Räumlich detaillierte Potenzialanalyse der Fernwärmeversorgung in Deutschland mit einem hoch aufgelösten Energiesystemmodell

Abstract

Die regionalen Entwicklungsmöglichkeiten der Kraft-Wärme-Kopplung und der Fernwärmeversorgung in Deutschland werden unter umwelt- und energiepolitischer Rahmenannahmen untersucht. Ausgehend von der Bedarfsseite wird die Wärme-nachfrage in den Verbrauchssektoren (Haushalte, Gewerbe, Handel, Dienstleistung und Industrie) durch geeignete Indikatoren ermittelt. Die Entwicklung der Potenziale der Fernwärmenutzung zur Deckung der Wärmenachfrage leitet sich von der Entwicklung der Nutzwärmenachfrage ab. Die Untersuchung der regionalen Wärmebedarfsstrukturen erfolgt anhand acht unterschiedlicher Gemeindekategorien in die die Gemeinden Deutschlands nach ihrer Einwohnergröße eingeteilt wurden. Die ermittelten Werte der technisch erschließbaren Potenziale der Fernwärme-nutzung gehen als Obergrenzen der Fernwärmeversorgung in das entwickelte Energiesystemmodell TIMES-AREA ein. Mit Hilfe der modellgestützten Energiesystemanalyse wird die wirtschaftliche Fernwärmeversorgung und Entwicklung der KWK-Anlagen in den Gemeindekategorien aufgezeigt. Eine Szenarienanalyse stellt den Einfluss einer Förderung für den Ausbau von Fernwärmenetzen und der Minderung an Treibhausgasen auf den Einsatz von KWK-Anlagen dar. Im Subventionsszenario (SUB) liegen die Kosten der Fernwärmeversorgung um 30 % unter denen des Referenzszenarios (REF), das die Fortsetzung der Energiepolitik vom Ende des letzten Jahrzehnts beschreibt. Im Treibhausgasminderungsszenario (THG) ist ein Minderungspfad an Treibhausgasen gegenüber 1990 vorgegeben. Das von der Bundesregierung angestrebte Ziel den KWK-Strom bis 2020 auf einen Anteil von mindestens 25 % der Nettostromerzeugung zu erhöhen wird verfehlt: Die Anteile liegen 2020 bei 18,8 % (REF), 23,6 % (SUB) und 19,8 % (THG). In der Entwicklung bis 2050 findet die größte KWK-Stromerzeugung von 133 TWh in 2030 im Subventionsszenario statt. Erdgas-KWK-Anlagen tragen am meisten zur KWK-Stromerzeugung bei. Deren Anteile liegen zwischen 2010 und 2050 durchschnittlich bei 34,0 % (THG) und 65,3 % (SUB). Ab 2030 werden Erdgas-KWK-Anlagen zunehmend durch Biomasse- und Biogas-KWK-Anlagen verdrängt.

The development of regional potentials of combined heat and power and district heating in Germany are analyzed concerning the environmental and energy policy framework. On the view of the demand side the heat consumptions of the sectors (households, businesses, trade, services and industry) are determined by appropria-te indicators. The development of the potential of district heating is derived from the development of the heat demand. The analysis of the regional heat demand structures is based on eight different community categories in which the German communities were classi_ed according to their population size. The determined va-lues of the technical exploitable potentials of the district heating are given as upper limits of the district heating supply to the developed energy system model TIMES-AREA. By means of the model-based analysis of the energy system, the economic development of the district heating and CHP plants is shown in the community categories. The impact of funding for the expansion of district heating networks and the reduction of greenhouse gases to the use of CHP plants are investigated by a scenario analysis. The cost of the district heating supply of the subsidy scenario (SUB) are about 30 % lower as the cost of the reference scenario (REF). The REF describes the continuation of the energy policy of the end of the last decade. In the greenhouse gas reduction scenario (THG) a path is given which directs the reduction of greenhouse gases compared to 1990. The target of the Federal Government to increase the CHP electricity amount to at least 25 % of the net electricity amount in 2020 failed: the shares in 2020 are 18,8 % (REF), 23,6 % (SUB) and 19,8 % (THG). In the development to 2050 the largest amount of CHP electricity of about 133 TWh is shown 2030 in the subsidy scenario. Natural gas cogeneration plants contribute most to the CHP electricity generation. Between 2010 and 2050 their averaged shares to the CHP electricity are 34,0 % (THG) and 65,3 % (SUB). From 2030 natural gas cogeneration plants are incrementally displaced by biomass and biogas cogeneration plants.