des statistischen Bundesamtes von 1993


eine Wärmeleistung von zusammen 375 MWth. Tabelle A-14 zeigt die weiteren energie-technischen Vorgaben. Die GuD-Anlage wird mit einem Wirkungsgrad von 42 % thermisch und 43 % elektrisch bilanziert. Die Stromkennzahl σ – der Quotient aus elektrischer und thermischer Leistung – liegt bei ca. 1.

Tabelle A-14: Technische Vorgaben zur Energiebereitstellung aus GuD und Spitzenlastkessel

GuD SLKηges 85% 90%ηth 42% 90%ηel 43% -σ 1 -

Das zur Spitzenlastdeckung eingesetzte Erdgasheizwerk stellt die Wärme mit 90 % Wirkungsgrad bereit. Im folgenden Abschnitt soll die optimale Einbindung der GuD und des Spitzenlastkessels als Gesamtsystem betrachtet und erläutert werden.

Dimensionierung KWK-Anlage und Diskussion Jahresdauerlinie Ein Kriterium zur Dimensionierung einer KWK-Anlage stellt der Leistungsanteil an der Gesamtleistung des Verbundsystems KWK und Spitzenlastkessel dar. Die GuD-Anlage wird auf Grund der hohen spezifischen Investitionen als Grundlastanlage eingesetzt. Um eine hohe Ausnutzungsdauer von ca. 5.000 h zu erreichen, wird die thermische Leistung auf 40 % der Last festgelegt. Das GuD-Kraftwerk hat dadurch, wie Abbildung A-48 zeigt, einen Deckungsbeitrag von 85 %. Das Heizwerk deckt mit 60 % der Leistung die wenigen auftretenden Lastspitzen.

0%10%

20%30%

40%50%60%

70%80%

90%100%

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

ther

mis

che

Leis

tung

Deckungsbeitrag Spitzenlastkessel

Deckungsbeitrag KWK-Anlage

Abbildung A-48: Geordnete Jahresdauerlinie der Wärmebereitstellung

Festlegung der betrachteten Stadtkategorien Aus der Abbildung A-49 können mehrere Informationen entnommen werden. In Städten der Kategorie III-VI wird die größte thermische Leistung benötigt. Des Weiteren werden die flächenspezifischen Investitionskosten für die Erschließung mit Fernwärme-netzen innerhalb der Stadtkategorien aufgezeigt, wie sie sich als gewichtetes Mittel über alle Siedlungen innerhalb der Städte ergeben. Dabei ist eine Absenkung in dicht besie-


delten Gebieten deutlich zu erkennen. In Kategorien, in denen sich Wärmeabnehmer weit entfernt von einander befinden, wird ein Anstieg verzeichnet. Einige Städtekatego-rien können die Wärmeleistung von 375 MW nicht abnehmen und werden somit für das technische und auch wirtschaftliche Potenzial nicht weiter betrachtet. So werden ausschließlich die Kategorien II-VI sowie Kategorie IX für die Berechnungen berücksich-tigt. In die Berechnung gehen auch die Leitungsverluste innerhalb der Kategorien mit ein. Daher liegt die dargestellte Erzeugungsleistung über dem Verbraucherlastgang.

1

10

100

1.000

10.000

100.000

Katego

rie I

Katego

rie II

Katego

rie III

Katego

rie IV

Katego

rie V

Katego

rie V

I

Katego

rie V

II

Katego

rie V

III

Katego

rie IX

Katego

rie X

ther

mis

che

Leis

tung

MW

th

4

5

6

7

8

9

Mio

. €/k

m²

Verbraucherlast je Stadtkategorie Erzeugungsleistung je Stadtkategorie

Erschließungskosten FW-Netz

Abbildung A-49: Städtekategorische Versorgungsmerkmale

KWK-Lastgangsynthese Zur Ermittlung der verdrängten CO2-Emissionen durch die KWK-Stromerzeugung wird auf das ursprünglich für diesen Zweck entwickelte Verdrängungsmixtool (vgl. Kapitel „Methodik“) zurückgegriffen. Zuletzt wurde die Methodik zur Ermittlung des Gesamt-lastganges der KWK im Rahmen einer Kurzstudie für den VDEW nochmals überarbeitet und verbessert /ROO 06/ und fand im Projekt „EduaR&D – Ganzheitliche dynamische Bewertung der KWK mit Brennstoffzellen“ /BEE 07/ Eingang. Das Vorgehen sowie das Ergebnis soll im Folgenden kurz dargestellt werden.

Die gesamte ins Stromnetz einspeisende KWK-Stromerzeugung betrug 2005 58,8 TWh /VDN 07b/. Die KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung betrug hingegen 52,3 TWh /STB 08/. Die Monats-Charakteristik der allgemeinen KWK-Erzeugung ist in Abbildung A-50 dargestellt. Wie erwartet, ist sowohl der Anteil der KWK-Wärme-, als auch der Stromerzeugung im Sommer geringer als im Winter. Die Stromkennzahl nimmt 2003 in den Sommermonaten zu. Daher nimmt auch der Gesamtnutzungsgrad der Anlagen von maximal 80 % im Dezember auf knapp 67 % im Juni ab. Verglichen mit anderen Jahren ist dieses Verhalten im Jahr 2003 aufgrund des „Jahrhundert“-Sommers besonders ausgeprägt.


2

4

6

8

10

12

14

Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez

Erze

ugun

g in

TW

h

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

Stro

mke

nnza

hl /

Nut

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d

KWK-Strom KWK-WärmeStromkennziffer Durchschnittliche StromkennzahlGesamtnutzungsgrad

Abbildung A-50: Monatsgang der KWK-Strom- und –Wärmeerzeugung 2003 /STB 08/

Auf der Basis von Fernwärmelastgängen von vier großen Stadtwerken konnte eine Funktion ermittelt werden, mit der sich ein auf die mittlere Leistung normierter stundenscharfer Fernwärmelastgang für Deutschland mit folgenden Eingangsdaten berechnen lässt:

• Angabe des Wochentages bzw. bundesweiter Feiertage • stundenscharfe Zeitreihe mit der mittleren Temperatur im Gebiet von Würzburg.

Die Datumsangabe wird benötigt, da gezeigt werden konnte, dass der Fernwärmebedarf bei gleicher Außentemperatur stark von der Uhrzeit und dem Wochentag bestimmt wird. Eine Unterscheidung in die zwei Gruppen Montag bis Freitag einerseits, sowie Samstag, Sonntag und Feiertag andererseits erwies sich als ausreichend.

Die mittlere Temperatur wird als gleitendes gewichtetes 72-Stundenmittel gebildet. Hierbei gingen die Temperaturen der 24 unmittelbar davor liegenden Stunden mit 50 %, die nächsten zurückliegenden Stunden mit 30 % und die 24 am längsten zurückliegen-den Stunden mit 20 % in die Berechnung des Mittelwertes ein. Die Temperaturdaten wurden von der Internetseite der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft be-zogen /LfL 07/. Es wurden die Messwerte von drei Wetterstationen bei Würzburg ver-wendet.

Der Fernwärmelastgang wurde im nächsten Schritt durch Multiplikation mit der Stromkennzahl in einen normierten KWK-Stromlastgang umgerechnet. Da die Strom-kennzahl nicht konstant ist (vgl. auch Abbildung A-50), wurden auf Basis der Monats-bilanzen des Statistischen Bundesamtes die mittleren Stromkennzahlen für jeden Monat im Jahr 2005 ermittelt (vgl. /STB 08/).

Der normierte KWK-Lastgang wurde im folgenden Schritt mit der von der AGFW veröffentlichten mittleren KWK-Stromerzeugung für 2005 skaliert. Die KWK-Strom-erzeugung wird im Arbeitsbericht der AGFW mit 35.604 GWh angeben /AGFW 06/. Dies entspricht einer mittleren Leistung von 4,06 GW. Mit dem so erzeugten KWK-Lastgang konnten Monatsbilanzen aufgestellt werden und mit den Monatsbilanzen des Statis-tischen Bundesamtes in /STB 08/ verglichen werden. Hierbei zeigte sich, dass die Fehl-


leistung zur gesamten KWK-Leistung in jedem Monat etwa gleich hoch ist. Da somit nur eine geringfügige Temperaturabhängigkeit des Fehlbetrags besteht, wurde die Differenz zwischen der von der AGFW ausgewiesenen KWK-Stromerzeugung von 35.604 GWh und der vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung von 52.310 GWh durch Addition einer konstanten Leistung zum KWK-Lastgang ausgeglichen. Der modellierte stundenscharfe KWK-Lastgang für 2005 ist in Abbildung A-51 dargestellt.

5

10

15

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Stunde im Jahr

KW

K-L

astg

ang

in G

W

-20

0

20

40

Auß

ente

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zbur

g in

° C

KWK-LastgangAußentemperatur

Abbildung A-51: Modellierter KWK-Lastgang für 2005

Neben der Charakteristik des KWK-Lastgangs, muss noch die Höhe der jährlichen zusätzlichen KWK-Stromerzeugung festgelegt werden. Sensitivitätsanalysen zeigen, dass der Verdrängungsmix bei Ausbauszenarien von bis zu 30 TWh zusätzlicher KWK-Stromerzeugung relativ stabil ist. Grundsätzlich ergibt sich bei höherer KWK-Strom-erzeugung ein größerer Anteil an verdrängten Grundlastkraftwerken. Die Braunkohle-grundlastkraftwerke weisen die höchsten spezifischen Emissionen auf, so dass der gewichtete spezifische CO2-Emissionsfaktor des Verdrängungsmixes mit zunehmender KWK-Stromerzeugung ansteigt. Abbildung A-52 zeigt den Verdrängungsmix für eine zusätzliche KWK-Stromerzeugung von 10 TWh für das Jahr 2005.

Erdgas11,4%

Steinkohle86,5%

Heizöl0,7%

Braunkohle1,4%

KWK-Verdrängungsmix821 gCO2/kWhel

Abbildung A-52: KWK-Verdrängungsmix 2005


Zur Bestimmung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors bedarf es der mittleren Nutzungsgrade der Kraftwerke und der brennstoffspezifischen Emissionen. Hierdurch ergibt sich eine untere Abschätzung des spezifischen CO2-Emissionsfaktors, da im Sinne der Merit Order zunächst immer die Kraftwerke mit den schlechtesten Nutzungsgraden verdrängt werden. Des Weiteren wird bei den mit Erdgas betriebenen Kraftwerken in den amtlichen Statistiken nicht zwischen GuD-Kraftwerken und reinen Gasturbinen-kraftwerken unterschieden. Auf Basis der verdrängten Brennstoffmenge lässt sich ein gewichteter spezifischer CO2-Emissionfaktor von 821 g/kWhel berechnen. Der Verdrängungsmix wird mit 86,5 % von Steinkohle dominiert. Erdgas macht 11,4 % des Verdrängungsmixes aus. Heizöl mit 0,7 % und Braunkohle mit 1,4 % sind von eher untergeordneter Rolle.

Die Wärmebereitstellung aus dem betrachteten KWK-System ersetzt dezentrale Wärmeerzeuger in Haushalten und GHD. Deren anteiliger Energieverbrauch ist in Abbildung A-53 dargestellt. Mit den spezifischen Emissionsfaktoren der Energieträger (vgl. Teil I zur Methodik) ergibt sich ein wärmeseitiger Verdrängungsmix von ca. 230 g/kWh.

Solar- u. Umwelt0,9%

Heizöl34,4%

Kohle1,3%

Biomasse8,0%

Strom6,4%

Erdgas49,0%

KWK-Wärmemix230 gCO2/kWhth

Abbildung A-53: Spezifische CO2-Emissionen der durch Fernwärme verdrängten Wärmebereitstellung

Den verdrängten Emissionen in ungekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung wird das in GuD-Anlage und Spitzenlastheizwerk eingesetzte Gas mit 202 g/kWhBS gegen-übergestellt.

2.3.4 Technisches Ausbaupotenzial Mit dem in Kapitel 2.3.2 ermittelten theoretischen Ausbaupotenzial der Fernwärme und der Stromkennzahl der GuD-Anlage kann auf die theoretisch mögliche Stromerzeugung zurückgerechnet werden. Gekoppelt an den betrachteten Wärmeverbrauch könnten etwa 730 TWh Strom bereitgestellt werden, was etwa dem 1,4-fachen der Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung von 506 TWh im Jahr 2005 entspricht. Werden nur die Städte versorgt, deren Leistungsbedarf über der thermischen Leistung des betrachteten KWK-Systems aus GuD und Spitzenlastheizwerk liegt (vgl. Kapitel 2.3.2), kann 60 % der benötigten Strommenge erzeugt werden. Die KWK-Leistung übersteigt dadurch aller-dings die durch Kraftwerke der allgemeinen Versorgung zu deckende Last um bis zu 21,5 GW.


Abbildung A-54 zeigt den Lastgang der allgemeinen Versorgung. Im Restlastgang sind die „must-run“-Anlagen Wasser- und Windkraft abgezogen. Der rote Erzeugungsgang spiegelt die maximal mögliche KWK-Erzeugung wider, bei der der Restlastgang nicht überschritten wird. Die Differenz zum grauen Lastgang der bereits installierten KWK ergibt demnach das technische Ausbaubpotenzial. Etwa 44 % der geeigneten Städte können dadurch erschlossen werden, was einen maximalen KWK-Deckungsbeitrag von 38 % ergibt.

Abbildung A-54: Maximal möglicher Ausbau der KWK

2.3.5 Verminderungskosten und wirtschaftliches Potenzial In die Wirtschaftlichkeitsberechnung fließen die einzelnen Kostenbestandteile für GuD, Fernwärmenetz und Spitzenlastkessel ein. Für die Annuitätenrechnung sind die ver-schiedenen technischen Lebensdauern zu berücksichtigen.

Das Netz findet mit unterschiedlichen Kosten in den einzelnen Siedlungstypen Berück-sichtigung. Hierbei spielen Verlegungskosten in dicht besiedelten Kategorien eine Rolle sowie höhere Aufwendungen zur Erreichung von Wärmeabnehmern in dünn besiedelten Gebieten. Die Annuität bezieht sich auf einen Betrachtungszeitraum von 35 Jahren Lebensdauer für Spitzenlastkessel und GuD-Anlage. Für das Fernwärmenetz werden die, in der Richtlinie /VDI 2067/ ausgewiesenen, 40 Jahren als Berechnungsgrundlage verwendet. Die unterschiedliche Besiedlungsdichte führt zu einer Differenzierung der Netzkosten, wie in Kapitel 2.3.3 gezeigt.

In Tabelle A-15 sind die verschiedenen Vorgaben für die Anlagen aufgezeigt. Die Erlöse aus dem Stromverkauf setzen sich aus dem EEX-Preis von 5,5 ct/kWh (siehe Teil I zur Methodik) sowie der KWK-Vergütung von 1,38 ct/kWh zusammen.

10

20

30

40

50

60

70

80

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Leis

tung

/Las

t in

GW

Lastgang der allgemeinen Versorgung Restlastgang KWK-Lastgang KWK IST


Tabelle A-15: Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Anlagen /FIS 07/, /DLR 05/, /VDI 2067/, /eigene Berechnungen/

GuD Spitzenlastkessel Netzspezifische Investitionen 650 €/kW Degressionskurve siedlungsabhängig

Wartungskosten 20 €/kW - 1% v. InvestBrennstoffpreis -Strom-Vergütung 6,88 ct/kWh - -Wärmevergütung -Jahre 40Zinssatz

28 €/MWh

65 €/MWh35

10%

Die Investition des Spitzenlastheizwerks kann für unterschiedliche Baugrößen aus der Abbildung A-55 entnommen werden. Ein Kessel mit großer Leistung ist spezifisch günstiger als ein Kessel mit kleiner Leistung.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

20 40 60 80 100 120

Leistung in MW

spez

ifisc

he In

vest

ition

in €

/kW

Abbildung A-55: Spezifische Investitionen Gaskessel /KEN 04/, /eigene Berechnung/

Mit Hilfe der wirtschaftlichen Vorgaben können für die technisch für KWK und Fern-wärmeversorgung geeigneten Städte die Verminderungskosten berechnet werden. Die Verminderungskosten können in Abbildung A-56 abgelesen werden. Maximal können etwa 76 Mio. t CO2 durch den Ausbau der KWK - unter Berücksichtigung der verdrängten CO2-Emissionen im Kraftwerkspark und in Hausfeuerungsanlagen - einge-spart werden.

Die Verminderungskosten für die KWK-Fernwärmeversorgung der Städte sind durch-wegs positiv bei etwa 80 bis 340 €/t. Sie ergeben sich als gewichteter Mittelwert der Verminderungskosten für die Versorgung der einzelnen Siedlungstypen innerhalb der Stadtkategorien. Hier zeigt sich, dass einige Siedlungen wirtschaftlich zu versorgen wären. Aufgrund der Mindestleistung durch die verwendeten KWK-Anlagen können diese Regionen allerdings ggf. nicht unabhängig voneinander versorgt werden. Ein wirtschaftliches Potenzial für den KWK-Ausbau konnte nicht ausgewiesen werden. Die Gesamtkosten zur Erschließung des technischen Potenzials belaufen sich auf etwa 10,25 Mrd. € jährlich.


Kat. IV Kat. VKat. III Kat. II

Kat. VI

Kat. IX

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

10 20 30 40 50 60 70 80Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten für die Versorgungder Städte

Verminderungskosten für die Versorgungder Siedlungen innerhalb der Städte

Abbildung A-56: CO2- Verminderungspotenzial von KWK

2.3.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Es konnte gezeigt werden, dass für die Wärmeversorgung durch Fernwärme aus KWK ein sehr großes technisches Potenzial besteht. Jedoch bestimmt nicht allein der Wärme-bedarf die Obergrenze des KWK-Potenzials, sondern bei starkem Ausbau und hohen Stromkennzahlen insbesondere auch der Strombedarf.

Nicht alle Städte in Deutschland sind aufgrund ihres Leistungsbedarfs für große, zent-rale KWK geeignet. Die ökonomische Bewertung des technischen Einsparpotenzials von ca. 76 Mio. t/a ergibt, dass lediglich einige Siedlungstypen innerhalb der Städte wirt-schaftlich versorgt werden können.

Im Gegensatz zum Neubau einer zentralen Fernwärmeversorgung mit KWK ist die Verdichtung bestehender Wärmenetze in vielen Fällen wirtschaftlich darstellbar. Diese Option wurde allerdings in diesem Projekt nicht näher untersucht. Sowohl bei der Verdichtung der Fernwärmenetze als auch beim Neubau ergeben sich neben den ökono-mischen Aspekten noch weitere Hemmnisse, die die Erschließung des technischen Potenzials verhindern können.

Aus Furcht vor Abhängigkeiten kann in der Regel kein gesamtes Gebiet mit Fernwärme erschlossen werden. Gerade bei nachträglicher Verlegung von Fernwärmeleitungen wollen Hausbesitzer ihr dezentrales Heizsystem nicht mehr ersetzen, selbst wenn diese Maßnahme für sie wirtschaftlich wäre. Ein weiteres Akzeptanzproblem liegt im Kraft-werks-Bau nahe Wohngebieten. Hierbei spielen Umweltfaktoren eine große Rolle (Fein-staub, Lärm und CO2).

Aus Sicht des Fernwärmenetzbetreibers ergibt sich eine Konkurrenzsituation zum Gasnetz, das üblicherweise ebenfalls vom kommunalen Energieversorger betrieben wird. Je nach Ausrichtung des Unternehmens kann dadurch der Fernwärmeausbau gehemmt werden.


2.4 Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz

2.4.1 Situation

Derzeitiger Anlagenbestand Bis einschließlich 2005 wurden die rund 2.700 in Deutschland installierten Biogasan-lagen ausschließlich zur konventionellen Strom- und Wärmeerzeugung vor Ort genutzt. Die örtliche Entkoppelung der Erzeugung von Biogas und dessen Verwendung fand bis dahin in Deutschland nicht statt. Dagegen wird die Aufbereitung von Biogas auf Erd-gasqualität und der anschließenden Einspeisung ins Gasnetz bzw. Verwendung an Erdgastankstellen in einigen europäischen Ländern seit Jahren praktiziert.

In Deutschland begann die Diskussion über die Einspeisung von Biogas in Erdgaslei-tungen etwa 1995. Die Studie „Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse“ des BGW und DVGW /WI 06a/ aus dem Jahre 2006 belegt sowohl die Verfüg-barkeit von Biomassepotenzialen, als auch die Machbarkeit der Biogaseinspeisung in Deutschland. Nahezu zeitgleich mit der Veröffentlichung der Studie wurden auch die ersten Projekte der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität bekannt. So wurde im Juni 2006 die erste Biogastankstelle in Jameln eröffnet, die ersten Biogasaufbereitungsanla-gen zur Einspeisung ins Erdgasnetz folgten Ende 2006 mit den Standorten Pliening (Schmack Biogas AG, Renewable Energy Systems GmbH) und Straelen (Stadtwerke Aachen).

Der Bestand an Biogasanlagen beläuft sich Ende 2006 auf ca. 3.300 Anlagen, die eine Gesamtanlagenleistung von 1.000 MWel aufweisen (siehe Abbildung A-57).

2690

850 10431360

16081760

2010

247

665

190160111

7849

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

Dez 1999 Dez 2000 Dez 2001 Dez 2002 Dez 2003 Dez 2004 Dez 2005 Dez 2006

Anl

agen

anza

hl

0

200

400

600

800

1.000

Anl

agen

leis

tung

in M

Wel

Anlagenanzahl gesamtAnlagenleistung gesamt

3300

1000

Abbildung A-57: Entwicklung der Biogasanlagenanzahl und –leistung /FOR 07/

Biogaserzeugung Die Erzeugung von Biogas mittels Fermentation (Vergärung) ist mittlerweile eine ausgereifte Technologie. Bei der Biogaserzeugung und –aufbereitung durchläuft die Biomasse verschiedene Prozessschritte.

Die erste Prozessstufe fasst die Prozessketten der Biomassebereitstellung, wie Anliefe-rung und Lagerung, Aufbereitung und Vorbehandlung bis zur Einbringung in den


Fermenter (Förderung und Dosierung) zusammen. In der zweiten Prozessstufe findet die Biogasgewinnung statt. Der wesentliche Prozessschritt ist dabei die Vergärung der Biomasse bei definierten Temperaturen mittels Bakterien, wobei das Biogas als Stoff-wechselprodukt anfällt. Ein Überblick über die Technologien und Verfahren zur Biogas-erzeugung wird in Tabelle A-16 gegeben.

Tabelle A-16: Überblick über die Technologien zur Biogaserzeugung /FNR 05/

einstufig - keine räumliche Trennung der verschiedenen Prozessphasen (Hydrolyse, Versäuerungsphase, Essigsäurebildung, Methanbildung)

zwei- und mehrstufig - räumliche Trennung der einzelnen Phasen

mesophil - Biogasanlagen werden mit Temperaturen zwischen 32 und 38°C betrieben (85% der landwirtschaftlichen Biogasanlagen)

thermophil - Biogasanlagen werden mit Temperaturen zwischen 42 und 55°C betrieben

Art der BeschickungBatch-Verfahren - diskontinuierliche Beschickung

- bestehend aus Vorratsbehälter, Fermenter und Lagerbehälter- Fermenter wird komplett mit frischen Substrat gefüllt und luftdicht verschlossen- Substrat bleibt während der ganzen Verweilzeit im Fermenter- Vorrats- und Lagerbehälter nötig- Gasproduktion setzt langsam nach Befüllung ein und nimmt nach Erreichen des Maximums wieder ab- diskontinuierliches Beschickung- bestehend aus Vorgrube, zwei Fermentern und Lagerbehälter- erster Behälter wird langsam mit Substrat aus der Vorgrube befüllt, während im vollen zweiten Behälter der Vergärungsprozess läuft

Durchflussverfahren - quasikontinuierliche Beschickung- bestehend aus Vorgrube, Fermenter und Lagerbehälter- aus der Vorgrube wird mehrmals täglich das Substrat in den Fermenter gepumpt- die gleiche Menge, die an frischem Substrat zugeführt wird, gelangt z.B. über Verdrängung in das Gärrestlager

Speicher-Verfahren - quasikontinuierliche Beschickung- Fermenter und Gärrestlager sind zu einem Behälter zusammengefasst- kontinuierliche Beschickung- bestehend aus Vorgrube, Fermenter und Lagerbehälter- Gärrestlager ist ebenfalls abgedeckt, anfallendes Biogas wird aufgefangen und verwertet

Nassvergärungsverfahren - Verfahren für pumpfähige Substrate

- Vergärung durch Volldurchmischung, Pfropfenstrom- oder Sonderverfahren

Bauformen: horizontal liegend (Pfropfenströmung) oder vertikal stehend (Volldurchmischung)

Trockenvergärungsprozess (noch im Versuchsstadium) - Verfahren, bei dem keine Gülle, Wasser oder andere Basissubstrate zur

Verflüssigung beigefügt werden- Verfahren für stapelbare Substrate- Bauformen: Container-, Boxen-, Folienschlauch-, Wannen- oder Tunnel-, liegende oder stehende Pfropfenstromfermenter

Trockensubstanzgehalt der Substrate

Wechselbehälter-Verfahren

Kombiniertes Durchfluss-Speicher-Verfahren

Anzahl der Prozessstufen

Prozesstemperatur

Biogasaufbereitung Das aus den Biogasanlagen hervorgehende Rohbiogas besteht im Wesentlichen aus den Hauptkomponenten Methan (CH4) und Kohlendioxid (CO2) und ist vollständig wasser-dampfgesättigt. Die insgesamt – bis nach der Verbrennung des Biogases - frei werdende Menge an CO2 entspricht wiederum der Menge, die die Substratpflanzen während ihrer Wachstumsphase binden. Daher gilt Biogas, wie die reine Biomasseverbrennung, als


CO2-neutral. Abhängig von der Ausführung des Fermenters kann das Biogas auch Anteile von Stickstoff und Sauerstoff aus der Luft enthalten. Je nach Art der Eingangs-substrate variiert der Gehalt an Schwefelwasserstoff (H2S) im Biogas. Tabelle A-17 gibt die wichtigsten Bestandteile mit den durchschnittlichen Anteilen im so genannten Rohbiogas wieder.

Tabelle A-17: Zusammensetzung des Biogases

Schwankungsbreite Durchschnitt

Methan (CH4) 45 - 70 % 60 %

Kohlendioxid (CO2) 25 - 55 % 35 %

Wasserdampf (H2O) 0 - 10 % 3,1 %

Stickstoff (N2) 0,01 - 5 % 1 %

Sauerstoff (O2) 0,01 - 2 % 0,3 %

Wasserstoff (H2) 0 - 1 % < 1%

Ammoniak (NH3) 0,01 - 2,5 mg/m³ 0,7 mg/m³

Schwefelwasserstoff (H2S) 10 - 30.000 mg/m³ 500 mg/m³

Zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität stehen verschiedene Verfahren und Technologien zur Verfügung. Prinzipiell können für die Aufbereitung von Biogas die gleichen Verfahren, wie für die Aufbereitung von anderen chemischen Gasen verwendet werden. Zur Einteilung der verschiedenen Qualitätsstufen von Biogas vor bzw. nach der Aufbereitung werden die Begriffe Rohbiogas (Biogasqualität nach der Biogaserzeugung mit einer Grobreinigung) und Produktgas, aufbereitetem Biogas oder Reinbiogas (nach der Methananreicherung) definiert. /WI 06a/

Die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz erfordert mehrere Aufbereitungsschritte und Maßnahmen, die im Folgendem kurz dargelegt werden /FNR 06/:

• Entfernung fester und flüssiger Bestandteile und Trocknung des Gases: Die Biogastrocknung und Biogasreinigung erfolgen, um Korrosionen zu verhin-dern und anschließende Prozesse nicht negativ zu beeinflussen. Durch Adsorp-tionstrocknung, Kondensationstrocknung, Absorptionstrocknung und Biogasfein-reinigung mit Aktivkohle kann das Rohbiogas in der ersten Stufe aufbereitet werden.

• Entschwefelung Es wird zwischen dem Verfahrensprinzip (biologische bzw. absorptive, chemische und adsorptive oder auch sorptionskatalytische Verfahren) und nach Anwendungsfall (Grob- und Feinentschwefelung) unterschieden.

o Biologisches Verfahren /WI 06b/: Das Verfahren basiert auf dem Prinzip Schwefelwasserstoff verzehrender Mik-roorganismen und wird ausschließlich zur Grobentschwefelung von Biogas ge-nutzt. Die erreichbaren Reinheiten reichen zur motorischen Biogasverwertung.


o Chemisches Verfahren: Chemische Verfahren basieren auf der Zugabe von schwefelbindenden Reagen-zien in den Vergärungsprozess (z.B. Eisensalzen) oder – dem Vergärungsprozess nachgeschaltet – auf die Durchströmung von Festbettadsorbern mit chemiesorp-tiven Sorbentien.

o Sorptionskatalytische Verfahren: Unter sorptionskatalytischen Verfahren versteht man parallel am Adsorbens stattfindende Sorptionsvorgänge und chemische Reaktionen des Adsorpts mit dem Adsorbens. Katalysierende Stoffe (z.B. imprägnierte Aktivkohle) beschleu-nigen die Reaktion.

• Methananreicherung und Kohlenstoffdioxidabtrennung: Um Rohbiogas mit Methan anzureichern, ist eine Abtrennung von CO2 erforder-lich. Diese Sequestrierung dient nicht der Speicherung, wie sie in Großkraftwer-ken angedacht wird. Vielmehr werden durch die Anreicherung weitere, zur Ein-speisung notwendige, Grenzwerte bei Brennwert und Wobbe-Index erreicht. Ver-fahren zur Methananreicherung sind u.a. Druckwechseladsorption, absorptive Verfahren, Druckwasserwäsche oder Membrantrennverfahren. Je nach Qualitätsanforderung an das aufbereitete Biogas ist eine Flüssiggaszugabe (LPG-Zugabe) notwendig bzw. möglich.

• Verdichtung Als weiteres Verfahren zur Einspeisung ist meist eine Verdichtung notwendig, die das aufbereitete Biogas an die örtlichen Druckgegebenheiten bei der Einspeisung anpasst.

• Weitere Einrichtungen zur Einspeisung: Zu den erforderlichen Einrichtungen für die Einspeisung gehört eine Gasmess- und Regelanlage. Für eine zeit- und wärmeäquivalente Übernahme muss ein Nachweis über die übernommenen Energiemengen (Mengen und Brennwert), ggf. die Odorierung und den Wobbe-Index geführt werden. /WI 06d/

Rechtliche Situation Die rechtliche Regelung der Biogaseinspeisung muss Bereiche umfassen, wie die Biogas-erzeugung, -aufbereitung und deren Vergütung sowie die Einspeisung und Durchleitung des Biogases einschließlich der Vertragsbedingungen.

Die Vergütung für die Biogaserzeugung und Aufbereitung auf Erdgasqualität be-schränkt sich auf den Technologiebonus, wodurch die bislang hohen Kosten der Biogas-aufbereitung aufgefangen werden sollen. Weitere Vergütungen stehen nach dem EEG 2004 §8 (Vergütung von Strom aus Biomasse) dem BHKW-Betreiber zu. Das aus einem Gasnetz entnommenes Gas gilt als Biomasse, soweit das Wärmeäquivalent des entnommenen Gases dem des an anderer Stelle im Gasnetz eingespeisten Biogases entspricht. Eine Förderung der ausschließlichen Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz ohne die direkte Verknüpfung mit der Stromerzeugung findet derzeit nicht statt. /IE 06/

Die technischen Anforderungen an das aufbereitete Biogas stellen u.a. die Arbeitsblätter G260 und G262 des DVGW (Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V.) dar. Dennoch können Netzbetreiber zusätzliche Qualitätsanforderungen an das eingespeiste Gas stellen, so dass der Betreiber keine zusätzlichen Maßnahmen zur Anpassung an die jeweiligen Gegebenheiten und Verhältnisse vornehmen muss. /SCH 06b/


Der Zugang zur Biogaseinspeisung in das Gasnetz ist mit der Liberalisierung des Gas-netzes und der Verabschiedung des neuen EnWGs (Energiewirtschaftsgesetz) erstmals gesetzlich verankert. Dieser legt fest, dass ein diskriminierungsfreier Netzzugang von Seiten der Netzbetreiber zu gewähren ist. Eine umfassende gesetzliche Regelung bezüg-lich technischer und rechtlicher Fragen, wie Abnahmepflicht, gibt es derzeit nicht.

Fazit ist, dass bezüglich der Regelung zur Biogaseinspeisung bislang viele Fragen offen sind. Um die Situation zu klären, wird von den Interessensvertretern eine Regelung seitens des Gesetzgebers – äquivalent dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz – gefordert. Die Bundesregierung prüft derzeit, wie die Möglichkeiten der Biogaseinspeisung – z.B. durch eine Anpassung des EEG und andere Maßnahmen – verbessert und bestehende Hindernisse beseitigt werden können.

2.4.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial

Theoretisches Potenzial Das theoretische Potenzial bildet die Obergrenze des nutzbaren Energieangebots der Biomasse. Es spiegelt somit den theoretisch realisierbaren Beitrag zur Energiebereit-stellung wider. Einer gänzlichen praktischen Nutzung stehen unüberwindbare techni-sche, ökologische, strukturelle und sonstige Hindernisse im Weg. Für das theoretische Biogaspotenzial bedeutet dies unter anderem, dass die gesamten Landwirtschaftsflächen einschließlich Dauergrünland und Stilllegungsflächen als Anbauflächen von Energie-pflanzen genutzt werden. Als Folge wäre u.a. eine Nahrungsmittelversorgung Deutsch-lands ohne Importe nicht möglich.

Das Biogaspotenzial setzt sich aus folgenden Positionen zusammen:

• Energiepflanzen • Ernterückstände und Exkremente • Industrielle Reststoffe • Kommunale Reststoffe (kommunaler Abfall, Gras aus Dauergrünland, Land-

schaftspflegematerial)

In Tabelle A-18 ist die regionale Potenzialverteilung in den Bundesländern für das Jahr 2005 dargestellt. Dabei wurden die Potenziale auf Basis des technischen Biomassepoten-zials im Jahr 2005 erhoben mit der Annahme, dass die gesamten Ackerflächen als Anbaufläche von Energiepflanzen genutzt werden. Somit ergibt sich für ganz Deutschland ein theoretisches Potenzial von 578 Mrd. kWh Biogas, das bei einem durch-schnittlichen Heizwert von 6 kWh/m³ einer Biogasproduktion von 96,3 Mrd. m³/a ent-spricht.


Tabelle A-18: Theoretisches Biomassepotenzial in Deutschland /WI 06b/, /eigene Berechnungen/

Energiepflanzen (Mio. kWh)

Ernterückstände und Exkremente

(Mio. kWh)

Industrielle Reststoffe (Mio. kWh)

Kommunale Reststoffe (Mio. kWh)

Potenzial gesamt (Mio. kWh)

Deutschland 530.292 31.115 3.767 12.850 578.024

Bayern 93.101 7.290 683 2.862 103.936Niedersachsen 82.480 7.149 691 2.067 92.387Nordrhein-Westfalen 48.034 4.210 580 1.781 54.604Baden-Württemberg 37.364 2.423 517 1.568 41.872Mecklenburg-Vorpommern 48.141 1.222 84 389 49.835Brandenburg 46.724 1.239 117 410 48.490Sachsen-Anhalt 44.635 1.281 115 342 46.372Schleswig-Holstein 28.989 2.010 136 567 31.701Sachsen 32.116 1.149 178 441 33.884Hessen 21.558 1.173 226 859 23.816Thüringen 27.461 863 83 255 28.662Rheinland-Pfalz 17.677 983 222 790 19.673Saarland 1.631 95 35 145 1.905Hamburg 254 11 64 149 478Berlin 62 1 8 183 254Bremen 67 17 28 42 154

Technisches Potenzial Das technische Potenzial bezeichnet den Anteil des theoretischen Potenzials, das unter Berücksichtigung der gegebenen technischen sowie ggf. vorhandener struktureller und ökologischer Restriktionen bzw. der gesetzlichen Vorgaben nutzbar ist.

Für die Erhebung des technischen Potenzials wird für das Jahr 2005 zur Abschätzung der Biogasgewinnung aus Energiepflanzen eine Anbaufläche von 550.000 ha für ganz Deutschland zugrunde gelegt. Dieser Flächenanteil berechnet sich aus den gesamten Stilllegungsflächen von etwa 1,2 Mio. ha, abzüglich der Flächenutzung für den Rapsan-bau (400.000 ha), für den Getreideanbau zur Bioethanolerzeugung (150.000 ha) und der Anbauflächen zur sonstigen stofflichen Nutzung (100.000 ha).

In Summe ergibt sich für Deutschland ein Biogaspotenzial von ca. 72,2 Mrd. kWh bzw. 12,0 Mrd. m³ Erdgas pro Jahr. Durch die Aufbereitung auf Erdgasqualität könnten somit 7,5 Mrd. m³/a Erdgasäquivalent produziert werden, was etwa 7,4 % des derzeitigen Erdgasverbrauchs von 101,9 Mrd. m³/a entspricht. Eine Aufschlüsselung des technischen Potenzials unter Berücksichtigung der Flächenrestriktionen erfolgt in Tabelle A-19.


Tabelle A-19: Technisches Biomassepotenzial in Deutschland inkl. der Flächenrestriktionen /WI 06b/, /eigene Berechnungen/



(Mio. kWh)



Potenzial gesamt (Mio. kWh)

Deutschland 24.503 31.115 3.767 12.850 72.234Bayern 4.302 7.290 683 2.862 15.137Niedersachsen 3.811 7.149 691 2.067 13.718Nordrhein-Westfalen 2.219 4.210 580 1.781 8.790Baden-Württemberg 1.726 2.423 517 1.568 6.234Schleswig-Holstein 1.339 2.010 136 567 4.052Brandenburg 2.159 1.239 117 410 3.925Mecklenburg-Vorpommern 2.224 1.222 84 389 3.919Sachsen-Anhalt 2.062 1.281 115 342 3.800Hessen 996 1.173 226 859 3.254Sachsen 1.484 1.149 178 441 3.252Rheinland-Pfalz 817 983 222 790 2.812Thüringen 1.269 863 83 255 2.470Saarland 75 95 35 145 350Hamburg 12 11 64 149 236Berlin 3 1 8 183 195Bremen 3 17 28 42 90

Neben den Flächenrestriktionen wird das technische Biomassepotenzial durch weitere Restriktionen vermindert. Nachfolgende Aspekte geben die Einschränkungen, Parame-ter und Probleme wieder, die eine Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz einschränken könnten und somit das erhobene technische Potenzial mindern. Die Restriktionen sind in substratspezifische und Einspeise-Restriktionen unterteilt. Da hierzu nur eine unzu-reichende Datenbasis verfügbar ist, wird eine globale Betrachtung durchgeführt.

Für die verschiedenen Substrate sind folgende Transportbeschränkungen und Restrikti-onen zu nennen /WI 06c/:

• Gülle: 50 % Aus wirtschaftlichen und logistischen Gründen sollte Gülle möglichst nicht über 5 – 10 km transportiert werden. Zudem sind viele Betriebe zu klein, um eine Bio-gasanlage mit Gasaufbereitung wirtschaftlich betreiben zu können.

• Substrate aus nachwachsenden Rohstoffen: 0 % Auf Grund der höheren Energiedichte von Nachwachsenden Rohstoffen (NawaRos) liegen die wirtschaftlich vertretbaren Transportentfernungen bei maximal 25 km und können daher uneingeschränkt zur Biogaserzeugung einschließlich Aufbereitung herangezogen werden.

• Industrielle Reststoffe: 100 % Industrielle Reststoffe werden in der Regel bereits in den Betrieben zur energeti-schen Eigenversorgung verwendet und stehen somit zur Biogaserzeugung und Einspeisung nicht mehr zur Verfügung.

• Kommunale Reststoffe: 0 % Die Transportentfernung von kommunalen Reststoffen liegt wegen der hohen Energiedichte z.T. höher als die der Substrate aus NawaRos. Es wird daher von einer vollständigen Verfügbarkeit dieser Substrate für eine Gaseinspeisung ausgegangen.

Aus den Restriktionen ergibt sich somit eine technische Verfügbarkeit des Biogaspoten-zials für Deutschland von 52,9 Mrd. kWh (vgl. Tabelle A-20).


Tabelle A-20: Technisches Potenzial unter Berücksichtigung der Substrat- und Einspeiserestriktionen /WI 06c/, /eigene Berechnungen/



(Mio. kWh)



Biogaspotenzial gesamt

(Mio. kWh)

Deutschland 24.503 15.557 0 12.850 52.910Bayern 4.302 3.645 0 2.862 10.809Niedersachsen 3.811 3.574 0 2.067 9.453Nordrhein-Westfalen 2.219 2.105 0 1.781 6.105Baden-Württemberg 1.726 1.211 0 1.568 4.506Schleswig-Holstein 1.339 1.005 0 567 2.911Brandenburg 2.159 620 0 410 3.188Mecklenburg-Vorpommern 2.224 611 0 389 3.224Sachsen-Anhalt 2.062 640 0 342 3.045Hessen 996 586 0 859 2.442Sachsen 1.484 575 0 441 2.499Rheinland-Pfalz 817 492 0 790 2.098Thüringen 1.269 432 0 255 1.955Saarland 75 47 0 145 268Hamburg 12 6 0 149 166Berlin 3 1 0 183 186Bremen 3 8 0 42 54

Bei den Einspeiserestriktionen sind folgende Punkte die wichtigsten Aspekte:

• Zugang zum Erdgasnetz Hierfür werden keine Flächenrestriktionen angesetzt. Es wird davon ausgegangen, dass das Erdgasnetz soweit verbreitet ist, dass im gesamten Bundesgebiet eine Biogaseinspeisung möglich ist (max. Transportentfernung 15 bis 20 km).

• Gastechnische Beschaffenheit des einzuspeisenden Gases Es wird vorausgesetzt, dass die Aufbereitungstechnik soweit ausgereift ist, dass aufbereitetes Biogas erzeugt werden kann, das vollständig kompatibel (z.B. Druck, Heizwert) mit der örtlich verteilten Grundgasqualität ist. Das Potenzial wird von diesem Aspekt nicht eingeschränkt.

• Netzseitige Kapazitätsgrenzen Hinsichtlich der Gasaufnahmekapazität sind von Seiten des Gasnetzes Einschränkungen festzustellen, die im Wesentlichen durch die saisonalen und tageszeitlich schwankenden Gasbezüge der Abnehmer geprägt ist. Dadurch treten Verbrauchsminima insbesondere in Sommernächten (= Sommergrundlast) auf. Da eine Speicherfunktion des Gasnetzes nur bedingt vorhanden ist, wird das einzuspeisende Potenzial durch diese Aspekte begrenzt.

• Zusätzliche Aspekte Ein beliebiger Austausch zwischen Regionen ist nicht möglich, da eine Transportfunktion nur in definierten Richtungen (von Übergabestellen zu Verbrauchern) möglich ist. Zudem bestehen langfristige Gaslieferverträge, die eine kontinuierliche Abnahme der Lieferung der Gasproduzenten vorsehen. Würden hohe Anteile an Biogas eingespeist werden, so müssten gewisse Mengen an Gas im Erdgasnetz zwischengespeichert werden. Dieses Speichervolumen steht jedoch derzeit nicht zur Verfügung.


Unter der Annahme, dass die Produktgaserzeugung der Einzelanlagen bei 250 Nm³/h bzw. 500 Nm³/h liegt – diese Aufbereitungsmenge ist von derzeitig am Markt befindli-chen Anlagen möglich – und die Anlagen jährliche Betriebsstunden von ca. 8.000 h/a aufweisen, ist die Anlagenanzahl für das erhobene Biogaspotenzial in Deutschland begrenzt auf 2.756 (als Obergrenze) bzw. 1.378 Anlagen (als Untergrenze) (siehe Tabelle A-21).

Tabelle A-21: Anlagenanzahl in Abhängigkeit des Volumenstroms

Biogaspotenzial gesamt

(Mio. kWh)

Biogaspotenzial gesamt (Mio. m³)

Erdgasäqui-valent (Mio. m³)

Anlagenanzahl bei Volumenstrom von 250 Nm³/h Erdgas

je Anlage

Anlagenanzahl bei Volumenstrom von 500 Nm³/h Erdgas

je Anlage

Deutschland 52.910 8.818 5.511 2.756 1.378Bayern 10.809 1.801 1.126 563 281Niedersachsen 9.453 1.575 985 492 246Nordrhein-Westfalen 6.105 1.018 636 318 159Baden-Württemberg 4.506 751 469 235 117Schleswig-Holstein 2.911 485 303 152 76Brandenburg 3.188 531 332 166 83Mecklenburg-Vorpommern 3.224 537 336 168 84Sachsen-Anhalt 3.045 507 317 159 79Hessen 2.442 407 254 127 64Sachsen 2.499 417 260 130 65Rheinland-Pfalz 2.098 350 219 109 55Thüringen 1.955 326 204 102 51Saarland 268 45 28 14 7Hamburg 166 28 17 9 4Berlin 186 31 19 10 5Bremen 54 9 6 3 1

2.4.3 Referenz und Maßnahme Für die Einspeisung von Biogas gibt es zwei Möglichkeiten. Einerseits kann eine Ein-speisung als Austauschgas erfolgen, wobei das eingespeiste Gas der Qualität des Erdga-ses entsprechen muss (DVGW-Regelwerk u.a. DVGW Arbeitsblatt G 262) und somit dieses ersetzt. Andererseits kann Biogass als Zusatzgas in kleinen Mengen dem Erdgas im Netz beigemischt werden. Dadurch muss es nicht die gleiche Qualität aufweisen, wie das Austauschgas.

Für die Erhebung des CO2-Verminderungspotenzials wird die Annahme getroffen, dass das gesamte Biogas zum Austauschgas aufbereitet wird. Das Austauschgas verdrängt Erdgas, welches zur Strom- und Wärmeerzeugung in einem BHKW eingesetzt werden kann und dann nach EEG vergütet wird. Der CO2-Ausstoß würde daher um die Emissionen vermindert, die die Menge des ersetzten Erdgases erzeugen würden. Das entspricht unter der Annahme einer vollständigen Verbrennung einer Menge von 56 g CO2/MJ (vgl. Teil I zur Methodik) bzw. 1.750 g CO2/m³Erdgas. Durch die Aufbereitung des gesamten Biogaspotenzials auf Erdgasqualität und die Einspeisung ins Erdgasnetz könnten somit die jährlichen Emissionen um 9,6 Mt CO2 vermindert werden. Dabei wird nicht zwischen dem Ersatz von H-Gas oder L-Gas unterschieden, welche sich unter anderem in der Dichte, dem Heizwert und somit auch dem Wobbe-Index unterscheiden.

Die Biogaseinspeisung ist eine Maßnahme zur CO2-Verminderung durch Neubau und ersetzt somit keine Referenztechnologie. Daher stehen der Maßnahme keine Investiti-onskosten der Referenz, wie Restinvestitionskosten oder Ersatzinvestitionskosten,


gegenüber. Falls Investitionen am Gasnetz, wie beispielsweise zur Netzinstandhaltung, getätigt werden, fallen diese unabhängig von der Biogaseinspeisung an und brauchen für die folgenden Kostenberechnungen nicht berücksichtigt werden. Alle weiteren für die Verminderungskosten notwendigen Daten werden in Tabelle A-22 dargestellt. Die Daten werden dabei jährlich aufgeschlüsselt bzw. über einen Betrachtungszeitraum von 15 Jahren nach /WI 06d/ erhoben. Für die folgenden Kostenberechnungen bilden das Verdrängungspotenzial des aufbereiteten Biogases an Erdgas, die damit verminderten CO2-Emissionen, die aus vollständiger Verbrennung des Erdgases entstehen, und die Grenzübergangskosten von Erdgas (13,37 ct/m³) aus dem Jahr 2005 die Datengrundlage.

Da das Biogas aus regenerativen Energien erzeugt wird, wird der Emissionsausstoß der Biogasanlagen mit „Null“ angesetzt, da bei der Umwandlung nicht mehr CO2 emittiert wird, als während des Wachstums / Entstehung der regenerativen Brennstoffe auf-genommen wurde und eine Eigenversorgung mittels Strom und Wärme gegeben ist. Der Strombedarf bei der Biogasaufbereitung wird über die öffentliche Stromversorgung gewährleistet. Dadurch wird – bezogen auf die gesamte Biogaseinspeisetechnologie – Kohlendioxid emittiert. Nach dem deutschen Strommix werden dafür CO2-Emissionen in Höhe von ca. 558,2 g CO2/kWhel festgelegt (vergleiche Methodikteil Kapitel „METHODIK“). Die CO2-Emissionen werden für die jeweiligen Maßnahmen in den ent-sprechenden Tabellen ausgewiesen. Die Emissionen sind unabhängig von der Leitungs-länge, da sich der Strombedarf auf die Aufbereitungsanlagen bezieht.

Tabelle A-22: Daten des durch Biogas verdrängten Erdgases

Investitionskostenvariable Kosten(Grenzübergangskosten) 737 Mio. €/a 11.052 Mio. €

Energieträger

verdrängte Energiemenge 5.511 Mio. m³/a 82.665 Mio. m³

Emissionsausstoß 9.644.250 t CO2/a 144.663.750 t CO2

im Betrachtungszeitraum

-

Referenz

Erdgas

jährlich

-

Der Referenz wird als Maßnahme die Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität und an-schließender Einspeisung in das Gasnetz in einer NawaRo-Anlage (Rohgasmenge: 500 Nm³/h) und einer Biogasaufbereitungsanlage (500 Nm³/h bzw. 250 Nm³/h Produkt-gas) gegenübergestellt. Zwischen Rohgas und Produktgas besteht dabei der Zusammen-hang, dass aus etwa 500 Nm³/h Rohgas gut 250 Nm³/h Produktgas erzeugt werden können. Diese Erzeugungsmenge gibt auch die Anlagengröße an.

Die Strecke zwischen Biogasaufbereitung und Biogaseinspeisepunkt wird für die Erhe-bung der Verminderungskosten auf 500 m, 5.000 m und 15.000 m festgesetzt. Die für die nachfolgenden Berechnungen notwendigen Parameter werden in Tabelle A-23 bis Tabelle A-25 zusammengefasst. Dabei werden zwei mögliche Maßnahmen untersucht:

• Maßnahme A; Produktgasaufbereitung 250 Nm³/h • Maßnahme B; Produktgasaufbereitung 500 Nm³/h


Für die Maßnahmen werden daher Anlagengrößen angesetzt, die derzeit den auf dem Markt verfügbaren Stand der Technik widerspiegeln. Das heißt, dass für eine Produkt-gasaufbereitung von 500 Nm³/h zwei Biogasanlagen mit einer Rohgaserzeugung von 500 Nm³/h betrieben werden müssen; bei einer Biogasaufbereitung von 250 Nm³/h ist demnach nur eine Biogasanlage notwendig. Die technische Lebensdauer der Anlage wird mit 15 Jahren angesetzt.

Tabelle A-23: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 500 m

Investitionskosten pro Anlage 0,23 Mio. €/a 3,39 Mio. € 0,44 Mio. €/a 6,61 Mio. €

variable Kosten pro Anlage 1,70 Mio. €/a 25,51 Mio. € 3,37 Mio. €/a 67,49 Mio. €

Energieträgerverdrängbare Energiemenge pro Anlage 2,00 Mio. m³/a 30,00 Mio. m³ 4,00 Mio. m³/a 60,00 Mio. m³

gesamte verdrängbare Energiemenge 5.511 Mio. m³/a 82.665 Mio. m³ 5.511 Mio. m³/a 82.665 Mio. m³

Emissionen pro Anlage 665 t/a 9.968 t 1.329 t/a 39.874 t

Emissionen gesamt 915.669 t/a 13.735.040 t 1.831.339 t/a 54.940.162 t

Maßnahme A (Einspeisung von 250 Nm³/h Produktgas)

Maßnahme B (Einspeisung von 500 Nm³/h Produktgas)

jährlich absolut

Biomethan Biomethan

jährlich absolut

Tabelle A-24: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 5.000 m



Energieträgerverdrängbare Energiemenge pro Anlage 2,00 Mio. m³/a 30,00 Mio. m³ 4,00 Mio. m³/a 60,00 Mio. m³





jährlich absolut jährlich absolut


BiomethanBiomethan


Tabelle A-25: Daten der Maßnahmen bei einer Länge der Gasleitung von 15.000 m



Energieträger

verdrängbare Energiemenge pro Anlage 2,00 Mio. m³/a 30,00 Mio. m³ 4,00 Mio. m³/a 60,00 Mio. m³




Biomethan Biomethan

jährlich


absolut jährlich


absolut

2.4.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die Aufbereitung von Biogas und Einspeisung in das Erdgasnetz ist eine Maßnahme zur CO2-Verminderung durch Neubau, wobei keinerlei bestehende Technologien ersetzt werden, die als Referenzen zu Grunde gelegt werden können. Dadurch werden die Investitionskosten der Referenz jeweils mit 0 € datiert. Als variable Kosten der Referenz werden die Grenzübergangskosten der Erdgasmenge angesetzt, die durch die Einspei-sung von 250 Nm³/h bzw. 500 Nm³/h Biomethan substituiert wird. Die Grenzübergangs-kosten sind auch der minimale Erlös, der durch den Biogasbetreiber erwirtschaftet werden kann. Aus dieser Produktionsmenge ergibt sich zudem die Emissionsminderung. Für die Erhebung der spezifischen und kumulierten Verminderungskosten wird voraus-gesetzt, dass das gesamte Potenzial mit dem Bau von Anlagen der Größenordnung entweder 250 Nm³ oder 500 Nm³ Produktgas erschlossen werden kann. Eine Kombi-nation beider Größen wird nicht betrachtet.

Quasivolkwirtschaftliche Betrachtung Die zuerst dargestellte Berechnung der Verminderungskosten beruht auf dem Prinzip der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung (vgl. Teil I zur Methodik) ohne Berücksich-tigung von nicht monetär bewertbaren Zusatzeffekten, wie z.B. Arbeitsmarkteffekten.

Die dynamischen Verminderungskosten werden für die betrachteten Maßnahmen und Entfernungen zwischen Aufbereitungs- und Einspeisepunkt in Tabelle A-26 dargelegt. Für die Berechnung wird eine Betriebsdauer von 15 Jahren angesetzt. /WI 06d/

Tabelle A-26: Dynamische Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung in €/t CO2

Verminderungskosten in €/tCO2 500 m Gasleitung 5.000 m Gasleitung 15.000 m Gasleitung

Maßnahme A 564 602 687

Maßnahme B 557 576 619

Für jede vermiedene Tonne CO2 gelten die gleichen Bedingungen für die Berechnungs-grundlage der Verminderungskosten. Das bedeutet, dass sich u.a. die finanziellen


Grundlagen mit der Anzahl der erbauten Biogasanlagen nicht ändern. Auch die Preise der eingesetzten Energieträger betragen für die x-te erbaute Anlage den gleichen Wert, wie für die erste realisierte Anlage. Daher haben die in Abbildung A-58 dargestellten Grafen der spezifischen CO2-Verminderungskosten keine Steigung. In der Realität wird auf Grund der Nutzungskonkurrenzen bei gleichzeitiger Verknappung der Biomasse eine Preissteigerung prognostiziert. Das bedeutet, dass die spezifischen Verminderungs-kosten mit steigender substituierter Erdgasmenge höhere Werte annehmen werden. Die kumulierten Verminderungskurven werden in Folge dessen nicht mehr linear verlaufen, sondern parabelförmig. Der Unterschied bei den Verminderungskosten einzelner Anlagen entsteht durch die Variation der Größe und der Entfernung zwischen Biogaser-zeugung und Einspeisung. Somit ergibt sich für die Verminderung der CO2-Emissionen um eine Tonne eine Kostenspanne, deren Obergrenze der Biogasanlagen mit einer Produktgasproduktion von 250 Nm³/h bei 15 km Gasleitung und deren Untergrenze die Biogasanlagen mit einer Produktgasproduktion von 500 Nm³/h und 500 m Gasleitung bildet. Für die kumulierten Verminderungskosten ergibt sich ebenfalls eine Spanne, die in Abbildung A-59 dargestellt ist.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

250 Nm³/h, 15 km Leitungslänge


Abbildung A-58: Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung

0

1

2

3

4

5

6

7

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a



Abbildung A-59: Kumulierte Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Betrachtung


Auf Grund der Fixkosten, und der Volllaststundenanzahl einer jeden Anlage müsste der eigentliche Verlauf der kumulierten Verminderungskosten stufenweise erfolgen. Auf Grund der hohen Modularität der Anlagen ist jedoch nahezu jede Anlagengröße denkbar. Daher wird für den Kurvenverlauf der kumulierten Verminderungskosten eine Ursprungsgerade angesetzt.

Betriebswirtschaftliche Betrachtung Eine betriebswirtschaftliche Betrachtung der Biogaseinspeisung aus Sicht eines Biogas-anlagenbetreibers berücksichtigt folgende Aspekte. Die Wirtschaftlichkeit einer Biogas-aufbereitungsanlage bzw. die Verminderungskosten werden neben den Investitions-kosten und Betriebskosten auch aus den Erlösen bestimmt, welche aus dem Verkauf von Biogas in Erdgasqualität resultieren. Die Verminderungskosten aus der betriebswirt-schaftlichen Betrachtung liegen daher unter den Kosten der volkswirtschaftlichen Betrachtung. Für eine Erhebung der Erlöse aus dem Biogasverkauf werden folgende Annahmen zu Grunde gelegt:

Der für den Biogasanlagenbetreiber erzielbare Verkaufspreis wird durch die EEG-Vergütung der Biogasverstromung in einem BHKW beschränkt. Diese stehen jedoch laut EEG dem BHKW-Betreiber und nicht dem Biogaserzeuger zu. Das Maximum des Erlö-ses für den Biogasanlagenbetreiber ist die EEG-Vergütung des BHKW-Betreibers (Rahmendaten für die Kostenberechnung: 8.000 Betriebsstunden, KWK-Bonus bei 90 %-iger Wärmenutzung, NawaRo-Bonus, Technologie-Bonus, Baujahr der BHKW-Anlage 2007). Dabei wird festgelegt, dass der BHKW-Betreiber durch den Verkauf von Strom mittels der EEG-Vergütung keine Gewinne oder Verluste erzielt und der Biogas-anlagenbetreiber somit die komplette EEG-Vergütung erhält. Dieser maximale Erlös des Biogasanlagenbetreibers wird durch die Kosten, die bei der Durchleitung von aufbereite-tem Biogas im Erdgasnetz entstehen, reduziert, da diese Kosten dem Erzeuger zu Last gelegt werden. Die Durchleitungskosten sind abhängig von der Entfernung zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkt, sowie dem Leitungsdurchmesser. Exemplarisch fallen für eine Durchleitungsentfernung von 50 km – zwischen Biogaseinspeisepunkt und BHKW-Standort – bei einer Einspeisemenge von 20.000 MWh bzw. 50.000 MWh Erdgas Durchleitungskosten in Höhe von 0,262 ct/kWhErdgas bzw. 0,204 ct/kWhErdgas an. Die Verminderungskosten, die nach der betriebswirtschaftlichen Betrachtung anfallen, sind für die betrachteten Maßnahmen in Tabelle A-27 dargestellt.

Tabelle A-27: Dynamische Verminderungskosten der betriebswirtschaftlichen Betrach-tung in €/t CO2



Maßnahme B 98 117 159

Die aufzuwendenden Kosten ändern sich mit der Anzahl der realisierten Biogasanlagen und somit für die substituierte Gasmenge nicht. Damit unterscheiden sich die Vermin-derungskosten wiederum nur durch die Biogasanlagengröße und der Entfernung zwischen Biogaserzeugung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Unter Berücksichtigung der möglichen maximalen Erlöse reduzieren sich die betriebswirtschaftlichen Verminde-


rungskosten im Vergleich zur volkswirtschaftlichen Betrachtung. Dennoch liegen die Verminderungskosten im positiven Bereich (vgl. Abbildung A-60 und Abbildung A-61). Die spezifischen Verminderungskosten haben, ebenso wie die der quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten, keine Steigung, da sich die Maßnah-men beider Betrachtungsweisen nicht unterscheiden und die Vergütungen unabhängig von der eingespeisten aufbereiteten Biomethanmenge ist.

Die Erlöse aus dem Wärmeverkauf wurden bei der betriebswirtschaftlichen Betrachtung nicht beachtet. Diese können eine weitere Reduktion der Verminderungskosten verursachen und die Einspeisung in das Erdgasnetz betriebswirtschaftlich rentabel werden lassen.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t 250 Nm³/h, 15 km Leitungslänge


Abbildung A-60: Verminderungskosten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a



Abbildung A-61: Kumulierte Verminderungskosten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung


Ausblick: Betrachtung vorgelagerter Emissionen im Energiepflanzenanbau Methodisch werden innerhalb dieses Projekts keine vorgelagerten Emissionen be-trachtet. Als Ausblick werden kurz die vorgelagerten Emissionen vorgestellt, die sich aus der Energiepflanzenproduktion und deren Transport ergeben. Hiermit können ganzheitliche Aussagen bezüglich des CO2-Verminderungspotenzials getroffen werden. Die Energiepflanzenproduktion setzt sich aus den Positionen Saatgut, Düngemittel, Pflanzenschutzmittel, Betriebsmittel, sowie Feldarbeit zusammen. Zusätzlich werden noch Aussagen zu den Emissionen gemacht, welche bei einer Transportstrecke von 50 km anfallen. Die Auswahl der Energiepflanzen beruht auf einen möglichen Anbaumix aus Maisganzpflanzen, Weizen und Grünroggen (Vereinfachte Zusammensetzung: Roggen und Roggenstroh). In der Tabelle A-28 werden je Energieträger die Werte des Kumulierten Energieaufwands (KEA) inklusive des kumulierten regenerativen (KRA) und nicht regenerativen Energieaufwands (KNRA) ausgewiesen. Für die Verminder-ungskostenerhebung wird das ausgewiesene Treibhauspotenzial (GWP) herangezogen.

Tabelle A-28: Vorgelagerte Emissionen des Energiepflanzenanbaus und des Transports /IGE 06/

SummeErtrag

(GJ/(ha*a)) KEA (%) KNRA (%) KRA (%) GWP (g/MJ)Transportent-fernung (km) GWP (g/MJ) GWP (g/MJ)

Maisganzpflanze 288,0 107,5 6,5 101,0 5,6 50,0 4,6 10,2

Weizen 100,0 115,9 13,3 102,5 11,7 50,0 0,8 12,5

Roggen 73,0 118,2 15,9 102,3 13,5 50,0 1,1 14,6Roggenstroh 115,0 103,4 3,4 100,0 2,9 50,0 3,3 6,2

Energiepflanzenproduktion Transport

Um eine Aussage bezüglich des Einflusses der Emissionen auf die quasivolkswirt-schaftlichen Verminderungskosten zu treffen, wird exemplarisch für die Maßnahme A der anteilsmäßige Energiepflanzeneinsatz ermittelt. Daraus abgeleitet ergibt sich pro Anlage ein Treibhauspotenzial von etwa 970 t CO2/a. Unter Berücksichtigung dieser Vorkette reduzieren sich die verminderten CO2-Emissionen, welche für die Biogasein-speisung erhoben wurden. Als Fazit steigen die quasivolkswirtschaftlichen Verminde-rungskosten (vergleiche Tabelle A-29). Bei der Betrachtung von Maßnahme B, wie auch bei der Erhebung der betriebswirtschaftlichen Verminderungskosten, steigen – unter Berücksichtigung der vorgelagerten Emissionen – die CO2-Verminderungskosten. Ein Vergleich mit den Ergebnissen anderer Technikbereiche ist jedoch unzulässig, da dort die vorgelagerten Emissionen, gemäß den gesetzten Rahmenbedingungen für dieses Projekt nicht berücksichtigt wurden.

Tabelle A-29: Dynamische Verminderungskosten der quasivolkswirtschaftlichen Be-trachtung in €/t CO2 unter Berücksichtigung der vorgelagerten Emissio-nen




2.4.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Da die erhobenen dynamischen Verminderungskosten für alle betrachteten Fälle positive Ergebnisse liefern, ist die Maßnahme aus betriebswirtschaftlicher sowie aus quasivolkswirtschaftlicher Sicht zur CO2-Verminderung unwirtschaftlich, d.h. für den betrachteten Zeitraum verursacht die Biogaserzeugung und Aufbereitung zu Biomethan höhere Gesamtkosten als die Referenz. Zudem ist festzuhalten, dass die quasivolks-wirtschaftlichen Verminderungskosten je Tonne CO2 bei Anlagen mit einer höheren stündlichen Biomethanproduktion nur unwesentlich niedriger sind und sich die Entfer-nung zwischen Biogasaufbereitung und Einspeisepunkt kaum auf die Kosten auswirkt (siehe Tabelle A-26).

Die Kosten der Maßnahme A (Produktgasaufbereitung 250 Nm³/h) liegen unterhalb der Maßnahme B (Produktgasaufbereitung 500 Nm³/h) (vgl. Tabelle A-27). Dies ist bedingt durch die höheren Einspeisevergütungen, die Blockheizkraftwerken niedrigerer Leis-tungsklasse zugeteilt werden.

Die Biogaseinspeisung kann für einen Betreiber der Biogasanlage derzeit auf Grund der bislang unzureichend geklärten Vergütungsregelung nur dann wirtschaftlich sein, wenn der Biogaserzeuger zugleich BHKW-Betreiber ist, der Strom nach EEG vergütet wird und zusätzlich die Wärme der KWK-Anlage abgesetzt werden kann. Dennoch besteht für diese Thematik von Seiten der Regierung noch dringender Regelungsbedarf.

2.4.6 Fazit und Abschätzung des praktischen Potenzials Nachdem die Technologie der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität und anschließen-der Einspeisung in des deutsche Gasnetz erst in den Anfängen steht, ist eine Einschät-zung der weiteren Entwicklung und somit eine Aussage zu den praktischen Potenzialen der CO2-Verminderung nur eingeschränkt möglich. Anhand der geplanten bzw. realisier-ten Projekte ist ein Trend für diese Technologie erkennbar, welchem jedoch momentan hohe CO2-Verminderungskosten gegenüberstehen.

Für einen anhaltenden Ausbau der Biogasaufbereitungsanlagen sprechen folgende Aspekte:

• Durch die Biogaseinspeisung wird Erzeugung und Verbrauch örtlich entkoppelt. Dadurch ist bei der Verstromung bei gleichzeitigem (vollständigen) Absatz der Abwärme der KWK-Anlage eine effizientere Nutzung des Biogases möglich als bei der Biogasnutzung in herkömmlichen Blockheizkraftwerken, wo größtenteils nur ein geringer Anteil der Abwärme genutzt wird und die Restenergie ungenutzt an die Umgebungsluft abgegeben wird.

• Da die Technologie erst seit kurzem die Marktreife erlangt hat, ist für die nächsten Jahre mit weiteren Fortschritten bzw. Neuerungen in der Technologie der Biogaserzeugung, -aufbereitung und -einspeisung zu rechnen, die mit einer zu erwarteten Senkung der Investitionskosten einhergeht. Auch die politischen Verpflichtungen in der Energiepolitik zu einem Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb der nächsten Jahre und der festgelegten EEG-Vergütungen wirken in dieser Sache förderlich. Weitere Anpassungen des EEGs bzw. neue gesetzliche Regelungen würden sich ebenfalls auf einen weiteren Ausbau positiv auswirken.


• Die Biogaseinspeisung ist ein Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz, da im Unterschied zu Erdgas die energetische Verwertung zu keinen zusätzlichen CO2-Emissionen führt. Zudem kann sich die Realisierung solcher Projekte positiv auf das Image eines Betriebes auswirken.

Grundsätzlich ist mit steigendem Energiebedarf, gleichzeitig knapper werdenden Erdölreserven und einer hohen Importabhängigkeit (Erdöl und Erdgas) zu rechnen. Dies führt unter anderem zu steigenden Energiepreisen und politischer Abhängigkeit. Durch die Nutzung von Biogas zur Netzeinspeisung kann die Erdgaseinfuhr von 851 Mrd. kWh (Stand 2002, /BMWI 07a/) um gut 7 % reduziert werden, wodurch die Importabhängig-keit von Erdgas sinken kann.

87

3 Maßnahmen im Bestand

3.1 Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen

3.1.1 Situation und Maßnahme Als CO2-Verminderungsmaßnahme im Bestand wird der Ersatz alter Kohlekraftwerke (Stein- und Braunkohle) betrachtet. Bei dieser Maßnahme wird der Tausch bestehender Kohlekraftwerke gegen Neuanlagen analysiert. Dabei werden sowohl die möglichen Verminderungspotenziale, wie auch die Verminderungskosten der Stein- und Braun-kohlekraftwerke erhoben. Bei der Durchführung dieser Maßnahme werden jene Kraft-werke betrachtet, deren Bruttoleistung bei mindestens 100 MW und deren Stromkenn-zahl im KWK-Betrieb bei mindestens 0,5 liegt. Zusätzlich zu diesen KWK-Anlagen werden auch Kraftwerke betrachtet, die der reinen Stromerzeugung dienen.

Abbildung A-62 zeigt links die Zusammensetzung des Brennstoffeinsatzes zur Stromer-zeugung im Jahr 2005. Die Hälfte des Brennstoffeinsatzes entfällt auf die Kohlen, die für ca. 86 % der CO2-Emissionen der Stromerzeugung verantwortlich sind. Rechts ist die zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen Jahresnutzungsgrade der Kraftwerke in den vergangenen Jahren dargestellt, wie sie sich aus der Statistik zum Brenn-stoffeinsatz und der Stromerzeugung /AGEB 07/ und den Angaben zur Nettostromerzeu-gung aus /STB 08/ errechnen.

Gase11%

Heizöl2%

Übrige feste Brennstoffe

2%

Kernenergie32%

Braunkohle28%

Steinkohle 22%

Wasserkraft/ Windkraft

3%

5.425 PJ

30

35

40

45

50

55

1990 1993 1996 1999 2002 2005

Net

to-N

utzu

ngsg

rad

in %

Erdgas Steinkohle Braunkohle

Abbildung A-62: Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung 2005 und Entwicklung der Nettonutzungsgrade /AGEB 07/, /STB 08/

Demnach liegen die Nettonutzungsgrade der Steinkohlekraftwerke seit 1990 lediglich leicht steigend bei ca. 37,5 %. Die Nettonutzungsgrade der Braunkohlekraftwerke stiegen dagegen, v. a. bedingt durch den Ersatz ostdeutscher Anlagen, von etwa 31,5 % auf ca. 34,5 % in 2005 an. Die dynamischste Entwicklung zeigt sich bei den ebenfalls dargestellten, erdgasversorgten Kraftwerken, bei denen sich der Jahresnutzungsgrad von 35,5 % auf etwa 51,5 % erhöht hat. Dies ist auf den Neubau von Gas-GuD-Kraftwer-ken zurückzuführen, durch deren höhere Ausnutzungsdauer bei gleichzeitig hohem Wirkungsgrad der durchschnittliche Jahresnutzungsgrad überproportional gesteigert wird.


Situation der Steinkohlekraftwerke Nach Auswertung einer an der FfE aufgebauten Kraftwerksdatenbank, unterliegen 61 Steinkohlekraftwerke bzw. Kraftwerksblöcke den dargelegten Kriterien. Diese haben in Summe eine elektrische Gesamtleistung von 20,5 GWnetto. Die derzeit betriebenen Steinkohlekraftwerke wurden im Zeitraum zwischen 1962 und 2004 errichtet. Berück-sichtigt man die Zeitpunkte der Revisionen4, so ist gut ein Drittel der installierten Leistung älter als 30 Jahre, knapp 30 % sogar älter als 35 Jahre. /FfE 08/

Die Entwicklung der Steinkohlekraftwerke (z.B. installierte Leistung, Wirkungsgrad-entwicklung) kann man Abbildung A-63 entnehmen.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Inbetriebnahmejahr

Leis

tung

in G

W

0%

4%

8%

12%

16%

20%

24%

28%

32%

36%

40%

44%

Wirk

ungs

grad

in %

Leistung in GWWirkungsgrad in %Neubau, erreichbarer Wirkungsgrad in %

Abbildung A-63: Kumulierte Leistung und Nennwirkungsgrade der bestehenden Steinkohlekraftwerke nach Inbetriebnahmejahr

Durch die technischen Entwicklungen und Neuerungen steigt der Wirkungsgrad der Steinkohlekraftwerke mit den Jahren an. Die Entwicklung der statistischen Jahresnut-zungsgrade bei Steinkohlekraftwerken aus Abbildung A-62 zeigt eine Abweichung von der obigen Angabe.

Aus ökonomischer Sicht sind Steinkohlekraftwerke als Mittellastkraftwerke einzuord-nen. Gemäß der merit-Order werden daher die Steinkohlekraftwerke mit niedrigem Wirkungsgrad (hohen Grenzkosten) seltener angefragt, als solche mit hohem Wirkungs-grad (niedrigen Grenzkosten). Um die Nutzungsgradkurve zu erreichen, muss daher ein mit der Ausnutzungsdauer gewichtetes Mittel der Wirkungsgrade gebildet werden. Ältere Steinkohlekraftwerke haben aus diesem Grund niedrigere Ausnutzungsdauern als die statistisch belegten durchschnittlichen 4.500 h pro Jahr. Neuere Kraftwerke laufen entsprechend länger.

4 Unter Revision wird in der FfE-Kraftwerksdatenbank eine Ertüchtigung aufgeführt, wie sie z.B. in ostdeutschen

Braunkohleblöcken nach der Wende durchgeführt wurde.

Maßnahmen im Bestand 89

Situation der Braunkohlekraftwerke In der FfE-Kraftwerksdatenbank sind 53 Braunkohlekraftwerke bzw. Braunkohlekraft-werksblöcke erfasst, die als Anlagen mit teilweiser Wärmeauskopplung und einer elektrischen Bruttoleistung größer 100 MW geführt werden. Diese Kraftwerksblöcke nehmen eine Gesamtnettoleistung von 19,0 GWnetto ein. Die Braunkohlekraftwerke wurden im Zeitraum zwischen 1957 und 2002 erbaut. Unter Berücksichtigung der Zeitpunkte der Revision ergibt sich ein Durchschnittsalter der Anlagen von 28 Jahren. 46 % der Gesamtleistung ist in Anlagen installiert, die über 30 Jahre alt sind, knapp 22 % der Leistung ist älter als 35 Jahre. /FfE 08/

Auf Grund der technischen Entwicklungen steigt der Wirkungsgrad stetig. Für die derzeit betriebenen Braunkohlekraftwerke bedeutet dies, dass der elektrische Wirkungsgrad abhängig vom Inbetriebnahmejahr Werte zwischen etwa 26 % und 43 % annimmt.

Die derzeit installierte kumulierte Leistung sowie die Wirkungsgrade der bestehenden Braunkohlekraftwerke sind über dem Inbetriebnahmejahr aufgetragen und in Abbildung A-64 dargestellt.

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1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Inbetriebnahmejahr

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Leistung in GWWirkungsgrad in %Neubau, erreichbarer Wirkungsgrad in %

Abbildung A-64: Kumulierte Leistung und Nennwirkungsgrade der bestehenden Braunkohlekraftwerke nach Inbetriebnahmejahr

Der Verlauf der Nutzungsgrade bei Braunkohlekraftwerken deckt sich mit den Annah-men zur Wirkungsgradentwicklung aus der Kraftwerksdatenbank, da dieser Anlagentyp als Grundlastkraftwerk eingesetzt wird. Die Leistung dieser Kraftwerke wird in der merit-Order nahezu immer abgefragt, weshalb die Ausnutzungsdauer dieser Kraftwerke daher bei 7.000 h im Jahr liegt.

Maßnahme Als Maßnahme zur Reduzierung der CO2-Emissionen werden alle bestehenden Braun- und Steinkohlekraftwerke heute (im Jahr 2006) durch neue Kraftwerke mit gleicher Leistung ersetzt. Dies bedeutet im Speziellen, dass auch Kraftwerke vor Ablauf ihrer


Lebensdauer von 40 Jahren betroffen sind. Wurde während der Laufzeit eines Kohle-kraftwerks eine Revision oder Lebensdauer verlängernde Maßnahme durchgeführt, so erhöht sich die Lebensdauer entsprechend.

Die Emissionsreduzierung bei dieser Maßnahme wird durch die mit der Wirkungsgrad-steigerung einhergehenden Reduktion des Brennstoffeinsatzes erreicht.

Bezüglich der Datengrundlage – Wirkungsgrad, Kosten, etc. – bedeutet dies für die Kraftwerkstypen Folgendes:

• Als Ersatz der bestehenden Braunkohlekraftwerke werden Braunkohlekraftwerke mit optimierter Anlagentechnik (BoA) errichtet. Nach /RWE 07/ erreichen die BoA 2&3 Netto-Wirkungsgrade > 43 %.

• Als Ersatz der bestehenden Steinkohlekraftwerke werden Kraftwerke des Typs „Referenzkraftwerk NRW“ erbaut, deren Wirkungsgrad die derzeit beste verfüg-bare Technik widerspiegelt. Der Netto-Wirkungsgrad wird daher mit ηel = 46 % festgesetzt. /VGB 03/

• Für die Investitionskosten werden die Kosten zu Grunde gelegt, welche bei einem Neubau anfallen. Nach dem Vergleich verschiedener Quellen (/NRW 05/, /AGFW 04/, /SCH 98/, u. a.), wurden die Angaben aus /FIS 07/ entnommen.

• Weitere Daten der Maßnahme (z.B. Brennstoffkosten) werden gemäß Kapitel „Methodik“ angesetzt.

3.1.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Das theoretische Verminderungspotenzial ergibt sich aus der gesamten CO2-Einsparung, die sich bei dem Austausch der alten Stein- und Braunkohlekraftwerke gegen neue Kraftwerke mit höheren Wirkungsgraden errechnet. Dabei wird vorausgesetzt, dass der jeweilige Kraftwerksstandort und die jährliche Stromerzeugung der jeweiligen Kraft-werke unverändert bleiben. Daher sind keine Standortrestriktionen zu erwarten, welche das Potenzial weiter mindern können. Des Weiteren wird vorausgesetzt, dass keine Restriktionen bezüglich des Rohstoffmangels zum Kraftwerksneubau zu erwarten sind. Das technische Verminderungspotenzial entspricht daher dem theoretischen.

Für diese Maßnahme werden aus dem bestehenden Braun- und Steinkohlekraftwerks-park die Einsparpotenziale separat erhoben.

Steinkohle Ersetzt man alle Steinkohlekraftwerke durch neue Kraftwerke, so ergibt sich ein CO2-Verminderungspotenzial von rund 15 Mio. t/a. Für diese Berechnung wird der durch-schnittliche Emissionswert für die Steinkohleverbrennung von 338 g/kWhBrennstoff zu Grunde gelegt (vgl. Kapitel „Methodik“). Das Gesamteinsparpotenzial der derzeit instal-lierten Leistung an Steinkohlekraftwerken wird in Tabelle A-30 in Abhängigkeit der Inbetriebnahme bzw. des Revisionszeitpunktes dargestellt.


Tabelle A-30: Technisches CO2-Verminderungspotenzial der Steinkohlekraftwerke

Inbetriebnahme bzw. Revision

Technisches CO2-Verminderungspotenzial in

Mio. t CO2/a



Mio. t CO2/a1962 0,13 1983 0,501963 0,32 1984 0,801964 0,11 1985 1,281965 0,45 1987 0,731966 0,43 1988 0,701967 0,24 1989 0,501968 0,32 1990 0,081969 0,93 1992 0,071970 1,26 1993 0,601971 1,68 1994 0,231975 0,63 1995 0,061976 0,53 1998 0,081979 1,04 2004 0,031981 0,52 2005 0,051982 1,04 2006 0,00

15,35Gesamtes CO2-Verminderungspotenzial

Braunkohle Ersetzt man derzeit alle bestehenden Braunkohlekraftwerke durch neue Kraftwerke, so ergibt sich ein CO2-Verminderungspotenzial von ca. 29 Mio. t/a. Für diese Berechnung wird ein durchschnittlicher Emissionswert von 403 g/kWh zu Grunde gelegt (vgl. Kapitel „Methodik“). Das Gesamteinsparpotenzial an CO2-Emissionen der Braunkohlekraft-werke wird in Tabelle A-31 in Abhängigkeit der Inbetriebnahme bzw. des Revisionszeit-punktes dargestellt.

Tabelle A-31: Technisches CO2-Verminderungspotenzial der Braunkohlekraftwerke



Mio. t CO2/a



Mio. t CO2/a1957 1,16 1976 2,901959 1,08 1977 1,131960 1,57 1987 0,191962 1,46 1991 0,501963 0,94 1992 0,381964 0,91 1993 0,471965 1,75 1994 0,321966 0,84 1995 1,401967 0,81 1996 0,261968 0,78 1997 0,381970 1,45 1998 0,331971 0,70 1999 0,331972 1,34 2000 0,551973 0,64 2002 0,201975 4,26 2006 0,00

29,03Gesamtes CO2-Verminderungspotenzial


In Summe ergibt sich bei der Maßnahme Ersatz alter Stein- und Braunkohlekraftwerke durch Neuanlagen ein technisches CO2-Verminderungspotenzial von ca. 44 Mio. t CO2.

3.1.3 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die Verminderungskosten wurden nach bekannter Methodik (vgl. Kapitel „Methodik“) für den Ersatz der Stein- und Braunkohlekraftwerke erhoben.

Die Datenbasis der Verminderungskostenerhebung bilden die Investitionskosten, die variablen Kosten, sowie das CO2-Verminderungspotenzial. Bei den Gesamtinvestitions-kosten der Maßnahme sind zusätzlich die Abrisskosten des Referenzkraftwerks zu berücksichtigen. Die variablen Betriebskosten setzen sich unter anderem aus den Brennstoffkosten, den Personalkosten, Versicherungen, sowie Wartungs- und Instand-haltungskosten zusammen. Da sich die Personal-, Wartungs- und Instandhaltungskos-ten, sowie Versicherungen der Referenzkraftwerke nicht von den variablen Kosten der Maßnahme unterscheiden, entfällt dieser Term bei der Differenzbildung. Somit gehen einzig die Brennstoffkosten als variable Verminderungskosten in die Erhebung der Verminderungskosten ein. Aus dem gleichen Grund entspricht hier die „quasi-“volks-wirtschaftliche der betriebswirtschaftlichen Rechnung. Die monetären Erlöse aus dem Stromverkauf treten in Referenz und Maßnahme gleichermaßen auf und kürzen sich daher in der Formel zur Berechnung der Verminderungskosten.

Das wirtschaftliche CO2-Einsparpotenzial liegt bei Verminderungskosten unterhalb der Zertifikatspreise. Es wird durch die Steigerung der Wirkungsgrade und die dadurch bedingte Brennstoffreduktion erreicht.

Die wesentliche Datenbasis der Stein- und Braunkohlekraftwerke ist in Tabelle A-32 dargestellt.

Tabelle A-32: Datenbasis der Verminderungskosten /BMWI 07a/, /FfE 08/, /FIS 07/, /GEI 04/, /NRW 05/, /RWE 07/, /VGB 03/, /eigene Rechnung/

Steinkohle-kraftwerke

Braunkohle-kraftwerke

Installierte Leistung ges. MW 20.481 18.975Altersstruktur a 2 - 44 1 - 49Wirkungsgrad % 32 - 44 26 - 43Brennstoffeinsatz ges. GWh 245.777 379.492Emissionen ges. Mio. t/a 83 153

Investitionskosten €/MW 1.250.000 1.500.000Lebensdauer a 40 40Wirkungsgrad % 46 43Brennstoffeinsatz ges. GWh 200.362 307.459Emissionen ges. Mio. t/a 68 124

Referenz

Maßnahme

Da die Kraftwerksbetreiber am CO2-Zertifikatehandel teilnehmen, wird als Grenznutzen die Bandbreite der prognostizierten Zertifikatspreise von 15 bis 30 €/t CO2 angegeben,


welche während der Handelsperiode des Zweiten Nationalen Allokationsplans erwartet werden (vgl. auch Abbildung A-65 bzw. Abbildung A-67).

Quasivolkswirtschaftliche und betriebswirtschaftliche Verminderungskosten der Steinkohlekraftwerke Nachfolgend stellen Abbildung A-65 und Abbildung A-66 die quasivolkswirt-schaftlichen Verminderungskosten der Maßnahme „Ersatz alter Kohlekraftwerke durch Neuanlagen“ dar. Rot eingezeichnet ist die Bandbreite der Zertifikatspreise.

Die Verminderungskosten, die bei der Umsetzung des technischen Verminderungspo-tenzials anfallen, belaufen sich – abhängig von der Restlaufzeit (RLZ) der zu ersetzen-den Kraftwerke – auf Werte zwischen Null und etwa 700 €/t CO2. Für die Emissionsreduzierung des gesamten technischen Potenzials müssen Verminderungskosten in Höhe von etwa 1,7 Mrd. €/a aufgebracht werden.

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Spezifische CO2-Verminderungskosten derSteinkohlekraftwerke

Abbildung A-65: Grenzverminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Steinkohle-kraftwerke


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/a Kumulierte CO2-

Verminderungskosten derSteinkohlekraftwerke

Abbildung A-66: Verminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Steinkohlekraft-werke

Quasivolkswirtschaftliche und betriebswirtschaftliche Verminderungskosten der Braunkohlekraftwerke Neben den quasivolkswirtschaftlichen Verminderungskosten der Steinkohlekraftwerke werden auch diejenigen der Braunkohlekraftwerke erhoben. Diese werden in den Abbildung A-67 und Abbildung A-68 grafisch dargestellt.

050

100150200250300350400450500550600650700


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in €

/t Spezifische CO2-Verminderungskosten derBraunkohlekraftwerke

Abbildung A-67: Grenzverminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Braunkohlekraftwerke


0150300450600750900

1.0501.2001.3501.5001.6501.8001.950


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/a

Kumulierte CO2-Verminderungskosten derBraunkohlekraftwerke

Abbildung A-68: Verminderungskostenkurve beim Ersatz bestehender Braunkohle-kraftwerke

3.1.4 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Als wirtschaftliches Verminderungspotenzial werden jene CO2-Emissionen deklariert, deren Verminderungskosten unterhalb der prognostizierten CO2-Zertifikatspreise von 30 €/t CO2 liegen.

Steinkohlekraftwerke Das wirtschaftliche Verminderungspotenzial besteht zum einen aus dem Ersatz der Kraftwerke, deren Lebensdauer 40 Jahre erreicht bzw. überschreitet. Der Ersatz dieser Steinkohlekraftwerke entspricht der jährlichen Verminderung der CO2-Emissionen um 1,45 Mio. t CO2/a. Auf Grund der anstehenden Ersatzinvestition, welche den Kosten der durchzuführenden Maßnahme entsprechen, liegen die Verminderungskosten dieser Maßnahme bei Null. Des Weiteren zählt zu dem wirtschaftlichen Potenzial der Ersatz aller Steinkohlekraftwerke, deren Verminderungskosten die prognostizierte Obergrenze der CO2-Zertifikatspreise nicht überschreiten.

Daher liegt das wirtschaftliche Verminderungspotenzial der Steinkohlekraftwerke bei ca. 2 Mio. t CO2/a. Die finanzielle Aufwendung für die Realisierung des wirtschaftlichen Potenzials beläuft sich auf über 11 Mio. €/a. Der wirtschaftliche Anteil des Verminde-rungspotenzials setzt sich weiterhin aus dem Ersatz der Steinkohlekraftwerke zusam-men, dessen Inbetriebnahme bzw. Revision im Jahr 1967 oder zu einem früheren Zeit-punkt stattfand. Dies entspricht einer Netto-Kraftwerksleistung von knapp 1,9 GW bzw. etwa 9 % an der installierten Gesamtleistung.

Braunkohlekraftwerke Das wirtschaftliche Potenzial der Braunkohlekraftwerke, dessen Gesamtlebensdauer über der technischen Lebensdauer liegt, beträgt 9,7 Mio. t CO2. Für diese installierte Leistung sind die Verminderungskosten mit 0 €/t CO2 dotiert.


Das wirtschaftliche Gesamtpotenzial liegt bei 14,8 Mio. t CO2/a und entspricht etwa 51 % der jährlichen CO2-Emissionen, welche durch Braunkohlekraftwerke emittiert werden. Die Kosten zur Verminderung dieser CO2-Emissionen belaufen sich auf 95,7 Mio. €/a. Für die Realisierung dieses wirtschaftlichen Gesamtspotenzials müssen die Braunkohlekraftwerke ersetzt werden, deren Inbetriebnahme im Jahr 1972 oder früher stattfand. Bezogen auf die installierte Nettoleistung sind bei der Realisierung dieser Maßnahme 4.692 MW betroffen, was einem Anteil von knapp 25 % an der installierten Gesamtleistung entspricht.

3.1.5 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Eine Aussage bezüglich des praktischen Verminderungspotenzials ist nur bedingt möglich, da die Maßnahme Ersatz bestehender Kohlekraftwerke durch Neuanlagen neben den Verminderungskosten auch von weiteren Einflussfaktoren abhängig ist.

Eine Auswertung der Kraftwerksdatenbank zeigt, dass in relativ vielen älteren Kraft-werken Erhaltungsmaßnahmen durchgeführt wurden, ohne die Anlagen vollständig stillzulegen und zu ersetzen. Das ist u. a. auf die ökonomischen Unwägbarkeiten zu-rückzuführen, die sich durch Liberalisierung des Strommarktes und die Einführung des CO2-Zertifikatehandels ergaben. Da Kraftwerksneubauten durch hohe Investitionen und lange Laufzeiten charakterisiert sind, ist eine Planungssicherheit für den Betreiber solcher Anlagen unumgänglich.

Es ist davon auszugehen, dass Investitionen in Kraftwerksneubauten vermehrt erst dann stattfinden, wenn diese Planungssicherheit herrscht.

Es besteht jedoch eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass wenigstens die Kohlekraftwerke, deren technische Lebensdauer 40 Jahre erreicht bzw. überschritten hat, durch neue und effizientere Kraftwerke ersetzt werden. Das praktische Verminderungspotenzial könnte daher in Summe einem jährlichen CO2-Verminderungspotenzial von etwa 11 Mio. t CO2/a entsprechen, wenn dieses durch Kohlekraftwerke gehoben wird. Für diesen Anteil betragen die Verminderungskosten 0 €/t CO2.

Einiges spricht jedoch dafür, dass aufgrund fehlender Akzeptanz in der Bevölkerung die Neubauprojekte von Kohlekraftwerken zugunsten anderer Optionen – in der Regel Gas GuD-Anlagen – aufgegeben werden. Laut /SON 08/ wurde so bis März 2008 durch Bürgerinitiativen, wie beispielsweise /ANT 08/, bereits der Neubau von 7 der insgesamt 20 geplanten Steinkohlekraftwerke gestoppt.

Ein weiteres Hemmnis sind die stark gestiegenen Investitionskosten für Kraftwerke. So wurden nach /FIS 07/ durch die Entwicklung auf den Rohstoffmärkten auch Kraftwerks-komponenten um bis zu 30 % teurer.

Nicht betrachtet wurde bei dieser Maßnahme ein Wechsel des Energieträgers, z. B. der Ersatz eines Steinkohlekraftwerkes durch eine GuD-Anlage. Ebenso wenig wurde bei der Erhebung der Verminderungskosten berücksichtigt, dass durch den Neubau zugleich eine Standortvergrößerung bezüglich der installierten Leitung durchgeführt werden könnte.


3.2 Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken

3.2.1 Situation Die Zufeuerung von Biomasse in Kohlekraftwerken, dem so genannten Cofiring, ist eine Maßnahme, die im bestehenden Kraftwerksbestand angewandt wird. Dabei können verschiedene Biomassearten eingesetzt werden. Dazu zählen unter anderem holzartige Biomasse (Hackschnitzel, Pellets, Sägespäne, Rinde), Stroh oder Energiepflanzen. Da in Deutschland der Einsatz dieser Biomasse nicht gefördert wird, wird meist auf solche biogene Ersatzbrennstoffe zurückgegriffen, deren Einsatz zur Entsorgung kommunaler oder industrieller Reststoffe dient. Aus diesem Grund wird in den Kohlekraftwerken in erster Linie Klärschlamm mitverfeuert. Für die weitere Betrachtung werden nur die Biomassearten betrachtet, die nach der Biomasseverordnung zur anerkannten Biomasse zählt.

Momentan existiert in Deutschland keine realisierte Anlage, die Cofiring von erneuerba-ren Energieträgern im großen Stil betreibt. Allerdings wurden bereits in mehreren Kohlekraftwerken (z.B. Schwandorf, Würzburg /IEA 07/) Testreihen zur Zufeuerung gefahren.

Eine direkte Zufeuerung von Biomasse (integriertes Cofiring) wird bei konventionellen Kohlekraftwerken sowohl bei Staubfeuerung als auch bei Wirbelschichtfeuerung einge-setzt. Die feste Biomasse muss daher zunächst auf eine entsprechende Teilchengröße reduziert werden. Für die Staubfeuerung bedeutet dies eine Partikelgröße zwischen 2 und 6 mm. Die Größe wird sowohl durch das Mahlen in separaten Einrichtungen als auch direkt in der Kohlenmühle erreicht. Bei Wirbelschichtfeuerungen liegt die maxi-male Stückgröße bei 50 mm, wodurch beispielsweise Hackschnitzel ohne weitere Mahlung eingesetzt werden können. Zusätzlich kann die Biomasse zunächst extern vergast werden und das dabei entstehende Produktgas anschließend z.B. einer Kohle-staubfeuerung zur Verbrennung zugeführt werden. Dieses Konzept zum Biomasseein-satz in Kohlekraftwerken ist jedoch verfahrenstechnisch aufwändiger als eine direkte Zufeuerung. Eine Anwendung ist daher nur dann zu rechtfertigen, wenn eine direkte Zufeuerung technisch nicht möglich ist, oder zu Betriebsproblemen und Einschränkun-gen bei der Ascheverwertung führt. Für die spätere Kostenanalyse wird von einem integrierten Cofiring der Biomasse ausgegangen.

Die durch die Mitverfeuerung zusätzlich benötigten Komponenten stellen keine weiteren technischen Anforderungen, wie sie bei der alleinigen Verbrennung von Holz oder Stroh erforderlich sind. Je nach Art der Zufeuerung sind als zusätzliche Komponenten Lager, Mühlen, Vergaser, Biomasseroste u. ä. notwendig.

Der Einsatz von Biomasse in Kohlekraftwerke weist gegenüber der Erzeugung elektri-scher Energie mittels kleinerer mit Biomasse befeuerter Anlagen eine Reihe von Vor- und Nachteilen auf. Zu den Vorteilen zählen u.a. folgende Aspekte:

• Die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken bringt durch den Einsatz der relativ günstigen Ersatzbrennstoffe eine Senkung der Betriebs-kosten mit sich.

• Bei der Mitverfeuerung liegt der elektrische Wirkungsgrad im Vergleich zu kleineren Anlagen höher.

• Der Einsatz von Biomasse reduziert die CO2-Emissionen sowie die SO2-Emissionen (beim Einsatz holzartiger Biomasse) der Kraftwerke.


• Die Investitionskosten für die Umsetzung einer Biomassemitverbrennung sind relativ gering.

Nachteilig wirkt sich das Cofiring folgendermaßen auf die Kohlekraftwerke aus:

• Durch den im Vergleich zur Kohle niedrigeren Schmelzpunkt der Biomasse-aschepartikel entsteht im Brennraum die Gefahr von Schlackebildung.

• Der Einsatz von halmgutartiger Biomasse (z.B. Stroh) und dem dadurch bedingten höheren Chlorgehalt kann zu einer verstärkten Hochtemperatur-korrosion an den Heizflächen führen.

Um u.a. die Anpassungsmaßnahmen so gering wie möglich zu halten, liegt die obere Leistungsgrenze beim Cofiring bei ca. 5 bis 10 % der Feuerungsleistung eines Kraft-werks. Einen weiteren Begrenzungsfaktor stellt der Einzugsbereich zur Biomassebereit-stellung dar. Je mehr Biomasse in einem Kraftwerk zugefeuert wird, umso größer wird der benötigte Einzugsbereich, wodurch sich der Transportaufwand erhöht. Daher liegt die maximale Obergrenze bei etwa 50 bis 100 MWth Biomassebrennstoffleistung. Bei höherer Brennstoffleistung würden die Kosten des Transportaufwands deutlich steigen. Der Biomasseeinsatz in Kohlekraftwerken wäre dadurch nicht mehr wirtschaftlich. /KAL 01/

3.2.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Die für die Potenzialerhebung wichtigsten Daten des Kohlekraftwerksparks in Deutschland sind in Tabelle A-33 dargestellt:

Tabelle A-33: Daten der Kohlekraftwerke /StBu 07/, /BMWi 07b/, /eigene Berech-nungen/

Installierte Engpassleistung

(MW)

Stromerzeugung (GWh)

Brennstoffeinsatz (PJ)

Brennstoffeinsatz (1.000 t)

Steinkohlekraftwerke 30.451 146.580 1.289,7 42.860

Braunkohlekraftwerke 22.233 158.170 1.493,3 163.162

Summe 52.684 304.750 2.783,0 206.022,0

Die Obergrenze der Biomassezufeuerung liegt bei 10 % der Feuerungswärmeleistung /KAL 01/. Dadurch können 10 % des eingesetzten fossilen Brennstoffs durch Biomasse ersetzt werden. Das ist zugleich das theoretische Potenzial. Derzeit ist in Deutschland eine Biomassezufeuerung von regenerativen Energien statistisch nicht erfasst. Es wird davon ausgegangen, dass die Maßnahme zur CO2-Verminderung, falls derzeit vorhan-den, nicht im großen Maße stattfindet und das theoretische Potenzial aus diesem Grund nicht reduziert wird. Allerdings können andere Faktoren das Potenzial mindern. Bei-spielsweise kann neben technischen Gründen auch der Transportaufwand die maximale Leistung der Biomassezufeuerung begrenzen. Dadurch können die möglichen 10 % der Zufeuerung nicht erreicht werden. Daher wird für das technische CO2-Verminderungs-potenzial durch Cofiring eine Substitution von 7 % der fossilen Brennstoffe festgelegt. Die erhobenen Potenziale werden in Tabelle A-34 und Tabelle A-35 dargestellt.


Tabelle A-34: Theoretisches CO2-Verminderungspotenzial /BMWi 07b/, /UBA 04/, /eigene Berechnungen/


CO2-Emissionsfaktor

(t/GJ)

Substitutionsgrad (%)

CO2-Verminderung

(Mio. t)

Steinkohlekraftwerke 1.289,7 0,093 10,0 12,0

Braunkohlekraftwerke 1.493,3 0,112 10,0 16,7

Summe 2.783,0 - 10,0 28,7

Tabelle A-35: Technisches CO2-Verminderungspotenzial /BMWi 07b/, /UBA 04/, /eigene Berechnungen/


CO2-Emissionsfaktor

(t/GJ)

Substitutionsgrad (%)

CO2-Verminderung

(Mio. t)

Steinkohlekraftwerke 1.289,7 0,093 7,0 8,4

Braunkohlekraftwerke 1.493,3 0,112 7,0 11,7

Summe 2.783,0 - 7,0 20,1

Bei 7 %-iger Substitution der Braun- und Steinkohle mittels Holzhackschnitzel oder Stroh ist eine Menge von knapp 200 PJ an Brennstoff notwendig. Der Bedarf könnte alleine mittels des vorhandenen Holzhackschnitzelpotenzials gedeckt werden (vergleiche Kapitel „METHODIK“ – Biomassepotenzial). Das Strohpotenzial von etwa 130 PJ wäre für eine alleinige Deckung des Brennstoffbedarfs nicht ausreichend.

Die Erhebung des CO2-Verminderungspotenzials bezieht sich direkt auf die Substitution der Kohle durch Biomasse und ist somit unabhängig vom Kraftwerkstyp und -alter. Eine Betrachtung der Wirkungsgrade der Kohlekraftwerke wäre nur dann von Relevanz, wenn sich die CO2-Einsparungen auf die Stromerzeugung beziehen würden. Aus wirt-schaftlichen Gründen sollten die (geringen) Investitionen für die Umsetzung der Zufeue-rung bei neuen Kraftwerken getätigt werden, da deren Restlebensdauer höher ist als bei alten Kraftwerken.

3.2.3 Referenz und Maßnahme Die Biomassezufeuerung in Baunkohle- sowie Steinkohlekraftwerken ist eine Maß-nahme zur Verringerung der CO2-Emissionen, die sich auf den bestehenden Kraftwerks-park bezieht. Bei Umbauarbeiten an den Kraftwerken werden diese um die notwendigen Anlagenkomponenten zur Biomassezufeuerung erweitert. Die eingesetzte Biomasse substituiert in den bestehenden Kraftwerken einen Anteil der Kohle, die aus dem heimischen Kohleabbau gewonnen oder importiert wird. Der CO2-Ausstoß der Kraft-werke wird bei dieser Maßnahme um den Anteil reduziert, den die substituierte Kohle emittieren würde.


Als zusätzlichen positiven Nebeneffekt bringt die Biomassezufeuerung auf Grund des geringeren Kohleeinsatzes eine Reduzierung der Betriebsmittel mit sich, wie beispiels-weise Kalkstein oder Ammoniak. So werden nach /ENBW 00/ in Kohlekraftwerken pro erzeugte kWh 8 g Kalkstein bei der Rauchgasentschwefelungsanlage bzw. 0,2*103 g/kWh /KÖH 96/ Ammoniak für die Aufbereitung des Prozesswassers eingesetzt. Die Veringe-rung dieser Stoffe hat zwar keine direkten Auswirkungen auf die Reduzierung der CO2-Emissionen, wirkt sich aber auf der wirtschaftlichen Seite positiv aus und somit auch auf den Entscheidungsprozess.

Für die Kostenanalyse werden zwei Maßnahmen betrachtet:

• Maßnahme A: Cofiring von Waldhackschnitzeln • Maßnahme B: Cofiring von Stroh

Als Referenz für die folgende Kostenberechnung werden die in Tabelle A-36 definierten Parameter verwendet. Bei der Zufeuerung werden durch den Einsatz von regenerativen Brennstoffen (Biomasse) keine zusätzlichen CO2-Emissionen freigesetzt. Der Wert in Tabelle A-36 wird daher mit „Null“ angesetzt.

Tabelle A-36: Parameter der Verminderungskosten /BMWi 07b/, /LIN 06/, /SCH 05/, /BIO 07/, /eigene Berechnungen/

Steinkohle Braunkohle Hackschnitzel Stroh Brennstoffkosten €/t 57,27 9,34 60 50Heizwert MJ/t 30.092 9.152 11.520 14.400Brennstoffkosten €/GJ 1,36 1,02 5,21 3,47Kalkstein €/GJ 0,0065 0,0152 - -

Investitionskosten €/kW - - 200 200Investitionskosten €/GJ - - 0,51 0,51Emissionen t/GJ 0,092 0,112 - -

BiomassezufeuerungReferenz

3.2.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die Zufeuerung ist eine Maßnahme zur CO2-Reduzierung, die im Bestand des Kraft-werksparks durchgeführt wird. Da sie aber keine Referenztechnologie (hier: Stein- und Braunkohlekraftwerke) ersetzt, sondern die bestehenden Kraftwerke um diese Techno-logie ergänzt werden, dürfen zur Erhebung der Verminderungskosten die Investitions-kosten, sowie die Ersatzinvestitionskosten der Referenz nicht mit einbezogen werden. Grund hierfür ist, dass diese Kosten unabhängig von der Maßnahme existieren. Die Investitionskosten der Maßnahme liegen je nach installierter Leistung zwischen 360 und 1.600 €/kWel /IWT 06/; bezogen auf die thermische Leistung liegen die Investitionskosten unterhalb dieser Werte. Auf Grund der hohen Zufeuerungsrate von 7 % sind die Investi-tionskosten für die folgende Kostenrechnung der Emissionsminderung an der unteren Kostengrenze anzusetzen. Da die Investitionskosten leistungsbezogen sind, werden diese Kosten auf die Brennstoffeinsatzmenge umgelegt, die während der technischen Lebens-dauer der Anlage (Annahme: 20 Jahre) bei definierter Ausnutzungsdauer (Annahme: Steinkohlekraftwerk 4.500 h/a, Braunkohlekraftwerk 7.500 h/a) zugefeuert wird.


Als Referenz ist jeweils ein reines Kohlekraftwerk mit 100 % fossilem Brennstoffeinsatz definiert. Durch die Maßnahme wird bei diesem Kohlekraftwerk der Kohleeinsatz auf 93 % reduziert. Die Differenz der variablen Kosten bei Referenz und Maßnahme ergibt sich wiederum nur aus den Kosten, bei denen auf Grund der Biomassezufeuerung eine Änderung eintritt. Davon betroffen sind die Brennstoffkosten und die Kosten des Kalk-steins (Betriebsstoff). Die Kohle wird durch zwei Biomassebrennstoffe, Waldhackschnit-zel (Maßnahme A) bzw. Stroh (Maßnahme B), substituiert. Für die Analyse der Vermin-derungskosten wird eine Kostenreduktion am Kalkstein um 7 % angesetzt. Dieser Ansatz dient als konservative Abschätzung. Durch die Biomassesubstitution wird neben dem Kalksteineinsatz auch der Einsatz anderer Betriebsmitteln vermindert. Diese nehmen aber nur einen geringeren Anteil ein und werden daher in der Kostenberech-nung nicht betrachtet.

Da das Cofiring von Biomasse CO2-neutral ist, differieren die Emissionen um den Anteil, der durch die Substitution der Kohle durch Biomasse nicht emittiert wird.

Die aus vorangegangener Methodik und Annahmen ermittelten dynamischen Verminde-rungskosten werden in Tabelle A-37 sowie in Abbildung A-69 und Abbildung A-70 für die jeweiligen Maßnahmen dargestellt.

Tabelle A-37: Dynamische Verminderungskosten in €/t CO2

Steinkohlekraftwerke Braunkohlekraftwerke

Maßnahme A 50,93 41,78Maßnahme B 32,06 26,28

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t


Abbildung A-69: Verminderungskosten in €/t


50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Kumulierte Emissionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in T

sd. €

/a


Abbildung A-70: Verminderungskosten absolut in €/a

Die vorangegangene Analyse der Verminderungskosten wurde gemäß des quasivolks-wirtschaftlichen Ansatzes (siehe Teil I zur Methodik) durchgeführt. Diese entspricht derzeit auch der betriebswirtschaftlichen Rechnung. Derzeit erfolgt keine Vergütung für die Zufeuerung regenerativer Rohstoffe nach dem EEG. Erst durch die anstehende Novellierung des EEGs könnte dies einbezogen werden. Dann wären zur betriebs-wirtschaftlichen Rechnung weitere Kosten und Erlöse zu berücksichtigen. Eine anteils-mäßige Vergütung der Strom- und Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energien würde sich in einer Reduzierung der CO2-Verminderungskosten auswirken. Allerdings würde die durch den Biomasseeinsatz erzeugte Strommenge bei einer Vergütung durch das EEG nicht mehr am Zertifikatehandel partizipieren, weshalb der Zertifikatepreis nicht mehr als Nutzenfunktion angesetzt werden dürfte.

3.2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Die erhobenen dynamischen Verminderungskosten liefern sowohl für die Zufeuerung in Steinkohlekraftwerken wie auch in Braunkohlekraftwerken ein positives Ergebnis. Dies bedeutet, dass der Einsatz von Biomasse in Kohlekraftwerken im Vergleich zur Referenz mit höheren Kosten verbunden ist. Zugleich reduzieren sich durch den Biomasseeinsatz die CO2-Emissionen und somit die Anteile der benötigten CO2-Zertifikate der Kraft-werke. Der Handel mit den Emissionsrechten erfolgt an der Leipziger Strombörse (EEX). Die Zertifikatspreise sind dabei erheblichen Schwankungen unterworfen. Am Ende der ersten Handelsperiode des Nationalen Allokationsplans haben die Zertifikatspreise zum Teil Werte von unter einem Euro erreicht. So lag der Preis im April 2006 beim histori-schen Höchststand von rund 30 €/t CO2, ist aber bis Februar 2007 auf 1,10 €/t CO2 eingebrochen. Die Erwartungen für die künftigen Zertifikatspreise während der zweiten Handelsperiode liegen bei 15 bis 30 €/t CO2. Bei CO2-Zertifikatspreisen in dieser Größenordnung liegen die erhobenen Verminderungskosten teilweise innerhalb dieses Bereiches (Abbildung A-71). Somit könnte trotz positiver Verminderungskosten die


Realisierung der Biomassezufeuerung in Deutschland für die Kraftwerksbetreiber wirtschaftlich sein.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

Steinkohle Braunkohle Steinkohle Braunkohle

Maßnahme A Maßnahme B

Kos

ten

in €

/t C

O2

Maßnahme Zertifikatspreis

Abbildung A-71: Verminderungskosten im Vergleich zum Zertifikatspreis

Ein zusätzlicher positiver Aspekt für einen Ausbau der Biomassezufeuerung ist die in der zweiten Handelsperiode des Nationalen Allokationsplans vorgesehene weitere Reduzierung der Emissionen. Durch die Umsetzung der dargestellten Maßnahme können somit die Anlagenbetreiber entweder auf den Zukauf von Zertifikaten verzich-ten, oder mit den daraus entstehenden freien Kapazitäten an der Börse handeln.

3.2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die Biomassezufeuerung ist ein Beitrag zum Umwelt- und Klimaschutz, da beim energe-tischen Einsatz von Biomasse im Saldo zwischen Wachstumsphase und Verbrennung - im Gegensatz zu den fossilen Energieträgern - keine CO2-Emissionen freigesetzt werden. Die Maßnahme CO2-Verminderung durch Biomassezufeuerung in Kohlekraftwerken in Deutschland wird derzeit noch nicht im großen Stil angewandt. Es ist jedoch anzuneh-men, dass das ermittelte Potenzial nahezu ausgeschöpft werden kann.

Für diesen Ausbau sprechen folgende Aspekte:

• Eine Biomassezufeuerung ist in zentralen Großkraftwerken sinnvoll, da auf Grund des hohen Einsatzes fossiler Brennstoffe bei relativ geringem Aufwand große Anteile der CO2-Emissionen vermieden werden können.

• Da bei der Umrüstung zur Biomassezufeuerung weitestgehend auf die bestehenden Anlagekomponenten des Kraftwerks zurückgegriffen wird, sind die Investitionskosten, im Vergleich zu neuen Biomasseheizkraftwerken, relativ niedrig.


• In Großkraftwerken sind, im Gegensatz zu kleinen, dezentralen Kraftwerken, die rein mit Biomasse befeuert werden, sehr viel höhere Nutzungsgrade zu erwarten.

• Die unter den getroffen Annahmen erhobenen Verminderungskosten liegen minimal im positiven Bereich, allerdings unterhalb der Zertifikatspreise.

• Durch die weiteren Emissionseinsparungen in der zweiten Handelsperiode des zweiten Nationalen Allokationsplans ist mit einer Steigung der Zertifikatspreise zu rechnen. Eine Umsetzung der Biomassezufeuerung kann sich demnach für die Kraftwerksbetreiber wirtschaftlich positiv auswirken.

• Die Realisierung solcher Projekte kann sich positiv auf das Image eines Betriebes auswirken.

• Durch die Brennstoffsubstitution von Steinkohle wird die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten reduziert bzw. bei heimischem Stein- und Braunkohleeinsatz die Reichweite erhöht. Zugleich erfolgt bei einer verstärkten Biomassenutzung eine Steigerung der regionalen Wertschöpfung.

Das praktische Potenzial berücksichtigt das Potenzial, welches kurzfristig umgesetzt werden kann. Bislang ist die Öffentlichkeit von einem verstärkten Einsatz der Biomas-sezufeuerung der Kraftwerksbetreiber nicht informiert. Zugleich dauert der Genehmi-gungsprozess inklusive der Bauphase in Deutschland einige Jahre, so dass das praktisch (kurzfristig) umsetzbare Verminderungspotenzial mit „Null“ angesetzt wird.

Als zusätzliches Hemmnis für eine vollständige Erschließung des erhobenen technischen Potenzials kann sich die Biomasseverfügbarkeit erweisen. Neben den benötigten bioge-nen Rohstoffen für den Einsatz in Kohlekraftwerken, erfolgt die Nutzung von Biomasse sowohl im energetischen Bereich, wie beispielsweise bei Biogasanlagen, Biogasaufberei-tung oder Biomasseblockheizkraftwerken, sowie im stofflichen Bereich. Dadurch treten Nutzungskonkurrenzen auf, deren Auswirkungen auf das praktische Potenzial heute noch nicht eingeschätzt werden können (vgl. Teil I zur Methodik).

105

4 Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale In Tabelle A-38 sind die Maßnahmen aufgelistet, die im Sektor „Umwandlung“ betrach-tet wurden. Zu beachten ist, dass die dargestellten Potenziale nicht addiert werden können, da innerhalb der Maßnahmen Wechselwirkungen auftreten können. So ist etwa eine Deckung der Verbraucherlast ausschließlich mit Must-Run-Anlagen nicht möglich.

Tabelle A-38: Betrachtete Maßnahmen und ermittelte Potenziale im Sektor Umwand-lung

Sektor: Umwandlung, 10 % Zinssatz

Maßnahme



in Mio. t/a in Mio. t/aWindkraftausbau 106,0 VM: 810 g/kWh n.v.Ausbau der Photovoltaik 54,0 VM: 814 g/kWh 3,6

Ausbau der KWK 76,1 VM el: 821 g/kWh VM th: 230 g/kWh

4,6

Biogaseinspeisung 9,6 Erdgas: 202 g/kWh n.v.Ersatz der Steinkohlekraftwerke 15,4 Kraftwerksbestand 2,0Ersatz der Braunkohlekraftwerke 29,0 Kraftwerksbestand 14,8Biomassezufeuerung in Steinkohlekraftwerken 8,4 Steinkohle: 337 g/kWh n.v.Biomassezufeuerung in Braunkohlekraftwerken 11,7 Braunkohle: 403 g/kWh 11,7VM: Verdrängungsmix

107

B Der Industriesektor

1 Abgrenzung des Industriesektors Alle Betriebe des produzierenden Gewerbes mit mehr als 20 Mitarbeitern werden dem Industriesektor zugerechnet. Ausnahmen bilden landwirtschaftliche Betriebe sowie das Baugewerbe, welche zum Sektor Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD) gezählt werden.

Der Industriesektor ist in 20 Wirtschaftszweige unterteilt /StBu 03a/. Bezogen auf den Energiebedarf sind die energieintensivsten Industriezweige die Metallindustrie sowie die Herstellung von chemischen Erzeugnissen. Deren Anteil liegt bei 33,3 % bzw. 22,9 % am gesamten Energieeinsatz im Industriesektor /StBu 03a/. Zu den weiteren Wirtschaftszweigen zählen unter anderem das Ernährungsgewerbe, Textilgewerbe, Maschinenbau, Metallerzeugung und Metallbearbeitung (vgl. Tabelle B-1).

Tabelle B-1: Überblick der energieintensiven Industriezweige /StBu 03a/,/StBu 06/

Industriezweig Klassifikation

Anteil des Energieeinsatzes im Industriesektor

Zwischenprodukte und Erzeugnisse

Metallindustrie WZ DJ 27 WZ DJ 28

33,3 % Sinter Roheisen Elektro-Stahl Oxygenstahl Aluminium

Herstellung von chemischen Erzeugnissen

WZ DG 24 22,9 % Kunststoffe (PE, PS, PU, PP, PVC)

Glasgewerbe, Herstellung von Keramik, Verarbeitung von Steinen und Erden

WZ DI 26 10,1 % Flachglas Behälterglas Glas gesamt Zement Kalk Gips

Papier-, Verlags- u. Druckgewerbe WZ DE 21 8,4 % Papier, Karton, Pappe Holzstoff Zellstoff Altpapier

Nahrungsmittelindustrie WZ DA 15 7,3 % Automobilindustrie WZ DM 34 4,0 % Maschinenbau WZ DK 29 3,2 %

1.1 Endenergieeinsatz nach Energieträgern gegliedert Abbildung B-1 zeigt den absoluten Endenergieeinsatz im Industriesektor gegliedert nach den verwendeten Energieträgern. Die größten Posten stellen dabei Strom (2004: 836 PJ bzw. 21,2 %), Erdgas (2004: 815 PJ bzw. 20,6 %), Steinkohle (2004: 546 PJ bzw. 13,8 %) und Heizöl (2004: 316 PJ bzw. 8,0 %). Wärme aus industrieller KWK (192 PJ

108 Der Industriesektor

bzw. 4,9 %), Braunkohle (71 PJ bzw. 1,8 %), erneuerbare Energien (84 PJ bzw. 2,1 %) sowie Fernwärme (73 PJ bzw. 1,9 %) steuerten im Jahr 2004 anteilig kleinere Beträge bei. Unter den sonstigen Energieträgern sind Hochofen- und Kokereigase dominierend. Während von 1995 bis 2004 der industrielle Einsatz von Heizöl (-27,1 %), KWK-Wärme (-22,9 %) und Kohle (Braunkohle: -21,3 %; Steinkohle: -10,3 %) zurückgeht, steigt der Strombedarf um 18,4 % und der Erdgaseinsatz um 9,5 %.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004Jahr

Ende

nerg

ieei

nsat

z in

PJ

Sonstige EnergieträgerFernwärme

Erneuerbare EnergienBraunkohlen

Wärme aus eigener KWKHeizöl

Steinkohlen

Strom

Erdgas

Abbildung B-1: Endenergieeinsatz in der Gesamtindustrie nach Energieträgern /StBu 4.1.1/, /StBu 06/, /VDEW 06/, /eigene Berechnung/

1.2 CO2-Vermeidung im Industriesektor Im Industriesektor herrscht eine große Variabilität bezüglich der einzelnen Industrie-branchen, der Betriebsgrößen und Anwendungstechnologien. Eine umfassende Erhe-bung der CO2-Verminderungspotenziale im Industriesektor ist daher nicht möglich. Produktionsmaschinen bieten zwar ein hohes Maß an CO2-Verminderungspotenzialen, doch die Optimierung bestehender Anlagen erfordert häufig einen Eingriff in den Pro-duktionsprozess und deswegen einen intensiven Abstimmungsaufwand zwischen Her-steller und Betrieb. Da es sich häufig um Einzelanfertigungen handelt, sind nachträgli-che Verbesserungsmaßnahmen meist unverhältnismäßig teuer. Zudem sind die Produk-tionen oft in jahrelangen iterativen Prozessen auf Produktqualität optimiert worden, so dass bei einer Änderung der Anlage die Sorge vor einer Qualitätsverringerung besteht. Bei neuen Produktionsanlagen wird häufig die Anlage mit den geringsten Investitions-kosten gewählt, auch wenn die Folgekosten den Mehrpreis für eine energetisch bessere Anlage in kurzer Zeit überschreiten.

Querschnittstechnologien, wie Wärmeerzeuger oder Druckluftanlagen werden hingegen in sehr vielen Industriebetrieben eingesetzt und in großen Stückzahlen hergestellt. Dies ermöglicht standardisierte Optimierungsmaßnahmen, bei denen nur einmal im Detail die energetischen Auswirkungen betrachtet werden müssen. Die Optimierung kann mit vergleichsweise wenig Aufwand durch Einsatz von Massenprodukten realisiert werden. Aus diesem Grund werden im Industriesektor die CO2-Verminderungspotenziale durch Analyse der so genannten Querschnittstechnologien (siehe Kapitel 1.2.1) ermittelt.

Abgrenzung des Industriesektors 109

Dennoch sind bei den Querschnittstechnologien die Transaktionskosten zu beachten. Diese seien am Beispiel von Pumpen dargestellt.

Auch wenn der Austausch einer Pumpe Energieeinsparungen generieren kann, welche die Investitionskosten teils nach wenigen Monaten überschreiten, entstehen dem Unter-nehmen weitere Kosten für die Analyse der vorhandenen Pumpen, die Berechnung der optimalen Parameter der neuen Pumpe, die Suche einer passenden Pumpe auf dem Markt, den Vergleich mehrerer Anbieter, die Kaufabwicklung im Unternehmen und schließlich auch durch die Installation der Pumpe, welche vielleicht noch außerhalb der Betriebszeiten durchgeführt werden muss. Diese Transaktionskosten können sich bei kleinen Pumpen auf ein mehrfaches der Investitionskosten summieren. Dies erhöht die Mindestgröße von Querschnittstechnologien, für die eine Optimierung wirtschaftlich ist und verringert durch den Ausschluss kleiner Anlagen das CO2-Verminderungspotenzial. Die Auswirkungen der Transaktionskosten auf die Verminderungskosten sind in Kapitel 4.1 dargestellt.

1.2.1 Definition der Querschnittstechnologie Als Querschnittstechnologien bezeichnet man Technologien, deren Anwendungsbereich sich nicht auf einen Industriezweig beschränkt, sondern brachenübergreifend Verwen-dung findet. Die wesentlichen Querschnittstechnologien, welche im Folgenden näher betrachtet werden, sind:

• Dampf- und Heißwassererzeuger • Elektrische Antriebe • Pumpen • Druckluftbereitstellung • Kälteerzeugung • Elektrische Beleuchtung

1.2.2 Energieverbrauch der Querschnittstechnologien Der höchste Anteil (66 %) des Endenergieeinsatzes wird für die Bereitstellung von Prozesswärme aufgewendet, knapp ein Viertel für den Bereich Beleuchtung und mecha-nische Energie – wie beispielsweise elektrische Antriebe, Pumpen und Druckluft; der restliche Anteil wird für Raumheizwärme aufgewendet (vgl. Abbildung B-2). Mechani-sche Energie und Beleuchtung haben einen Anteil von 580 PJ/a (rechtes Tortendia-gramm). Die dominierenden Verbraucher sind Pumpen, Lüftung, Klimatisierung und Kälteerzeugung. Drucklufterzeugung, Mischen, Rühren und Beleuchtung machen zusammen lediglich ein Drittel aus.

Die Querschnittstechnologien, welche im Rahmen des Projektes nicht weiter betrachtet werden, sind unter anderem Raumwärme sowie Information und Kommunikation (IuK). Diese nehmen nur einen geringen Anteil am gesamten Endenergieverbrauch ein, wo-durch nur kleine Einsparpotenziale erzielt werden können.


2.400 PJ/a

Mechanische Energie und Beleuchtung

24%Prozess-wärme 66%

Raumheiz-wärme 10%

580 PJ/a

Drucklufter-zeugung

10%

Mischen, Rühren 16%

Kälteerzeu-gung 22%

Beleuchtung 7%

Pumpen 24%

Lüftung, Kli-matisierung, Ventilatoren

22%

Abbildung B-2: Endenergieverbrauch in der Industrie nach /AGEB 07/

1.2.3 Erfolgsfaktoren und Hemmnisse In allen Querschnittstechnologien des Industriesektors stecken Potenziale, welche zu einer CO2-Vermeidung führen können. Hierfür ist ein breites Spektrum an einzelnen Energieeinsparmaßnahmen verfügbar. Der Umfang der Potenziale ist unter anderem vom Industriezweig und der Betriebsgröße abhängig. Die Gründe für eine Umsetzung der Energieeinsparmaßnahmen in den einzelnen Unternehmen sind breit gefächert. Die Hauptgründe einer betrieblichen Entscheidung liegen in der Senkung der Energiekos-ten, der Wappnung gegen die steigenden Energiepreise sowie dem Beitrag zum Klima-schutz. Zusätzliche Argumente erstrecken sich über die Verbesserung der Arbeits- und Produktionsgewinne, der erhofften Imagegewinne bis hin zur Immobilienaufwertung durch effizientere Gebäudetechnik. Neben innerbetrieblichen Gründen der einzelnen Unternehmen zählen auch die zum Teil freiwilligen Selbstverpflichtungen einzelner Branchen im Industriesektor zu den Argumenten, welche zu einer Realisierung der CO2-reduzierenden Maßnahmen führt. /KfW 05/

Den Erfolgsfaktoren, welche für eine Umsetzung der Energieeinsparmaßnahmen spre-chen, stehen gewisse Hemmnisse gegenüber. Diese bewirken eine Verzögerung bei der Ausschöpfung der Einsparpotenziale. Die – laut Angaben der Industriebetriebe – wichtigsten Hemmnisse werden im Folgenden ausschnittsweise wiedergegeben: /KfW 05/, /GOB 04/

• Verfügbare Mittel müssen anderweitig investiert werden • Fehlendes Kapital für die Investitionen • Zeitmangel, zu hohe Amortisationszeiten • Mangelndes Wissen an Einsparmaßnahmen • Stellenwert der Energiekosten nachrangig

Generell stehen für die Realisierung von Einsparmaßnahmen Fördermittel zur Verfü-gung. Neben länderspezifischen Fördermaßnahmen und bundesweiten KfW-Fördermaß-nahmen gibt es auch staatliche Förderprogramme im Bereich der Querschnittstechnolo-gien, die auf Bundesebene greifen. Diese beziehen sich jedoch auf die Entwicklung neuartiger Technologien oder auf den Einsatz großtechnischer Erstanwendungen zu Demonstrationszwecken. Handelt es sich um Forschungs- und Entwicklungsvorhaben im Bereich „Rationelle Energieverwertung, Umwandlungs- und Verbrennungstechnik“,

Abgrenzung des Industriesektors 111

so können hiefür Zuschüsse beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) beantragt werden. /BMWi 07c/

Die vorhandenen Fördermittel des Bundes greifen jedoch nicht beim Austausch einer Technologie durch eine effizientere. Zudem sind die bestehenden Fördermittelarten und -höhen nicht für ganz Deutschland einheitlich. Daher werden Fördermittel bei der Erhebung der wirtschaftlichen Verminderungspotenziale und deren Verminderungskos-ten nicht berücksichtigt.

1.2.4 Nutzenfunktion Für die Grenznutzenfunktion werden im Umwandlungssektor die Preise der prognosti-zierten CO2-Zertifikate der nächsten Handelsperiode angesetzt. Der Industriesektor nimmt am CO2-Zertifikatehandel hauptsächlich im Rahmen von Anlagen zur Energieer-zeugung (Dampf- und Heißwassererzeuger) mit einer Leistung größer 20 MWth teil. Anlagen dieser Leistungsklasse werden jedoch im Industriesektor nicht auf ihre Ver-minderungskosten analysiert, da die starke Diversität der technischen Parameter keine pauschalen Aussagen zulässt. Daher werden im Industriesektor nur kleinere Anlagen betrachtet, die nicht am CO2-Handel teilnehmen, Preise für Zertifikate gehen nicht in die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit ein.

Um die CO2-Bilanz von Kraftwerksbetreibern zu optimieren, können die Betreiber sowohl in ihrem eigenen Betrieb CO2-reduzierende Maßnahmen durchführen, als auch in externe Projekte investieren. Daher werden auch im Industriesektor als Nutzenfunk-tionen die prognostizierten Zertifikatspreise der nächsten Handelsperiode in der Ergeb-nisdarstellung eingezeichnet. In der aktuellen Emissionshandelsperiode ist eine Gene-rierung von Zertifikaten durch Effizienzerhöhung in Industriebetrieben jedoch nicht möglich, außer wenn diese Anlagen dem Emissionshandel unterliegen (Pth > 20 MW).

113

2 Analyse der Querschnittstechnologien

2.1 Dampf- und Heißwassererzeuger

2.1.1 Situation Dampf- und Heißwassererzeuger werden in vielen industriellen Prozessen eingesetzt. Den größten Dampf- bzw. Heißwasserbedarf weist die Chemische Industrie auf, gefolgt von der Papierindustrie, der Nahrungs- und Genussmittelindustrie und den Industrie-zweigen Maschinenbau, Fahrzeugbau und Elektrotechnik. Der Bedarf der einzelnen Industriezweige wird in Tabelle B-2 dargestellt.

Tabelle B-2: Dampf- und Heißwasserbedarf bis 350°C in der Industrie 1998 /UBA 03/

Dampfbedarf in PJ Anteil in % Dampfbedarf in PJ Anteil in %

Eisen 23,4 7,0 Soda 15,0 4,5

Eisenerzeugung 6,0 1,8 sonst. chem. Grundstoffe 118,8 35,3

Restl. Eisen 7,7 2,3 Aromate 8,2 2,4

Stahl 4,1 1,2 Papier 81,7 24,3Walz 5,7 1,7 Pappe 11,0 3,3

NE-Metalle 0,4 0,1 Investitionsgüter 29,3 8,7Kupfer 0,2 0,1 Maschinenbau 8,2 2,4

Zink, Blei, Zinn 0,2 0,1 Fahrzeugbau 14,6 4,4

Chemie 161,3 47,9 Elektrotechnik 6,5 1,9

Chlor 3,6 1,1 Nahrung /Genuss 40,4 12,0Acetylen 1,0 0,3 Zucker 15,3 4,5

Chemiefaser 8,9 2,7 Brauereien 10,0 4,5

Polyolefin 2,4 0,7 Bäckereien 0,8 0,2

PVC 3,3 1,0 Milch 14,3 4,2

Gesamt 336,5 100,0

Technikstruktur Das typische Dampferzeugersystem besteht aus den Hauptkomponenten Kessel, Dampfleitungssystem, Kesselspeisewasserbehälter, Speisewasserentgaser und -ent-härter, sowie – bei Bedarf – der Kondensatrückführung mit Möglichkeit zur Ab-schlämmung.

Die Einteilung der Erzeugertypen (Dampf- sowie Heißwassererzeuger) erfolgt – in Abhängigkeit des Leistungsbereichs – nach den Kesseltypen. Die Aufschlüsselung der Kesseltypen lautet wie folgt: /UBA 03/

• Leistungsbereich von einigen 100 kW bis < 1 MW:

o Schnelldampferzeuger o Thermoölerhitzer


• Leistungsbereich von 1 MW bis < 5 MW:

o Großwasserraumkessel (ein Flammrohr) o Schnelldampferzeuger o Thermoölerhitzer

• Leistungsbereich von 5 MW bis < 50 MW:

o Großwasserraumkessel (mehrere Flammrohre) o Wasserrohrkessel (Naturumlauf)

Bezüglich des Anlagenbestands, des Leistungsbereichs, sowie der durchschnittlichen jährlichen Betriebsdauer können keine fundierten Aussagen getroffen werden. Der Nutzenergiebedarf im Industriesektor belief sich auf 335 PJ/a. Über den durchschnittli-chen Wirkungsgrad der Anlagen von 88 % ergibt sich ein jährlicher Endenergieeinsatz von 380 PJ/a (vgl. Tabelle B-3), wobei als Energieträger Erdgas, Heizöl (leicht, schwer), Strom, Braun- und Steinkohle zum Einsatz kommen.

Tabelle B-3: Daten der Dampf- und Heißwassererzeuger /UBA 03/

Anlagen Technik Endenergie- einsatz (PJ/a)

CO2-Emissionen

(Mio. t CO2/a)Energieträger

Dampferzeuger

Schnelldampferzeuger, Thermoölerhitzer,

Großwasserraumkessel, Wasserrohrkessel

380 27 Erdgas, HEL, HS, Strom, Kohle

2.1.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Der durchschnittliche Wirkungsgrad der Anlagen liegt derzeit bei 88 %. Die technisch erreichbaren Wirkungsgrade hoch entwickelter Dampferzeugung liegen derzeit bei 94 % und können bei einem Einsatz eines Economisers5 oder einer Wärmerückgewinnung um wenige Prozentpunkte angehoben werden. Das Potenzial der Energieeinsparung dieser Anlagen liegt in der Effizienzsteigerung vorhandener Komponenten durch Nachrüsten von Altanlagen und in der Neuanschaffung von Anlagen mit Wirbelschicht- und Brenn-werttechnik. Die größten Einzelpotenziale liegen dabei beim Einsatz von Wärmepum-pen, der weiteren Verbreitung der Brennwerttechnik6, dem verstärkten Nutzen von modernen Economisern sowie verbesserter Wärmedämmung. In Summe bilden diese Einzelmaßnahmen unter Berücksichtigung der Anwendbarkeit und des mittleren technischen Einsparpotenzials ein Gesamtpotenzial von 11,3 %, was einem jährlichen CO2-Verminderungspotenzial von gut 3,1 Mio. t entspricht (s. Tabelle B-4). /ISI 03/

5 Economiser sind Wärmetauscher, die den heißen Rauchgasen einen Teil der restlichen Wärme entziehen und dem

Speisewasser oder der Verbrennungsluft zuführen. 6 Abkühlung des Rauchgases unter Kondensationstemperatur zur Nutzung der latenten Wärme

Analyse der Querschnittstechnologien 115

Tabelle B-4: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial nach /UBA 03/

Energieeinsparmaßnahme Anwendbar- keit (%)

mittl. techn. Ein-sparpotenzial (%)

Gesamtpoten- zial (%)

CO2-Vermin-derungspotenzial

(Mio. t CO2/a)Brüdenkompression 3 100 4 1,08geschlossene Kondensatrückführung 10 20 2 0,54Spezialwärmetauscher Abschlämmung 30 2 0,7 0,19Spezialwärmetauscher Entgaser 30 2 0,7 0,19Wärmedämmung Dampfleitungen 20 4 0,8 0,22Economizer 25 4 1 0,27Stufenlose Brennerregelung 25 2 0,5 0,14O2-Regelung 20 0,5 0,1 0,03Wirbelschichttechnik 5 10 0,5 0,14Brennwerttechnik 10 10 1 0,27Wärmedämmung 10 10 1 0,27Summe (nicht kumulativ) 11,3 3,05

2.1.3 Fazit und Abschätzen eines praktischen Potenzials Der Energiebedarf für Prozesswärme nimmt den größten Anteil an der Querschnitts-technologie ein. Dessen ungeachtet werden im Bereich der Dampf- und Heißwasserer-zeugung keine einzelnen Maßnahmen zur CO2-Verminderung untersucht. Gründe für diese Entscheidung liegen in folgenden Gegebenheiten:

Die Umsetzung der in Kapitel 2.1.2 dargestellten Einzelmaßnahmen ist – entsprechend der Anlagengröße – mit mehr oder weniger hohen Kosten verbunden. In der Regel ergeben sich Amortisationszeiten von mehr als drei Jahren. Maßnahmen mit längerer Amortisationszeit werden im Regelfall von den Betrieben des Industriesektors nicht ohne weiteres umgesetzt. Zudem ist die Umsetzung der dargestellten Maßnahmen größtenteils nicht im laufenden Betrieb möglich.

2.2 Elektrische Antriebe

2.2.1 Situation Laut dem Bayerischen Landesamt für Umweltschutz verursachen elektrische Antriebe einen großen Anteil des industriellen Stromverbrauchs. Dieser liegt bei einem jährli-chem Verbrauch von etwa 130 TWh (vgl. Tabelle B-5). /LFU 04b/, /UBA 03/

Für die Bewertung der Antriebe wurden die durchschnittliche Lebensdauer und der Strombedarf berücksichtigt. Eine Erhebung der aktuellen Alterstruktur ist für diese Querschnittstechnologie nicht möglich und würde auch zu keiner deutlichen Verbesse-rung der Genauigkeit führen, da die Wirkungsgrade der Motoren stärker von der Art der Auslastung als vom Alter abhängen


Tabelle B-5: Daten der elektrischen Antriebe /UBA 03/

Anlagen Technik durchschnittliche Lebensdauer (a)

Jahresverbrauch (TWh) Energieträger

elektrische Antriebe Asynchron-, Gleichstrom-, Synchronmotor 12 133,76 Strom

Technikstruktur Elektrische Antriebe wandeln elektrische Energie über elektromagnetische Feldenergie in mechanische Energie um. Die mechanische Energie wird anschließend von Arbeits-maschinen aufgenommen und genutzt (Abbildung B-3). Zu den Arbeitsmaschinen zählen zum Beispiel Kompressoren, Pumpen oder Werkzeugmaschinen.

Asynchronmotoren stehen bei der Umwandlung von elektrischer Energie in mechanische Energie im Vordergrund, ihr Anteil am gesamten Strombedarf elektrischer Antriebe beträgt 90 %. Der restliche Anteil verteilt sich auf Gleichstrom- und Synchronmotoren /HAN 04/. Für die weiteren Betrachtungen wird daher der Fokus auf die Asynchron-motoren gesetzt.

M, n

PmechPv

EIN/AUSnsollMmaxImax

ElektrischeAntriebssystem

Elektrisches Netz

Pel

Regelung Steuerung

Arbeitsmaschine

M, n

PmechPv

EIN/AUSnsollMmaxImax

ElektrischeAntriebssystem

Elektrisches Netz

Pel

Regelung Steuerung

Arbeitsmaschine

Abbildung B-3: Schematischer Aufbau eines elektrischen Antriebs /UBA 03/

2.2.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Laut der Studie des Umweltbundesamtes /UBA 03/ liegt das technische Potenzial der Energieeinsparung von elektrischen Antrieben bei ca. 16 %. Dies entspricht, bezogen auf den Energieverbrauch aus dem Jahr 2002, einem möglichen jährlichen Stromeinsparpo-tenzial von 21,40 TWh bzw. einem CO2-Verminderungspotenzial von etwa 11,95 Mio. t.

Die möglichen Energieeinsparmaßnahmen sind in Tabelle B-6 aufgeschlüsselt. Neben der erreichbaren Potenzialspanne der Einzelmaßnahmen ist jeweils das anteilige Ener-gie- sowie CO2-Einsparpotenzial ausgewiesen. Diese Werte beziehen sich dabei auf das ausgewiesene Maximum der Einzelpotenziale.


Tabelle B-6: Einsparpotenziale bei elektrischen Antrieben /EUK 03/, /eigene Berechung/

Energieeinsparmaßnahmetechnisches

Einsparpotenzial (%)

max. technisches Energieein-

sparpotenzial (TWh)

max. CO2-Verminderungs-

potenzial (Mio. t CO2/a)

Energieeffizienter Motor 2 - 8 10,70 5,97

Dimensionierung 1 - 3 4,01 2,24

Energieeffiziente Motorreparatur bis 2 2,68 1,49

Drehzahlregelung 10 - 50 26,75 14,93

Getriebe / Kraftübertragung 2 - 10 13,38 7,47

Wartung (Schmierung, Einstellung und Feinabstimmung) 1 - 5 6,69 3,73

Summe (nicht kumulativ) 16 21,40 11,95

Möglichst hohe Einsparungen werden durch die Optimierung aller Einflussfaktoren erreicht. Oft sind aber die Rahmenbedingungen der Anlagen für die Ausschöpfung aller Maßnahmen nicht geeignet. Dem zu Folge ist es notwendig, auf die einzelnen Antriebs-systeme und -situationen vor Ort einzugehen.


Referenz Da eine Aufschlüsselung der Strukturverteilung (Leistung, Alter, etc.) fehlt, wird als Referenz eine definierte Anlage gewählt, die den durchschnittlichen Motorenbestand in der Industrie widerspiegeln soll. Die Daten dieses Referenzmotors bei einem 2-Schicht-Betrieb sind in Tabelle B-7 dargelegt.

Die Energiekosten werden mit Hilfe der Betriebsstunden des elektrischen Antriebs, des Strompreis und des spezifischen Wirkungsgrades ermittelt. Investitionshöhe, die wirt-schaftliche Nutzungsdauer und der Kalkulationszins sind die Einflussgrößen der Annui-tätsmethode für die Ermittlung der kapitalgebundenen Kosten. Wartungskosten, die z.B. durch Reparaturen, Schmierung oder Prüfung des Getriebes entstehen, werden mit 2 % anteilig an den gesamten Lebenszykluskosten als fix angenommen.


Tabelle B-7: Daten des Referenzmotors

Anlagendaten Motortyp - eff 3

Lebensdauer a 12

Nennleistung kW 90

Wirkungsgrad % 92,5

Betriebsstunden h/a 4.000

Energiekosten % 96 Investitionskosten % 2 Wartungskosten % 2

Die Investitionskosten für einen Motor entsprechen etwa den Energiekosten für den Dauerbetrieb eines Monats. Die höheren Investitionskosten für einen hocheffizienten Motor werden in der Regel innerhalb kurzer Zeit durch die Energieeinsparung während des Betriebs kompensiert. Die Amortisationszeit liegt bei einem 24-Stunden Betrieb im Bereich von 1 bis 2 Jahren. /LFU 04b/

Maßnahmen Die dargestellten Maßnahmen bewirken eine Reduktion des Strombedarfs, welche über die CO2-Emissionen der Stromerzeugung zu einer Reduktion der CO2-Emissionen führt.

Beim Einsatz energieeffizienter Motoren werden durch neue Werkstoffe und Verkleinerung der Fertigungstoleranzen bessere Wirkungsgrade erreicht. Die Maßnahmen reduzieren die Verluste des Motors in den Bereichen Elektrik, Magnetismus und Mechanik. Laut /MCP 04/ verbrauchen Hochwirkungsgradantriebe (eff1) zwischen 20 und 30 % weniger Energie als herkömmliche Antriebe. Bei einer Verbesserung des Wirkungsgrades der häufig eingesetzten Drehstrommotoren lassen sich dabei erhebliche Einsparpotenziale erzielen. Hierfür werden drei Wirkungsgradklassen (Abbildung B-4) definiert: Standard (eff3), verbesserter Wirkungsgrad (eff2) und Hochwirkungsgrad (eff1). Seit ein paar Jahren werden auch neue energiesparende EC-Motoren (bürstenloser, elektronisch kommutierter Synchron-motor) eingesetzt. Diese haben auf Grund der fehlenden Eisen-, Kupfer- und Schlupf-verluste einen wesentlich höheren Wirkungsgrad /LFU 04b/, /BIN 01/. Allein durch das Tauschen der alten gegen hocheffiziente Motoren könnten im Industriesektor 6 Mrd. kWh pro Jahr bzw. 6,5 % des jährlichen Strombedarfs der elektrischen Antriebe eingespart werden /DUH 05/.


2p = 2: Zwei Magnetpole für die Magnetfeldinduktion; 2p = 4:Vier Magnetpole für die Magnetfeldinduktion

Abbildung B-4: Grenzkurven der Wirkungsgradklassifizierung der elektrischen Antriebe /SCH 06a/

In der Regel sind die erforderlichen Nennleistungen der elektrischen Antriebe den Unternehmen nicht im Detail bekannt. Zudem werden sie aus Sicherheitsgründen i.d.R. zu hoch angesetzt, sodass die Antriebe bei schlechter Auslastung und somit bei niedri-gen Wirkungsgraden von durchschnittlich 60 % betrieben werden. Durch Optimierung der Motordimensionierung sind laut /UBA 03/ Einsparungen bis zu 10 % möglich, ohne Einsatz hocheffizienter Antriebe. Das technische Einsparpotenzial wird auf 3,4 % geschätzt /DUH 05/.

Oft werden größere defekte Motoren (>5 kW) während ihrer Lebensdauer mehrmals wieder in Stand gesetzt. Laut /MCP 03/ verschlechtert sich durch die Motorreparatur der Wirkungsgrad im Schnitt um bis zu einem Prozent, in Ausnahmen um bis zu vier Prozent. Hingegen ist die Investition in einen hocheffizienten Motor oftmals von wirtschaftlichem Vorteil /DUH 05/.

Drehzahlregelungen werden in den meisten Fällen mittels Frequenzumrichter (FU) erreicht. Der Umrichter ermöglicht eine Veränderung der Versorgungsspannung und –frequenz eines Motors und somit seiner Drehzahl. Die Regelung erfolgt in Abhängigkeit von der geforderten Nutzlast des Prozesses. Ein Einsparpotenzial durch den FU ist erst bei stark schwankenden Nutzlasten gegeben, d.h. bei konstant bleibender Last wird auf Frequenzumrichter verzichtet. Laut /DUH 05/ sind durch FU Energieeinsparungen bis zu 10 Mrd. kWh/a bzw. etwa 7,5 % möglich.

Neben der direkten Kraftübertragung über eine Welle kommen überwiegend Riemenantriebe zum Einsatz. Dabei regeln Riemenscheiben unterschiedlicher Durchmesser die Geschwindigkeit der angetriebenen Arbeitsmaschine. Je nach Dimensionierung der Kraftübertragung ist eine Energieeinsparung zwischen zwei und zehn Prozent zu erreichen. /AEA 06/ Regelmäßige Wartung der Getriebe, Antriebsriemen und Lagerungen kann zusätzliche Energieaufwendungen, z.B. Reibungsverluste, vermeiden. Bei schlecht gewarteten Anlagen könnte durch regelmäßige Inspektionen bis zu fünf Prozent an Energie eingespart werden.


2.2.4 Verminderungskosten und Grenzvermeidungskosten Bei der Erhebung der Verminderungskosten muss bei allen Einzelmaßnahmen, die den Einbau eines neuen Motors vorsehen, die Restlaufzeit des vorhandenen Motors, sowie die anteilsmäßigen Kosten einer Ersatzinvestition berücksichtigt werden (siehe Teil I der Studie). Als Berechnungsgrundlage wird eine gleichmäßige Altersverteilung über die durchschnittliche Lebensdauer von 12 Jahren (vergleiche Tabelle B-5) angenommen. Als wirtschaftliche Grenze der Verminderungskosten können die Kosten für CO2-Zertifikate an der Börse herangezogen werden. Sind die Verminderungskosten einer Maßnahme höher als die Zertifikatskosten, so ist es günstiger, Zertifikate zu kaufen. Daher werden die Kosten für CO2-Zertifikate Grenzverminderungskosten genannt. Die prognostizierten Zertifikatspreise liegen gemäß Kapitel 1.2.4 zwischen 15 und 30 €/t CO2.

In Tabelle B-8 und Abbildung B-5 sind die Kosten dargestellt, welche bei der Reduzie-rung einer Tonne CO2 entstehen. Die Abbildung enthält zusätzlich die Grenzverminde-rungskosten. Die Verminderungskosten der elektrischen Antriebe liegen jedoch unter-halb der Grenzverminderungskosten und tragen somit nicht zu einer Reduktion des wirtschaftlichen Potenzials bei. Da das Gesamtpotenzial zur CO2-Reduzierung sich nicht aus den Einzelpotenzialen aufsummieren lässt, werden die Einzelpotenziale der Kostenkurven anteilig für das Gesamtpotenzial berechnet.

Tabelle B-8: Durchschnittliche Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen

Einzelmaßnahme

Wartung -102 €/t

Drehzahlregelung -84 €/t

Dimensionierung -82 €/t

Motorentausch -62 €/t

Verminderungkosten

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten der elektr. Antriebe

Nutzenfunktion

Abbildung B-5: Verminderungskosten in €/t


Auf Grund der negativen Verminderungskosten der analysierten Maßnahme ergeben sich für die kumulierten CO2-Verminderungskosten die in Abbildung B-6 dargestellten Werte. Werden weitere Maßnahmen umgesetzt oder neue Anlagen installiert, sind höhere Kosten zu erwarten (positive Verminderungskosten). Dies führt zu einem Anstieg der kumulierten Verminderungskosten. Ein möglicher Verlauf ist der blau gestrichelten Linie in Abbildung B-6 zu entnehmen.

-1000

-800

-600

-400

-200

00,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io.€

/a

Verminderungskosten der elektr. Antriebe

Abbildung B-6: Verminderungskosten absolut in Mio. €/a

Bei der Analyse der Verminderungskosten werden die Transaktionskosten (vgl. Kapi-tel 4.1) nicht berücksichtigt. Würden diese in die Berechnung der Verminderungskosten mit einfließen, so wäre eine Erhöhung der CO2-Verminderungskosten und eine mögliche Reduzierung des wirtschaftlichen Potenzials zu erwarten. Steigen beispielsweise die Investitionskosten bei einem Motorentausch durch die Transaktionskosten um 1.500 €, so erreicht man die Schwelle zu positiven Verminderungskosten.

2.2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche Potenzial besteht aus dem Verminderungspotenzial, für das sich bei der Analyse negative Verminderungskosten ergeben. Bei den erhobenen durchschnittli-chen Verminderungskosten bedeutet dies, dass die ausgewiesenen 11,95 Mio. t CO2 auch dem wirtschaftlichen Einsparpotenzial entsprechen.

2.2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Elektrische Antriebe haben bei den Querschnittstechnologien der Industrie den höchsten Strombedarf, woran auch das größte jährliche CO2-Einsparpotenzial gekoppelt ist. Elektrische Antriebe werden bei verschiedenen technischen Anwendungen eingesetzt. Da diese jedoch häufig im Hintergrund zur eigentlichen technischen Anwendung laufen, werden die relativ großen und kostengünstig erschließbaren Einsparpotenziale nicht erkannt.


Um die Produktionsausfälle bei einem Motordefekt möglichst gering zu halten, darf die Zeit, bis der neue Motor eingebaut ist, nur kurz sein. Da Motoren der Effizienzklasse 1 bei den Händlern häufig nicht auf Lager sind, wird trotz des Wissens um die schlechtere Energieeffizienz der vorrätige Standardmotor (eff3) gekauft. Dies verzögert die Einfüh-rung von energieeffizienten Motoren.

Die Aufmerksamkeit der Unternehmer hinsichtlich des Strombedarfs der elektrischen Antriebe stieg unter anderem durch die europaweite Einführung des Motor Challenge Programms und des Ökoaudit (EMAS)-Systems. Es ist also davon auszugehen, dass die Marktdurchdringung energieeffizienter Motore zukünftig stärker vorangetrieben wird und das prognostizierte Verminderungspotenzial mittels der dargestellten Einsparmaß-nahmen erreicht wird.

2.3 Pumpen

2.3.1 Situation Pumpen gehören zu den am weitesten verbreiteten Arbeitsmaschinen im Industriesektor und repräsentieren somit eine typische Querschnittstechnologie. Die wichtigsten Einsatzgebiete der Pumpentechnologie sind die Förderung von Medien, der Druckerzeugung und -erhöhung in Rohrleitungen, Befüllen, Entleeren, Umpumpen, Umwälzen und Dosieren.

Als Datenquelle werden Hochrechnungen der Europäischen Kommission bezüglich des Bestandes an Kreiselpumpen in Deutschland herangezogen (siehe Tabelle B-9). Der Anteil der Kreiselpumpen im Industriesektor liegt bei 60 – 70 % /WUP 05/.

Tabelle B-9: Daten der Pumpsysteme /ETS 01/

Anlagen Bestand durchschnittl. Lebensdauer

installierte Leistung

(GW)

Jahresverbrauch (TWh) Energieträger durchschnittl.

Betriebsstunden

Kreiselpumpen - 15 a 16,51 42,9 Strom 4.000 h/a

Technik Die unterschiedlichen Anforderungen hinsichtlich Volumenstrom, Förderhöhe bzw. Druckdifferenz können durch bestehende Pumpenbauarten abgedeckt werden. Diese lassen sich in drei Kategorien einteilen:

• Verdrängerpumpen arbeiten durch die Wirkung eines oszillierenden oder rotierenden Kolbens.

• Kreiselpumpen sind hydraulische Strömungsmaschinen, bei denen rotierende Schaufeln dem Fluid Energie zuführen.

• Strahlpumpen sind Sonderanwendungen, deren Wirkung auf dem Prinzip des Impulsaustausches beruht.

In der Industrie kommen überwiegend Strömungsmaschinen zum Einsatz, die nach dem Prinzip der Kreiselpumpen arbeiten. Pumpen werden in einer Prozesskette meist als System eingebaut. Dieses ist in der Regel aus den Komponenten Pumpe, Motor, Rege-lungssystem und Rohrleitungssystem aufgebaut.


2.3.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Erhebungen zum CO2-Verminderungspotenzial lassen lediglich eine Aussage bezüglich des technischen Gesamteinsparpotenzials zu. Dieses wird in der Literatur mit Werten bis zu 50 % angesetzt. Die Einsparpotenziale der Einzelmaßnahmen, und somit die CO2-Verminderungspotenziale können nicht kumuliert werden. Für diese Studie wird das Gesamtpotenzial mit 30 % angesetzt (siehe Tabelle B-10) /PUM 07/. Das äquivalente jährliche CO2-Verminderungspotenzial beträgt 7,18 Mio. t/a.

Tabelle B-10: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial /KSB 07/, /eigene Berechnungen/


Gesamtpotenzial (%)

technisches Energiepotenzial

(TWh/a)

technisches CO2-Verminderungs-

potenzial (Mio. tCO2/a)

Verwendung einer effizienteren Pumpe 3,0 1,29 0,72

Verwendung einer Pumpe mit angepasster Leistung 4,0 1,72 0,96

Bessere Wartung 3,0 1,29 0,72

Besseres Systemdesign 10,0 4,29 2,39

Bessere Systemregelung 20,0 8,58 4,79

Summe (nicht kummulativ) 30,0 12,9 7,18

Da sich der für die CO2-Verminderung zu Grunde gelegte Stromverbrauch nur auf die Kreiselpumpen bezieht und somit unterhalb des tatsächlichen Stromverbrauchs von Pumpensystemen in der Industrie liegt, ist das CO2-Verminderungspotenzial als Min-desteinsparpotenzial anzusehen.


Referenz Als Referenzanlage wird eine Kreiselpumpe zu Grunde gelegt. Die Lebenszykluskosten einer Pumpe verteilen sich wie folgt /DIM 00/:

• Energiekosten: 65 % • Instandhaltungskosten: 20 % • Installationskosten: 10 % • Investitionskosten: 5 %

Maßnahme Die effizienteste Maßnahme zur CO2-Emissionsminderung ist eine Verbesserung der Systemregelung mittels der Einführung einer Drehzahlregelung. Durch die Drehzahlregelung mittels Frequenzumrichter (FU) sind, im Gegensatz zur Drosselregelung oder Rezirkulation, erhebliche Reduzierungen bezüglich der Leistung möglich. Die Investitionskosten für diese Maßnahme setzten sich aus den Kosten des Frequenzumrichters in Höhe von 100 bis 200 €/kW Pumpenleistung und den


Installationskosten von etwa 2.000 € je Pumpeneinheit zusammen. Die Kosten sind als Richtwerte zu betrachten. /AEA 06/, /KSB 07/

Als weitere Maßnahme wird die Laufradanpassung betrachtet (besseres Systemdesign), welche bei einer Überdimensionierung von Pumpen für die Änderung des Förderstroms und der Förderhöhe angewandt werden kann. Durch diese Maßnahme verringert sich die Leistungsaufnahme der Pumpe, führt zu einer Verbesserung des Wirkungsgrads und zu einer geringeren Abnutzung des Rohrsystems und der Ventile. Das Einsparpotenzial liegt je nach Reduzierung der Pumpen- und Motorleistung zwischen 10 und 40 %. Die Durchführung dieser Maßnahme ist mit Kosten bis zu 1.000 € verbunden. /AEA 06/, /BMU 06/

Eine weitere Maßnahme mit geringerem CO2-Verminderungseffekt kann durch intensi-vere Wartung erreicht werden, da Komponenten von Pumpensystemen, wie die Pumpe, der Motor oder das Rohrleitungssystem, durch die Alterung ihren Wirkungsgrad ver-schlechtern. In Rohrleitungen nimmt der Leitungswiderstand durch Korrosion und Ablagerungen zu. Armaturen werden undicht, was zu Druckverlusten im System führen kann. Dadurch können Pumpen bei schlechter Wartung bis zu 15 Prozent ihres Wir-kungsgrades einbüßen. /EEF 07/ Um diesem durch Alterung bedingten Verschleiß und den daraus resultierenden Folgenschäden entgegenzuwirken, besteht die Option, die Pumpen mit Sensoren und Informationssystemen zur Zustandsdiagnose auszustatten. Als Nebeneffekt können mittels dieser Maßnahme die Instandhaltungskosten um rund 60 % (bezogen auf die Referenz) reduziert werden.

Durch den Einsatz einer effizienteren Pumpe – im vorzeitigen Austausch zur eingesetzten Pumpe – reduziert sich auf Grund der höheren Effizienz der neuen Pumpe der Energiebedarf. Die aufzuwendenden Kosten setzen sich aus den Investitionskosten und Installationskosten zusammen. Diese liegen derzeit bei etwa 200 €/kW.

Eine weitere Maßnahme, die zur CO2-Verminderung führen kann, ist die Optimierung der Rohrleitungen, die durch eine Querschnittsanpassung oder auch durch die Reduzierung der Oberflächenrauhigkeit erfolgen kann. Die Kosten und die Einsparungen können nicht pauschalisiert werden, da diese in erster Linie vom Querschnitt und der Länge des Rohrleitungssystems abhängig sind.

Die Berechnungsmethode der Verminderungskosten ist in Teil I dieser Studie darge-stellt.

Der dargestellten Referenztechnologie mit den zugehörigen Referenzkosten werden die Investitionskosten und die variablen Kosten gegenübergestellt, welche bei der Umset-zung der Einzelmaßnahmen entstehen. Die daraus resultierenden CO2-Verminderungs-kosten (vgl. Tabelle B-11) werden grafisch in Abbildung B-7 dargestellt.


Tabelle B-11: Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen

Einzelmaßnahme

Angepasste Leistung -975 €/t

Wartung -445 €/t

Regelung -10 €/t

Effiziente Pumpe 41 €/t

Verminderungkosten

Da der Ersatz einer effizienteren Pumpe ein Austausch einer Anlagenkomponente ist, muss bei der Verminderungskostenerhebung die Restlaufzeit der Referenz berücksich-tigt werden. Dabei wird für die Erhebung der Restlaufzeit eine lineare Altersverteilung über die durchschnittliche Lebensdauer von 15 Jahren (vgl. Tabelle B-9) der Referenz-anlagen angenommen. Bei der Berechnung ergeben sich für die Maßnahme „Einsatz einer effizienten Pumpe“ CO2-Verminderungskosten, die – je nach Restlaufzeit der Referenzanlage – zwischen rund 12 und 65 €/t liegen. Für die graphische Darstellung wird der nach Einsparpotenzial gewichtete Mittelwert von 41 €/t CO2 herangezogen.

-1.000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten bei Industriepumpen

Nutzenfunktion


In Abbildung B-8 werden die absoluten Verminderungskosten dargestellt, die sich bei der Realisierung der Maßnahmen ergeben. Die Maßnahmen mit negativen Verminde-rungskosten ergeben – absolut betrachtet – ebenfalls eine negative Kostenkurve. Die Maßnahme „Einsatz einer effizienteren Pumpe“ liefert bei der Kostenanalyse positive Verminderungskosten, wodurch die Kostenkurve in diesem Bereich ebenfalls positiv ist.


-1500

-1300

-1100

-900

-700

-500

-300

-100

100

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Verminderungskosten bei Industriepumpen

weiterer Kostenverlauf (exemplarisch)


Bei der Analyse der Verminderungskosten werden die Transaktionskosten (vgl. Kapitel 1.2) nicht berücksichtigt. Daher liegen die Verminderungskosten in der Realität höher als die ermittelten, wodurch das wirtschaftliche Potenzial reduziert werden kann.

Die exemplarische Darlegung der Verminderungskosten erfolgt an Hand eines Verglei-ches einer Standardpumpe und einer Pumpe mit Frequenzregelung. Die betrachtete Pumpe wird in der Chemieindustrie zur Beförderung von aggressiven organischen und anorganischen Flüssigkeiten eingesetzt. Als Betriebsdaten sind die Förderhöhe von 50 m und der Volumenstrom von 50 m³/h bekannt. In Tabelle B-12 sind die Lebenszyklus-kosten einer Standardpumpe für 15 Jahre angegeben, sowie der finanzielle Mehrauf-wand der Maßnahme bezüglich der Investitions-, Installations-, sowie Wartungs- und Reparaturkosten innerhalb dieses Zeitraumes. Die Energiekosten beziehen sich jeweils auf den Energiebedarf innerhalb der Lebensdauer.

Tabelle B-12: Vergleich der Kosten einer Standardpumpe (Referenz) und dem finanziellen Mehraufwand einer Pumpe mit Frequenzregelung (Maß-nahme) /KSB 07/

Investitionskosten 12.600 € + 3.780 €

Installationskosten 600 € + 120 €

Wartungskosten/Reparatur 63.513 € +/- 0 €

Energiekosten 115.153 € 55.191 €

Referenz Maßnahme

Erhebt man für diese Datengrundlage die Verminderungskosten unter der Vorausset-zung, dass die Referenz noch eine Restlaufzeit von 15 Jahren hat, so ergeben sich dafür spezifische CO2-Verminderungskosten in Höhe von -8 €/t CO2. Die Verminderungskosten liegen für diesen speziellen Fall etwas niedriger als die erhobenen Kosten, welche mittlere Kosten darstellen.


2.3.4 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Die erhobenen Verminderungskosten weisen für das gesamte Emissionsverminderungs-potenzial negative wie auch positive Verminderungskosten auf. Aus betriebswirtschaftli-cher Sicht setzt sich das wirtschaftliche Potenzial nur aus den negativen Verminde-rungskosten zusammen. Es könnte maximal um das Potenzial erweitert werden, dessen spezifische Verminderungskosten unterhalb der Grenznutzenkurve liegen. Für das CO2-Verminderugspotenzial ergibt sich dadurch ein wirtschaftliches Potenzial von 6,46 Mio. t CO2/a.

2.3.5 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Pumpen und Pumpensysteme stellen im Industriesektor eine typische Querschnitts-technologie dar. Sie verursachen einen erheblichen Anteil am Energieverbrauch. Eine reale Abbildung der Pumpensysteme ist auf Grund der Datengrundlage nur bedingt möglich, die Potenzialabschätzung erfolgt daher nur auf Basis der vorhandenen Kreisel-pumpen im deutschen Industriesektor.

Einer Realisierung der ermittelten wirtschaftlichen Potenziale (6,46 Mio. t CO2/a) würde aus betriebswirtschaftlicher Sicht nichts entgegenstehen. Bei Pumpensystemen liegen sogar oftmals die Amortisationszeiten der Umsetzung der Einzelmaßnahmen bei weni-ger als zwei Jahren, und würden somit der innerbetrieblichen Politik – keine Investitio-nen mit hohen Amortisationszeiten – nicht widersprechen.

2.4 Kälteerzeugung

2.4.1 Situation Die technische Erzeugung von Kälte (ohne Klimatisierung) kommt im Industriesektor überwiegend in der Nahrungsmittelindustrie und der Chemischen Industrie (Tieftempe-raturtechnik, Labors) zum Einsatz. Kälteanlagen tragen sowohl indirekt durch die bei der Stromerzeugung entstehenden Emissionen als auch direkt durch das ungewollte Freisetzen von Kältemitteln zum CO2-Ausstoß bei. Letzteres trifft nur auf treibhausrele-vanten Kältemittel zu. Das CO2-Verminderungspotenzial, welches sich durch die Redu-zierung von Leckagen ergeben könnte, wird im Weiteren nicht betrachtet.

Der Bestand an Kälteanlagen im Industriesektor beläuft sich auf rund 48.000 Stück. Knapp 40 % der Anlagen werden in der Erzeugung der Nahrungsmittelindustrie einge-setzt. Weitere Daten, die den Ist-Stand der Kälteerzeugung beschreiben, sind in Tabelle B-13 enthalten.

Tabelle B-13: Daten der Kälteerzeugung /UBA 03/, /DKV 02/

Anlagen Bestand durchschnittl. Lebensdauer

installierte Leistung (MW)

durchschnittl. Anlagenleistung

(kW)

Jahresverbrauch (TWh) Energieträger

Nahrungsmittel-industrie (Erzeugung)

19.055 k.A. 17,1

Industrie 29.000 100 - 200 6,8

Strom15 Jahre 12,4


Technik Zur Kälteerzeugung gibt es verschiedene Verfahren. Bei Kompressionsanlagen erfolgt die Verdichtung des Kältemitteldampfes auf mechanischem Wege. Die Hauptkomponen-ten eines solchen Systems sind ein Verdichter, ein Kondensator und ein Verdampfer (siehe Abbildung B-9). /MCP 06/

Abbildung B-9: Darstellung des Kälteprozesses /MCP 06/

Innerhalb des geschlossenen Systems befindet sich das Kältemittel. Als Kältemittel werden überwiegend Ammoniak und Halogenkohlenwasserstoffe eingesetzt. Der im Verdampfer entstehende Kältemitteldampf von Adsorptionsanlagen wird bei niedrigem Verdampfungsdruck von einem Lösungsmittel aufgenommen. Adsorptionsanlagen beruhen auf einem ähnlichen Funktionsprinzip wie die Absorptionsanlagen. Das verdampfte Kältemittel wird allerdings nicht von einer Lösung, sondern von einem Feststoff adsorbiert.

2.4.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial CO2-verminderne Maßnahmen in der Querschnittstechnologie Kälteerzeugung sind neben der Optimierung von Anlagenkomponenten, wie beispielsweise Verdichter oder Pumpen, auch die Vermeidung des Austritts von Kältemitteln. Tabelle B-14 legt eine Auswahl an Einzelmaßnahmen dar. Diese bringen ein Einsparpotenzial zwischen 1 % und 8 %. Im Industriesektor sind bei der Systemoptimierung, der Steuerung und der Wärmedämmung die Einzelpotenziale am größten.

Das Gesamteinsparpotenzial lässt sich nicht aus allen dargestellten Maßnahmen kumu-lieren. Es lässt sich auf ca. 18 % abschätzen /UBA 03/. Das bedeutet, dass der Strombe-darf mit den skizzierten Einsparmaßnahmen um 4,32 TWh/a reduziert werden könnte bzw. ein CO2-Verminderungspotenzial von 2,52 Mio. t/a möglich wäre.


Tabelle B-14: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial /DKV 02/, /UBA 03/, /eigene Berechnung/


Einsparpotenzial (%)

Energieeinspar-potenzial (TWh/a)


(Mio. t CO2/a)

Systemoptimierung 8,0 - 10,0 1,92 1,07

Betriebs- und Wartungsmaßnahmen 4,0 - 8,0 0,96 0,54

Stärkere Wärmedämmung 5,0 - 10,0 1,20 0,67

Wärmerückgewinnung 80 (Wärme)

Effiziente Geräte/Beleuchtung in Kühlräumen 2,0 0,48 0,27

Antriebe mit Drehzahlregelung für Verdichter, Ventilatoren und Pumpen 4,0 - 6,0 0,96 0,54

Hocheffizienter Kältekompressor 2,0 - 5,0 0,48 0,27Hocheffizienzmotoren für den Ventilator am Kondensator 2,0 - 5,0 0,48 0,27

Verdunstungskühler 2,0 - 5,0 0,48 0,27

Reinigung der Wärmeüberträgerflächen 3,0 0,72 0,40Steuerung des Verdichtungsenddrucks am Kältekompressor 10,0 - 15,0 2,40 1,34

Abtausteuerung 5,0 1,20 0,67

Summe (nicht kummulativ) 18,0 4,32 2,41

Benutzung von effizienten Geräten und Anlagen

Richtige Bedienung und Vermeidung unnötig niedrieger Temperaturen

Verminderung des Kältebedarfs

2.4.3 Referenz und Maßnahmen

Referenz Der überwiegende Anteil (98 %) der installierten Kälteleistung im Industriesektor wird durch Kompressionskältemaschinen abgedeckt.

Maßnahmen Nachfolgend werden die Einzelmaßnahmen dargestellt, die zu einer CO2-Einsparung führen können /MCP 06/:

Der Hauptansatzpunkt bei der Systemoptimierung industrieller Kälteprozesse ist die optimale Dimensionierung der Anlage, sowie eine Anpassung an die Anforderung an den Prozess – insbesonders im Teillastbetrieb. Dies beinhaltet u.a. die Steuerung des Ge-samtsystems.

Die Wärmerückgewinnung der vom Verdichter wie auch vom Kondensator produzierten Abwärme kann für andere Zwecke verwendet werden. Dabei kann die Abwärme vielseitig genutzt werden. Sie kann von der Deckung des Warmwasserbedarfs, über Heizzwecke bis zur Bereitstellung von Prozesswärme reichen.

Eine regelmäßige Reinigung der Wärmeüberträgerflächen führt zu einem verbesserten Wärmeübergang, wodurch der Energiebedarf reduziert werden kann.

Die Maßnahmen zur Effizienzsteigerung des Motors, sowie die Drehzahlregelung wur-den bereits in den vorangegangenen Kapiteln betrachtet.


2.4.4 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Eine Anlage zur Kälteerzeugung besteht aus Einzelkomponenten, die den Querschnitts-technologien zugeordnet werden. Die Einzelmaßnahmen, wie der Einsatz geregelter Pumpen, drehzahlgeregelte Antriebe der Verdichter wurden bereits in den vorange-gangenen Kapiteln erörtert. Das ausgewiesene Verminderungspotenzial der Kältean-lagen von 2,41 Mio. t CO2/a reduziert sich daher um die teilweise mehrfach ausgewiesenen Einzelpotenziale.

2.5 Elektrische Beleuchtung

2.5.1 Situation Die wesentlichen Techniken der Beleuchtung sind Glühlampen, Leuchtstofflampen, Kompaktleuchtstofflampen, sowie Metall- und Halogenlampen. Im Industriesektor kommen Leuchtstofflampen und ein geringerer Anteil von Metalldampflampen zum Einsatz. Die Unterschiede der einzelnen Lampentypen liegen im Wesentlichen in der Lebensdauer, der Lichtausbeute und der Farbwiedergabeeigenschaften. Die Beleuchtung von Arbeitsstätten wird in der europäischen Norm DIN EN 12464-1 geregelt. Darin werden die Gütemerkmale der Beleuchtung definiert wie z.B. Beleuchtungsstärke, Leuchtdichteverteilung, Blendung, Lichtrichtung, Lichtfarbe und Farbwiedergabe, Flimmern und Tageslicht.

Die Beleuchtung ist eine Querschnittstechnologie, die in allen Branchen zur Anwendung kommt. In Deutschland sind derzeit etwa 78,5 Mio. Leuchten im Industriesektor instal-liert, deren jährlicher Stromverbrauch bei 10,1 TWh/a liegt (vgl. Tabelle B-15). Da in der Industrie der Leuchtstofflampenanteil überwiegt und sich nur für diese Leuchtmittel ein Bestand erheben lässt, basiert die Technikbeschreibung und die Kostenanalyse auf dieser Technologie.

Tabelle B-15: Daten der elektrischen Beleuchtung /UBA 03/, /WUP 05a/, /AGEB 07/, /ZVE 05/

Anlagenleistung Bestand Technik durchschnittliche Lebensdauer Jahresverbrauch (TWh) Energieträger

durchschnittliche Betriebsstunden

(h/a)

Leuchtstofflampen 109,9 Mio. 80 % KVG 20 % EVG 9.000 - 20.000 h 10,1 Strom 800 - 4.000 h/a

Technik Unterschiede von Leuchtstofflampen bestehen in erster Linie in der Art der Leucht-stofflampe und den Vorschaltgeräten, die einerseits den Lampenstrom regeln und begrenzen und anderseits für eine sichere Zündung unter den spezifischen Bedingungen sorgen. Derzeitig sind im Industriesektor rund 80 % der installierten Leuchten mit konventionellen Vorschaltgeräten ausgestattet, die restlichen 20 % mit elektronischen Vorschaltgeräten. Für diese 20 % wird vorausgesetzt, dass die Beleuchtungsanlagen dem technischen Stand entsprechen und somit aus modernen Leuchten inkl. Regel- und Steuerungseinheiten bestehen. Die Techniken der Vorschaltgeräte werden im Folgenden näher erläutert. /OSR 06/


• Konventionelle Vorschaltgeräte (KVG) KVG bestehen aus einer Kupfer-Eisen-Drossel und besitzen u.a. durch die hohe Eigenerwärmung einen geringen Wirkungsgrad. Diese Vorschaltgeräte sind noch weit verbreitet. KVG der Energieeffizienzklasse C und D dürfen nach der EEG Richtlinie seit 2002 bzw. 2005 nicht mehr in Verkehr gebracht werden.

• Verlustarme Vorschaltgeräte (VVG) VVG sind auch als KVG der Energieeffizienzklasse B bekannt und dürfen noch vertrieben werden. Dieses Vorschaltgerät besitzt auf Grund des Einsatzes von höherwertigen Elektroblechen und größeren Kupferquerschnitten eine geringere Verlustleistung gegenüber dem KVG.

• Elektrische Vorschaltgeräte (EVG) EVG haben einen elektronischen Aufbau, was eine optimale Anpassung der Be-triebsspannungsfrequenz und Spannung an das Leuchtmittel ermöglicht. Vorteile von EVG sind durch geringere Verlust- und Systemleistungen bedingte erhebliche Energieeinsparungen, geringere Wärmeentwicklung und eine höhere Lampenlebensdauer. Es besteht zudem die Möglichkeit dimmbare EVG einzusetzen.

Die Leuchtstofflampen werden generell in die Kategorie Standard-Leuchtstofflampe (i.d.R. T12 (∅ 38 mm) mit KVG) und 3-Banden-Leuchtstofflampe unterschieden. 3-Banden-Leuchtstofflampen werden seit den 80er Jahren entwickelt. Der Unterschied zu den Standard-Leuchtstofflampen besteht im Einsatz der neu entwickelten Leucht-stoffe, sowie den zusätzlichen Lampenquerschnitten T8 (∅ 25 mm) und T5 (∅ 16 mm).

Transaktionskosten: In den überwiegenden Fällen werden die Potenziale zur Energieeinsparung und somit zur Verminderung des CO2-Ausstoßes nicht aus Eigeninitiative der Unternehmen untersucht. In der Regel treten Unternehmen an die Industriebetriebe heran und erstellen individuelle Energiekonzepte zur Energieoptimierung für die jeweiligen In-dustriebetriebe.

Die Kosten für die Potenzialerhebung sind abhängig von der Betriebsgröße und der installierten Anschlussleistung. Die Kosten für die Potenzialanalyse liegen pro Mann und Tag bei 1.150 € /WIN 07/. Innerhalb eines Tages können Betriebe der Größe von 500 Mitarbeitern analysiert werden. Dies entspricht einer Leuchtstofflampenanzahl von 2.000 bis 3.000 Stück.

Die Amortisationszeiten für die Modernisierung von Beleuchtungsanlagen in der Industrie liegen zwischen 2 und 4 Jahren. Dieser Zeitraum ist für die Mehrheit der Industriebetriebe zu lang und dadurch ein Hemmnis für die Realisierung der Effizienz-verbesserungsmaßnahme. Energie-Einsparcontracting ist eine Möglichkeit für Betriebe, ohne die entstehenden Kosten CO2-mindernde Maßnahmen durchzuführen.

2.5.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Die technischen Einsparpotenziale der Beleuchtung sind im Vergleich zu anderen Querschnittstechnologien auf Grund des geringen Nutzungsgrades hoch. 1999 lag der damalige durchschnittliche Nutzungsgrad bei 7,9 %. Werden alle technischen Maßnahmen und Verhaltensmaßnahmen berücksichtigt, wäre es möglich, ein Potenzial von 77 % zu erreichen (vgl. Tabelle B-16). Im Mittel liegt das mögliche Einsparpotenzial


bei ca. 33 % des Energieverbrauchs, lässt sich aber in der Praxis auch vereinzelt auf 50 % anheben.

Setzt man für die CO2-Verminderungsmaßnahmen eine technisch mögliche Energieein-sparung von 33 % an, so ergibt sich eine jährliche Reduzierung des CO2-Ausstoßes von knapp 1,9 Mio. t CO2/a.

Tabelle B-16: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial nach /UBA 03/, /eigene Berechnung/

Energieeinsparmaßnahme techn. Ein-sparpotenzial (%)

Energieein-sparpotenzial

(TWh/a)


(Mio. tCO2/a)

Technische Verbesserung der einzelnen Technologien 11,7 1,18 0,66

Substitution der Technologie durch eine zweite Technologie 25,3 2,55 1,42

Tageslichtnutzung 12,6 1,27 0,71Optimierung bzw. Einsatz von Steuerung und Regelung 25,2 2,54 1,42

Manuelles Schalten 2,6 0,26 0,15

Summe (nicht kumulativ) 33 3,32 1,85

Das technische Ausbaupotenzial wird oftmals durch das mangelnde Wissen bzw. die falsche Zuordnung der tatsächlichen Energiekosten für die Beleuchtung eingeschränkt. Zusätzlich sind Neuinvestitionen häufig mit hohen Kosten verbunden, die – kombiniert mit längeren Amortisationszeiten – oftmals das Hemmnis für die Realisierung der CO2-Verminderung sind.

2.5.3 Referenz und Maßnahmen

Referenz Als Referenz wird eine Industriehalle zu Grunde gelegt, deren Grundfläche 990 m² beträgt. Die Fertigung erfolgt in einem 1-Schicht-Betrieb. Daraus ergibt sich eine Be-triebsdauer der Beleuchtungsanlage von 2.500 h/a. Die Beleuchtungsanlage besteht aus Freistrahlerleuchten, die mit Standardleuchtstofflampen und KVG ausgestattet sind (vgl. Tabelle B-17). Diese Ausstattung entspricht oftmals der Beleuchtung in Industrie-betrieben.


Tabelle B-17: Referenz Beleuchtung /ISI 99/

Referenz

Beleuchtungsobjekt Industriehalle, 990 m² Grundfläche

Anlagendaten

Lampe - Standard-LL

Lebensdauer h 12.000

Leuchte - Freistrahler-Lichtbandleuchten

Anzahl der Leuchten - 160

Leistung W 2*58

Vorschaltgerät (VG) - KVG

Verlustleistung des VGs W 13

Anschlussleistung kW 22,72

Anschlussleistung W/m² 22,9

Energieträger - Strom

Betriebsdauer h/a 2.500

Bei der Erhebung der Verminderungskosten wird auf eine Betrachtung eines 2-Schicht bzw. 3-Schicht-Betriebs verzichtet. Bei einem Mehrschichtbetrieb steigen die jährliche Betriebsdauer und dadurch der Energiebedarf. Zugleich sinken die Lebensdauer und die Amortisationszeiten. Für die Verminderungskosten beim Mehrschichtbetrieb ergeben sich allerdings keine Veränderungen im Vergleich zum 1-Schicht-Betrieb.

Maßnahme Zum Zeitpunkt der Durchführung der Maßnahme hat die Referenztechnologie – bezogen auf die Lebensdauer – eine gewisse Restlaufzeit. Zudem ist die Lebensdauer der Maß-nahme höher als die der Referenz. Daher müssen bei der Verminderungskostenanalyse auch Ersatzinvestitionen der Referenztechnologie berücksichtigt werden. Die übliche Methodik beim Austausch defekter Leuchten ist, dass die bestehende Referenztechnolo-gie durch die gleiche ersetzt wird. Einzig bei der Einzelmaßnahme des manuellen Schal-tens findet keine weitere Investitionsmaßnahme statt.

Bei der Modernisierung der Beleuchtungsanlage werden die Standardleuchtstofflampen durch moderne 3-Banden-Leuchtstofflampen ersetzt (technische Verbesserung der einzelnen Technologien). Hierbei reduziert sich die Lampenanzahl von zwei auf eine Lampe pro Leuchte. Zusätzlich wäre bei dieser Maßnahme ein Austausch der veralteten (KVG) auf moderne Vorschaltgeräte (EVG) ebenfalls möglich. Hiervon sind rund 80 % der Beleuchtungsanlagen betroffen (s. Tabelle B-15).

Eine weitere Einzelmaßnahme besteht aus der Substitution der bestehenden Technologie durch moderne Techniken. Realisiert wird dies beispielsweise durch moderne Reflektor-Lichtbandleuchten in Kombination mit modernen Leuchtmitteln.

Die Optimierung bzw. der Einsatz von Steuerung und Regelung, sowie die Tageslichtnutzung bauen auf eine Substitution der Technologien des Bestands durch die oben beschriebene zweite Technologie auf. Für die Realisierung dieser Maßnahmen kommen unter anderem präsenz- und tageslichtabhängige Sensoren zum Einsatz. Mit


dieser Technologie werden überwiegend Beleuchtungsanlagen in Räumen, wie Flure, WC-Bereiche, etc. eingesetzt. Nachdem diese Räumlichkeiten im Industriesektor flächenmäßig eine untergeordnete Rolle spielen, meist schlecht mit Tageslicht versorgt und die Räume üblicherweise während einer Schicht dauerhaft belegt sind, werden diese beiden Einzelmaßnahmen für die Verminderungskostenanalyse nicht herangezogen.

2.5.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die dynamischen Verminderungskosten werden nach der dargestellten Methodik erho-ben. Zur Berechnung der Kapitalkosten wird der Zinssatz für den Bereich Industrie und produzierendes Gewerbe auf 15 % festgesetzt. Die Laufzeit bzw. der Betrachtungszeit-raum ergibt sich aus der Lebensdauer der Lampen (9.000 h bzw. 12.000 h) und der jährlichen Betriebsdauer (2.500 h/a bei Ein-Schicht-Betrieb).

In Abbildung B-10 bzw. Tabelle B-18 werden die spezifischen bzw. die absoluten Verminderungskosten dargestellt. Die ermittelten Verminderungskosten der Einzel-maßnahmen werden der Nutzenfunktion der Grenzverminderungskosten gegenüberge-stellt, welche jeweils negative Verminderungskosten aufweisen. Das Maximum der Grenzverminderungskosten liegt dabei bei 30 €/t CO2; das Minimum wird bei 15 €/t erwartet.


Einzelmaßnahme

Technische Verbesserung (Lampentausch)

-200 €/t

Technische Verbesserung (Tausch der Vorschaltgeräte)

-137 €/t

Manuelles Schalten -130 €/t

Substitution der Technologie -118 €/t

Verminderungkosten

Bei der Maßnahme der technischen Verbesserung durch den Tausch der Vorschaltgeräte wird ein sowieso durchgeführter Lampentausch vorausgesetzt. Daher werden bei der Erhebung der Verminderungskosten nur jene Kosten herangezogen, die durch den Einsatz neuer Vorschaltgeräte entstehen. Als Referenz bezüglich des Energiebedarfs und der variablen Kosten wird daher die bereits realisierte Einzelmaßnahme des Lam-pentauschs zu Grunde gelegt.


-220-200-180-160-140-120-100

-80-60-40-20

020406080

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten der Beleuchtung

Nutzenfunktion

Abbildung B-10: Verminderungskosten in €/t /eigene Berechnung/

Die Durchführung von weiteren CO2-mindernden Maßnahmen ist mit höheren Kosten verbunden, welche positive Verminderungskosten mit sich bringen werden. Daher ist im weiteren Verlauf der kumulierten Verminderungskosten ein Kurvenanstieg zu erwarten, welcher in Abbildung B-11 als gestrichelte Kurve weitergeführt wird.

-240

-190

-140

-90

-40

10

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io.€

/a

Verminderungskosten der Beleuchtung

Abbildung B-11: Verminderungskosten absolut in Mio. €/t /eigene Berechnung/

2.5.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche Potenzial wird durch die erhobenen Verminderungskosten der Einzelmaßnahmen bestimmt. Als wirtschaftliche Einzelmaßnahmen werden die Maß-


nahmen angesehen, deren Verminderungskosten im negativen Bereich oder unterhalb der prognostizierten Grenzverminderungskosten (Nutzenfunktion) liegen. Dies bedeutet für die Beleuchtung im Industriesektor, dass auf Grund der erhobenen negativen Ver-minderungskosten das gesamte erhobene Verminderungspotenzial von 1,85 Mio. t CO2 als wirtschaftliches Potenzial angesehen werden könnte.

2.5.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die Problematik bei den Querschnittstechnologien, dass die entstehenden Kosten und Emissionen selten direkt aus den Bilanzen zu ermitteln sind, trifft bei der Beleuchtung ebenfalls zu. Dadurch entsteht kein Bewusstsein über den tatsächlichen, den Technolo-gien zuzuschreibenden Energieverbrauch und den daraus resultierenden CO2-Emissio-nen.

Ein weiterer Punkt, der die Umsetzung der Einzelmaßnahmen zur Emissionsminderung hemmt, ist oftmals der bestehende Lagerbestand an Leuchtstoffmitteln. Dieser Bestand entspricht häufig nicht mehr dem Stand der Technik. Eine Entsorgung dieser Altbe-stände und die Anschaffung neuer Leuchtmittel wären finanziell, wie auch emissions-seitig sinnvoll. Dennoch werden diese Leuchtstofflampen in der Regel aufgebraucht.

Diese genannten Aspekte lassen eine Aussage über das praktische Potenzial, dessen Umsetzung auch realisiert wird, kaum zu. Im Zuge der stetig steigenden Energiekosten, sowie der Verpflichtungen zur CO2-Reduktion wird geschätzt, dass die Einzelmaß-nahmen mit negativen Verminderungskosten umgesetzt werden.

2.6 Druckluftbereitstellung

2.6.1 Situation Auf Grund der einfachen Handhabung, der sauberen und flexiblen Einsatzmöglichkeiten und einer leichten Regelbarkeit findet Druckluft in vielen Produktionsprozessen Ver-wendung. Zugleich ist die Druckluft einer der teuersten Energieträger in der Industrie-branche. Druckluftanlagen sind aus mehreren Einzelelementen aufgebaut.

Schätzungen zu Folge sind derzeit in Deutschland rund 62.000 Druckluftanlagen instal-liert, deren Bestand sich auf die beiden Leistungsklassen 10 – 110 kW (70 %) bzw. 110 - 300 kW (30 %) aufteilt. Der jährliche Strombedarf liegt – bei einer durchschnittli-chen Betriebstundenzahl von 3.500 h/a – bei 14 TWh/a. Eine Zusammenfassung der Anlagendaten wird in Tabelle B-19 gegeben. Die durchschnittliche Lebensdauer von Druckluftanlagen kleiner und mittlerer Leistung liegt bei 13 Jahren, die durchschnittli-che Lebensdauer von Anlagen großer Leistung liegt bei 16 Jahren. Daraus ergibt sich die Tatsache, dass 6,7 % der Anlagen jährlich erneuert werden. Das entspricht einer Anzahl von etwa 4.200 Druckluftanlagen pro Jahr. /RAD 06/


Tabelle B-19: Daten der Druckluftanlagen /RAD 01/

Anlagenleistung Bestand durchschnittliche Lebensdauer

durchschnittliche Anlagenleistung Jahresverbrauch Energieträger durchschnittliche

Betriebsstunden

10 - 110 kW 43.400 10 a 42 kW 10,5 TWh

110 - 300 kW 18.600 16 a 132 kW 3,5 TWh

Summe bzw. Durchschnitt 62.000 12 a 65 kW 14 TWh - -

Strom 3.500 h/a

Die durchschnittlichen Anteile des Stromverbrauchs für die Drucklufterzeugung in den einzelnen Industriesektoren sind in Tabelle B-20 dargestellt. Innerhalb einer Branche können die Anteile signifikant vom Durchschnitt abweichen. /UBA 03/

Tabelle B-20: Anteil des Stromverbrauchs für die Druckluftversorgung nach Sektor /RAD 06/

Branchevon bis

Keramik 20,0% 23,0%Glas 16,0% 30,0%Baustoffe 13,0% 20,0%Investitionsgüter 10,0% 20,0%Nahrungs- und Genussmittel (gesamt) 6,0% 10,0%Papier und Pappe 4,0% 9,0%Brauereien 4,0% 9,0%Molkereien 4,0% 7,0%Holz- und Holzverarbeitung 3,0% 6,0%Textil, Lederwaren und Bekleidung 3,0% 6,0%Eisen und Stahl 1,0% 3,0%Chemische Industrie 0,5% 1,5%Nichteisenmetalle (gesamt) 0,5% 5,0%Zement 0,5% 9,0%Aluminium 0,2% 1,0%

Anteil des Stromverbrauchs für die Drucklufterzeugung

Technikstruktur Unabhängig von der Druckluftqualität in den unterschiedlichen Industriebranchen setzt sich eine Druckluftanlage aus folgenden Anlagenkomponenten zusammen:

• Vorgeschalteter Filter (i.d.R. ein Stofftaschenfilter zur Reinigung der Ansaugluft)

• Kompressor (i.d.R. ein Schraubenkompressor) • Steuerung • Lufttrockner • Druckluftbehälter

Eine Anordnung der Komponenten in einer Anlage wird in Abbildung B-12 gegeben.


Abbildung B-12: Aufbau eines Druckluftsystems /RAD 06/

Die staubhaltige und stark verschmutze Ansaugluft wird zur Vorreinigung durch einen vor den Verdichter geschalteten Filter angesaugt. Ein Filter in einem Druckluftnetz entspricht einem Strömungswiderstand und muss folglich mit einem erhöhten Betriebs-druck kompensiert werden. Allgemein gilt: pro bar zu kompensierender Druckabfall benötigt der Kompressor 10 % mehr Primärenergie. Mittels Kompressoren/Verdichter, in der Regel Schraubenkompressoren, wird die Luft über zwei exakt zueinander konstruktiv abgestimmten Rotoren (Schrauben) verdichtet und in den Druckluftbehälter eingespeist. Um den Verdichter zu kühlen und einem Verschleiß entgegen zu wirken, wird im Regelfall Öl in die Verdichterkammer eingespritzt, welches im Aufbereitungs-verfahren wieder abgeschieden werden muss. Im Allgemeinen sind für die ent-sprechende Qualität der Druckluft ein Kälte- oder Adsorptionstrockner und ein oder mehrere Filter (u.a. Mikrofilter oder Aktivkohlefilter) notwendig, auch im Hinblick auf die Kondensatbildung im Verteilernetz. Nach /KAE/ werden fast ausschließlich nur noch Anlagen installiert, die dem Aufbereitungsgrad „1 – 4 – 1“ hinsichtlich Staubgehalt, Wassergehalt und Ölgehalt genügen, d.h. keine Partikel > 0,01 �m in der Druckluft enthalten, Drucktaupunkt7 +3 °C, Restöldampfgehalt der Druckluft von � 0,003 mg/m3.

In Abbildung B-13 ist der spezifische Energiebedarf von Verdichtern über dem Haupt-einflussfaktor, dem Verdichtungsenddruck, dargestellt. Es wurden die spezifischen Energieverbräuche von verschiedenen Modellen einer Bauart, insgesamt 33 Verdichter, bei unterschiedlichen Druckniveaus erfasst. Dabei steigt der spezifische Energie-verbrauch des Radialverdichters, im Vergleich zu den anderen, bei Druckerhöhung weniger stark an. Radialverdichter sind aber wartungsbedürftiger.

Kolbenverdichter sind auch im Arbeitsbereich des Zellenverdichters einsetzbar und zeigen ab einem Endruck von ca. 5 bar auch den geringeren spezifischen Energie-verbrauch. Im Gegensatz zu einem Kolbenverdichter besitzt der Luftstrom eines Zellen-verdichters aber eine wesentlich geringere Pulsation.

Unterschiede im spezifischen Energiebedarf werden im Wesentlichen bedingt durch die Anzahl der Verdichterstufen, der Güte der Zwischenkühlung und der Anpassung an den

7 Unter dem Drucktaupunkt versteht man die Temperatur, auf die verdichtete Luft abgekühlt werden kann, ohne dass

Kondensat ausfällt. Der Drucktaupunkt ist abhängig vom Verdichtungs-Enddruck. Bei sinkendem Druck sinkt auch der Drucktaupunkt.


Verdichtungsenddruck. Durch den besonderen Verdichtungsprozess der Gleichdruckver-dichtung sind Drehkolbenverdichter nicht mit den anderen zu vergleichen.

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0 4 8 12 16 20 24 28Verdichtungsenddruck in bar

Spez

. Ene

rgie

verb

rauc

h in

kW

h/m

³ KolbenverdichterSchraubenverdichter

Radialverdichter

Drehkolbenverdichter

Zellenverdichter

Abbildung B-13: Energieverbrauch verschiedener Verdichtertypen /LAY 99/

2.6.2 Theoretisches und technisches (Ausbau-)Potenzial Auf Grund des geringen Nutzungsgrades – etwa 4 bis 8 % der Endenergie werden in mechanische Expansionsarbeit umgesetzt – ergeben sich große Einsparpotenziale bei der Optimierung von Druckluftsystemen /UBA 03/. Durch die Vielzahl der Einzelelemente einer Druckluftanlage ergibt sich ein hoher Verlustfaktor, der den Wirkungsgrad der Gesamtanlage deutlich mindert. Verbesserungsmöglichkeiten einer Anlage sind u.a. die richtige Wahl des Druckniveaus, die Nutzung der Kompressorabwärme oder auch Schulungen der Anwender. Tabelle B-21 zeigt die Einzelsparmaßnahmen und deren Energieeinsparungen von Druckluftanlagen. Durch diese verschiedenen Maßnahmen könnte der Strombedarf und somit die Energiekosten um rund 33,1 % vermindert werden, wobei sich das technische Gesamtpotenzial nicht aus der Summe der Einzel-potenziale bilden lässt. Die daraus resultierende CO2-Verminderung würde knapp 2,6 Mio. t CO2/a betragen. Für die installierten Anlagen könnte sich somit eine durch-schnittliche Reduzierung des Kohlendioxidausstoßes von rund 44 t CO2 pro Jahr und Anlage ergeben.

Die Möglichkeiten der Effizienzsteigerung sind nicht in allen Betrieben gleichermaßen anwendbar. Erfahrungsgemäß liegen die Energieeinsparungen zwischen 20 und 40 %. Viele Unternehmen sind oft nicht in der Lage, ihre Energiekosten der Druckluftanlage zu konkretisieren und müssen daher auf die geringe Effizienz ihrer Anlage aufmerksam gemacht werden bzw. von der Notwendigkeit zur Verbesserungen überzeugt werden. Das wirtschaftliche Denken in der Industrie wird im Allgemeinen durch die „Ungewiss-heit über die Zukunft“ bestimmt. Diese Einstellung spricht gegen Investitionen mit langen Amortisationszeiten, wodurch die Bereitschaft für Investitionen in die Druckluft-bereitstellung gering ist.


Tabelle B-21: Technisches Energieeinsparpotenzial und CO2-Verminderungspotenzial nach /UBA 03/, /eigene Berechnungen/

Energieeinsparmaßnahme techn. Gesamt-potenzial (%)

techn. Energiepotenzial

(TWh/a)


(Mio. t CO2/a)

Neuanlagen oder Ersatzinvestitionen

Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Moteren, HEM) 0,5 0,07 0,04

Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Antriebe, ASD) 3,8 0,53 0,30

Technische Optimierung des Kompressors 2,1 0,29 0,16

Einsatz effizienter und übergeordneter Steuerungen 2,4 0,34 0,19Wärmerückgewinnung für Nutzung in andereren Funktionen 4,0 0,56 0,31

Verbesserte Druckluftaufbereitung, Kühlung, Trocknung, Filterung 0,5 0,07 0,04

Gesamtanlagenauslegung inkl. Mehrdruckanlagen 4,5 0,63 0,35

Verminderung der Druckverluste im Verteilsystem 1,5 0,21 0,12

Optimierung von Druckluftgeräten 2,0 0,28 0,16

Anlagenbetrieb und InstandhaltungVerminderung der Leckageverluste 16,0 2,24 1,25

Häufiger Filterwechsel 0,8 0,11 0,06

Summe 33,1 4,63 2,59

2.6.3 Referenz und Maßnahmen Als Referenz wird eine Anlage definiert, die den durchschnittlichen Anlagenbestand widerspiegelt. In Tabelle B-19 werden die durchschnittlichen Betriebsstunden einer Druckluftanlage mit 3.500 h/a angegeben. Für die Erhebung der Verminderungskosten wird ein 2-Schicht-Betrieb zu Grunde gelegt, da dieser mit 4.000 h/a /KAE/ dem Durch-schnitt am nächsten entspricht. Weitere Anlagendaten werden wie folgt festgelegt und in Tabelle B-22 dargestellt:

Tabelle B-22: Referenzanlage für Druckluft /DEN 06/, /RAD 01/

AnlagendatenLebensdauer a 12

Anlagenleistung kW 60

Betriebsstunden h/a 3.500

Energiekosten % 76

Investitionskosten % 16

Wartungskosten % 6

Maßnahmen Im Bereich der Druckluftversorgung sind Druckluftleckagen Ursache für die häufigste Energie- und Kostenverschwendung (vgl. Tabelle B-23), es können aber laut /ENS 06/ auch relativ schnell und effektiv Verbesserungen erreicht werden. Messungen in Betrie-


ben zeigen Leckageverluste auf, bei denen bis über 50 % des erzeugten Fördervolumens verloren geht. Die Reduzierung der Leckageverluste auf 10 % liegt im Rahmen des technisch Machbaren /NRW 02/. Untersuchungsmethoden zur Lokalisierung der Druck-luftleckagen sind u.a. Leckage-Ultraschallgeräte, Lecksprays oder Geräuschproben. Besonders anfällige Druckverluststellen sind beispielsweise Schläuche, Kupplungen, Druckluftpistolen und Zylinder. Als direkte Maßnahmen zur Verminderung der Leckageverluste können Verschraubungen befestigt und Dichtungen und Schläuche erneuert werden. Indirekt können die Leckagen dadurch reduziert werden, dass die Anlagen zu Betriebsschluss (Wochenende, Feierabend) abgeschaltet werden. In Summe liegt das Verminderungspotenzial dieser Maßnahme bei 16 % bzw. 1,31 Mio.t CO2.

Tabelle B-23: Beispiel Energieaufwendung und Kosten für Leckagen /RAD 06/

Lochdurchmesser Luftverlust (bei 6 bar) Energieverlust

mm l/s kW €1 1 1,2 0,3 268 3 11,1 3,1 2.777 5 30,9 8,3 7.435

10 123,8 33,0 29.561

1) Annahme: 8.760 h/a, Strompreis 0,10 Cent/kWh

Bei den Filtern in der Drucklufttechnik handelt es sich um so genannte Tiefenfilter. Die mit Staubpartikeln verunreinigte Luft wird durch das Filtermedium gedrückt, der Schmutz bleibt im Filtermaterial zurück. Folglich ist der Filter nach einer bestimmten Betriebsdauer so stark verunreinigt, dass er ersetzt werden muss. Neue Filter gehen mit einer Druckdifferenz von 0,07 bar in Betrieb. Der Filterwechsel sollte bei einer Druckdifferenz von 0,35 bar erfolgen.

In der Regel werden Kompressoren von Elektromotoren angetrieben. Um den Energie-bedarf und somit die Emissionen der Gesamtanlage zu vermindern, besteht die Möglich-keit, verbesserte Antriebe einzusetzen. Diese Maßnahme (energieeffiziente Motoren bzw. Drehzahlregelung) wurden bereits in Kapitel 2.2.3 näher erläutert.

Die Optimierung des installierten Kompressors einer Druckluftanlage im bestehenden System sowie die optimale Auslegung eines Kompressors bei Neuinvestitionen ermöglichen große Energieeinsparpotenziale. Häufig sind Kompressoren für den eigentlichen Anwendungsbereich zu groß ausgelegt. Größere Kompressoren bieten zwar den Vorteil eines höheren Wirkungsgrades, allerdings entsteht bei einer zu geringen Auslastung eine große Anzahl an Leerlaufstunden, in denen unnötig Energie verbraucht wird. Durch die Optimierung lässt sich ein technisches Einsparpotenzial von etwa 2 % erreichen. Die Kosten, die bei der Anschaffung einer neuen Kompressorstation entstehen, sind von der Art der Maßnahme und den Aufwendungen abhängig. Die Amortisationszeiten bei der Optimierung von Kompressoren können zwischen 8 Jahren und mehreren Jahrzehnten liegen /BAY 05/. Somit stellt die Optimierung von Kompressoren an Druckluftanlagen keine Maßnahme mit kurzfristigem CO2-Verminderungspotenzial dar. In der folgenden Erhebung der Verminderungskosten wird daher diese Maßnahme nicht berücksichtigt.

Moderne effiziente Druckluftanlagen arbeiten in der Regel mit einem Verband von mehreren Kompressoren (sog. Splitting). Für energetisch rationelle Druckluftbereit-


stellung ist es notwendig, diesen Verband zu steuern bzw. zu regeln. Die Steuerung der Anlage wird unterschieden, wie in Abbildung B-14 aufgeführt, nach der übergeordne-ten Steuerung und der internen Steuerung. Durch den Einsatz effizienter und übergeordneter Steuerungen ist es möglich, die Emissionen um 2,4 % zu reduzieren.

Abbildung B-14: Überblick Steuerungen Druckluftanlagen /ENS 06/

Eine weitere Maßnahme zur Energieeinsparung und der dadurch resultierenden CO2-Verminderung ist die Wärmerückgewinnung. Hierbei wird die durch den Kompressionsprozess entstehende Wärme nutzbar gemacht. Diese Abwärme kann beispielsweise im Bereich der Raumheizung, Warmluftgebläse oder der Brauchwassererwärmung genutzt werden. Die Höhe der Investitionen ist – laut /KAE/ – für die Wärmerückgewinnung aus Druckluftanlagen bei allen Anwendungsfällen von den örtlichen Gegebenheiten abhängig. Daher wird diese Maßnahme nicht für die Verminderungskostenanalyse herangezogen.

Laut /HIN 02/ sind folgende Grundvoraussetzungen für die Realisierbarkeit und Wirt-schaftlichkeit einer Wärmerückgewinnung unabdingbar:

• Ausreichend hohes Temperaturniveau • Gleichzeitiger Wärmeanfall- und verbrauch • Möglichst viele Volllast-Nutzungsstunden jährlich • Verdichternennleistung von mindestens 30 kW

Laut /KRE 99/ sorgt der Druckverlust einer Druckluftanlage von einem bar bei einem Netzdruck von 10 bar für einen Mehrverbrauch an Energie von ca. 7 – 10 %, um den benötigten Betriebsdruck zu gewährleisten. Druckverluste fallen bei allen Komponenten eines Druckluftsystems an, wie der Hauptleitung, Verteilungsleitung, Anschlussleitung, Trockner, Wartungseinheit und Schlauch. Allein durch die Verminderung der Druck-verluste im Verteilsystem und durch die Optimierung der Druckluftgeräte ist ein technisches Einsparpotenzial von 3,5 % vorhanden. Da sowohl das Verteilsystem, als auch die angeschlossenen Druckluftgeräte – je nach Anwendung und Industriesektor – unterschiedlich sind, lassen sich für die Berechnung der Verminderungskosten keine

Steuerung/ Regelung

übergeordnet intern

Druckband Kaskade

seriell lastabhängig

kontinuierlich diskontinuierlich

Drehzahl Ventile Volllast, Leerlauf

Aussetzen

Durch- lauf

Volllast Stillstand

FU Gepulster Gleichstrom

Drall- drossel-

ung

Saug- drossel-

ung


sinnvollen Referenzsysteme zu Grunde legen. Eine Erhebung dieser Kosten findet daher nicht statt.

2.6.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die CO2-Verminderungskosten wurden nach der in Kapitel „Methodik“ dargestellten Vorgehensweise erhoben. Die Referenztechnologie mit den zugehörigen Referenzkosten wird dabei den jeweiligen Investitions- und variablen Kosten der Einzelmaßnahmen gegenüber gestellt. Die auf dieser Berechnungsgrundlage resultierenden Verminder-ungskosten werden in Tabelle B-24, wie auch in Abbildung B-15 dargestellt. Dabei wurden jene Einzelmaßnahmen betrachtet, deren Amortisationszeit unter 3 Jahren liegt. Ein möglicher weiterer Verlauf der Verminderungskosten wird als gestrichelte blaue Linie dargestellt. Diese soll lediglich einen positiven Verlauf der Verminderungskosten für die weiteren technischen Potenziale der Einzelmaßnahmen andeuten. Die Verminderungskosten der elektrischen Antriebe beziehen sich auf die im Kapitel 2.2 erhobenen Kosten.


Einzelmaßnahme

Leckageverluste -113 €/t

Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Motoren)

-84 €/t

Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Motoren)

-62 €/t

Filterwechsel -47 €/t

Verminderungkosten

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten bei der Druckluft

Nutzenfunktion



In Abbildung B-16 werden die absoluten Verminderungskosten dargestellt, die sich bei der Realisierung der Maßnahmen ergeben. Da die erhobenen Verminderungskosten der einzelnen Verminderungsmaßnahmen negativ sind, ergibt sich eine negative Kosten-kurve. Die erwarteten positiven Verminderungskosten der nicht betrachteten Einzel-maßnahmen sind als gestrichelte Linie dargestellt.

-200

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Verminderungskosten bei der Druckluft


2.6.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial im Industriesektor setzt sich aus den Maßnahmen mit negativen Verminderungskosten zusammen. Zusätzlich können hierzu noch jene Potenziale gezählt werden, deren Verminderungskosten unterhalb der defi-nierten Grenzwerte der Nutzenfunktion liegen. Dies bedeutet für die Querschnittstech-nologie Druckluft, dass das wirtschaftliche Potenzial rund 1,65 Mio. t CO2 erreichen könnte.

2.6.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Auf Grund der Kampagne „Druckluft Effizient“ wurden im Industriesektor die Betriebe bezüglich der Energieeinsparung sowie der CO2-Verminderung sensibilisiert. Die reali-sierten Projekte zeigen auch die Möglichkeiten zur Erschließung der Potenziale auf. Daher ist zu erwarten, dass die Potenziale, deren Verminderungskosten bei der Erhe-bung negative Kosten ergeben und zugleich kurze Amortisationszeiten haben (< 3 Jahre) im Industriesektor erschlossen werden. Das bedeutet, dass das praktische CO2-Vermin-derungspotenzial, welches kurzfristig umgesetzt wird, etwa bei 1,65 Mio. t CO2 liegen könnte.

145

3 Wechselwirkungen und Maßnahmenpakete Bei Wechselwirkungen wird die gegenseitige Beeinflussung der Maßnahmen betrachtet. Da die untersuchten Querschnittstechnologien voneinander unabhängige Systeme sind, treten zwischen den Technologien keine Wechselwirkungen auf. Dies bedeutet, dass die Realisierung der Maßnahmen bei einer Technologie auf die Umsetzung der Maßnahmen oder die erhobenen Potenziale einer weiteren Querschnittstechnologie keinen Einfluss nimmt.

Innerhalb einer untersuchten Querschnittstechnologie können jedoch Wechselwirkungen bei den untersuchten Technologien auftreten. So schließt beispielsweise die Maßnahme Substitution die Maßnahme Verbesserung aus. Diese Wechselwirkungen wurden in der vorangehenden Potenzialermittlung bereits betrachtet. Dadurch werden im Gesamt-potenzial einer Technologie die Potenziale nicht doppelt ausgewiesen.

147

4 Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale Das CO2-Verminderungspotenzial im Industriesektor wird an Hand der Querschnitts-technologien – Dampf- und Heißwassererzeugung, elektrische Antriebe, Pumpen, Druckluft, Kälteerzeugung, Beleuchtung – erhoben. Der jährliche Energiebedarf der Querschnittstechnologien liegt dabei bei etwa 1.180 PJ; der CO2-Ausstoß beträgt dabei ca. 160 t CO2/a. Der gesamte Energiebedarf und die CO2-Emissionen der Querschnitts-technologien werden in Tabelle B-25 dargelegt.

Tabelle B-25: Energiebedarf und Emissionen /eigene Berechnung/

Querschnittstechnologie Energiebedarf (TWh/a)

Energiebedarf (PJ/a)

CO2-Emissionen (Mio. tCO2/a)

Pumpen 42,9 154,4 25,1Druckluft 14,0 50,4 8,2Kälteerzeugung 24,0 86,3 14,0Beleuchtung 10,1 36,3 5,9Dampf- Heißwassererzeuger 105,6 380,0 27,0Elektrische Antriebe 70,2 252,6 41,0Summe 266,7 960,0 121,2

Tabelle B-26 zeigt die erhobenen Einsparpotenziale und die daraus resultierenden CO2-Verminderung. Dabei ist das aufgeführte Einsparpotenzial in den jeweiligen Quer-schnittstechnologien das technische Einsparpotenzial. Für den Industriesektor ergibt sich dadurch ein Einsparpotenzial von gut 24 % bzw. ca. 29 Mio. t CO2/a der CO2-Emissionen. Die elektrischen Antriebe der Querschnittstechnologien Pumpen, Kompressoren und Kältemaschinen werden beim Energieverbrauch den jeweiligen Querschnittstechnologien zugewiesen. Da die Verminderungspotenziale aller Antriebe dieselben, wie bei der Gruppe elektrischer Antriebe sind, werden diese Potenziale bei den elektrischen Antrieben berücksichtigt. Dies führt dazu, dass sich bei Druckluft und elektrischen Antrieben das Verminderungspotenzial vom Produkt aus Emissionen und prozentualem Potenzial unterscheidet. Dies wird durch die kursive Schreibweise gekennzeichnet.

Tabelle B-26: Emissionen und Einsparpotenzial /UBA 03/, /eigene Berechnung/

Querschnittstechnologie CO2-Emissionen(Mio. tCO2/a)

Einsparpotenzial(%)

CO2-Verminderungspotenzial(Mio. tCO2/a)

Pumpen 25,1 30 7,2Druckluft 8,2 33 2,6Kälteerzeugung 14,0 18 2,4Beleuchtung 5,9 33 1,9Dampf- Heißwassererzeuger 27,0 11 3,1Elektrische Antriebe 41,0 16 11,9Summe 121,2 24 29,0

In Abbildung B-17 werden die spezifischen Verminderungskosten des Industriesektors dargestellt. Es wurden Maßnahmen mit einem CO2-Verminderungspotenzial von


22,6 Mio. t CO2/a untersucht, davon sind 21,9 Mio. t CO2/a durch negative Verminder-ungskosten wirtschaftlich umsetzbar.

-1.000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten im Sektor Industrie

1

2

3 4 65 7 8 9 10 11 12

1615

1413




Die Verminderungskosten im Sektor Industrie zeigt Abbildung B-18. Allein die Umset-zung der Maßnahmen mit Verminderungskosten unter -100 EUR würde den jeweiligen Unternehmen Einsparungen im Bereich von insgesamt 1,8 Mrd. EUR/a einbringen.

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Kumulierte Vermeidungskosten in der Industrie


4.1 Transaktionskosten Die Transaktionskosten sind von vielen Faktoren, wie z.B. Komplexität der Maßnah-men, Erfahrungen der Mitarbeiter oder örtliche Gegebenheiten abhängig. Je größer die Investitions- und Energiekosten, desto geringer ist der Einfluss der Transaktionskosten

Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale 149

auf die Wirtschaftlichkeit der Maßnahme. Bei geringen Investitions- und Energiekosten können die Transaktionskosten die Maßnahme unwirtschaftlich machen. Um die Aus-wirkungen der Transaktionskosten darzustellen, wurden für jede Maßnahme beispiel-haft Kosten für die Suche nach ineffizientem Anlagenbetrieb, Auslegung der Maßnahme, Einkauf, Bauaufsicht und Qualitätskontrolle angenommen. Mit diesen Kosten wurden die spezifischen Verminderungskosten in Abbildung B-19 neu berechnet. Die Vermin-derungskosten ändern sich dabei in einem Bereich von 1 € bis ca. 100 €.

-1.000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Verminderungskosten im Sektor Industrie mit TransaktionskostenVerminderungskosten im Sektor Industrie

1

2

3 4 65 7 8 9 10 11 12

1615

1413



Abbildung B-19: Einfluss der Transaktionskosten auf die Verminderungskosten

Diese exemplarische Betrachtung gilt nur für die betrachteten Anlagen und dient der Einschätzung der Sensitivität der Transaktionskosten, für allgemeine Aussagen ist die Streuung der Einflussparameter zu hoch.

4.2 Umsetzungshemmnisse Bei allen Maßnahmen mit negativen CO2-Verminderungskosten stellt sich die Frage, wieso diese Maßnahmen nicht bereits umgesetzt wurden. Bei verschiedenen Untersu-chungen zu Energieeinsparungen in der Industrie (/GOB 04/, /JOC 04/) wurde festge-stellt, dass es verschiedene Hemmnisse gibt, die die Durchführung von Maßnahmen verhindern. Im Folgenden werden einige Hemmnisse kurz beschrieben:

• Entscheidung nach Amortisationszeit: Viele Unternehmen geben für alle Investi-tionen eine maximale Amortisationszeit von 2 bis 3 Jahren vor. Die Amortisati-onszeit ist ein reines Maß für das Risiko einer Maßnahme, ermöglicht aber keine Aussage über die Rentabilität. Investitionen in Energieanlagen haben wegen der besseren Kalkulierbarkeit des Bedarfs ein geringeres Risiko als z.B. Produktionsanlagen. Die Berechnung des internen Zinsfußes als Maß für die Rentabilität wird selten durchgeführt.


• Konzentration auf große Bilanzposten: Die Energiekosten liegen in den meisten Unternehmen im unteren einstelligen Prozentbereich des Umsatzes und werden bei der Erstellung von Maßnahmen zur Kostenreduktion im Unternehmen nicht berücksichtigt.

• Fehlendes technisches Grundverständnis: Der Energieverantwortliche kann die Berechnungen nicht so aufbereiten, dass sie von Entscheidern ohne technisches Grundverständnis verstanden werden, was zu einer Ablehnung führt.

• Sparzwang: Investitionen, die nicht unbedingt notwendig sind, werden abgelehnt.

• Fehlendes Personal: Zur Reduktion von Lohnkosten ist die Personalstärke der Energieverantwortlichen soweit gesenkt, dass der Anlagenbetrieb noch aufrecht erhalten werden kann. Energieeinsparpotenziale sind bekannt, jedoch fehlt die Zeit zur genaueren Betrachtung und Umsetzung.

• Investition nur bei Defekt: Häufig wird nur bei einem Anlagenausfall über eine Reinvestition nachgedacht. Dann muss die neue Anlage schnell verfügbar und möglichst billig sein. Lebenszykluskosten werden nicht betrachtet.

• Mangelnde Aufschlüsselung der Kostenstellen: Viele Unternehmen kennen nur ihren gesamten Energieverbrauch, der Energieverbrauch in den einzelnen Anla-gen wird nicht erfasst. Auch die Personalkosten für Wartung alter Anlagen wer-den häufig nicht anlagenbezogen ermittelt. Ohne Kenntnis des Energie-verbrauchs und der Personalkosten der aktuellen Anlagen können uneffiziente Anlagen nicht erkannt werden, eine Anlagenoptimierung ist nicht wirtschaftlich darstellbar.

• Mangelnde Umsetzbarkeit: Nach der Identifikation einer Anlage mit geringem Nutzungsgrad ist es nicht möglich, einen Anbieter für eine Maßnahme zu finden (z.B. Hochtemperatur-Wärmepumpe) oder die am Planungsprozess involvierten Personen kennen vorhandene Lösungen nicht.

Häufig verhindern mehrere Hemmnisse die Umsetzung einer Maßnahme.

4.3 Resümee Um im Bereich der Industrie belastbare Aussagen zu CO2-Verminderungskosten gene-rieren zu können, wurden der Fokus auf Querschnittstechnologien gelegt. Es wurden Maßnahmen identifiziert, die einfach umzusetzen und nahe an der Wirtschaftlichkeit sind. So konnten bei 15 der 16 untersuchten Maßnahmen negative CO2-Verminderungs-kosten festgestellt werden.

Für Querschnittstechnologien, wie Dampf- und Heißwassererzeuger wurden Einsparpo-tenziale (ca. 11 %), aber keine einzelnen Maßnahmen identifiziert, da in diesen Berei-chen Parameter, wie Betriebszeiten, Modulation oder Temperaturniveaus so große Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Maßnahmen haben, dass keine allgemein gültigen Aussagen möglich sind. Z.B. muss beim Einbau eines Economisers bei Dampf-kesseln eine Aussage über Laufzeiten, Modulation der Brenner, Dampftemperatur und Abgastemperatur gemacht werden. Pauschale Aussagen sind dabei nur in Ausnahme-fällen möglich.

Das technische Potenzial wird sich in der Realität nicht vollständig umsetzen lassen, da eine Vielzahl an Hemmnissen die Umsetzung erschwert oder verhindert. Neben dem

Zusammenfassung der CO2-Verminderungspotenziale 151

häufigsten Hemmnis, einer zu hohen Amortisationszeit, wurden weitere Hemmnisse identifiziert.

Gegenüber den Hemmnissen sind als Treiber für Maßnahmen die stetig steigenden Energiepreise zu nennen. Durch die ständige mediale Präsenz der Diskussion über die Erschöpfung der Ressourcen und der Preissteigerung entsteht in vielen Unternehmen die Einsicht, dass eine Senkung des Energieverbrauchs für die Existenzsicherung des Unternehmens notwendig ist. Die Beschäftigung mit dieser Thematik führt zur Umset-zung kostengünstiger Maßnahmen. Energieeffizienz-Tische können die Umsetzung beschleunigen.

153

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/VDI 2067/ Verein Deutscher Ingenieure e.V. (VDI): Wirtschaftlichkeit gebäudetech-nischer Anlagen – Grundlagen und Kostenberechnung, VDI-Richtlinie 2067 Blatt 1, Düsseldorf, 2000

/VDN 07a/ Verband deutscher Netzbetreiber e.V. (VDN) beim VDEW: Leistungsbilanz der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland Rückschau, verschiedene Jahre, Berlin, 2007

/VDN 07b/ Verband deutscher Netzbetreiber e.V. (VDN) beim VDEW: verschiedene Angaben zu KWK-Erzeugung und regenerativen Energien, Berlin, http://www.vdn-berlin.de, Mai 2007

/VGB 03/ VGB Powertech e.V.: Konzeptstudie Referenzkraftwerk Nordrhein-Westfalen, Essen, 2003

/VIK 07/ Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK): Statistik der Energiewirtschaft, Essen, verschiedene Jahre bis 2007

/WI 06a/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse: Band 1 – Gesamtergebnisse und Schlussfolgerungen, Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006

/WI 06b/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse: Band 2 – Biomassepotenziale in Deutschland, Nutzungstechniken und ökonomisch-ökologische Bewertung ausgewählter Nutzungspfade (IE Leipzig), Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006

/WI 06c/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse – Band 3: Biomassevergasung, Technologien und Kosten der Gasaufbereitung und Potenziale der Biogaseinspeisung in Deutschland (Fraunhofer Institut Umsicht), Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006

/WI 06d/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse: Band 4 – Technologien, Kosten und Restriktionen der Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz (Gaswärme-Institut Essen), Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, 2006


/WIN 07/ persönliche Mitteilung Herr Wintermayr, Energiekonzepte GmbH: Kosten für Betriebsanalysen, Ulm, Februar 2007

/WMB 04/ Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg: Energiesparende Beleuch-tungsanlagen in Gewerbe, Handel und mittelständischen Unternehmen, Stuttgart, 2004

/WUP 05/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Erhöhung der Effizienz im Bereich der Umwälzpumpen in Industrie und Gewerbe, Handel, Dienstleistung (inklusive öffentlicher Bereich und Versorgungs-wirtschaft), Wuppertal, 2005

/WUP 05a/ Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH: Beratung und Sensortechnik für energieeffiziente Bürobeleuchtungssysteme, Wuppertal, 2005

/ZVE 05/ Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie e.V. (ZVEI): Lebensdauerverhalten von Entladungslampen für die Beleuchtung; Frankfurt am Main, 2005


Teil III - GHD und Haushalte






G. VoglerM. Zotz

Impressum


zum Projekt:


Teil III - GHD und Haushalte

Auftraggeber:


Kontakt









i

Inhalt

D Der Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung ..................................................... 1

1 Heizsysteme......................................................................................................................3

1.1 Situation und Maßnahmen .......................................................................................3 1.2 Theoretisches und technisches Potenzial ..............................................................13 1.3 Referenz.................................................................................................................13 1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ........................................13 1.5 Wechselwirkungen .................................................................................................14 1.6 Hemmnisse ............................................................................................................15

2 Thermische Hülle............................................................................................................17

2.1 Situation und Maßnahmen .....................................................................................17 2.2 Theoretisches und technisches Potenzial ..............................................................18 2.3 Referenz.................................................................................................................18 2.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ........................................19 2.5 Wechselwirkungen .................................................................................................20 2.6 Hemmnisse ............................................................................................................23

3 Information und Kommunikation ..................................................................................25


4 Beleuchtung....................................................................................................................39


5 Zusammenfassung.........................................................................................................45

E Der Haushaltssektor.......................................................................................... 47

1 Heizsysteme....................................................................................................................49

1.1 Situation und Maßnahme .......................................................................................49 1.2 Theoretisches und technisches Potenzial ..............................................................50 1.3 Referenz.................................................................................................................50 1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ........................................57

ii Inhalt

1.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials .............................................................61 1.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials............................................62

2 Austausch der Heiz- und Zirkulationspumpen............................................................63

2.1 Situation und Maßnahme.......................................................................................63 2.2 Theoretisches und technisches Potenzial .............................................................63 2.3 Referenz ................................................................................................................75 2.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten........................................77 2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials .............................................................82 2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials............................................83

3 Verbesserung der Gebäudehülle..................................................................................85

3.1 Situation und Maßnahme.......................................................................................85 3.2 Theoretisches und technisches Potenzial .............................................................85 3.3 Referenz ................................................................................................................86 3.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten........................................88 3.5 Ableiten von wirtschaftlichen Potenzialen..............................................................94 3.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials............................................95

4 Verbesserung der Fensterqualität................................................................................97

4.1 Situation und Maßnahme.......................................................................................97 4.2 Theoretisches und technisches Potenzial .............................................................97 4.3 Referenz ................................................................................................................98 4.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten........................................99 4.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials ...........................................................104 4.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials..........................................105

5 Information und Kommunikation................................................................................107

5.1 Situation und Maßnahme.....................................................................................107 5.2 Theoretisches und technisches Potenzial ...........................................................107 5.3 Referenz ..............................................................................................................111 5.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten......................................125 5.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials ...........................................................128 5.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials..........................................128

6 Beleuchtung .................................................................................................................129

6.1 Situation und Maßnahme.....................................................................................129 6.2 Theoretisches und technisches Potenzial ...........................................................129 6.3 Referenz ..............................................................................................................136 6.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten......................................143 6.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials ...........................................................148 6.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials..........................................149

7 Haushaltsgeräte ...........................................................................................................151

7.1 Situation und Maßnahme.....................................................................................151 7.2 Referenz ..............................................................................................................153 7.3 Theoretisches und technisches Potenzial ...........................................................154

Inhalt iii

7.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ......................................155 7.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials............................................................163 7.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials ..........................................163

8 Situation bei Kleingeräten ...........................................................................................165

8.1 Potenzialanalyse ..................................................................................................165 8.2 Fazit......................................................................................................................167

9 Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben ...............................................................169

9.1 Situation und Maßnahme .....................................................................................169 9.2 Theoretisches und technisches Potenzial ............................................................169 9.3 Referenz...............................................................................................................171 9.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten ......................................172 9.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials............................................................174 9.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials ..........................................174

10 Optimierung der Aufzugsanlagen...............................................................................175

10.1 Situation und Maßnahme .....................................................................................175 10.2 Theoretisches und technisches Potenzial ............................................................177 10.3 Bestand ................................................................................................................180 10.4 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials ..........................................182

F Literaturverzeichnis ........................................................................................ 185

1

CO2-Verminderung in Deutschland Teil III – GHD und Haushalte

Der dritte Teil der Studie „CO2-Verminderung in Deutschland“ beinhaltet die detaillierte Herleitung der Potenziale für die Sektoren „Gewerbe-Handel-Dienstleistung“ und „Haushalte“.

Die Entwicklung der Methodik sowie die Definition und Abgrenzung der verwendeten Rahmenbedingungen ist in Teil I der Studie nachzulesen. Ergebnisse zum „Umwand-lungssektor“ und der „Industrie“ finden sich in Teil II der vorliegenden Studie.

D Der Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung Um eine möglichst genaue Abschätzung der Verminderungskosten durchführen und die damit verbundenen CO2-Reduktionspotenziale im Sektor GHD ermitteln zu können, ist eine detaillierte Betrachtung der Technikstruktur notwendig. Im Besonderen gilt dies für die Bestimmung der zugrunde liegenden Referenz (vgl. Teil I der Studie).

Nomenklatur Der Bereich der Raumwärmebereitstellung bietet durch Einflussnahme auf Heizsysteme (Kapitel 1) und thermische Hüllen (Kapitel 1) vielfach die Möglichkeit CO2 einzusparen. Um auch die Wechselwirkungen zwischen den Maßnahmen übersichtlich darstellen zu können, wurde jeder Maßnahme bzw. jedem Maßnahmenpaket ein Kürzel zugeordnet. Bei den Maßnahmen an den Heizsystemen wurden die Nutzung von Gasbrenn-werttechnik mit „Gas-BW“ und die Nutzung von Biomasse mit „Bio“ abgekürzt. Die Maßnahmenpakete an den thermischen Hüllen wurden mit „D“ gekennzeichnet und mit 1 beginnend fortlaufend nummeriert. Die Benennung einer Kombination von Maßnahmen ergibt sich aus Reihung der Maßnahme an der thermischen Hülle und der am Heizsystem. Beispielsweise steht „D1/Bio“ für die energetische Sanierung der thermischen Hüllen gemäß Paket 1 bei gleichzeitiger Biomassenutzung. Um eine eindeutige Kennzeichnung bei der graphischen Ergebnisdarstellung zu gewährleisten, wurden die Referenzen in den Diagrammen zusätzlich mit „D0“ bzw. „oK“ bezeichnet. Im Text hingegen wird aus Gründen der leichteren Lesbarkeit in den Kapiteln ohne Maßnahmenkombination nur die betrachtete Maßnahme genannt und auf die explizite Nennung des an dieser Stelle nicht relevanten Anteils (in Tabelle D-1 grau dargestellt) verzichtet.

2 Der Sektor Gewerbe-Handel-Dienstleistung

Tabelle D-1: Übersicht aller Maßnahmenkombinationen und ihrer Benennungen

KesselDämmung

Referenz(oK) Gasbrennwert Biomasse

Referenz(D0) --- D0/Gas-BW D0/Bio

D1 D1/oK D1/Gas-BW D1/Bio



3

1 Heizsysteme

1.1 Situation und Maßnahmen

Abgrenzung zu den Haushalten Sowohl im Sektor Haushalte als auch in GHD wird der überwiegende Anteil der End-energie für die Bereitstellung von Raumwärme genutzt. Aufgrund ihrer Ähnlichkeit wurde bisher davon ausgegangen, dass die beiden Sektoren mit denselben oder zumin-dest über weite Teile sehr ähnlichen Ansätzen bearbeitet werden können. Wie sich jedoch im Laufe der Untersuchungen zeigte, ist dies wegen der Unterschiedlichkeit der jeweils verfügbaren sektoralen Datengrundlagen nicht möglich. Für die Berechnung der sektoralen Heizsystemstruktur konnte bei den Haushalten auf statistische Daten zur Entwicklung des Gebäudebestandes über mehrere Jahrzehnte zurückgegriffen werden. Aufbauend auf den Bestands-, Zu- und Rückbauzahlen im Wohngebäudebestand konnte unter Hinzunahme von Ausfallwahrscheinlichkeiten eine Beheizungsstruktur für private Haushalte ermittelt werden.

Eine Übertragung dieser Methodik auf GHD scheitert bereits an der dafür erforderli-chen Datenbasis. Bezüglich der Entwicklung des Gebäudebestandes finden sich nahezu keine statistischen Daten, so dass hier nur auf das in /FfE 07/ vorgestellte GHD-Gebäu-demodell, das in Relation zu Kessellebensdauern eher eine Momentaufnahme darstellt, zurückgegriffen werden kann. Um eine Altersstruktur im Bestand ermitteln zu können, bedarf es daher anderer Wege bzw. einer eigenen, auf Basis anderer Daten zu entwickelnden Methodik. Die Entwicklung dieser gestaltete sich relativ komplex und zeitaufwendig und soll im Folgenden in Grundzügen erläutert werden.

1.1.1 Technikstruktur Heizsysteme unterscheiden sich neben dem verwendeten Endenergieträger auch hinsichtlich ihrer Bauform, des Alters und der installierten Leistung. Entsprechend ihrer Merkmale weisen die Systeme unterschiedliche Wirkungs- bzw. Nutzungsgrade auf.

An dieser Stelle soll zum besseren Verständnis zunächst ein Überblick über die metho-dische Vorgehensweise bei der Bestimmung des GHD-Heizsystem-Bestandes gegeben werden. Eine detailliertere Beschreibung der einzelnen Teilschritte erfolgt im Anschluss.

Die Berichte der Kaminkehrer über alle erfolgten Messungen an Kesseln gemäß der 1. BImSchV werden jährlich zusammengefasst und statistisch aufbereitet. Auf Basis dieser Statistiken sowie weiterer Quellen, die entsprechende Zahlen zu Öl- und Gas-brennwertgeräten beinhalten, kann ein Kesselbestand für öl- und gasbefeuerte Anlagen in Deutschland ermittelt werden, der, durch Hinzunahme von typischen Verteilungs-funktionen zu technisch bedingtem Kesselausfall nach Weibull, auch eine entsprechende Altersstruktur beinhaltet.

Aus dem GHD-Typgebäudemodell lassen sich neben Bestandszahlen zu Heizsystemen auch Informationen zu deren Auslegung gewinnen. Unter Hinzunahme der Erkennt-nisse über die gesamtdeutschen Bestandszahlen kann so die Struktur der öl- und gasbefeuerten Anlagen in GHD ermittelt werden. Aus dieser lassen sich – durch Einbe-zug typischer Nutzungsgrade und Heizlasten im Bestand – gewichtete Nutzungsgrade


ableiten, die letztlich eine Berechnung der Deckungsbeiträge der Energieträger an der Raumwärmebereitstellung auf Nutzenergieebene ermöglichen.

Hierauf basierend kann letztlich ein – alle Energieträger und Heizsysteme beinhalten-des – mathematisches Modell des GHD-Kesselbestandes erstellt werden, das hinsicht-lich der Kriterien Baujahr, Kesselbauart und Leistungsklasse differenziert.

In Abbildung D-1 ist das methodische Vorgehen nochmals schematisch dargestellt.

Deutschland Sektor GHDStatistiken der Kaminkehrer

BaualtersklassenLeistungsklassenKesselbauarten

Bestand (Öl & Gas in D.) Weibull-Verteilung

Sterbekurven

Altersstruktur (Öl & Gas in D.)

Nutzungsgrade

Kessel-Statistiken Verteilungsfunktion Nutzungsgrade Anwendungsbilanzen Modellgebäudebestand

Typgebäudebestand GHD

Anzahl HeizsystemeHeizlasten

Bestand(in Leistungsklassen)

Kesselbestand GHDÖl & Gas Vollversorgung

(fiktiv)

gewichteteNutzungsgrade

Anwendungsbilanzen AGEB

Wärmebereitstellung(Nutzenergieebene)

Anteil der Systeme

GHDHeizsystem-Bestand

Deutschland Sektor GHDStatistiken der Kaminkehrer

BaualtersklassenLeistungsklassenKesselbauarten

Bestand (Öl & Gas in D.) Weibull-Verteilung

Sterbekurven

Altersstruktur (Öl & Gas in D.)

Nutzungsgrade

Kessel-Statistiken Verteilungsfunktion Nutzungsgrade Anwendungsbilanzen Modellgebäudebestand

Typgebäudebestand GHD

Anzahl HeizsystemeHeizlasten

Bestand(in Leistungsklassen)

Kesselbestand GHDÖl & Gas Vollversorgung

(fiktiv)

gewichteteNutzungsgrade

Anwendungsbilanzen AGEB

Wärmebereitstellung(Nutzenergieebene)

Anteil der Systeme

GHDHeizsystem-Bestand

Abbildung D-1: Vorgehen zur Bestimmung des Heizsystembestandes in GHD

Im Folgenden werden die einzelnen Arbeitsschritte näher erläutert, wobei der Über-sichtlichkeit halber das Vorgehen zur Bestimmung der Heizlasten und der gewichteten Nutzungsgrade schon vorab dargestellt werden.

Heizlastberechnung Der GHD Modellgebäudebestand umfasst 28 Typgebäude mit jeweils bis zu vier Bau-altersklassen (vgl. Zwischenbericht „Energiezukunft 2050“). Die Gebäude unterscheiden sich in Kubatur und Bauphysik.

Zur Auslegung eines Heizsystems muss die maximale auftretende Heizlast eines Gebäudes bestimmt werden. Zur normgerechten Berechnung werden die Verluste eines Gebäudes über die thermische Hülle sowie die Lüftungswärmeverluste herangezogen. Solare und innere Gewinne bleiben hingegen unberücksichtigt, da deren Beiträge nicht zu jedem Zeitpunkt sicher verfügbar sind. Für das deutsche Referenzklima (Würzburg, Klimazone 11) ist eine Außentemperatur von -12 °C gegeben. Aus den Bestandszahlen des Gebäudemodells folgt unmittelbar auch die Anzahl der jeweils zu deckenden Heizlasten. Das Berechnungsergebnis – unter Berücksichtigung der typgebäude-spezifischen Luftwechselraten – ist in Tabelle D-2 entsprechend der Leistungsklassi-fizierung der Kaminkehrer zusammengefasst.

Heizsysteme 5

Tabelle D-2: Verteilung der Heizlasten auf die Leistungsklassen

Leistungsklasse Anzahl4-11 kW 98958

11-25 kW 60255425-50 kW 488712

50-100 kW 473553> 100 kW 184692

Die Heizlast des gesamten GHD-Kesselmodells ergibt sich durch Addition aller Gebäu-deheizlasten und beläuft sich auf rund 115 GW.

Berechnung der gewichteten Nutzungsgrade Zur Berechnung von Heizsystemzahlen auf Basis der Kehrberichte und des sektoralen Energieträgermixes ist es erforderlich, die Deckungsbeiträge der jeweiligen Energie-träger an der sektoralen Raumwärmebereitstellung (Nutzenergie) zu kennen. Hierzu bedarf es gewichteter Nutzungsgrade für die Erzeugung der Raumwärme aus den jeweiligen Energieträgern. Für die Wärmebereitstellung aus elektrischem Strom und Fernwärme werden die allgemein üblichen 99 % bzw. 98 % angesetzt. Die Raumwärme-erzeugung aus Kohle wird in Ermangelung einer bekannten Erzeugerstruktur zu 65 % angenommen, da es sich hier überwiegend um ältere Kessel handeln dürfte.

Den öl- und gasbefeuerten Systemen können – jeweils in Abhängigkeit von Leistungs- und Baualtersklasse – aus FfE-eigenen Datenbeständen Nutzungsgrade zugewiesen werden. Um die gewichteten Nutzungsgrade für die Raumwärmeerzeugung aus Öl und Gas zu ermitteln, reicht es nicht aus, nur die Bestandszahlen der Kessel zu berücksich-tigen, da bei dieser Betrachtungsweise nur die Existenz des Kessels an sich bewertet wird, nicht jedoch der durch ihn bedingte Energieumsatz, der jedoch die relevante Größe darstellt. Um diesen berücksichtigen zu können, ist es notwendig, die installierte Kesselleistung sowie die zugehörige jährliche Laufzeit der Anlage zu kennen. Diese Größen können bei Einzelanlagen zwar für gewöhnlich bestimmt werden, jedoch ist dies auf sektoraler Ebene nicht möglich.

Der Energieumsatz ergibt sich als Produkt aus Leistung und Laufzeit einer Anlage. Bei Überdimensionierung einer Anlage muss sich folglich die jährliche Laufzeit einer Anlage reduzieren, um die gleiche Menge an Raumwärme zur Verfügung zu stellen. Die damit einhergehenden Nutzungsgradeinbußen können zwar bei Analyse einer Anlage im Einzelfall, nicht jedoch sektoral quantifiziert werden. Sie müssen daher unberücksich-tigt bleiben.

Somit kann für die Gewichtung der Nutzungsgrade rechnerisch auch von optimal dimensionierten Kesseln ausgegangen werden. Unter der Annahme, dass alle Systeme hierbei in erster Näherung gleiche jährliche Laufzeiten aufweisen, ist es möglich, die Gewichtung der Nutzungsgrade auf Basis der zu deckenden Gebäudeheizlasten bzw. der aus dem Gebäudebestand resultierenden Systemauslegungen und -anzahlen durchzu-führen. Hierbei kann auf Basis des Gebäudebestandes für jede Leistungsklasse eine durchschnittliche Heizleistung berechnet werden. Gewichtet man die Anzahl der jeweiligen Systeme einer Leistungsklasse mit dieser, geht somit der Energieumsatz – wenn auch indirekt – in die Berechnung des gewichteten Nutzungsgrades eines Brenn-stoffs mit ein.


Heizkesselbestand in GHD Die kehrpflichtigen öl- und gasbefeuerten Heizanlagen (1. BImSchV) werden im Rahmen der Inbetriebnahme bzw. der wiederkehrenden Messung durch die Kaminkehrer statistisch erfasst. Erfasst werden alle Anlagen über 4 kW, wobei bis 11 kW derzeit nur eine einmalige Messung bei Inbetriebnahme erforderlich ist. Die Kessel werden hin-sichtlich des verwendeten Brennstoffs und der Brennerbauart wie folgt unterschieden:

Gasbefeuerte Anlagen

• Brenner ohne Gebläse • Brenner mit Gebläse • raumluftunabhängige Feuerstätten

Ölbefeuerte Anlagen

• Zerstäubungsbrenner • Verdampfungsbrenner

Die Statistik der Kaminkehrer unterscheidet die Kessel weiterhin in fünf Baualtersklas-sen mit folgender Einteilung:

• Baualtersklasse 1: bis 31.12.1978 • Baualtersklasse 2: 01.01.1979 bis 31.12.1982 • Baualtersklasse 3: 01.01.1983 bis 30.09.1988/02.10.1990 • Baualtersklasse 4: 01.10.1988/03.10.1990 bis 31.12.1997 • Baualtersklasse 5: ab 01.01.1998

Durch Reihung der jährlichen Kehrberichte ist es möglich, für die jüngste Baualters-klasse (ab 1998) den Zubau einzelner Jahre abzuleiten. Für die davor liegenden Bau-altersklassen ist das in dieser Form nicht möglich. Um anhand der Summen in den Baualtersklassen auf die jährlich installierten Kessel schließen zu können, ist es notwendig, die Ausfallwahrscheinlichkeiten der Systeme zu kennen. Die Erfahrung zeigt, dass sich der altersbedingte Ausfall technischer Systeme durch geeignete Weibull-Verteilungen beschreiben lässt. Unter der Annahme, dass sich die Installationszahlen eines Kesseltyps innerhalb einer Baualtersklasse konstant verhalten, lassen sich so die installierten Anlagen für die davor liegenden Baualtersklassen berechnen. Eine Kalibrierung des mathematischen Modells erfolgt durch Abgleich der kesselspezifischen Weibull-Parameter mit den jeweiligen Zahlen aus den Statistiken der Kehrberichte.

Die Abgrenzung zwischen den Baualtersklassen 3 und 4 besteht aufgrund der deutschen Wiedervereinigung und den hierbei getroffenen Vereinbarungen aus zwei Zeitpunkten. Da nicht genau bestimmt werden kann, welche der Kessel zwischen dem 01.10.1988 und dem 02.10.1990 in den alten oder neuen Bundesländern installiert wurden, ist die Grenze zwischen den beiden Baualtersklassen – unter Berücksichtigung der jeweiligen Bevölkerungszahlen – in erster Näherung auf den 31.12.1988 gemittelt worden, um eine Berechnung zu ermöglichen.

Zuletzt werden die Kessel auch hinsichtlich ihrer Leistung unterschieden und in Leistungsklassen eingeteilt. Wie oben bereits angesprochen unterliegen Kessel mit weniger als 4 kW nicht der Kehrpflicht und solche zwischen 4 und 11 kW nur einer einmaligen Kehrung bei Inbetriebnahme. Dies ist bei der Interpretation der Kehrberichte zur Berechnung der Installationszahlen zu berücksichtigen. In

Heizsysteme 7

Tabelle D-3 ist exemplarisch ein (der Anschaulichkeit halber zusammengefasster) Auszug aus der Statistik 2003 wiedergegeben, der dies veranschaulichen soll. Deutlich zu sehen ist, dass im 4-11 kW Bereich nur Kessel mit Errichtungsjahr 2003 gekehrt wurden, nicht jedoch solche, die 2002 und davor errichtet worden sind. Gleichwohl finden sich diese natürlich im Kesselbestand.

Tabelle D-3: Altersstruktur der Feuerungsanlagen in Deutschland gemäß /ZIV 03/ – Gasfeuerungsanlagen mit Brennern ohne Gebläse

BaujahrLeistung

4 kW - 11 kW 0 0 0 0 0 10.550 10.550 11 kW - 25 kW 224.400 270.540 877.900 2.815.800 902.560 105.175 5.196.375 25 kW - 50 kW 97.600 147.760 172.740 535.900 161.272 16.017 1.131.289 50 kW - 100 kW 20.210 31.760 44.800 125.320 43.195 4.193 269.478

> 100 kW 8.290 11.422 18.190 42.160 16.051 1.856 97.969 Summe 350.500 461.482 1.113.630 3.519.180 1.123.078 137.791 6.705.661

bis 31.12.78 1.1.79 bis 31.12.82

1.1.83 bis 30.9.88/2.10.90

1.10.88/3.10.90 bis 31.12.97

1.1.98 bis 31.12.02

1.1.03 bis 31.12.03 Summe

Unter Berücksichtigung der o.g. Annahmen sowie weiterer Bereinigungen von offen-sichtlichen Inkonsistenzen bei der Erhebung lässt sich ein mathematisches Modell des Kesselbestandes berechnen. Dieses beschreibt die Kesselstruktur des Ist-Zustandes, differenziert nach den Gesichtspunkten Errichtungsjahr, Kesselbauart/Brennstoff und Kesselleistung.

Zu Brennwertgeräten finden sich in den Statistiken der Kaminkehrer über die Messun-gen an Öl- und Gasfeuerungsanlagen nach der 1. BImSchV jedoch keine Zahlen. Somit muss an dieser Stelle auf Verkaufszahlen aus anderen Quellen /BGW 05/, /BEC 02/ zurückgegriffen werden. Hier finden sich jedoch lediglich absolute jährliche Verkaufs-zahlen für Gas- und Öl-Brennwertgeräte. Unterstellt man, dass die jährlich verkauften Brennwertgeräte bezüglich ihrer Leistungsklassen gleiche relative Marktanteile aufweisen wie konventionelle Heizgeräte des gleichen Brennstoffs zur selben Zeit, so lassen sich auch Öl- und Gasbrennwertgeräte dem Modellkesselbestand unter Zuhilfe-nahme entsprechender Weibull-Funktionen hinzufügen.

Somit ergibt sich für Öl- und Gasfeuerungen in Deutschland ein Kesselmodell mit insgesamt sieben Kesseltypen und fünf Leistungsklassen. Tabelle D-4 zeigt den Kesselbestand an Öl- und Gasfeuerungsanlagen in Deutschland für das Jahr 2003.


Tabelle D-4: Bestand der öl- und gasbefeuerten Anlagen in Deutschland (2003) /ZIV 03/, /eigene Berechnungen/

bis 1978 1979-1982 1983-1988 1989-1997 1998-2003Gasbefeuerte Anlagenohne Gebläse

4-11 kW 12619 18129 83786 287429 10770811-25 kW 224400 270540 877900 2815800 84152925-50 kW 97600 147760 172740 535900 147169

50-100 kW 20210 31760 44800 125320 38939>100 kW 8290 11422 18190 42160 14598

mit Gebläse4-11 kW 462 265 1562 10176 5176

11-25 kW 5136 10528 36380 116270 4684825-50 kW 28260 35530 49730 85250 25045

50-100 kW 16120 11566 21120 45460 17906>100 kW 25530 18110 32820 98670 34104

raumluftunabhängig4-11 kW 0 0 8191 72100 49953

11-25 kW 0 0 96450 633400 36719425-50 kW 0 0 2348 17418 17877

50-100 kW 0 0 522 3030 2085>100 kW 0 0 420 891 1178

Brennwert4-11 kW 0 0 0 40954 128036

11-25 kW 0 0 0 395012 108821225-50 kW 0 0 0 70793 167111

50-100 kW 0 0 0 19253 50101>100 kW 0 0 0 15652 46338

Ölbefeuerte Anlagenmit Verdampfungsbrenner

4-11 kW 1691 1043 4882 11696 831611-25 kW 2138 727 2599 7618 318225-50 kW 309 121 230 691 293

50-100 kW 64 21 31 84 27>100 kW 0 0 0 0 7

mit Zerstäubungsbrenner4-11 kW 892 720 1606 5000 2366

11-25 kW 60970 67090 402800 1484200 54249025-50 kW 627400 338800 561000 1044400 306832

50-100 kW 144300 43820 69850 108600 39779>100 kW 62100 22660 40080 88540 32002

Brennwert4-11 kW 0 0 0 0 350

11-25 kW 0 0 0 0 2223125-50 kW 0 0 0 0 12165

50-100 kW 0 0 0 0 1715>100 kW 0 0 0 0 1303

Um nun von den gesamtdeutschen Zahlen auf den Sektor GHD schließen zu können, bedarf es Annahmen zu Anzahl und Leistung der Systeme. Der GHD-Gebäudebestand ermöglicht hier – unter der Annahme je eines Heizsystems pro Gebäude – eine Bestim-mung der Systemanzahl sowie der Aufteilung der Systeme in Leistungsklassen. Hierbei wird zugrunde gelegt, dass die jeweiligen Heizsysteme optimal dimensioniert sind. Für

Heizsysteme 9

die einzelnen Leistungsklassen wird angenommen, dass sich die Struktur der Systeme hinsichtlich Alter und Kesselbauart in GHD ebenso verhält wie in gesamt Deutschland. In der Folge erhält man somit das mathematische Modell eines fiktiven GHD-Kessel-bestandes für eine Vollversorgung auf der Basis von Öl und Gas.

Um nun auch die Energieträger Elektrizität, Kohle und Fernwärme in der Erzeugerstruktur berücksichtigen zu können, ist es notwendig, deren Beitrag an der sektoralen Raumwärmebereitstellung auf Basis der erzeugten Wärme zu ermitteln. Um diese berechnen zu können, ist es erforderlich, für jeden Energieträger, wenn möglich auf Basis der Technikstruktur, einen gewichteten mittleren Nutzungsgrad zu bestimmen. Für die Energieträger Öl und Gas ist dies auf Basis des ermittelten Kesselbestandes unter Zuhilfenahme von typischen Nutzungsgraden sowie eigenen Berechnungen möglich. Diese erlauben die differenzierte Zuweisung von Nutzungs-graden in Abhängigkeit von Baualter, Leistung und Kesselbauart. Für die Energieträger Elektrizität, Kohle und Fernwärme liegen hingegen keine Technikstrukturen vor, weshalb hier auf pauschale Nutzungsgrade zurückgegriffen werden muss. Die Gewichtung der durchschnittlichen, energieträgerspezifischen Nutzungsgrade erfolgt unter Einbezug der durchschnittlichen Heizlasten in allen Leistungsklassen (vgl. Tabelle D-5). Diese folgen aus dem Typgebäudebestand.

Tabelle D-5: Durchschnittliche Heizlasten in den Leistungsklassen

Leistungsklasse4-11 kW 7,8 kW

11-25 kW 12,6 kW25-50 kW 34,8 kW

50-100 kW 78,8 kW> 100 kW 284,1 kW

mittlere Heizlast

Unter Verwendung der energieträgerspezifischen Nutzungsgrade ist es nun möglich, aus den in den Anwendungsbilanzen aufgeführten endenergetischen Verbräuchen die jeweiligen Anteile der Endenergieträger an der Raumwärmebereitstellung zu ermitteln (vgl. Abbildung D-2).


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Endenergie Nutzenergie

Gas Öl FW Strom Kohle

Abbildung D-2: Gegenüberstellung des Endenergieaufkommens für Raumwärme-bereitstellung und der erzeugten Wärmemenge des Jahres 2003

Unter der Annahme, dass alle Typen des fiktiven Öl- und Gaskesselbestandes in allen Baualters- und Leistungsklassen zu gleichen relativen Anteilen durch die anderen Heizsysteme substituiert werden, folgt schließlich ein alle fünf Energieträger und zehn Heizsysteme umfassendes, mathematisches Modell des GHD-Heizsystembestandes mit je fünf Baualters- und Leistungsklassen. Der GHD-Modellbestand der Systeme für das Jahr 2003 ist in Tabelle D-6 zusammengefasst dargestellt.

Heizsysteme 11

Tabelle D-6: Modellbestand der Heizsysteme in GHD (2003)

bis 1978 1979-1982 1983-1988 1989-1997 1998-2003Gasbefeuerte Anlagenohne Gebläse

4-11 kW 1148 1650 7624 23692 1162811-25 kW 10326 12449 40396 117368 4598925-50 kW 8459 12807 14972 42076 15140

50-100 kW 8900 13986 19728 49990 20351>100 kW 1982 2731 4350 9132 4146

mit Gebläse4-11 kW 42 24 142 839 559

11-25 kW 236 484 1674 4846 255925-50 kW 2449 3080 4310 6693 2576

50-100 kW 7099 5093 9300 18134 9350>100 kW 6105 4331 7848 21373 9688

raumluftunabhängig4-11 kW 0 0 745 5943 5385

11-25 kW 0 0 4438 26401 2003225-50 kW 0 0 204 1368 1837

50-100 kW 0 0 230 1209 1091>100 kW 0 0 100 193 334

Brennwert4-11 kW 0 0 61 3507 13866

11-25 kW 0 0 332 17107 5966425-50 kW 0 0 137 5775 17249

50-100 kW 0 0 204 7980 26274>100 kW 0 0 83 3523 13212

Ölbefeuerte Anlagenmit Verdampfungsbrenner

4-11 kW 154 95 444 964 89811-25 kW 98 33 120 318 17425-50 kW 27 10 20 54 30

50-100 kW 28 9 14 34 14>100 kW 0 0 0 0 2

mit Zerstäubungsbrenner4-11 kW 81 66 146 412 255

11-25 kW 2805 3087 18535 61864 2969125-50 kW 54380 29365 48625 82000 31619

50-100 kW 63544 19297 30759 43320 20833>100 kW 14850 5419 9584 19179 9099

Brennwert4-11 kW 0 0 0 0 38

11-25 kW 0 0 0 0 122725-50 kW 0 0 0 0 1264

50-100 kW 0 0 0 0 905>100 kW 0 0 0 0 374

Sonstige HeizsystemeFernwärme

4-11 kW 298 383 1914 7387 681711-25 kW 2813 3354 13683 47614 3328925-50 kW 13646 9456 14263 28824 14565

50-100 kW 16624 8020 12585 25210 16467>100 kW 4792 2607 4589 11156 7700

Kohle4-11 kW 17 22 111 429 396

11-25 kW 164 195 795 2768 193525-50 kW 793 550 829 1675 847

50-100 kW 966 466 731 1465 957>100 kW 279 152 267 648 448

Heizstrom4-11 kW 46 60 298 1151 1062

11-25 kW 438 523 2132 7419 518725-50 kW 2126 1473 2222 4491 2270

50-100 kW 2590 1250 1961 3928 2566>100 kW 747 406 715 1738 1200


Hierbei zeigt sich deutlich, dass im unteren Leistungsbereich gasbefeuerte Anlagen dominieren. Im mittleren Leistungsbereich von 25-50 kW hingegen wird der über-wiegende Anteil der Wärme durch ölbefeuerte Anlagen bereitgestellt. Oberhalb von 50 kW nimmt der Anteil der Gasfeuerungen wieder zu. Jenseits der 100 kW-Marke wird Gas schließlich mit knapp 50 % wieder zum dominierenden Brennstoff. Die Verwendung von Gas im oberen Leistungsbereich dürfte einerseits auf die erforderliche Lagerhaltung großer Mengen Öl und dem damit verbundenen Aufwand und andererseits auf die Preisgestaltung für mittlere und große Abnehmer seitens der Gasversorger zurück-zuführen sein, andererseits aber auch darin begründet liegen, dass große Gebäude tendenziell eher in Stadtnähe errichtet werden, wo sich eine entsprechende Gas-Infra-struktur findet. Die Bestandsanteile der einzelnen Heizsysteme sind in Abbildung D-3 (nach Energieträgern zusammengefasst) graphisch dargestellt.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

4-11 kW 11-25 kW 25-50 kW 50-100 kW >100 kWLeistungsklasse

Heizstrom Kohle Fernwärme Ölbefeuerte Anlagen Gasbefeuerte Anlagen

Abbildung D-3: Bestandsanteile der verschiedenen Heizsysteme in 2003 nach Endenergieträgern

1.1.2 Maßnahmen zur CO2-Verminderung Als Maßnahmen zur CO2-Verminderung wurden parallel zu den Haushalten die Nutzung von Biomasse und die Gasbrennwertnutzung gewählt. Eine Verwendung von Wärmepumpen ist unter Berücksichtigung der Größe und der oft innerstädtischen Lage von GHD-Gebäuden, insbesondere in Hinblick auf die Erschließung der Wärmequelle, oft problematisch oder nicht realisierbar und wurde daher nicht weiter betrachtet. Bei der Verwendung von Biomasse wird davon ausgegangen, dass Pellets nur bis zu einer installierten thermischen Leistung von 50 kW eingesetzt werden. Bei höheren Leistun-gen und entsprechend höherem Energieverbrauch finden Holzhackschnitzel Verwen-dung, da sie preislich deutlich attraktiver sind.

Heizsysteme 13

1.2 Theoretisches und technisches Potenzial Die Potenziale der Maßnahmen finden ihre Obergrenze im GHD-Heizsystembestand. Theoretisch ist es mit beliebigem finanziellen und technischen Aufwand möglich, die gesamte Erzeugerstruktur auf eine bestimmte Technik umzurüsten. Ein ggf. notwendi-ger, flächendeckender Ausbau der Infrastruktur (wie z.B. des Erdgasnetzes) ist theore-tisch denkbar und stellt somit lediglich für die wirtschaftlichen Potenziale einen limitierenden Faktor dar. Unter der Prämisse, dass biogene Energieträger weltweit gehandelt werden und so in ausreichender Menge zur Verfügung stehen, sind auch hier zunächst keine Einschränkungen bezüglich der Rohstoffverfügbarkeit zu berücksichti-gen.

1.3 Referenz Die der Berechnung zu Grunde liegende Referenz stellt der GHD-Heizsystembestand des Modells für das Jahr 2003 dar. Die Modellbildung und die Zahlen für 2003 sind ausführ-lich in Kapitel 1.1.1 erläutert.

1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Unter Einbezug aller zuvor diskutierten Annahmen ergeben sich somit für die kurz-fristig umsetzbaren CO2-Verminderungspotenziale die in Abbildung D-4 dargestellten Verläufe der Kosten über der jährlich vermeidbaren CO2-Menge.

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

0 10 20 30 40 50


CO

2-Ve

rmin

deru

ngsk

oste

n in

€/t

D0/Gas-BW D0/Bio

Abbildung D-4: CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung

Deutlich zu sehen ist, dass mit der Nutzung von Gasbrennwerttechnik (13 Mio. t/a) ein wesentlich geringeres theoretisches Verminderungspotenzial verbunden ist, als mit der Nutzung von Biomasse (48 Mio. t/a). Dies liegt an der grundlegenden Annahme, dass Biomasse als vollkommen CO2-neutral betrachtet wird, wohingegen Erdgas einen Emissionsfaktor von knapp über 200 g/kWh aufweist. Auch fällt auf, dass bei Gasbrennwertnutzung gegen Ende des theoretischen Potenzials Kosten von mehr als 12.000 €/t anfallen, hingegen die Kosten bei Biomasse einige Hundert Euro nicht übersteigen. Dies begründet sich darin, dass der Ersatz bestehender, kürzlich erst in


Betrieb genommener Gasbrennwertgeräte durch neue Geräte gleicher Technologie keine wesentliche Effizienzsteigerung mit sich bringt und so nahezu keine Emissions-verminderung bewirkt. Hierdurch steigen die Kosten je vermiedener Tonne CO2 drastisch an. Durch den Einsatz von Biomasse hingegen tritt, unabhängig von der zuvor betriebenen Technik, stets eine vollkommene Reduktion der CO2-Emissionen ein, wodurch die Kosten der Maßnahme jeweils einer großen Verminderung gegenüber stehen, was folglich zu geringen spezifischen Verminderungskosten führt. Auch der – relativ zu anderen Brennstoffen – günstige Preis von Biomasse trägt seinen Teil zu diesem Ergebnis bei.

In Abbildung D-5 ist der Kurvenverlauf – der besseren Erkennbarkeit der wirtschaftlichen Potenziale wegen – vergrößert auf den Ordinatenabschnitt von -300 €/t bis +300 €/t dargestellt. Die maximalen Potenziale sind durch senkrechte Asymptoten gekennzeichnet.

-300

-200

-100

0

100

200

300

0 10 20 30 40 50


CO

2-Ve

rmin

deru

ngsk

oste

n in

€/t

D0/Gas-BW D0/Bio

Abbildung D-5: CO2-Verminderungskosten von Gasbrennwert- und Biomassenutzung (vergrößerter Ausschnitt)

So ergibt sich für den Einsatz von Gasbrennwerttechnik ein wirtschaftliches Potenzial von ca. 7 Mio. t/a. Da Erdgas in Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist, liegt das praktische Potenzial unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Eine genaue Quantifizierung der Differenz zwischen den beiden Potenzialen ist für den Sektor GHD nicht möglich. Durch den Einsatz von Biomasse könnten sogar ca. 39 Mio. t/a vermieden werden, jedoch muss hier einschränkend hinzugefügt werden, dass die Verfügbarkeit von Biomasse hier die limitierende Größe darstellt. Beschränkt man sich auf das in Deutschland verfügbare Biomassepotenzial und berücksichtigt des Weiteren, dass alle Sektoren an der Biomassenutzung partizipieren, so reduziert sich das Potenzial der Biomasse etwa auf das der Gasbrennwertnutzung.

1.5 Wechselwirkungen Die beiden Maßnahmen wurden – entsprechend dem allgemeinen methodischen Ansatz – unabhängig voneinander betrachtet. Da beiden Berechnungen dieselbe

Heizsysteme 15

Referenz zugrunde liegt und Wechselwirkungen der Maßnahmen untereinander hier-durch keine Berücksichtigung finden können, ist eine Addition der Potenziale grund-sätzlich nicht möglich. Jedoch gestattet das sehr große wirtschaftliche Potenzial der Bio-massenutzung in Kombination mit dessen starker Reduzierung aufgrund der Verfügbar-keit an dieser Stelle durchaus dahingehend eine Aussage, als das resultierende Ver-minderungspotenzial der Biomasse- und das der Gasbrennwertnutzung in erster Näherung addiert werden können, da im Gebäudebestand auch nach Umsetzung des wirtschaftlichen Potenzials der Gasbrennwerttechnik noch genügend Objekte zur wirt-schaftlichen Nutzung der verfügbaren Biomasse zur Verfügung stehen. Hier zeigt sich deutlich, dass eine maximale Reduktion der CO2-Emissionen nur durch Diversifizierung bei der Nutzung emissionsarmer Brennstoffe und Technologien realisiert werden kann.

Bezüglich der Wechselwirkungen der betrachteten Maßnahmen mit denen an den thermischen Hüllen des Gebäudebestandes sei an dieser Stelle auf Kapitel 2.5 verwiesen, da zunächst das Themengebiet der thermischen Hülle erläutert werden soll.

1.6 Hemmnisse Trotz Wirtschaftlichkeit werden CO2-Verminderungsmaßnahmen oft nicht umgesetzt. Die Beweggründe hierfür sind oft sehr ähnlich, können, in Abhängigkeit der zugrunde liegenden Maßnahme, mitunter jedoch auch individuell unterschiedlich sein. Daher wird im Folgenden in allgemeine und maßnahmen- bzw. anwendungsspezifische Hemmnisse unterschieden.

1.6.1 Allgemeine Hemmnisse Als allgemeine Hemmnisse werden diejenigen bezeichnet, die sich, unabhängig von der betrachteten Maßnahme, hindernd auf deren Umsetzung auswirken. Hierbei handelt es sich oft um weiche Faktoren aus dem kognitiven Bereich (Unwissenheit, Informations-mangel, mangelnde Kompetenz, etc.) oder subjektive Gründe, wie z.B. Gewohnheit, Vorurteile oder Skepsis.

In GHD kommen jedoch noch weitere Gründe aus dem betrieblichen Bereich hinzu. Da die Energiekosten in GHD oft nur einen geringen Anteil an der Wertschöpfung haben und Energie (und schon gar nicht die damit verbundenen Emissionen) des Weiteren meist nicht Gegenstand des Kerngeschäftes ist, werden die Verbräuche nicht selten als gegeben hingenommen und nicht weiter hinterfragt.

Auch können die Investitionskosten an sich ein Hemmnis darstellen. Gerade in kleinen oder wirtschaftlich angeschlagenen Unternehmen kann das Aufbringen der erforderlichen Geldmittel ein grundlegendes Problem sein. Selbst wenn dem Unternehmen die Wirtschaftlichkeit einer Maßnahme bekannt ist, so kann es dennoch den Teufelskreis aus Energiekosten und verfügbaren Mitteln unter Umständen nicht durchbrechen.

Ebenso wirken Amortisationszeiten von mehr als 2 bis 5 Jahren Investitionsentschei-dungen oftmals entgegen, da langfristige Perspektiven oftmals mit unternehmerischen Unsicherheiten verbunden sind. Davon sind insbesondere Unternehmen betroffen, bei denen kurzfristige Unternehmensziele zu Lasten einer nachhaltigen Unternehmens-politik verfolgt werden.


Nicht zuletzt werden Maßnahmen oft auch dann nicht umgesetzt, wenn eine Beein-trächtigung des Betriebes damit einhergeht, da ein möglicher wirtschaftlicher Schaden a priori oft nicht quantifiziert werden kann.

1.6.2 Spezifische Hemmnisse Ein grundlegendes, auch den Kesseltausch betreffendes Hemmnis ist die oft zitierte Mieter-Vermieterproblematik. Der hier auftretende Konflikt resultiert aus der grundsätzlich differierenden Interessenlage von Mieter und Vermieter in Bezug auf Investition und betriebsbedingte Kosten. So ist der Vermieter einer Liegenschaft in der Regel ausschließlich an möglichst geringen Investitionskosten interessiert, da er diese tragen muss – ihn die betriebsbedingten Kosten jedoch nicht weiter tangieren. Aus der Sicht des Mieters verhält es sich entsprechend umgekehrt.

Biomassenutzung Einer Ausschöpfung des wirtschaftlichen Biomassepotenzials steht primär das in Kapitel 1.4 bereits diskutierte Problem der ausreichenden Verfügbarkeit von Biomasse entgegen. Darüber hinaus dürfen auch nicht überall uneingeschränkt Festbrennstoffe verfeuert werden. Lokal kann dies aus Immissionsschutzgründen untersagt oder eingeschränkt werden. Dies ist vorwiegend in innerstädtischen Bereichen mit entsprechend dichter Besiedelung der Fall. Auch kann das große spezifische Lager-volumen von holzartiger Biomasse deren Nutzung entgegenstehen. Auch dies ist vornehmlich in dicht besiedelten Gegenden der Fall, in denen Flächen und Räume nicht vorhanden oder entsprechend teuer sind, so dass eine anderweitige Nutzung zu höheren Erträgen führt.

Gasbrennwertnutzung Auf den Einsatz von Gasbrennwertgeräten wirkt sich einschränkend aus, dass Erdgas in Deutschland nicht flächendeckend verfügbar ist (vgl. Kapitel 1.4). Aber auch in Gebieten mit entsprechender Infrastruktur wirken sich die einmaligen Hausanschluss-Kosten für die Anbindung einer bisher nicht gasversorgten Liegenschaft an das bestehende Netz unter Umständen negativ auf eine entsprechende Entscheidung aus.

17

2 Thermische Hülle


2.1.1 Technikstruktur Wie im Projekt „Energiezukunft 2050“ /FfE 07/ bereits umfassend erläutert, basieren die Berechnungen zur Raumwärme auf einem aus 28 Typgebäuden und 4 Baualtersklassen bestehenden Gebäudemodell, auf welches an dieser Stelle nicht im Detail eingegangen werden soll. Jedes Typgebäude weist in Abhängigkeit seines Baualters spezifische bauphysikalische Eigenschaften der thermischen Hülle auf, die auf Daten der IKARUS-Modellgebäude beruhen. Hierbei wird die thermische Hülle in die vier Bereiche Keller-decke, Fassade, Dach bzw. oberste Geschossdecke und Fenster unterschieden. Die vier Hüllbereiche werden für die Maßnahmenbetrachtung als voneinander unabhängig angenommen. Aufgrund der jeweiligen Gebäudekubaturen tragen die einzelnen Hüll-elemente entsprechend unterschiedlich zu den Transmissionswärmeverlusten bei. Die Eigenschaften der Gebäudehülle wirken sich – anders als beispielsweise die Nutzungs-grade der Heizsysteme – unmittelbar auf den Bedarf und nicht auf die Effizienz der Energienutzung aus.

2.1.2 Maßnahmen zur CO2-Verminderung Um die energetischen Eigenschaften der Gebäudehülle zu verbessern, kann – in Abhängigkeit des Bauteils – entweder eine zusätzliche Wärmedämmung aufgebracht oder aber es muss ein Austausch (z.B. Fenster) vorgenommen werden.

Für die thermische Sanierung der Gebäudehüllen wurden folgende Maßnahmen definiert:

Fassade:

• Material EPS; WLG 040 • Dämmstärken 10 cm, 14 cm, 18 cm

Dach/oberste Geschossdecke:


Kellerdecke:


Fenster:

• 2-Scheiben-Wärmeschutzverglasung 1,6 W/(m²K) • 3-Scheiben-Wärmeschutzverglasung 1,2 W/(m²K)

Die Maßnahmen entsprechen denen der Haushalte, jedoch ist für GHD zusätzlich die Betrachtung von Flachdächern erforderlich, wie sie bei Gewerbebauten oft zu finden sind. Die Maßnahmen und Preise entsprechen denen der Haushalte, jedoch entfällt in


GHD die Berücksichtigung der Mehrwertsteuer. Somit ergeben sich die in Tabelle D-7 aufgeführten Preise für die jeweiligen Maßnahmen.

Tabelle D-7: Spezifische Preise der Maßnahmen

in Fassade Flachdach oberste Geschossdecke

Kellerdecke

€/m² (EPS; WLG 040) (EPS; WLG 035)

6 cm --- --- --- 28,1010 cm 63,00 --- --- 33,6014 cm 68,50 50,10 35,30 39,1018 cm 74,00 55,40 39,50 ---22 cm --- 60,60 43,70 ---

Fenster1,6 W/m²K 360,-- €/m²1,2 W/m²K 425,-- €/m²

(XPS; WLG 040; ≥ 200 kPa)

2-Scheiben-Wärmeschutzverglasung3-Scheiben-Wärmeschutzverglasung

Für die Potenzialbetrachtung werden die Maßnahmen der einzelnen Hüllflächen zu Paketen zusammengefasst, so dass stets eine umfassende energetische Sanierung der thermischen Hülle vorgenommen wird. Die Maßnahmenpakete sind in Tabelle D-8 definiert.

Tabelle D-8: Maßnahmenpakete zur energetischen Sanierung der Thermischen Hüllen

Maßnahmen- Fassade Dach Kellerdecke Fensterpaket

D1 10 cm 14 cm 6 cm 2-Scheiben-WSVD2 14 cm 18 cm 10 cm 2-Scheiben-WSVD3 18 cm 22 cm 14 cm 3-Scheiben-WSV

(Dämmstärke)

Hierbei ist D1 das einfachste und D3 das qualitativ hochwertigste Maßnahmenpaket.

2.2 Theoretisches und technisches Potenzial Theoretisch ist es mit beliebigem finanziellen und technischen Aufwand möglich, alle thermischen Hüllflächen energetisch zu sanieren. Limitierende Größen, wie z.B. Denkmalschutz oder Optik einer Fassade, stellen theoretisch bzw. technisch an sich keine Limitierung dar. Für gewöhnlich scheitert eine Sanierung solcher Gebäude an wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Unter der Prämisse, dass die erforderlichen Dämmmaterialien, Arbeitskräfte etc. kurzfristig in ausreichender Menge zur Verfügung stehen, ergeben sich auch hier keine Einschränkungen für das theoretische Potenzial.

2.3 Referenz Die der Berechnung zu Grunde liegende Referenz ist der Bestand des GHD-Gebäude-modells für das Jahr 2003. Dieses ist im Zwischenbericht „Energiezukunft 2050“ /FfE 07/ erläutert.

Thermische Hülle 19

2.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Bei den zuvor definierten Maßnahmenpaketen D1 bis D3 ergeben sich für die kurzfristig umsetzbaren CO2-Verminderungspotenziale die in Abbildung D-6 dargestellten Verläufe der Kosten über der jährlich vermeidbaren CO2-Menge.

-2.000 0

2.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.000

0 10 20 30 40 50


CO2-V

erm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

D1/oK D2/oK D3/oK

Abbildung D-6: CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle (Maßnahmenpakete 1-3)

Schon für das einfachste Maßnahmenpaket D1 ergibt sich ein maximales Potenzial von ca. 25 Mio. t/a, was etwa der Hälfte der derzeitigen Emissionen entspricht. Allerdings mit Kosten von bis zu knapp 17.000 €/t. Die Maßnahmenpakete D2 und D3 erhöhen erwartungsgemäß das maximale Potenzial. Mit D3 könnten so maximal ca. 30 Mio. t/a bzw. 60 % der Emissionen vermieden werden. Jedoch fallen auch hier Kosten bis zu 12.000 €/t (D2) bzw. 4.000 €/t (D3) an. Gut zu sehen ist hierbei, dass die maximalen Kosten mit zunehmender Güte des Maßnahmenpaketes sinken.

Untersucht man das Ergebnis bezüglich des wirtschaftlichen Potenzials und den Kostenverlauf in unmittelbarem Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich (vgl. Abbildung D-7), so stellt man fest, dass unter den zugrunde gelegten Rahmenbedingungen nur etwa 2 Mio. t/a – also weniger als 10 % des maximal Möglichen – wirtschaftlich eingespart werden können. Auffällig ist, dass die Verminderungskostenkurven im unteren Bereich nahezu identisch verlaufen. Offensichtlich nimmt die Anzahl der wirtschaftlich sanierbaren Gebäude in diesem Bereich in gleichem Maße ab, wie die Einsparung in den wirtschaftlich sanierbaren Gebäuden zu. Somit ist zwar das sektorale wirtschaftliche Potenzial in diesem Bereich nahezu unabhängig von der Qualität der Sanierung (im Rahmen der betrachteten Maßnahmen), jedoch kann die Aussage nicht verallgemeinert werden und gilt insbesondere nicht für ein konkretes Objekt bzw. Typgebäude.


-200

-100

0

100

200

300

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500

0 10 20 30 40 50


CO2-V

erm

inde

rung

skos

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D1/oK D2/oK D3/oK

Abbildung D-7: CO2-Verminderungskosten für die Sanierung der thermischen Hülle (Maßnahmenpakete 1-3, vergrößerter Ausschnitt)

Unmittelbar im Anschluss an den wirtschaftlichen Bereich flacht die Verminderungskostenkurve zunehmend ab und verläuft im gesamten mittleren Teil eher flach. Hierdurch können bei nur moderat steigenden Verminderungskosten rasch zusätzliche Potenziale erschlossen werden. Hierbei weisen zunächst die einfachen Maßnahmenpakete eine günstigere Kostenentwicklung auf, im Bereich ab etwa 110 €/t führen die qualitativ hochwertigen Maßnahmenpakete jedoch zunehmend zu günstigeren Ergebnissen. Hier zeigen sich die Stärken eines guten Wärmeschutzes. Dies verwundert nicht weiter, ruft man sich ins Bewusstsein, dass Mehrkosten bei der Brennstoffbeschaffung über Heizwert und Emissionsfaktor als betragsmäßiges Äquivalent zu den Verminderungskosten betrachtet werden können. Betrachtet man beispielsweise die jüngste Entwicklung des Heizölpreises auf über 0,92 €/l verglichen mit dem im Projekt zugrunde gelegten Wert, so erfolgt – wohlgemerkt nur für ölbeheizte Gebäude – eine Verschiebung der Wirtschaftlichkeitsgrenze auf Verminderungskosten von etwa 115 €/t, was sofort zu einer Vervielfachung des wirtschaftlichen Potenzials führt.

2.5 Wechselwirkungen Die untersuchten Maßnahmenpakete sind Variantenrechnungen, denen dieselbe Referenz zugrunde liegt. Wechselwirkungen der Maßnahmenpakete untereinander gibt es nicht, da an einem Gebäude immer nur eines der Maßnahmenpakete umgesetzt werden kann. Folglich ist insbesondere eine Addition der Potenziale grundsätzlich nicht möglich.

Im Folgenden soll auf die Wechselwirkungen zwischen den Maßnahmen an den Heizsystemen und den Maßnahmenpaketen in den thermischen Hüllen eingegangen werden. In Abbildung D-8 sind die CO2-Verminderungskosten für die Kombination von Gasbrennwertnutzung und den Maßnahmenpaketen an den thermischen Hüllen denen der Einzelmaßnahmen gegenübergestellt.


-20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

0 10 20 30 40 50


CO2-V

erm

inde

rung

skos

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in €

/t

D1/Gas-BW D2/Gas-BW D3/Gas-BWD1/oK D2/oK D3/oKD0/Gas-BW

Einzelmaßnahmen

Maßnahmen-kombination

Abbildung D-8: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Gasbrennwertnut-zung und Sanierung der thermischen Hüllen

Deutlich zu sehen ist die Zunahme des maximalen Potenzials gegenüber den Einzelmaßnahmen. Die extrem hohen Spitzenwerte der Verminderungskosten von bis zu 120.000 €/t bei den Maßnahmenkombinationen resultieren aus den geringen zusätzlichen Einsparungen, die – trotz hoher Investitionen – bei Gebäuden mit bereits hohem energetischen Standard (Neubau) erreicht werden können.

Betrachtet man auch bei den Maßnahmenkombinationen den wirtschaftlichen Bereich genauer (vgl. Abbildung D-9), so zeigt sich, dass die Verminderungskosten im Wesentlichen dem Verlauf der Maßnahmenpakete D1 bis D3 folgen, jedoch unterhalb verlaufen. Dies führt in Abhängigkeit des betrachteten Maßnahmenpaketes zu einer Erhöhung des wirtschaftlichen Potenzials um bis zu 1 Mio. t/a. Bezüglich des weiteren Kurvenverlaufes und der damit verbundenen raschen Zunahme des Potenzials mit steigenden Energiepreisen sei auf die Ausführungen in Kapitel 2.4 verwiesen.

Vergleicht man die alleinige Gasbrennwertnutzung (rote Kurve) mit der Option einer zusätzliche Sanierung der thermischen Hülle (z.B. D1/Gas-BW), so zeigt sich, dass bereits bei Verminderungskosten von etwa 80 €/t bis 100 €/t das Potenzial einer alleinigen Gasbrennwertnutzung weitestgehend erschöpft ist. Dies führt in der Folge zu einem rasanten Anstieg der Verminderungskosten, während bei der Kombination der Maßnahme mit einer energetischen Sanierung der thermischen Hüllflächen – bei moderat steigenden Verminderungskosten – noch eine Verdoppelung der CO2-Einsparung möglich ist, bevor auch hier die Kosten deutlich zunehmen. Eine maximale Reduktion der CO2-Emissionen zu moderaten Kosten ist somit nur durch eine Kombination der Maßnahmen möglich.


-300

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0

100

200

300

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500

0 10 20 30 40 50


CO2-V

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D1/Gas-BW D2/Gas-BW D3/Gas-BWD1/oK D2/oK D3/oKD0/Gas-BW

Maßnahmen-kombinationEinzelmaßnahmen

Abbildung D-9: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Gasbrennwertnut-zung und Sanierung der thermischen Hüllen (vergrößerter Ausschnitt)

Zwar erschließt unter den angenommenen Rahmenbedingungen die alleinige Brennwertnutzung ein größeres wirtschaftliches Potenzial als die Sanierung der thermischen Hüllen oder eine Kombination der Maßnahmen, jedoch führt allein der Anstieg der Energiepreise zu einer zunehmenden Wirtschaftlichkeit der Maßnahmenkombinationen. Im Rahmen einer ganzheitlichen Diskussion darf der Fokus jedoch nicht allein auf die Verminderung von CO2 und deren Wirtschaftlichkeit gerichtet werden. Unter Aspekten der Ressourcenschonung und –verfügbarkeit ist eine Optimierung des Wärmeschutzes ohnehin von grundlegender Bedeutung.

Dies zeigt sich insbesondere bei emissionsarmen oder gar CO2-neutralen Brennstoffen. Durch den Einsatz von Biomasse wären rein rechnerisch alle CO2-Emissionen bzw. unter den getroffenen Annahmen jährlich 38 Mio. t CO2 wirtschaftlich vermeidbar (vgl. Kapitel 1.4). Eine zusätzliche energetische Sanierung der thermischen Hüllen führt hier ausschließlich zu steigenden Kosten. Eine Erhöhung des maximalen Verminderungs-potenzials ist hingegen nicht möglich, da bei einer flächendeckenden Biomassenutzung ohnehin keine CO2-Emissionen mehr vorhanden wären. In der Folge ergeben sich deutlich höhere spezifische Verminderungskosten (vgl. Abbildung D-10), welche wiederum unweigerlich zu einer Reduzierung des wirtschaftlichen Potenzials führen, wie in Abbildung D-11 gut zu sehen ist.

Berücksichtigt man jedoch den in Kapitel 1.4 diskutierten Aspekt der begrenzten Verfügbarkeit von Biomasse, so ermöglicht eine zusätzliche energetische Sanierung der Gebäudehüllen (durch die damit einhergehende Reduzierung des Raumwärmebedarfs) die Beheizung zusätzlicher Liegenschaften mittels der zur Verfügung stehenden Biomasse. Der Anteil der Biomasse an der gesamten Raumwärmebereitstellung könnte somit erhöht werden, wobei der Anteil entsprechend der Qualität der Sanierung variiert.


-500

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

0 10 20 30 40 50


CO2-

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

D0/Bio D1/Bio D2/Bio D3/Bio

Abbildung D-10: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Biomassenutzung und Sanierung der thermischen Hüllen

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

0 10 20 30 40 50


CO2-V

erm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

D0/Bio D1/Bio D2/Bio D3/Bio

Abbildung D-11: CO2-Verminderungskosten der Kombination von Biomassenutzung und Sanierung der thermischen Hüllen (vergrößerter Ausschnitt)

2.6 Hemmnisse Auch im Bereich der thermischen Hüllen werden Maßnahmen, selbst bei Wirtschaft-lichkeit, nicht immer umgesetzt.

2.6.1 Allgemeine Hemmnisse Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen.


2.6.2 Spezifische Hemmnisse Wie schon bei den Heizsystemen steht auch bei der energetischen Gebäudesanierung oftmals die Mieter-Vermieter-Problematik (vgl. Kapitel 1.6.2) einer Maßnahmen-umsetzung im Wege.

Hinzu kommen bei Maßnahmen an der thermischen Hülle oftmals juristische Frage-stellungen. Bei älteren Gebäuden können unter Umständen Aspekte des Denkmal-schutzes einer energetischen Sanierung entgegenstehen oder sie zumindest derart kostenintensiv gestalten, dass deren Umsetzung an mangelnder Wirtschaftlichkeit scheitert.

Bei öffentlichen Gebäuden ist zusätzlich über Jahrzehnte das Urheberrecht des Architekten zu berücksichtigen. Ohne dessen Zustimmung sind bauliche Änderungen nicht zulässig, was beispielsweise das Aufbringen einer Dämmung vereiteln kann.

Auch die Grenzbebauung von Grundstücken ist bezüglich Fassadendämmung problem-behaftet. Hier kann das Anbringen einer zusätzlichen Dämmung an der Zustimmung des Nachbarn zur Überbauung seines Grundstücks scheitern.

25

3 Information und Kommunikation


3.1.1 Technikstruktur Der Energieverbrauch für Information- und Kommunikationstechniken wird für das Jahr 2003 mit rund 38 PJ angegeben. Damit verursacht der Anwendungsbereich IuK rund 20 % des Stromverbrauchs bzw. etwa 2,5 % des gesamtsektoralen Endenergiever-brauchs. Die Verbrauchsschwerpunkte im Bereich IuK liegen bei Bürogeräten sowie bei Anlagen der Netzwerkinfrastruktur. Darüber hinaus leisten auch Geräte der Steue-rungs- und Regelungstechnik Beiträge zum Energieverbrauch, jedoch sind diese eher von untergeordneter Bedeutung. Die ausgesprochene Vielfalt und die Vielzahl der Regelungen und Steuerungen, mit zum Teil auch nur minimalen Verbräuchen, machen eine detaillierte Betrachtung dieses Teilbereiches unmöglich. Daher beschränken sich die Detailanalysen der Technikstruktur auf die beiden erstgenannten Bereiche.

Angaben zum aktuellen Gerätebestand der Büroendgeräte und den jeweiligen Energie-verbräuchen finden sich in /SCHL 05/. Ansatzpunkt für die Ermittlung des Gerätebe-standes ist die Anzahl der Büroarbeitsplätze in Deutschland. Dabei ist zu beachten, dass auch Büroarbeitsplätze impliziert sind, die an sich dem Industriesektor zugeordnet und dementsprechend auch dort bilanziert werden müssten. Eine Zuordnung nach sektoraler Zugehörigkeit ist jedoch äußerst schwierig und mit großen Unschärfen behaftet. Da die Büroarbeitsplätze in GHD bei Weitem überwiegen, werden die energetischen Ver-bräuche der Büroendgeräte im Weiteren vollständig dem Sektor GHD zugeordnet. Der resultierende Bilanzierungsfehler für GHD scheint in Anbetracht der ohnehin geringen absoluten Verbräuche für IuK durchaus hinnehmbar. Das resultierende Verminde-rungspotenzial für Deutschland wird durch eine abweichende sektorale Zuordnung ohnehin nicht tangiert. Es ist jedoch darauf zu achten, dass eine Doppelbilanzierung ausgeschlossen ist. Basierend auf den Bestands- und Verbrauchsangaben aus /SCHL 05/ sowie den Erwerbstätigenzahlen lässt sich der Ausstattungsgrad und damit der spezifische Stromverbrauch eines Büroarbeitsplatzes berechnen.

Bei Servern muss für die Bestandsermittlung auf Expertenschätzungen hinsichtlich der energetischen Verbräuche /GRZ 07/ und auf internationale Strukturzahlen /EES 07/ zurückgegriffen werden, da sich für diesen Bereich keine gesicherten Bestandswerte in der Literatur finden lassen. Unter der Annahme, dass sich der bundesdeutsche Serverbestand gleich dem westeuropäischen verhält, können entsprechende Zahlen für die Bundesrepublik Deutschland abgeleitet werden.

Büroendgeräte In Tabelle D-9 sind Bestand und Verbrauch ausgewählter Bürogeräte für das Jahr 2003 zusammengefasst. Die Verbrauchsschwerpunkte sind neben Arbeitsplatzrechnern und Monitoren vor allem Kopiergeräte, die, wie auch Laserdrucker, einen höheren Bereitschafts- als Betriebs-Verbrauch aufweisen.


Tabelle D-9: IuK-Endgeräte in GHD 2003 /SCHL 05/, /eigene Berechnungen/

Betrieb Standby Schein-Aus GesamtPCs 10306 3,4 0,3 0,7 4,5Notebooks 7053 0,8 0,1 0,2 1,2

CRT 8262 3,9 0,3 0,4 4,6LCD 3079 0,5 0,0 0,1 0,6

Kopierer 5218 3,3 3,8 0,2 7,3Multifunktionsgeräte 726 0,5 0,5 0,0 1,0

Tintenstrahl 1795 0,0 0,1 0,1 0,2Laser 4363 0,8 1,7 0,2 2,7schnurlos 3198 0,0 0,2 0,0 0,2komfort 7102 0,0 0,5 0,0 0,5

Anrufbeantworter 3231 0,0 0,3 0,0 0,3Faxgeräte 4518 0,3 1,6 0,0 1,8Summe 13,6 9,4 1,9 24,9

Bestand(in 1000)

Verbrauch (in PJ/a)

Monitore

Drucker

Telefone

Gerät

Netzwerkinfrastruktur Der Bereich der Netzwerkinfrastruktur beinhaltet im Wesentlichen Geräte, welche die Übermittlung und Bereitstellung von Informationen gewährleisten. Hierzu zählen vor allem Serversysteme. Zur Anbindung der Endgeräte an die internen Netze werden Hubs und Switches, zur Anbindung an externe Netzwerke Router eingesetzt. Da Serversysteme knapp 90 % des Energieverbrauchs aller Netzwerkgeräte im Bürobereich verursachen, konzentrieren sich die Betrachtungen auf diesen Bereich.

Server sind zumeist sehr individuell eingerichtete Systeme, die sich einer allgemeinen technischen Spezifikation entziehen. Deshalb ist es üblich, Server nicht nach technischer Charakteristik, sondern nach Anschaffungskosten zu klassifizieren. In Anlehnung an /EES 07/ erfolgt die Klassifikation in „Volume Server“ (bis 25.000 US $), „Mid-Range Server“ (25.000–500.000 US $) und „High End Server“ (> 500.000 US $). Der Großteil der derzeit ab- und eingesetzten Geräte sind Volume Server im Bereich zwischen 3.000 und 6.000 US $ mit einer durchschnittlichen Leistungsaufnahme von etwa 180 Watt /CSS 07/. Diese stellen gleichzeitig auch die verbrauchsschwerste Gruppe dar, weshalb sich die nachfolgenden Betrachtungen auch an ihnen orientieren sollen. Bei den Serversystemen ist zu beachten, dass neben dem Energiebedarf für die Datenverar-beitung oft weitere Energie zum Kühlen der Serverumgebung benötigt wird. Da der Bedarf der Kühlenergie jedoch dem Anwendungsbereich der mechanischen Energie zugeordnet wird, bleibt dieser hier unberücksichtigt. In Tabelle D-10 sind Bestand und Energieverbrauch der Server im Jahr 2003 aufgeführt.

Information und Kommunikation 27

Tabelle D-10: Anzahl und Energieverbrauch der Serversysteme in Deutschland in 2003 /GRZ 07/, /EES 07/, /eigene Berechnungen/

Betrieb Standby Schein-Aus Gesamtvolume 1068 6,1 --- --- 6,1midrange 70 2,0 --- --- 2,0highend 4 0,9 --- --- 0,9

Summe 9,0 0,0 0,0 9,0

Gerät Bestand(in 1000)

Verbrauch (in PJ/a)

Server

3.1.2 Maßnahmen zur CO2-Verminderung Im Bereich der Information und Kommunikation sollen die folgenden drei Maßnahmen zu CO2-Verminderung untersucht werden.

• Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme • Austausch von PCs durch Notebooks • Minimierung von Leerlauf- und Schein-Aus-Verlusten

Im Folgenden werden die Maßnahmen und die für die weitere Berechnung erforderlichen Rechercheergebnisse und Annahmen zu Kosten und Altersstruktur dargestellt.

Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme Die durchschnittliche Lebensdauer eines Monitors wird mit 5 Jahren angenommen und dem Ausfallverhalten eine Weibull-Verteilung zugrunde gelegt. Des Weiteren wird angenommen, dass die jährlichen Zubauzahlen bei CRT-Monitoren bis 2001 näherungsweise unbeeinflusst von der Markteinführung der LCD-Bildschirme sind und sich erst danach die Präsenz von LCD-Bildschirmen auf dem Markt hemmend auf den Absatz von CRT-Monitoren auswirkt. Der Gerätebestand im Jahr 2004 ist in Tabelle D-11 dargestellt:

Tabelle D-11: Altersstruktur des CRT-Bestandes im Jahr 2003 /eigene Berechnung/

Baujahr Anzahl[1.000]

1997 561998 7421999 1.6352000 1.9602001 2.0132002 1.1792003 690

Gesamt 8.274

Recherchen zu den durchschnittlichen Kosten ergaben Investitionen von 140 € für die Ersatzbeschaffung im Referenzfall bzw. 220 € bei Durchführung der Maßnahme. Bei Durchführung der Maßnahme kann der elektrische Energieverbrauch von durchschnitt-


lich ca. 147 kWh/a auf 55 kWh/a gesenkt werden. Das entspricht einer Verminderung um 62,5 %.

Austausch von PCs durch Notebooks Für die Bestimmung der PC-Altersstruktur wird ebenfalls von einer durchschnittlichen 5-jährigen Lebensdauer ausgegangen. Hinsichtlich der jährlichen Verbräuche und der Altersstruktur der Referenz muss jedoch in PCs mit CRT- bzw. LCD-Bildschirm unterschieden werden. Die ermittelte Altersstruktur ist in Tabelle D-12 wiedergegeben.

Tabelle D-12: Altersstruktur des PC-Bestandes im Jahr 2003 /eigene Berechnung/

PC&CRT PC&LCD Summe

1997 51 5 561998 673 63 7351999 1.482 138 1.6202000 1.778 166 1.9432001 1.825 170 1.9952002 1.072 959 2.0312003 627 1.298 1.925

Gesamt 7.507 2.798 10.305

Bestand in 1000Baujahr

Die elektrischen Verbräuche der PCs im Bestand basieren auf /SCHL 05/ und variieren entsprechend dem verwendeten Monitor um etwa 100 kWh/a (PC+CRT ca. 277 kWh/a, PC+LCD ca. 177 kWh/a). Als Ersatz wird im Referenzfall ein PC mit LCD-Bildschirm eingesetzt, der aufgrund der allgemeinen Effizienzsteigerung in diesem Bereich mit 175,7 kWh/a nur geringfügig weniger verbraucht als die vergleichbaren Bestandsgeräte. Hingegen kann bei Durchführung der Maßnahme eine Verminderung des elektrischen Energieverbrauchs auf ca. 120 kWh/a erreicht werden, was einer Reduktion um 56,5 % bei PCs mit CRT- und 32 % bei PCs mit LCD-Bildschirmen entspricht.

Für die Referenz konnten durchschnittliche Investitionskosten von 1.000 € für eine Ersatzbeschaffung und Kosten von 1.500 € bei Durchführung der Maßnahme ermittelt werden. Hierbei wurden beide Rechnerkonfigurationen so gewählt, dass sie in Punkto Systemleistung und Bedienkomfort einen äquivalenten sowie vollwertigen Arbeitsplatz darstellen, der den heutigen Anforderungen genügt. Aufgrund der Vielzahl verfügbarer Systeme wurden mittlere Preise gewählt und gerundet. In Anbetracht der raschen Veränderungen bei Preisen und Systemleistungen auf dem Rechnermarkt scheint die gewählte Vorgehensweise hinreichend genau.

Minimierung von Leerlauf- und Schein-Aus-Verlusten Betrachtet man die Verbrauchszahlen der Bürogeräte, so fällt auf, dass auf Bereitschafts- und Schein-Aus-Zustand mit 46 % knapp die Hälfte des gesamten Verbrauchs entfällt. Jährlich werden so fast 9 PJ verbraucht, ohne dass die Geräte in dieser Zeit tatsächlich genutzt werden.

Abbildung D-12 zeigt den Energieverbrauch der Bürogeräte differenziert nach Betriebszuständen für das Jahr 2003. Server werden bei dieser Betrachtung nicht miteinbezogen, da keine verlässlichen Daten über die Betriebs- und Bereitschaftszeiten von Servern vorliegen. Ein Schein-Aus-Zustand existiert für gewöhnlich im


Serverbetrieb nicht, da diese ständig in Betrieb sind. Im Bereitschaftszustand sind Faxgeräte, Laserdrucker und Kopierer die größten Verbraucher, im Schein-Aus-Zustand sind es PCs und CRT-Monitore (vgl. Tabelle D-9).

Schein-Aus8%

Standby38%

Betrieb54%

Abbildung D-12: Anteile der Betriebszustände am Verbrauch der Bürogeräte in 2003 /eigene Berechnung/, /SCHL 05/

Der spezifische Strombedarf der Geräte im Bereitschaftszustand kann nur durch technologische Weiterentwicklungen seitens der Hersteller gesenkt werden. Eine Reduzierung des Verbrauchs durch den Nutzer ist entweder durch Verringerung des Gerätebestandes oder durch das Abschalten der Geräte in Zeiten ohne Nutzung, z. B. den Nachtstunden, möglich. So empfiehlt sich in Büros beispielsweise die Nutzung von Netzwerkdruckern, um den Gerätebestand zu reduzieren, die Geräte besser auszulasten und so die Standby-Zeiten zu reduzieren. Je nach Situation kann sich auch der Einsatz eines Multifunktionsgerätes anbieten, um gleichzeitig Drucker, Kopierer, Scanner und Faxgerät zu ersetzen.

Zur Vermeidung von Schein-Aus-Verlusten bei PCs und Monitoren ist eine komplette Trennung vom Stromnetz nötig, z. B. mittels schaltbarer Steckerleiste. Eine Reduzie-rung der CO2-Emissionen lässt sich hier nur mittels aktiven Schaltens durch den Nutzer oder den Einbau von Master-Slave-Steckdosen realisieren. Ersteres scheitert bisher und wohl auch zukünftig am Faktor Mensch. Gerade im beruflichen Bereich, in dem der Arbeitnehmer nicht direkt von den Energiekosten betroffen ist, sind nur wenige Idealisten bereit, durch persönlichen Einsatz Energie zu sparen.

Bei Master-Slave-Steckdosen ist hingegen zu berücksichtigen, dass die Elektronik der Steckdose selbst einen zusätzlichen Eigenverbrauch aufweist. Hier ist besonders darauf zu achten, dass die Elektronik der Steckdose beim Abschalten ebenfalls vom Netz getrennt wird, da es an dieser Stelle sonst zu ungewollten Energieverbräuchen kommt. Eine monetäre Bewertung solcher Maßnahmen ist nicht oder nur unter sehr unsicheren Annahmen möglich.

Da durch die beiden letztgenannten Maßnahmen lediglich die Auswirkungen, jedoch nicht die Ursachen behoben werden, ist an dieser Stelle ganz klar die herstellende Industrie gefordert, die Leerlauf- und Schein-Aus-Verluste zu reduzieren. Eine Reduzie-rung der CO2-Emissionen ist hier im Rahmen der Marktdurchdringung neuer Geräte nur mittel- bis langfristig denkbar. Eine belastbare Aussage bezüglich der spezifischen Verminderungskosten kann aufgrund der Komplexität des Themenbereiches, der technischen Vielfalt der Geräte und der teils unscharfen Abgrenzung der Betriebs-zustände im täglichen Betrieb nicht getroffen werden.


3.1.3 Weitere Optionen und Entwicklungstrends Im IuK-Bereich lassen sich aufgrund der kurzen Lebenszyklen der Geräte relativ schnell energetische Einsparungen erschließen. Hierbei ist zumeist zwischen hardware- und softwaretechnischen Systemlösungen zu unterscheiden. Die im Folgenden aufgezeigten Optionen sind monetär schlecht oder gar nicht zu quantifizieren und werden daher lediglich qualitativ abgehandelt.

Im Bereich der Festnetz-Telefonie verursachen Faxgeräte über die Hälfte des gesamten Verbrauches und stellen somit ganz klar den Verbrauchsschwerpunkt in diesem Bereich dar. In den letzten Jahren sind zunehmend Multifunktionsgeräte auf den Markt gekommen, welche neben den bisherigen Funktionen (Faxen, Kopieren) auch noch Merkmale wie Scannen und Drucken aufweisen. Hierdurch kann der Gerätepark reduziert und unnötiger Leerlauf/Scheinaus-Verluste vermieden werden. Eine weitere Option, die im gewerblichen Bereich bisher überwiegend bei Anwendern mit größeren Datennetzen anzutreffen war, ist die Abwicklung des Faxverkehres auf rein elektronischem Wege. Seit einiger Zeit sind nun auch Router mit Fax-Funktionalität erhältlich, so dass auch kleinere Unternehmen mit geringem Aufwand zu komfortablem und papierlosem Faxverkehr übergehen können. Konventionelle Faxgeräte weisen zudem – abhängig vom Druckverfahren – mitunter relativ hohe Seitenkosten auf, wodurch auch wirtschaftliche Gesichtspunkte für einen Technikwechsel sprechen können. Somit ist mittel- bis langfristig zu erwarten, dass konventionelle Faxgeräte weitestgehend aus dem Büroumfeld verdrängt werden.

Bei Personal Computern bestehen längerfristig hohe energetische Einsparpotenziale durch die Etablierung des so genannten „Server Based Computing“ (SBC).Unter SBC versteht man die weitestgehende Auslagerung lokaler Rechenleistung auf virtualisierte Terminal Server. Diese emulieren die bekannte Nutzerumgebung und verarbeiten die Eingaben der Benutzer. Dem Anwender wird der Zugriff über eingebundene Ein-/Ausgabeterminals (Thin Clients) am gewohnten Arbeitsplatz ermöglicht. Thin Clients sind in der Regel nur für die Ein- und Ausgabe von Daten sowie für die Kommunikation mit dem Großrechner konzipiert. Sie besitzen kaum eigene Rechenleistung. Aus diesem Grund sind sie durch einen außerordentlich minima-listischen und funktionellen Ausstattungsgrad gekennzeichnet und benötigen daher auch nur wenig Energie.

Das Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheit und Energietechnik (IUSE) hat im Rahmen zweier Studien die ökonomischen und ökologischen Aspekte von Thin Clients analysiert und sie denen konventioneller Desktop PCs gegenübergestellt. Dabei wurde berücksichtigt, dass Thin Clients nicht allein, sondern stets mit einem bestimmten infrastrukturellen Anteil bewertet werden müssen (Serveranteil). Dennoch ergeben sich durch den Einsatz von Thin Clients energetische Einspareffekte. Exemplarisch ist in Abbildung D-13 die Leistungsaufnahme eines klassischen Desktop PCs der eines Thin Clients gleichen Anwendungsspektrums gegenübergestellt.


Abbildung D-13: Leistungsaufnahmen eines Desktop PCs und eines Thin Clients /OVA 06/

Bezüglich des Energieverbrauchs von Servern kann davon ausgegangen werden, dass durch den Ausbau des Internets der Energieverbrauch von Rechenzentren und Serversystemen stark ansteigen wird. Hier ist insbesondere die Nachfrage der privaten Haushalte von entscheidender Bedeutung. In /GRZ 07/ wird vermutet, dass die Anzahl der installierten Server bis 2010 um rund 50 % (bezogen auf 2001) angewachsen sein wird. Diese Abschätzung scheint in Anbetracht der derzeitigen jährlichen Zuwächse des deutschen Datenaufkommens durchaus plausibel.

Das energetische Einsparpotenzial von Serversystemen erschließt sich aus den Optimierungspotenzialen der einzelnen Hardwarekomponenten sowie aus den Potenzialen optimierter Software und Serverarchitektur.

In den letzten Jahren konnten besonders in den energetisch relevanten Bereichen der Prozessor- und Speichertechnologien Fortschritte erzielt werden. So ist, neben der Etablierung von „Power Management“ Maßnahmen, vor allem die Einführung von Multiprozessorsystemen hervorzuheben. Bei diesen befinden sich mehrere Prozessorkerne auf einem Chip bzw. in einem Prozessorgehäuse. Das Betriebssystem nimmt dabei jeden Prozessorkern als eigenständige CPU wahr. Bei entsprechender Ansteuerung können damit mehrere Ausführungsstränge gleichzeitig und unabhängig voneinander ablaufen. Durch diese Parallelisierung wird eine äquivalente Rechen-leistung bei geringerer Taktfrequenz bereitgestellt und somit der Energiebedarf signifikant gesenkt.

Bei Festspeichern wird derzeit vor allem auf magnetbasierte mechanische Festplatten in 3,5’’ Architektur zurückgegriffen. Zukünftig dürfte jedoch damit zu rechnen sein, dass sich alternative Speicherkonzepte durchsetzen werden. Zurzeit zeichnen sich prinzipiell zwei unterschiedliche Entwicklungspfade ab. Zum einen besteht die Möglichkeit, die aus dem Notebookbereich bekannten 2,5’’ Festplatten auch für stationäre Serveranlagen einzusetzen. Diese weisen im Leerlauf und unter Belastung eine um bis zu 60 % reduzierte Leistungsaufnahme im Vergleich zu konventionellen Festplatten in 3,5’’


Architektur auf. Zum anderen besteht die Möglichkeit zukünftig vollkommen auf rotierende Datenträger zu verzichten und an deren Stelle Flash-Speicher zu nutzen. Massenspeicher aus Flash-Zellen, so genannte „Solid State Disks“ (SSD), ermöglichen gegenwärtig Speicherkapazitäten von 250 GB in einem 2,5’’ Festplattengehäuse. Derzeit sind SSD in dieser Größenordnung jedoch noch sehr teuer und so lassen sich schwer Aussagen über eine Marktetablierung im Serverbereich treffen /MCT 07/. Die Verwen-dung von SSD-Technologie könnte den Stromverbrauch, im Vergleich zu heutigen 2,5’’ Festplatten, nochmals um rund 50 % reduzieren /LGD 07/.

Große Einsparpotenziale bestehen auch durch den Einsatz effizienter und optimal dimensionierter Netzteile. Im Schnitt wird rund ein Fünftel des Stromverbrauchs eines Servers durch das Netzteil verursacht. Gegenwärtig werden fast ausschließlich standardisierte Netzteile eingesetzt, die nicht auf die individuellen Anforderungen der Serversysteme angepasst sind. Bei Servernetzteilen liegt der optimale Arbeitsbereich meist im oberen Leistungsdrittel. Arbeitet ein Server mit geringerer Auslastung, so reduziert sich dessen Wirkungsgrad und somit der des gesamten Systems.

Aus Gründen der Versorgungssicherheit werden Server oft von mehreren parallel betriebenen Netzteilen mit äquivalenten Lasteigenschaften sichergestellt. Diese erreichen dann – selbst bei hoher hardwareseitiger Leistungsnachfrage – meist nicht den optimalen Arbeitsbereich. Redundante Netzteile erhöhen somit zwar die Versorgungssicherheit und damit die Verfügbarkeit der Systeme, verschlechtern jedoch gleichzeitig deren energetische Effizienz.

Energieoptimierte Netzteile, wie sie derzeit z.B. von IBM und DELL entwickelt werden, nutzen geänderte Schaltkreisanordnungen und optimierte Leistungselektronik zur effizienteren Spannungsumwandlung im Teillastbetrieb. Messergebnissen von DELL zufolge lassen sich damit Wirkungsgrade bis über 80 % bei einer systemtechnischen Auslastung von lediglich 25 % realisieren /SDC 07/. Unter Berücksichtigung des typischen Auslastungsgrades eines durchschnittlichen Servers entspricht dies einer Reduzierung der Netzteilverluste um rund 40 - 50 %.

Eine viel versprechende Option zur Reduzierung des Energieverbrauchs im Serverbereich ist auch der Einsatz von Blade-Servern. Diese stellen eine relativ neue Entwicklung auf dem Servermarkt dar. Man versteht darunter eine sehr flache und kompakte Serverkonzeption, die zumeist vertikal in spezielle Serverchassis eingesteckt wird. Server Baugruppen in Blade-Architektur ermöglichen eine besonders effiziente Ressourcenausnutzung. Sie verfügen über keine eigenen Kühl- und Energieversorgungs-systeme, sondern nutzen zentral angeordnete Versorgungskomponenten in dem Chassis. Dies hat zur Folge, dass Netzteile und Kühlsysteme besser ausgelastet werden können, wodurch eine erhöhte Effizienz erreicht wird. In der Regel bestehen Blade Server nur aus der Hauptplatine, dem Prozessor, dem Arbeitsspeicher sowie einem Speicher-medium.

Nach /CPW 08/ kann durch den konsequenten Einsatz von Blade-Servern und der Nutzung von effizienten Hardwarekomponenten der Energiebedarf eines Serversystems – im Vergleich zu einem mit Standardkomponenten bestückten Server gleichen Anwendungsprofils – um etwa 50 % reduziert werden. Da Blade Systeme jedoch stets mit einem speziellen Chassis zur gemeinsamen Versorgung betrieben werden müssen, ist die Wirtschaftlichkeit der Systeme erst ab einem bestimmten Serverumfang gewährleistet. Je mehr Serversysteme sich in einem Chassis befinden, desto


wirtschaftlicher und effizienter kann das Gesamtsystem betrieben werden. Gegenwärtig kann davon ausgegangen werden, dass ein Unternehmen mindestens vier Server im Einsatz haben sollte, damit ein Technologiewechsel über den gesamten Lebenszyklus des Systems wirtschaftlich ist /CPW 08/.

Die größten energetischen Einsparpotenziale liegen derzeit jedoch in der Konsolidierung der Serversysteme in Folge einer Virtualisierung der Server. Unter Servervirtualisierung versteht man die Verschiebung eines Dienstes von der Hardware-ebene auf eine Softwareebene. In der Folge ist es möglich, auf einem physikalischen Server mehrere virtuelle Server zu betreiben. Meist arbeiten Serversysteme durchschnittlich nur mit wenigen Prozent ihrer Leistungsfähigkeit. Da der Auslastungsgrad nur einen geringen Einfluss auf den Stromverbrauch eines Serversystems hat, arbeiten diese somit meist sehr ineffizient. Durch mehrere virtuelle Instanzen auf einem physikalischen Server können die Hardwarekomponenten deutlich besser ausgelastet werden.

Gegenwärtig sind, je nach Anwendungsgebiet, Konsolidierungsraten von maximal 12:1 möglich. Das bedeutet, dass zwölf virtuelle Server auf einen physikalischen betrieben werden können. Eine Konsolidierungsrate von 12:1 entspricht dabei einer energetischen Einsparung von nahezu 80 % /EIR 07/. Letztendlich wird die erreichbare Einsparung durch Virtualisierungsmaßnahmen von den individuellen Möglichkeiten der Betreiber bestimmt.

3.2 Theoretisches und technisches Potenzial Das theoretische bzw. technische Potenzial der jeweiligen Maßnahme ergibt sich aus dem entsprechenden Gerätebestand des Jahres 2003 in GHD. Aus der vollständigen Substitution aller Geräte im Bestand ergibt sich das maximal mögliche Potenzial. Es wird von der ausreichenden Verfügbarkeit entsprechender IuK-Geräte ausgegangen.

3.3 Referenz Die Referenz für die Berechnung der CO2-Verminderungspotenziale der einzelnen Maßnahmen stellt der Fortbestand der jeweiligen Technikstruktur aus 2003 dar.

3.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Im Folgenden werden die Potenziale und Verminderungskosten für den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme und den Austausch von PCs durch Notebooks näher erläutert.

Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme Der Austausch von Bildschirmen ist durchweg mit positiven Verminderungskosten verbunden (vgl. Abbildung D-14). Somit besteht kein wirtschaftliches Potenzial für eine CO2-Verminderung auf diesem Wege, also nicht einmal, wenn just eine Neuanschaffung ins Haus steht. Dies begründet sich in den hohen Mehrkosten für die Anschaffung eines LCD-Bildschirms gegenüber relativ geringen absoluten Einsparungen von nur etwa 450 kWh über die gesamte Lebensdauer des Bildschirms.

Die Wirtschaftlichkeit hängt somit mehr von den Investitions- als von den Verbrauchskosten ab. Dies zeigt sich auch im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse. Wie in Abbildung D-14 zu sehen ist, führt eine Preissenkung bei LCD-Bildschirmen um 10 %


bereits zu negativen Verminderungskosten bei den ältesten Geräten, während die Verbrauchskosten um ca. 25 % erhöht werden müssten, um diese Geräte wirtschaftlich ersetzen zu können.

Basisberechnung

Strompreis +25 %

Monitor -10 %

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5


CO2-

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Abbildung D-14: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von CRT- durch LCD-Bildschirme über dem Verminderungspotenzial

Insgesamt könnten durch den Austausch von CRT-Monitoren durch LCD-Bildschirme maximal etwa. 0,42 Mio. t CO2 jährlich vermieden werden. Dabei entstehen Kosten zwischen +70 €/t für Geräte, die ohnehin ausgetauscht werden müssen und +700 €/t für jene, die kürzlich erst beschafft wurden.

Trotz der Unwirtschaftlichkeit dieser Maßnahme – unter dem alleinigen Aspekt der CO2-Verminderung – ist in den letzten Jahren ein deutlicher Trend zu LCD-Bildschirmen zu verzeichnen. Hier zeigt sich deutlich, dass im Rechnerbereich andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung die Kaufentscheidung beeinflussen. Aufgrund der hohen spezifischen Preise der Geräte stehen primär Aspekte wie Leistungsfähigkeit, Funktionalität und Design im Vordergrund. Im Falle der LCD-Bildschirme kann die Verminderung der CO2-Emission und des Energieverbrauchs in den letzten Jahren somit als Sekundäreffekt verstanden werden.

Austausch von PCs durch Notebooks Beim Austausch von PCs durch Notebooks wird zunächst in PCs mit CRT-Monitor und solche mit LCD-Bildschirm unterschieden (vgl. Kapitel 3.1.2).

Wie beim Austausch der Monitore zeigt sich auch hier, dass eine Verminderung stets mit positiven Verminderungskosten verbunden ist, jedoch liegen diese um ein Vielfaches höher, wie Abbildung D-15 bzw. Abbildung D-16 zu entnehmen ist. Somit ist weder bei PCs mit CRT-Monitor noch bei PCs mit LCD-Bildschirm ein wirtschaftliches Potenzial zur CO2-Verminderung gegeben.


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung D-15: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs mit CRT-Bildschirm durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial

In Abbildung D-15 spiegelt sich, analog zu Abbildung D-14, der Technologiewechsel bei den Bildschirmen wider. Die Bestandszahlen korrelieren – Weibull-verteilt – mit den Potenzialen (Längen) je Stufe der Verminderungskostenkurve. Bei den PCs mit LCD-Bildschirm (vgl. Abbildung D-16) zeigt sich erwartungsgemäß ein gegenläufiger Trend. Hier nehmen die Bestände in den letzten Jahren zu.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung D-16: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs mit LCD-Bildschirm durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial

Insgesamt könnten durch eine flächendeckende Substitution aller PCs durch Notebooks ca. 0,75 Mio. t CO2 jährlich eingespart werden. Jedoch würden hierbei Verminderungs-kosten zwischen 1.200 €/t und ca. 10.500 €/t anfallen, wie Abbildung D-17 entnommen


werden kann. Die dargestellte Verminderungskostenkurve beschreibt das Potenzial sowie die damit verbundenen Verminderungskosten der Gesamtmaßnahme.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung D-17: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von PCs (gesamt) durch Notebooks über dem Verminderungspotenzial

Auch hier zeigt sich deutlich, dass bei Rechnern andere Faktoren als die wirtschaftliche CO2-Verminderung eine Kaufentscheidung beeinflussen. Die Höhe der Verminderungs-kosten spricht hier für sich. Dennoch steigen auch im Notebookbereich die Absatzzahlen. Als Grund ist hier vor allem die Flexibilität und Mobilität, also die erweiterte Funktionalität von Notebooks zu nennen. Unter betriebswirtschaftlichen Aspekten amortisieren sich die Mehrausgaben für Notebooks oft in Kürze, da Mitarbeiter hierdurch effizienter und – durch Nutzung des Notebooks unterwegs oder zuhause – ggf. auch länger arbeiten können. Allein aus Gründen der Emissions- oder auch Verbrauchsreduktion ist die Anschaffung eines Notebooks jedoch nicht wirtschaftlich realisierbar.

3.5 Wechselwirkungen Wechselwirkungen von IuK mit anderen Anwendungen existieren nur hinsichtlich der Raumwärmebereitstellung bei Endgeräten und ggf. der mechanischen Energie bei Servern (Kühlung). Aufgrund der unbekannten Verteilung und räumlichen Dichte der IuK-Geräte, lässt sich jedoch keine quantitative Aussage treffen, da für die Nutzbarkeit von Wärmeeinträgen deren lokale Leistungsdichte von ausschlaggebender Bedeutung ist.

Bezüglich der jährlichen Energieverbräuche von Raumwärmebereitstellung und IuK ist des Weiteren anzumerken, dass diese etwa in einem Verhältnis von 20:1 stehen. Somit würde selbst eine Halbierung des gesamten elektrischen Energieverbrauchs den Heizenergiebedarf maximal im unteren einstelligen Prozent-Bereich tangieren, zumal saisonal bedingt auch nicht alle Wärmeeinträge als innere Gewinne genutzt werden können. Analog verhält sich die Situation bezüglich der Kühlung von Serverräumen. Auch hier ist die Leistungsdichte ausschlaggebend für den tatsächlichen Kühlbedarf.


3.6 Hemmnisse

3.6.1 Allgemeine Hemmnisse Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen.

3.6.2 Spezifische Hemmnisse Das größte Hemmnis für eine Emissionsverminderung durch Gerätetausch im IuK-Bereich stellt vermutlich deren Unwirtschaftlichkeit aufgrund des hohen Preisniveaus der Geräte dar.

Hinzu kommt, dass der Energieverbrauch bisher noch kein primäres Entscheidungs-kriterium beim Kauf von IuK-Geräten war. Primäres Augenmerk wurde und wird auf Rechenleistung, Betriebssicherheit, leichte Bedienbarkeit und den Preis des Produktes gelegt.

Nicht zuletzt stellt im Rechnerbereich auch die Kompatibilität von Hard- und Software unter Umständen einen begrenzenden Faktor dar.

Endgeräte Im Bereich der Endgeräte könnte ein großes Potenzial durch Verminderung der Leerlauf- und Scheinausverluste erreicht werden. Jedoch besteht seitens der herstellenden Industrie noch kein breites Interesse an der Entwicklung und dem Einbau von energiesparenden Komponenten (Kostendruck), wenn gleich seit kurzem hier und da versucht wird, mit Aussagen über den Energieverbrauch der Geräte das zunehmende ökologische Bewusstsein in der Bevölkerung anzusprechen. Hier kann und muss seitens der herstellenden Industrie noch viel getan werden, um eine nennenswerte Reduktion der CO2-Emissionen erreichen zu können. In diesem Kontext ist auch die Politik gefragt, da hier eine grundlegende Überarbeitung der bestehenden Labels für Endgeräte und eine Verschärfung der dort genannten Grenzwerte dringend erforderlich ist. Viele Labels sehen noch Grenzwerte von bis zu 5 W im Standby-Betrieb vor. Von einigen Initiativen werden bereits seit einiger Zeit Werte von unter einem Watt gefordert, was angesichts der heute verfügbaren Technologien durchaus machbar erscheint.

Schon heute könnte ein Teil der Leerlaufverluste auch durch Änderung des Nutzerverhaltens vermieden werden, jedoch wird das Personal in der Regel nicht mit den Energiekosten konfrontiert, weshalb Unwissenheit und Bequemlichkeit meist einer Reduktion der Verbräuche entgegenstehen.

Aber auch die Außenwirkung einiger Gräte kann einer Verbrauchsreduktion entgegenwirken, wenn nicht sogar zu einem Mehrverbrauch führen, beispielsweise wenn diese als Statussymbol fungieren. So kann es durchaus vorkommen, dass vollkommen überdimensionierte (und entsprechend verbrauchsstarke) PCs oder Notebooks beschafft werden, um sich bei Geschäftspartnern oder auch firmenintern entsprechend zu präsentieren.

Server Neben den allgemeinen Hemmnissen und den eingangs in diesem Kapitel aufgeführten Aspekten stellt bei Servern oft auch mangelndes Kostenbewusstsein bzw. Unwissenheit ein grundlegendes Hemmnis dar. Während auf den Kostenstellen der Rechenzentren oft nur die Investitionen in Hard- und Software zu Buche schlagen, laufen die Folgekosten


für elektrische Energie zusammen mit den übrigen Verbräuchen im Gebäude als ein Posten auf.

39

4 Beleuchtung


4.1.1 Technikstruktur Im Jahr 2003 wurden im Sektor GHD ca. 94 PJ elektrische Energie für Beleuchtungs-zwecke verbraucht. Das entspricht gut 50 % der in Deutschland für Beleuchtung aufgewendeten Elektrizität (ca. 188 PJ). Die Stromkosten für die Beleuchtung eines Gewerbebetriebes können im Einzelfall mehr als 50 % aller Aufwendungen für den Energiebezug ausmachen, im Handel sogar bis zu 75 %.

Für Beleuchtung werden in GHD vor allem Leuchtstofflampen eingesetzt. Diese zeich-nen sich durch hohe Lichtausbeuten und lange Lebensdauern aus. Glühlampen sind aufgrund der niedrigen Lebensdauern und der geringen Lichtausbeuten relativ kosten-intensiv und für die meisten Bereiche im Sektor GHD daher wenig geeignet. Einsatz finden Glüh- und Halogenlampen überwiegend im Rahmen von Effektbeleuchtung, wobei in Verkaufsräumen des Handels fast ausschließlich Halogenlampen zur Anwendung kommen, wohingegen im Hotel- und Gaststättenbereich neben diesen auch Glühlampen anzutreffen sind. Über die Beleuchtungsanteile der einzelnen Systeme liegen weder auf sektoraler noch auf Branchenebene gesicherte Daten vor, so dass an dieser Stelle auf Abschätzungen aus Fachkreisen zurückgegriffen werden muss. Da der Großteil des in Deutschland benötigten Lichtes (ca. 70 % /IRR 05/) durch Leuchtstofflampen bereitgestellt wird, beschränken sich die Betrachtungen im Folgenden auf diesen Beleuchtungsanteil.

In /IRR 05/ wird ein bundesweiter Bestand von 310 Mio. Leuchtstofflampen für das Jahr 1996 angegeben, von denen etwa 50 % in GHD installiert sind, was einem Bestand von rund 156 Mio. Leuchtstofflampen entspricht.

Da seither ein Zuwachs im Gebäudebestand zu verzeichnen war, ist es notwendig, auch die Lampenzahlen anzupassen. Die Gebäudeflächen in GHD haben zwischen 1995 und 2003 um ca. 9,2 % zugenommen. In erster Näherung soll angenommen werden, dass das Verhältnis der in GHD eingesetzten Leuchtmittel während dieser Zeit unverändert geblieben ist. Somit ergibt sich für 2003 ein hochgerechneter Bestand von 170 Mio. Leuchtstofflampen in GHD. Eine vergleichbare Zahl folgt ebenfalls aus Berechnungen, die parallel auf Basis einer FfE-internen Umfrage zu Beleuchtungsanteilen und Betriebsdauern auf Branchenebene durchgeführt wurden. In diesem Kontext konnte auch eine durchschnittliche gesamtsektorale Betriebsdauer von 2.000 h/a ermittelt werden. Bezüglich der Leistung wird von 36 W je Lampe ausgegangen. Dies stellt einen Mittelwert zwischen dem vielfältigen Angebot an Leuchtstofflampen kleiner Leistung und den zur Beleuchtung großer Flächen oft eingesetzten 58 W Leuchtstofflampen dar.

Die verwendeten Leuchten werden in erster Linie nach der Art des Vorschaltgeräts (VG) sowie nach der Lampenart unterschieden. Bezüglich der technischen Aspekte der verschiedenen Vorschaltgeräte sei an dieser Stelle auf die Ausführungen im Sektor Industrie verwiesen. Der Anteil der elektronischen Vorschaltgeräte (EVG) im Bestand liegt in GHD nur bei etwa 15 % /IRR 05/. Der Rest wird mit konventionellen Vorschalt-geräten (KVG) betrieben, ausgenommen ein energetisch vernachlässigbar kleiner Anteil, der mit verlustarmen Vorschaltgeräten (VVG) betrieben wird. Im Folgenden wird daher


davon ausgegangen, dass 85 % der Lampen – also etwa 144,5 Mio. Stück – mit KVG betrieben werden. Unter diesen Annahmen ergibt sich für GHD jährlich ein elektrischer Energieverbrauch von ca. 52 PJ aus dem Einsatz von Leuchtstofflampen.

Beleuchtungssysteme für den Einsatz von Leuchtstofflampen sind für hohe Laufzeiten ausgelegt und weisen eine entsprechend lange Lebensdauer auf. Sofern kein äußerer Einfluss der Leuchte ein frühes Ende beschert, limitiert spätestens die Lebensdauer des Vorschaltgerätes auch die der gesamten Leuchte, da in der Praxis stets neue Lampen eingesetzt werden, solange die Leuchte funktioniert. KVG weisen Lebensdauern von bis zu 100.000 h auf, was bei einem durchschnittlichen Einsatz von 2.000 h/a zu einer rechnerischen Lebensdauer von einem halben Jahrhundert führt. In der Praxis wird die Beleuchtung jedoch meist früher außer Betrieb genommen, z.B. im Rahmen einer Sanierung oder Nutzungsänderung oder beim Rückbau des Gebäudes, was zu einer deutlichen Verkürzung der mittleren Lebensdauer führt. Für die Berechnung der Altersstruktur wird daher eine durchschnittliche Lebensdauer von 30 Jahren angenommen, welche Basis einer entsprechenden Weibull-Verteilung ist.

4.1.2 Maßnahmen zur CO2-Verminderung Eine Betrachtung von Leuchten ist aufgrund der Systemvielfalt sowie der mangelnden Kenntnis der real existierenden Beleuchtungssituation und –aufgabe nicht auf sektoraler Ebene möglich.

Somit beschränkt sich die Untersuchbarkeit dieses Anwendungsbereiches auf die Lampen unter Berücksichtigung des jeweiligen Vorschaltgerätes. Es wird angenommen, dass bei allen Leuchten das vorhandene KVG gegen ein entsprechendes EVG getauscht werden kann. Im Gegensatz zu Einzelleuchten kommt bei Beleuchtungsanlagen hinzu, dass meist mehrere Lampen von einem Vorschaltgerät versorgt werden, was einen Austausch erleichtert. Der Einsatz elektronischer Vorschaltgeräte bewirkt eine Erhöhung der Effizienz nicht nur durch die Reduzierung der Verluste im Vorschaltgerät, sondern auch durch die Frequenzerhöhung der Wechselspannung (von Netzfrequenz auf mehrere kHz), wodurch das Emissionsverhalten der Lampe um etwa 10 % verbessert wird. Der hochfrequente Betrieb beseitigt zudem vollständig das Flimmern der Leuchtstofflampen und verbessert somit zusätzlich die Beleuchtungssituation.

Für die betrachtete Maßnahme wird angenommen, dass bei den Arbeiten an den Leuchten im Rahmen des Vorschaltgerätetausches auch gleich ein Lampenwechsel vorgenommen wird. Hierbei werden die Bestandslampen mit 2-Bandenleuchtstoff (2-BLL) durch 3-Bandenleuchtstofflampen (3-BLL) ersetzt. Neben einer erhöhten Lichtausbeute weisen diese auch ein verbessertes spektrales Emissionsverhalten auf, was sich positiv auf die Lichtqualität (Farbton, Farbwiedergabe) auswirkt und somit eine zusätzliche Verbesserung der Beleuchtungssituation bewirkt.

Auch erhöht sich durch den Betrieb mit EVG die Lampenlebensdauer von 8.000 h auf etwa 20.000 h.

4.1.3 Weitere Optionen und Entwicklungstrends Neben der in Kapitel 4.1.2 beschriebenen Möglichkeit, den Energieverbrauch von Beleuchtungssystemen zu reduzieren, bestehen viele weitere Optionen, deren Potenzial und vor allem deren Verminderungskosten jedoch nicht genauer quantifiziert werden

Beleuchtung 41

können. Im Folgenden werden exemplarisch einige weitere Optionen zur CO2-Verminderung im Beleuchtungsbereich aufgezeigt.

Je nach Anwendungsgebiet werden unterschiedliche Anforderungen an die Beleuchtungstechnik gestellt. Neben der Beleuchtungsstärke ist auch die Farbwiedergabe ein entscheidendes Kriterium. Je ähnlicher die Emission einer Lampe der Strahlungscharakteristik der Sonne im sichtbaren Spektralbereich ist, desto besser ist die Farbwiedergabe des künstlichen Strahlers. Aus diesem Grund ist nicht jeder Lampentyp für jede Beleuchtungsaufgabe geeignet.

Nach den Leuchtstofflampen stellt die Halogenbeleuchtung den häufigsten Beleuchtungstyp dar. Die Lichtausbeute von konventionellen Halogenlampen liegt mit ca. 20 lm/W um etwa Faktor vier unter jener von durchschnittlichen Leuchtstofflampen. Jedoch werden die Strahlungseigenschaften von Halogenlampen oft in der Akzentbeleuchtung benötigt bzw. bevorzugt. In den Bereichen, in denen keine besonderen Anforderungen an die Lichtqualität gestellt werden, können Halogenstrahler durch Leuchtstofflampen oder zumindest Kompaktleuchtstofflampen (Energiespar-lampen) substituiert werden. Da seit einiger Zeit Energiesparlampen mit Reflektor und passender Fassung für Hochvolt-Halogensysteme angeboten werden, kann ein Wechsel oft unproblematisch und ohne Installationsaufwand erfolgen.

Kann nicht auf Halogenlampen verzichtet werden, lassen sich durch die Nutzung von IRC-Halogenlampen (Infrared Reflective Coating) bis zu 30 % der elektrischen Energie einsparen. Bei IRC-Halogenlampen wird auf dem Lampenkolben von außen eine selektive Beschichtung (ähnlich der bei Wärmeschutzverglasung) aufgebracht, die im infraroten Spektralbereich reflektiert und so einen Teil dieser Strahlung zurück auf die Wendel wirft, jedoch den sichtbaren Anteil weitgehend passieren lässt. Hierdurch muss weniger elektrische Energie zugeführt werden, um die Wendel auf der notwendigen Temperatur zu halten /OSR 06/.

Eine viel versprechende Möglichkeit für die Zukunft sind auch Beleuchtungssysteme auf Basis weißer LEDs. Diese werden vermutlich zunächst Optimierungspotenziale in der Akzentbeleuchtung erschließen, da hier zum einen die Potenziale groß und zum anderen meist kleine Bauformen gefragt sind. Weiße LEDs sind eine relativ neue Alternative im Beleuchtungsbereich. Derzeit werden vereinzelt LED-Leuchtmittel mit Lichtausbeuten von 80 bis 100 lm/W auf dem Markt angeboten, wobei aktuelle Laborwerte bereits höher liegen. Mit einer signifikanten Marktdurchdringung kann aufgrund der derzeit noch relativ hohen Kosten und noch bestehender technologischer Herausforderungen jedoch erst in den nächsten Jahren gerechnet werden.

Auch die Verbesserung der Lichtführung in der Leuchte bietet Einsparpotenziale. Hierbei gilt es, einen möglichst hohen Anteil des Lampenlichtstroms für die Beleuchtung nutzbar zu machen, das heißt, die Absorption in der Leuchte zu minimieren. Moderne Mikroprismenleuchten erreichen derzeit in Verbindung mit T5-Leuchtstofflampen Leuchtennutzungsgrade von über 95 %. Spiegelrasterleuchten mit T8-Leuchtstofflampen weisen dagegen Nutzungsgrade von lediglich 70 – 80 % auf, unverspiegelte Leuchten liegen zum Teil auch deutlich darunter.

Ferner lässt sich Beleuchtungsenergiebedarf auch durch die Umsetzung von Tageslichtkonzepten verringern. Aktive Nutzung von Tageslicht spart nicht nur Energie, sondern steigert auch die Beleuchtungsqualität. Eine umfangreiche Tageslichtnutzung setzt jedoch stets ein geeignetes Gebäude voraus.


Tageslichtgeregelte Dimmung, präsenzabhängige Regelung der Lichtsysteme und bedarfsorientierte Beleuchtungskonzepte können zudem den Energieverbrauch auf ein Minimum reduzieren.

4.2 Theoretisches und technisches Potenzial Theoretisch und technisch wäre der Austausch aller in GHD installierten 2-Bandenleuchtstofflampen mit KVG durch 3-Bandenleuchtstofflampen mit EVG denkbar. Somit ergibt sich das theoretische bzw. technische Potenzial aus dem Lampenbestand des Jahres 2003. Die ausreichende Verfügbarkeit entsprechender Lampen und EVG wird als gegeben vorausgesetzt.

4.3 Referenz Die Referenz für die Berechnung der CO2-Verminderungspotenziale stellt der Fort-bestand der Beleuchtungssituation aus 2003 dar.

4.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die Lebensdauer eines EVG beträgt etwa 50.000 h bzw. 25 Jahre. Dieser Zeitraum liegt der Berechnung der Verminderungskosten als Maßnahmenlebensdauer zu Grunde. Das Berechnungsergebnis ist folgend in Abbildung D-18 graphisch dargestellt.

-180

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

00,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4


CO

2-Ver

min

deru

ngsk

oste

n in

€/t

Abbildung D-18: CO2-Verminderungskosten für den Austausch von 2-BLL mit KVG durch 3-BLL mit EVG über dem Verminderungspotenzial

Auffällig ist, dass KVG-betriebene Leuchten, unabhängig von ihrem Alter, stets wirtschaftlich durch EVG-betriebene ersetzt werden können und dies bei CO2-Verminderungskosten von -165 €/t bis -80 €/t. Bei diesem Ergebnis stellt sich unweigerlich die Frage, warum das sektorale Potenzial von über 1,4 Mio. t/a nicht schon lange ausgeschöpft wurde. Der mutmaßliche Hauptgrund dürfte in der monetären Amortisationszeit der Maßnahme liegen, welche den Zeithorizont kurzfristiger Unternehmensziele meist übersteigt (vgl. hierzu auch Kapitel 1.6.1). Hinzu kommt, dass

Beleuchtung 43

sekundäre Kosten (z.B. Umsatzeinbußen durch die Elektroarbeiten) in der Modell-rechnung nicht berücksichtigt werden können. Aber auch auf die Hemmnisse aus dem kognitiven Bereich sei an dieser Stelle verwiesen.

4.5 Wechselwirkungen Eine Wechselwirkung mit anderen Maßnahmen oder Anwendungsbereichen tritt nur dahin gehend auf, dass sich der Wärmeeintrag durch die Beleuchtung innerhalb der beheizten Volumina auf die inneren Gewinne bzw. die Kühllasten auswirkt. Die Auswirkung einer geänderten Beleuchtungssituation ist stark vom jeweiligen Gebäude und dessen Nutzung abhängig, wodurch eine Quantifizierung auf sektoraler Ebene nicht möglich ist.

4.6 Hemmnisse

4.6.1 Allgemeine Hemmnisse Bezüglich der allgemeinen Hemmnisse sei an dieser Stelle auf Kapitel 1.6.1 verwiesen, insbesondere auf die kognitiven Aspekte.

4.6.2 Spezifische Hemmnisse Licht dient in unserer Gesellschaft zu weit mehr, als nur zum Erhellen von Flächen. Es schafft darüber hinaus Sicherheit und Behaglichkeit – ist aber auch Mittel zur Gestaltung im Innen- und Außenbereich. Gerade das Spiel mit Licht ist im Bereich des Handels von großer Bedeutung für die erfolgreiche Vermarktung der Ware. Hierbei kommt Aspekten wie Beleuchtungsstärke und vor allem Farbton und Farbwiedergabe besondere Bedeutung zu. Da jedes Leuchtmittel in Sachen Lichtqualität seine spezifischen Vorzüge und Nachteile aufweist, ist eine beliebige Substitution nicht immer möglich. Zu Gunsten der Lichtqualität treten Aspekte der Effizienz hier nahezu immer in den Hintergrund, da die Wertschöpfung durch optimale Beleuchtung für gewöhnlich größer eingeschätzt wird, als die energiebedingten Mehrkosten.

Ein weiterer Punkt findet sich gerade im Büro- und Verwaltungsbereich aber auch in anderen Branchen (z.B. Lagerhallen). Hier werden Gebäude oftmals bezugsfertig angemietet, wodurch der Mieter meist nur bedingt Einfluss auf die Ausführung der installierten Beleuchtungstechnik hat. Selbst wenn die Beleuchtungsstärken den jeweiligen Vorschriften genügen, so scheiden sich spätestens an der Effizienz der Beleuchtung letztlich doch die Interessen von Mieter und Vermieter, da ineffiziente Beleuchtungssysteme zum Teil deutlich geringere Investitionskosten aufweisen, jedoch in der Folge zwangsläufig mit höheren Verbrauchskosten zu Buche schlagen. Diese typische Mieter-Vermieter-Problematik führt in der Regel zu einer Beibehaltung des Status quo und verhindert so den Einsatz effizienter Beleuchtungstechnik.

Gerade im Beleuchtungsbereich können aber auch ästhetische Aspekte für die Entscheidungsfindung bei Planung und Ausführung ein dominanter Einflussfaktor sein, der energetische Belange in den Hintergrund rückt. Dies betrifft überwiegend die Wahl der Leuchte und deren Montage. Neben dem Neubaubereich, bei dem oft die Selbstverwirklichung des Architekten oder auch Wünsche des Bauherrn zu energetisch suboptimalen Ergebnissen führen, bietet auch die Sanierung des Gebäudebestandes vielfältiges Potenzial für Fehlentscheidungen. Gerade bei solchen Sanierungen, bei denen aus Kostengründen auf die Beschaffung eines neuen Beleuchtungssystems


verzichtet wird, kann durch geänderte Montage der bestehenden Leuchten im Rahmen der Sanierung sogar eine Verschlechterung der Beleuchtungssituation herbeigeführt werden. Als Beispiel seien an dieser Stelle Pendelleuchten genannt, die – tief abgependelt (z.B. Rasterleuchte) – oft als altmodisch und störend betrachtet werden, was in Bezug auf die meist veralteten Bauformen der Leuchten und einer möglichen Alterung der Oberflächenmaterialien durchaus auch zutreffen mag. Dies liegt jedoch an der Leuchte und nicht an deren Montage. Um eine kostenminimale Verbesserung des Erscheinungsbildes herbei zu führen, werden diese gerne direkt an die Decke montiert, um sie aus dem unmittelbaren Blickfeld möglichst gut zu entfernen. Dies führt bei Leuchten mit indirektem Strahlungsanteil unweigerlich zu einer Verschlechterung des Leuchtennutzungsgrades und der Helligkeitsverteilung im Raum durch den Wegfall des indirekten Beleuchtungsanteils. Auch kommt es bei Rasterleuchten mit zunehmender Montagehöhe unweigerlich zu erhöhter Reflexblendung und somit zu einer weiteren Abnahme der Lichtqualität, da die Raster der Leuchte nur tief hängend eine Reflexblendung unterbinden können.

Bezüglich einer Verminderung der beleuchtungsbedingten CO2-Emissionen durch Absenkung der Beleuchtungsstärken legen Normen, Vorschriften und Gesetze an vielen Stellen Mindestanforderungen hinsichtlich der Lichtqualität und hier insbesondere der Beleuchtungsstärken fest und verhindern so die nahezu beliebige Reduktion des Energieverbrauchs. In der Energie- und CO2-Verminderungsdiskussion werden diese daher hin und wieder als Hemmnis angeführt, was bei alleiniger Fokussierung auf die Reduktion des Verbrauchs auch zutreffend ist. Reflektiert man jedoch den Sinn von „Beleuchtung“, so gelangt man unweigerlich zu der Erkenntnis, dass dies das Erhellen von Räumen aus Gründen der Sicherheit und zum Erhalt der Gesundheit der sich dort aufhaltenden Personen ist. Die diversen Regelwerke legen hierbei nur Mindeststandards fest, um dies zu gewährleisten. Betrachtet man diese als Hemmnis für eine CO2-Verminderung, so müsste man die Beleuchtung per se in Frage stellen, sofern die genannten Standards nicht willkürlich festgelegt sind.

45

5 Zusammenfassung Generell muss bei Potenzialen zwischen dem praktischen, dem wirtschaftlichen und dem technischen Potenzial unterschieden werden. Hierbei stellt das technische Potenzial die Obergrenze des Möglichen dar. Dieses reduziert sich bei Berücksichtigung monetärer Aspekte auf das wirtschaftliche Potenzial, von welchem das praktische Potenzial durch den Einfluss von Hemmnissen nach unten bzw. durch positiv verstärkende sekundäre Effekte nach oben abweichen kann. Eine Übersicht über die Emissionen im Bestand und die Potenziale der Maßnahmen findet sich in Tabelle D-13.

Tabelle D-13: Zusammenfassung der untersuchen Maßnahmen und ihrer Potenziale

maximal wirtschaftlich realRaumwärme Dämmung 48 2 < 2

Biomasse 48 39 ca. 6Gas Brennwert 13 7 < 7

IuK CRT=>LCD 0,7 0,4PC=>Notebook 1,4 0,7

Beleuchtung KVG=>EVG 8,1 1,4 1,4 < 1,4

48

0 > 0

EmissionIst-Zustand

PotenzialAlle Werte in Mio. t/a

Die größten Potenziale können im Raumwärmebereich erschlossen werden. Durch das große wirtschaftliche Potenzial der Biomassenutzung ist es möglich, die praktischen Potenziale von Biomasse- und Gas-Brennwertnutzung in erster Näherung zu addieren. Dies zeigt deutlich, dass eine maximale CO2-Reduktion hier nur durch Diversifizierung der Energieträger und nicht durch monovalente Versorgung möglich ist.

Das geringe Potenzial im Bereich des Wärmeschutzes muss im Kontext der gesetzten Rahmenbedingungen – insbesondere der Energieträgerpreise – diskutiert werden. Durch den flachen Verlauf der Verminderungskostenkurve im mittleren Bereich ist bereits mit den aktuellen Energiepreisen in 2008 eine Vervielfachung des wirtschaftlichen Potenzials zu verzeichnen, so dass hier bereits Einsparungen von schätzungsweise mehr als 10 Mio. t jährlich wirtschaftlich erreicht werden können.

Im Anwendungsbereich Information und Kommunikation (IuK) besteht auf Grund der hohen Investitionskosten in Relation zum Verbrauch kein wirtschaftliches Verminderungspotenzial. Leistungsfähigkeit, Funktionalität und andere Aspekte als der Energieverbrauch bestimmen hier maßgeblich die Kaufentscheidung. Energie-einsparungen können als Sekundäreffekte hier jedoch durchaus auftreten, wie die fortschreitende Marktdurchdringung der LCD-Bildschirme verdeutlicht. Deshalb kann hier von einem praktischen Potenzial ausgegangen werden, das das wirtschaftliche übersteigt.

Bei der Beleuchtung können über 1,4 Mio. t wirtschaftlich eingespart werden, was etwa 10 % der beleuchtungsbedingten Emissionen entspricht. Der Einsatz von 3-Banden-leuchtstofflampen mit Austausch von KVG durch EVG ist in GHD, unabhängig vom Alter der Beleuchtungsanlage, stets wirtschaftlich. Jedoch liegt das praktische Potenzial aufgrund diverser Hemmnisse unterhalb des wirtschaftlichen Potenzials. Weitere Potenziale finden sich im Bereich der Leuchten sowie bei Glüh- und Halogenlampen. Die


hier technisch erzielbaren Einsparungen können, abhängig von der gewählten Maßnahme, das betrachtete Potenzial bei den Leuchtstofflampen übersteigen, jedoch ist eine monetäre Bewertung auf sektoraler Ebene nicht möglich.

47

E Der Haushaltssektor Der Haushaltssektor deckt seinen Energiebedarf größtenteils in Form von Endenergie aus dem Umwandlungssektor. Elektrische Energie und Fernwärme wird aus dem Kraftwerkssektor geliefert. Fossile Energieträger wie Kohle, Öl und Gas stammen aus dem Veredelungssektor. Obwohl auch biogene Energieträger wie Holz vor dem Einsatz in Haushalten aufbereitet und damit veredelt werden, zählt die Produktion von Pellets, Hackschnitzeln, Holzscheiten, Bioöl etc. nicht zwangsläufig zum Umwandlungssektor. Die Bereitstellung dieser Energieträger erfolgt sowohl in den Sektoren Industrie und GHD als auch in den Haushalten selbst.

Abbildung E-1 zeigt den Endenergieverbrauch für den Sektor „Haushalte“ nach An-wendungsarten im Jahr 2005. Der Bereich Raumwärme nimmt dabei mit ca. 75 % den bei weitem größten Anteil ein. Daher sind in diesem Sektor die größten Einsparpoten-ziale zu erwarten.

Raumwärme74%

mechanische Energie

8%

Beleuchtung2%sonstige

Prozess-wärme

4%

Warmwasser12%

2719 PJ

Abbildung E-1: Aufteilung des Endenergieverbrauchs auf die Anwendungsarten im Sektor Haushalte für 2005

49

1 Heizsysteme

1.1 Situation und Maßnahme Bei dieser Maßnahme wird die CO2-Verminderung sowohl durch Effizienzsteigerung als auch durch die Substitution des Energieträgers erreicht.

Die Art und Effizienz der verwendeten Wärmeerzeugungstechnik beeinflusst die Ver-luste und Emissionen. In Deutschland ist eine Reihe von Kesseln in Betrieb, die ihre geplante Lebensdauer bereits überschritten haben und den heutigen Ansprüchen nicht mehr genügen. Durch die deutliche Verbesserung der Jahresnutzungsgrade kann auch die Substitution von Systemen geringeren Alters wirtschaftlich sein.

Die Betrachtung berücksichtigt alle installierten Öl-, Gas- sowie Kohle-Kessel. Sie werden durch moderne Heizsysteme mit dem aktuellen Stand der Technik (2003) er-setzt. Die Betrachtung konzentriert sich auf folgende Maßnahmen:

• Maßnahme 1: Austausch des Heizkesselbestandes durch Gas-Brennwertkessel • Maßnahme 2: Austausch durch Holz-Pellet-Kessel • Maßnahme 3: Austausch durch Wärmepumpen-Systeme

Hierbei ist festzustellen, dass Wärmepumpen grundsätzlich nur für den Einsatz in Verbindung mit Niedertemperaturheizsystemen geeignet sind. Somit kommt die Umset-zung von Maßnahme 3 nur in Verbindung mit weiteren Maßnahmen oder bei entspre-chendem Bestand in Betracht.

Eine Betrachtung des Austausches von elektrisch betriebenen Heizsystemen wurde auf-grund der notwendigen hohen Investitionsmaßnahmen nicht durchgeführt. Hierbei fallen vor allem Investitionen bezüglich des gesamten Heizungssystems (Heizkörper, Wärmetauscher usw.) in Wohneinheiten an. Ein Austausch von Fernwärmesystemen wird aufgrund langfristiger Lieferverträge und Abnahmeverpflichtungen nicht vorge-sehen.

Ein Austausch von bereits installierten Holzpelletkesseln wird nicht betrachtet, weil kein zusätzliches CO2-Einsparpotenzial generierbar ist (da sie bereits nahezu CO2-neutral sind). Die Verminderungskosten wären aufgrund der nicht erzielbaren CO2-Ein-sparung unendlich hoch.

Der Betrachtungszeitraum der Maßnahme erstreckt sich über die jeweilige Lebensdauer der Heizkessel. Über diesen Zeitraum hinweg werden die Gesamtkosten und Gesamt-emissionen von Referenz und Maßnahme miteinander verglichen und die jeweiligen spezifischen CO2-Verminderungskosten ermittelt. Den Berechnungen liegen die in Tabelle E-1 angegebenen Daten zugrunde. /unveröffentlichte interne Studie/

50 Der Haushaltssektor

Tabelle E-1: Basisdaten der betrachteten Heizsysteme

Heiz- system

variable Kosten in €/MWh

Brennstoff-kosten,

Betriebsstoffe

fixe Kosten in €/kWa

Wartungskosten, Schornsteinfeger,

Instandhaltung

Investi-tions-kosten in €/kW

Laufzeit in

Jahren

CO2-Emissionen

in g/kWh

Öl 57 99 780 25 310

Gas 62 67 710 25 242

Kohle 45 210 1.300 20 491

Holz/Torf 20 210 1.300 20 64

Strom 188 17 430 25 558

Fernwärme 65 47 430 25 309

Pellets 41 210 1.300 25 63

Wärmepumpe 130 100 1.590 25 566

1.2 Theoretisches und technisches Potenzial Die Emissionen werden einerseits durch den geringeren Bedarf an Brennstoff aufgrund der Nutzungsgraderhöhung und andererseits durch die Brennstoffsubstitution reduziert. Bei einem theoretischen Tausch aller Heizkessel durch die CO2-ärmste Technologie und Einsatz des umweltfreundlichsten Energieträgers ergibt sich das maximale theoretische Potenzial.

Dieses Potenzial wird durch die eingeschränkte Verfügbarkeit eines einzelnen Brenn-stoffes und die begrenzten Produktionskapazitäten für eine spezielle Kesseltechnologie reduziert. So wird in weiterer Folge der Kesseltausch in realistischem Rahmen entspre-chend der obigen Beschreibung der Maßnahmen untersucht.

1.3 Referenz Die Referenz ist der Heizkesselbestand in Deutschland des Jahres 2003, der bis zur technisch notwendigen Erneuerung weiter betrieben wird. Der Heizkesselbestand wurde auf Basis des Gebäudebestandes ermittelt.

1.3.1 Ermittlung des Gebäudebestandes Die vorhandenen Werte in der Literatur beziehen sich zum einen auf Wohneinheiten, zum anderen auf Wohngebäude. Somit ist es notwendig, diese Angaben auf eine einheit-liche Bezugsgröße umzurechnen. Da sich die Berechnung des Heizsystembestandes aus dem Gebäudebestand wesentlich flexibler gestalten lässt, wurden die Wohngebäude-zahlen als Bezugsgröße gewählt. Die Ermittlung des Heizsystembestandes basiert somit weitestgehend auf der Modellierung der Gebäudestruktur.

Aus den Statistiken des Statistischen Bundesamtes /STBF 03/ ergibt sich für die Anzahl der Einfamilienhäuser (EFH) e zur Anzahl der Zweifamilienhäuser (ZFH) z ein Verhält-nis von 3:1, also e = 3 z. Dieses Verhältnis wird für den gesamten Berechnungszeitraum als konstant angenommen. Weiters ist für diesen Zeitraum die Anzahl der Wohnungen

Heizsysteme 51

je Mehrfamilienhaus (MFH) wm angegeben. Für die Jahre vor 1995 wird für wm der Wert von 1995 angenommen.

Von /StBu 07/ sind Werte für den Wohnungs- und Gebäudebestand für den Zeitraum von 1950 bis 2005 vorhanden. Da für die Jahre bis 1958 die Bestandszahlen den Bereich des Saarlandes nicht mit berücksichtigen, werden lediglich die Werte ab 1959 für die Aus-wertung herangezogen. Da bis 1993 keine gemeinsame Erhebung stattfand, werden die Zahlen des früheren Bundesgebietes und die der neuen Länder (mit Berlin-Ost) addiert. Ab dem Jahr 1994 kann auf eine gemeinsame Erhebung zurückgegriffen werden.

Aus den vorhandenen Zahlen für den Wohnungs- und Gebäudebestand wird die durch-schnittliche Anzahl der Wohnungen pro Gebäude wg ermittelt. Unter Einbezug der Annahme e = 3 z lässt sich für jedes Stützjahr die Anzahl der Mehrfamilienhäuser (MFH) m wie folgt berechnen:

Anzahl der Gebäude: g

Anzahl der Wohnungen: w

ze ⋅= 3 gmze =++

wmwze m =⋅+⋅+ 2

5454−⋅⋅−⋅=

mwgwm

Abbildung E-2 zeigt die Entwicklung des Gebäudebestands in den Haushalten im Zeitraum von 1950 bis 2003.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1950

1952

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

Jahr

Anz

ahl G

ebäu

de in

Mill

ione

n

EFH ZFH MFH

Abbildung E-2: Gebäudebestandsentwicklung in Haushalten von 1950 bis 2003

Um dem Gebäudebestand eine Altersstruktur entnehmen zu können, ist die Kenntnis über die Baujahre der einzelnen Gebäude von Bedeutung. Daher werden die ermittelten Gebäudebestandsjahre auf jährliche Zubauraten zurückgerechnet. Dies erfolgt unter der


Annahme, dass jährlich 0,051 % der Ein- und Zweifamilienhäuser sowie 0,067 % der Mehrfamilienhäuser abgerissen werden. Das sind die durchschnittlichen Abrissraten aus den Jahren 1992 bis 2003 /STBF 03/.

Durch die so ermittelten Zubauraten kann nun für beliebige Betrachtungszeitpunkte eine Altersverteilung der Gebäude ermittelt werden.

1.3.2 Ermittlung des Heizsystembestandes Ausgehend vom Gebäudebestand wird der Bestand der Heizsysteme ermittelt. Dies erfolgt unter der Annahme, dass jedes Einfamilienhaus mit einem Heizsystem, jedes Zweifamilienhaus mit zwei Heizsystemen sowie jedes Mehrfamilienhaus mit einem Heizsystem ausgestattet ist.

Altersstruktur Um auf die Altersstruktur der Heizsysteme schließen zu können, wird von einer vom Alter abhängigen Sterblichkeit der Systeme ausgegangen. Für eine Lebensdaueranalyse wird üblicherweise eine Weibull-Verteilung als charakteristisch angesehen:

ααα ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−−

⋅⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⋅= T

t

eTt

Ttf

1

)(

Als charakteristische Lebensdauer für Heizungsanlagen wurden nach /HTG 08/ 25 Jahre angenommen. Für eine Standardabweichung bei der Gauß-Verteilung von 3 Jahren ergibt sich für die Weibull-Verteilung eine Ausfallsteilheit von α=9. Die Survivorfunk-tion der überlebenden Anlagen ergibt sich danach aus dem Integral der Weibull-Ver-teilung zu:

α

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

=−= Tt

etFtS )(1)(

In Abbildung E-3 sind die angesetzte Verteilungsfunktion und die zugehörige Stamm-funktion graphisch dargestellt. Etwa 65 % der Anlagen fallen nach 25 Jahren aus.

Heizsysteme 53

0%

2%

4%

6%

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10%

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10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33Jahre

Vert

eilu

ng

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40%

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80%

100%

Aus

falll

inie

Abbildung E-3: Weibull-Verteilung und Ausfalllinie für T=25a und α=9

Muss nun ein Heizsystem ersetzt werden, so verringert sich in der Modellierung der Bestand im Baujahr des zu ersetzenden Heizsystems um eine Einheit; der Bestand im Jahr des Simulationsjahres wird um eine Einheit erhöht.

Energieträgerspezifische Systemverteilung Um auf die Verteilung der einzelnen Energieträger schließen zu können, wird die Vertei-lung der Zubauraten gebäudespezifisch festgelegt. Dabei wird bei Ein- und Zwei-familienhäusern (EZH) von der gleichen Verteilung auf die einzelnen Energieträger ausgegangen. In Abbildung E-4 ist die Aufteilung der zugebauten Heizsysteme in Ein- und Zweifamilienhäusern (EZH) auf die verschiedenen Energieträger im Betrachtungs-zeitraum 1950 bis 2003 dargestellt. Abbildung E-5 zeigt die Verteilung der zugebauten Heizsysteme in den Mehrfamilienhäusern (MFH). In beiden Abbildungen sind die gleichen wesentlichen Trends bei der Energieversorgung zu erkennen. Gegen Ende der 50er, Anfang der 60er Jahre des letzten Jahrhunderts wurden überwiegend Ölheizungen installiert, während immer weniger Kohleheizungen gebaut wurden. Während der Ölkrise wurden Wohnungen statt mit Öl zunehmend mit Gas versorgt. Auch wurden zunehmend Elektrospeicheröfen installiert. Der Trend zum Gas hält bis heute an. Zusätzlich basieren immer mehr Heizsysteme auf Fern- und Nahwärme. Mit Biogas versorgte Gasheizungen zählen bei dieser Betrachtung weiterhin als Gassystem.


1950

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1959

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100,0%

Jahr

Kohle ÖlStrom Fern-/Nahwärmeregenerative Energien Gas

Abbildung E-4: Heizsystemverteilung EZH nach Energieträgern

1950

1953

1956

1959

1962

1965

1968

1971

1974

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1983

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2001

0,0%

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40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

Jahr

Kohle ÖlStrom Fern-/Nahwärmeregenerative Energien Gas

Abbildung E-5: Heizsystemverteilung MFH nach Energieträgern

Bei der Modellierung des Heizsystembestandes zu einem Betrachtungszeitpunkt muss auch das Auswechseln von Heizsystemen betrachtet werden. Dabei verändert sich zum einen die Altersstruktur, zum anderen wird dadurch die Verteilung auf die einzelnen

Heizsysteme 55

Energieträger beeinflusst. Dies rührt daher, dass bei einem Tausch der Heizungsanlage durchaus ein Wechsel zu einem anderen Heizsystem stattfinden kann. Daher wurden bei der Modellierung des Heizsystembestandes Annahmen dafür getroffen, mit welcher Wahrscheinlichkeit bei einem Tausch der Heizungsanlage ein Energieträgerwechsel erfolgt. Die angenommenen systemspezifischen Wahrscheinlichkeiten sind in Tabelle E-2 getrennt nach Gebäudetypen aufgeführt.

Tabelle E-2: Systemspezifische Wahrscheinlichkeit für einen Energieträgerwechsel

Öl Gas Kohle RegenerativeEnergien

Strom Fern- und Nahwärme

EZH MFH EZH MFH EZH MFH EZH MFH EZH MFH EZH MFH 70 % 70 % 90 % 90 % 5 % 5 % 20 % 20 % 30 % 30 % 100 % 100 %

Daraus lässt sich der Gesamtbestand der Heizsysteme bis zum Jahr 2003 ermitteln. Abbildung E-6 zeigt den Verlauf für den Gesamtbestand der Heizkessel nach Energie-trägern.

0

2

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Jahr

Anz

ahl H

eizs

yste

me

in M

illio

nen Strom

Fern-/Nahwärmeregenerative EnergienKohleGasÖl

Abbildung E-6: Gesamtbestand der Heizkessel von 1950 bis 2003

Als Nutzungsgrade für die Kessel werden die durchschnittlichen Nutzungsgrade der einzelnen Baualtersklassen verwendet. Als Basisjahr wird daher immer die Mitte des Zeitraums der Baualterklasse herangezogen (siehe Tabelle E-3).


Tabelle E-3: Basisjahr für die Nutzungsgrade in den jeweiligen Baualtersklassen

Baualtersklasse Verwendetes Basisjahr

BA 1 1957

BA 2 1975

BA 3 1990

BA 4 2000

BA 5 2005

BA 6 2015

Abbildung E-7 stellt den Bestand der Heizkessel nach Baualtersklassen und verwende-tem Energieträger dar.

0

1

2

3

4

5

6

7

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9

BA1: bis 1968 BA2: 1969-1983

BA3: 1984-1995

BA4: 1996-2001

BA5: 2002-2009

Anz

ahl H

eizu

ngss

yste

me

in M

illio

nen Sonstige

FernwärmeStromGasÖlKohle

Abbildung E-7: Beheizungsstruktur in deutschen Haushalten im Jahre 2003

Die Anzahl der Heizkessel in Baualtersklasse 1 (bis 1968) ist nahezu null, weil diese alten Systeme, bis auf wenige Einzelfälle, bereits durch neue ersetzt wurden. Die BA 5 beschreibt den Zeitraum vom Jahr 2002 bis 2009. Für die Untersuchung sind in dieser Baualtersklasse nur die Systeme der Jahre 2002 und 2003 erfasst (vgl. Abbildung E-7).

Aus der Anzahl der installierten Kessel, dem jeweiligen Nutzungsgrad und der mittleren Kesselleistung lässt sich die gesamte installierte Leistung je Energieträger und Bau-altersklasse ermitteln. Der Berechnung der eingesetzten Endenergiemenge werden 2.270 Volllaststunden pro Jahr zu Grunde gelegt.

Die Verteilung des Heizkesselbestands in Deutschland wird in Abbildung E-8 darge-stellt. Der Bestand unterteilt sich in verschiedene Endenergieträger. Auffallend ist der steigende Anteil an gasbefeuerten Kesseln.

Heizsysteme 57

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100

200

300

400

500

600

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1975

1977

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1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

Baujahr

Anz

ahl i

n Ts

d

Fern-/Nahwärme

Strom

regenerative Energien

Kohle

Gas

Öl

Abbildung E-8: Heizsystemverteilung nach Energieträgern im Jahre 2003

Die Verteilung wird folgendermaßen ermittelt: Auf Basis der statistischen Jahrbücher /STBF 03/ wird ein Modell für die Verteilung des Heizkesselbestands erstellt und mittels der /BVS 06/ plausibilisiert.

Leistungsspezifische Aufteilung Die Heizlast bzw. Heizleistung wurde mit eine Wärmebedarfssimulation (/HTG 08/) für das durchschnittliche Gebäude in Deutschland für jeden Gebäudetyp (EFH, ZFH, MFH) ermittelt. Im Folgenden sind die Ergebnisse der Berechnung angegeben:

• Einfamilienhaus (EFH): 9 kW • Zweifamilienhaus (ZFH): 18 kW • Mehrfamilienhaus (MFH): 22 kW

Rund 20 % aller Gebäude sind Mehrfamilienhäuser, 80 % sind Ein- und Zweifamilien-häuser (EZH). Diese 80 % bestehen zu 25 % aus Zweifamilienhäusern und zu 75 % aus Einfamilienhäusern. Aus dieser Verteilung ergibt sich eine mittlere Leistung von 13,4 kW je Heizkessel.

1.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten

Kosten der Referenz Bei der Betrachtung der Referenz werden zunächst die variablen Betriebskosten bis zum nächsten regulären Austausch berechnet. Die variablen Betriebskosten sind vom Brenn-stoffverbrauch abhängig und damit vom Nutzungsgrad der Anlage. Nach dem Austausch wird zur Berechnung der Betriebskosten der Nutzungsgrad des neuen Kessels herange-zogen, was sich im Regelfall in geringeren jährlichen Betriebskosten niederschlägt. Erfolgt während des Betrachtungszeitraums ein weiterer Austausch des Kessels, so wird die Berechnung der Betriebskosten ab dem zweiten Austausch mit dem Nutzungsgrad des neuesten Kessels durchgeführt. Neben den variablen Betriebskosten entstehen fixe Betriebskosten, die lediglich vom verwendeten Energieträger abhängen. Sie beinhalten Wartungskosten, Kosten für Schornsteinfeger und Instandsetzung etc. und bleiben


während der gesamten Betrachtungsdauer gleich, unabhängig davon, ob ein neuerer Kessel eingebaut wurde. Zusätzlich entstehen für jeden Kesseltausch Investitionskosten, die ebenfalls vom verwendeten Energieträger abhängen.

Nach Ende des Betrachtungszeitraums verbleibt ein bestimmter Restwert des ausge-tauschten Kessels. Zur Ermittlung des Restwerts werden die Investitionskosten für den Kessel über seine Lebensdauer linear abgeschrieben.

Die Gesamtkosten ergeben sich aus der Summe aller im Betrachtungszeitraum ange-fallenen fixen und variablen Betriebskosten und den Investitionskosten abzüglich des Restwerts des Kessels am Ende des Betrachtungszeitraums. Die Gesamtkosten werden über den kompletten Betrachtungszeitraum auf den Beginn des Zeitraums diskontiert. Diese Kosten entsprechen dem Betrag, der zu Beginn des Betrachtungszeitraums zur Verfügung stehen müsste, um alle anfallenden Kosten während dem Betrachtungszeit-raum abdecken zu können. (vgl. Kapitel Methodik)

Kosten der Maßnahme Die Kostenbetrachtung der Maßnahme erfolgt ebenfalls zweigeteilt. Bis zum Zeitpunkt der Maßnahme im ersten Jahr nach Beginn des Betrachtungszeitraums werden die variablen und fixen Betriebskosten der Referenz zur Berechnung herangezogen. In der Berechnung werden für die Dauer nach dem Kesseltausch, also ab dem ersten Jahr nach Beginn des Betrachtungszeitraums, die variablen Betriebskosten der jeweiligen Maß-nahme herangezogen. Auch die jährlichen fixen Betriebskosten werden dann entspre-chend der jeweiligen Maßnahme in die Berechung miteinbezogen.

Weiter fallen Investitionskosten an, die je nach Maßnahme verschieden sind. Da der Betrachtungszeitraum der Lebensdauer der Maßnahme entspricht, verbleibt am Ende des Betrachtungszeitraums kein Restwert, der in der Kostenbetrachtung berücksichtigt werden muss.

Die Gesamtkosten ergeben sich aus der Summe der variablen und fixen Betriebskosten sowie der für die Maßnahme notwendigen Investitionskosten. Alle Kostenanteile werden auf den Beginn des Zeitraums diskontiert.

Emissionen der Referenz Zur Berechnung der Emissionen werden die jährlichen Emissionen der zu ersetzenden Anlage im Jahr der Maßnahmendurchführung verwendet. Hintergrund dieser Überle-gung ist die Tatsache, dass Emissionsminderungsziele – wie im Kyotoprotokoll festgelegt bzw. in politischen Diskussionen debattiert – immer auf einen Referenzzeitpunkt und damit auf die zu diesem Zeitpunkt installierten Systeme bezogen werden.

Zur Berechnung der Gesamtemissionen werden die jährlichen Emissionen der Referenz auf die Dauer des Betrachtungszeitraums hochgerechnet.

CO2-Verminderungskosten In der Abbildung E-9 sind die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten der Maßnahme 1 dargestellt. Der Austausch des Kesselbestandes durch Gas-Brennwertkessel stellt ein CO2-Verminderungspotenzial von insgesamt ca. 40 Mio. t/a dar. Die Verminderungskosten liegen bei der Maßnahme zwischen ca. –19 €/t und un-endlich (Austausch Gaskessel gegen Gaskessel). Der Hauptanteil des CO2-Einspar-

Heizsysteme 59

potenzials von ca. 37 Mio. t/a kann mit Kosten zwischen –19 €/t und 97 €/t erschlossen werden.

Die geringsten Verminderungskosten weisen die älteren Baualtersklassen BA2 und BA3 auf. Ein Ersatz einer ineffizienten Kohle- oder Ölheizung durch eine moderne Gas-Brennwert-Heizung bringt relativ hohe CO2-Einsparungen und dementsprechend nied-rige Verminderungskosten. Die höchsten Verminderungskosten weisen die jüngeren Baualtersklassen (BA4 und BA5) auf. Eine moderne Ölheizung durch einen Gaskessel zu ersetzen bringt relativ geringe Einsparungen an CO2.

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0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

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ten

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Öl BA2Kohle BA2

Gas BA3

Öl BA5Öl BA4

Kohle BA5Kohle BA4Öl BA3Kohle BA3

Gas BA2

Gas BA5

Gas BA4

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2.500

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rung

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Öl BA2 Kohle BA2

Gas BA3

Öl BA5Öl BA4

Kohle BA5Kohle BA4Öl BA3

Kohle BA3Gas BA2

Gas BA5

Gas BA4

Abbildung E-9: Maßnahme 1 – Heizkesselaustausch durch Gas-Brennwertkessel

Die Abbildung E-10 zeigt die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 2. Mit der Maßnahme 2 kann ein CO2-Einsparungspotenzial von ca. 130 Mio. t/a erzielt werden.


Diese Maßnahme kostet zwischen 5 €/t und 25 €/t. Ein wirtschaftliches Potenzial konnte nicht aufgezeigt werden. Die kumulierten Verminderungskosten betragen ca. 2.000 Mio. €/a.

0

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Kohle BA4

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Öl BA2Öl BA3

Gas BA3Gas BA5

Gas BA4

Kohle BA2Kohle BA3

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2.000

2.500

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Verm

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Gas BA2

Öl BA5Öl BA4

Öl BA2

Öl BA3

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Gas BA5Gas BA4

Kohle BA2Kohle BA3

Kohle BA4Kohle BA5

Abbildung E-10: Maßnahme 2 – Heizkesselaustausch durch Holzpelletheizung

In Abbildung E-11 sind die Verminderungskosten für die Maßnahme 3 dargestellt. Diese Maßnahme sieht den Austausch des Kesselbestandes durch Wärmepumpen vor und mit ihr könnten CO2-Einsparungen von ca. 75 Mio. t/a erzielt werden. Die Maß-nahme hat spezifische Verminderungskosten, die zwischen ca. 21 €/t und etwa 138 €/t liegen. Die kumulierten Verminderungskosten betragen 6.000 €/a. Ein wirtschaftliches Potenzial kann durch den Austausch des Kesselbestandes durch Wärmepumpen nicht erreicht werden.

Heizsysteme 61

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Kohle BA2

Kohle BA4Öl BA2

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Kohle BA2

Kohle BA4

Öl BA2Kohle BA3

Gas BA5Öl BA5

Öl BA4

Kohle BA5

Gas BA3

Gas BA4

Öl BA3

Gas BA2

Abbildung E-11: Maßnahme 3 – Heizkesselaustausch durch Wärmepumpe

1.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Ein wirtschaftliches CO2-Einsparpotenzial von ca. 4 Mio. t/a konnte nur bei der Maß-nahme 1, dem Wechsel zum Gas-Brennwertkessel, erreicht werden. 4 Mio. t CO2/a werden durch Tausch aller bestehenden Öl-Kessel in der Baualtersklasse 2 eingespart (in BA1, der ältesten Klasse, gibt es praktisch keine Kessel mehr). Die weiteren be-trachteten Maßnahmen 2 (Austausch gegen Holzpellet-Kessel) und 3 (Austausch gegen Wärmepumpen) weisen kein wirtschaftliches Potenzial auf (vgl. Abbildung E-10 und Abbildung E-11).


1.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Es gibt viele Gründe, weshalb die Verbraucher den Heizkesseltausch hinauszögern. Heizkessel werden in der Regel erst am Ende ihrer Lebensdauer getauscht, da vielfach immer noch die Meinung vorherrscht, dass es in jedem Fall rentabler ist, den alten Kessel weiter einzusetzen. Anders als beispielsweise beim Auto nimmt der Verbraucher die Alterung des Heizkessels nicht unmittelbar wahr und sieht dementsprechend keinen Handlungsbedarf.

Ein weiterer Grund ist, dass Vermieter die Kosten nicht direkt den Mietern aufrechnen dürfen, deshalb den bestehenden Heizkessel mitsamt seinen höheren Brennstoffkosten weiter betreiben und die jährlichen Heizkostenerhöhungen direkt an die Mieter weitergeben.

Das praktische sowie das wirtschaftliche Potenzial werden stark von den Endenergie-preisen bestimmt. Durch den Anstieg der konventionellen Energiepreise wird der Wechsel zu regenerativen Energieträgern aber zunehmend rentabler.

Das wirtschaftliche Potenzial ist zwar sehr gering, aber es kann ein erhebliches Poten-zial zu relativ geringen Kosten erschlossen werden. Bei der Maßnahme 2 (Tausch aller Heizkessel durch Holzpellet-Kessel) ergibt sich ein Gesamtpotenzial von 130 Mio. t CO2/a, das mit Kosten von weniger als 30 €/t erschlossen werden kann (vgl. Abbildung E-10).

63

2 Austausch der Heiz- und Zirkulationspumpen

2.1 Situation und Maßnahme Eine Studie (vgl. Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.) hat ergeben, dass in etwa 95 % der Einfamilienhäuser überdimensionierte Pumpen installiert sind, von denen ungefähr die Hälfte ihre Lebensdauer von 10-15 Jahren überschritten hat. Die untersuchten Mehrfamilienhäuser wiesen in 70 % der Fälle überdimensionierte Pumpen auf. Die Betriebsdauer der Pumpe überstieg in 50 % der EFH und in 40 % der MFH die Zeit der Heizperiode, was bedeutet, dass die Pumpen ganzjährig in Betrieb sind. Hieraus würden sich bei der konsequenten Umsetzung der empfohlenen Maßnahmen bereits in den kommenden Jahren erhebliche Einsparungen ergeben.

Bei dieser Betrachtung werden ausschließlich Heizkreis- und Zirkulationspumpen berücksichtigt. Die ebenfalls in Haushalten eingesetzten Boilerladepumpen werden auf Grund der vergleichsweise geringen Betriebszeiten von etwa 400 bis 800 h/a und der daraus resultierenden geringen Energieaufnahme nicht betrachtet.

2.2 Theoretisches und technisches Potenzial In Tabelle E-4 sind die Ergebnisse unterschiedlicher Studien zur Überdimensionierung des aktuellen Pumpenbestandes angegeben. Für diese Untersuchung wird mit folgenden Durchschnittswerten gerechnet: EFH = 3 und MFH = 2,8.

Tabelle E-4: Überdimensionierung des Pumpenbestandes

Überdimensionierung des Pumpenbestandes

BA für Energie-wirtschaft /BEW 96/

Bach H. /BAH 92/

Jagnow K. /JAK 04/

Impuls-programm

Hessen /IPH 96/

EFH Faktor der

Überdimen-sionierung

3 2,7 3,3 2,7

MFH Faktor der

Überdimen-sionierung

3 2,4 2,3 3,4

Einsparungen lassen sich grundsätzlich durch zwei Maßnahmen erzielen:

• optimale Dimensionierung • Umstieg auf effizientere Pumpen

In Tabelle E-5 und Tabelle E-6 ist der Leistungsbedarf pro Heizkreis- und Zirkula-tionspumpe in EFH und MFH dargestellt. Es werden jeweils drei Situationen unter-schieden.

1. Referenz mit herkömmlichen AC-Pumpen.


2. Optimale Auslegung der Pumpen auf den tatsächlichen Bedarf, es werden wiederum herkömmliche AC-Pumpen genutzt.

3. Die optimal ausgelegten AC-Pumpen werden durch effizientere EC-Pumpen er-setzt.

EC-Motoren verfügen, im Gegensatz zu AC-Motoren, über eine elektronische Ansteue-rung (Kommutierung).

Tabelle E-5: Pumpentausch EFH

Pumpentausch EFH

Leistung

Heizkreispumpe in W

Wirkungsgrad Leistung

Zirkulationspumpein W

Wirkungsgrad

Referenz (AC) 75 55% 50 40% angepasst (AC) 25 33% 17 31%

effizient (EC) 13 62% 9 60%

Im Durchschnitt weisen Heizkreispumpen in EFH einen Leistungsbedarf von 75 W auf. Da deren Leistung in der Regel etwa um das Dreifache zu hoch ist, ergibt die optimale Auslegung einen Leistungsbedarf von 25 W (vgl. /WKU 05/). Pumpen mit AC-Motoren im Leistungsbereich von 25 W besitzen einen Wirkungsgrad von ca. 33 %. Dieselbe Arbeit kann mit effizienten EC-Pumpen mit der Leistung von ca. 13 W und einem Wirkungs-grad von ca. 62 % verrichtet werden. Analog dazu lässt sich die Leistung der Zirkulationspumpen von 50 W auf 9 W reduzieren.

Tabelle E-6: Pumpentausch MFH

Pumpentausch MFH

Leistung

Heizkreispumpe in W

Wirkungsgrad Leistung

Zirkulationspumpe in W

Wirkungsgrad

Referenz (AC) 59 43% 117 52% angepasst (AC) 26 33% 50,9 40%

effizient (EC) 14 62% 30,8 66%

In MFH kann die Leistung von Heizkreispumpen von 59 auf beinahe 14 W, bei Zirkulationspumpen von 117 auf etwa 31 W gesenkt werden (vgl. /BIN 01/).

Aufgrund des Anteils an überdimensionierten und ganzjährig betriebenen Pumpen ergeben sich vier Betrachtungsfälle:

• 7.300 h/a (Dauerbetrieb) • 5.500 h/a (nur Betrieb während der Heizperiode) • überdimensionierte Pumpen • optimal dimensionierte Pumpen

Austausch der Heiz- und Zirkulationspumpen 65

In Tabelle E-7 ist die Ermittlung des CO2-Einsparpotenzials pro Heizkreispumpe im EFH angegeben. Die größten Energieeinsparungen von etwa 470 kWh/a ergeben sich beim Tausch einer in Dauerbetrieb (7.300 h/a) laufenden, überdimensionierten Pumpe (AC) gegen eine nur während der Heizperiode (5.500 h/a) laufende, optimal dimensio-nierte effiziente EC-Pumpe.

Neben den überdimensionierten Pumpen werden auch angepasste Pumpen ausge-tauscht. Die überdimensionierten Pumpen werden durch Pumpen mit höherem Wir-kungsgrad (geringerem Leistungsbedarf) ausgetauscht. Des Weiteren werden die über-dimensionierten Pumpen auf eine Betriebszeit von 5.500 h/a angepasst. Der Austausch der angepassten (optimal dimensionierten) Pumpen erfolgt mit Pumpen höheren Wir-kungsgrades (EC-Pumpen): Die jährlichen Einsparungen an elektrischer Energie variie-ren je nach Ausgangssituation zwischen ca. 60 und etwa 470 kWh/a, woraus finanzielle Einsparungen von etwa 11 bis 80 €/a resultieren. Die CO2-Einsparungen liegen zwischen 38 und 278 kg/a.

Tabelle E-7: Energieverbrauch & –Einsparung Heizkreispumpe EFH

Energieverbrauch & Energieeinsparung Heizkreispumpe EFH

Leistung pro Pumpe Investitionskosten

Referenz(AC) (überdimensioniert) W 75 € 181 angepasst (AC) (optimal dimensioniert) W 25 € 145

effizient (EC) W 13 € 274

Energiebedarf Betriebskosten CO2-Emissionen

Referenz (AC) 7.300 h/a kWh/a 548 €/a 92,3 kg/a 320 angepasst (AC) 7.300 h/a kWh/a 183 €/a 30,8 kg/a 107 Referenz (AC) 5.500 h/a kWh/a 413 €/a 69,5 kg/a 241 angepasst (AC) 5.500 h/a kWh/a 138 €/a 23,2 kg/a 80

effizient (EC) 5.500 h/a kWh/a 73 €/a 12,3 kg/a 43

Energieeinsparung pro Pumpe

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a kWh/a 474 €/a 80,0 kg/a 278

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 7.300 h/a kWh/a 109 €/a 18,4 kg/a 64

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 5.500 h/a kWh/a 339 €/a 57,2 kg/a 199

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 5.500 h/a kWh/a 64 €/a 10,8 kg/a 38

In Tabelle E-8 wird die Ermittlung des CO2-Einsparpotenzials der Zirkulationspumpen in EFH angegeben. Diese Pumpen werden, bei einer Laufzeit von 16 h/d (vgl. /JAK 04/), jährlich 5.840 Stunden betrieben. Die Maßnahme effizient (EC) wird mit der Referenz (überdimensionierte Pumpe) bzw. einer optimal dimensionierten Pumpe verglichen.


Die Energieeinsparungen liegen, trotz der längeren Betriebsdauer, unter jenen der Heizkreispumpen. Jedoch kann der Bedarf an elektrischer Energie durch einen Pumpen-tausch um bis zu gut 240 kWh/a je Pumpe verringert werden. Zusätzlich haben effiziente Pumpen mit geringen Leistungsanforderungen meist einen geringeren Anschaffungs-preis als die Referenz, wodurch in Kombination zu den Einsparungen bei den Betriebs-kosten wirtschaftliche Vorteile entstehen. Im Hinblick auf Emissionseinsparungen lässt sich durch die effiziente Alternative eine Reduzierung um etwa 140 kg/a je Pumpe erzielen.

Tabelle E-8: Energieverbrauch & –einsparung Zirkulationspumpe EFH

Energieverbrauch & Energieeinsparung Zirkulationspumpe EFH

Betriebsdauer 5.840 h/a


Referenz (AC) 50 W 168 € angepasst (AC) 17 W 144 €

effizient (EC) 8,6 W 104 €


Referenz (AC) 292 kWh/a 49,2 €/a 171 kg/a angepasst (AC) 97 kWh/a 16,4 €/a 57 kg/a

effizient (EC) 49 kWh/a 8,3 €/a 29 kg/a

Energieeinsparung pro Pumpe

effizient (EC) bei 5.840 h/a zu Referenz (AC) 242 kWh/a 40,7 €/a 141 kg/a effizient (EC) bei 5.840 h/a zu angepasst (AC) 47 kWh/a 7,9 €/a 28 kg/a

In Tabelle E-9 ist, analog zum EFH (vgl. Tabelle E-7), die Ermittlung des CO2-Einspar-potenzials von Heizkreispumpen im MFH angegeben.


Tabelle E-9: Energieverbrauch & –einsparung Heizkreispumpe MFH

Energieverbrauch & Energieeinsparung Heizkreispumpe MFH


Referenz 59 W 155 € optimale Dimensionierung 26 W 145 €

Maßnahme 14 W 274 €


Betriebsdauer 7.300 h/a Referenz 1 428 kWh/a 72,2 €/a 251 kg/a

optimale Dimensionierung 1 186 kWh/a 31,4 €/a 109 kg/a Betriebsdauer 5.500 h/a

Referenz 2 323 kWh/a 54,4 €/a 189 kg/a optimale Dimensionierung 2 140 kWh/a 23,6 €/a 82 kg/a

Maßnahme 75 kWh/a 12,6 €/a 44 kg/a

Differenz

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 354 kWh/a 59,6 €/a 207 kg/a

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 7.300 h/a 112 kWh/a 18,8 €/a 65 kg/a effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 5.500 h/a 248 kWh/a 41,8 €/a 145 kg/a

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 5.500 h/a 66 kWh/a 11,1 €/a 38 kg/a

Bei den Heizkreispumpen im MFH erfolgt wiederum die Einteilung nach der Betriebs-dauer. Die Werte beziehen sich jeweils auf eine Pumpe, in MFH werden durchschnittlich drei Pumpen eingesetzt. Bei einem Austausch von Heizkreispumpen können demnach bis zu 1.062 kWh/a an elektrischer Energie eingespart werden. Dies entspricht einer CO2-Verminderung von etwa 620 kg/a.

Tabelle E-10 stellt die Ermittlung des Einsparpotenzials bei den Zirkulationspumpen im MFH dar.

Die Laufzeit der Zirkulationspumpen im MFH entspricht jener der ganzjährig betriebe-nen Heizkreispumpen. Es können knapp 630 kWh/a eingespart werden, woraus eine jährliche CO2-Einsparung von fast 370 kg resultiert. Recherchen haben ergeben, dass bereits die Investitionskosten der Maßnahme etwa 50 € unter jenen der Referenz liegen. In Anbetracht der zusätzlichen jährlichen Minderkosten während des Betriebs von mehr als 100 €, erweist sich ein Umstieg neben den ökologischen Vorteilen auch aus wirt-schaftlicher Sicht als sinnvoll.


Tabelle E-10: Energieverbrauch & -einsparung Zirkulationspumpe MFH

Energieverbrauch & Energieeinsparung Zirkulationspumpe MFH

Betriebsdauer 7.300 h/a


Referenz 117 W 200 € optimale Dimensionierung 51 W 168 €

Maßnahme 31 W 156 €


Referenz 854 kWh/a 144,0 €/a 500 kg/a optimale Dimensionierung 371 kWh/a 62,6 €/a 217 kg/a

Maßnahme 229 kWh/a 38,7 €/a 134 kg/a

Differenz

effizient (EC) bei 5.840 h/a zu Referenz (AC) 629 kWh/a 106,0 €/a 368 kg/a effizient (EC) bei 5.840 h/a zu angepasst (AC) 146 kWh/a 24,7 €/a 86 kg/a

Tabelle E-11 stellt die gesamten energetischen Einsparungen in EFH und MFH dar. Die Ergebnisse der vorangegangenen Tabellen werden auf den Gesamtbestand an Gebäuden bezogen. Bei den EFH wird dabei davon ausgegangen, dass jeweils eine Umwälz- und Zirkulationspumpe installiert ist. In MFH hingegen wird von drei Um-wälzpumpen und einer Zirkulationspumpe ausgegangen. Hieraus ergibt sich für die verschiedenen Pumpen-Technologien eine Gesamtanzahl von jeweils ca. 13,5 Mio. Umwälz- und Zirkulationspumpen im EFH. Im MFH liegt die Zahl der Umwälzpumpen demzufolge bei knapp über 9 Mio., die Menge der Zirkulationspumpen liegt bei etwa 3 Millionen. Durch den Umstieg auf effiziente Pumpen können ca. 42 PJ/a an Energie eingespart werden, was einer Reduktion von ca. 78 % im Vergleich zur Referenz (ca. 53 PJ) entspricht. Die größten Einsparungen lassen sich mit fast 19 PJ bei den Heizkreispumpen und 11 PJ bei den Zirkulationspumpen im EFH erzielen, was einer Reduktion um 72 % entspricht.


Tabelle E-11: Einsparung an elektrischer Energie

Energieeinsparung durch Pumpentausch

Energieeinsparung in kWh/a Anzahl

Energie-einsparung

in PJ/a

EFH Heizkreispumpen

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 474 6.380.000 10,89


effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 109 336.000 0,13

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 64 336.000 0,08

Gesamt 13.432.000 18,90 Zirkulationspumpe

effizient zu Referenz (AC) 242 12.761.000 11,10 effizient zu angepasst (AC) 47 672.000 0,11

Gesamt 13.432. 000 11,21 Gesamteinsparung

(Heizkreispumpen+Zirkulationspumpen) 30,12 MFH

Heizkreispumpen effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 356 2.536.000 3,25






Gesamt 3.019.000 5,26 Gesamteinsparung

(Heizkreispumpen+Zirkulationspumpen) 11,59

Gesamteinsparungen Haushalte 41,70

Aus Tabelle E-11 folgen direkt die in Tabelle E-12 angeführten Werte für die CO2-Einsparung, die durch einen Austausch des Pumpenbestandes erreichbar wären.


Tabelle E-12: CO2-Einsparung durch Pumpentausch

CO2-Einsparung durch Pumpentausch

Emissions-einsparung

in kg/a Anzahl

Emissions-einsparung in Mio. t/a

EFH Heizkreispumpen

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu Referenz (AC) bei 7.300 h/a 278 6.380.000 1,77 effizient (EC) bei 5.500 h/a

zu Referenz (AC) bei 5.500 h/a 199 6.380.000 1,27 effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 7.300 h/a 64 336.000 0,02 effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 5.500 h/a 38 336.000 0,01



Gesamt 13.432.000 1,82 Gesamtemissionseinsparung EFH 4,90

MFH Heizkreispumpen



effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 7.300 h/a 146 1.359.000 0,20

effizient (EC) bei 5.500 h/a zu angepasst (AC) bei 5.500 h/a 39 1.359.000 0,05



Gesamt 3.019.000 0,86 Gesamtemissionseinsparung MFH 1,88

Gesamteinsparungen im Haushalt 6,78

In Summe ergibt sich eine Emissionseinsparung von knapp 7 Mio. t CO2/a. Mit etwa 72 % kann der Großteil der Reduktionen im EFH erzielt werden, hierbei sind mit über 3 Mio. t CO2/a insbesondere die Heizkreispumpen im EFH zu nennen.


Dezentrale Pumpen Für gewöhnlich werden zur Deckung des Wärmebedarfs Heizkreissysteme mit zentraler Umwälzpumpe eingesetzt. Eine Alternative ist der Einsatz dezentraler Pumpen.

Anstelle einer leistungsstarken zentralen Pumpe werden, an jedem Heizkörper, kom-pakte Kleinpumpen mit einer durchschnittlichen Leistung von etwa 1 W montiert (vgl. /BIN 06/). Die Analyse der Energieverbrauchswerte eines Versuchsgebäudes hat erge-ben, dass durch die Nutzung dezentraler Pumpen sowohl der elektrische als auch der thermische Energieverbrauch gesenkt werden können.

Um bei einer herkömmlichen Heizung eine gleichmäßige Durchströmung aller Heizkör-per sicherstellen zu können, muss das Verteilsystem einem hydraulischen Abgleich unterzogen werden. Die Drosselventile an den Heizkörpern werden so eingestellt, dass jeder Heizkörper den gleichen Widerstand aufweist. Folglich erhöht sich der Gesamtwi-derstand des Heizsystems, wodurch im Gegenzug leistungsfähigere Pumpen benötigt werden. Ohne diesen Anstieg des Widerstandes wäre nur etwa die halbe Pumpenleis-tung notwendig. In vielen Gebäuden des Bestandes wurde dieser hydraulische Abgleich jedoch vernachlässigt. Zur Kompensation werden in solchen Fällen zumeist mehrfach überdimensionierte Pumpen eingesetzt. Somit steigert sich der Elektrizitätsbedarf zusätzlich.

Die dezentralen Pumpen sind mit EC (elektronisch kommutierten) Synchronmotoren ausgestattet. Ihr Erscheinungsbild ähnelt in Größe und Form einem Thermostatventil. Da die Wärmeleistung direkt an der Pumpe des Heizkörpers reguliert werden kann, ist die gleichmäßige Verteilung der thermischen Energie auch ohne einen hydraulischen Abgleich möglich.

Untersuchungen zeigen, dass dezentrale Pumpen die Raumtemperatur besser regeln als herkömmliche Systeme mit Thermostatventilen. In Folge instabilen Verhaltens von Thermostatventilen kommt es zu großen Temperaturschwankungen, wohingegen die Regelung mit dezentralen Pumpen über eine hohe Stabilität und gute Reaktionszeit verfügt. Die Behaglichkeit wird somit gesteigert und das Raumklima verbessert.

Aufgrund der hohen Regelgüte, den geringeren Verteilungsverlusten und der besseren Anpassung der Wärmeverteilung an den tatsächlichen Bedarf können Einsparungen von bis zu 20 % an thermischer Energie erreicht werden.

In Tabelle E-13 wird der Energiebedarf pro Zimmer bzw. pro Haushalt, der durch die Nutzung dezentraler Heizungspumpen entsteht, dargestellt. Es wird angenommen, dass in sämtlichen Zimmern außer im Flur, Treppenhaus, WC und Keller, ein Heizkörper installiert ist. Die Betriebsdauer eines häufig genutzten Zimmers wird /BIN 06/ entnom-men. Neben dem Wohnzimmer weisen auch das Esszimmer sowie die Kinderzimmer eine hohe Nutzungsdauer auf, weshalb für diese Pumpen die Betriebsdauer des Wohn-zimmers übernommen wird. Die Pumpe in der Küche besitzt, aufgrund der geringen Aufenthaltsdauer und der durch die Küchengeräte produzierten Abwärme, die geringste Betriebsdauer. Die Betriebsdauer im Hobbyraum/Büro ist an Wochenenden doppelt so hoch wie an Werktagen, da dieses meist nur in der Freizeit genutzt wird. Im Bad und Schlafzimmer wird eine Pumpenbetriebsdauer von 3 bzw. 5 Stunden pro Tag angenom-men. Die höheren Werte an den Wochenenden resultieren aus dem Wegfall der Arbeits-zeit und der daraus resultierenden vermehrten Freizeit.


Tabelle E-13: Energiebedarf dezentraler Pumpen je HH

Energiebedarf dezentraler Pumpen je HH

Zimmer Anzahl Pumpen

Betriebs-dauer

(Werktag) in h/Tag

Betriebs-dauer

(Wochen-ende)

in h/Tag

Durchschnitt-liche

Betriebsdauerin h/Tag

Durchschnitt-liche

Betriebsdauer in h/a

Energie-bedarf

in kWh/a

Wohnzimmer 1 10 18 12 3.317 3,3 Esszimmer 1 10 18 12 3.317 3,3

Küche 1 2 2 2 540 0,5 Kinderzimmer 1 1 10 18 12 3.317 3,3 Kinderzimmer 2 1 10 18 12 3.317 3,3

Hobbyraum 1 3 6 4 1.041 1,0 Flur 0 0 0 0 0 0,0

Treppenhaus 0 0 0 0 0 0,0 Bad 1 3 5 4 964 1,0 WC 0 0 0 0 0 0,0

Schlafzimmer 1 3 5 4 964 1,0 Keller 0 0 0 0 0 0,0

Summe (Gesamt)

8 64 111 77 20.906 16,8

Summe (Durchschnitt)

6 51 87 61 16.547 12,4

In Summe ergibt sich ein Energiebedarf pro HH von 16,8 kWh/a. Die „Summe (Durch-schnitt)“gibt die Werte eines mittleren Haushaltes an. Der durchschnittliche Haushalt weist neben den obligatorischen Räumen (Küche, Flur, Treppenhaus, Bad, WC und Keller) vier weitere Zimmer auf. Hierzu gehören Wohnzimmer, Esszimmer, Kinderzim-mer 1 und Schlafzimmer. Die Räume Kinderzimmer 2 und Hobbyraum werden in einem mittleren Haushalt nicht betrachtet, wodurch sich ein Energiebedarf von 12,4 kWh/a ergibt.

In Tabelle E-14 wird der Energiebedarf dezentraler Pumpen in allen Haushalten angegeben. Zudem werden diese Verbrauchswerte anhand der Referenz und der Maß-nahme mit jenen des derzeitigen Ist-Zustands bzw. der derzeit sparsamsten Variante verglichen. Anhand der absoluten Anzahl der jeweiligen Zimmer kann der Energiebedarf der dezentralen Pumpen ermittelt werden. Dieser wird wiederum in „Summe (Gesamt)“ und „Summe (Durchschnitt)“ unterteilt (vgl. Tabelle E-13). Die Referenz von Heizkreis-pumpen in Haushalten hat einen Energiebedarf von ca. 32 PJ/a.

Durch die Nutzung dezentraler Pumpen könnte der Energiebedarf auf ca. 1,4 PJ bzw. um 96 % gegenüber der Referenz von 32 PJ gesenkt werden.


Tabelle E-14: Energiebedarf dezentraler Pumpen

Energiebedarf dezentraler Pumpen

Zimmer Anzahl in Mio.

Energiebedarf dezentraler Pumpen in

PJ/a Wohnzimmer 35,3 0,42 Esszimmer 32,0 0,38

Küche 35,3 0,07 Kinderzimmer 1 23,5 0,28 Kinderzimmer 2 11,8 0,14

Hobbyraum 4,2 0,02 Flur 35,3 0,00

Treppenhaus 35,3 0,00 Bad 35,3 0,12 WC 35,3 0,00

Schlafzimmer 34,5 0,12 Keller 35,3 0,00

Summe (Gesamt) 1,55

Summe (Durchschnitt) 1,40

In Tabelle E-15 und Tabelle E-16 sind die Kosten, die durch die Nutzung dezentraler Pumpen entstehen, angegeben. Da sich dezentrale Pumpen derzeit noch in der Ent-wicklungsphase befinden, konnten von den Herstellern keine konkreten Angaben über die Investitionskosten gemacht werden. Jedoch wurde darauf verwiesen, dass die finan-ziellen Ausgaben in etwa mit busgebundenen Einzelraum-Regelungssystemen zu ver-gleichen sind. Die Kosten je Heizkörper werden folglich mit 300 € angesetzt, pro Haus-halt werden weitere 337 € für zusätzliche Kosten veranschlagt. Im Gegensatz zu den EFH, die durchschnittlich vier Zimmer aufweisen, liegt die mittlere Zimmeranzahl bei MFH lediglich bei drei. Die Investitionskosten belaufen sich letztendlich auf 2.137 € im EFH und auf 7.837 € in MFH (je Gebäude fünf HH).

Die jährlichen Betriebskosten belaufen sich jedoch lediglich auf ca. 2 € im EFH und auf ca. 10 € im MFH. Da die Thermostatventile durch dezentrale Pumpen ersetzt und zugleich Drosselventile für den hydraulischen Abgleich überflüssig werden, können diese beiden Positionen den Investitionskosten gutgeschrieben werden. Die Kosten für Thermostat- und Drosselventile werden mit etwa 15 €/Stück veranschlagt, wodurch sich im EFH Minderkosten von 180 € und im MFH von 750 € ergeben.


Tabelle E-15: Kosten dezentraler Pumpen EFH

Kosten dezentraler Pumpen EFH

Raum Anzahl DP

Energiebedarf in kWh/a

Investitionskosten in €

Betriebskosten (elektrisch)

in €/a Wohnzimmer 1 3,3 300 0,6 Esszimmer 1 3,3 300 0,6

Küche 1 0,5 300 0,1 Kinderzimmer 1 1 3,3 300 0,6 Kinderzimmer 2 1 3,3 300 0,6

Hobbyraum 1 1,0 300 0,2 Flur 0 0,0 0 0,0

Treppenhaus 0 0,0 0 0,0 Bad 1 1,0 300 0,2 WC 0 0,0 0 0,0

Schlafzimmer 1 1,0 300 0,2 Keller 0 0,0 0 0,0

Zusatzkosten 337 0,0 Summe (Gesamt) 8 16,8 2.737 3,2

Summe (Durchschnitt) 6 12 2.137 2,3

Tabelle E-16: Kosten dezentraler Pumpen MFH

Kosten dezentraler Pumpen MFH

Raum Anzahl DP


Investitionskosten in €

Betriebskosten (elektrisch)

in €/a Wohnzimmer 5 19,9 1.500 3,8 Esszimmer 5 19,9 1.500 3,8

Küche 5 3,2 1.500 0,6 Kinderzimmer 1 5 19,9 1.500 3,8 Kinderzimmer 2 5 19,9 1.500 3,8

Hobbyraum 5 6,2 1.500 1,2 Flur 0 0,0 0 0,0

Treppenhaus 0 0,0 0 0,0 Bad 5 5,8 1.500 1,1 WC 0 0,0 0 0,0

Schlafzimmer 5 5,8 1.500 1,1 Keller 0 0,0 0 0,0

Zusatzkosten 337 0,0 Summe (Gesamt) 40 100,7 12.337 19,0

Summe (Durchschnitt) 25 55 7.837 10,3


2.3 Referenz Tabelle E-17 und Tabelle E-18 zeigen den jährlichen Energiebedarf des Pumpenbe-stands in EFH und MFH. Durchschnittlich haben Heizkreispumpen im EFH eine Leis-tungsaufnahme zwischen 60 und 90 W (vgl. /WKU 05/), weshalb der Mittelwert von 75 W angenommen wird (vgl. Tabelle E-8). Zirkulationspumpen haben eine Leistungsauf-nahme zwischen 40 und 60 W, für das weitere Vorgehen wird der Mittelwert von 50 W angenommen (vgl. Tabelle E-8).

Zur Erhebung des Leistungsbedarfs der Heizkreispumpen im MFH wird eine Analyse zur optimalen Dimensionierung von Heizkreispumpen des Impuls-Programms-Hessen herangezogen (vgl./IPH 96/). Für MFH wurde eine mittlere Leistung von 0,37 W/m² ermittelt. Die Berücksichtigung einer durchschnittlichen Wohnfläche von 478 m² ergibt eine Pumpenleistung von 177 W.

EFH sind durchschnittlich mit einer Heizkreis- und einer Zirkulationspumpe aus-gestattet. MFH verfügen ebenfalls über eine Zirkulationspumpe, jedoch variiert die Anzahl der Heizkreispumpen. Dabei ist diese direkt von der Zahl der Heizkreise abhän-gig, die je nach Gebäudekonstruktion und der Anordnung der Wohneinheiten erheblich voneinander abweichen können. Je 150 m² Wohnfläche ist ein Heizkreis vorgesehen. Bei einer mittleren Wohnfläche der MFH von knapp 478 m² wird somit von drei Heizkreisen ausgegangen. Da die erforderliche Gesamtleistung in MFH 177 W beträgt, resultiert daraus eine pumpenspezifische Leistung von 59 W.

Es ergibt sich (analog zu Tabelle E-12) folgende Anzahl an Pumpen:

• EFH Heizkreispumpen: 13.432.000 • EFH Zirkulationspumpen: 13.432.000 • MFH Heizkreispumpen: 9.058.000 • MFH Zirkulationspumpen: 3.019.000

Im Fall der optimal dimensionierten effizienten Pumpen (vgl. Kapitel 2.2) ist die Refe-renz, gegen die gerechnet wird, bereits in den Berechnungstabellen angegeben (vgl. Tabelle E-7 bis Tabelle E-10).

Bei den dezentralen Pumpen ergeben sich neben den elektrischen Einsparungen darüber hinaus auch thermische Einsparungen (durch die bessere, raumbezogene Regelung). Zunächst wird der deutschlandweite gesamte Energiebedarf der Pumpen ermittelt (mit denselben Zahlen wie in den oben angeführten Berechnungstabellen). Der Grund ist, dass im Fall der dezentralen Pumpen die Pumpen im Heizkeller durch Pumpen an jedem Heizkörper ersetzt werden, wobei die Verluste dieser Pumpen zur Beheizung der Räume beitragen.

Bei den Zirkulationspumpen unterscheidet sich die Betriebsdauer im EFH von jenen im MFH. Dieser Umstand resultiert aus der größeren Anzahl an Bewohnern, wodurch der Bedarf dementsprechend höher liegt. Im EFH wird die tägliche Laufzeit der Zirkulati-onspumpe mit 16 h angesetzt, im MFH mit 20 h (vgl./JAK 04/). Somit ergibt sich eine jährliche Betriebsdauer von 5.840 bzw. 7.300 h.


In Tabelle E-17 und Tabelle E-18 werden die folgenden unterschiedlichen Kategorien zur möglichst realitätsnahen Abbildung des Ist-Zustandes gebildet:

• Referenz (AC) 7.300: überdimensionierte AC-Pumpe, ganzjährig betrieben • Referenz (AC) 5.500: überdimensionierte AC-Pumpe, während Heizperiode

betrieben • angepasst (AC) 7.300: angepasste AC-Pumpe, ganzjährig betrieben • angepasst (AC) 5.500: angepasste AC-Pumpe, während Heizperiode betrieben

Die Summe aus „Referenz (AC) 7.300“ und „Referenz (AC) 5.500“ gibt den Anteil der überdimensionierten Heizkreispumpen an. Dieser Anteil beträgt im EFH 95 %, im MFH 70 %. Der Anteil von „angepasst (AC) 7.300“ und „angepasst (AC) 5.500“ beträgt dem-nach 5 % bzw. 30 %.

Wie aus Tabelle E-17 ersichtlich, liegt der Energiebedarf für Heizkreispumpen im EFH bei über 22 PJ/a, im MFH beträgt der Bedarf knapp 10 PJ/a.

Tabelle E-17: Energiebedarf Heizkreispumpen

Energiebedarf Heizkreispumpen

Heizkreis- pumpen Kategorie Anzahl

Leistung in W

Betriebs-dauer in h/a

Energie pro

Pumpe in kWh/a

Gesamt-energie-bedarf in PJ/a

Referenz (AC) 7.300 6.380.000 75 7.300 548 12,6 Referenz (AC) 5.500 6.380.000 75 5.500 413 9,5 angepasst (AC) 7.300 336.000 25 7.300 183 0,2 angepasst (AC) 5.500 336.000 25 5.500 138 0,2

EFH

Gesamt 13.432.000 22,4

Referenz (AC) 7.300 2.536.000 59 7.300 431 3,9 Referenz (AC) 5.500 3.804.000 59 5.500 325 4,4 angepasst (AC) 7.300 1.359.000 21 7.300 154 0,8 angepasst (AC) 5.500 1.359.000 21 5.500 116 0,6

MFH

Gesamt 9.058.000 9,7

Bei den Zirkulationspumpen ergibt sich die Aufteilung in „Referenz“ und „optimale Dimensionierung“ analog zu jener der Heizkreispumpen.

Wie aus Tabelle E-17 ersichtlich, liegt der Energiebedarf für Heizkreispumpen im EFH bei über 22 PJ/a, im MFH beträgt der Bedarf 9,7 PJ/a.


Tabelle E-18: Energiebedarf Zirkulationspumpen

Energiebedarf Zirkulationspumpen

Zirkulations- pumpe Kategorie Anzahl

Leistung in W

Betriebs-dauer in h/a

Energie pro Pumpe in kWh/a

Gesamt-energiebedarf

in PJ/a Referenz (AC) 12.760.000 50 5.840 292 13,4

angepasst (AC) 672.000 17 5.840 97 0,2 EFH Gesamt 13.432.000 13,6

Referenz (AC) 2.114.000 117 7.300 854 6,5

angepasst (AC) 906.000 42 7.300 305 1,0 MFH Gesamt 3.020.000 7,5

In Tabelle E-18 wird der Energiebedarf der Zirkulationspumpen mit insgesamt etwa 21 PJ/a angegeben. Demzufolge liegt der gesamte derzeitige Energiebedarf der Pumpen in EFH und MFH bei ca. 53 PJ/a.

In Deutschland werden ca. 50 % der Pumpen im EFH und 40 % im MFH ganzjährig betrieben (vgl. Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden.).

2.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten

2.4.1 Optimal dimensionierte effiziente Pumpen In Abbildung E-12 werden die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten für den Tausch gegen effiziente und optimal dimensionierte Pumpen dargestellt. Dabei bedeutet ZP Zirkulationspumpe und HP Heizkreispumpe. In Summe können knapp 6,5 Mio. t CO2/a vermieden werden. Der Verlauf der spezifischen Verminderungskosten zeigt, dass ein Großteil der Einsparungen mit negativen Verminderungskosten, also wirtschaftlich, zu erreichen ist.

Der Austausch von optimal dimensionierten Heizkreispumpen in EFH und MFH ist mit positiven Verminderungskosten behaftet. Diese Maßnahmen stellen ein CO2-Verminderungspotenzial von lediglich 2 % der Gesamtemissionen dar.


-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

0 1 2 3 4 5 6 7

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EFH HP Referenz (AC) 7300 h/a

EFH HP Referenz (AC) 5500 h/a

EFH HP angepasst (AC) 7300 h/a

EFH ZP (AC) 5840 h/a angepasst

EFH HP angepasst (AC) 5500 h/a

EFH ZP (AC) 5840 h/a Referenz MFH HP Referenz (AC) 7300 h/a

MFH HP angepasst (AC) 5500 h/a

MFH ZP (AC) 7300 h/a Referenz

-1.800

-1.600

-1.400

-1.200

-1.000

-800

-600

-400

-200

00 1 2 3 4 5 6 7


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-12: Spezifische und kumulierte Verminderungskosten

2.4.2 Dezentrale Pumpen Einsparungen gegenüber der Referenz ergeben sich zum einen durch den Minderbedarf an elektrischer Energie, darüber hinaus resultieren durch den Umstieg auf die Bedarfs-heizung (die durch dezentrale Pumpen möglich wird) zusätzlich Einsparungen an ther-mischer Energie. Die Ergebnisse des Versuchsgebäudes (vgl. /BIN 06/) haben ergeben, dass die thermischen Einsparungen etwa 20 % der Endenergie betragen. In Tabelle E-19 ist der jährliche Energiebedarf im Gebäudebestand angegeben.


Tabelle E-19: Rahmenbedingungen für Heizanlagen

Gebäudebestand

Fläche in m²

HWB in kWh/m²*a


EFH 134 155 20.763

MFH 487 140 68.125

Bedingt durch die unterschiedlichen Nutzungsgrade der verschiedenen Heizungs-systeme ergeben sich die in Tabelle E-20 angeführten Einsparungen an thermischer Energie.

Tabelle E-20: Einsparung thermischer Energie

Einsparung an thermischer Energie in kWh/a

Öl Gas Pellets

EFH 5.550 5.308 5.729

MFH 18.210 17.416 18.796

In Tabelle E-21 sind die finanziellen Einsparungen durch die Nutzung dezentraler Pumpen im Vergleich zur Referenz dargestellt. Die finanziellen Einsparungen bezogen auf thermische Energie hängen vom genutzten Heizsystem bzw. Brennstoff ab. Im Einfamilienhaus lassen sich Kosteneinsparungen von etwa 230 €/a, im Mehrfamilien-haus knapp 1.100 €/a erzielen.

Tabelle E-21: Finanzielle Einsparungen (thermisch)

Finanzielle Einsparungen (thermisch)

Betriebskosteneinsparung in €/a

Öl Gas Pellets EFH 331 335 234 MFH 1084 1098 767

Die Pellets und die weiteren erneuerbaren Energieträger werden im Folgenden nicht weiter betrachtet, da sie CO2-neutral sind und somit keine CO2-Verminderungen durch Heizenergieeinsparungen erzielbar sind. Bei diesen CO2-neutralen Energieträgern werden auch die elektrischen Einsparungen nicht betrachtet, da ihr CO2-Vermeidungspotenzial im Vergleich zu den thermischen Einsparungen sehr gering ist.

In Tabelle E-22 sind die finanziellen Einsparungen für elektrische Energie durch die Nutzung dezentraler Pumpen angegeben. An elektrischer Energie können im EFH zwischen ca. 20 und 90 €/a, im MFH zwischen ca. 60 und knapp 210 €/a eingespart werden.


Tabelle E-22: Finanzielle Einsparungen (elektrisch)

Finanzielle Einsparungen (elektrisch)

Betriebskosteneinsparung in €/a

Referenz (AC)

7.300 Referenz (AC)

5.500 angepasst (AC)

7.300 angepasst (AC)

5.500

EFH 90 67 29 21 MFH 209 155 85 62

In Abbildung E-13 und Abbildung E-14 sind die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten in EFH bzw. MFH dargestellt. Beide Kurven weisen einen ähnli-chen Verlauf auf.

Die geringsten Verminderungskosten hat sowohl bei EFH als auch bei MFH die Substi-tution von ganzjährig laufenden überdimensionierten Pumpen (Referenz (AC) 7.300) bei einem Gasheizsystem. Die höchsten Verminderungskosten werden durch den Austausch optimal dimensionierter Pumpen, die nur während der Heizperiode laufen (angepasst (AC) 5.500), in Verbindung mit Ölheizungen erzielt.

Bei den EFH könnte der Wechsel von der Ist-Situation zu dezentralen Heizpumpen insgesamt eine jährliche CO2-Reduzierung von knapp 17,5 Mio. t erbringen. Die MFH bergen ein Einsparpotenzial von insgesamt ca. 11 Mio. t/a.

Die Umsetzung sämtlicher Maßnahmen würde bei den EFH finanzielle Vorteile von fast – 2.000 Mio. €/a einbringen und bei den MFH knapp – 900 Mio. €/a. Da die Verminderungskosten für alle Maßnahmen negativ sind, ist die Substitution durch dezentrale Pumpen in jedem Fall wirtschaftlich.


-2.500

-2.000

-1.500

-1.000

-500

00 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

00 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t




Referenz (AC) 7300 h/a zu DP (Öl)Referenz (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)



Abbildung E-13: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten beim Umstieg

auf dezentrale Pumpen im EFH


-1.000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

00 2 4 6 8 10 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

-120

-100

-80

-60

-40

-20

00 2 4 6 8 10 12

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t




Referenz (AC) 7300 h/a zu DP (Öl)


Referenz (AC) 5500 h/a zu DP (Öl)


Abbildung E-14: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten beim Umstieg

auf dezentrale Pumpen im MFH

2.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche Potenzial muss differenziert nach den verschiedenen betrachteten Maßnahmen ausgewiesen werden. Die Maßnahmen „Austausch der überdimensionierten Heizkreispumpen“ und „Zirkulationspumpen“ sowie das Optimieren beider Technologien ergeben ein wirtschaftliches CO2-Einsparpotenzial von ca. 6,3 Mio. t/a. Die Verminde-rungskosten liegen bei ca. -1.600 €/a.

Eine andere Maßnahme besteht darin, dezentrale Pumpen anstelle der Heizkreispumpe im Haushalt einzusetzen. Hierbei sind alle betrachteten Maßnahmen wirtschaftlich.


Das gesamte Einsparpotenzial für MFH und EFH liegt bei ca. 28,5 Mio. t/a. Die CO2-Verminderungskosten liegen bei den EFH bei ca. –2.000 Mio. €/a und bei den MFH bei etwa – 900 Mio. €/a.

2.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Es zeigt sich, dass das CO2-Einsparpotenzial besonders bei den dezentralen Pumpen mit etwa 28,5 Mio. t CO2/a knapp dem Dreifachen des Potenzials beim Fenstertausch mit ca. 11 Mio. t CO2/a entspricht.

Häufig wird das Potenzial aufgrund fehlender fachmännischer Qualifikation der Hei-zungsinstallateure nicht ausgeschöpft. Eine defekte Pumpe wird in der Regel nicht durch eine Pumpe geringerer Leistung ersetzt, sondern in der Regel durch eine neue Pumpe gleicher Leistung und gleicher Effizienzklasse.

85

3 Verbesserung der Gebäudehülle

3.1 Situation und Maßnahme Bei dieser Maßnahme handelt es sich um eine Maßnahme zur Reduktion des Bedarfs (vgl. Kapitel Methodik).

Mehr als die Hälfte des deutschen Wohngebäudebestandes wurde vor den 70er-Jahren des vergangenen Jahrhunderts erbaut. Die mittlere bauphysikalische Gebäudequalität dieser Häuser ist im Vergleich zum heutigen Stand der Technik als schlecht zu be-zeichnen.

Da rund 75 % der von Haushalten verbrauchten Endenergie für die Raumwärme-bereitstellung eingesetzt wird, birgt die Verbesserung der Gebäudehülle das größte CO2-Verminderungspotenzial im Bereich der Wohngebäude.

3.2 Theoretisches und technisches Potenzial Theoretisch wäre es möglich, durch Anwendung von „High-End-Technologie“ alle Wohn-gebäude auf den aktuell besten Standard zu heben. Dieser Standard entspricht einem so genannten „Null-Energiehaus“ bzw. einem energieautarken Gebäude. Wohngebäude dieser Art können zu jedem Zeitpunkt die benötigte Energie selbst erzeugen oder aus tageszeitlichen bzw. saisonalen Speichern abrufen.

Der Realisierung des theoretischen Potenzials stehen mehrere Hemmnisse und techni-sche Rahmenbedingungen entgegen:

• Die Systeme müssen, um die entsprechende Autarkie sicherzustellen, auf die Maxi-malleistung ausgelegt werden und erfordern Speichermöglichkeiten für angebots-schwache Zeiten. Dies erfordert überdimensional große Erzeuger und Saisonalspei-cher und führt zu einer erheblichen Verschlechterung der Gesamtsystem-nutzungsgrade.

• Ungünstige Lage, Ausrichtung und Architektur des Gebäudes, so dass die Solar-strahlung nicht im erforderlichen Ausmaß genutzt werden kann.

• Fehlender Platz für Wärmedämmung bei Grenzbebauung und für den Wechsel des Energieträgers (Biomasse benötigt Lagerflächen).

• Rechtliche Grundlagen: z. B. nützt die Sanierung eines vermieteten Wohngebäudes in erster Linie den Mietern. Der Eigentümer kann die entstandenen Kosten meist nicht auf die Mieter umlegen, daher profitiert er nicht direkt von seiner Investi-tion. Die Investition wird demnach häufig nicht getätigt.

• Die Realisierung der elektrischen Autarkie im Einzelgebäude erfordert aufwändige Steuer- und Speichereinrichtungen. Dieser Aufwand wäre wesentlich höher als bei zentraler Stromerzeugung nach heutigem Muster. In einem Verbund von elektri-schen Produzenten und Konsumenten weist der Lastgang geringere Schwankun-gen auf. Zudem ist die Bereitstellung von zentral erzeugter Regelenergie bzw. Regelleistung effizienter und kostengünstiger. Es sind geringere Investitionen in Regeleinrichtungen erforderlich.

• Denkmalschutz • Gebäudeeigentümer sind oft nur schlecht informiert.


Untersuchte Maßnahmen: Aus vielfachen Erfahrungen ist bekannt, dass man durch umfangreichste Dämmmaß-nahmen das technische CO2-Verminderungspotenzial erschließen kann. Wirtschaftlich sind diese Maßnahmen jedoch häufig nicht. Daher werden folgende Maßnahmen unter-sucht (vgl. Tabelle E-23).

• Dämmung der Außenwände • Dämmung der Dachflächen

Tabelle E-23: Untersuchte Maßnahmen zur Verbesserung der Gebäudehülle

EZH MFH

Maßnahme EZH 1

Maßnahme EZH 2

Maßnahme EZH 3

Maßnahme MFH 1

Maßnahme MFH 2

Maßnahme MFH 3

Außenwand-dämmung:

10 cm

(WLG 040)


14 cm

(WLG 040)


18 cm

(WLG 040)


10 cm

(WLG 040)


14 cm

(WLG 040)


18 cm

(WLG 040)

Dachflächen-dämmung:

14 cm

(WLG 040)


18 cm

(WLG 040)


22 cm

(WLG 040)

Dämmung oberste

Geschoß-decke: 14 cm

(WLG 040)

Dämmung oberste


(WLG 040)

Dämmung oberste


(WLG 040)

WLG bedeutet Wärmeleitgruppe und gibt die Wärmeleitfähigkeit der verwendeten Wärmedämmung an. WLG 040 bedeutet eine Wärmeleitfähigkeit von 0,04 W/mK. EZH steht für Ein- und Zweifamilienhäuser und MFH steht für Mehrfamilienhäuser.

3.3 Referenz Der Wohngebäudebestand des Jahres 2003 entspricht der Referenz für die nachfolgen-den Betrachtungen.

Um den Ist-Zustand der Wohngebäude des gesamten Bundesgebietes energetisch bewer-ten zu können, ist eine Strukturierung nach Baustandards notwendig (siehe Abbildung E-15). Statistisch verfügbar sind ausschließlich nach dem Baualter aufgeschlüsselte Gebäudezahlen und Wohnflächen.

Verbesserung der Gebäudehülle 87

0

2

4

6

8

10

12

-1968 1969-1983 1984-1995 1996-2001 2002-2009

Mill

ione

nA

nzah

l der

Woh

ngeb

äude MFH

EZH

Abbildung E-15: Altersstruktur deutscher Wohngebäude

Diese Baualtersklassen geben jedoch ursächlich keinen Aufschluss über den bauphysi-kalischen Zustand der Gebäude, da Teil- und Vollsanierungen nicht berücksichtigt sind. Die energetische Bewertung erfolgt daher in mehreren Schritten:

• Ermittlung von Basisdaten für den Energieverbrauch von Gebäuden im Bestand und Abschätzung entsprechender Basisdaten für den Energieverbrauch zukünfti-ger Baustandards für typische Baualtersklassen.

• Einteilung des Gebäudebestands im Jahr 2003 nach Baualtersklassen. • Ermittlung der Gebäudezahlen und Wohnflächen, die dem jeweiligen Baustandard

entsprechen, unter Berücksichtigung der Sanierung von Bestandsgebäuden, des Abrisses und des Neubaus.

Zur Ermittlung des spezifischen Heizenergiebedarfs wird folgende grundlegende Strukturierung vorgenommen.

• Baualtersklassen 1 bis 4 aus der ISOTEG – Studie /ISO 00/, /IKARUS/ und auf Basis interner unveröffentlichter Studien der FfE.

• Baualtersklasse 5: Berechnung durch die FfE. • Durchschnittliche Wohnfläche der EZH und MFH mit typischen A/V- Verhält-

nissen (nach DIN 4108 T6, Einhaltung der zulässigen Höchstwerte nach EnEV). • Die Daten zum flächenbezogenen Heizenergiebedarf beziehen sich auf die Wohn-

fläche, daher ist zusätzlich eine Umrechnung der Nutzfläche nach EnEV auf die Wohnfläche notwendig.

Die Ergebnisse sind in Tabelle E-24 zusammengefasst.


Tabelle E-24: Ergebnis der energetischen Bewertung des Gebäudebestandes

Spez. Heizwärmebedarf in kWh/m²a

Anzahl an Gebäuden im Jahr 2003 Baujahr Baualters-

klasse EZH MFH EZH MFH

-1968 BA 1 183,8 157,2 8.657.956 2.147.636 1969-1983 BA 2 133,8 113,5 2.309.166 594.340 1984-1995 BA 3 104,9 67,9 1.540.292 110.392 1996-2001 BA 4 87,9 67,5 1.205.292 39.948 2002-2003 BA 5 84,6 55,2 568.289 120.366

Summe 14.280.996 3.012.682

Als Referenz zur Ermittlung der erzielbaren CO2-Einsparungen und der CO2-Verminde-rungkosten wird der Heizenergieträgermix für Deutschland im Jahr 2003 angesetzt, welcher in Tabelle E-25 angegeben wird.

Tabelle E-25: Energiemix bei den Heizungssystemen in Deutschland im Jahr 2003 /eigene Berechnung/

Energieträger

Anteil der Energieträger am

jährlichen Energiebedarf

Öl 38,8%Gas 42,1%Kohle 4,2%Regenerative Energien 1,1%Strom 7,5%Fern-/Nahwärme 6,3%

3.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die Kosten für die Durchführung der Maßnahmen (vgl. Tabelle E-23) sind in den folgen-den beiden Tabellen dargestellt. Tabelle E-26 gibt die spezifischen Kosten für die komplette Durchführung einer Maßnahme inklusive der notwendigen Nebenleistungen an. Der steigende Dämmstandard von Maßnahme 1 zu Maßnahme 3 schlägt sich in den höheren Investitionen nieder.


Tabelle E-26: Spezifische Kosten der Dämmmaßnahmen

Beschreibung EZH MFH

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Anbringung einer Außenwand-dämmung inkl. Gerüst, Ver-

klebung, Dübelung, Verspachtelung mit Gitternetz,

Putz

€/m² (brutto) 75 81,5 88 75 81,5 88

Dachflächendämmung (innenliegende

Zwischensparren-Dämmung, Lattung wo nötig, Dampfsperre,

Verkleidung)

€/m² (brutto) 40 60 65

Dämmung oberste Geschoßdecke (Verlegung einer begehbaren Dämmung auf der

Geschoßdecke)

€/m² (brutto) 42 48,3 54,5

In Tabelle E-27 sind die gebäudespezifischen Kosten ausgewiesen. In der Tabelle werden die Kostenunterschiede bei den relativen Kosten je Gebäude für die jeweiligen Dämmstandards deutlich.

Tabelle E-27: Eingangsparameter und Kosten der Dämmmaßnahmen

Beschreibung EZH MFH

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Außenwandflächen m² 119,32 384,62

Dachfläche / Geschoss-fläche m² 85,0 183,6

Kosten je Gebäude € 12.350 14.830 16.030 36.560 40.210 43.850

Relative Kosten je Gebäude (bezogen auf Maßnahme 1) 100 % 120 % 130 % 100 % 110 % 120 %

In der folgenden Tabelle E-28 ist der Heizenergiebedarf der Gebäude, vor und nach Durchführung der Dämmmaßnahmen, exemplarisch für ein EZH und MFH der Baual-tersklasse 2 für alle drei Maßnahmen dargestellt. Bereits Maßnahme 1 entspricht sowohl bei den EZH als auch bei den MFH der Einhaltung der EnEV.


Tabelle E-28: Heizenergiebedarf der Gebäude nach Durchführung der Maßnahmen für ein EZH bzw. MFH der Baualtersklasse 2

Energiebedarf EZH BA2 EZH MFH

BA2 MFH

Ohn

e M

aßna

hme

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Ohn

e M

aßna

hme

Maß

nahm

e 1

Maß

nahm

e 2

Maß

nahm

e 3

Spez. Energiebedarf

für die Raumwärme-bereitstellung

kWh/m²a 133,8 84,6 76,7 72,8 113,5 55,2 50,6 47,5

Jährl. Energiebedarf

für die Raumwärme-bereitstellung

kWh/a 18.732 11.844 10.738 10.192 56.432 27.445 25.143 23.617

Relativer Energiebedarf für die Raumwärmebereit-stellung bezogen auf BA2

100 % 63 % 57 % 54 % 100 % 49 % 45 % 42 %

Mit den zuvor beschriebenen Berechnungsgrundlagen werden die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten ermittelt. Die Betrachtung erfolgt getrennt für jede Maßnahme in einem eigenen Diagramm für alle Baualtersklassen. Jedes Diagramm stellt somit die Verminderungskosten für den gesamten Gebäudebestand dar.

Zum Vergleich der Maßnahmen 1 bis 3 untereinander, sind in Abbildung E-16, Abbildung E-17 und Abbildung E-18 die spezifischen und die kumulierten CO2-Verminderungskosten dargestellt.

Abbildung E-16 stellt die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 1 dar.


-10

-5

0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

MFH BA1

EZH BA4

MFH BA2EZH BA2

EZH BA3

EZH BA1

EZH BA5MFH BA4

MFH BA5

MFH BA3

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00 10 20 30 40 50 60 70


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

EZH BA2

EZH BA1

EZH BA3

MFH BA2

MFH BA1

MFH BA5 MFH BA4EZH BA5EZH BA4MFH BA3

Abbildung E-16: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten für Maß-nahme 1

Maßnahme 1 beinhaltet die Aufbringung von 14 cm Dämmung. Diese Maßnahme weist im Vergleich zu den anderen Maßnahmen die höchsten spezifischen Verminderungs-kosten auf. Es ergeben sich die geringsten Verminderungskosten für die Baualtersklasse 1, also für die ältesten Wohnbauten im Bestand, während sich die höchsten Kosten für die Baualtersklasse 5, also die jüngsten Gebäude, ergeben.

Die spezifischen Investitionskosten (die Kosten pro m2 Wohnfläche) sind beim EZH aufgrund des größeren A/V-Verhältnisses höher als beim MZH. Deshalb liegt das EZH BA1 in Abbildung E-17 höher als das MFH BA1. Das gilt auch für BA2. In diesen


beiden Baualtersklassen dominieren die niedrigeren spezifischen Investitionskosten bei den MFH.

Die Zusammenhänge lassen sich anhand der Tabelle E-29, die die spezifischen Heizwärmeeinsparungen nach Durchführung der Maßnahme 1 angibt, erklären. Ab BA3 sind die erzielbaren Einsparungen, aufgrund des höheren Dämmstandards ab dieser Altersklasse, wesentlich geringer als in BA1 und BA2. Sie liegen bei den EZH bei 23,7 bis 10,4 kWh/m2a und bei den MFH bei 8,6 bis 5,1 kWh/m2a.

Ab BA3 liegen die erzielbaren Einsparungen bei den EZH (23,7 kWh/m2a) um den Faktor drei höher als bei den MFH (8,6 kWh/m2a). In BA1 und BA2 liegen sie im Ver-gleich dazu in derselben Größenordnung. Dies wird durch das höhere A/V-Verhältnis der EZH bedingt.

Tabelle E-29: Spezifische Heizwärmeeinsparungen und spezifische CO2-Verminde-rungskosten für Maßnahme 1

Baualters-klasse

spez. Heizwärme-einsparungen

in kWh/m²a

spez. CO2-Ver-minderungskosten

in €/tEZH EZH

BA 1 91,8 -5,0BA 2 48,4 -0,9BA 3 23,7 -3,1BA 4 11,1 3,4BA 5 10,4 5,2

MFH MFHBA 1 83,2 -5,9BA 2 45,0 -1,0BA 3 8,6 3,4BA 4 8,4 7,2BA 5 5,1 21,8

Maßnahme 1

Abbildung E-17 stellt den Verlauf der spezifischen und kumulierten CO2-Verminde-rungskosten für Maßnahme 2 dar. Es gelten die gleichen Zusammenhänge wie zuvor für Maßnahme 1 beschrieben.


-10

-5

0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA1

EZH BA4

EZH BA3

MFH BA2EZH BA2

MFH BA1

MFH BA4

MFH BA5

MFH BA3

EZH BA5

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00 10 20 30 40 50 60 70 80


Verm

inde

rung

kost

en in

Mio

.€/a

EZH BA1EZH BA3

MFH BA2

EZH BA2

MFH BA1

MFH BA3, EZH BA4,EZH BA5, MFH BA4, MFH BA5


Abbildung E-18 zeigt die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 3.


-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00 10 20 30 40 50 60 70 80


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

EZH BA1

EZH BA3

EZH BA2

MFH BA1

MFH BA5MFH BA4EZH BA5EZH BA4MFH BA3

MFH BA2

-10

-5

0

5

10

15

20

0 10 20 30 40 50 60 70 80


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA1

EZH BA4

EZH BA3

MFH BA2

MFH BA1

MFH BA4

MFH BA5

EZH BA5

MFH BA3

EZH BA2


3.5 Ableiten von wirtschaftlichen Potenzialen Das technische und wirtschaftliche Potenzial lässt sich aus obigen Berechnungsergeb-nissen (vgl. Abbildung E-16 bis Abbildung E-18) ableiten: Sobald die spezifischen Ver-minderungskosten von negativ auf positiv wechseln, ist das wirtschaftliche Potenzial ausgeschöpft. An diesem Punkt erreichen die kumulierten Verminderungskosten ihr Minimum. Das heißt, wenn der Wärmedämmstandard noch weiter angehoben wird, werden zwar die kumulierten CO2-Einsparungen größer, aber auch die kumulierten Verminderungskosten.


Das wirtschaftliche Potenzial ist gemeinsam mit dem technisch möglichen Potenzial in Tabelle E-31 angegeben.

3.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die Untersuchung zeigt, dass für alle Maßnahmen die spezifischen Verminde-rungskosten steigen, je jünger die Gebäude sind, da die erzielbaren Wärmeeinsparungen sinken.

Die maximalen spezifischen Verminderungskosten liegen bei Maßnahme 3 niedriger als bei Maßnahme 1. Der Grund dafür ist, dass Investitionskosten für Dämmung nicht linear mit der Dämmstoffdicke steigen. Eine Verdoppelung der Wärmedämmstärke bedeutet nicht, dass sich auch die Kosten verdoppeln. Der Grund dafür ist, dass sich die Kosten nicht nur aus den Kosten für den Dämmstoff, sondern auch aus Kosten für die Montage, Halterungen etc. zusammensetzen. Tabelle E-30 zeigt den Vergleich der Kosten für alle drei Maßnahmen.

Tabelle E-30: Maximale spezifische Verminderungskosten für ein MFH BA5 für die Maßnahmen 1 bis 3

Spezifische maximale CO2-Verminderungskosten

in €/tMaßnahme 1 21,76

Maßnahme 2 18,90

Maßnahme 3 17,69

In der untenstehenden Tabelle E-31 ist das technische und wirtschaftliche Potenzial der Maßnahmen 1 bis 3 zusammengefasst.

Tabelle E-31: Technisches und wirtschaftliches Potenzial für die Maßnahmen 1 bis 3

Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3 Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3

Summe Emissions-

Einsparungen in Mio. t CO2/a

63,4 67,3 70,3 62,4 66,2 69,0

Summe Verminderungs-

kosten in Mio. €/a

-291,3 -302,0 -312,2 -296,6 -308,3 -318,8

technisches Potenzial wirtschaftliches Potenzial

Der Unterschied zwischen technischem und wirtschaftlichem Potenzial ist für alle Maßnahmen relativ klein. Der Grund dafür ist, dass der Großteil der Einsparungen über die Sanierung der älteren Gebäude (BA1 bis BA3) erfolgen kann, die bereits den weitaus größten Teil des Sanierungspotenzials darstellen


Der Verbesserung der Gebäudehülle ist also einerseits wegen des großen erreichbaren Einsparpotenzials von ca. 70 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr und andererseits wegen der hohen Wirtschaftlichkeit der Maßnahmen höchste Priorität einzuräumen.

Die Sanierung der älteren Baualtersklassen BA1 bis BA3 (bei den EZH und MFH) wäre am effektivsten und brächte bereits eine jährliche CO2-Einsparung von etwa 63 bis 69 Millionen Tonnen CO2 (vgl. Abbildung E-16 bis Abbildung E-18).

Einschränkungen des CO2-Verminderungspotenzials ergeben sich grundsätzlich nur durch den Denkmalschutz bzw. aus Platzmangel.

97

4 Verbesserung der Fensterqualität

4.1 Situation und Maßnahme Diese Maßnahme ist, wie die Sanierung der Gebäudehülle, eine Maßnahme zur Reduk-tion des Bedarfs (vgl. Kapitel Methodik).

Über die Fenster kann Wärme durch alle drei Arten des Wärmetransports verloren gehen:

• Wärmeleitung durch das Glas bzw. den Fensterrahmen. • Konvektion bzw. Wärmeströmung im Bereich zwischen zwei Glasscheiben bzw.

durch Luftspalte im Bereich der Fensterdichtungen. • Wärmestrahlung in Form von infraroter Strahlung durch das Glas.

Besonders in den älteren Baualtersklassen geht ein großer Teil der Heizenergie über die Fenster verloren. Zum Teil ist neben vereinzelten Einfachverglasungen in der Bau-altersklasse 1 noch das so genannte Doppel- oder Kastenfenster weit verbreitet. Dabei liegen zwei Fenster hintereinander im Abstand von ca. 10 bis 20 cm. Diese Konstruktion weist neben hohen Konvektionsverlusten (im Zwischenraum wird die Konvektion nicht unterbunden) in der Regel auch hohe Lüftungsverluste durch schlechte Dichtungskon-struktionen bzw. Dichtungsmaterialien auf.

Moderne Wärmeschutzverglasungen setzen den Wärmetransport in allen drei Bereichen herab. So sind z. B. der Randverbund der 2- oder 3-fach Verglasung bzw. der Fenster-rahmen so ausgeführt, dass Wärmebrücken auf ein Minimum reduziert werden. Der Glaszwischenraum wird mit Edelgasen befüllt, die einen höheren Wärmedurchgangswi-derstand haben als Luft. Des Weiteren sind die Scheiben innen mit einer infrarotreflek-tierenden Schicht bedampft, damit die Strahlungswärme im Rauminneren bleibt.

Bei Sanierungen ist besonderes Augenmerk auf die bauphysikalischen Gegebenheiten zu richten. Z. B. sind Wärmedämmfenster wesentlich luftdichter als Altbaufenster, was geringere Lüftungswärmeverluste bedeutet. Auf der anderen Seite erhöht sich aber bei luftdichten Fenstern und bei falscher Lüftungsweise die Gefahr der Schimmelbildung.

In der Praxis erfolgt die Fenstersanierung meist im Zuge der Sanierung der Gebäude-hülle. Für diese Untersuchung sollen diese Maßnahmen jedoch getrennt betrachtet werden, um das Einsparpotenzial der jeweiligen Einzelmaßnahme zu erhalten. Die Fensterfläche ist ein Teil der Gebäudehülle und deshalb wird die gleiche Methodik angewandt.

4.2 Theoretisches und technisches Potenzial Bedingt durch den geringen Flächenanteil (eine Ausnahme bilden Glasfassaden) ist das zu erwartende CO2-Einsparpotenzial bei den Fenstern geringer als bei der Gebäude-hülle.

Untersuchte Maßnahmen: Es werden, wie bei der Gebäudehülle, drei Maßnahmen untersucht. In Tabelle E-32 ist der Dämmstandard der gewählten Fenster für die jeweilige Maßnahme angegeben.


Tabelle E-32: Wärmedämmqualität der gewählten Fenster

Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3UW in W/m2K 1,1 0,87 0,71

UW bezeichnet den Wärmedurchgangskoeffizienten für das gesamte Fenster (Glas und Rahmen).

Ein Fenster mit UW = 1,1 W/m2K entspricht dem derzeitigen Standard und mit UW = 0,71 W/m2K dem derzeit besten erhältlichen Fenster. Es gäbe noch Sonderkon-struktionen, die geringere Werte für UW aufweisen, jedoch sind die Kosten für diese Fenster überproportional hoch und sie werden deshalb in dieser Untersuchung nicht betrachtet.

4.3 Referenz Der Fensterbestand des Jahres 2003 entspricht der Referenz für die nachfolgenden Betrachtungen.

Bei der energetischen Bewertung des Ist-Zustands der Fenster des gesamten Bundesge-bietes wird analog zur Gebäudehülle (Strukturierung nach Baualtersklassen) vorgegan-gen. Tabelle E-33 gibt die spezifischen Heizwärmeeinsparungen für die jeweiligen Baualtersklassen an. Die Berechnung erfolgt mittels des Energieberaterprogramms Hottgenroth.

In BA5 sind die spezifischen Einsparungen null, da diese relativ neuen Gebäude bereits den Wärmedämmstandard der Maßnahme 1 von UW = 1,1 W/m2K aufweisen.

Verbesserung der Fensterqualität 99

Tabelle E-33: Spezifischer Heizwärmebedarf der Gebäude in den einzelnen Baualters-klassen nach dem Fenstertausch

spezifische Heizenergieeinsparungen nach Fenstertausch

Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3

BA 1 38 54,0 59,0 62,4BA 2 39,2 33,4 38,6 42,1BA 3 40,6 16,2 21,5 25,2BA 4 41,1 4,7 10,0 13,8BA 5 41,3 0,0 5,4 9,2

Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3BA 1 95,5 39,8 43,4 49,0BA 2 94,4 23,6 27,2 29,7BA 3 97,9 11,4 15,2 17,8BA 4 99,8 3,3 7,2 9,8BA 5 101,3 0,0 3,9 6,6

Baualters-klasse

für Einfamilienhaus in kWh/m²a

für Mehrfamilienhaus in kWh/m²a

Fenster-flächein m 2

4.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Die spezifischen Kosten für die Durchführung der jeweiligen Maßnahmen zur Verminde-rung der CO2-Emissionen sind in der folgenden Tabelle E-34 angegeben.

Tabelle E-34: Spezifische Kosten des Fenstertausches

Fenster EZH und MFH

Maßnahme 1

Kunststofffenster Standard 2-fach Verglasung mit

Aluminium-Abstandhalter

EUR/m² (brutto) 471

Maßnahme 2

Kunststofffenster 3-fach Verglasung (Glas UG=0,7) mit

Edelstahl- Abstandhalter


Maßnahme 3

Kunststofffenster 3-fach Verglasung (Glas UG=0,5) mit

Edelstahl-Abstandhalter


In Tabelle E-35 sind die gebäudespezifischen Kosten ausgewiesen. In den Zeilen mit den relativen Kosten bezogen auf Maßnahme 1 werden die Kostenunterschiede für die


Erhöhung des Dämmstandards deutlich. Im Unterschied zur Gebäudehülle weist bei den Fenstern jede Baualtersklasse im EZH und MFH eine unterschiedliche Fensterfläche auf.

Tabelle E-35: Gesamtkosten des Fenstertauschs

BA1 BA2 BA3 BA4 BA5 BA1 BA2 BA3 BA4 BA5

Fensterfläche m2 38 39,2 40,6 41,1 41,3 98,5 94,4 97,9 99,8 101,3

Kosten je Gebäude Maßnahme 1 € 17.898 18.463 19.118 19.349 19.448 44.981 44.462 46.111 47.006 47.712

Relative Kosten je Gebäude bezogen auf Maßnahme 1

€


Relative Kosten je Gebäude bezogen auf Maßnahme 1

€


Relative Kosten je Gebäude bezogen auf Maßnahme 1 € 164%

Baualtersklasse EZH MFH

100%

147%

Mit den zuvor beschrieben Kosten und dem bereits in Tabelle E-25 angeführten Energie-mix für die Heizungen in den Haushalten, werden die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten ermittelt.

In der folgenden Tabelle E-36 ist der spezifische Energieverlust durch die gesamte Fensterfläche, bezogen auf die Wohnfläche, angegeben. Da jede Baualtersklasse unter-schiedliche Fensterflächen aufweist, wird exemplarisch BA2 angeführt. Die MFH haben aufgrund des kleineren A/V-Verhältnisses (welches, analog zur Gebäudehülle, auch für die Fensterflächen gilt) geringere spezifische Wärmeverluste. Mit den Wärmeverlusten und den Kosten für die Maßnahme können die spezifischen Verminderungskosten berechnet werden.

Tabelle E-36: Heizenergieverlust durch die Fenster nach Durchführung der Maß-nahmen

Energiebedarf EZH BA2 EZH MFH

BA2 MFH

Ohn

e M

aßna

hme

Nac

h M

aßna

hme

1

Nac

h M

aßna

hme

2

Nac

h M

aßna

hme

3

Ohn

e M

aßna

hme

Nac

h M

aßna

hme

1

Nac

h M

aßna

hme

2

Nac

h M

aßna

hme

3

Spez. jährl. Energie-verlust durch die

gesamte Fensterfläche

kWh/m²a 57,9 24,5 19,4 15,8 40,9 17,3 13,7 11,2

Relativer spez. jährl. Energieverlust durch die gesamte Fensterfläche

100 % 42 % 34 % 27 % 100 % 42 % 33 % 27 %


In Abbildung E-19 sind die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 1 dargestellt.

0

50

100

150

200

250

300

350

- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA 1

MFH BA 5

EZH BA 5

EZH BA 4

EZH BA 3MFH BA 2

MFH BA 4

MFH BA 3

EZH BA 2 MFH BA 1

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

EZH BA 1

EZH BA 5

EZH BA 3

MFH BA 2

EZH BA 2

MFH BA 1

MFH BA 4

MFH BA 3

MFH BA 5

EZH BA 4


Die spezifischen Verminderungskosten für MFH liegen stets über den Kosten für EZH. Der Grund dafür ist, dass die spezifischen Heizenergieeinsparungen bei den MFH, wegen dem kleineren A/V-Verhälnis gegenüber den EZH, geringer sind. Der Fenster-tausch bewirkt bei den EZH eine Verbesserung einer relativ großen Fläche.


Die EZH und MFH von BA2 haben nahezu gleich große Verminderungskosten wie jene von BA1, obwohl sie geringere spezifische Heizenergieeinsparungen aufweisen (vgl. Tabelle E-33). Dies ist jedoch lediglich aufgrund der der Berechnung zugrunde liegenden Betrachtungsweise der dynamischen Verminderungskosten (vgl. Kapitel Methodik) der Fall, da für BA2 die Maßnahmen im Jahr 2005 umgesetzt werden, also praktisch kurz nach Beginn des Betrachtungsjahrs 2003, und daher die Einsparungen fast über die gesamte Betrachtungszeit bis zum Jahr 2033 wirksam werden.

Die maximalen CO2-Verminderungskosten liegen bei Maßnahme 1 für das MFH BA5 theoretisch unendlich hoch, da die Fenster der BA5 bereits den Dämmstandard von Maßnahme 1 aufweisen (UW=1,1 W/m2K) und die Energieeinsparungen null sind (Division durch null).

Die CO2-Verminderungskosten für Maßnahme 2 sind in Abbildung E-20 dargestellt. Es gelten die selben Überlegungen wie bei Maßnahme 1.


-50

0

50

100

150

200

250

300

350

- 2 4 6 8 10 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA 1

MFH BA 5

EZH BA 5

EZH BA 4

EZH BA 3

EZH BA 2 MFH BA 1

MFH BA 4

MFH BA 3

MFH BA 2

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

0 2 4 6 8 10 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

EZH BA 1

EZH BA 3

MFH BA 2

EZH BA 2

MFH BA 1

MFH BA 5

EZH BA 5

EZH BA 4MFH BA 4

MFH BA 3


Die Abbildung E-21 stellt die Verminderungskosten für Maßnahme 3 dar.


-50

0

50

100

150

200

250

- 2 4 6 8 10 12

Kumulierte Emisssionsminderung in Mio. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

EZH BA 1

MFH BA 5

EZH BA 5

EZH BA 4

EZH BA 3

EZH BA 2 MFH BA 1

MFH BA 4

MFH BA 3

MFH BA 2

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 2 4 6 8 10 12


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

EZH BA 1

MFH BA 3

EZH BA 5

EZH BA 4

EZH BA 3

MFH BA 2

EZH BA 2

MFH BA 1

MFH BA 4

MFH BA 5


4.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Aus den zuvor ermittelten Daten ergeben sich die wirtschaftlich realisierbaren Poten-ziale. Maßnahme 1 ist zwar von den Investitionskosten her die günstigste Maßnahme, weist allerdings kein wirtschaftliches Potenzial auf. Ersichtlich wird dies in Abbildung E-19, in der Kurve mit den kumulierten CO2-Verminderungskosten, welche keinen negativen Bereich aufweist. Maßnahme 2 hat ein wirtschaftliches CO2-


Verminderungspotenzial von 0,38 Mio. t pro Jahr. Die jährlichen kumulierten Verminde-rungskosten dafür liegen bei –1,72 Mio. €. Maßnahme 3 weist das größte wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial von 0,41 Mio. t CO2 pro Jahr auf. Allerdings liegen die jährlichen kumulierten Verminderungskosten höher, nämlich bei -1,09 Mio. €. Maßnahme 3 bringt zwar mehr Energieeinsparungen als Maßnahme 2, ist aber auch teurer, so dass aus wirtschaftlicher Sicht Maßnahme 2 günstiger ist. Das wirtschaftliche Potenzial ist in Tabelle E-37 dem technischen gegenübergestellt.

4.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die spezifischen CO2-Verminderungskosten bei den Fenstern sind im Vergleich zur Gebäudehülle wesentlich höher. Sie liegen im Bereich von ca. –5 bis 326 €/t im Vergleich zu etwa –6 bis 22 €/t bei der Wärmedämmung. Dies ist deshalb der Fall, weil die Auf-bringung von Wärmedämmung pro m2 wesentlich günstiger ist, als eine Erhöhung des Wärmedämmstandards der Fenster.

Tabelle E-37: Technisches und wirtschaftliches Potenzial für die Maßnahmen 1 bis 3

Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3 Maßnahme 1 Maßnahme 2 Maßnahme 3

Summe Emissions-Einsparungen in

Mio. t CO2/a 9,25 10,37 11,16 0 0,38 0,41

Summe Verminderungs-

kosten in Mio. €/a32,14 63,65 77,55 0 -1,72 -1,09

technisches Potenzial wirtschaftliches Potenzial

Das maximale technische Einsparpotenzial bei den Fenstern beträgt etwa 11,2 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr, also etwa ein Siebtel des Potenzials der Gebäudehülle, das bei 70,3 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr liegt.

Die Sanierung der älteren Baualtersklassen 1 und 2 ermöglicht die größten Einsparun-gen. Einerseits liegen die spezifischen CO2-Verminderungskosten in den Baualtersklas-sen 1 und 2 zwischen -4,6 und 6,1 €/t und damit sehr niedrig. Auf der anderen Seite schöpft die Sanierung der BA1 und BA2 bereits einen Großteil des Sanierungspotenzials, nämlich etwa 10 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr, aus.

Ein Fenstertausch sollte in der Regel immer im Zuge einer thermischen Sanierung der Gebäudehülle erfolgen, da die Maßnahmen in konstruktiver Hinsicht aufeinander abgestimmt werden sollten und sich nur so Wärmebrücken vermeiden lassen.

107

5 Information und Kommunikation

5.1 Situation und Maßnahme Der Informations- und Kommunikationssektor gewinnt auch im Haushalt kontinuierlich an Bedeutung. Konnten Haushalte vor einigen Jahren noch höchstens ein Fernsehgerät aufweisen, so sind heute viele bereits mit einem Zweit- oder sogar Drittgerät ausge-stattet. Darüber hinaus ist der Wunsch nach immer größeren und leistungsfähigeren Geräten allgegenwärtig. Dementsprechend spiegelt sich diese Entwicklung im Energie-verbrauch, der zu einem Großteil durch Standby- und „Schein Aus“-Verluste verursacht wird, wider. Die Leistungsaufnahme der Geräte ist zwar im Normalbetrieb am größten, jedoch ist die Zeit, in der sich diese Geräte im Standby- und „Schein Aus“-Betrieb befin-den, meist erheblich höher. In Folge dessen ist häufig der jährliche Energieverbrauch für den Normalbetrieb nur geringfügig höher als für den Bereitschafts- bzw. „Schein Aus“-Betrieb.

Maßnahmen, die dem steigenden Energieverbrauch des IuK-Sektors entgegenwirken können, sind sowohl die Nutzung effizienterer Geräte, als auch der rationellere Umgang mit den Geräten. Durch die Umstellung und Anpassung des Nutzungsverhaltens an die Anforderungen könnte der überflüssige Energieverbrauch durch Standby und „Schein Aus“ radikal reduziert oder sogar völlig vermieden werden.

Der Energieverbrauch durch Standby ergibt sich aus dem Bereitschaftsbetrieb, in dem die Geräte nicht vollständig abgeschaltet werden. Der dadurch verursachte Leistungsbe-darf könnte durch die richtige Technologie auf ein Minimum gesenkt werden.

„Schein Aus“-Verluste werden durch Geräte hervorgerufen, die trotz Ausschaltens immer noch Energie aus dem Stromnetz beziehen. Dieser Bedarf kann auf die im Gerät enthaltenen Transformatoren zurückgeführt werden, an denen trotz fehlender Energie-nachfrage auf der Nutzerseite ein Leistungsbedarf entsteht. Diesen Verlusten kann durch die Trennung des Gerätes vom Netz (z. B. durch schaltbare Steckerleis-ten/geeignete Vorschaltgeräte) entgegengewirkt werden.

5.2 Theoretisches und technisches Potenzial In Tabelle E-38 wird die Leistungsaufnahme in der Ausgangssituation und bei der Nutzung der effizientesten Technologie dargestellt. Hierbei entsprechen die Daten für „normal“ jeweils dem Ausgangszustand, d. h. der derzeit genutzten Technologie. Unter „effizient“ wird die gegenwärtig energiesparendste Technologie angeführt. Die Leis-tungsaufnahme der effizienten Geräte wurde hauptsächlich den beiden Quellen /DEA 07/ und /SEG 07/ entnommen. Da hier jedoch lediglich Angaben bezüglich der Leistung im Normalbetrieb enthalten sind, wird angenommen, dass das Verhältnis von Bereitschafts- zu „Schein Aus“ bei „normal“ und „effizient“ gleich bleibt (vgl. Tabelle E-38).

Eine Ausnahme ergibt sich bei den Audiogeräten. Die Leistung von Stereoanlagen ist im Vergleich zu Kompaktanlagen etwa doppelt so hoch. Dies resultiert aus der größeren Anzahl an Einzelverbrauchern bei einer Stereoanlage, die zu einem Verbund zusam-mengeschlossen sind (z.B. Lautsprecher, CD-/DVD-Player, Kassettendeck, Verstärker). Die Werte für die Standby- und „Schein Aus“-Leistung der Stereoanlagen wurden über


die Werte für die Kompaktanlagen (aus /FfE 04/) ermittelt, da sie lediglich für diese angegeben waren. Die Ermittlung des Gesamtenergiebedarfs wird exemplarisch in Kapitel 5.3 angegeben.

Bei den Radioweckern sind die Effizienzsteigerungen größtenteils ausgeschöpft, sodass keine weiteren Verbesserungen berücksichtig wurden. Die Radiorekorder weisen einen stark rückläufigen Marktanteil auf, und werden wohl bald ganz vom Markt verschwin-den, woraus sich ableiten lässt, dass die Hersteller keine großen Anstrengungen in die Effizienzsteigerung dieser Geräte stecken werden. Aus diesem Grund gibt es auch hier keine Einsparungen im Vergleich zur aktuellen Situation.

Bei den Fernsehern wird die effizienteste LCD-Technologie verwendet, wodurch sich im Vergleich zu den Plasmageräten ein erhebliches Einsparpotenzial ergibt. Gegenüber herkömmlichen LCD-Fernsehern fällt die Verbesserung der Leistungswerte relativ gering aus. Da CRT-Geräte in der Regel kleinere Bildschirmdiagonalen aufweisen als standardmäßig genutzte LCD-Apparate, wurden bei diesem Vergleich nur LCD-Fernse-her bis 32 Zoll Bildschirmdiagonale einbezogen.

Bei den Playern sind es die Videorekorder, die die bedeutendsten Einsparpotenziale erwarten lassen. Die Leistungsaufnahme der effizienten Videorekorder liegt immer noch über jenen der DVD Spieler. Deshalb ist der Verdrängungseffekt durch DVD-Player aus Sicht der Energieeinsparung sehr willkommen. Dieser Effekt wird durch den wachsen-den Konsum der DVD-Rekorder jedoch abgeschwächt und zunehmend umgekehrt, da der Leistungsbedarf (im Normalbetrieb) eines DVD-Rekorders etwa um das Drei- bis Vierfache höher anzusetzen ist.

Effiziente Telefone haben im Standby-Betrieb keinen Energiebedarf mehr, bei den Anrufbeantwortern kann der Bereitschaftsbedarf auf ein Hundertstel reduziert werden. Bei Faxgeräten kann der Bedarf ebenfalls erheblich reduziert werden. Im Normalbetrieb liegt er etwa bei 28 %, im Bereitschaftsbetrieb bei 23 % des Ausgangsbedarfs.

Die Effizienzsteigerung bei der EDV, den Druckern und den Monitoren weist ebenfalls erhebliche Potenziale auf. Speziell im EDV-Bereich lässt sich die Leistung durch die Anwendung der geeigneten Technologie auf bis zu 18 % reduzieren. Ähnlich wie im TV-Bereich gibt es auch bei den Monitoren den Trend zu flachen und Platz sparenden Geräten. Um das Einsparpotenzial bei den Monitoren zu ermitteln, wird die Röhren-technologie mit den effizientesten Flachbildmonitoren verglichen.

Die Gesamtenergie kann durch die Nutzung effizienterer Geräte um über 28 PJ/a ge-senkt werden. Die größten Einsparungen könnten bei Audiogeräten, Videorekordern, PCs und durch den Umstieg von CRT-Monitoren und Fernsehern auf LCD-Technologie erzielt werden.


Tabelle E-38: Vergleich Leistungsaufnahme und Energiebedarf

Gerätetyp

Normalbetrieb Bereitschaft Schein-Aus Normalbetrieb Bereitschaft Schein-Aus GesamtAudiogerät

normal 40 9 4 4,8 2,1 1,7 8,6effizient 30 0,40 0,40 3,6 0,1 0,2 3,9normal 22 8 1 1,8 3,3 0,1 5,1effizient 15 0,20 0,20 1,2 0,1 0,0 1,3normal 3 1,70 - 0,0 1,0 - 1,0effizient 3 1,70 - 0,0 1,0 - 1,0normal 6 1,80 1 0,1 0,3 0,2 0,5effizient 6 1,80 1 0,1 0,3 0,2 0,5

Fernseher 1. Gerätnormal 86 3 1 14,5 1,1 0,3 15,9effizient 61 0,83 0,21 10,3 0,3 0,1 10,7normal 139 2 1 1,6 0,1 0,0 1,7effizient 120 0,82 0,25 1,3 0,0 0,0 1,3normal 300 6 2 0,1 0,0 0,0 0,1effizient 120 0,8 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0

Fernseher 2. Gerätnormal 86 3 1 2,7 0,2 0,2 3,1effizient 61 0,83 0,21 1,9 0,1 0,1 2,0

Fernseher 3. gerätnormal 86 3 1 0,7 0,1 0,1 0,9effizient 61 0,83 0,21 0,5 0,0 0,0 0,5

Playernormal 28 5 1 0,9 2,1 0,3 3,3effizient 11 1,00 0,25 0,4 0,4 0,1 0,8normal 11 2 1 0,1 0,4 0,1 0,6effizient 7 0,70 0,21 0,0 0,1 0,0 0,2

Telefonenormal 3,5 2,3 - 0,03 1,04 - 1,07effizient 0,9 0 - 0,01 0,00 - 0,01normal 3,5 2,8 - 0,01 1,35 - 1,36effizient 3,5 0,03 - 0,01 0,01 - 0,02normal 53 7 - 0,02 0,94 - 0,96effizient 15 1,50 - 0,00 0,22 - 0,22

EDVnormal 96 5 1 3,4 0,6 0,5 4,5effizient 56 1,70 0,27 2,0 0,2 0,2 2,3normal 42 2 1 0,2 0,0 0,1 0,3effizient 11 1,23 0,31 0,1 0,0 0,0 0,1normal 17 5 2 0,0 0,2 0,3 0,5effizient 3 1,40 0,47 0,0 0,1 0,1 0,1

Druckernormal 20 6 3 0,0 0,2 1,5 1,7effizient 9 0,55 0,20 0,0 0,0 0,1 0,1normal 300 20 3 0,2 0,2 0,4 0,8effizient 220 7,50 0,00 0,1 0,1 0,0 0,2

Monitorenormal 88 4 0 2,5 0,2 0,3 3,0effizient 27 0,78 0,25 0,8 0,0 0,1 0,9normal 45 2 1 0,3 0,0 0,1 0,4effizient 27 0,78 0,25 0,2 0,0 0,0 0,2normal 33,88 15,25 6,23 55,36effizient 22,45 3,03 1,21 26,69Differenz 11,43 12,22 5,02 28,67

Leistungs- und Energieverbrauchsvergleich

Laptop

Radiorekorder

Gesamtenergiebedarf in PJ/a

Stereoanlage

Kompaktanlage

Leistungsaufnahme in W

Plasma

Video

Faxgerät

Radiowecker

CRT-->kleine LCD

LCD

CRT --> kleine LCD

CRT --> kleine LCD

PC

DVD

Schnurlos

Anrufbeantworter

Energiebedarf

LCD

Scanner

Tintenstrahl

Laserdrucker

CRT--> LCD

In Tabelle E-39 wird das CO2-Verminderungspotenzial durch den Umstieg auf effi-ziente IuK-Geräte dargestellt. Der angeführte Energiebedarf wird aus Tabelle E-38 entnommen. Insgesamt lässt sich durch diese Maßnahme eine jährliche CO2-Einsparung


von gut 4,6 Mio. t CO2 erzielen. Den größten Anteil an dieser Reduktion nimmt der Austausch von Stereo- und Kompaktanlagen sowie der Umstieg von CRT- auf LCD-Fernseher ein. Bei Radioweckern und Rekordern sind keine wesentlichen Einspar-potenziale vorhanden (Tabelle E-39 angegebene Referenz: vgl. Kapitel 5.3).

Tabelle E-39: CO2-Verminderung durch Nutzung effizienter IuK-Geräte

CO2-Verminderung durch Nutzung effizienter IuK-Geräte

Referenz Maßnahme

Gerätetyp Energie in PJ/a

Emissionen in

Mio. t CO2/a

Energie in PJ/a

Emissionen in

Mio. t CO2/a

Differenz in

Mio. t CO2/aAudiogerät

Stereoanlage 8,6 1,40 3,9 0,63 0,78 Kompaktanlage 5,1 0,83 1,3 0,21 0,62

Radiowecker 1,0 0,16 1,0 0,16 0,00 Radiorekorder 0,5 0,09 0,5 0,09 0,00

Fernseher (Erstgerät) CRT 15,9 2,58 10,7 1,74 0,84 LCD 1,7 0,27 1,4 0,22 0,05

Plasma 0,1 0,01 0,0 0,00 0,01 Fernseher (Zweitgerät)

CRT 3,1 0,50 2,0 0,32 0,17 Fernseher (Drittgerät)

CRT 0,9 0,14 0,5 0,09 0,05 Rekorder

Video 3,3 0,54 0,8 0,14 0,40 DVD 0,6 0,09 0,2 0,04 0,05

Telefone schnurlos 1,1 0,17 0,0 0,00 0,17

Anrufbeantworter 1,4 0,22 0,0 0,00 0,22 Faxgerät 1,0 0,16 0,2 0,04 0,12

EDV PC 4,5 0,73 2,3 0,38 0,35

Laptop 0,3 0,05 0,1 0,01 0,04 Scanner 0,5 0,08 0,1 0,02 0,06 Drucker

Tintenstrahl 1,7 0,28 0,1 0,02 0,26 Laser 0,8 0,13 0,2 0,03 0,10

Monitore CRT 3,0 0,48 0,9 0,15 0,33 LCD 0,4 0,07 0,2 0,04 0,03

Summe 4,65


5.3 Referenz Die Ausstattung mit IuK-Geräten unterscheidet sich je nach Haushalt erheblich. Für die Art und Menge der genutzten Apparate spielt neben dem Einkommen auch die Größe des Haushalts, d.h. die Anzahl der Bewohner, eine wichtige Rolle, da mit deren Anstieg die Wahrscheinlichkeit der Mehrfachausstattung steigt

Im Folgenden wird auf die Gerätegruppen gesondert eingegangen. Als Grundlage dient hierbei die in der FfE-Studie (/FfE 04/), enthaltene Studie des Fraunhofer ISI. Die Ergebnisse der Studie werden mit neueren Datensätzen verglichen und den Anforderun-gen entsprechend angepasst. Dabei sind speziell die Leistungsbereiche und die Dauer im Normal- und Bereitschaftsbetrieb zu nennen. Da es schwierig ist, aussagekräftige Werte über die Leistung im „Schein Aus“-Betrieb zu gewinnen, wird in Fällen, in denen die Literatur keine konkreten Werte liefert, jeweils das prozentuale Verhältnis von Standby zu „Schein Aus“-Leistung aus der verglichenen Studie übernommen.

5.3.1 Audio-/Hifi Anlagen In Tabelle E-40 wird auf den Bestand an Audio- bzw. Hifi-Anlagen in deutschen Haus-halten eingegangen. Es zeigt sich, dass bis auf die „Radiorekorder“ alle Gerätetypen steigende Tendenzen aufweisen. In die Kategorie Radiorekorder fallen sämtliche tragba-re Audiogeräte, vom herkömmlichen Küchenradio bis hin zum umgangssprachlich bezeichneten „Ghettoblaster“. Der rückläufigen Anzahl an Radiorekordern könnte ein Verdrängungseffekt durch neuere Technologien im Bereich der tragbaren Medien (z.B. MP3-Player) zu Grunde liegen. Die Anzahl der Stereoanlagen wächst im Betrachtungs-raum am stärksten, Kompaktanlagen und Radiowecker verbuchen nur einen leichten Anstieg.

Tabelle E-40: Anzahl Audio-/Hifi-Anlagen im HH

Anzahl der Audio-/Hifi-Anlagen im HH

Gerätetyp Jahr Anzahl

Audiogerät 2001 28.392.000 2003 29.318.000 Stereoanlage 2005 30.244.000 2001 19.882.000 2003 19.947.000 Kompaktanlage 2005 20.012.000 2001 19.997.000 2003 20.067.000 Radiowecker 2005 20.138.000 2001 13.891.000 2003 13.275.000 Radiorekorder 2005 12.660.000


Die in Tabelle E-41 aufgeführten Leistungswerte für den Normalbetrieb wurden aus /FfE 04/ übernommen. Bei der Leistung für den Bereitschaftsbetrieb wurden die in der Studie angenommenen 10 W auf 9 W (bei Stereoanlagen) bzw. auf 8 W (bei Kompakt-anlagen) gesenkt. Die unterschiedliche Dauer für Normalbetrieb, Bereitschaft und „Schein Aus“ wurden grundsätzlich der Quelle entlehnt. Es erfolgt lediglich eine Um-rechnung von 365 auf 330 Tage, da die Werte der ISI Studie auf Basis von 365 Tagen pro Jahr liegen, wohingegen diese Untersuchung davon ausgeht, dass die Geräte im Haus-halt durchschnittlich lediglich 330 Tage im Jahr genutzt werden. Die Differenz ist das Ergebnis der Berücksichtigung von Urlaub oder außerhäuslichen Tätigkeiten, während derer die Geräte im Haushalt nicht genutzt werden.

Die einzige Neuerung erfolgt bei der Bereitschaftsdauer der Stereoanlage. Ursprünglich wurde von 3.755 h/a ausgegangen, umgerechnet auf 330 Tage würde sich ein Wert von 3.395 h/a ergeben. Diese Dauer erscheint jedoch im Vergleich zur Betriebsdauer zu hoch. Dem auf 2.260 h/a reduzierten Wert liegt die Annahme zu Grunde, dass Stereoanlagen hauptsächlich von Erwachsenen genutzt werden, deren Energiebewusstsein etwas ausgeprägter ist, wodurch der Bereitschaftsbetrieb nach der Nutzung relativ schnell in den „Schein Aus“-Betrieb überführt wird. Im Vergleich dazu weisen Kompaktanlagen, die vermehrt bei Kindern und Jugendlichen zum Einsatz kommen, einen erheblich höheren Anteil der Bereitschaft an der gesamten Dauer auf. Zudem bieten Kompakt-anlagen meist zusätzliche Funktionen, wie die Anzeige von Uhrzeit und/oder Datum. Die Leistungswerte der Geräte bleiben über den Betrachtungszeitraum konstant, da davon ausgegangen werden kann, dass die Entwicklung der Energieeffizienz bei diesen An-wendungen minimal ist.

Tabelle E-41: Leistung und Betriebsdauer Audiogeräte

Leistung und Betriebsdauer von Audiogeräten

Gerätetyp Leistungsaufnahme in W Betriebsdauer in h/a

Jahr Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

2001 40 9,00 3,60 1.130 2.260 4.530 2003 40 9,00 3,60 1.130 2.260 4.530 Stereo-

anlage 2005 40 9,00 3,60 1.130 2.260 4.530 2001 22 8,00 1,20 1.130 5.659 1.131 2003 22 8,00 1,20 1.130 5.659 1.131 Kompakt-

anlage 2005 22 8,00 1,20 1.130 5.659 1.131 2001 3 1,70 - 81 7.839 - 2003 3 1,70 - 81 7.839 - Radio-

wecker 2005 3 1,70 - 81 7.839 - 2001 6 1,80 1,00 199 3.088 4.633 2003 6 1,80 1,00 199 3.088 4.633 Radio-

rekorder 2005 6 1,80 1,00 199 3.088 4.633

In Tabelle E-42 wird der Energiebedarf der Audiogeräte für die Jahre 2001, 2003 und 2005 aufgezeigt. Diese Tabelle geht sowohl auf den Energieverbrauch für einen Haus-halt als auch für Gesamtdeutschland ein. Stereo- und Kompaktanlagen haben mit über


8 PJ/a bzw. über 5 PJ/a den größten Anteil am Energiebedarf. Bei Radioweckern fällt keine „Schein Aus“-Leistung an, da diese in der Regel ununterbrochen in Bereitschaft betrieben werden.

Tabelle E-42: Energiebedarf Audiogeräte

Energiebedarf Audiogeräte

Energiebedarf in kWh/a pro

HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp

Jahr Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

2001 45,2 20,3 16,3 4,62 2,08 1,67 8,37 2003 45,2 20,3 16,3 4,77 2,15 1,72 8,64 Stereoanlage 2005 45,2 20,3 16,3 4,92 2,21 1,78 8,91 2001 24,9 45,3 1,4 1,78 3,24 0,10 5,12 2003 24,9 45,3 1,4 1,79 3,25 0,10 5,13 Kompakt-

anlage 2005 24,9 45,3 1,4 1,79 3,26 0,10 5,15 2001 0,2 13,3 - 0,02 0,96 - 0,98 2003 0,2 13,3 - 0,02 0,96 - 0,98 Radiowecker 2005 0,2 13,3 - 0,02 0,97 - 0,98 2001 1,2 5,6 4,6 0,06 0,28 0,23 0,57 2003 1,2 5,6 4,6 0,06 0,27 0,22 0,54 Radio-

rekorder 2005 1,2 5,6 4,6 0,05 0,25 0,21 0,52

5.3.2 Fernsehgeräte Bei der Betrachtung der Fernsehgeräte wird jeweils in Erst-, Zweit- und Drittgeräte unterschieden. Diese Untergliederung ist in Tabelle E-43 dargestellt. Alle Geräte der Bauart LCD und Plasma werden zu den Erstgeräten gezählt, Röhrenfernseher werden auf sämtliche Klassen aufgeteilt. Die Bestandsentwicklung lässt den aktuellen Trend erkennen, der sich weg vom CRT- hin zum LCD-Gerät bewegt. Im Zeitraum von 2001 bis 2005 hat sich die Gesamtzahl der CRT-Geräte von etwa 54,4 Millionen auf 53,5 Millionen (Erst-, Zweit- und Drittfernseher) zwar nur relativ wenig vermindert, jedoch hat sich die Anzahl an LCD-Geräten im selben Zeitraum verzehnfacht. Plasma-fernseher können hingegen auf Grund der vergleichsweise höheren Investitionskosten nur geringe Zuwächse aufweisen.

Eine weitere erkennbare Entwicklung ist die vermehrte Anschaffung von Zweit- bzw. Drittgeräten. Der Ausstattungsgrad bei Fernsehern steigt kontinuierlich, da sich die meisten Haushalte nicht mehr mit nur einem TV-Gerät begnügen. Dieser Umstand wird einerseits durch steigenden Wohlstand (zumeist bei gutbetuchten Singles oder Ehe-paaren), andererseits durch die höhere Nachfrage in Familien mit Kindern hervor-gerufen. Diese zusätzliche Nachfrage nach Fernsehgeräten ist darauf zurückzuführen, dass heutzutage ein großer Teil der Freizeit mit der Nutzung von Multimedia-Geräten verbracht wird. So kommt es zu Überschneidungen im Nutzungsverhalten unterschied-licher Generationen, wodurch Zweit- bzw. Drittgeräte angeschafft werden.


Tabelle E-43: Anzahl Fernsehgeräte

Anzahl Fernsehgeräte

Jahr Anzahl Fernseher (Erstgerät)

2001 36.354.000 2003 34.708.000 CRT 2005 33.062.000 2001 485.000 2003 2.243.000 LCD 2005 4.000.000 2001 25.000 2003 50.000 Plasma 2005 75.000

Fernseher (Zweitgerät) 2001 11.639.000 2003 12.578.000 CRT 2005 13.517.000

Fernseher (Drittgerät) 2001 6.448.000 2003 6.701.000 CRT 2005 6.954.000

In Tabelle E-44 wird die Leistung und Betriebsdauer der Fernsehgeräte nach Bauart und Nutzung (Erst-, Zweit- und Drittgerät) unterschieden. Zwischen 2001 und 2005 steigt der Leistungsbedarf bei den Röhrengeräten aufgrund der Konsumentennachfrage nach größere Bildschirmdiagonalen. Durch aktuelle Recherchen wurde die Leistung der LCD-Fernseher im Vergleich zur ISI Studie von etwa 45 auf 147 W nach oben, die des Plasmafernsehers von 350 auf 300 W nach unten korrigiert. Zudem wurde die Leistung im Bereitschaftsmodus bei LCD-Fernsehern von 6 auf 5 W reduziert.

Die Betriebsdauer liegt im Jahr 2001 bei etwa 4 h/Tag (Erstgerät), 2 h/Tag (Zweitgerät) und 1 h/Tag (Drittgerät). Der Normalbetrieb steigt im Zeitraum bis 2005 auf 4,2 h/Tag (Erstgerät), 2,1 h/Tag (Zweitgerät) und 1,05 h/Tag (Drittgerät) an. Als Bereitschafts-dauer wird jeweils das Doppelte des Normalbetriebs angesetzt. Die Dauer für „Schein Aus“ ergibt sich aus der Differenz der Gesamtstunden pro Tag im Jahr und der Summe aus Normalbetrieb und Bereitschaft.


Tabelle E-44: Leistung und Betriebsdauer Fernseher

Leistung und Betriebsdauer Fernseher

Leistungsaufnahme in W Betriebsdauer in h/a Gerätetyp Normal-

betrieb Bereit-schaft Schein-Aus Normal-

betrieb Bereit-schaft Schein-Aus

Fernseher (Erstgerät)

2001 75 2,75 0,79 1.320 2.988 3.6122003 86 2,75 0,69 1.353 3.063 3.504CRT 2005 97 2,75 0,69 1.386 3.137 3.3972001 131 2,00 0,80 1.320 2.988 3.6122003 139 2,00 0,60 1.353 3.063 3.504LCD 2005 147 2,00 0,60 1.386 3.137 3.3972001 300 6,00 1,71 1.320 2.988 3.6122003 300 6,00 1,50 1.353 3.063 3.504 Plasma 2005 300 6,00 1,50 1.386 3.137 3.397

Fernseher (Zweitgerät)

2001 75 2,75 0,79 660 1.494 5.7662003 86 2,75 0,69 677 1.531 5.712CRT

2005 97 2,75 0,69 693 1.569 5.658Fernseher (Drittgerät)

2001 75 2,75 0,79 330 747 6.8432003 86 2,75 0,69 338 766 6.816CRT 2005 97 2,75 0,69 347 784 6.789

Die Energiebedarfsberechnung (vgl. Tabelle E-45) zeigt, dass Fernsehgeräte den weit-aus höchsten Energiebedarf im Informations- und Kommunikationsbereich aufweisen. Zudem entstand zwischen 2001 und 2005 ein erheblicher Mehrbedarf, der neben den Zuwächsen im Bestand zusätzlich durch die verstärkte Anwendung leistungsstarker Apparate (bei den CRT Geräten) hervorgerufen wird. Im Jahr 2001 lag der Gesamtener-giebedarf noch bei rund 18 PJ, dieser hat sich jedoch im Laufe der vier folgenden Jahre um fast 40 % auf 25 PJ erhöht.


Tabelle E-45: Energiebedarf Fernsehgeräte

Energiebedarf Fernsehgeräte


HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp

Jahr Schein-

Aus Normal-betrieb

Bereit-schaft

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

Fernseher (Erstgerät)

2001 99,0 8,2 2,8 12,96 1,08 0,37 14,40 2003 116,7 8,4 2,6 14,48 1,05 0,32 15,85

CRT 2005 134,4 8,6 2,3 16,00 1,03 0,28 17,31 2001 172,5 6,0 2,9 0,30 0,01 0,01 0,32 2003 188,1 6,1 2,5 1,62 0,05 0,02 1,69 LCD 2005 203,7 6,3 2,0 2,93 0,09 0,03 3,05 2001 396,0 17,9 6,2 0,04 0,00 0,00 0,04 2003 405,9 18,4 5,6 0,07 0,00 0,00 0,08 Plasma 2005 415,8 18,8 5,1 0,11 0,01 0,00 0,12

Fernseher (Zweitgerät)

2001 49,5 4,1 4,5 2,07 0,17 0,19 2,44 2003 58,4 4,2 4,2 2,67 0,19 0,19 3,05 CRT 2005 67,2 4,3 3,9 3,27 0,21 0,19 3,67

Fernseher (Drittgerät)

2001 24,8 2,1 5,4 0,57 0,05 0,12 0,75 2003 29,2 2,1 5,0 0,71 0,05 0,12 0,88 CRT 2005 33,6 2,2 4,7 0,84 0,05 0,12 1,01

Tabelle E-46 zeigt die Entwicklung im Bereich der Video- und DVD-Player. Es zeigt sich ein ähnliches Bild wie bei CRT- und LCD-Fernsehgeräten. Zunächst überwiegt die Anzahl der herkömmlichen Videorekorder, bis zum Jahr 2005 wird sich diese Situation jedoch nahezu umkehren. Dieser Umstand lässt sich einerseits durch den Preisverfall der DVD-Geräte, andererseits durch die allgemeine Umstrukturierung der Medienland-schaft vom VHS- auf das DVD-Format erklären.


Tabelle E-46: Anzahl Video- & DVD-Player

Anzahl Video- & DVD-Player

Gerätetyp

Jahr Anzahl

2001 25.000.000 2003 22.900.000 Video 2005 20.800.000 2001 2.500.000 2003 11.000.000 DVD 2005 19.500.000

Tabelle E-47 zeigt, dass dieser Umstieg aus energetischer Sicht sinnvoll ist, da DVD- Player niedrigere spezifische Leistungswerte, sowohl im Normal- als auch im Bereit-schaftsbetrieb, verbuchen können. Die Unterschiede in der Betriebsdauer lassen sich durch den Umstand erklären, dass Video-Player auch zur Aufnahme genutzt werden, wohingegen DVD-Player nicht über diese Funktion verfügen. Aus diesem Grund ist die Betriebsdauer der Video-Player bzw. -Rekorder höher anzusetzen. DVD-Rekorder sind derzeit noch relativ kostspielig, weshalb sich noch keine Marktdurchdringung ergeben konnte. In Zukunft muss jedoch damit gerechnet werden, dass auch im DVD-Bereich die Aufnahme- und Abspielfunktion in einem Gerät verschmelzen, wodurch sich ähnliche Betriebszeiten erwarten lassen. Deshalb wächst die Dauer für den Normalbetrieb bei DVDs erheblich schneller als bei Video-Playern, da davon ausgegangen wird, dass neben den gewöhnlichen Playern zusätzlich verstärkt DVD-Rekorder zum Einsatz kommen.

Tabelle E-47: Leistung und Betriebsdauer Video- & DVD-Player

Leistung und Betriebsdauer Video- & DVD-Player

Leistungsaufnahme in W Betriebsdauer in h/a Gerätetyp

Jahr Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

2001 28 5,00 1,67 398 5.015 2.507 2003 28 5,00 1,25 408 5.008 2.504 Video 2005 28 5,00 1,25 418 5.002 2.501 2001 11 2,00 0,67 99 5.214 2.607 2003 11 2,00 0,60 154 5.177 2.588 DVD 2005 11 2,00 0,60 209 5.141 2.570

Durch die Kombination aus geringerer Leistungsaufnahme und kürzeren Betriebszeiten ergibt sich folglich ein weitaus reduzierter Energiebedarf bei den DVD-Playern (siehe Tabelle E-48). Jedoch steigt dieser durch den mengenmäßigen Zuwachs und das An-wachsen der Nutzungsdauer zwischen 2001 und 2005 von 0,12 auf fast 1 PJ an. Im Vergleich dazu sinkt der Energiebedarf bei den Videorekordern im gleichen Zeitraum


von 3,64 auf 2,98 PJ. Durch die hohe Bereitschaftsdauer fällt in diesem Bereich der verhältnismäßig größte Energiebedarf der Player an.

Tabelle E-48: Energiebedarf Video-& DVD-Player

Energiebedarf Video- & DVD-Player

Energiebedarf in kWh/a pro HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp

Jahr Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

2001 11,1 25,1 4,2 1,00 2,26 0,38 3,64 2003 11,4 25,0 3,7 0,94 2,06 0,31 3,31 Video 2005 11,7 25,0 3,1 0,88 1,87 0,23 2,98 2001 1,1 10,4 1,7 0,01 0,09 0,02 0,12 2003 1,7 10,4 1,6 0,09 0,41 0,06 0,56 DVD 2005 2,3 10,3 1,5 0,16 0,72 0,11 0,99

5.3.3 Telefone Bei den Telefonen werden Festnetzapparate nicht berücksichtigt, da sie in der Regel keine aufwändigen Funktionen aufweisen und über die Telefonleitung mit Elektrizität versorgt werden. Schnurlose Telefone erfreuen sich immer größerer Beliebtheit, die sich im Anstieg der Bestandszahlen widerspiegelt (vgl. Tabelle E-49). Innerhalb von 5 Jahren hat sich die Zahl um 3,5 Mio. auf 18,5 Mio. erhöht. Anrufbeantworter verbu-chen ebenso wie schnurlose Telefone einen ähnlichen rasanten Anstieg. Im Gegensatz dazu ist die Anzahl an Faxgeräten rückläufig. Dieser Umstand ist durch die verstärkte Internetnutzung zu erklären. Herkömmliche Faxe werden durch E-Mails verdrängt.

Tabelle E-49: Anzahl Telekommunikationsgeräte

Anzahl Telekommunikationsgeräte

Gerätetyp Jahr Anzahl 2001 15.000.000 2003 16.750.000 Schnurlos 2005 18.500.000 2001 16.180.000 2003 17.377.000 Anrufbeantworter 2005 18.574.000 2001 5.312.000 2003 5.084.500 Faxgerät 2005 4.857.000

Der Normalbetrieb legt die Nutzungsdauer des Telefons fest, sprich die Dauer, in der anhand des Telefons kommuniziert wird. Die Nutzungsdauer wurde einer Studie von IP Deutschland (vgl./FfE 04/) entnommen. Hierin wurde eine durchschnittliche Gesprächs-dauer von etwa 12 Minuten täglich ermittelt (siehe Tabelle E-50). Die 136 h/a ergeben


sich durch die Erweiterung der 12 Minuten um das Doppelte, wodurch die angenomme-nen Anrufe zusätzlich Berücksichtigung finden. Bei den Faxgeräten wurde die Leistung von 13 W auf 53 W nach oben gesetzt. Diese Korrektur erfolgte, da die aktuell besten Geräte eine Betriebsleistung von weit über 13 W besitzen. Im Bereich „Schein Aus“ fällt bei Telefonen und ähnlichen Anlagen keine Leistung an, da sie ganzjährig betrieben werden und somit nur zwischen Normalbetrieb und Bereitschaft wechseln.

Tabelle E-50: Leistung und Betriebsdauer Telekommunikationsgeräte

Leistungsaufnahme und Dauer Telekommunikationsgeräte

Leistungsaufnahme in W Dauer in h/a Gerätetyp Jahr Normal-

betrieb Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Telefone 2001 3,5 2,50 - 136 7.784 - 2003 3,5 2,25 - 136 7.784 - Schnurlos 2005 3,5 2,00 - 136 7.784 - 2001 3,5 3,00 - 45 7.911 - 2003 3,5 2,75 - 45 7.911 - Anrufbeantworter 2005 3,5 2,50 - 45 7.911 - 2001 53 6,50 - 18 7.902 - 2003 53 6,50 - 18 7.902 - Faxgerät 2005 53 6,50 - 18 7.902 -

Der Energiebedarf der Telefone und Anrufbeantworter bleibt im Zeitraum zwischen 2001 und 2005 in etwa konstant, bei den Faxgeräten fällt der Bedarf minimal ab (siehe Tabelle E-51). Dieser Umstand lässt sich auf die Änderung der Gesamtanzahl an Geräten zurückführen. Mit einem Energieverbrauch um 1 PJ spielen Telefongeräte bei der Gesamtbetrachtung eine eher untergeordnete Rolle.


Tabelle E-51: Energiebedarf Telekommunikationsgeräte

Energiebedarf Telekommunikationsgeräte


HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp Jahr Normal-


Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

Telefone 2001 0,5 19,5 - 0,03 1,05 - 1,08 2003 0,5 17,5 - 0,03 1,04 - 1,07 Schnurlos 2005 0,5 15,6 - 0,03 1,04 - 1,07 2001 0,2 23,7 - 0,01 1,38 - 1,39 2003 0,2 21,8 - 0,01 1,35 - 1,36 Anrufbeantworter 2005 0,2 19,8 - 0,01 1,32 - 1,33 2001 1,0 51,4 - 0,02 0,98 - 1,00 2003 1,0 51,4 - 0,02 0,94 - 0,96 Faxgerät 2005 1,0 51,4 - 0,02 0,90 - 0,91

5.3.4 EDV Tabelle E-52 zeigt, dass die Anzahl von EDV-Geräte stetig steigt. Desktop-PCs liegen zahlenmäßig weit über den Laptops, jedoch lässt die aktuelle Entwicklung stärkere Zuwächse in der Laptopsparte erwarten.

Tabelle E-52: Anzahl EDV-Geräte

Anzahl EDV-Geräte

Gerätetyp Jahr Anzahl 2001 26.124.000 2003 27.193.000 PC 2005 28.263.000 2001 2.613.000 2003 3.577.500 Laptop 2005 4.542.000 2001 4.452.000 2003 6.476.000 Scanner 2005 8.500.000

Der Leistungsbedarf von Desktop-PCs und Laptops wurde gegenüber den ursprüngli-chen Daten der ISI Studie nach oben gesetzt. Beim Desktop-PC wurde die Leistungsauf-nahme von 60 auf 100 W korrigiert, bei den Laptops von 21 auf 45 W (vgl. Tabelle E-53). Die Grundlage für die Werte bilden sowohl Messungen als auch die Betrachtung der Performance neuer Rechner. Schwierigkeiten ergeben sich durch die große Auswahl an Komponenten und durch die Ausstattung der Rechner, wodurch


allgemeingültige Aussagen erschwert werden. Die Neubewertung der Leistungszahlen kann mit dem Trend hin zu leistungsfähigen Rechnern begründet werden.

Tabelle E-53: Leistung und Betriebsdauer EDV

Leistung und Betriebsdauer EDV



Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

2001 92 5,00 0,80 335 1.130 6.455 2003 96 5,00 0,80 359 1.206 6.355 PC 2005 100 5,00 0,80 384 1.281 6.255 2001 39 2,10 1,40 335 561 7.024 2003 42 2,10 0,88 359 582 6.978 Laptop 2005 45 2,10 0,88 384 603 6.933 2001 18 5,00 2,50 14 1.692 6.215 2003 17 5,00 1,67 15 1.788 6.117 Scanner 2005 16 5,00 1,67 16 1.884 6.020

In Tabelle E-54 ist der Energiebedarf der EDV dargestellt. Es wird ersichtlich, dass Desktop-PCs den größten Energiebedarf besitzen. Dies liegt am vergleichsweise höchs-ten Leistungsbedarf für den Normalbetrieb. Beim Scanner tritt trotz geringerer Leis-tungsaufnahme ein Großteil des Energiebedarfs während der Bereitschafts- bzw. „Schein Aus“-Phase auf. Sämtliche Gerätetypen weisen einen Anstieg des Energie-bedarfs auf. Dies resultiert zum einen aus der zunehmenden Leistungsaufnahme (bei PCs und Laptops) und zum anderen aus den steigenden Ausstattungsgraden.

Tabelle E-54: Energiebedarf EDV-Geräte

Energiebedarf EDV-Geräte

Energiebedarf in kWh/a pro HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp Jahr

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

2001 30,7 5,7 5,2 2,88 0,53 0,49 3,90 2003 34,5 6,0 5,1 3,40 0,59 0,50 4,49 PC 2005 38,4 6,4 5,0 3,91 0,65 0,51 5,07 2001 12,9 1,2 9,8 0,12 0,01 0,09 0,22 2003 15,1 1,2 7,9 0,20 0,02 0,10 0,31 Laptop 2005 17,3 1,3 6,1 0,28 0,02 0,10 0,40 2001 0,2 8,5 15,5 0,00 0,14 0,25 0,39 2003 0,3 8,9 12,8 0,01 0,21 0,28 0,50 Scanner 2005 0,3 9,4 10,0 0,01 0,29 0,31 0,60


Bei den Druckern wird zwischen Tintenstrahl- und Laserdrucker unterschieden. In Haushalten kommen mit etwa 75 % hauptsächlich Tintenstrahldrucker zum Einsatz (vgl. Tabelle E-55). Im Zeitraum zwischen 2001 und 2005 können sowohl Laser- als auch Tintenstrahldrucker einen erheblichen Anstieg verbuchen. Laserdrucker weisen einen Zuwachs von 40 % auf, die Anzahl der Tintenstrahldrucker steigt um etwa 19 %.

Tabelle E-55: Anzahl Drucker

Anzahl Drucker

Gerätetyp Jahr Anzahl 2001 14.751.000 2003 16.148.500 Tintenstrahl 2005 17.546.000 2001 4.404.000 2003 5.278.000 Laserdrucker 2005 6.152.000

Die Leistungsbereiche der beiden Drucker im Normalbetrieb unterscheiden sich deutlich voneinander. Mit durchschnittlich 20 W liegen Tintenstrahldrucker bei etwa 7 % des Leistungsbedarfs eines durchschnittlichen Laserdruckers. Im Hinblick auf die Leistung für den Bereitschaftsbetrieb ergeben sich ähnliche Differenzen. Hierbei weisen Laser-drucker mit etwa 20 W jedoch lediglich den dreifachen Bedarf auf (vgl. Tabelle E-56).

Tabelle E-56: Leistung und Betriebsdauer Drucker

Leistung und Betriebsdauer Drucker



Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

2001 20 6 4 27 631 7.262 2003 20 6 3 29 631 7.260 Tintenstrahl 2005 20 6 3 32 631 7.257 2001 300 20 3 27 631 7.262 2003 300 20 3 29 631 7.260 Laserdrucker 2005 300 20 3 32 631 7.257

In Tabelle E-57 wird auf den Energiebedarf von Druckern eingegangen. Der Energiebe-darf im „Schein Aus“-Betrieb überwiegt aufgrund der hohen Dauer. Laserdrucker be-nötigen pro Jahr etwa 17 kWh mehr Energie. In der Gesamtbetrachtung benötigen Laserdrucker etwa die Hälfte der Energie der Tintenstrahldrucker aufgrund eines kleineren prozentualen Anteils am Bestand. Diese Verhältnisse verschieben sich jedoch mit zunehmender Anzahl an Laserdruckern. Zwischen 2001 und 2005 nähern sich die Energiebedarfswerte der beiden Druckervarianten immer stärker an.


Tabelle E-57: Energiebedarf Drucker

Energiebedarf Drucker

Energiebedarf in kWh/a pro HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp Jahr Normal-


Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

2001 0,5 3,8 29,0 0,03 0,20 1,54 1,77 2003 0,6 3,8 21,8 0,03 0,22 1,46 1,71 Tintenstrahl 2005 0,6 3,8 21,8 0,04 0,24 1,38 1,65 2001 8,1 12,6 21,8 0,13 0,20 0,35 0,67 2003 8,8 12,6 21,8 0,17 0,24 0,41 0,82 Laserdrucker 2005 9,5 12,6 21,8 0,21 0,28 0,48 0,97

5.3.5 Monitore In Tabelle E-58 ist ersichtlich, dass herkömmliche Röhrenmonitore den Großteil am Gesamtbestand ausmachen, jedoch steigt die Bestandszahl wesentlich langsamer als die der LCD-Monitore. Hieraus lässt sich bereits für die kommenden Jahre ein gewisser Verdrängungseffekt ableiten.

Tabelle E-58: Anzahl Monitore

Anzahl der Monitore

Gerätetyp Jahr Anzahl 2001 21.532.000 2003 21.787.0001CRT 2005 22.041.000 2001 4.595.000 2003 5.409.000 LCD 2005 6.222.000

Tabelle E-59 zeigt, dass der Umstieg von CRT- auf LCD-Monitore aus energetischer Sicht sinnvoll ist. LCD-Monitore benötigen im Normalbetrieb nur etwa die Hälfte der Leistung. Im „Schein Aus“-Betrieb liegt der Leistungsbedarf etwa gleich hoch. Bei der Betriebs-, Bereitschafts- und „Schein Aus“-Dauer wird jeweils von den gleichen Werten ausgegangen.


Tabelle E-59: Leistung und Betriebsdauer Monitore

Leistung und Betriebsdauer Monitore

Leistungsaufnahme in W Dauer in h/a Geräte-typ

Jahr Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus

2001 86 3,50 0,70 335 565 7.020 2003 88 3,50 0,47 359 603 6.958

CRT

2005 90 3,50 0,47 384 640 6.896 2001 45 2,00 1,00 335 565 7.020 2003 45 2,00 0,60 359 603 6.958

LCD

2005 45 2,00 0,60 384 640 6.896

Aufgrund der hohen Leistung weisen Monitore den größten Energiebedarf im Normalbe-trieb auf (vgl. Tabelle E-60). Bei der Betrachtung der Monitore fällt auf, dass die benö-tigte Energie bei „Schein Aus“ trotz der geringen Leistungsaufnahme relativ hoch ist. Dieser Umstand resultiert aus der großen Zeitspanne, während der sich der Monitor im „Schein Aus“-Modus befindet. Die Monitore tragen mit etwa 3,7 PJ (2005) zum Gesamt-energiebedarf bei, der Anteil der Röhrenmonitore macht davon den Großteil von 86 % aus.

Tabelle E-60: Energiebedarf Monitore

Energiebedarf Monitore

Energiebedarf in kWh/a pro HH Gesamtenergiebedarf in PJ/a Gerätetyp Jahr Normal-


Schein-Aus

Normal-betrieb

Bereit-schaft

Schein-Aus Gesamt

2001 28,9 2,0 4,9 2,24 0,15 0,38 2,77 2003 31,7 2,1 4,1 2,49 0,17 0,32 2,97 CRT 2005 34,6 2,2 3,2 2,74 0,18 0,26 3,18 2001 15,1 1,1 7,0 0,25 0,02 0,12 0,38 2003 16,2 1,2 5,6 0,32 0,02 0,10 0,45 LCD 2005 17,3 1,3 4,1 0,39 0,03 0,09 0,51

In Tabelle E-61 wird der Gesamtenergieverbrauch der drei Betrachtungsjahre darge-stellt. Hierin sind sämtliche zuvor bewerteten Bereiche enthalten. Grundsätzlich lässt sich zwischen 2001 und 2005 ein erheblicher Sprung im Energiebedarf von über 10 PJ erkennen, was einem Anstieg von ca. 20 % entspricht. Dies liegt neben dem in der Regel wachsenden Leistungsbedarf an den steigenden Ausstattungsgraden im Informations- und Kommunikationssektor.


Tabelle E-61: Energieverbrauch IuK

Energieverbrauch IuK

Jahr Energieverbrauch in PJ/a 2001 50,31 2003 55,36 2005 60,41

5.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten In Tabelle E-62 wird auf die finanziellen Aspekte eines Umstiegs auf effiziente Infor-mations- und Kommunikationsgeräte eingegangen. Es werden sowohl die aktuellen Investitionskosten als auch die Einsparungen hinsichtlich der Ausgaben während der Nutzungsdauer angeführt. Es wird zwischen jährlichen und periodischen Betriebs-kosteneinsparungen unterschieden. Die periodische Einsparung ist die Summe der jährlichen Einsparungen über die durchschnittliche Lebensdauer. Als Lebensdauer werden generell 10 Jahre angenommen, nur bei PCs und Laptops fällt die Dauer mit 5 Jahren geringer aus. In der Regel entspricht bei PCs und Laptops die Lebensdauer nicht der Nutzungsdauer, da die hohe Innovations- und Entwicklungsrate der EDV den Konsumenten dazu bringt, das funktionsfähige, jedoch veraltete Gerät frühzeitig gegen ein neueres Produkt einzutauschen.

In den meisten Fällen liegen die Investitionskosten der Maßnahme höher als jene der genutzten Technologie durchschnittlichen Standards. In einigen Fällen weist die effi-ziente Variante jedoch geringere Investitionskosten auf (z.B. Drucker). Die jährlichen Einsparungen bei den Betriebskosten erscheinen relativ gering, betrachtet man jedoch die periodischen Betriebskosteneinsparungen, kann der höhere Anschaffungspreis der Maßnahme größtenteils kompensiert werden.


Tabelle E-62: Kosten für Tausch von IuK-Geräten

Kosten für den Austausch

Gerätetyp Investitionskosten in € (Ref.)

Investitionskosten in € (effizient)

Betriebskosteneinsparung

in €/a pro HH

Periodische Betriebskosteneinsparung in €

pro HH

Audiogeräte Stereoanlage 700 770 8 76

Kompaktanlage 230 250 9 90 Fernseher (Erstgerät)

CRT kleiner LCD 230 770 7 71 LCD 1.750 1.650 5 47

Plasma LCD 1.525 1.650 44 440 Fernseher

(Zweitgerät) CRT kleiner LCD 230 770 4 39

Fernseher (Drittgerät)

CRT kleiner LCD 230 770 2 23 Player Video 90 110 5 51 DVD 87 112 1 14

Telefone schnurlos 60 70 3 30

Anrufbeantworter 60 70 4 36 Faxgerät 90 95 7 68

EDV PC 530 640 4 18

Laptop 1300 1500 3 15 Scanner 75 60 3 14 Drucker

Tintenstrahl 96 65 5 47 Laser 210 185 5 54

Monitore Röhre LCD 130 390 4 44

Flachbild 350 390 2 18

In Abbildung E-22 sind die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten im Informations- und Kommunikationsbereich dargestellt. Es werden unterschiedliche Maßnahmen bezogen auf ihr CO2-Einsparpotenzial und die damit verbundenen Vermin-derungskosten dargestellt. Das größte Einsparpotenzial bis 4 Mio. t CO2 kostet ca. bis zu 5.000 €/t.


-2

0

2

4

6

8

10

12

14

0 1 2 3 4 5


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

rd. €

/a

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 1 2 3 4 5

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

LCD TV 95

Laptop 05

Plasma TV 96

Stereoanlage 01 Desktop PC 05

Flachbildmonitore 05

CRT Monitor 05

Abbildung E-22: Verminderungskosten 2003

Die Kurve der Verminderungskosten weist einen sehr steilen Anstieg auf über 30.000 €/t, auf. In diesem Bereich können jedoch insgesamt vergleichsweise wenig CO2-Emissionen vermieden werden, weshalb die Maßnahme „Laptop 05“ sowohl aus ökologi-scher als auch ökonomischer Sicht für den Konsumenten uninteressant ist. Zu diesen kostenintensiven Maßnahmen gehört beispielsweise der Austausch neuer Laptops (Anschaffungsjahre 2004 und 2005).

Die hohen Kosten, die die Kurve der kumulierten Verminderungskosten aufzeigt, wer-den durch den Umstand hervorgerufen, dass durch den Umstieg auf die effizienteste Technologie im IuK-Bereich pro Gerät und Technologie in der Regel relativ geringe CO2-Reduzierungen erreicht werden.


5.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Der Verlauf der spezifischen Verminderungskosten zeigt, dass es nur relativ wenige Maßnahmen gibt, die sich im negativen Bereich befinden. Jedoch würde die Umsetzung dieser Maßnahmen eine CO2-Einsparung von jährlich ungefähr 0,5 Mio. t bewirken. Im Bereich zwischen ca. 0,5 Mio. t und etwa 3 Mio. t CO2/a erfolgt ein relativ flacher Anstieg bis etwa 3 Mio. t CO2/a. In diesem Bereich liegen die Verminderungskosten bei rund 4.000 €/t.

5.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Die Berücksichtigung des Verbraucherverhaltens für die Ermittlung des praktischen Potenzials stellt sich sehr schwierig dar. Es wird davon ausgegangen, dass gerade bei Fernsehern und Monitoren von kleineren Bilddiagonalen zu größeren oder sogar zum Zweit-Monitor gewechselt wird. In einigen Studien wird sogar von einer Effizienz-steigerung durch einen Zweit-Monitor (anstelle eines größeren Monitors) gesprochen. Dieses Verhalten verursacht kleinere CO2-Einsparungen als hier ausgewiesen wurde.

129

6 Beleuchtung

6.1 Situation und Maßnahme Die Beleuchtung weist einen Anteil von etwa 11 % am Stromverbrauch im Haushalts-sektor auf /BMWi 07b/. Durch die Verwendung energieeffizienter Lampen kann gegen-über herkömmlichen Glühlampen ein beträchtlicher Teil an Energie eingespart werden. Dieses Potenzial kann größtenteils ohne Behaglichkeits- oder Komfortverluste erschlos-sen werden, da beispielsweise Energiesparlampen gegenüber Standard-Glühlampen bei gleicher Beleuchtungsstärke nur etwa 20 % der elektrischen Energie benötigen und in unterschiedlichen Lichtfarben erhältlich sind.

Die wesentlichen Maßnahmen, die zur energetischen Einsparung im Beleuchtungssektor beitragen können, sind:

Nutzung effizienter Technologien Die Glühlampe ist zurzeit das meist genutzte Beleuchtungsmittel. Alternative Leucht-mittel wie beispielsweise LEDs weisen eine wesentlich höhere Lichtausbeute auf, jedoch sind deren hohe Anschaffungskosten ein Hemmnis für einen großflächigen Einsatz. Die Qualität und Effizienz der Beleuchtung sowie die Betriebskosten werden noch zu selten berücksichtigt. Da ein geringerer Energiebedarf mit reduzierten Betriebskosten gleich-zusetzten ist, resultieren durch die Nutzung effizienterer Lampen mittel- und langfristig finanzielle Vorteile. Die Lebensdauer einer Glühlampe beträgt etwa 1.000 Stunden, die einer Energiesparlampe ist um den Faktor 5 bis 15 höher. LEDs besitzen derzeit bereits eine Lebensdauer von bis zu 50.000 Stunden.

Sparsamerer Umgang mit Energie bzw. besseres Nutzerverhalten Neben der Nutzung effizienter Technologien bietet das bewusste Verhalten der Nutzer ein weiteres Energieeinsparpotenzial. Da das Bedürfnis nach Komfort während der vergangenen Jahre kontinuierlich gestiegen ist, erscheint aber ein sparsamerer oder reduzierter Umgang kaum realisierbar. Durch den Einsatz technischer Hilfsmittel wie Bewegungsmelder und Zeitschaltuhren kann das optimale Nutzerverhalten nachgeahmt werden. Obwohl die Beleuchtung dabei nur bei Bedarf in Betrieb ist, werden diese Systeme nur in begrenztem Umfang eingesetzt.

Der Umfang für die Anwendung von Beleuchtungssystemen wächst kontinuierlich. Insbesondere die Anzahl von Geräten mit Beleuchtung steigt stark an.

Alternative Energieträger Aktuell werden nahezu ausnahmslos alle Leuchtmittel auf Basis elektrischer Energie betrieben, weil alle anderen Energieträger nicht so universell wie elektrischer Strom einsetzbar sind. Von einem Umstieg auf andere Energieträger (z.B. Gas- oder Öllampen) ist zudem aus Sicherheitsgründen und aus Komfortgründen nicht auszugehen.

6.2 Theoretisches und technisches Potenzial Nachdem man kurzfristig mit keiner Änderung im Nutzerverhalten rechnen kann und auch die Substitution der elektrischen Energie im Beleuchtungsbereich undenkbar ist, resultiert das aktuelle CO2-Verminderungspotenzial alleine aus dem Einsatz effizien-terer Technologien.


So werden in weiterer Folge bei dieser Untersuchung fünf Alternativen zur herkömm-lichen Glühlampe betrachtet (vgl. /LIT 07/, /SED 07/ und /CWA 07/):

• Kompaktleuchtstofflampe • LED • Lumiled • Halogen-Metalldampflampe • Leuchtstoffröhre

Kompaktleuchtstofflampe Die Kompaktleuchtstofflampe bezeichnet die „Energiesparlampe“. Diese ist mit einem integrierten elektronischen Vorschaltgerät und den Sockeln E 14 bzw. E 27 erhältlich, wodurch eine Umrüstung ohne weiteres möglich ist. Kompaktleuchtstofflampen zeich-nen sich durch eine um den Faktor 5 bis 15 höhere Lebensdauer sowie eine etwa 6-fach höhere Lichtausbeute im Vergleich zur Glühlampe aus. Anfängliche technologische „Kinderkrankheiten“ wie die hohe Anlaufzeit, eine ungleichmäßige Lichtausbeute über die gesamt Lebensdauer und kalte Lichtfärbung sind nahezu gänzlich ausgeräumt. Die Schaltfestigkeit ist ebenfalls erheblich verbessert worden. Die durchschnittliche Licht-ausbeute einer Kompaktleuchtstofflampe beträgt ca. 60 Lumen/Watt.

LED In LEDs wird Licht mittels eines Halbleiterkristalls, der durch elektrische Ströme zum Leuchten angeregt wird, erzeugt. Das Spektrum einer LED beinhaltet keinen ultravio-letten und infraroten Bereich. Es wird ausschließlich monochromatisches Licht (Rot, Blau, Grün) emittiert. Eine Umwandlung in weißes Licht ist somit nicht ohne weiteres möglich. Hierfür wird die Überlagerung aller drei Wellenlängenbereiche oder das Kon-versionsprinzip genutzt. Beim Konversionsprinzip wird bei der blauen LED ein Leucht-stoff angeregt, wodurch blaues Licht teilweise in gelbes umgewandelt wird.

Die Überlagerung des gelben und nicht absorbierten blauen Lichtes ergibt weißes Licht. LEDs besitzen eine Lebensdauer von bis zu 50.000 Stunden und erreichen eine Licht-ausbeute von 75 Lumen/Watt. Ein erhebliches Problem der LED-Technologie ist die thermische Anfälligkeit. Bei zu hohen Betriebs- oder Umgebungstemperaturen verkürzt sich die Lebensdauer drastisch.

Lumiled Lumileds sind effizienter und robuster als LEDs. Sie erreichen eine Lichtausbeute im Bereich von 100 Lumen/Watt. Im Gegensatz zu bisherigen LEDs ist die Temperatur-beständigkeit auf bis zu 150 °C gesteigert worden.

Organische LEDs (OLEDs) Organische LEDs sind leuchtende organische Halbleitermaterialien, die im Gegensatz zu LEDs Flächenlichtquellen sind. Sie bestehen aus einer sehr dünnen aktiv leuchten-den Kunststoffschicht (< 500 nm). In dieser Schicht werden organische Teilchen durch elektrischen Strom zum Leuchten gebracht. Mit geeigneten Molekülen und Polymeren und durch Überlagerung von Farbtönen lassen sich alle Farben erreichen.

Wie LEDs sind OLEDs effizienter als Glühlampen und zudem sehr dünn, transparent und flexibel. Da OLEDs in jeder Form und Größe herstellbar sind, eröffnen sie zukünftig ein extrem breites Anwendungsfeld. Die Lebensdauern sollen dann bei 6.000 bis 10.000 h liegen. Aktuell entwickeln Industrie und Forschungsinstitute die Grundlagen

Beleuchtung 131

für eine kostengünstige Herstellung von marktfähigen Produkten. Nachdem diese Technologie noch in den „Kinderschuhen“ steckt, wird sie im Rahmen dieses Projekts als CO2-Einsparmaßnahme nicht weiter untersucht.

Halogen-Metalldampflampe Die Halogen-Metalldampflampe ist eine weiterentwickelte Variante der Quecksilber-dampf-Hochdrucklampe. Im Vergleich zum Vorgänger ist die Leistung durch die Zugabe von Halogenverbindungen erhöht worden. Für den Betrieb sind Zünd- oder Vorschalt-geräte erforderlich. Halogen-Metalldampflampen besitzen exzellente Farbwiedergabe-eigenschaften und eine Lichtausbeute von 85 Lumen/Watt.

Leuchtstoffröhre Leuchtstoffröhren sind so genannte Niederdruck-Gasentladungslampen. Auf ihrer Innenseite ist ein spezieller fluoreszierender Leuchtstoff aufgebracht, durch den die emittierte UV-Strahlung in sichtbares Licht umgewandelt wird. Als Füllgas wird in der Regel Quecksilberdampf in Verbindung mit einem Edelgas (meist Argon) verwendet. Die Lebensdauer der Leuchtstoffröhre beträgt zwischen 10.000 und 15.000 Stunden, die Lichtausbeute ca. 90 Lumen/Watt.

Ermittlung des Potenzials Anhand von sechs verschiedenen Haushaltsgrößen erfolgt die Ermittlung der CO2-Verminderungspotenziale. Tabelle E-63 bis Tabelle E-68 stellen den Energiebedarf nach der Durchführung von fünf Maßnahmen je nach Haushaltgröße dar. Sowohl die Betriebszeiten als auch die Leistungen der Lampen sind als statistische Mittelwerte zu betrachten. Die Anzahl an Lampen variiert von Haushalt zu Haushalt je nach Anzahl an Zimmern zwischen 13 und 32. Zur Bestimmung einer durchschnittlichen Lampenanzahl für die unterschiedlichen Zimmertypen wurden die Werte aus /ESM 07/ herangezogen und plausibilisiert. Aktuell wird neben anderen Lampen durchschnittlich eine Leucht-stoffröhre pro Haushalt genutzt (Referenz). Da diese mit etwa 90 Lumen/Watt eine sehr effektive Lichtausbeute aufweist, ist die Substitution dieser Röhre durch weniger effi-ziente Leuchtmittel nicht zweckmäßig. Ausschließlich beim Umstieg auf Lumileds und Leuchtstoffröhren, die eine höhere oder zumindest gleiche Lichtausbeute aufweisen, werden sämtliche Lampen im Haushalt ausgetauscht. Im Falle der Energiesparlampen, LED und Metalldampflampen werden alle Lampen des Bestandes außer der Leuchtstoff-röhre ersetzt. In dieser Situation wird jedoch der Energiebedarf der Leuchtstoffröhre zum Gesamtbedarf hinzugerechnet.

Die Betriebszeiten sind Mittelwerte, die sich aus den Daten aus /ESM 07/ berechnen. Dabei wurde jeweils das Produkt aus der Anzahl an Lampen und der Betriebszeit für jedes einzelne Zimmer ermittelt. Diese Produkte wurden anschließend aufsummiert und durch die Gesamtanzahl an Lampen pro Haushaltstyp geteilt.

Der Berechnung der lampenspezifischen Leistungswerte liegt ebenfalls /ESM 07/ zugrunde. Dabei wurde aus dieser Quelle zunächst für jeden Raum der benötigte Licht-strom ermittelt. Aus diesem erforderlichen Lichtstrom ließ sich in Kombination mit der spezifischen Lichtausbeute der unterschiedlichen Lampenarten der Leistungsbedarf pro Lampe ermitteln.

In Tabelle E-63 bis Tabelle E-68 wird ersichtlich, dass aus energetischer Sicht ein Umstieg auf Lumiled die größten Energieeinsparpotenziale aufweist. Energiespar-


lampen weisen hingegen das geringste Energieeinsparpotenzial auf. Ein Umstieg auf Energiesparlampen würde gegenüber der Referenz eine Energieeinsparung von mehr als 72 Prozent bewirken. Die Energiebedarfsreduktion durch Lumileds würde etwa bei 83 Prozent liegen.

Tabelle E-63: Energiebedarf nach Durchführung der Maßnahmen im 1 Zimmer HH

Energiebedarf nach Durchführung der Maßnahmen im 1 Zimmer HH

Bezeichnung Anzahl Lampen

Betriebszeit in h/Tag

Leistung pro Lampe

in W

Energie pro Lampe in Wh/Tag

Energie in Wh/Tag

Energie in kWh/a

Energiesparlampe 13 0,91 10 9 125 43 LED 13 0,91 8 7 100 34

Lumiled 14 0,91 6 6 78 26 Metalldampflampe 13 0,91 7 7 89 30 Leuchtstoffröhre 14 0,91 7 6 87 29





Leistung pro Lampe

in W


Energie in

Wh/Tag

Energie in kWh/a


Lumiled 19 0,86 6 5 100 33 Metalldampflampe 18 0,86 7 6 113 39

Leuchtstofflampe 19 0,86 7 6 111 37





Leistung pro Lampe

in W


Energie in

Wh/Tag

Energie in kWh/a



Beleuchtung 133





Leistung pro Lampe

in W


Energie in Wh/Tag

Energie in kWh/a







Leistung pro Lampe

in W


Energie in Wh/Tag

Energie in kWh/a




Energiebedarf nach Durchführung der Maßnahme im 6 Zimmer HH



Leistung pro Lampe

in W


Energie in Wh/Tag

Energie in kWh/a



Tabelle E-69 zeigt die Energieeinsparung der fünf Maßnahmen gegenüber den standardmäßig genutzten Glühlampen. Das Einsparpotenzial wird jeweils nach Haus-haltsgröße gesondert betrachtet.


Tabelle E-69: Energieeinsparung je HH durch Lampentausch

Energieeinsparung je HH durch Lampentausch

Einsparung gegenüber Referenz in kWh/a

Substitut 1 Zimmer

HH 2 Zimmer

HH 3 Zimmer

HH 4 Zimmer

HH 5 Zimmer

HH 6 Zimmer

HH Energiesparlampe 91 117 146 189 214 253

LED 96 122 154 199 225 265 Lumiled 101 128 161 208 235 278

Metalldampflampe 98 125 157 203 230 271 Leuchtstoffröhre 99 126 159 205 232 274

Analog zum Energiebedarf sind in Tabelle E-70 die Betriebskosteneinsparungen darge-stellt. Die Betriebskosteneinsparung gegenüber dem Ist-Zustand beträgt in den sechs unterschiedlichen Haushalten 15 bis 46 €/a.

Tabelle E-70: Betriebskosteneinsparung je HH durch Lampentausch

Betriebskosteneinsparung je HH durch Lampentausch

Betriebskosteneinsparung gegenüber Referenz in €/a

Substitut 1 Zimmer

HH 2 Zimmer

HH 3 Zimmer

HH 4 Zimmer

HH 5 Zimmer

HH 6 Zimmer


LED 16 21 26 34 38 45 Lumiled 17 22 27 35 40 47


Tabelle E-71 zeigt die ökologischen Einsparpotenziale des Lampentauschs. Werden Glühlampen des aktuellen Bestandes ersetzt, ergeben sich in den einzelnen Haushalten Einsparungen zwischen 51 und 153 kg CO2/a.

Beleuchtung 135

Tabelle E-71: Jährliche CO2-Einsparungen je HH

Jährliche CO2-Einsparungen je HH

Jährliche Einsparung gegenüber Referenz in kg CO2

Substitut 1 Zimmer

HH 2 Zimmer

HH 3 Zimmer

HH 4 Zimmer

HH 5 Zimmer

HH 6 Zimmer


LED 54 68 86 111 125 148 Lumiled 56 72 90 116 131 155


In Tabelle E-72 wird der Vergleich des gesamten Energieverbrauchs der deutschen Haushalte nach Durchführung der fünf Maßnahmen mit dem Energieverbrauch der Referenz dargestellt. Bei den Maßnahmen werden sämtliche im Haushalt befindlichen Lampen gegen eine der energiesparenden Varianten ausgetauscht. Beim Umstieg auf Energiesparlampen, LED und Metalldampflampen ist jedoch zu beachten, dass die Leuchtstoffröhren im Bestand nicht ersetzt werden. Derzeit liegt der Energiebedarf der Haushalte für Beleuchtungszwecke bei 40,8 PJ/a. Durch die Anwendung alternativer Leuchtmittel ließe sich dieser Bedarf auf 11,1 bis 6,8 PJ/a senken. Das würde einer Energieeinsparung von 73 bis 83 % entsprechen.

Tabelle E-72: Vergleich des Energiebedarfs je HH

Vergleich des Energiebedarfs in PJ/a

Beschreibung Referenz Energiesparlampe LED Lumiled Metalldampfllampe

Leuchtstoff-röhre

1 Zimmer HH 0,5 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 2 Zimmer HH 1,8 0,6 0,5 0,4 0,5 0,4 3 Zimmer HH 7,8 2,5 2,0 1,5 1,8 1,7 4 Zimmer HH 13,8 3,7 3,0 2,3 2,6 2,5 5 Zimmer HH 10,2 2,6 2,1 1,6 1,8 1,7 6 Zimmer HH 6,6 1,5 1,2 0,9 1,1 1,0

Summe 40,8 11,1 9,0 6,8 7,9 7,5 Verhältnis zur

Referenz 100 % 27,3 % 22,0 % 16,6 % 19,5 % 18,4 %

Im Fall der LED und der Lumiled entspricht die Größe des theoretischen Potenzials der Größe des technischen Potenzials, da LEDs grundsätzlich überall dort einsetzbar sind, wo auch Glühlampen verwendet werden. Bei Energiesparlampen, Metalldampflampen und Leuchtstoffröhren sind Unterschiede zwischen theoretischem und technischem Potenzial vorhanden.

Beispielsweise benötigen eine Energiesparlampe und eine Metalldampflampe eine gewisse Startzeit, bis das Leuchtmittel seine volle Leistung erreicht. Wird die Beleuchtung nur für kurze Zeit benötigt (z.B. Eingangsbeleuchtung mit


Bewegungsmelder), so wird die Beleuchtung bereits wieder ausgeschaltet, bevor die Lampe Ihre volle Leuchtkraft erreicht.

Die am Markt erhältlichen Energiesparlampen, Metalldampflampen und Leuchtstoff-röhren haben einen Mindest-Platzbedarf. Aus diesem Grund stellen Sie keine Alterna-tive für besonders kleine Leuchtmittel dar.

6.3 Referenz Als Standardbeleuchtungsmittel werden in deutschen Haushalten Glühlampen favori-siert. Energiesparende Alternativen kommen derzeit relativ selten zum Einsatz. Studien haben ergeben, dass ein durchschnittlicher Haushalt etwa 25 Lampen besitzt (für den reinen Beleuchtungszweck, ohne Kleinbeleuchtung von Geräten, Displays, etc.), 14 % davon sind energiesparende Varianten. Die Anwendung von energieeffizienten Lampen (z.B. Kompaktleuchtstofflampen) im Haushalt variiert zwischen null und 100 %. Viele Haushalte setzen ausschließlich Glühlampen als Beleuchtungsmittel ein, wohingegen andere den kompletten Lampenbestand auf Energiesparlampen umgestellt haben (vgl. /BMU 07/). Diese gehören aktuell jedoch noch zur Minderheit.

In Abbildung E-23 wird die Aufteilung des Lampenbestandes dargestellt. Glühlampen besitzen einen Anteil von ca. 53 % des häuslichen Bestandes an Lampen, Halogen-lampen 29%, Kompaktleuchtstoffröhren 14 % und Leuchtstoffröhren 4 %. Grundlage hierfür ist eine Untersuchung von Schweizer Haushalten (vgl. /GSH 07/). Da eine ähn-lich detaillierte Aufteilung des Lampenbestandes für deutsche Haushalte nicht vorliegt, aber die strukturellen Verhältnisse in Deutschland ähnlich einzuschätzen sind, werden die Werte für die Schweizer Haushalte geringfügig modifiziert übernommen. Die Auf-teilung der Energiesparlampen wird an die deutschen Verhältnisse angepasst, d.h. der ursprüngliche Anteil von 6 % wurde auf 14 % angehoben, demgegenüber wurde der Anteil der Leuchtstoffröhren von 12 % auf 4 % gesenkt.

Glühlampe53%

Halogen29%

ESL14%

Leuchtstoff-röhre

4%

Abbildung E-23: Beleuchtungsmittelstruktur eigene Berechnung nach /GSH 07/

Neben der Beleuchtungsstruktur spielt die Haushaltsgröße bei der Bewertung des Energiebedarfs eine bedeutende Rolle. Es wird jedem Zimmer eine durchschnittliche tägliche Beleuchtungsdauer und eine Anzahl an Lampen zugeordnet. Mit zunehmender Wohnungsgröße steigt die Zahl der Zimmer und somit die Summe der Lampen. Gleich-zeitig ändert sich die Betriebsdauer der verschiedenen Lampen. Tabelle E-73 zeigt die unterschiedlichen Wohnungstypen und deren Anzahl in Deutschland. Die Größe der Wohnungen in Deutschland variiert grundsätzlich zwischen einem und sechs Zimmern.

Beleuchtung 137

Der Hauptanteil liegt bei 3- und 4-Zimmerwohnungen. Neben den in der Legende aufge-führten Zimmern wird in jeder Wohnung zusätzlich Beleuchtungsbedarf für Küche, Bad, WC, Flur, Treppenhaus und eine Räumlichkeit im Keller berücksichtigt.

Tabelle E-73: Wohnungsbestand in Deutschland

Anzahl Räume Beschreibung der Räume Anzahl der Wohnungen in Tsd

1 WZ bzw. SZ 844

2 WZ, SZ 2.429

3 WZ, SZ, Z 8.526

4 WZ, SZ, 2x Z 11.663

5 WZ, SZ, 2x Z, EZ 7.652

6 WZ, SZ, 2x Z, EZ, AZ 4.191

Legende: WZ….. Wohnzimmer SZ…... Schlafzimmer Z…….. Zimmer (zusätzlich, z.B. Kinderzimmer) EZ…... Esszimmer AZ…... Arbeitszimmer In den Untersuchungen wird davon ausgegangen, dass jedes Zimmer eine spezifische Menge an Lampen aufweist, deren Wert innerhalb der unterschiedlichen Haushalts-größen jeweils konstant bleibt (siehe Tabelle E-74). Die Anzahl an Lampen nimmt mit der Haushaltsgröße zu, dies liegt jedoch ausschließlich am Anstieg der Zimmeranzahl. Die Anzahl an Lampen variiert je nach Haushaltstyp zwischen 14 und 32, der Durch-schnitt liegt bei 25 Stück.


Tabelle E-74: Anzahl der Lampen nach Haushaltsgröße

Anzahl der Lampen nach Haushaltsgröße

Beschreibung 1 Zimmer HH

2 Zimmer HH

3 Zimmer HH

4 Zimmer HH

5 Zimmer HH

6 Zimmer HH

Wohnzimmer 2 2 2 3 3 3 Schreibtisch 1 2 2 2 2 3

Küche (allgemein) 1 1 2 2 2 3 Küche (Arbeitsplatz) 1 1 2 2 2 2

Flur 1 2 2 2 3 3 Treppenhaus 2 2 2 2 2 2

Bad 2 2 2 2 2 2 Toilette 1 1 1 1 1 1

Nachttisch 1 2 2 2 2 2 Keller/Waschküche 2 2 2 2 2 2

Schlafzimmer 2 2 3 3 3 Kinderzimmer 1 1 1 1 1 Kinderzimmer 2 1 1 1

Esszimmer 2 2 Hobbyraum/Büro 2

Summe 14 19 22 25 28 32

In Tabelle E-75 ist die erforderliche Lampenleistung in den unterschiedlichen Zimmern dargestellt (vgl. /ESM 07/). Dabei wird anhand der erforderlichen Strahlungsstärke die benötigte Leistung der Lampen berechnet, die zur Deckung der Helligkeitsanfor-derungen eingesetzt werden. Je nach Lampentechnologie und deren Lichtausbeute besteht ein erheblicher Unterschied im Leistungsbedarf. Beispielsweise kann eine Standardglühlampe mit 60 W durch eine Kompaktleuchtstofflampe mit 12 W ersetzt werden, ohne Einbußen in der Leuchtstärke hinnehmen zu müssen.

Beleuchtung 139

Tabelle E-75: Erforderliche Lampenleistung

Erforderliche Lampenleistung

Beschreibung Anzahl

an Lampen

Strahlungsstärke

in Lumen

Leistung Glühlampe

in W

Leistung ESL in W

Leistung Leuchtstoff-

röhre in W

Leistung Halogen-

lampe in W

Wohnzimmer 3 720 60 12 8 36 Schreibtisch 2 720 60 12 8 36

Küche (allgemein) 2 900 75 15 10 45 Küche (Arbeitsplatz) 2 720 60 12 8 36

Flur 2 300 25 5 3 15 Treppenhaus 2 300 25 5 3 15

Bad 2 480 40 8 5 24 Toilette 1 720 60 12 8 36

Nachttisch 2 480 40 8 5 24 Keller/Waschküche 2 900 75 15 10 45

Schlafzimmer 3 720 60 12 8 36 Kinderzimmer 1 1 900 75 15 10 45 Kinderzimmer 2 1 900 75 15 10 45

Esszimmer 1 900 75 15 10 45 Hobbyraum/Büro 2 720 60 12 8 36

In Tabelle E-76 wird der mittlere tägliche Energiebedarf bezogen auf die einzelnen Zimmer dargestellt. Anhand der in Tabelle E-76 aufgelisteten Leistungswerte und der Anzahl der Lampen pro Räumlichkeit ergibt sich die erforderliche Gesamtleistung, die in Kombination mit der durchschnittlichen Betriebszeit zum Energiebedarf führt. Die verwendeten Betriebsdauern stammen aus Expertenschätzungen der Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. und sind an Daten des Landesinnungsverbands für das Schornsteinfegerhandwerk Niedersachsen /ESM 07/ angelehnt.


Tabelle E-76: Durchschnittlicher täglicher Energiebedarf

Durchschnittlicher täglicher Energiebedarf

Beschreibung Betriebs-

zeit in h/Tag

Anzahl der

Lampen

Energie-bedarf

Glühlampe in Wh/Tag

Energie-bedarf ESL

in Wh/Tag

Energie-bedarf

Leuchtstoff-röhre in Wh/Tag

Energie-bedarf

Halogen-lampen in Wh/Tag

Wohnzimmer 3 3 540 108 72 324 Schreibtisch 1,4 2 252 50 34 151

Küche (allgemein) 1 2 225 45 30 135

Küche (Arbeitsplatz) 0,5 2 60 12 8 36

Flur 1 2 75 15 10 45 Treppenhaus 0,3 2 15 3 2 9

Bad 0,5 2 40 8 5 24 Toilette 0,3 1 18 4 2 11

Nachttisch 0,5 2 40 8 5 24 Keller/Waschküche 0,2 2 30 6 4 18

Schlafzimmer 0,4 3 72 14 10 43 Kinderzimmer 1 1,7 1 128 26 17 77 Kinderzimmer 2 1,7 1 128 26 17 77

Esszimmer 1 1 150 30 20 90 Hobbyraum/Büro 1 2 120 24 16 72

Da die prozentuale Aufteilung der unterschiedlichen Lampenarten im Haushalt bekannt ist, jedoch keine Lampenart eindeutig einem bestimmten Zimmer zugeordnet werden kann, werden beim weiteren Vorgehen sowohl für die Leistung als auch für die Be-triebsdauern, Durchschnittwerte benutzt. In Tabelle E-77 bis Tabelle E-82 wird der Energiebedarf der sechs verschiedenen Haushaltstypen ermittelt.

Tabelle E-77: Energiebedarf im 1 Zimmer HH

Energiebedarf im 1 Zimmer HH


Betriebszeit pro Lampe in

h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in

Wh/Tag Glühlampe 7 0,9 51 47 346

Energiesparlampe 2 0,9 10 9 18 Leuchtstoffröhre 1 0,9 7 6 3 Halogenlampe 4 0,9 31 28 114

Summe 14 0,9 482

Beleuchtung 141

Tabelle E-78: Energiebedarf 2 Zimmer HH




h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in



Summe 19 0,9 614





h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in



Summe 22 0,9 772





h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in Wh/Tag

Glühlampe 13 1,0 55 54 717 Energiesparlampe 4 1,0 11 11 38 Leuchtstoffröhre 1 1,0 7 7 7 Halogenlampe 7 1,0 33 32 236

Summe 25 1,0 998






h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in



Summe 28 1,0 1.127





h/Tag

Leistung pro Lampe

in W


Energie in



Summe 32 1,0 1.331

Tabelle E-83 zeigt den Gesamtenergiebedarf für die Beleuchtung in Deutschland. Diesen Berechnungen liegt die Annahme zu Grunde, dass der Bedarf an 330 Tagen im Jahr besteht. Während der restlichen 35 Tage entsteht aufgrund von Abwesenheit (Urlaub, außerhäusliche Aktivitäten, etc.) der Bewohner keine Nachfrage. Unter Be-rücksichtigung der jeweiligen Anzahl der Haushalte ergibt sich ein jährlicher Gesamt-energiebedarf von 40,8 PJ, größtenteils verursacht durch 3 bis 5 Zimmer Haushalte.

Beleuchtung 143

Tabelle E-83: Gesamtenergiebedarf für Beleuchtung in Haushalten

Gesamtenergiebedarf für Beleuchtung in Haushalten

Beschreibung Energiebedarf

pro HH in Wh/Tag

Energiebedarf pro HH

in kWh/a

Anzahl an HH in

Tsd.

Gesamt energiebedarf

in PJ/a

1 Zimmer HH 482 159 844.000 0,5 2 Zimmer HH 614 203 2.429.000 1,8 3 Zimmer HH 772 255 8.526.000 7,8 4 Zimmer HH 998 329 11.663.000 13,8 5 Zimmer HH 1.127 372 7.652.000 10,2 6 Zimmer HH 1.331 439 4.191.000 6,6

Summe 35.305.000 40,8

6.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Für die Umsetzung der Maßnahmen sind im Beleuchtungsbereich keine strukturellen Änderungen notwendig. Dadurch, dass größtenteils nur die Leuchtmittel ausgetauscht werden müssen, kann die Umstellung mit geringem Aufwand erfolgen. Der Arbeitsauf-wand für den Austausch der Lampen wird daher bei der Ermittlung der Investitions-kosten vernachlässigt.

Für die Kosten der einzelnen Lampen wurden folgende Summen ermittelt:

• Glühlampen: 1,90 € • Energiesparlampen

o 5 Watt ~8,00 € o 8 Watt ~9,00 € o 11 Watt ~10,00 € o 15 Watt ~13,00 €

• Effiziente LED ~16,00 € • Lumileds ~25,00 € • Metalldampflampen ~30,00 € • Leuchtstoffröhre ~7,00 €

In Abbildung E-24 bis Abbildung E-28 werden die spezifischen und kumulierten CO2-Verminderungskosten der fünf Maßnahmen dargestellt.

In Abbildung E-24 werden die spezifischen CO2-Verminderungskosten durch den Um-stieg auf Energiesparlampen dargestellt. Durch die Nutzung von Energiesparlampen können Emissionseinsparungen von knapp 5 Mio. t/a erzielt werden. Bei der Ermittlung der Verminderungskosten wurden nur Glüh- und Halogenlampen berücksichtigt, da hierbei gegenüber Leuchtstoffröhren und Energiesparlampen keine Emissionsredu-zierungen verbucht werden können. Die Verminderungskosten liegen durchweg im negativen Bereich, gegenüber Glühlampen können jährliche Einsparungen von über 300 €/t erreicht werden. Bei den Halogenlampen liegen die Gewinne im Bereich von 170 €/t.


-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00 1 2 3 4 5 6

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Glühlampen

Halogenlampen

-1,6

-1,4

-1,2

-1,0

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0,00 1 2 3 4 5 6


Verm

ider

ungs

kost

en in

Mrd

. €/a

Abbildung E-24: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Energiespar-lampe)

Die kumulierten Einsparungen liegen bei der kompletten Umsetzung sämtlicher Maß-nahmen bei knapp 5 Mio t CO2/a bei Verminderungskosten von ca. –1.400 Mio. €/a. Obwohl beide Kurven darauf verweisen, dass sowohl ökologische als auch ökonomische Vorteile durch die Nutzung von Energiesparlampen entstehen, macht diese Lampenart mit etwa 14 % lediglich einen kleinen Teil des Bestandes aus.

Abbildung E-25 zeigt die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten, die durch einen Umstieg auf LEDs erzielt werden könnten. Die Spanne der spezifischen CO2-Verminderungskosten reicht von knapp –280 bis etwa 1.200 €/t. Die finanziellen Einspa-rungen können durch das Ersetzen der Glüh- und Halogenlampen erreicht werden, Maßnahmen im Bezug auf die Energiesparlampen des Bestandes verursachen demge-genüber jährliche Mehrkosten. Die Emissionseinsparungen, die durch die Umsetzung

Beleuchtung 145

der Maßnahmen erreicht werden können, liegen bei ca. 5,2 Mio. t/a. Der weitaus größte Bereich dieser CO2-Reduktion weist negative Verminderungskosten auf. Lediglich etwa 0,1 Mio. t/a könnten durch den Tausch der Energiesparlampen realisiert werden.

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

0 1 2 3 4 5 6Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Glühlampen

Halogenlampen

Energiesparlampen

-1,4

-1,2

-1,0

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0,00 1 2 3 4 5 6


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

rd. €

/a

Abbildung E-25: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (LED)

Das wirtschaftliche Potenzial der Maßnahme ohne den Austausch der Energiespar-lampen kann mit Verminderungskosten von knapp – 1.100 Mio. € ausgeschöpft werden. Leuchtstofflampen werden hierbei nicht angeführt, da der Umstieg auf LED’s kein CO2-Einsparpotenzial aufweisen kann.

Die in Abbildung E-26 dargestellten spezifischen Verminderungskosten der Lumileds zeigen, dass keine wesentlichen finanziellen Vorteile durch einen Umstieg entstehen würden. Jedoch ergibt sich hierbei mit über 5,6 Mio. eingesparten Tonnen CO2 pro Jahr der größte ökologische Vorteil. Hierbei liegen die Verminderungskosten im Bereich bis


5,5 Mio. t zwischen –180 und 80 €/t. Der, bezogen auf die Leuchtstoffröhren, verursachte Anstieg auf über 12.000 €/t korreliert mit CO2-Einsparungen von lediglich etwa 0,2 Mio. t/a.

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

0 1 2 3 4 5 6

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Glühlampen Halogenlampen

Energiesparlampen

Leuchtstoffröhren

-0,9

-0,8

-0,7

-0,6

-0,5

-0,4

-0,3

-0,2

-0,1

0,00 1 2 3 4 5 6


Verm

ider

ungs

kost

en in

Mrd

. €/a

Abbildung E-26: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Lumiled)

Die kumulierte Kostenkurve zeigt bei Realisierung sämtlicher Maßnahmen Verminde-rungskosten von knapp –550 Mio. €/a auf. Der Austausch von Leuchtstoffröhren ist somit nicht zweckmäßig.

Abbildung E-27 zeigt die CO2-Verminderungskosten durch die Nutzung von Metall-dampflampen. Durch den vergleichsweise hohen Anschaffungspreis dieses Lampentyps fällt die Höhe der möglichen Einsparungen relativ gering aus. Gegenüber Glühlampen lassen sich die Kosten um etwa 140 €/t senken. Der Tausch von Halogenlampen und Energiesparlampen könnte zu Verminderungskosten zwischen etwa -140 und ca.

Beleuchtung 147

3.000 €/t erfolgen. In Summe kann mit der Umsetzung aller Maßnahmen eine jährliche CO2-Einsparung von fast 5,5 Mio. t erzielt werden.

-500

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 1 2 3 4 5 6

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Halogenlampen

Energiesparlampen

Glühlampen

-0,7

-0,6

-0,5

-0,4

-0,3

-0,2

-0,1

00 1 2 3 4 5 6


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

rd. €

/a

Abbildung E-27: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten (Metalldampf-lampen)

Die kumulierten Verminderungskosten zeigen, dass ein kombinierter Austausch der Glüh- und Halogenlampen Einsparungen von –550 Mio. €/a ergibt. Ein zusätzlicher Austausch der Energiesparlampen lässt die jährliche Kostenreduzierung auf ca. -200 Mio. €/a schrumpfen. Hierdurch ergeben sich im Gegenzug jedoch nur Emissions-minderungen von etwa 0,15 Mio. t/a.

Abbildung E-28 stellt spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten durch den Einsatz von Leuchtstoffröhren dar. Mit gut 5,4 Mio. t/a bergen Leuchtstoffröhren hinter Lumileds das zweitgrößte Potenzial zur CO2-Einsparung. Zusätzlich dazu liegen die


spezifischen Verminderungskosten sämtlicher Maßnahmen im negativen und somit wirtschaftlichen Bereich. Hierbei liegt die Spanne zwischen ca. –600 €/t bei den Energiesparlampen und -220 €/t bei den Halogenlampen. Die Betrachtung der kumulierten Kostenkurve zeigt eine jährliche Gesamteinsparung von über -1.800 Mio. €/a bei der Umsetzung aller Maßnahmen.

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

00 1 2 3 4 5 6

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Halogenlampen

Energiesparlampen

Glühlampen

-2,0

-1,8

-1,6

-1,4

-1,2

-1,0

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0,00 1 2 3 4 5 6


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

rd. €

/a

Abbildung E-28: Kumulierte CO2-Verminderungskosten (Leuchtstoffröhren)

6.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche Potenzial setzt sich aus dem Einsparpotenzial mit den geringsten Kosten zusammen. Durch den Vergleich wurde aufgezeigt, dass der Austausch des Leuchtmittelbestandes durch Leuchtstoffröhren die wirtschaftlichste Maßnahme im Haushaltssektor darstellt. Leuchtstoffröhren werden trotz ihrer Vorteile hinsichtlich Energieeffizienz und der daraus folgenden geringeren Umweltbelastung im Hausalt nur sehr sporadisch eingesetzt. Dies liegt an den Umständen, dass diese Lampenart durch

Beleuchtung 149

ihre längliche Form zumeist als unpraktisch erachtet wird, da es schwierig ist, sie in das häusliche Bild von Gemütlichkeit zu integrieren. Ein weiterer Grund, welcher der Verbreitung von Leuchtstoffröhren entgegenwirkt ist die, durch die Lichtemission hervorgerufene, empfundene Unbehaglichkeit. Aus diesem Grund werden sie generell nur an Plätzen eingesetzt, die vorwiegend zum Arbeiten genutzt werden, wie z.B. Küche oder Hobbyraum.

6.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials

Es zeigt sich in der Untersuchung des Leuchtmittelbestandes, dass viele Maßnahmen zur CO2-Einsparung beitragen können. Diese Maßnahmen stellen sich häufig auch als wirtschaftlich dar. Aufgrund verschiedener Kombinationsmöglichkeiten und Maßnah-men ist es schwierig, eine Aussage über das praktische Potenzial zu treffen. Es lässt sich erkennen, dass Anwender im Bereich Haushalte für Beleuchtung nicht mit Vollkosten rechnen, ansonsten wäre ein größerer Anteil an effizienter Beleuchtung, aufgrund der Wirtschaftlichkeit verschiedener Maßnahmen, vorhanden. Die Aufgabe besteht darin, den Anwendern die Vorteile der effizienteren Beleuchtung über Kampagnen zu erläutern oder über gesetzliche Maßnahmen eine Einschränkung von bestimmten Beleuchtungsmitteln vorzusehen.

151

7 Haushaltsgeräte

7.1 Situation und Maßnahme Als eine weitere Maßnahme zur Reduzierung der CO2-Emissionen im Haushaltssektor wird der Austausch von bestehenden Haushaltsgeräten durch energieeffizientere Geräte untersucht. Folgende Haushaltsgeräte werden dabei betrachtet:

• Kühlschrank • Kühl-/Gefrier-Kombination • Gefrierschrank • Waschmaschine • Wäschetrockner • Geschirrspülmaschine • Elektroherd

Zur so genannten „Weißen Ware“ (z. B. Kühl- und Gefrierschrank, Waschmaschinen, Wäschetrockner, Spülmaschinen sowie Haushalts- und Leuchtstofflampen) zählen auch Waschtrockner und Beleuchtungsmittel.

Der Waschtrockner ist eine Kombination von Waschmaschine und Wäschetrockner in einem Gerät. Da die Trocknung jedoch auf der Technik der Kondensation basiert und der Platz für einen Umluftwärmetauscher nicht vorhanden ist, wird Wasser zur Küh-lung benötigt (mindestes 18 l für 5 kg Wäsche) (vgl. /VAT 07/), wodurch die Betriebs-kosten steigen. Ein Einsatz verbietet sich daher bei vorhandener Stellfläche für zwei getrennte Geräte (Waschmaschine und Wäschetrockner). Der Waschtrockner wird im Folgenden nicht betrachtet, da der derzeitige Ausstattungsgrad in deutschen Haus-halten mit etwas über 5 % sehr gering und seit Jahren rückläufig ist. /ISI 00/

Die verbleibenden Haushaltsgeräte werden in zwei Kategorien eingeteilt:

• Kleingeräte (Toaster, Kaffeemaschine, Fön, etc.) • Unterhaltungselektronik (Fernseher, Computer, HiFi-Anlage, Faxgerät, etc.)

7.1.1 Energieeffizienzklassen Für die Weiße Ware existiert eine Kennzeichnung des Energieverbrauchs. Dabei werden die Geräte, nach deren Energieverbrauch, in Effizienzklassen – von A (niedriger Ener-giebedarf) bis G (hoher Energiebedarf) – eingeteilt. Die jeweiligen Effizienzklassen müssen auf den Haushaltsgeräten mittels eines EU-einheitlichen Energieetiketts (EU-Label) gekennzeichnet werden (siehe Abbildung E-29). Seit 2003 werden zudem Elektrobacköfen in Energieeffizienzklassen eingeteilt. Kochstellen werden dagegen noch nicht mittels des EU-Labels gekennzeichnet. Seit 2004 werden die besonders energie-effizienten Kühl- oder Gefrierkombinationen in die neu geschaffene Energie-effizienzklassen A+ bzw. A++ eingestuft. /DEN 06a/


Abbildung E-29: EU-Label für einen energieeffizienten Kühlschrank /DEN 06a/

Das EU-Label ist für jeden Gerätetyp gleich aufgebaut. Neben den Effizienzklassen werden zusätzlich die technischen Daten des Geräts, wie Nutzinhalt, Wasserbedarf oder Geräuschemissionen, angeführt.

7.1.2 Gerätebestand Die Vorgehensweise für die Erhebung der CO2-Verminderungspotenziale und deren Verminderungskosten ist bei den Haushaltsgeräten für jeden Gerätetyp gleich (siehe Kapitel Methodik). Die derzeitige Situation der Haushaltsgeräte (Anzahl, durch-schnittlicher Strombedarf) spiegelt die Referenz wider. Der Maßnahme werden die Daten der derzeit besten auf dem Markt verfügbaren Gerätetypen zu Grunde gelegt.

Die Vorgehensweise für die Ermittlung der Anlagenanzahl wird hier exemplarisch für die Kühlschränke durchgeführt:

Der Haushaltssektor wird unterteilt in 1-Personen-, 2-Personen-, 3-Personen- und 4-Personen-Haushalte, wobei in der Kategorie der 4-Personen-Haushalte vier und mehr Personen erfasst sind. Insgesamt umfasst der Haushaltssektor rund 38,4 Mio. Haushalte. Über den Ausstattungsgrad in den jeweiligen Haushaltskategorien wird die gesamte Anzahl der Kühlschränke im Haushaltssektor erhoben. Diese beläuft sich auf insgesamt ca. 36,2 Mio. Kühlschränke (vgl. Tabelle E-84). Der Effekt, dass die Anzahl der Kühlschränke niedriger ist als die Haushaltsanzahl, ergibt sich aus dem Ausstattungsgrad der 3- und Mehrpersonen-Haushalte. Der Ausstattungsgrad beläuft sich in diesen Kategorien auf einen Wert kleiner eins. Grund dafür ist der dort verstärkte Einsatz von Kühl-/Gefrier-Kombinationen, die getrennt von Kühlschränken betrachtet werden.

Haushaltsgeräte 153

Tabelle E-84: Bestand der Kühlschränke in Deutschland, eigene Berechnungen nach /FfE 06/

Anzahl derHaushalte

in Mio.

Ausstattungs-grad

Anzahl der Geräte

in Mio.

1-Personenhaushalt 13,84 1,00 13,842-Personenhaushalt 12,81 1,25 16,003-Personenhaushalt 5,64 0,50 2,824-Personenhaushalt 6,10 0,58 3,51Summe 38,39 36,17

Nach dieser Methodik wird für alle betrachteten Geräte die Anlagenanzahl erhoben. Die Ergebnisse sind in Tabelle E-85 dargestellt.

Tabelle E-85: Anzahl der Weißen Ware in Deutschland

Haushaltsgerät Anzahl in Mio.

Kühlschrank 36,18

Kühl-/Gefrier-Kombination 17,85

Gefriergeräte 31,00

Waschmaschine 38,38

Wäschetrockner 16,84

Geschirrspüler 19,26

Elektroherd 38,38

Als Maßnahme zur CO2-Verminderung im Haushaltssektor wird der Austausch des Bestandes durch neue Geräte betrachtet, die die momentan höchste am Markt erhält-liche Energieeffizienz aufweisen. Aus der Bandbreite der verschiedenen Gerätegrößen mit beispielsweise entsprechendem Nutzinhalt bzw. Leistung werden für die Maßnahme durchschnittliche Gerätegrößen gewählt, um somit den verschiedenen Haushaltsgrößen und dem daraus resultierenden Bedarf gerecht zu werden. Für die Berechnungsgrund-lage werden aus dem technischen Datenblatt der gewählten Haushaltsgeräte die für die Berechnung notwendigen Daten, wie der jährliche Strombedarf, entnommen. Bei Haus-haltsgeräten, bei denen kein jährlicher Strombedarf angegeben wird (z. B. Waschma-schine, Elektroherd), wird der Jahresenergiebedarf auf Basis des Nutzerverhaltens der unterschiedlichen Haushaltsgrößen ermittelt. Zudem werden die aktuellen Preise für die effizientesten Geräte recherchiert, welche der durchgeführten Kostenanalyse zu Grunde liegen.

7.2 Referenz Als Referenz werden alle Haushaltsgeräte eines Gerätetyps zusammengefasst. Um die Verminderungskosten erheben zu können, sind folgende Daten notwendig:


• Geräteanzahl • Durchschnittlicher jährlicher Strombedarf • Gesamtemissionen

Die Vorgehensweise zur Erhebung der Geräteanzahl und deren Ergebnisse wurden bereits in Kapitel 7.1.2 beschrieben. Für den durchschnittlichen jährlichen Strombedarf der Geräte wird auf eine unveröffentlichte hausinterne Studie /FfE 06/ zurückgegriffen. In dieser wird der durchschnittliche Jahresenergiebedarf der einzelnen Gerätetypen je Haushaltsgröße ausgewiesen. Aus den erhobenen Daten können, zusammen mit der Geräteanzahl in den verschiedenen Haushaltskategorien, der gesamte durchschnittliche Jahresenergiebedarf sowie die daraus resultierenden Emissionen ausgewiesen werden.

Der Betrachtungszeitraum der Referenz entspricht der Lebensdauer der Maßnahme. Die durchschnittliche Lebensdauer von Weißer Ware liegt nach /KON 07/ bei 15 Jahren. Die Altersstruktur der Referenz wird linear auf diesen Zeitraum verteilt, was einer hinreichend genauen Näherung entspricht. Am Ende der Lebensdauer ist eine Investi-tion in ein Ersatzgerät notwendig, das der Güte der Referenz entspricht. Das heißt, dass sich die Emissionen des Ersatzgerätes von dem Referenzgerät nicht unterscheiden. Für die Berechnung der Verminderungskosten werden jedoch die Kosten der Maßnahme angesetzt.

Tabelle E-86 zeigt exemplarisch die Berechnungsgrundlage zur Ermittlung der CO2-Verminderungskosten für Kühlschränke.

Tabelle E-86: Berechnungsgrundlage zur Ermittlung von CO2-Verminderungskosten von Kühlschränken

Anlagenanzahl Mio. Stück 36,18Strombedarf pro Gerät kWh/a 169Stromkosten pro Gerät €/a 31,9CO2-Emissionen pro Gerät t/a 0,09

Investitionskosten pro Gerät € 520Lebensdauer a 15Strombedarf pro Gerät kWh/a 131Stromkosten pro Gerät €/a 24,8CO2-Emissionen pro Gerät t/a 0,07

Referenz

Maßnahme

7.3 Theoretisches und technisches Potenzial Das theoretische Verminderungspotenzial entspricht dem Potenzial, welches durch den Austausch des gesamten Bestandes der Haushaltsgeräte gegen neue Geräte erreicht werden kann. Die Reduzierung der CO2-Emissionen wird durch die höhere Energie-effizienz der Neugeräte gegenüber dem Altbestand und den dadurch niedrigeren Energiebedarf hervorgerufen. Die theoretischen Verminderungspotenziale liegen zwischen 216 Tsd. t CO2/a bei Kühl-/Gefrierkombinationen und knapp 2,5 Mio. t CO2/a bei Geschirrspülmaschinen. Das gesamte kumulierte theoretische Einsparpotenzial liegt bei knapp 5,8 Mio. t CO2/a (vgl. Tabelle E-87).


Tabelle E-87: Theoretisches CO2-Verminderungspotenzial für Haushaltsgeräte

HaushaltsgerätTheoretisches

Verminderungspotenzial in Tsd. t CO2/a

Kühlschrank 750Kühl-/Gefrier-Kombination 216Gefriergeräte 663Waschmaschine 1.268Wäschetrockner 416Geschirrspüler 2.445Elektroherd 1.429Summe 5.758

Das technische Verminderungspotenzial der Haushaltsgeräte im Haushaltssektor wird durch keinerlei Restriktionen eingeschränkt. Es wird vorausgesetzt, dass zum Zeitpunkt des Austausches genügend Neugeräte zur Verfügung stehen. Das gesamte technische Einsparpotenzial beläuft sich daher ebenfalls auf knapp 5,8 Mio. t CO2 (siehe Tabelle E-87).

7.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Aus den dargelegten Berechnungsgrundlagen werden nach bekannter Methodik für die einzelnen Haushaltsgeräte die spezifischen und kumulierten Verminderungskosten erhoben. Als Zinssatz werden die für den Haushalt definierten 5 % verwendet. Der Haushaltssektor nimmt nicht am Zertifikatehandel teil. Daher werden die prognostizierten Zertifikatepreise für die neue Handelsperiode nicht als Nutzenfunktion für die Grenzverminderungskosten angesetzt. Als Folge werden die Grenzverminderungskosten im Haushaltssektor nicht betrachtet. Die Kostenkurven werden in den folgenden Abbildungen dargestellt. Dabei gilt für alle Abbildungen, dass in der oberen Hälfte die spezifischen CO2-Verminderungskosten, in der unteren Hälfte die kumulierten CO2-Verminderungskosten des jeweiligen Haushaltsgeräts dargestellt werden.

Auf Grund der Abdiskontierung flacht mit zunehmender Restlaufzeit die Kurve der spezifischen Verminderungskosten ab. Der Grund dafür ist, dass mit steigender Restlaufzeit weniger Kapital für eine Neuinvestition vorgehalten werden muss.

Kühlschränke Abbildung E-30 zeigt die Kostenkurven für die Kühlschränke im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit. Die spezifischen Verminderungskosten liegen unabhängig von der Restlaufzeit (RLZ) des alten Kühlschranks im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen im Bereich zwischen rund 163 und 1.334 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene technische Ver-minderungspotenzial von knapp 750 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen Aufwand von insgesamt 661 Mio. €/a umgesetzt werden, allerdings macht es keinen Sinn, relativ neue Geräte auszutauschen. Dies gilt für alle Geräte der folgenden Betrachtungen.


RLZ 2

RLZ 1

RLZ 3

RLZ 4

RLZ 5

RLZ 6

RLZ 7 RLZ 8

RLZ 9 RLZ 10

RLZ 11RLZ 12

RLZ 13RLZ 14

RLZ 15

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

RLZ 11

RLZ 12

RLZ 13

RLZ 14

RLZ 15

RLZ 1RLZ 2

RLZ 3 RLZ 4

RLZ 5 RLZ 6

RLZ 7

RLZ 8

RLZ 9

RLZ 10

0

100

200

300

400

500

600

700

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Kumulierte Emissionsminderung in Tsd. t/a

Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-30: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Kühl-schränke


Kühl-Gefrierkombinationen In Abbildung E-31 werden die Kostenkurven für die Kühl-/Gefrier-Kombinationen im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit dargestellt. Die spezifischen Verminderungskosten liegen unabhängig von der Restlaufzeit der alten Kühl-/Gefrier-Kombination im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminde-rungskosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten reichen von 315 bis 2.700 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene technische Verminderungspo-tenzial von 215 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen Aufwand von 377 Mio. €/a erreicht werden.

RLZ 15 RLZ 14 RLZ 13

RLZ 12 RLZ 11

RLZ 10 RLZ 9

RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6

RLZ 5

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500

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0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220

Verm

inde

rung

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in €

/t

RLZ 1 RLZ 2

RLZ 3 RLZ 4

RLZ 5 RLZ 6

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RLZ 11

RLZ 12

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0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-31: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Kühl-/ Gefrier-Kombinationen


Gefriergeräte Abbildung E-32 zeigt die Kostenkurven für die Gefriergeräte im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit. Die spezifischen sowie die kumulierten Verminde-rungskosten befinden sich für Geräte aller Altersklassen im positiven Bereich. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen zwischen knapp 200 und 1.670 €/t CO2. Das technische Verminderungspotenzial beträgt ca. 665 Tsd. t CO2, welches mit einem finanziellen Aufwand von 720 Mio. €/a ausgeschöpft werden kann.

RLZ 15 RLZ 14

RLZ 13 RLZ 12

RLZ 11 RLZ 10

RLZ 9 RLZ 8

RLZ 7

RLZ 6

RLZ 5

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1.600

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0 100 200 300 400 500 600 700

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

RLZ 1 RLZ 2

RLZ 3 RLZ 4

RLZ 5

RLZ 6

RLZ 7

RLZ 8

RLZ 9

RLZ 10

RLZ 11

RLZ 12

RLZ 13

RLZ 14

RLZ 15

0

100

200

300

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500

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800

0 100 200 300 400 500 600 700


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-32: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Gefrier-geräte


Elektroherde In Abbildung E-33 sind die Kostenkurven für Elektroherde im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit zu sehen. Die spezifischen Verminderungskosten liegen unabhängig von der Restlaufzeit des alten Elektroherds im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungskosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid betragen 80 bis 580 €/t CO2. In Summe könnten etwa 1,43 Mio. t CO2 pro Jahr mit einem finanziellen Aufwand von rund 570 Mio. €/a eingespart werden.


RLZ 12 RLZ 11

RLZ 10 RLZ 9

RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6

RLZ 5

RLZ 4

RLZ 3

RLZ 2

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0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Verm

inde

rung

skos

ten

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/t

RLZ 15

RLZ 14

RLZ 13

RLZ 12

RLZ 11

RLZ 10

RLZ 9

RLZ 8

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RLZ 6

RLZ 5 RLZ 4

RLZ 3 RLZ 2 RLZ 10

100

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0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-33: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Elektro-herde


Waschmaschinen Abbildung E-34 stellt die Kostenkurven der Waschmaschinen im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit dar. Die spezifischen und somit auch die kumulierten Verminderungskosten liegen im positiven Bereich. Die spezifischen Verminde-rungskosten pro Tonne Kohlendioxid liegen zwischen 130 und 1.033 €/t CO2. In Summe könnten ca. 1,27 Mio. t CO2 pro Jahr eingespart werden. Mit dieser Reduktion sind Kosten in Höhe von 875 Mio. €/a verbunden.


RLZ 12 RLZ 11

RLZ 10 RLZ 9

RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6

RLZ 5

RLZ 4

RLZ 3

RLZ 2

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0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Verm

inde

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ten

in €

/t

RLZ 15

RLZ 14

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RLZ 12

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RLZ 10

RLZ 9

RLZ 8

RLZ 7

RLZ 6 RLZ 5

RLZ 4 RLZ 3 RLZ 2 RLZ 1

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900

0 200 400 600 800 1000 1200 1400


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-34: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Wasch-maschinen


Wäschetrockner In Abbildung E-35 werden die Kostenkurven der Wäschetrockner im Haushaltssektor in Abhängigkeit von der Restlaufzeit dargelegt. Die spezifischen Verminderungskosten liegen im positiven Bereich, wodurch sich auch für die kumulierten Verminderungs-kosten positive Kosten ergeben. Die spezifischen Verminderungskosten pro Tonne Kohlendioxid betragen zwischen 172 und 1.415 €/t CO2. In Summe könnte das erhobene technische Verminderungspotenzial von etwa 415 Tsd. t CO2 mit einem finanziellen Aufwand von etwa 390 Mio. €/a erreicht werden.

RLZ 1

RLZ 2

RLZ 3

RLZ 4

RLZ 5

RLZ 6

RLZ 7 RLZ 8

RLZ 9 RLZ 10

RLZ 11 RLZ 12


0100200300400500600700800900

1.0001.1001.2001.3001.4001.500

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Verm

inde

rung

skos

ten

in €

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RLZ 15

RLZ 14

RLZ 13

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RLZ 11

RLZ 10

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RLZ 8

RLZ 7

RLZ 6 RLZ 5

RLZ 4 RLZ 3

RLZ 2 RLZ 1

0

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100

150

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0 50 100 150 200 250 300 350 400 450


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-35: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Wäsche-trockner


Geschirrspülmaschinen Abbildung E-36 zeigt die Kostenkurven der Geschirrspülmaschinen. Die spezifischen Verminderungskosten liegen – abhängig von der Restlaufzeit der alten Geschirr-spülmaschine – im negativen, wie auch im positiven Bereich. Für die kumulierten Verminderungskosten ergeben sich lediglich negative Kosten. Die spezifischen Vermin-derungskosten pro Tonne CO2 liegen im Bereich zwischen –55 und 23 €/t CO2. In Summe könnte das gesamte erhobene technische Verminderungspotenzial von etwa 2,45 Mio. t CO2 wirtschaftlich erschlossen werden, wobei ein finanzieller Ertrag von 0,22 Mio. €/a anfiele.

RLZ 14

RLZ 13

RLZ 12 RLZ 11

RLZ 10

RLZ 9 RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6 RLZ 5 RLZ 4 RLZ 3 RLZ 2 RLZ 1

-60

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0

10

20

30

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.600

Verm

inde

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ten

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RLZ 15

RLZ 15

RLZ 14

RLZ 13

RLZ 12 RLZ 11

RLZ 10 RLZ 9

RLZ 8 RLZ 7

RLZ 6 RLZ 5

RLZ 4 RLZ 3

RLZ 2

RLZ 1

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0

5

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Abbildung E-36: Spezifische und kumulierte CO2-Verminderungskosten der Geschirr-spülmaschinen


Negative Verminderungskosten lassen sich für Geschirrspülmaschinen erzielen, die eine Restlaufzeit von 11 bis 15 Jahre haben (vgl. Abbildung E-36). Ursache hierfür ist, dass die Referenz für die Restlaufzeit der alten Geschirrspülmaschine wesentlich höhere variable Betriebskosten aufweist, als die Investition in die Maßnahme kostet. Auch die anteilsmäßigen Ersatzinvestitionskosten der Referenz lassen die Verminderungskosten für diese Restlaufzeiten nicht positiv werden.

7.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Das wirtschaftliche CO2-Verminderungspotenzial setzt sich aus den CO2-Emissionen zusammen, für deren spezifische Verminderungskosten sich negative Ergebnisse ergeben haben. Nachdem für die betrachteten Haushaltsgeräte, außer für die Geschirr-spülmaschinen, nur positive Verminderungskosten ermittelt wurden, liegt für den Haushaltssektor das wirtschaftliche Potenzial bei 815 Tsd. t CO2.

7.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials In Abbildung E-37 werden die kumulierten Verminderungskosten aller Haus-haltsgeräte zusammenfassend dargestellt. Dieser Grafik kann man demnach entneh-men, dass für nahezu alle Gerätetypen ein positives Verminderungspotenzial erhoben wurde. Ausnahme bildet die Geschirrspülmaschine, die auf Grund der großen Differenz der jährlichen Energiekosten von Referenz und Maßnahme für einige Altersklassen negative Verminderungskosten hat. Das wirtschaftliche Potenzial beläuft sich daher – bezogen auf das technische Gesamtverminderungspotenzial – auf etwa 14 %.

Das höchste Einzeleinsparpotenzial aller Haushaltsgeräte, bei zugleich geringsten kumulierten Verminderungskosten, ist mit dem Austausch aller Geschirrspülmaschinen zu erreichen. Das geringste Einsparpotenzial ist mit dem Austausch der Kühl-/Gefrier-Kombinationen zu erzielen. Das liegt primär an einem Ausstattungsgrad mit bereits sehr energieeffizienten Geräten. Die höchsten kumulierten Verminderungskosten ergeben sich durch den Austausch aller Waschmaschinen.

-100

0

100

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300

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0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600

CO2-Verminderung in Tausend t/a

Kos

ten

in M

io. €

/a

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Kühlschränke

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Kühl-/Gefrier-Kombinationen

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Gefriergeräte

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Elektroherde

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Waschmaschinen

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Wäschetrockner

Kumulierte CO2-Verminderungskostender Geschirrspüler

Abbildung E-37: Kumulierte Verminderungskosten aller Haushaltsgeräte


Mit der Einführung des EU-Labels in den 90er Jahren wurde der Verbraucher auf den Energiebedarf der Haushaltsgeräte sensibilisiert. Seit dieser Zeit stieg die Energieeffi-zienz der Geräte stetig, wodurch die ursprünglich als ausreichend deklarierten Effizienz-klassen (A bis G) um zwei weitere (A+ und A++) erweitert werden mussten. Dies wird unter anderem durch die Selbstverpflichtung der Hersteller erreicht. Darin verpflichten sie sich, einerseits die Energieeffizienz zu steigern und andererseits Geräte mit niedriger Energieeffizienz nicht mehr auf den europäischen Markt zu bringen oder zu importieren. So sollen beispielsweise ab dem Jahr 2003 keine Haushalts-waschmaschinen mit der Energieeffizienzklasse D auf den Markt gebracht werden. Die Klassen E, F und G wurden bereits Ende 1997 vom Markt genommen. /EUL 07/

Aus den bisherigen Entwicklungen ist davon auszugehen, dass die Energieeffizienz der Haushaltsgeräte in den nächsten Jahren weiterhin zunehmen wird.

Nachdem im Bezug auf den Austausch der Haushaltsgeräte kein wirtschaftliches Poten-zial vorhanden ist, bezieht sich das praktische Potenzial auf den Austausch der Haus-haltsgeräte, die das Ende ihrer Lebensdauer erreichen werden. Das bedeutet für die Erhebung des praktischen Potenzials, dass es sich auf die Emissionseinsparungen der Geräte stützt, die innerhalb des kurzfristigen Zeitrahmens (5 Jahre) durch Neuanlagen ersetzt werden. Nachdem sich die Lebensdauer der Haushaltsgeräte auf 15 Jahre beläuft, werden demnach ein Drittel aller Haushaltsgeräte ersetzt. Das praktische CO2-Einsparpotenzial liegt daher bei etwa 480 Tsd. t CO2/a bzw. in einem Zeitraum von fünf Jahren bei 2,4 Mio. t CO2.

165

8 Situation bei Kleingeräten Kleingeräte stellen eine Unterkategorie der „Weißen Ware“ dar. Die Bezeichnung „Weiße Ware“ gilt generell für Haushaltsgeräte, deren Funktion zum Kochen, Backen, Reinigen und zur Körperpflege dient. Bei den Kleingeräten gibt es die Unterteilung in thermische und motorische Geräte. Zu den geläufigsten thermischen Geräten gehören Toaster, Mikrowelle, Fön und Kaffeemaschine. Zu den motorischen Haushaltsgeräten zählen Staubsauger, Mixer und Rührgeräte. Die Kleingeräte weisen zumeist eine relativ hohe Leistung auf, werden jedoch vergleichsweise kurz genutzt. Dieser Umstand ergibt sich dadurch, dass der, durch das Gerät erbrachte Nutzen zumeist in einer verhältnis-mäßig kurzen Zeitperiode abgerufen wird (z. B. Haare fönen).

8.1 Potenzialanalyse Für die Ermittlung der Anzahl an Kleingeräten in den jeweiligen Kategorien, ist es zunächst notwendig, einen Überblick über den Haushaltsbestand in Deutschland zu gewinnen (vgl. /HAU 06/).

Die Haushalte werden in fünf Kategorien eingeteilt, die in Tabelle E-88 angegeben sind. Die Aufteilung der Haushalte nach der Anzahl der Bewohner ist besonders für die Nutzungszeit der Geräte von großer Bedeutung, da von einer direkten Abhängigkeit der Nutzungsdauer von der Personenzahl im Haushalt ausgegangen werden kann.

Tabelle E-88: Anzahl der Haushaltstypen

Anzahl der Haushaltstypen im Jahr 2003

Haushaltstyp Anzahl in Tsd

Single Haushalte 14.500 Alleinerziehender & 1 Kind/2er WG 830

Paar/2er WG 12.400 Paar & 1 Kind/3er WG 5.500

Paar & 2 Kinder/4er WG 4.300 Summe 37.530

Für die Anzahl der Kleingeräte pro Haushalt werden Annahmen getroffen. Hierbei wird davon ausgegangen, dass der Ausstattungsgrad außer bei Staubsauger und Fön geringer als eins ist, d. h. nicht alle Haushalte verfügen über alle aufgeführten Kleinverbraucher. Toaster, Kaffeemaschine und Bügeleisen werden jeweils in 95 % der Haushalte voraus-gesetzt. Wasserkocher finden in 90 %, Mikrowellen in 61 %, Rührgeräte und Mixer in 66 % und Küchenmaschinen in 33 % der Haushalte Anwendung. Da Rührgeräte bzw. Mixer und Küchenmaschinen im Grunde dem gleichen Zweck dienen, gibt es hierbei einen gewissen Verdrängungseffekt. Das heißt die Haushalte verfügen entweder über eine Kombination aus Mixer und Rührgerät oder über eine Küchenmaschine; eine Mehrfachausstattung wird hierbei ausgeschlossen


Zur Ermittlung der Betriebszeiten dient ebenfalls die Quelle /HAU 06/. Die hierin verwendeten Werte für die Nutzungsdauern von Kleingeräten werden zunächst einer Plausibilitätsprüfung unterzogen und in gegebenen Fällen adaptiert. Die angepassten Betriebszeiten werden für jedes Gerät einzeln mit Hilfe der in Tabelle E-88 angegebenen Anzahl der Haushaltstypen gewichtet und anschließend gemittelt. Hieraus folgt der in Tabelle E-89 dargestellte Wert für die Nutzungsdauer pro Tag.

Die durchschnittliche Leistung der einzelnen Geräte wird durch eine Marktrecherche erhoben. Da in den meisten Fällen lediglich Informationen über die Maximalleistung erhältlich sind, die meisten Geräte während der Nutzung in der Regeln nicht dauernd voll belastet werden, wird ein Minderungsfaktor eingeführt. Die hiervon betroffenen Geräte sind Toaster, Fön, Küchenmaschine, Rührgerät, Mixer, Mikrowelle und Bügel-eisen. Diese Apparate verfügen gewöhnlich über mehrere frei wählbare Leistungsstufen, wobei die Höchste jedoch nur selten genutzt wird. Deshalb wird bei diesen Geräten davon ausgegangen, dass sie im Mittel lediglich 70 % der Maximalleistung benötigen.

Mit einem Gesamtenergiebedarf von 27 PJ, liegt der Anteil der Haushalte bei ca. 6 % des Gesamtenergiebedarfs in diesem Sektor (vgl. Tabelle E-89).

Die gesonderte Analyse der einzelnen Geräte zeigt, dass bis auf Wasserkocher, Bügel-eisen und Staubsauger sämtliche Geräte jeweils weniger als 1 % des Haushaltsenergie-bedarfs ausmachen. Vor diesem Hintergrund wird eine weitere Untersuchung nach möglichen Einsparpotenzialen unzweckmäßig, da die Reduktion in diesen Fällen in einem Ausmaß stattfinden würde, das wesentlich geringer als 1 % des Gesamtenergie-bedarfs wäre, wodurch sich im Großen und Ganzen keine wesentlichen Einsparungen erzielen lassen.

Lediglich Wasserkocher, Bügeleisen und Staubsauger weisen einen Anteil von mehr als 1 % des Gesamtbedarfs auf. Hier erschiene eine tiefer greifende Analyse der Einspar-potenziale angebracht. Allerdings muss bedacht werden, dass der Energiebedarf im Wesentlichen von zwei Faktoren abhängt: dem Nutzerverhalten und dem Leistungs-bedarf der Geräte.

Im Hinblick auf Kaffeemaschinen wird bei dieser Auflistung ausschließlich die Nutzungsdauer, nicht aber die Zeit, während der sie zu Warmhaltezwecken gebraucht werden, betrachtet. Dieser Umstand wurde deshalb gewählt, da der Standby Verbrauch keine technischen Effizienzpotenziale am Gerät selbst birgt. Die Wärme für das Heizfeld wird mit elektrischen Widerständen erzeugt, die keine wesentlichen Steigerungen der Effizienz erwarten lassen. Jedoch könnten diese Verluste durch die Anwendung von automatischen Abschaltvorrichtungen oder besser isolierten Kaffeekannen leicht ver-mindert werden.

Situation bei Kleingeräten 167

Tabelle E-89: Gesamtenergiebedarf für Kleingeräte

Gerät Anzahlin Mio.

Nutzungs-dauer

pro Tag in min

Leistung in W

Energiebedarf in Wh

proTag

Energiebedarf in kWh im Jahr

Gesamtenergie-bedarf

pro Jahr in PJ

Anteil

Toaster 33,5 1,53 700 18 6 0,71 0,1%Kaffeemaschine 33,5 4,53 950 72 24 2,86 0,6%Fön 33,5 4,69 1260 98 32 3,92 0,8%Küchenmaschine 11,8 5,18 630 54 18 0,76 0,2%Rührgerät 23,5 0,73 210 3 1 0,07 0,0%Mixer 23,5 0,73 273 3 1 0,09 0,0%Mikrowelle 21,8 7,16 560 67 22 1,73 0,3%Wasserkocher 31,8 3,58 2300 137 45 5,18 1,0%Bügeleisen 33,5 6,16 1540 158 52 6,30 1,3%Staubsauger 34,6 4,79 1700 136 45 5,58 1,1%

27,22Gesamtenergiebedarf im Haushalt 501

5,4%

Energiebedarf für Kleingeräte

Energiebedarf Kleingeräte

Prozentualer Anteil der Kleingeräte

Es lässt sich feststellen, dass die meisten elektrischen Kleingeräte in gewissen Grenzen Potenziale zur Steigerung der Effizienz aufweisen. Die Berechnung der Tabelle E-89 zeigt jedoch, dass das Nutzerverhalten gegenüber der Geräteleistung eine wesentlich größere Rolle spielt.

Da die Entwicklung der Vergangenheit den Trend hin zur Komfortsteigerung erkennen lässt, muss damit gerechnet werden, dass mögliche Maßnahmen zur Effizienzsteigerung durch die längeren Betriebsdauern kompensiert werden. Man kann also davon ausge-hen, dass es im Bereich der Kleingeräte in Zukunft keine wesentlichen Einsparungen durch Effizienzsteigerungen geben wird.

8.2 Fazit Da der Energieverbrauch der Kleingeräte im Haushalt einerseits größtenteils vom Nutzerverhalten abhängig ist und andererseits die meisten Geräte einen Bedarf von unter 1 % der Gesamtenergie aufweisen, sind mögliche Energieeinsparungen im Ver-gleich zum Gesamtenergieverbrauch sehr klein. Deshalb werden die Kleingeräte keiner weiteren Analyse bezüglich der Möglichkeiten der Effizienzsteigerung unterzogen.

169

9 Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben

9.1 Situation und Maßnahme Dunstabzugshauben beseitigen die bei der Essenszubereitung entstehende Geruchs-bildung. Die Luft über dem Kochfeld wird durch Ventilatoren abgezogen und dann entweder an die Außenluft oder im Umluftbetrieb gefiltert zurück in den Raum geführt. Bei den Dunstabzugshauben ergeben sich zwei Ansatzpunkte, die zur Verbesserung der Energiebilanz des Gerätes beitragen können. Zum einen die elektrische Energie für den Betrieb des integrierten Ventilators und zum anderen die in der Abluft enthaltene Heizenergie.

9.2 Theoretisches und technisches Potenzial Dunstabzugshauben weisen in der Regel eine Absauge-Charakteristik auf, deren Maxi-mum im Zentrum liegt und gegen den Rand hin abnimmt. Somit wird die Abluft in den Randzonen nur mehr ungenügend erfasst und kann sich in der Küche verbreiten.

Eine neue Variante der Dunstabzugshauben, die so genannte Randabsaugung (siehe Abbildung E-38), besitzt eine zum Rand hin zunehmende Entlüftungscharakteristik. Abzugshauben mit Randabsaugung nutzen beide oben beschriebenen Effizienzpotenziale aus. Einerseits besitzt die Abzugshaube bei gleicher Effektivität eine um 75 Watt gerin-gere Leistung. Zum anderen werden durch die weitaus effizientere Entlüftung geringere Luftvolumina bewegt, sodass durchschnittlich 375 m³/h eingespart werden können (vgl. /NOV 07/). Dieser Umstand ist besonders während der Heizperiode von Bedeutung, da weniger beheizte Luft aus den Räumen abgeführt wird.

Abbildung E-38: Funktionsweise der Randabsaugung /NOV 07/

Die Tabelle E-90 zeigt das elektrische Einsparpotenzial bei den Dunstabzugshauben. Die durchschnittliche Anschlussleistung einer Dunstabzugshaube beträgt 295 W, ca. 78 % entfallen auf den mechanischen Antrieb, 22 % auf die integrierte Beleuchtung. Diese Werte entstammen einer Marktrecherche von ca. 40 verschiedenen Dunst-abzugshauben. Der Betrieb von Abzugshauben erfolgt in der Regel nicht ständig unter Volllast, dieser Umstand wird durch einen Minderungsfaktor von 0,8 berücksichtigt. Die durchschnittliche Leistungsaufnahme verringert sich somit auf etwa 184 W. Demgegen-über weisen effiziente Randabzugshauben aufgrund der bereits erwähnten geringeren Leistungsaufnahme einen durchschnittlichen Wert von 109 W auf.


Die mittlere Laufzeit pro Tag wird mit 20 Minuten angenommen, wodurch sich eine Gesamtlaufzeit von 110 h/a ergibt. Des Weiteren ist jeder Haushalt in Deutschland an durchschnittlich 35 Tagen im Jahr unbewohnt (Urlaub etc.). Die Anzahl der Abzugs-hauben wird über die ca. 35 Millionen Haushalte (vgl. /StBu 07/) in Deutschland abge-schätzt. Werden alle Haushalte, die über keine oder bereits sehr effiziente Dunstab-zugshauben verfügen, weggelassen, bleiben ca. 32,5 Mio. austauschbare Abzugshauben übrig. In Anbetracht der absoluten Menge an Dunstabzugshauben ergibt sich durch den Umstieg auf die effizientere Technologie ein elektrisches Einsparpotenzial von 0,96 PJ/a.

Tabelle E-90: Einsparung an elektrischer Energie durch Randabsaugung

184109

20330110

35.305.00032.480.000

8,252680,96Einsparung pro Jahr in PJ/a

Anzahl der HH in DeutschlandAnzahl der HH mit Dunstabzug

Einsparung pro Jahr pro HH in kWh/aEinsparung pro Jahr in GWh/a

tägl. Betriebsdauer in min/Tagjährliche Betriebsdauer in Tagenjährliche Betriebsdauer in h

Einsparung an elektrischer Energiedurchschnittliche Leistung in Wdurchschnittliche Leistung (Randabzug) in W

Neben den Einsparungen bei der Leistungsaufnahme lässt sich durch die Randabsau-gung auch das bewegte Raumluftvolumen reduzieren. Hierdurch ergibt sich während der Heizperiode ein zusätzlicher Minderbedarf an thermischer Energie. Tabelle E-91 zeigt die eingesparte Heizenergie während einer Heizperiode von 220 Tagen und einer Tem-peraturdifferenz von innen zu außen von 20 °C. Das eingesparte Luftvolumen wird mit 375 m³/h angesetzt (vgl. /NOV 07/). Es wird angenommen, dass 70 % aller Haushalte eine Ablufthaube besitzen und der Rest eine Umlufthaube. Thermische Einsparungen ergeben sich nur bei Abluftabzugshauben (mit Randabsaugung) und belaufen sich auf ca. 16 PJ/a.

Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben 171

Tabelle E-91: Einsparung an thermischer Energie durch Randabsaugung

22037520

35.305.00032.480.00022.736.000

190,974.34215,63

Einsparung an thermischer EnergieLänge der Heizperiode in Tageneingespartes Luftvolumen in m³/htägl. Betriebsdauer in min/Tag

Anzahl der HH in DeutschlandAnzahl der HH mit DunstabzugAnzahl der HH mit Ablufthauben (70%)

Einsparung pro Jahr pro HH in kWh/aEinsparungen pro Jahr in GWh/aEinsparung pro Jahr in PJ/a

9.3 Referenz Eine Betrachtung der derzeit auf dem Markt verfügbaren Dunstabzugshauben hat ergeben, dass die durchschnittliche Leistung 295 W beträgt und der Preis bei 523 € liegt. Bewertet wurden „Flachschirm-”, „Insel-” und „Kaminhauben“. Am häufigsten kommen Kamin- und Flachschirmhauben zum Einsatz. Inselhauben stehen in einem Abstand zur Wand und sind zwar die leistungsstärkste, aber teuerste Variante und kommen relativ selten vor. Bei der Berechnung der durchschnittlichen Leistung und der Investitions-kosten wurden Flachschirm- bzw. Kaminhauben mit je 47,5 % und Inselhauben mit 5 % gewichtet.

In Tabelle E-92 wird der Gesamtenergieverbrauch durch die Nutzung dargestellt. Die Anzahl der Haushalte in Deutschland beträgt über 35 Mio. und es wird angenommen, dass 92 % der Haushalte über Dunstabzugshauben verfügen. Hieraus ergibt sich eine Anzahl von ca. 32,5 Mio. Dunstabzugshauben.

Unter den vorangegangenen Rahmenbedingungen ergibt sich ein Energiebedarf für die mechanische Komponente von 2,4 PJ. Aussagen über den elektrischen Verbrauch durch die integrierte Beleuchtung können an dieser Stelle nicht vorgenommen werden, da keine aussagekräftigen Informationen über deren Nutzung vorliegen.


Tabelle E-92: Elektrischer Energiebedarf von Dunstabzugshauben in Deutschland

35.305.00032.480.000

184

20330110

Energiebedarf pro Jahr HH in kWh/a 20,24Gesamtenergiebedarf pro Jahr in GWh/a 658Gesamtenergiebedarf pro jahr in PJ/a 2,37

Energiebedarf für Dunstabzugshauben in DeutschlandAnzahl der HH in DeutschlandAnzahl der HH mit Dunstabzug

durchschnittliche Leistung in W

tägl. Betriebsdauer in min/Tagjährliche Betriebsdauer in Tagenjährliche Betriebsdauer in h

9.4 Verminderungskosten und Grenzverminderungskosten Abbildung E-39 zeigt die spezifischen Verminderungskosten (€/t) und kumulierten Verminderungskosten (€/a), die durch den Austausch von bestehenden Ablufthauben gegen Ablufthauben mit Randabsaugung entstehen. Die Lebensdauer von Dunstabzugs-hauben wurde mit 15 Jahren angesetzt. Es wird eine lineare Sanierungsrate angesetzt (jedes Jahr wird 1/15 der Dunstabzugshauben ersetzt).

Nutzung effizienterer Dunstabzugshauben 173

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4


Verm

inde

rung

skos

ten

in M

io. €

/a

Strom

Öl

Gas

Fernwärme

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4


Verm

inde

rung

skos

ten

in €

/t

Strom

Öl

Fernwärme

Gas

Abbildung E-39: Kumulierte & spezifische CO2-Verminderungskosten

Insgesamt können rund 1,3 Mio. t CO2 pro Jahr bei kumulierten Verminderungskosten von rund 2,4 Mrd. €/a eingespart werden.

Tabelle E-93 gibt die Einsparpotenziale für die unterschiedlichen Heizenergieträger an.

Die Verminderungskosten sind bei strombeheizten Wohnungen am geringsten. Durch deren geringe Anzahl beträgt das gesamte Einsparpotenzial jedoch nur ca. 0,065 Mio t CO2/a. Bei öl- und gasbeheizten Wohnungen liegt das Einsparpotenzial mit 0,42 bzw 0,62 Mio t CO2/a am höchsten. Fernwärme weist, da sie sehr niedrige CO2-Emissionen je kWh erzeugt, ein CO2-Einsparpotenzial von 0,18 Mio t CO2/a auf.


Tabelle E-93: CO2-Einsparpotenzial für Dunstabzugshauben für die Heizenergieträger

Heizenergie-träger

Einsparpotenzial in Mio. t CO2/a

Strom 0,07Öl 0,42Gas 0,62Fernwärme 0,18

CO2-Einsparpotenzial

9.5 Ableiten eines wirtschaftlichen Potenzials Es ergeben sich keine negativen Verminderungskosten und somit kein wirtschaftliches Potenzial.

9.6 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Obwohl durch den Austausch von Dunstfabzugshauben jährlich etwa 1,28 Mio t CO2 eingespart werden könnten (was immerhin etwas mehr als 10 % des Verminderungs-potenzials des Fenstertauschs ausmacht), sind die Kosten, speziell von Abzugshauben mit Randabsaugung, relativ hoch. Das schlägt sich in den relativ hohen Verminderungs-kosten nieder, welche in Tabelle E-94 angegeben sind. Im Vergleich dazu liegen die Verminderungskosten bei der Gebäudehülle im Bereich von maximal 22 €/t.

Tabelle E-94: Spezifische CO2-Verminderungskosten für Dunstabzugshauben für die Heizenergieträger

SpezifischeCO2-Verminderungskosten

von bisStrom 436 660Öl 1288 1726Gas 1738 2334Fernwärme 2032 2732

Kosten in €/tHeizenergie-träger

175

10 Optimierung der Aufzugsanlagen

10.1 Situation und Maßnahme In Wohngebäuden weisen Aufzüge eine schlechte Auslastung auf. Neben der Energie für den Betrieb fallen Standby-Verluste an, die je nach Auslastung und Größe des Aufzugs zwischen 25 % und 83 % liegen (vgl. /SAF 05/). Die Auslastung und die Größe der Auf-zugsanlagen hängen von der Art und der Nutzung des Gebäudes ab. In Gebäuden mit hoher Frequentierung, wie z. B. Bürogebäuden und Krankenhäusern, kommen Aufzüge häufiger zum Einsatz als in Wohngebäuden, in denen Aufzüge durch hohe Abwesen-heitszeiten der Bewohner (Arbeit, Schule etc.) wesentlich seltener genutzt werden. Der Standby-Verlust in Aufzügen setzt sich aus einer Vielzahl von Einzelverbräuchen zusammen, deren Zusammensetzung in Abbildung E-40 und Abbildung E-41 darge-stellt ist (vgl. /SAF 05/).

In Abbildung E-40 werden neben den herkömmlichen Standby-Verlusten auch so ge-nannte „Sünder“ berücksichtigt. Hierzu gehören das permanente Kabinenlicht und die fortwährende Kraft zum Schließen der Türen. Die Bezeichnung Sünder resultiert aus dem Umstand, dass diese beiden Einflussfaktoren in der Regel ohne großen Aufwand vermieden werden können. Dabei kann die permanente Kabinenbeleuchtung beispiels-weise durch die Kopplung an die tatsächliche Aufzugsnutzung optimiert werden (z. B. mit einem Bewegungsmelder). Der Energieverbrauch durch die permanente Kraft zum Schließen der Aufzugstüren kann durch alternative Türantriebe verringert werden. Abbildung E-40 verdeutlicht, dass die Sünder mehr als 60 Prozent des Energiebedarfs verursachen.

17%

2%

3%

2%

1%

10%

35%

30%Steuerung

EtagenanzeigeEtagentableau

KabinentableauLichtvorhang

FrequenzumrichterKabinenlicht

Kraft in Türen

Abbildung E-40: Standby + "Sünder"-Verluste in Aufzügen /SAF 05/

Abbildung E-41 zeigt die prozentuale Verteilung der Standby-Verluste ohne die zuvor erwähnten „Sünder“. Die größten Verluste fallen durch die Steuerung und den Frequenzumrichter an.


51%

6%

10%

6%

2%

25%Steuerung

Etagenanzeige

Etagentableau

Kabinentableau

Lichtvorhang

Frequenzumrichter

Abbildung E-41: Standby-Verluste in Aufzügen /SAF 05/

Möglichkeiten zur Reduzierung der Standby-Verluste sind:

• Vermeidung der „Sünder“ • Ausschalten der Steuerelemente sowie des Frequenzumrichters • „Sleep“–Funktion während geringer Auslastung • Effizientere Netzteile (Schaltnetzteile, Ringkerntrafos) • Ersatz der Beleuchtungselemente durch LEDs

Neben der Verringerung der Standby-Verluste können Einsparungen auch durch die Anwendung effizienterer Technologien erfolgen. Dabei sind beispielsweise rückspeise-fähige Umrichter (bei Abwärtsbewegung wird Energie ins Netz eingespeist), Matrix-Umrichter (besitzen einen Gleichstromzwischenkreis, wodurch geringere Verluste entstehen) oder neuartige Planetengetriebe zu nennen. Neben der Hardware spielt auch die Regelung des Aufzugs, insbesondere die Transportgeschwindigkeit bzw. Beschleuni-gung, eine bedeutende Rolle. Durch angepasste Geschwindigkeits- und Beschleuni-gungswerte kann der Leistungsbedarf des Antriebsaggregats verringert werden.

Diese Untersuchung beschränkt sich jedoch auf die wesentlichen Ansatzpunkte zur Energieeinsparung. Hierzu gehören, neben den Standby-Verlusten, die Antriebstechno-logie sowie der Einsatz von Rekuperatoren.

Abbildung E-42 zeigt den Leistungsbedarf unterschiedlicher Antriebssysteme bei gleicher Belastung. Der herkömmliche hydraulische Antrieb weist mit 20 kW den größ-ten Leistungsbedarf auf. Schneckengetriebe, die bei Seilaufzügen zum Einsatz kommen, und Planetengetriebe liegen mit 7,5 kW bzw. 5,5 kW erheblich darunter. Dies entspricht einer Einsparung von 62,5 % bis 72,5 % (vgl. /ALP 08/). Schon allein hier ist ein großes Einsparpotenzial zu erkennen. Jedoch weisen auch die neuesten Varianten hydrauli-scher Antriebssysteme eine weitaus höhere Effizienz im Vergleich zu den bisher genutz-ten auf. Messungen haben ergeben, dass der Energieverbrauch moderner Hydraulikauf-züge im Vergleich zu Seilaufzügen nur geringfügig höher ist.

Optimierung der Aufzugsanlagen 177

7,5 7,5

5,5

20

0

5

10

15

20

25

Polumschaltbar mitSchneckengetriebe

Spannungsgeregelt mitSchneckengetriebe

Frequenzgeregelt mitPlanetengetriebe

Hydraulischer Antrieb

Leis

tung

in k

W

Abbildung E-42: Leistungsaufnahme unterschiedlicher Antriebssysteme /ALP 08/

Der Branchenbericht 2007 (vgl. /IMU 07/) über „Aufzüge und Fahrtreppen“ besagt, dass zwischen 1998 und 2005 ein erheblicher Wandel bei der Art der neu installierten Auf-züge stattgefunden hat. Durch die Einführung des triebwerksraumlosen Seilaufzugs hat sich der Anteil der neu installierten Seilaufzüge gegenüber den hydraulischen Aufzügen massiv erhöht. Eine Untersuchung des schweizerischen Aufzugsbestandes (vgl. /SAF 05/) hat für Haushalte ein Verhältnis von 20 % hydraulisch zu 80 % elektrisch angetriebenen Aufzügen ergeben.

Neben den Standby-Verlusten und der Antriebsart bilden Rekuperatoren die dritte Möglichkeit zur Energieeinsparung von Aufzügen. Rekuperatoren wandeln einen Teil der kinetischen Energie, die bei der Abwärtsbewegung des Aufzugs entsteht, in elektri-sche Energie um. Der Rückspeisungsgrad beträgt im besten Fall 100 %. Dieser Wert kann jedoch aufgrund zusätzlich benötigter Energie für das Beschleunigen, Bremsen und Stoppen nicht erreicht werden. Bei kleinen Aufzügen liegt der Rückspeisungsgrad bei 30 %, bei größeren Aufzügen kann dieser bis zu 40 % betragen (vgl. /SAF 05/).

Bei der Anwendung von Rekuperatoren ist jedoch zu beachten, dass die gewonnene Energie in der Regel nicht ins öffentliche Energienetz eingespeist werden kann, da die Leitungen dafür nicht ausgelegt sind. Aus diesem Grund sollten Rekupatoren nur in Gebäuden genutzt werden, in denen diese Energie intern verwendet werden kann. Zudem erfordern Rekuperatoren zusätzlichen Steuerungsaufwand, wodurch sich der Energieverbrauch und die Standby-Verluste vergrößern.

10.2 Theoretisches und technisches Potenzial Wie bereits erwähnt, ergeben sich Einsparpotenziale durch die Minimierung der Standby-Verluste, die Wahl des Antriebsaggregats sowie der Anwendung von Rekupera-toren. Der Antrieb rückt dabei, ebenso wie der Rekuperator, besonders bei hoher Fre-


quentierung des Aufzugs in den Fokus. Die größten Einsparpotenziale ergeben sich jedoch durch die Verringerung der Standby-Verluste, die besonders bei Aufzügen mit geringer Auslastung relativ hoch sind. Im Folgenden werden die Einsparpotenziale in den Bereichen „Standby“, „Planetengetriebe“ und „Rekuperatoren“ untersucht.

Standby Die Leistungsaufnahme eines durchschnittlich in Wohngebäuden eingesetzten Aufzugs beträgt 271 W. Die mittlere Fahrtenanzahl im Wohnbereich wird mit 100.000 veran-schlagt (vgl. /SAF 05/). Die maximale Fahrtdauer in Wohngebäuden von ca. 15 Sekunden wurde aus Erfahrungswerten abgeleitet. Der Aufzug wird somit 417 h/a benutzt, die restlichen 8.343 Stunden entfallen auf die Standby-Zeit. Die prozentuale Aufteilung der Standby-Verluste erfolgt nach den Abbildung E-40 angegebenen Werten. Als Durch-schnittswert für den Anteil des Standbys am Gesamtleistungsbedarf werden entspre-chend /SAF 05/ 65 % angesetzt. Hieraus berechnet sich letztendlich der Leistungs- bzw. Energiebedarf. In Tabelle E-95 ist der Energieverbrauch im Standby angegeben.

Tabelle E-95: Energieverbrauch durch Standby

Energieverbrauch durch Standby

Bereich Anteil Leistung in W

Energie in kWh/a

Gesamtenergie im Jahr

2005 in PJ/a Steuerung 17 % 46 385 0,46

Etagenanzeige 2 % 5 45 0,05 Etagentableau 3 % 8 68 0,08 Kabinentableau 2 % 5 45 0,05

Lichtvorhang 1 % 1 11 0,01 Frequenzumrichter 10 % 27 226 0,27 Zwischensumme 1 35 % 94 781 0,93

Kabinenlicht 35 % 95 793 0,94 Kraft in Türen 30 % 81 679 0,81

Zwischensumme 2 65 % 176 1.472 1,74 Summe 100 % 271 2.253 2,68

Die Zwischensumme 1 (siehe Tabelle E-95) beinhaltet den Anteil des Standby-Verbrauchs ohne permanentes Kabinenlicht und Kraft an den Aufzugstüren. Diese beiden Punkte werden nicht zu den herkömmlichen Standby-Verlusten gerechnet, da diese je nach Bauart und Steuerung des Aufzugs nicht anfallen können. Es ist jedoch schwierig, Aussagen zu treffen, welcher Anteil der bestehenden Aufzugsanlagen mit diesen zusätzlichen Verbrauchern ausgestattet ist. Aus diesem Grund werden bei der Ermittlung des theoretischen Einsparpotenzials 4 Varianten unterschieden:

• 1. Variante: Nur Zwischensumme 1 • 2. Variante: Zwischensumme 1 + Kabinenlicht • 3. Variante: Zwischensumme 1 + Kraft an den Türen • 4. Variante: Zwischensumme 1 + Kabinenlicht + Kraft an den Türen


Tabelle E-96 gibt die theoretischen Einsparpotenziale der vier definierten Varianten an. Beim Kabinenlicht und der Kraft an den Türen ist das theoretische Einsparpotenzial gleich groß wie das technische, da es energieeffiziente Alternativen zum Öffnen und Schließen der Aufzugstüren gibt, bzw. der Energiebedarf der Beleuchtung durch Bewe-gungssensoren minimiert werden kann. Auch die übrigen Standby-Verluste lassen sich durch bessere Regelung an die Betriebsdauer anpassen, wodurch sich das technische und theoretische Potenzial ebenfalls decken.

Tabelle E-96: Energieverbrauch Variante 1 bis 4

Zwischensumme 1 0,93

Zwischensumme 1 0,93Kabinenlicht 0,94

Summe 1,87

Zwischensumme 1 0,93Kraft in Türen 0,81

Summe 1,74

Zwischensumme 1 0,93Kraft in Türen 0,81Kabinenlicht 0,94

Summe 2,68

Energieverbrauch 1. Variante

Bereich


Bereich

Gesamtenergie-verbrauch in PJ/a





Bereich


Bereich

Die Tabelle zeigt, dass sich ein Einsparpotenzial zwischen 0,93 und 2,68 PJ/a ergibt.

Planetengetriebe Die Energieeinspar-Potenziale für die Antriebsaggregate werden in Tabelle E-97 angegeben. Durch die Anwendung eines Planetengetriebes kann gegenüber dem hyd-raulischen Antrieb knapp 73 % des Energieverbrauchs eingespart werden, gegenüber einem Schneckengetriebe knapp 28 % (vgl. /ALP 08/). Anhand der Informationen über


die Verteilung der Antriebsaggregate (vgl. /IMU 07/) können Aussagen über die Einspar-potenziale durch die Anwendung von Planetengetrieben getroffen werden.

Durch die Verwendung von Planetengetrieben im gesamten Bestand könnten etwa 45 % der Antriebsenergie eingespart werden.

Tabelle E-97: Energieeinsparung durch Planetengetriebe

Energieeinsparung durch Planetengetriebe

Antriebsart Einheit Energiebedarf 2005

hydraulisch kWh/a 129.800.000 elektrisch kWh/a 194.700.000

Gesamtenergie kWh/a 324.500.000 Gesamtenergie bei vollständigem Ersatz

des Gesamtbestands durch Planetengetriebe

kWh/a 178.475.000

Einsparung kWh/a 146.025.000 Einsparung PJ/a 0,53

Rekuperatoren Bei den Rekuperatoren wird von einem Rückspeisegrad von 30 % und einem durchschnittlichen Standby-Verbrauch von 67 % des gesamten Energiebedarfs ausgegangen. Dabei ist zu beachten, dass die dreißigprozentige Einsparung durch die Rückspeisung ausschließlich Auswirkungen auf den Fahrbetrieb, also auf lediglich 33 % der Gesamtenergie, hat. Demzufolge kann der Energiebedarf für den reinen Betrieb nur um etwa 10 % verringert werden. Tabelle E-98 gibt die Einsparmöglichkeiten durch die Verwendung von Rekuperatoren an /SAF 05/.

Tabelle E-98: Einsparung durch Rekuperatoren im Jahr 2005

Einsparung durch Rekuperatoren

Personenaufzüge im HH 330.000 Benötigte Energie in kWh 324.500.000 Benötigte Energie in PJ 1,17

Energieverbrauch beim Betrieb in kWh 107.490.625 Einsparung durch Rekuperatoren in % 30

Einsparung durch Rekuperatoren in kWh/a 32.247.188 Einsparung durch Rekuperatoren in PJ/a 0,12

10.3 Bestand Tabelle E-99 bezieht sich auf die Entwicklung des Bestands an Aufzugsanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2000 bis 2007. Die Daten entstammen den Quellen


/TÜV 06/ und /TKA 07/. Hierbei handelt es sich um eine Erhebung des TÜV Nord und eine schriftliche Befragung eines Mitarbeiters der Marketing- und Kommunikations-abteilung der ThyssenKrupp AG.

Tabelle E-99: Aufzugbestand in Deutschland

Aufzugbestand in Deutschland

Art des Aufzugs 2000 2005 2007

Personen 494.111 550.000 650.000 Lasten 106.716 Güter 4.567

130.000

Gesamtbestand 605.394 680.000

Da sich die Personenaufzüge in Tabelle E-99 auf sämtliche Bereiche, sprich Industrie, Gewerbe und Haushalte, beziehen und deren Anzahl nicht ohne weiteres den einzelnen Sektoren zugeordnet werden kann, werden folgende Annahmen getroffen.

Prozentuale Aufteilung der Aufzugsanlagen:

• 60 % Haushalt • 30 % Gewerbe/Dienstleistung • 10 % Industrie

Es werden nur Ballungsräume betrachtet, da angenommen wird, dass die durchschnitt-liche Gebäudehöhe (privat und gewerblich) in ländlichen Gebieten die Installation von Aufzügen überflüssig macht. Die Installation von Aufzügen ist bei Wohngebäuden ab vier Stockwerken gesetzlich vorgeschrieben. Im Gegensatz dazu sind größere Gewerbe-bauten in der Regel mit ein bis zwei oder sogar mehreren Aufzügen ausgestattet. Es wird davon ausgegangen, dass die installierten Aufzüge in Wohngebäuden, bedingt durch die weitaus größere absolute Menge gegenüber Gewerbebauten, die Anzahl der gewerblich genutzten um das Doppelte übersteigt. Somit ergibt sich folgende Aufteilung, mit der die Anzahl der Personenaufzüge in Wohngebäuden in Deutschland, dargestellt in Tabelle E-100, ermittelt wurde.

Tabelle E-100: Personenaufzüge in Deutschland

Personenaufzüge in Deutschland

Jahr 2000 2005

Personenaufzüge (insgesamt) 494.111 550.000

Personenaufzüge (in Wohngebäuden) 296.467 330.000

Die Schweizerische Agentur für Energieeffizienz (vgl. /SAF 05/) hat sich mit der Unter-suchung des Aufzugsbestandes in der Schweiz beschäftigt. In Zusammenarbeit mit


Aufzugsherstellern und Installationsbetrieben wurde eine Erhebung bezüglich des Energieverbrauchs und der Einsparmöglichkeiten getätigt. In Tabelle E-101 sind die Ergebnisse der Untersuchung dargestellt.

Tabelle E-101: Energiebedarf von Personenaufzügen (Seilaufzüge)

Energiebedarf von Personenaufzügen (Seilaufzüge)

Halte Energie pro Fahrt in Wh

Fahrten pro Jahr

Energie pro Jahr in kWh

Standby-Verluste in %

Rechenwert 7 7,4 100.000 2.225 66,8

Tabelle E-102 zeigt den Gesamtenergiebedarf von Aufzügen im Haushaltssektor. Dabei wird der Energiebedarf für Seilaufzüge (mit herkömmlichen Schneckengetriebe) ent-sprechend Tabelle E-101 mit 7,4 Wh/Fahrt angesetzt. Der hydraulische Antrieb weist einen bauartbedingten Mehrbedarf von etwa 162 % auf (vgl. /ALP 08/). Aus diesem Grund wird der durchschnittliche Verbrauch mit 19,4 Wh/Fahrt festgelegt.

Der Gesamtenergiebedarf für den Fahrbetrieb liegt bei 1,17 PJ. Zum Energiebedarf für die reine Fahrzeit kommen zusätzliche Verluste durch Standby während der Nichtnut-zung. Diese liegen je nach Alter und Bauart des Aufzuges zwischen 0,9 und 2,7 PJ/a (vgl. Tabelle E-96).

Tabelle E-102: Energiebedarf für Fahrbetrieb

Energiebedarf für Fahrbetrieb

Antriebsart Einheit Energiebedarf 2005

hydraulisch kWh/a 129.800.000 elektrisch kWh/a 194.700.000

Gesamtenergie kWh/a 324.500.000Gesamtenergie PJ/a 1,17

10.4 Fazit und Abschätzung eines praktischen Potenzials Um den Energiebedarf von Aufzügen zu minimieren, wurden 3 Maßnahmen betrachtet:

• Minimierung der Standby-Verluste • Effizientere Antriebsart • Einsatz von Rekuperatoren.

Der gesamte Energiebedarf der Aufzüge beträgt 3,85 PJ und setzt sich aus der Energie für den Fahrbetrieb mit 1,17 PJ (vgl. Tabelle E-102) bzw. 2,68 PJ für die Standby-Verluste (vgl. Tabelle E-95) zusammen.


Würden sämtliche Aufzüge des Bestands (hydraulische und elektrische mit polum-schaltbaren bzw. spannungsgeregelten Schneckengetrieben) durch elektrische Aufzüge mit Planetengetriebe ersetzt, so ließen sich 0,53 PJ/a einsparen.

Die Standby-Verluste (inkl. „Sünder“) ließen sich teilweise sogar komplett vermeiden und so könnten weitere 2,68 PJ/a eingespart werden.

Würde die durch die Rekuperatoren gewonnene Energie wieder eingespeist, ließe sich der Energiebedarf von Aufzügen um bis zu 10 % bzw. 0,12 PJ/a senken.

Insgesamt erschließt sich ein Energieeinsparpotenzial von bis zu 3,3 PJ/a. Das ent-spricht einer Reduzierung von ca. 85 % bezogen auf den Gesamtverbrauch von 3,85 PJ.

Da das Einsparpotenzial im Verhältnis zu den anderen Verbrauchern im Haushalts-sektor sehr gering ist (z. B. Dunstabzugshauben mit 16,65 PJ), wird auf die Ermittlung der Verminderungskosten verzichtet).

185

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teil i - methodik und zusammenfassung · impressum endbericht der forschungsstelle für...

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