Der B.KWK – Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V. ist eine branchenübergreifende Initiative von Herstellern, Betreibern und Planern von KWK-Anlagen aller Größen und beliebigen Brennstoffe, ferner von Energieversorgern, wissenschaftlichen Instituten und verschiedensten Unternehmen und Einzelpersonen. Sie alle vereint das Ziel, die KWK in Deutschland voranzubringen und die damit verbundenen Chancen für Wirtschaft und Umwelt zu nutzen.
B.KWK - Der Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung

Im laufenden Jahr beginnt die Bundesregierung die Evaluierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Hierzu wurde im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums die Studie „Potenzial- und Kosten-Nutzen-Analyse zu den Einsatzmöglichkeiten von Kraft-Wärme-Kopplung (Umsetzung der EU-Energieeffizienzrichtlinie) sowie Evaluierung des KWKG im Jahr 2014“ in Auftrag gegeben, die zu Kosten-Nutzen und den Potenzialen von KWK in Deutschland Aussagen treffen soll. Die Studie umfasst nach den Autoren ferner Aussagen zur Rolle von KWK im künftigen Wärme- und Strommarkt und stellt Maßnahmen vor, wie die Förderung des KWKG erhalten und teilweise ausgebaut werden kann. Diese Studie und die daraus zu ziehenden Schlüsse werden dem Gesetzgeber zudem wohl als wissenschaftliche Grundlage für die KWKG Novelle dienen. Im Rahmen der Verbändeanhörung zur Studie, die bis zum 24. Oktober 2014 läuft, nimmt der Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung e.V. (B.KWK) Stellung.   

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Klicken Sie bitte auf den roten Link zur Stellungnahme des Bundesverbandes Kraft-Wärme-Kopplung e.V. zur Studie „Potenzial- und Kosten-Nutzen-Analyse zu den Einsatzmöglichkeiten von Kraft-Wärme-Kopplung (Umsetzung der EU-Effizienzrichtlinie)

Die 6 Kernbotschaften des B.KWK aus der Stellungnahme zur „Potenzial- und Kosten-Nutzen-Analyse" im Rahmen der Evaluierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz

  • <ol>
  • KWK ist als effizienteste Technologie zur Strom- und Wärmeerzeugung unabdingbar. </li>
  • Das 25 %ige KWK-Ausbauziel ist erreichbar.
  • KWK ist vereinbar mit den drei Hauptzielen der Energiewende:<ul>
  • Umweltverträglichkeit: KWK trägt zu einer erheblichen Einsparung an Treibhausgasemissionen und Primärenergie bei und schont wichtige Ressourcen.
  • Versorgungssicherheit: KWK hilft die notwendige Residuallast für den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus Wind und Sonne sicher bereitzustellen.
  • Bezahlbarkeit: KWK erzeugt hocheffizient Strom und Wärme am Verbrauchsort, entlastet Versorgungsnetze und reduziert Netzausbaukosten bei einer geringen Umlagebelastung für die Letztverbraucher.</ul>
  • Große KWK-Potentiale finden sich auch im Wohnungsmarkt in der Objekt- und Nahwärmeversorgung, die aber aufgrund hemmender Regelungen nicht erschlossen werden.
  • Der weitere KWK-Ausbau stagniert und im KWK-Bestand – besonders in der allgemeinen Versorgung – drohen Stilllegungen. Die Verfehlung des 25 %igen KWK-Ausbauziels ist zu befürchten.
  • Zur Erreichung des 25 %igen KWK-Ausbauziels ist eine rasche KWKG-Novelle erforderlich. Das in der Studie genannte zusätzliche Fördervolumen von 2 bis 3 Mrd. EUR wird als zu hoch erachtet.</ol>

Fazit des B.KWK zur Studie

Fazit des B.KWK zum KWKG 2014

Der B.KWK begrüßt die grundsätzliche Bestätigung und die Machbarkeit des 25 %igen KWK-Ausbauziels in der Studie. Es wird aber zugleich festgestellt, dass dies aktuell aufgrund ungünstiger Randbedingungen bis 2020 nicht erreichbar scheint. Die Feststellung, dass der weitere KWK-Ausbau nicht im Konflikt mit den Zielen der Energiewende steht, sondern diese unterstützt, wurde durch den B.KWK schon seit langer Zeit vertreten.

Die Effizienztechnologie Kraft-Wärme-Kopplung ist in der Lage, den weiteren Ausbau der fluktuierenden erneuerbaren Stromerzeugung aus Wind und Sonne zu ermöglichen und ist damit der perfekte Partner der Energiewende. Mit Wärme- und Kältespeichern ist die KWK flexibel und kann strommarktorientiert ohne must-run-Problematik betrieben werden. Die KWK hebt zudem auch Effizienzvorteile im Wärmemarkt.

Das von den Gutachtern genannte zusätzliche Fördervolumen von 2 bis 3 Mrd. Euro zur Erreichung des 25%igen KWK-Anteils ist zu hoch und nicht nachvollziehbar begründet. Zugleich werden Einsparpotentiale des KWK-Einsatzes, wie bspw. reduzierter Netzausbaubedarf und reduzierte Übertragungsverluste, nicht gewürdigt.

Die Gutachter der Studie bestätigen, dass die Förderung flexibel eingesetzter KWK zur Vermeidung von volkswirtschaftlich ineffizienten systematischen Stromüberschüssen dienlich ist und einen kostengünstigen Baustein im Strommarkt darstellt. Mit Virtuellen Kraftwerken können KWK-Anlagen aller Größenklassen positiv und systemstabilisierend wirken.

Der B.KWK bestärkt die Bundesregierung in ihrem im Koalitionsvertrag festgeschriebenen Ziel zur Erreichung des 25 %igen KWK-Ausbauziels und begrüßt den von den Gutachtern gemachten Vorschlag, die im KWKG verankerten Instrumente (u.a. Beibehaltung der heutigen Fördersystematik, Erhöhung der Zuschläge, temporäre Unterstützung der Bestandsanlagen,) zur Zielerreichung zu stärken. Mit diesen Impulsen sollte das 25 %ige KWK-Ausbauziel bis 2020 erreichbar sein.

Frauenhofer IFAM, IREES - Institut für Ressourceneffizenz und Energiestrategien, BHKW, Prognos

Potenzial- und Kosten-Nutzen-Analyse zu den Einsatzmöglichkeiten von Kraft-Wärme-Kopplung (Umsetzung der EU-Energieeffizienzrichtlinie) sowie Evaluierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz im Jahr 2014

Auftraggeber Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Projektleitung Prognos AG: Marco Wünsch, Fraunhofer IFAM: Dr. Bernd Eikmeier IREES: Prof. Dr. Eberhard Jochem, BHKW-Consult: Markus Gailfuß

Im Jahr 2014 wird eine Evaluierung des KWKG durchgeführt. Hierzu wurde im Auftrag des BMWi die wissenschaftliche Studie zu Kosten-Nutzen und den Potenzialen von KWK in Deutschland erarbeitet. Die Studie umfasst zudem Aussagen zur Rolle von KWK im künftigen Wärme- und Strommarkt sowie eine Auswertung der Förderung des KWKG. Im Lichte der Ergebnisse dieser Evaluierung werden nunmehr die Rahmenbedingungen für KWK überprüft.

1. Policy Brief

Status quo und Kurzzeitperspektive

  • Die KWK erzeugt heute rund 96 TWh Strom (netto) und hat einen Anteil von 16,2 % an der gesamten Nettostromerzeu- gung in Deutschland. Hiervon entfällt etwas mehr als die Hälf- te auf KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung, knapp ein Drittel auf die Industrie. Die restliche KWK-Stromerzeugung wird durch biogene KWK-Anlagen und dezentrale Kleinanla- gen bereitgestellt. Mit rund 200 TWh betrug der Anteil der KWK-Wärme am Wärmemarkt (<300°C) rund 20 %.
  • Unter Berücksichtigung der aktuellen Marktbedingungen wird die KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 allerdings ge- genüber dem heutigen Stand stagnieren. Das aktuelle Ziel von 25 % KWK-Stromerzeugung im Jahr 2020 wird demnach deut- lich verfehlt werden.
  • Bereits heute spart die KWK gegenüber der ungekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung rund 56 Mio. Tonnen CO2 ein. Bei einer Erschließung weiterer KWK-Potenziale sind gegen- über heute weitere Einsparungen möglich, auch wenn das zu- künftige Stromerzeugungssystem durch den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien geprägt sein wird. Kosten-Nutzen-Analyse und Potenzialermittlung
  • Aus der Kosten-Nutzen-Analyse geht hervor, dass KWK ge- genüber ungekoppelten Systemen in bestimmten Anwen- dungsfällen betriebs- und volkswirtschaftliche Vorteile auf- weist.
  • Auch deshalb wurden für den weiteren KWK-Ausbau große Potenziale identifiziert. Diese liegen hauptsächlich im Bereich der allgemeinen Versorgung (Fernwärme) und der Industrie. In Gebieten ohne Fernwärmeanschluss weisen auch Objekt- KWK-Anlagen zusätzliche Potenziale auf. Das Gesamtpoten- zial für die KWK-Stromerzeugung beträgt je nach Betrachtung zwischen etwa 170 TWh/a und 240 TWh/a.
  • Die Fernwärme-Potenziale weisen eine hohe Sensitivität auf. Bereits geringe Änderungen der Rahmenbedingungen, d. h. auch der Förderbedingungen, wirken sich erheblich auf die Ergebnisse aus. Das Erreichen hoher Anschlussgrade ist von essentieller Bedeutung; dies erfordert eine entsprechende po- litische Flankierung.
  • Für die Industrie könnte die Stromerzeugung bis 2030 um 50 % auf 43 TWh zunehmen. Das größte Zuwachspotenzial liegt in den Nahrungsmittel-, Investitions-, Konsum- und Ge- brauchsgüter-Industrien. Bei vorsichtiger Schätzung ergibt sich ein Stromerzeugungspotenzial aus der Nutzung von Ab- wärme in Höhe von 0,7 TWh bis 1,5 TWh pro Jahr.

     

Potenzialumsetzung, Flexibilisierungsaspekte und aktuelle Marktsituation

  •   Die KWK-Potenziale könnten zumindest mittelfristig (bis 2030) gemeinsam mit einem weiterem starken Ausbau der EE- Stromerzeugung erschlossen werden. Positiv wirkt hier die Ungleichzeitigkeit der Einspeisemaxima von fluktuierendem Wind- und PV-Strom und dem maximalen Wärmebedarf der Fernwärmesysteme. Nach 2030 hängt die mögliche Nutzung des KWK-Potenzials von der Struktur der Stromerzeugung, der Entwicklung der Stromnachfrage sowie der Flexibilität des gesamten Stromsystems ab. 
  •   Technisch ist der größte Teil der KWK schon heute in der La- ge, flexibel auf Strommarktsignale zu reagieren. Vor allem durch den Bau von kostengünstigen Wärmespeichern kann die Flexibilität der KWK noch weiter erhöht werden. 
  •   Große KWK-Anlagen (im Megawatt-Bereich) bieten schon seit Jahrzehnten Regelenergie an. Bei kleineren KWK-Anlagen ist dies heute über eine Bündelung der Anlagen ebenfalls mög- lich. 
  •   Die Wirtschaftlichkeit der KWK in der allgemeinen Versorgung ist unter den aktuellen Bedingungen (niedrige Stromgroßhan- delspreise) für Neubauvorhaben und Anlagenmodernisierun- gen nicht gegeben. Im Bestand können heute und in den nächsten Jahren nur noch Kohle-KWK-Anlagen wirtschaftlich betrieben werden. Erdgas-KWK-Anlagen hingegen sind nicht in der Lage, ihre Betriebskosten zu decken. Für die Betreiber entstehen damit aktuell und zukünftig Verluste. 
  •   Für Anlagen der Objektversorgung und der Industrie hängt die Wirtschaftlichkeit sehr stark von der Stromeigennutzungsquo- te und den Strombezugskosten ab. Daher bestimmt die spezi- fische Situation in den zu versorgenden Objekten bzw. Pro- duktionsstandorten sehr stark die erreichbaren Projektrendi- ten. Die anteilige Belastung des selbst genutzten Stroms mit der EEG-Umlage dämpft seit der EEG- Novelle die Wirtschaft- lichkeit. 
  •   Die häufig und erheblich von der Strom- und Energiesteuer und der EEG-Umlage befreiten energieintensiven Unterneh- men haben so geringe Strombezugskosten, dass sich Neuin- vestitionen in größere KWK-Anlagen kaum rentieren. 
  •   Aufgrund der hohen Anzahl an Wohngebäuden besteht in die- sem Sektor ein sehr großes KWK-Potential. Der hohe admi- nistrative Aufwand eines direkten Stromverkaufs sowie hem- mende Regelungen im Steuerrecht verhindern aber häufig ei- ne Erschließung dieses Potenzials, insbesondere vor dem Hintergrund der erheblich gefallenen Großhandelsstromprei- se und der damit unattraktiven Einspeisung von Strom ins öf- fentliche Netz. 

Weiterentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)

  •   Das aktuelle Förderdesign des KWKG sollte in seiner Grund- form beibehalten werden. Die arbeitsseitige Förderung von KWK-Stromerzeugung führt nicht nur zu einer Verbesserung der allgemeinen Wirtschaftlichkeit der geförderten Anlagen, sondern reizt damit auch den Betrieb an und führt damit zu ei- ner Einsparung von Primärenergie und CO2 gegenüber einer ungekoppelten Erzeugung. 
  •   Die Investitionskostenzuschüsse für den Ausbau der Netze und Speicher haben sich in den letzten Jahren bewährt. Sie sollten beibehalten werden. 
  •   Unter den aktuellen und für die nächsten Jahre erkennbaren Marktbedingungen sollte eine Bestandförderung für Erdgas- KWK-Anlagen in der allgemeinen Versorgung in Betracht ge- zogen werden. 
  •   Um den Neubau und die Modernisierung von KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung zu ermöglichen, müssten die Zu- schlagssätze insbesondere für den ins öffentliche Netz einge- speisten KWK-Strom deutlich erhöht werden, je nach Techno- logie um Faktor 2 bis 3 im Vergleich zum heutigen Niveau. 
  •   Überschlägig betrachtet wäre für eine Erreichung des KWK- Ziels bis zum Jahr 2020 eine zusätzliche KWK-Stromerzeug- ung von etwa 50 TWh notwendig. Der bestehende Deckel im KWKG müsste stark angehoben werden. Unter der verein- fachten Annahme eines notwendigen KWK-Zuschlags von 4 bis 6 Cent/kWh ergibt sich als Orientierungswert im Jahr 2020 ein zusätzliches Fördervolumen von 2 bis 3 Milliarden Euro. Andere politische Maßnahmen (Kapazitätselemente) oder Än- derungen der Marktsituation könnten die wirtschaftliche Lage für KWK-Projekte verbessern und damit auch den notwendi- gen Förderbedarf senken. 
  •   Das bisherige Zielsystem zur Förderung der KWK-Anlagen erweist sich langfristig aufgrund des zunehmenden Anteils von nicht KWK-fähigen Stromerzeugungstechnologien (Wind und PV) als wenig passend. Eine Umstellung der Zielgröße auf die KWK-kompatible Stromerzeugung erscheint vor dem Hinter- grund der wachsenden Anteile fluktuierender Stromerzeugung langfristig sinnvoll. 
  •   An einzelnen Punkten sollte die bestehenden Regelungen für die KWK-Zuschläge angepasst werden. Vorschläge hierzu sind Kapitel 7.7 zu entnehmen. 
  •   Zusätzlich zu den Anpassungen des KWKG sollte der Emissi- onshandel gestärkt werden. Der CO2-Preis hat seine Len- kungswirkung derzeit verloren. Zudem sollte die Gleichbe- handlung der Wärmebereitstellung von KWK-Anlagen, die am ETS teilnehmen, und von dezentralen Heizungssystemen, für die keine CO2-Kosten entstehen, sichergestellt werden. 

2. Kurzfassung

Aufgabenstellung und Vorgehensweise

Die EU-Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU) sieht vor, dass die Mitgliedstaaten bis spätestens zum 31. Dezember 2015 eine umfassende Bewertung des Potenzials für den Einsatz der hocheffizienten KWK und der effizienten Fernwärmeund Fernkälteversorgung durchführen und diese der Europäischen Kommission mitteilen. Artikel 14 Absatz 3 sieht zudem vor, dass die Mitgliedstaaten eine Kosten-Nutzen-Analyse für ihr gesamtes Hoheitsgebiet durchführen. Darüber hinaus soll das KWK-Gesetz nach § 12 des gültigen KWK-Gesetzes im Jahr 2014 evaluiert werden.

Das Ministerium für Wirtschaft und Energie hat vor diesem Hintergrund beschlossen, die Potenzialund Kosten-Nutzen-Analyse auf das Jahr 2014 vorzuziehen, hieraus Schlussfolgerungen zur möglichen Rolle der KWK im zukünftigen Stromund Wärmeversorgungssystem abzuleiten und diese mit der gesetzlich vorgesehenen Evaluierung des KWKG zu verbinden.

Ziel dieses Projektes ist die Erstellung einer umfassenden Studie als Grundlage für die Entscheidungen der Bundesregierung. Die Studie umfasst die folgenden Bausteine, die inhaltlich aufeinander aufbauen:

  •   Kosten-Nutzen-Analyse, 
  •   Potenzialanalyse für die KWK, 
  •   Mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem und 
  •   Zwischenevaluierung des KWKG.
  • Die Studie basiert bei der Ermittlung des Status quo auf aktuellen Daten und Statistiken. Für die zukünftige Entwicklung der demografischen, ökonomischen und energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen wurde das konsistente Annahmen-Set der aktuellen Energiereferenzprognose der Prognos AG [Prognos/EWI/GWS 2014] verwendet.
    Kosten-Nutzen-Analyse
    Das Ziel der Kosten-Nutzen-Analyse ist, Versorgungsoptionen zu vergleichen und die kosteneffizientesten Optionen zu ermitteln. Die Analyse erfolgt über eine Kapitalwertbetrachtung sowohl unter volkswirtschaftlichen als auch unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten. Grundsätzlich wird zwischen Anwendungen in privaten Haushalten, Anwendungen im Bereich GHD und Industrieanwendungen unterschieden.

Die Kosten-Nutzen-Analyse erfolgt ohne einen direkten Bezug zu Mengengerüsten – im Gegensatz zur sich anschließenden Potenzialanalyse, bei der es um die Auswirkungen der (aktuellen) Wirtschaftlichkeitsvergleiche geht.

Potenzialanalyse

Die Potenzialanalyse basiert auf den Ergebnissen der KostenNutzen-Analyse und zeigt auf, welche Mengenentwicklungen sich für Deutschland insgesamt daraus ergeben können.

Die Ermittlung der Potenziale der leitungsgebundenen KWK in den Bereichen Private Haushalte und GHD beruht auf der Detailanalyse von 41 repräsentativen Modellstädten. Die Fortschreibung des Wärmebedarfs berücksichtigt Sanierungsund Neubaueffekte. Die Potenziale der Objekt-KWK basieren auf einem Vollkostenvergleich mit einem Gaskessel für 8 typische Anwendungsfälle. Die Potenzialermittlung für die Industrie erfolgt mittels einer Analyse des Wärmebedarfs der einzelnen Industriebranchen im für KWK interessanten Temperaturbereich bis zu 300°C und seiner künftigen Entwicklung aufgrund der Produktionsentwicklung sowie struktureller und technischer Einflüsse.

Mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem

Die Analyse konzentriert sich auf die Potenziale zur KWK-Stromerzeugung, da diese in der Potenzialanalyse aus dem über KWK gedeckten Wärmebedarf abgeleitet werden. Für die KWK wird untersucht, welche technischen Konzepte zur Flexibilisierung bestehen bzw. bereits umgesetzt wurden und in welchen Einsatzbereichen die Flexibilität der KWK heute bereits genutzt wird.

Es wird analysiert, in welchem Umfang die KWK-Potenziale in das zukünftige Stromsystem integrierbar sind und welche Rolle die KWK im zukünftigen Stromsystem, auch bei der Bereitstellung von Systemund Versorgungssicherheit einnehmen kann. Für die KWK wird ermittelt, in welchem Maße aus dem KWK-Betrieb auch langfristige positive Effekte auf die CO2-Emissionen hervorgehen.

Zwischenevaluierung des KWKG

Die Zwischenevaluierung betrachtet die Entwicklung der KWK und den Abruf der KWK-Förderung in den letzten Jahren, da aus ihnen die Wirkungen des KWKG abgelesen werden können. Sie bildet die Grundlage für die kurzfristige Perspektive bis zum Jahr 2020, die entscheidend für die Weiterentwicklung der KWK ist.

Untersucht werden deshalb der Anteil der Stromerzeugung in KWK-Anlagen an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland und die Entwicklung des über das KWKG geförderten KWK-Anlagenbestands sowie der Netze und Speicher. Ein wesentlicher Punkt der Evaluierung ist auch die Entwicklung der Wirtschaftlichkeit des Betriebs von KWK-Anlagen. Diese wird, differenziert nach Anlagenklassen und Nutzungsart und unter Berücksichtigung der Erlöse aus Strom und Wärmeerzeugung sowie ggf. der Förderung nach KWKG durchgeführt. Aufbauend auf diese Analyse wird die Entwicklung des KWK-Anteils und der Kosten der KWKG-Umlage bis zum Jahr 2020 abgeschätzt.

Abschließend werden die sich aus der Analyse ergebenden Empfehlungen zur Weiterentwicklung des KWKG für die einzelnen Einsatzbereiche sowie zu Maßnahmen außerhalb des KWKG formuliert.

Kosten-Nutzen-Analyse
Private Haushalte und GHD

Bei der Kosten-Nutzen-Analyse von KWK-Anlagen in der Objektversorgung erfolgt ein Vergleich mit einem Gaskessel sowie mit einem kleineren Gaskessel nach erfolgter Wärmedämmung des Gebäudes. Wärmepumpen eignen sich nur für NiedertemperaturHeizsysteme, sind also im Neubau eine relevante Alternative.

Für die untersuchten Optionen werden jeweils die Kapitalwerte der Wärmekosten (als Realwerte) über einen Zeitraum von 30 Jahren berechnet und vergleichend gegenübergestellt. Für den Bereich Wohnen werden vier Einund acht Mehrfamilienhäuser betrachtet; im Bereich GHD sind es die Anwendungsfälle Krankenhaus, Bürogebäude und Gewerbebetrieb.

Im Einfamilienhaus ist bei volkswirtschaftlicher Betrachtung der Einsatz eines BHKW die mit Abstand unwirtschaftlichste Option, bedingt durch die sehr hohen spezifischen Investitionen in diesem Leistungsbereich. Die Kapitalwerte für die Option Wärmedämmung liegen in etwa gleichauf mit denen eines Gaskessels, wobei die Resultate hier deutlich vom gewählten Sanierungsstandard abhängen. Bei betriebswirtschaftlicher Sichtweise verschlechtert sich die von den Kapitalkosten dominierte Wärmedämmung auf das BHKW-Niveau; der Gaskessel ist dann eindeutig die wirtschaftlichste Option. Bei den Mehrfamilienhäusern ergeben sich grundsätzlich identische Ergebnisse.

Bei den GHD-Beispielen ist die KWK-Anlage dem Gaskessel nur im Anwendungsfall Krankenhaus volkswirtschaftlich knapp und betriebswirtschaftlich deutlich überlegen. Bei betriebswirtschaftlicher Sicht stellt sich auch für den Anwendungsfall Gewerbebetrieb das BHKW knapp wirtschaftlicher dar als ein Gaskessel. Für das beispielhafte Bürogebäude ist für die volksund betriebswirtschaftliche Betrachtungsweise jeweils der Gaskessel die Option mit dem geringeren Kapitalwert. Von zentraler Bedeutung ist stets der Wärmebedarf der Objekte: je größer dieser ist, umso eher zeigt die Kosten-Nutzen-Analyse Vorteile der Option KWK gegenüber einem Gaskessel.

Bei Neubauten im Wohngebäudebereich rangieren Wärmepumpen zwischen den Gaskesseln (günstigste Versorgungsoption) und den BHKW (teuerste Versorgungsoption).

Für wärmleitungsgebundene KWK-Anlagen ist die Vielfalt der in der Realität vorkommenden Siedlungstypen und anzurechnenden Wärmeverteilkosten sehr groß; demzufolge ist auch die Festlegung einer allgemeingültigen Vergleichsreferenz kaum möglich. Die Bandbreite der Versorgungsfälle wird deshalb im Rahmen der Potenzialanalyse betrachtet.

Kosten-Nutzen-Analyse der industriellen KWK, KWKK und ORC-Anlagen

Die Wirtschaftlichkeitsrechnungen für die hier exemplarisch betrachteten sechs industriellen KWK-Anlagentypen verdeutlichen die Bedeutung der bestehenden KWK-Förderung für die betriebswirtschaftliche Rentabilität. Besonders deutlich wird dies beim kleinsten betrachteten Anlagentyp, der BHKW-Anlage mit 50 kWel.

Bei den größeren Leistungsgrößen wird die betriebswirtschaftliche Rentabilität der Eigenerzeugung in KWK-Anlagen häufig durch die niedrigen Strombezugspreise beeinträchtigt, die für die größeren und energieintensiven Unternehmen anzunehmen sind, die solche Anlagen betreiben oder in solche Anlagen investieren würden. Dies gilt insbesondere für große, stromintensive Unternehmen, die in den Genuss von verminderten Stromsteuern (auch Spitzenausgleich) und einer weitgehenden EEG-Umlagebefreiung gelangen. Besonders deutlich wird dies in den betrachteten Fällen der Dampfturbine mit 5 MWel und des GUD-Kraftwerks mit 20 MWel, bei denen es sich um Anlagen handelt, die hohe Investitionssummen erfordern, was zu relativ hohen Kapitalkosten führt..

Bei der volkswirtschaftlichen Betrachtungsweise wurden Steuern und Abgaben nicht berücksichtigt. Dadurch war in der Regel die Rentabilität der industriellen KWK-Anlagen noch geringer als in der betriebswirtschaftlichen Perspektive.

Die Rentabilität von KWK-Anlagen mit gleichzeitiger Erzeugung von Kälte über die Absorptionstechnik hängt sehr von den Jahres-

nutzungsstunden der gesamten Anlage ab. Günstigerweise könnten KWKK-Anlagen in einigen Branchen zulegen, die derzeit noch relativ geringe KWK-Anteile an dem Wärmebedarf <300°C haben (z. B. die Nahrungsmittel-Industrie, sonstige chemische Industrie).

ORC-Anlagen zur Stromerzeugung aus Abwärme existieren in der Industrie derzeit nur vereinzelt. Bei Ausnutzung der bestehenden Entwicklungspotenziale sind jedoch künftig durchaus rentable Anwendungsmöglichkeiten gegeben, insbesondere bei höheren Temperaturen der Abwärme.

Potenzialanalyse
Private Haushalte und GHD

Die Arbeiten zur Ermittlung der Potenziale der leitungsgebundenen KWK beruhen auf dem methodischen Konzept der Detailanalyse von repräsentativen Modellstädten und deren Ergebnisübertragung auf vergleichbare Städte. Dazu werden alle 4.598 Städte und Gemeindeverbände in Deutschland auf Basis von Strukturdaten in 9 ausreichend homogene Stadtkategorien eingeteilt. In der Summe repräsentieren sie einen Nutzwärmebedarf in Höhe von 762 TWh/a.

Es werden 41 Modellstädte aus 6 Bundesländern genutzt. Für alle wird ein GIS-basierter, hochaufgelöster digitaler Wärmeatlas erstellt, der viele Detailinformationen u. a. über die Gebäudemaße und -flächen, die Baualtersklasse sowie die Nutzungsart enthält. Insgesamt enthält diese Datenbasis über 1,1 Mio. Gebäude. Die hinterlegten Wärmebedarfswerte beruhen auf Typologiebildungen anhand von rund einer Viertelmillion realer Verbrauchsdaten. Für die Berechnung der Hausanschlussund Verteilnetzlängen greift das IFAM zurück auf ein eigens entwickeltes Verfahren, dessen gute Genauigkeit anhand von existierenden Netzen erfolgreich validiert werden konnte. Die Fortschreibung des Wärmebedarfs berücksichtigt Sanierungsund Neubaueffekte in einer räumlichen Differenzierung nach Gemeindeverbänden.

Alle Modellstädte werden anhand ihrer Siedlungsstruktur in räumliche Einheiten geclustert. Dabei wird für jedes Gebiet erfasst, ob es sich um ein „Insel-Cluster“ (die KWK-Anlage bedient genau die Wärmenachfrage dieses Clusters) oder Teil eines Verbundclusters (die Positionierung und Dimensionierung der KWK-Anlagen ist ein Freiheitsgrad) handelt. Insgesamt ergeben sich 1.403 Cluster.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen stets wärmeseitig; die Ergebnisse sind angegeben als spezifische Werte (Discounted Mean Value (DMV, Realwerte €2013, ohne MwSt.). Sie erfolgen für jedes Cluster nach folgender Bedingung (alle Angaben in €/MWh):

Anlegbarer Fernwärmepreis Wärmeerzeugungskosten Wärmeverteilungskosten = x €/MWh

Die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Lösung ist gegeben bei x > 0. Um die Sensitivität der Ergebnisse zu verdeutlichen, werden diese in abgestuften „Wirtschaftlichkeitsstufen“ ausgewiesen.

Die anlegbaren Fernwärmepreise ergeben sich aus Vollkostenvergleichen mit Gaskesseln für eine mittlere Zusammensetzung von unterschiedlich großen Gebäuden zu 89,5 €/MWh für die betriebswirtschaftliche und 79,4 €/MWh für die volkswirtschaftliche Betrachtungsweise.

Aus betriebswirtschaftlicher Sicht bieten größere BHKW und kleinere GuD-Anlagen die niedrigsten Wärmeerzeugungskosten, ein paritätischer Anlagenmix führt zu Erzeugungskosten in Höhe von 58 €/MWh. Bei der volkswirtschaftlichen Rechnung sinken die Erzeugungskosten mit größeren GuD-Anlagenleistungen leicht. Bei einer Anlagenzusammensetzung wie zuvor liegen die Erzeugungskosten mit 44 €/MWh deutlich niedriger.

Es werden jeweils zwei Szenarien betrachtet, einerseits zur Ermittlung der maximalen wirtschaftlichen Potenziale eine flächendeckende KWK-Versorgung der Cluster mit einem Anschlussgrad (AG) von 90 % und andererseits ein realitätsnaher Ausbaufall mit einem auf die Hälfte reduzierter Anschlussgrad von 45 %. Abbildung 1 zeigt die Szenarienergebnisse im Überblick. Dargestellt ist jeweils der Anteil des Wärmebedarfs in den wirtschaftlichen Clustern für den Referenzfall (x > 0); zum besseren Vergleich also die Anteile vor Berücksichtigung des Anschlussgrades.

Abbildung 1: Ergebnisse der Clusteranalysen zur Fernwärme- Kraft-Wärme-Kopplung

Abbildung 1: Ergebnisse der Clusteranalysen zur Fernwärme - Kraft-Wärme-Kopplung

Die Ergebnisse belegen die zu erwartende Abstufung zwischen den Stadtkategorien. Bei volkswirtschaftlicher Betrachtung ergeben sich deutlich größere Potenziale, weil die Verbesserung bei den Erzeugungskosten die Verschlechterung bei den anlegbaren Wärmepreisen deutlich überwiegt; hinzu kommen verringerte Verteilkosten. Bei einem auf 45 % verringerten Anschlussgrad verringern sich die Wärmemengenanteile der wirtschaftlichen Cluster deutlich, im Mittel um gut 50 %. Unter Einbeziehung des halbierten Anschlussgrades sinken die tatsächlich angeschlossenen Wärmemengen auf rund ein Viertel. Die Potenziale weisen eine hohe Sensibilität auf; geringfügige Änderungen der Rahmenbedingungen führen zu einer deutlichen Veränderung der Resultate.

Die Hochrechnung der KWK-Potenziale auf Deutschland ergeben bei flächendeckendem Anschluss die Werte in Tabelle 1. Auf die Städte mit mehr als 150 Tsd. Einwohner in den ABL entfällt jeweils rund die Hälfte des Potenzials.

Tabelle 1: Fernwärme-KWK-Potenziale in Deutschland bei einem Anschlussgrad von 90 %

Tabelle 1: Fernwärme-KWK-Potenziale in Deutschland bei einem Anschlussgrad von 90 %

Die Rechnungen zur Bestimmung der Potenziale der Objekt-Kraft-Wärme-Kopplung greifen auf Ergebnisse der modellhaften Kosten-NutzenAnalyse zurück und basieren auf einem Vollkostenvergleich mit einem Gaskessel. Für 8 Gebäudetypen erfolgen eine typische Anlagenauslegung und die Ermittlung der für eine Wirtschaftlichkeit der KWK-Anlage erforderlichen Mindestwärmemengen.

Weil im Regelfall die Einbindung in wärmeleitungsgebundene Systeme die wirtschaftlichere Option darstellt, werden zur Vermeidung von Doppelzählungen mit den Fernwärme-KWK-Potenzialen nur diejenigen Gebäude der Modellstädte, die sich außerhalb der in den jeweiligen Szenarien wirtschaftlichen Fernwärme-KWKClustern befinden, betrachtet.

Jedes Gebäude wird einer der 8 Typenklassen zugeordnet und einzeln auf das Wirtschaftlichkeitskriterium geprüft. Im Mittel der Stadtkategorien ergibt sich bei den Szenarien mit einem Anschlussgrad von 90 % der Anteil der mit wirtschaftlicher ObjektKWK erschließbaren Wärmemengen am Gesamtwärmebedarf einer Stadt zu:

  •   4,5 % bei betriebswirtschaftlicher Rechnung, 
  •   0,8 % bei volkswirtschaftlicher Rechnung.
    Die Anteile bei volkswirtschaftlicher Betrachtungsweise liegen aus zwei Gründen deutlich niedriger: die „Erfolgsquote“ der untersuchten Teilmengen ist deutlich niedriger, zudem sind die zur Verfügung stehenden (Cluster-)Mengen wesentlich geringer. Die Potenziale beschränken sich auf den Nichtwohngebäudebereich. Von zentraler Bedeutung ist die Stromeigennutzungsquote. Je höher diese ist, desto eher sind KWK-Anlagen ökonomisch konkurrenzfähig. Die Ergebnisse der Hochrechnung auf Deutschland ergeben sich gemäß Tabelle 2. 

Tabelle 2: Objekt-KWK-Potenziale in Deutschland in den AG 90- Szenarien

Tabelle 2: Objekt-KWK-Potenziale in Deutschland in den AG 90- Szenarien

Durch Addition der beiden Teilpotenziale Fernwärmeund ObjektKWK ergeben sich die Gesamtpotenziale in den Sektoren Private Haushalte und GHD. Die Ergebnisse für die AG 90-Szenarien sind in Tabelle 3 zusammengestellt. Bei den Anteilsangaben ist zu berücksichtigen, dass die Fernwärme-KWK-Potenziale weitere Objekte beinhalten, die auch als dezentrale KWK-Lösungen wirtschaftlich darstellbar sind.

Tabelle 3: KWK-Potenziale in Deutschland in den AG 90- Szenarien

Tabelle 3: KWK-Potenziale in Deutschland in den AG 90- Szenarien

Potenziale der industriellen KWK

Bei der zukünftigen Entwicklung der Stromund Wärmeerzeugung mittels KWK-Anlagen im Verarbeitenden Gewerbe wurden für die Periode 2012 bis 2050 zwei unterschiedliche Varianten berechnet (Basis-Szenario, vgl. Tabelle 4, und eine Politik-Variante, vgl. Tabelle 39 in Kapitel 5.2.8). Diese ergeben

  •   eine Stagnation der KWK-Anwendung bei den drei Industriesektoren Grundstoffchemie, Gewinnung von Steinen und Erden/sonstiger Bergbau und Papiergewerbe (zum Teil noch mit einem Maximum um 2020 bis 2030) sowie 
  •   eine merklich ansteigende KWK-Anwendung bei den übrigen Sektoren des Verarbeitenden Gewerbes (Nahrungsmittel-, Investitionsgüter-, Konsumund Gebrauchsgüterindustriezweige).
    Bei der Gruppe der Industriesektoren mit stagnierender KWKErzeugung steigt das Wärmeerzeugungspotenzial im BasisSzenario mit unveränderter Förderung der KWK bis zum Jahr 2030 zunächst um gut 11% (+0,6 % pro Jahr) an und sinkt anschließend bis 2050 um etwa 8 % gegenüber dem Potenzial im Jahr 2030 ab (vgl. Tabelle 4). Dadurch ergibt sich bis zum Ende der Betrachtungsperiode insgesamt ein leichter Zuwachs des KWK-Potenzials von 1,3 TWh Wärme (ca. 2 %) und 0,9 TWh Strom.
    Im Gegensatz dazu weisen die Sektoren mit ansteigendem KWKErzeugungspotenzial insgesamt betrachtet einen Anstieg von 13 TWh Wärme (5,7 % pro Jahr) bis 2030 bzw. gut 20 TWh (3,6 % pro Jahr) bis 2050 auf (vgl. Tabelle 4). Insgesamt ergibt sich durch diesen Verlauf im Jahr 2050 ein Wärmepotenzial, das durch KWKAnlagen erzeugt werden könnte, von ca. 91 TWh (+20 % gegenüber 2012) im Basis-Fall.
    Erwähnt werden muss dabei, dass im Basisjahr 2012 auf der Wärmeseite 82 % der KWK-Wärmeerzeugung und auf der Stromseite knapp 88 % der KWK-Stromerzeugung den ausgewiesenen Industriesektoren zweifelsfrei zugeordnet werden können. Somit besteht zu den offiziellen Statistiken eine Lücke von 18 % bzw. 12 %, die aufgrund von Geheimhaltungskriterien von den Autoren nicht entsprechenden Sektoren zugewiesen werden konnten. Die Potenzialentwicklung der nicht zuordenbaren KWK-Erzeugung wird dann ausgehend von der realen Datenlage in 2012 mit Hilfe der durchschnittlichen Wachstumsraten der gesamten Industrie (vgl. Tabelle 4) bis 2050 projiziert, um einen vollständigen Gesamteindruck zu ermöglichen. 

Tabelle 4: Potenziale der Wärme- und Stromerzeugung mittels KWK-Anlagen im Verarbeitenden Gewerbe in Deutschland für die Jahre 2012 – 2050, Basis- Szenario

Tabelle 4: Potenziale der Wärme- und Stromerzeugung mittels KWK-Anlagen im Verarbeitenden Gewerbe in

Der Zuwachs der KWK-Anlagen in der Industrie zwischen 2030 und 2040 verlangsamt sich deutlich. Nach 2040 stagniert der Bestand infolge des Rückbaus der KWK-Anlagen in den Branchen mit hohen gegenwärtigen KWK-Anteilen, der kompensiert wird durch das weitere Anlagenwachstum in den Branchen mit höheren Wachstumspotenzialen

Mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Stromund Wärmeversorgungssystem

Durch den weiter wachsenden Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien im Stromsystem ergibt sich für das Stromsystem ein verändertes Anforderungsprofil dem sich auch die KWK-Anlagen langfristig stellen müssen. Dieses Anforderungsprofil näher zu beschreiben war Gegenstand des ersten Analyseschritts.

Im zweiten Schritt wurden die technischen Konzepte von KWKAnlagen hinsichtlich ihrer Flexibilität und ihrer Häufigkeit in der praktischen Anwendung ausgewertet. Eine Analyse der heute bereits genutzten technischen Flexibilität von KWK-Anlagen im Abgleich zu typischen Strommarktsituationen, die historisch aufgetreten sind, verdeutlicht die Rolle der KWK im heutigen Strommarkt.

In Verbindung mit der Betrachtung der KWK im Wärmemarkt erfolgt die Einordnung der zukünftigen Rolle der KWK im Gesamtsystem. Hierzu wird unter der Berücksichtigung der Potenzialanalyse im Wärmemarkt zunächst eine Einordnung im Vergleich zur KWK-kompatiblen Stromerzeugung in den Szenarien der energiewirtschaftlichen Referenzprognose vorgenommen.

Darüber hinaus wird in einer stündlichen Betrachtung die mögliche KWK-Erzeugung bei hohen Anteilen erneuerbarer Energieträger simuliert ohne das fluktuierende erneuerbare Energien abgeregelt werden. Dadurch wird die stromseitige Begrenzung der KWKErzeugung langfristig abgeschätzt. Diese Analyse ist schließlich Grundlage für die Berechnung der CO2-Einsparung der gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme im zukünftigen Energiesystem.

Die einzelnen Analyseschritte kommen zu folgenden zentralen Ergebnissen:

Anforderungen an das Stromsystem der Zukunft

Durch den wachsenden Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien im Strommarkt ergeben sich für das Stromsystem drei zentrale Herausforderungen: Neben der Vermeidung von volkswirtschaftlich ineffizienten systematischen Strom-Überschüssen und der Refinanzierung der Leistungsabsicherung im Strommarkt stellt die Bereitstellung von Systemdienstleistungen eine zentrale Herausforderung dar. Hieraus ergeben sich auch an die KWKStromerzeugung entsprechende Flexibilitätsanforderungen, die zur effizienten Einbindung in das Stromsystem der Zukunft notwendig sind.

Technische Konzepte zur Flexibilisierung der KWK-Anlagen

Die KWK-Stromerzeugung bietet als Teil von zumeist großen Wärmeversorgungssystemen in der Industrie und in der allgemeinen Versorgung über Anlagenkonzepte, Wärmespeicher und Spitzenkessel ausreichend technische Flexibilität um langfristig auch in einem System mit hohen Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien bestehen zu können. Die Anwendungen in der Objektversorgung verfügen über die gleichen technischen Flexibilitätsoptionen.

Derzeitige Nutzung der Flexibilität von KWK-Anlagen zur Vermeidung der Abregelung von EE-Anlagen

Derzeit kann keine systematisch durch die KWK verursachte technisch bedingte Inflexibilität im Stromsystem festgestellt werden. Vielmehr korrespondiert insbesondere das Erzeugungsprofil der KWK in der allgemeinen Versorgung sehr gut mit Einspeisung der erneubaren Energien. Bei der Ausnutzung der technischen Möglichkeiten der Flexibilisierung der KWK-Anlagen ist damit auch in

Zukunft nicht zurechnen. Heute noch nicht umfassend genutzte technische Möglichkeiten zur flexiblen Fahrweise von KWKAnlagen liegen nahezu ausschließlich in der noch nicht gegebenen wirtschaftlichen Attraktivität begründet. Insbesondere Eigenerzeugungskonzepte, bei nicht-privilegierten Endkunden reagieren im Vergleich zu im Strommarkt vermarkteten Anlagen erst bei deutlich ausgeprägteren Strompreissignalen. Der Anteil dieser Anlagen im Bestand ist jedoch immer noch gering. Schätzungsweise betrifft dies ein Drittel der industrielle KWK-Stromerzeugung (10 TWh) und den größten Teil der Stromerzeugung der Anlagen unter 1 MW (5 TWh).

KWK im Wärmemarkt

Derzeit werden im Wärmemarkt rund 15% aus KWK-Anlagen erzeugt. Langfristig bietet die KWK insbesondere in verdichteten Räumen eine günstige Option die Wärmebereitstellung ressourcenschonend und CO2-arm bereitzustellen. langfristig sollte jedoch zur Ausschöpfung der wärmeseitigen Potenziale der EE-Anteil in der Fernwärmebereitstellung erhöht werden. Power-to-HeatKonzepte können in diesem Zusammenhang auch die Integration hoher fluktuierender EE-Anteile im Strommarkt begünstigen

Langfristige Rolle der Kraft-Wärme-Kopplung im Gesamtsystem

Historisch betrachtet war die Nutzung der KWK-Technik zumeist durch die unzureichende Ausnutzung bestehender Wärmesenken begrenzt. Diese Beschränkung auf der Wärmeseite wird langfristig in Zukunft durch die wachsenden Anteile der fluktuierenden erneuerbaren Energieträger auf der Stromseite ergänzt. Mit der technischen Flexibilität leisten die KWK-Anlagen auch langfristig einen volkswirtschaftlich sinnvollen Beitrag zur effizienten und ressourcenschonenden Versorgung mit Strom und Wärme. Durch die Nutzung zusätzlicher Flexibilitätsoptionen im Stromsystem wie dem grenzüberschreitenden Stromhandel oder die Nutzung von Power-to-Heat-Anwendungen kann das bisher noch nicht genutzte Potenzial der KWK-Technik weiter ausgebaut werden. Das bisherige Zielsystem zur Förderung der KWK-Anlagen erweist sich aufgrund der Verschiebungen im Stromsystem als wenig passend. Eine Umstellung der Zielgröße auf die KWK-kompatible Stromerzeugung erscheint vor dem Hintergrund der wachsenden Anteile fluktuierender Stromerzeugung sinnvoll.

CO2-Einsparungen durch KWK

Darüber hinaus trägt die KWK auch weiterhin deutlich zur CO2Einparung bei. Selbst wenn langfristig im deutschen Strommarkt nur noch Gaskraftwerke im Strommix verdrängt werden besteht weiterhin gegenüber der ungekoppelten Erzeugung ein erheblicher Vorteil in der CO2-Bilanz.

Evaluierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz

Sachliche Beurteilung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 2014

Im KWKG ist für das Jahr 2014 eine Zwischenüberprüfung vorgesehen. Dabei sollen insbesondere die Erreichung der energieund klimapolitischen Ziele der Bundesregierung, die Rahmenbedingungen für den Betrieb von KWK-Anlagen sowie die jährlichen Zuschlagszahlungen untersucht werden.

Das folgende Kapitel enthält die Darstellung der Entwicklung der KWK-Stromerzeugung in den zurückliegenden 10 Jahren (Kapitel 7.1) sowie die Auswertung der nach dem KWKG geförderten KWK-Anlagen, Wärmeund Kältespeicher sowie Wärmeund Kältenetze seit dem Jahr 2003 bzw. 2009 (Kapitel 7.2 bis 7.4). Auf Basis dieser Informationen sowie den durchgeführten Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit (Kapitel 7.5) erfolgt eine Prognose der Stromerzeugung aus KWK und der Kosten der KWKG-Umlage bis zum Jahr 2020 (Kapitel 7.6). Abschließend werden Empfehlungen zur Weiterentwicklung des KWKG abgegeben (Kapitel 0).

Anteil der Kraft-Wärme-Kopplung an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland

Die KWK hatte im Jahr 2013 mit einer Nettostromerzeugung von 96,4 TWh (2003: 82,4 TWh) einen Anteil von etwa 16,2 % (2003: 14,2 %) an der Nettostromerzeugung in Deutschland. Dabei ist die KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung in der letzten Dekade stagnierend bzw. leicht sinkend. Die industrielle KWKStromerzeugung, KWK-Anlagen unter 1 MW und Biogene KWK legen dagegen deutlich zu und tragen den insgesamt leichten Zuwachs der KWK. Die CO2 -Einsparung durch die gekoppelte Erzeugung der KWK-Anlagen lag gegenüber der ungekoppelten Referenzerzeugung im Jahr 2013 bei rund 56 Mio. Tonnen.

Nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen

Das KWKG kennt aktuell drei unterschiedliche Fördertatbestände für KWK-Anlagen. Dies sind der Neubau, die Modernisierung und die Nachrüstung von KWK-Anlagen.

Mit der KWKG-Novelle 2009 steigen der geförderte Zubau und die Modernisierung auf ein Niveau von zusammen über 500 MW pro Jahr. Nach der Novelle des KWKG im Jahr 2012 stieg dieser Wert im Jahr 2013 auf knapp 1.100 MW, was hauptsächlich aus einem steigenden Modernisierungsvolumen bei Anlagen ab 2 MW beruht.

Auf die Modernisierung von Anlagen mit mehr als 2 MW elektrischer Leistung entfallen 42 % der gesamten seit 2012 geförderten KWK-Leistung. Der Neubau in diesem Segment repräsentiert 27 % der geförderten KWK-Leistung. In den Bereichen unterhalb von
2 MW spielt die Modernisierung nur eine untergeordnete Rolle. Auf Neubauanlagen zwischen 50 kW und 2 MW entfallen etwa 23 %

der geförderten KWK-Leistung und auf das Segment unterhalb von 50 kW etwa 6 %. Die Nachrüstung spielt mit nur einem Förderfall keine Rolle.

Die Objektund Industrie-KWK haben sich in den letzten Jahren dynamisch entwickelt, wobei das Leistungssegment von 50 kW bis 2 MW die höchsten Zuwachsraten verzeichnet. Für diese Entwicklung dürften die Erhöhung des KWK-Zuschlags im Rahmen der KWKG-Novelle 2012 sowie die im Zeitraum von 2010 bis 2014 stark gestiegene EEG-Umlage verantwortlich sein, die die Eigennutzung des erzeugten Stroms wirtschaftlich interessanter geh

macht haben.

Nach dem KWKG geförderte Wärmeund Kältenetze

Der Ausbau von Wärmenetzen ist ein wichtiger Grundpfeiler für den Erhalt und Ausbau der KWK, da er den Wärmeabsatz steigert bzw. ihn vor dem Hintergrund der Erfolge der Wärmedämmung von Gebäuden und Prozessen und der effizienten Wärmeanwendung stabilisiert. Mit der künftigen Integration von großen Solarthermieanlagen, Geothermie und power-to-heat können Wärmenetze neben der verstärkten Nutzung von Biomasse helfen, das KWK-System noch weiter zu dekarbonisieren.

Der Bau von Wärme-und Kältenetzen wird seit 2009 im KWKG gefördert. Mit der Novellierung des KWKG im Jahr 2012 wurde der maximal mögliche Investitionszuschuss von 20 % auf maximal
30 % bzw. 40 % für Netze mit einem Nenndurchmesser von unter 100 Millimetern erhöht. Gefördert werden Wärmenetze, in denen der KWK-Anteil der eingespeisten Wärme mindestens 60 % beträgt.

In den Jahren 2009 bis 2011 wurden im Mittel
400 Trassenkilometer in Betrieb genommen. Nach der Novelle des KWKG im Jahr 2012 stieg dieser Wert sprunghaft auf gut
800 Trassenkilometer pro Jahr. Gefördert werden der Neubau, der Ausbau, der Netzzusammenschluss und die Netzverstärkung wobei der Ausbau mit 54% und der Neubau mit 40% der Trassenkilometer das Geschehen dominieren. Während in Neubauvorhaben ein hoher Anteil erneuerbarer Energieträger festzustellen ist, werden Ausbauvorhaben eher fossil gespeist. Bislang wurden ausschließlich Wärmenetze gefördert.

Nach dem KWKG geförderte Wärme und Kältespeicher

Die anlagentechnische Verbindung von thermischen Speichern mit strommarktgeführten KWK-Anlagen kann einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung der KWK-Anlagen leisten. Sie ermöglichen eine phasenweise Entkopplung der KWKStromproduktion vom Wärmebzw. Kältebedarf.

Mit der Novellierung des KWKG im Jahr 2012 wurde erstmals die Förderung von Wärmeund Kältespeichern in Form eines Investitionszuschusses im KWKG von maximal 30% der ansatzfähigen Investitionskosten und maximal 5 Millionen Euro je Projekt verankert. Seit Beginn der Förderung wurden 89 Speicherprojekte mit einem Gesamtspeichervolumen von etwa 8.100 m3 fertiggestellt. Weitere 81 Wärmespeicher mit einem Volumen von etwa 53.000 m2 befinden sich derzeit noch im Zulassungsverfahren. Weiterhin gibt es bekannte Planungen zum Bau von vielen weiteren Speichern mit einem Volumen von etwa 230.000 m3. Bislang wurden

ausschließlich Wärmespeicher gefördert.

Die bereits umgesetzten bzw. absehbaren Speicher mit einem Gesamtvolumen von knapp 300.000 m3 decken bereits etwa 7% des bis 2050 notwendigen Speichervolumens von geschätzten 4 Mio. m3 ab [Prognos 2013].

Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen

Ein kostendeckender Anlagenbetrieb ist für die öffentliche Fernwärmeversorgung unter den dargestellten Rahmenbedingungen in der kurzfristigen Perspektive bis 2020 nur für moderne SteinkohleKWK-Anlagen möglich. Mit Gas befeuerte KWK-Anlagen sind ohne Förderung in keinem der betrachteten Fälle wirtschaftlich. Mit Förderung erzielen nur Anlagen mit einem hohen elektrischen Wirkungsgrad einige Jahre einen positiven Deckungsbeitrag. Ab 2017 ist dies aufgrund der sich immer weiter annähernden Gasund Strompreise bei keiner Anlage mehr möglich. Ein Neubau von öffentlichen KWK-Anlagen für die Fernwärmeversorgung mit einer elektrischen KWK-Anlagenleistung von mehr als 10 MW ist momentan nicht refinanzierbar.

Größere Objektund Industrie-KWK-Anlagen können hingegen unter den heutigen Förderbedingungen in geeigneten Einsatzbereichen wirtschaftlich errichtet und betrieben werden. In vielen Anwendungsfällen ergeben sich auch ohne KWK-Förderung ausreichend hohe Projektrenditen. Die höchsten Projektrenditen werden erzielt, wenn die Anlagen eine hohe Auslastung erreichen und darüber hinaus ein großer Anteil des Stroms vom Betreiber selbst

genutzt werden kann. Dies ist zumeist in Industriebetrieben mit einem hohen und möglichst konstanten Stromund Wärmebedarf der Fall.

Verbraucher in der energieintensiven Industrie beziehen wegen der Befreiung von Umlagen ihren Strom zu geringen Kosten, so dass der Betrieb einer neuen KWK-Anlage zwar positive Projektrenditen erwarten ließe, diese aber meist deutlich unter der notwendigen Mindestrendite für eine Umsetzung des Projekts liegen. In diesem Segment könnte eine Anpassung der Förderung neue Impulse geben.

Kleinere Anlagen, vor allem in Wohnungsobjekten erreichen unter den heutigen Bedingungen keine positiven Projektrenditen. Bei negativen Projektrenditen werden Anlagen nur in Einzelfällen unter Einbeziehung nicht-monetärer Bewertungsmaßstäbe realisiert. Kleine bis mittelgroße Anlagen der Objektversorgung können zwar positive Projektrenditen erreichen, diese unterschreiten jedoch häufig die geforderte Mindestrendite, so dass eine Realisierung dieser Projekte in der Regel nicht zu erwarten ist. Insgesamt sind Anlagen in GHD und Wohngebäuden nur in ausgewählten Fällen wirtschaftlich. In der Objektversorgung hängt die Wirtschaftlichkeit sehr stark von der Stromeigennutzungsquote der Anlagen ab. In

bestimmten Anwendungsbereichen wie Hotels oder Krankenhäusern können sehr gute Projektrenditen erreicht werden. In Bereichen wie z. B. der Wohnungswirtschaft lassen sich hingegen Projekte nur sehr schwierig realisieren.

Die Gründe hierfür liegen einerseits in den höheren spezifischen Kosten der kleineren Anlagen und andererseits in der niedrigeren Eigennutzungsquote des erzeugten Stroms.

Prognose der KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020

Die Prognose baut auf die heutige KWK-Stromerzeugung auf. Sie berücksichtigt die wesentlichen Entwicklungen in den KWKBereichen allgemeine Versorgung, industrielle KWK sowie biogene und kleine KWK. Die Prognose berücksichtigt die heute bekannten Neubauprojekte und die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung sowie die im EEG 2014 beschlossenen Änderungen zum Eigenverbrauch. Das KWKG wird in seiner heutigen Form fortgeschrieben. Nicht berücksichtigt werden mögliche Effekte einer zukünftigen Einführung eines Kapazitätsmarktes.

Die KWK-Nettostromerzeugung bleibt bis zum Jahr 2020 in etwa auf dem aktuellen Niveau. Die KWK wird sich in den einzelnen Anwendungsfällen unterschiedlich entwickeln. Bei den KWKAnlagen der allgemeinen Versorgung führt die wirtschaftliche Situation voraussichtlich zu einem Rückgang der KWK-Stromerzeugung während für den Bereich der industriellen KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 noch ein leichter Anstieg gegenüber dem

aktuellen Niveau erwartet wird. Attraktive Potenziale ergeben sich insbesondere bei Unternehmen und Branchen mit hohen Strombezugskosten bei gleichzeitig hohem Wärme und Stromverbrauch.

3. Aufgabenstellung und Vorgehensweise für die KWK-Studie

Die EU-Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU2) sieht vor, dass die Mitgliedstaaten bis spätestens zum 31. Dezember 2015 eine umfassende Bewertung des Potenzials für den Einsatz der hocheffizienten KWK und der effizienten Fernwärme und Fernkälteversorgung durchführen und diese der Europäischen Kommission mitteilen. Artikel 14 Absatz 3 sieht zudem vor, dass die Mitgliedstaaten eine Kosten-Nutzen-Analyse für ihr gesamtes Hoheitsgebiet durchführen, in der die ressourcen und kosteneffizientesten Lösungen zur Deckung des Wärme und Kälteversorgungsbedarfs unter Berücksichtigung der klimatischen Bedingungen, der wirtschaftlichen Tragfähigkeit und der technischen Eignung ermittelt werden sollen.

Darüber hinaus soll das KWK-Gesetz nach § 12 des gültigen KWK-Gesetzes im Jahr 2014 evaluiert werden.

Das Ministerium für Wirtschaft und Energie hat vor diesem Hintergrund beschlossen, die Potenzial und Kosten-Nutzen-Analyse auf das Jahr 2014 vorzuziehen, hieraus Schlussfolgerungen zur möglichen Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem abzuleiten und diese mit der gesetzlich vorgesehenen Evaluierung des KWKG zu verbinden.

Ziel dieses Projektes ist die Erstellung einer umfassenden Studie als Grundlage für die Entscheidungen der Bundesregierung. Die Studie umfasst die folgenden Bausteine, die inhaltlich aufeinander aufbauen:

  •  Kosten-Nutzen-Analyse, 
  •  Potenzialanalyse für die KWK, 
  •  Mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem und 
  •  Zwischenevaluierung des KWKG.
  • Diese Studie verwendet für alle Berechnungen einheitliche Rahmenannahmen. Hierzu zählen neben den energiewirtschaftlichen Leitlinien der zukünftigen Entwicklung einerseits die darauf basierenden Annahmen zur Preisentwicklung von Brennstoffen, CO2Zertifikaten sowie, daraus abgeleitet, von Großhandels und Verbraucherpreisen. Andererseits arbeitet die Studie mit einem einheitlichen typologischen Ansatz zu den technischen Parametern und Kosten der untersuchten KWK-Anlagen. 

Kosten-Nutzen-Analyse

Das Ziel der Kosten-Nutzen-Analyse in Kapitel 4 ist, Versorgungsoptionen zu vergleichen und die kosteneffizientesten Optionen zu ermitteln. Die Analyse erfolgt über eine Kapitalwertbetrachtung sowohl unter volkswirtschaftlichen als auch unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten, die sich wie folgt unterscheiden:

  •  Die volkswirtschaftliche Betrachtung hat als Bezugsrahmen den gesamten Wirtschaftraum Deutschland. Dabei werden die Auswirkungen politisch bedingter Rahmensetzungen (Steuern, Abgaben, Förderung) nicht berücksichtigt. Die Analysen dienen der Erfüllung der Berichtspflichten der EUKommission. 
  •  Die betriebswirtschaftliche Betrachtung nimmt die jeweilige Entscheiderperspektive ein; der Bezugsrahmen ist das eigene Versorgungsgebiet, Unternehmen oder Gebäude. Diese Betrachtung bildet im Gegensatz zur volkswirtschaftlichen Sicht den aktuellen Rechtsrahmen (z. B. steuerliche Vorschriften) vollständig ab. Hinzu kommen abweichende Zinsansätze, welche die individuellen Renditeerwartungen der Akteure widerspiegeln.

  • Wegen der Vielzahl von Einsatzmöglichkeiten der Kraft-WärmeKopplung können nur beispielhafte KWK-Anlagen in typischen Einsatzfällen betrachtet werden. Grundsätzlich wird dabei zwischen Anwendungen in privaten Haushalten, Anwendungen im Bereich GHD und Industrieanwendungen unterschieden.
  • Die Kosten-Nutzen-Analyse erfolgt ohne einen direkten Bezug zu Mengengerüsten – im Gegensatz zur sich anschließenden Potenzialanalyse, bei der es um die Auswirkungen der (aktuellen) Wirtschaftlichkeitsvergleiche geht.

  • Potenzialanalyse
  • Die in Kapitel 5 durchgeführte Potenzialanalyse basiert auf den Ergebnissen der Kosten-Nutzen-Analyse und zeigt auf, welche Mengenentwicklungen sich für Deutschland insgesamt daraus ergeben können. Die im Rahmen der Kosten-Nutzen-Analyse ermittelten Kostenfunktionen schaffen wesentliche Grundlagen für die Potenzialabschätzung.
  • Die Ermittlung der Potenziale der leitungsgebundenen KWK in den Bereichen Private Haushalte und GHD beruhen auf dem methodischen Konzept der Detailanalyse von 41 repräsentativen Modellstädten und deren Ergebnisübertragung auf vergleichbare Städte. Die Fortschreibung des Wärmebedarfs berücksichtigt Sanierungsund Neubaueffekte. 

 

Die Potenziale der Objekt-KWK basieren auf einem Vollkostenvergleich mit einem Gaskessel für 8 typische Anwendungsfälle. Zur Vermeidung von Doppelzählungen mit den Fernwärme-KWKPotenzialen kommen nur diejenigen Gebäude der Modellstädte in Betracht, die sich außerhalb der wirtschaftlichen Fernwärme-KWKClustern befinden.

Die Potenzialermittlung für die Industrie erfolgt mittels einer Analyse des Wärmebedarfs der einzelnen Industriebranchen im für KWK interessanten Temperaturbereich bis zu 300°C und seiner künftigen Entwicklung aufgrund der Produktionsentwicklung sowie struktureller und technischer Einflüsse. Mit auf den Wirtschaftlichkeitsberechnungen beruhenden Annahmen zu den eingesetzten Techniken – vorwiegend Blockheizkraftwerke und Gasturbinen – und deren spezifischen Verhältnissen von Stromund Wärmeerzeugung kann daraus die resultierende KWK-Stromerzeugung abgeleitet werden.

 

Mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem

Aufbauend auf die Ergebnisse der Potenzialanalyse sowie der Kosten-Nutzen-Analyse wird in Kapitel 6 die mögliche Rolle der KWK im zukünftigen Strom und Wärmeversorgungssystem analysiert. Die Analyse konzentriert sich auf die KWK-Stromerzeugung, da diese in der Potenzialanalyse aus dem über KWK gedeckten Wärmebedarf abgeleitet wird.

Ausgangspunkte dieser Betrachtung sind für die KWK deshalb einerseits das ermittelte Stromerzeugungspotenzial und andererseits die sich ändernden Anforderungen an das Stromsystem insgesamt. Die fortschreitende Integration zunehmender Anteile erneuerbarer Energien erfordert für alle regelbaren Kraftwerke eine flexiblere Fahrweise. Zudem wird der Bedarf an Regelenergie und Systemdienstleistungen steigen.

Für die KWK wird deshalb zunächst untersucht, welche technischen Konzepte zur Flexibilisierung der KWK bestehen bzw. bereits umgesetzt wurden und in welchen Einsatzbereichen die Flexibilität der KWK heute bereits genutzt wird. Darüber hinaus wird anhand von typischen Erzeugungsprofilen der Fernwärme und der erneuerbaren Energien auf stündlicher Basis analysiert, inwieweit sich deren Erzeugungsmaxima überschneiden und dadurch behindern bzw. zeitlich versetzt auftreten und ergänzen.

Aufbauend auf diese Grundlagen wird analysiert, in welchem Umfang die ermittelten KWK-Potenziale in das zukünftige Stromsystem integrierbar sind und welche Rolle die KWK im zukünftigen Stromsystem, auch bei der Bereitstellung von System und Versorgungssicherheit einnehmen kann. Hierfür wird auch auf die Ergebnisse aktueller Studien zurückgegriffen.

Ein wesentlicher Vorteil der KWK ist heute die mit der gekoppelten Strom und Wärmeerzeugung verbundene CO2-Einsparung gegenüber ungekoppelten Systemen. Zukünftige Änderungen im Energieträgermix zur Strom und Wärmeerzeugung werden die Emissionsbilanz der KWK und ihrer Referenzsysteme beeinflussen. Für die KWK wird deshalb untersucht, in welchem Maße aus dem KWK-Betrieb auch langfristige positive Effekte auf die CO2Emissionen hervorgehen.

 

Zwischenevaluierung des KWKG

In Kapitel 7 wird – aufbauend auf die Ergebnisse der Potenzial und Kosten-Nutzen-Analyse und unter Berücksichtigung der zukünftig möglichen Rolle der KWK in Deutschland – die wissenschaftliche Grundlage für die entsprechende Beurteilung der Bundesregierung erstellt.

Für die Zwischenevaluierung wird der Fokus stärker auf die Vergangenheit und die nähere Zukunft gelegt. Einerseits ist die Entwicklung der KWK und der Abruf der KWKFörderung der letzten Jahre von Bedeutung, da aus ihr die Wirkungen des KWKG abgelesen werden können, andererseits ist gerade die kurzfristige Perspektive bis zum Jahr 2020 entscheidend für die Weiterentwicklung der KWK. Insbesondere folgende Punkte werden analysiert:

  •  Anteil der Stromerzeugung in KWK-Anlagen an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland, 
  •  Entwicklung des über das KWKG geförderten KWK Anlagenbestands sowie der Netze und Speicher, 
  •  Wirtschaftlichkeit des Betriebs von KWK-Anlagen, differenziert nach Anlagenklassen und Nutzungsart unter Berücksichtigung der Erlöse aus Strom und Wärmeerzeugung sowie ggf. der Förderung nach KWKG, 
  •  Entwicklung des KWK-Anteils und der Kosten der KWKGUmlage bis zum Jahr 2020.
    Aufbauend auf diese Analyse werden Empfehlungen zur Weiterentwicklung des KWKG für die einzelnen Einsatzbereiche sowie zu Maßnahmen außerhalb des KWKG formuliert. 

4. Kosten-Nutzen-Analyse

Die Kosten-Nutzen-Analyse wird durchgeführt, weil sie durch die EU-Effizienzrichtlinie gefordert wird. Ziel ist, Versorgungsoptionen zu vergleichen und die kosteneffizientesten Optionen zu ermitteln. Die Analyse erfolgt sowohl unter volkswirtschaftlichen, als auch unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten über eine Kapitalwertbetrachtung.

 

Private Haushalte und GHD

Bei der Kosten-Nutzen-Analyse von KWK-Anlagen in der Objektversorgung erfolgt ein Vergleich mit einem Gaskessel sowie mit einer Wärmedämmung des Gebäudes und einem entsprechend kleineren Gaskessel. Wärmepumpen sind nur im Neubau eine relevante Alternative. Für den Bereich Wohnen werden vier Ein- und acht Mehrfamilienhäuser betrachtet; im Bereich GHD sind es drei beispielhaften Anwendungsfälle.

Für die KWK in der Objektversorgung ist festzustellen, dass im Bereich privater Haushalte unter den zu Grunde gelegten Rahmenbedingungen ein wirtschaftlicher Einsatz eines BHKW nicht gegeben ist. Dies gilt sowohl für die volkswirtschaftliche als auch (weniger ausgeprägt) für die betriebswirtschaftliche Betrachtungsweise. Durch die geringeren spezifischen Investitionskosten von größeren BHKW schneiden die größeren Mehrfamilienhäuser jeweils besser ab als kleinere Wohngebäude. Im Bereich GHD zeigt sich, dass eine Wirtschaftlichkeit von BHKW sehr von den Voraussetzungen des spezifischen Objektes und der Betrachtungsweise abhängt; verallgemeinernde Aussagen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen sind deshalb nicht möglich.

Für die ausgewählten Beispiele weist eine Wärmedämmung bei volkswirtschaftlicher Betrachtung ähnliche Kapitalwerte auf wie die Gaskessel-Option. Mit den zu Grunde gelegten Zinssätzen der betriebswirtschaftlichen Variante ist die Wärmedämmung in den Musterfällen wirtschaftlich keine Alternative. Diese Ergeb-

nisse sind nicht pauschalierbar, weil die Vergleiche erheblich vom Gebäudezustand, den umgesetzten Maßnahmen und Annahmen wie z. B. den eigenen Zinserwartungen abhängen.

Die Kapitalwerte der Wärmepumpen liegen bei volkswirtschaftlicher Betrachtung wenig bis deutlich und bei betriebswirtschaftlicher Betrachtung erheblich über denen der Gaskessel-Option.

Für wärmleitungsgebundene KWK-Anlagen ist die Vielfalt der in der Realität vorkommenden Siedlungstypen und anzurechnenden Wärmeverteilkosten sehr groß; die Kosten-NutzenAnalyse erfolgt deshalb im Rahmen der Potenzialanalyse.

Industrielle KWK

Die mit industriellen KWK-Anlagen erreichbaren Stromgestehungskosten sind eine entscheidungsrelevante Größe aus Sicht der Investoren und Anlagenbetreiber. Ihre Ermittlung ist somit von essentieller Bedeutung für die Abschätzung von KWKPotenzialen in der Industrie. Hierbei wird die entstehende Wärme mit den Kosten einer getrennt erzeugten Wärme bewertet.

Für sechs exemplarisch ausgewählte Anlagentypen drei Blockheizkraftwerke unterschiedlicher elektrischer Leistung zwischen

50 kWel und 2 MWel, eine Dampfund eine Gasturbine sowie ein GuD-Kraftwerk mit Nennleistungen zwischen 5 MWel und 20 MWel wurden die Stromgestehungskosten ermittelt und den Strombezugskosten gegenüber gestellt, die für industrielle Investoren / Anwender alternativ zur Stromeigenerzeugung gelten würden.

Die Ergebnisse verdeutlichen die Bedeutung der bestehenden KWK-Förderung für die Rentabilität der Anlagen, insbesondere der kleinsten BHKW-Anlage mit 50 kWel. Bei größeren Anlagen wird die Rentabilität der Eigenerzeugung in KWK-Anlagen häufig durch die niedrigen Strombezugspreise beeinträchtigt, die für die großen und energieintensiven Unternehmen zutreffen. Hier machen sich die Vergünstigungen bei EEG-Umlage oder den Steuererleichterungen/ -befreiungen bei den Strom und Energiesteuern bemerkbar. Die Ergebnisse der Kosten und Rentabilitäts-Berechnungen führen zu dem Schluss, dass ein Wachstum der industriellen KWK künftig in erster Linie durch Blockheizkraftwerke und Gasturbinen mit Leistungen bis zu etwa 5 MW getragen werden dürfte.

Ergänzend zur Rentabilitätsberechnung aus Sicht eines Investors (betriebswirtschaftliche Betrachtung) wurde eine volkswirtschaftliche Kosten-Nutzen-Analyse durchgeführt. Bei dieser wurde mit Energiepreisen gerechnet, die von jeglichen Steuern, Abgaben und Umlagen (EEG und KWK-Umlage) befreit sind. Die hier vorgenommene volkswirtschaftliche Betrachtung hat al-

lerdings den Nachteil, dass energie und klimapolitisch gewünschte Veränderungen des Energiesystems und die Vermeidung von hohen Adaptationskosten und Schadenskosten in den Preisen nicht berücksichtigt werden.

 

Die Kosten-Nutzen-Analyse wird durchgeführt, weil sie durch die EU-Effizienzrichtlinie gefordert wird. Ziel ist, die unterschiedlichen KWK-Einsatzfälle hinsichtlich ihrer Gesamtkosten zu untersuchen und anderen Versorgungsoptionen vergleichend gegenüberzustellen, um die kosteneffizientesten Optionen zu ermitteln. Die Analyse erfolgt über eine Kapitalwertbetrachtung (Net Present Value) sowohl unter volkswirtschaftlichen, als auch unter betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten, welche sich wie folgt unterscheiden:

  •  Die volkswirtschaftliche Betrachtung hat als Bezugsrahmen den gesamten Wirtschaftraum Deutschland. Dabei werden die Auswirkungen politisch bedingter Rahmensetzungen (Steuern, Abgaben, Förderung) nicht berücksichtigt. Die Analysen dienen der Erfüllung der Berichtspflichten der EUKommission. 
  •  Die betriebswirtschaftliche Betrachtung nimmt die jeweilige Entscheiderperspektive ein; der Bezugsrahmen ist das eigene Versorgungsgebiet, Unternehmen oder Gebäude. Diese Betrachtung bildet im Gegensatz zur volkswirtschaftlichen Sicht den aktuellen Rechtsrahmen (z. B. steuerliche Vorschriften) vollständig ab. Hinzu kommen abweichende Zinsansätze, welche die individuellen Renditeerwartungen der Akteure widerspiegeln.
  • Die berücksichtigten Kostenkomponenten, die für jedes Jahr berechnet und sodann in den Kapitalwert der gesamten Wärmeerzeugungskosten einfließen, sind in Tabelle 5 dargestellt.
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    Sowohl für die volks- als auch für die betriebswirtschaftliche Betrachtung sind die getroffenen Annahmen zu den Zinssätzen der Tabelle 6 zu entnehmen. 

     

     

 Volkswirtschaftlich positive Ergebnisse weisen darauf hin, dass sich eine Umsetzung der ermittelten Potenziale gesamtwirtschaftlich lohnen würde. Der Vergleich zwischen betriebswirtschaftlicher Sicht und volkswirtschaftlicher Sicht liefert Informationen über Notwendigkeiten und Wirkungen möglicher politischer Eingriffe, um die eine oder andere Option zu befördern, d. h. die Rahmenbedingungen für die zu tätigenden KWK und Fernwärmeinvestitionen in einem Maße zu verbessern, dass die Diskrepanz vermindert oder sogar aufgehoben wird.

Wegen der Vielzahl von Einsatzmöglichkeiten der Kraft-Wärme-Kopplung können nur beispielhafte KWK-Anlagen in typischen Einsatzfällen betrachtet werden. Die untersuchten Optionen ergeben sich aus den Anforderungen des Auftraggebers und den in den einzelnen Teilmärkten relevanten bzw. dominierenden Alternativen. Grundsätzlich wird dabei zwischen Anwendungen in privaten Haushalten, Anwendungen im Bereich GHD und Industrieanwendungen unterschieden.

Die Kosten-Nutzen-Analyse erfolgt ohne einen direkten Bezug zu Mengengerüsten – im Gegensatz zur sich anschließende Potenzialanalyse, bei der es um die Auswirkungen der (aktuellen) Wirtschaftlichkeitsvergleiche geht. Die im Rahmen der Kosten-Nutzen-Analyse ermittelten Kostenfunktionen schaffen wesentliche Grundlagen für die Potenzialabschätzung.

Tabelle 5: Berücksichtigte Kosten- bzw. Ausgabenkomponenten für die volks- und betriebswirtschaftliche Kosten- Nutzen-Analyse

Quelle: IFAM
KWKG-Zuschlag Nein Ja
Kosten/Ausgaben Volkswirtschaftliche Betrachtung Betriebswirtschaftliche Betrachtung
Investitionskosten Ja Ja (mit MwSt. im Bereich privater Haushalte)
Betriebskosten Ja Ja (mit MwSt. im Bereich privater Haushalte)
Brennstoffkosten Ohne Steuern Mit allen relevanten Steuern
Rückerstattung Energiesteuer Nicht relevant Ja, wenn Pel kleiner 2 MW
CO2-Abgabe Nein Ja
Kosteneinsparung Eigenverbrauch Ja Ja
Einnahmen Stromverkauf Ja Ja
Netzentgelte Ja Ja
EEG-Umlage Nein Ja

Tabelle 6: Annahmen zur Verzinsung für die Kosten-Nutzen- Analyse

Quelle: IFAM
Reale Zinssätze (für die komplette Investition) Volkswirtschaftliche Betrachtung Betriebswirtschaftliche Betrachtung
Private Haushalte 3 % 6 %
GHD 3 % 8 %
IND 3 % 12 %
Energiewirtschaft/ Fernwärme 3 % 8 %

Studie: Gemeinsame Rahmenbedingungen

Diese Studie verwendet für alle Berechnungen einheitliche Rahmenannahmen, die im Folgenden dargestellt werden. Hierzu zählen neben den energiewirtschaftlichen Leitlinien der zukünftigen Entwicklung einerseits die darauf basierenden Annahmen zur Preisentwicklung von Brennstoffen, CO2-Zertifikaten sowie, daraus abgeleitet, von Großhandels und Verbraucherpreisen. Andererseits arbeitet die Studie mit einem einheitlichen typologischen Ansatz zu den technischen Parametern und Kosten der untersuchten KWK-Anlagen.

Das Energiekonzept der Bundesregierung 2010, mit Ergänzungen aus dem Jahr 2011 zur Rücknahme der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke und Maßnahmen zum Netzausbau und zum Ausbau der erneuerbaren Energien, enthält die langfristige Strategie eines Umbaus des Energiesystems hin zu einem klimaneutraleren System.

Ziel des Energiekonzepts ist deshalb neben dem Ausbau der erneuerbaren Energien und der Steigerung der Energieeffizienz auch die Erhöhung des Anteils der KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 auf 25 %. In der aktuellen Energiepolitik wird dieses Ziel bekräftigt. Allerdings stellt die zunehmende Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien (Windenergie und Photovoltaik) das Stromsystem insgesamt und somit auch die KWK vor neue Herausforderungen.

Eine Erhöhung der Flexibilität der KWK-Anlagen ist zukünftig notwendig, um den gewünschten KWK-Ausbau noch besser an die Erfordernisse des sich wandelnden Stromsystems anzupassen. Sie ist aber auch für die KWK-Betreiber eine Chance, ihre Erlöse durch flexiblere Fahrweise ihrer Anlagen zu erhöhen und damit auch deren Rentabilität.

Vor dem langfristigen Hintergrund der beschlossenen Maßnahmen und Strategien des Energiekonzepts analysiert die aktuelle Energiereferenzprognose [Prognos/EWI/GWS 2014] die aus heutiger Sicht wahrscheinliche energiewirtschaftliche Entwicklung bis zum Jahr 2030 und schreibt diese in einem bis zum Jahr 2050 reichendem Trendszenario fort. Die Referenzprognose berücksichtigt – anders als das ebenfalls in [Prognos/EWI/GWS 2014] dargestellte Zielszenario – die bestehenden Beharrungskräfte und Verzögerungen in der Umsetzung klimaschutzbezogener Maßnahmen.

Die Referenzprognose enthält auch in sich konsistente Aussagen zur Entwicklung der Energiepreise auf den internationalen Märkten und in Deutschland. Die folgende Tabelle 7 stellt die dort verwendeten Rahmenannahmen zur Entwicklung der Energie und CO2Zertifikate Preise dar. Erwartet werden Preisanstiege auf den internationalen Märkten für Rohöl, Erdgas und Kesselkohle, ausgelöst durch eine steigende weltweite Energienachfrage insbesondere in den asiatischen Ländern.

Die Preise in der folgenden Tabelle sind um Inflationseffekte bereinigt, also in realen Preisen auf der Basis des Jahres 2013 angegeben. Der Ölpreis steigt in dem Szenario zwischen 2014 und 2050 von real 116 USD/Barrel auf über 130 USD/Barrel. Der deutsche Grenzübergangspreis für Rohöl steigt im gleichen Zeitraum unter Berücksichtigung des sich ändernden Wechselkurses zwischen US-Dollar und Euro von

685 Euro/t auf 934 Euro/t. Auch die Grenzübergangspreise für Erdgas und Steinkohle legen zu, der Gaspreis steigt von 27 Euro/MWh auf 35 Euro/MWh, der Preis für Steinkohle von 65 Euro/t SKE auf 143 Euro/t SKE. Die dargestellten Annahmen zur Energiepreisentwicklung stellen ein aus heutiger Sicht wahrscheinliches Preisszenario dar. Einzelne Ergebnisse wie politische oder wirtschaftliche Krisen oder auch eine vom langjährigen Mittel abweichende Witterung können bei einzelnen Energieträgern, zumindest kurzfristig, zu erheblichen Preisschwankungen führen. Die Entwicklung des CO2-Preises hängt zudem sehr stark von politischen Entscheidungen ab. Insbesondere für den Zeitraum nach dem Jahr 2020 ist Einschätzung zum CO2-Preis aus heutiger Sicht nur schwer möglich.

Tabelle 7: 

In den dargestellten Brennstoffpreisen ist kein Aufschlag für die Emission von CO2 berücksichtigt. Die Preise für CO2-Zertifikate sind gesondert ausgewiesen. Sie verharren bis zum Jahr 2020 auf niedrigem Niveau und steigen nach 2020 in dem unterstellten Szenario bis 2050 auf 80 Euro/t.

Im Rahmen dieser Studie wird eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von KWK-Anlagen in allen Einsatzbereichen durchgeführt. Wesentliche Einflussfaktoren für die großen KWK-Anlagen der öffentlichen Versorgung sind die Strom und Wärmeerlöse sowie die Kosten für Brennstoffe und CO2-Zertifikate. Für die Betrachtung von KWK-Anlagen in Objekten und Industriebetrieben sind neben den jeweiligen Endkundenpreise für Strom und Erdgas weitere Faktoren wie die Jahresnutzungsstunden, das Temperatur-Niveau des Wärmeverbrauchers oder die Möglichkeit der simultanen Erzeugung von Absorptionskälte relevant.

Aufsatzpunkt für die in Tabelle 67 im Anhang (Abschnitt 9.1.1) dargestellten Erdgas-Endkundenpreise ist die heutige Preisstruktur in den von Eurostat ausgewiesenen Verbrauchsklassen. Die zukünftige Entwicklung dieser Endkundenpreise ist eng an die Entwicklung des Grenzübergangspreises aus der Energiereferenzprognose (vgl. Tabelle 7) gekoppelt, hinzu kommen Aufschläge für die Strukturierung, den Transport und die Margen des Gasvertriebs. Diese Komponenten unterscheiden sich nach Konsumentengruppe und Abnahmefall. Einheitlich werden die Endkundenpreise ab dem Jahr 2020 mit den Kosten der CO2-Emission aus Tabelle 7 beaufschlagt.

Die zukünftigen realen Gaspreise für verschiedene Endkunden ohne Mehrwertsteuer, Steuern und Abgaben werden im Anhang (Abschnitt 9.1.1) dargestellt. Diese Preise sind in den Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit der Objekt und Industrie-KWK als Brennstoffpreis an zwei Stellen relevant: Einerseits als Brennstoffpreis für die KWK-Anlage selbst und andererseits als Eingangsparameter zur Berechnung der Wärmeerlöse über die Ermittlung der Wärmeerzeugungskosten eines alternativen Kessels.

Auch die Endkundenpreise für Strom unterscheiden sich nach Kundengruppen und Abnahmefällen. Gründe hierfür sind einerseits unterschiedliche Stromabnahmemengen, andererseits fallen aufgrund der bestehenden gesetzlichen Regelungen unterschiedlich hohe Umlagen, Steuern und Entgelte an. Eine detaillierte Aufschlüsselung der Strompreise für die betrachteten Stromabnahmefälle findet sich im Anhang (Abschnitt 9.1.1) in Tabelle 64 bis Tabelle 66.

Die sich bei einer gleichbleibenden Gesetzeslage ergebenden realen Endkundenpreise für Strom bis zum Jahr 2050 sind dem Anhang (Abschnitt 9.1.1) zu entnehmen. Grundlage dieser Preise ins die Entwicklung des Großhandelsstrompreises aus Tabelle 7 sowie Annahmen zur zukünftigen Entwicklung der Abgaben und Umlagen. Die Mehrwertsteuer fällt ausschließlich bei privaten Haushalten und der öffentlichen Hand (z. B. Krankenhaus, Schule) an.

Insbesondere im Bereich der Industrie können die jeweiligen Energiepreise für einzelne Unternehmen von den hier dargestellten typischen Durchschnittspreisen abweichen.

Der Tabelle 8 sind die in den Berechnungen verwendeten Zuschlagsätze nach KWKG 2012 zu entnehmen.

 

Tabelle 8: 

Insgesamt wurden den Berechnungen 14 typische KWK-Anlagen mit ihren zugehörigen Leistungsparametern, Kosten und Erlösen zu Grunde gelegt. Die in Tabelle 9 dargestellten anlagenspezifischen Daten wurden u. a. auf Basis der BHKW-Kenndaten 2014 (ASUE/BHKW-Infozentrum 2014) erhoben und anhand von Expertengesprächen, Betreiber und Herstellerangaben verifiziert. Die ausgewiesenen Daten berücksichtigen die Einsatzbereiche der Anlagen.

Tabelle 9

4.2 Private Haushalte und GHD

Allen Betrachtungen gemeinsam ist, dass für den ausgewählten KWK-Einsatzfall der Kapitalwert der Wärmekosten über einen ausgewählten Zeitraum dargestellt wird (Angabe als Realwerte in €2013 ohne MwSt.). Zum Vergleich ist der Kapitalwert der Wärmekosten einer alternativen Wärmeerzeugung angegeben.

Bei den Gebäuden der Sektoren Private Haushalte und GHD gibt es grundsätzliche Unterschiede zwischen KWK-Anlagen, die einzelne Objekte (Wohngebäude oder GHD-Betriebe) versorgen und den Wärmenetz gebundenen KWK-Systemen.

Fernwärme-KWK

Während es bei der Objekt-KWK gelingt, unterschiedliche Versorgungsoptionen für Musterfälle konkret zu dimensionieren und in einer Kosten-Nutzen-Analyse zu bewerten, ist es für Wärmenetz gebundene KWK-Anlagen kaum möglich, typische Wärmeabsatzsysteme zu definieren – zu groß ist die Bandbreite der in der Realität vorkommenden Siedlungstypen und anzurechnenden Wärmeverteilkosten in unterschiedlichen Nah- und Fernwärmesystemen. Das bedeutet, dass eine Repräsentativität nicht gegeben wäre; die Ergebnisse wären nicht verallgemeinerbar bzw. übertragbar. Deshalb ist eine Kosten-Nutzen-Analyse, die von einer bestimmten KWK-Anlage ausgeht, wenig sinnvoll.

Stattdessen ist es angezeigt, die individuellen Versorgungsfälle über eine große Fallzahl zu analysieren, um summarisch zu den gewünschten Aussagen zu kommen. Dies erfolgt im Rahmen der Potenzialanalyse in Kapitel 5.1.1; die dabei erzielten Ergebnisse ergeben ein aussagekräftiges Bild der Kosten-Nutzen-Analyse. Sie beinhaltet dabei die Effekte der fortlaufend stattfindenden Gebäudesanierung (vgl. Abschnitt 5.1.1.5).

Objekt-KWK

Ziel der Betrachtung von einzelnen Objekten im Bereich privater Haushalte und GHD ist ein Vergleich der Wirtschaftlichkeit verschiedener Wärmeversorgungsoptionen auf Basis der Barwerte für typische Anwendungsfälle. Im Bereich Wohnen werden die Optionen mit einem BHKW, mit einem Gaskessel sowie mit einem kleineren Gaskessel nach erfolgter Wärmedämmung des Gebäudes miteinander verglichen. Wärmepumpen eignen sich wegen der geringen Vorlauftemperaturen nur für Niedertemperatur Heizsysteme, die im Wohnungsbestand nur selten vorhanden sind.

Um dennoch eine Einschätzung über die Kostensituation von Wärmepumpen zu erhalten, werden für zwei Neubauten (typisches Ein- und Mehrfamilienhaus) verschiedene Wärmepumpentechnologien mit einem Gaskessel verglichen.

Da es im Sektor GHD einen je nach Anwendungsfall stark variierenden Prozesswärmebedarf gibt, der weder durch Wärmepumpen bedient noch durch Wärmedämmmaßnahmen verringert werden kann, wird im Bereich GHD die KWK-Wärmeversorgungsoption lediglich mit der alternativen Wärmebereitstellung durch einen Gaskessel verglichen. Für eine reine Gebäudewärmedämmung bieten die großen Mehrfamilienhäuser eine gute Orientierung hinsichtlich der Effekte gegenüber dem Gaskesselvergleich.

Im Folgenden werden zunächst die Vorgehensweisen für die einzelnen Wärmeversorgungsoptionen beschrieben und im Anschluss die Ergebnisse vergleichend dargestellt und bewertet.

Versorgungsoption BHKW

Im Rahmen dieses Projekts sind für sechs verschiedene typische BHKW-Größenklassen technische und wirtschaftliche Parameter festgelegt worden (siehe Tabelle 9). Da die zu versorgenden Beispielobjekte mit ihrem Wärmebedarf nicht exakt zu einem dieser BHKW passen, werden in einem ersten Schritt Ausgleichsfunktionen für die folgenden fünf Parameter gebildet:

  •  Stromkennzahl, 
  •  elektrischer Wirkungsgrad, 
  •  spezifische Investitionssumme, 
  •  spezifische fixe Betriebskosten, 
  •  spezifische variable Betriebskosten. 

  • Die Verläufe dieser Ausgleichsfunktionen sind Abbildung 61 bis Abbildung 65 im Anhang (Abschnitt 9.1.2) zu entnehmen. Mit Hilfe dieser Kennlinien ist es möglich, für jede BHKW-Dimensionierung die Werte der erforderlichen Parameter zu bestimmen. 

  • Für den Bereich Wohnen werden vier Einund acht Mehrfamilienhäuser ausgewählt, für die Kostenwerte für Wärmedämmmaßnahmen vorliegen (siehe Abschnitt 4.2.2.2). Für den Bereich GHD werden die drei folgenden typischen Anwendungsfälle gebildet: 
  •  Krankenhaus mit einem Wärmebedarf von 2.000 MWh/a, 
  •  Bürogebäude mit einem Wärmebedarf von 100 MWh/a, 
  •  Gewerbebetrieb mit einem Wärmebedarf von 2.000 MWh/a. 

  • Die zur Ermittlung der maximalen Wärmelast verwendeten typischen Volllaststunden für die einzelnen Anwendungsfälle sind der Abbildung 74 im Anhang (Abschnitt 9.1.2) zu entnehmen.
    Die gewählte Anlagenleistung (relativ zur maximalen Gebäudewärmelast), die angesetzten Volllaststunden der BHKW und die Stromeigennutzungsquoten sind ebenfalls in dieser Abbildung aufgeführt. Die Gebäude- und Anlagenkennwerte der ausgewählten Beispielobjekte sind in Tabelle 68 bis Tabelle 71 im Anhang (Abschnitt 9.1.2) dargestellt.

  • Mit den so definierten Anlagendaten werden nun unter Berücksichtigung der in Tabelle 5 gezeigten Kosten- und Einnahmenpositionen die Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten über 30 Jahre für den volks- und für den betriebswirtschaftlichen Fall berechnet. 

Versorgungsoption Gaskessel

Als Referenzvariante werden die Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten einer Versorgung mit einem Gaskessel berechnet. Ein Gaskessel dient als Referenz, weil diese Technik vor allem im Gebäudebestand die Wärmeversorgung für Objekte in Deutschland dominiert.

Analog der Versorgungsoption mit einem BHKW werden die Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten über 30 Jahre für den Betrieb eines Gaskessels berechnet, der den gesamten Wärmebedarf des jeweiligen Beispielobjekts bereitstellt. Der Kessel wird dabei auf 100 % der Spitzenlast des jeweiligen Versorgungsobjekts dimensioniert. Die Berechnung erfolgt ebenfalls sowohl für den betriebs- als auch für den volkswirtschaftlichen Fall.

Versorgungsoption mit Wärmedämmung und kleinerem Gaskessel

In (IWU, 2013) und (DENA, 2012) werden für die untersuchten Beispielobjekte im Bereich der Wohngebäude verschiedene Maßnahmen beschrieben, welche die Bestandsgebäude auf einen definierten energetischen Standard (z. B. Effizienzhaus 55) bringen. Diese Maßnahmen setzen sowohl im Bereich der Wärmedämmung (z. B. Fassadendämmung, 3-fach-Verglasung) als auch bei der Anlagentechnik (z. B. neue Heizung, Lüftungsanlagen mit Wärmerückgewinnung) an. Die Kosten dafür werden auch als energiebedingte Mehrkosten angegeben, also als der Anteil der Gesamtkosten, welcher allein durch die Verbesserung des energetischen Standards auftritt und nicht durch die Instandhaltung selbst3.

Neben dem Gesamteffekt aller Sanierungsmaßnahmen wird auch das Sparpotential der Einzelmaßnahmen angegeben. Für den hier durchgeführten Vergleich werden nur die die Gebäudehülle betreffenden Einzelmaßnahmen herangezogen. Die Sanierungsmaßnahmen, deren energiebedingte Mehrkosten und die erzielbaren Energieeinsparungen sind in Tabelle 72 bis Tabelle 74 im Anhang (Abschnitt 9.1.2) zu finden.

Im Falle der Einfamilienhäuser wird mit den genannten Sanierungsmaßnahmen – zusammen mit den hier nicht aufgeführten Maßnahmen im Bereich der Anlagentechnik – ein Standard erreicht, der die Anforderungen der EnEV 2009 um 30% übertrifft. Bei den Mehrfamilienhäusern hingegen führen die getroffenen Maßnahmen zur Einhaltung des Standards Effizienzhaus 55.

Die dabei erzielten Sanierungseffizienzen entsprechen im Mittel denjenigen des Trend-, also auch denen des Zielszenarios, die weitgehend übereinstimmen. Die Unterschiede der beiden Szenarien resultieren vor allem aus einer unterschiedlichen Sanierungsquote; im Zielszenario wird eine höhere Durchdringung unterstellt.

Es ist darauf hinzuweisen, dass es sich bei den gewählten Sanierungsmaßnahmen nur um Beispiele handeln kann. Ein so eindeutiger Vergleich wie bei der vergleichenden Betrachtung einer KWKAnlage mit einem Gaskessel ist nicht möglich. In der Praxis sind etliche Kombinationen sowohl verschiedener Wärmedämmmaßnahmen als auch Optimierungsmaßnahmen auf Seiten der Anlagentechnik zur Reduzierung des Energiebedarfs denkbar (Lüftungsanlage, Heizwärmeerzeugung).

Der hier gewählte Standard ist als verhältnismäßig hoch zu bewerten. Ein geringerer Standard oder auch die Auswahl einzelner, vergleichsweise sehr effektiver Maßnahmen führen zu geringeren Kapitalkosten. Generell ist bei dieser Thematik zu beachten, dass umgesetzte Maßnahmen den Energiebedarf eines Gebäudes über einen Zeitraum von etwa 30 Jahren bestimmen und daher nicht zu niedrig angesetzt werden sollten.

Mit den aufgeführten energiebedingten Mehrkosten wird unter der Annahme einer mittleren technischen Lebensdauer der Komponenten von 30 Jahren4 die Annuität gebildet. Die Kosten der im Vergleich zum unsanierten Gebäude geringeren Wärmeerzeugung (kleiner Gaskessel und reduzierter Gasverbrauch) werden analog der Versorgungsoption Gaskessel berechnet und daraus der Kapitalwert der Wärmekosten über 30 Jahre ermittelt.

Versorgungsoption Wärmepumpe

Wie zu Beginn dieses Kapitels bereits erläutert, erfolgt für Wärmepumpen lediglich ein Vergleich mit Erdgasheizungen für Neubauten. Die dabei angesetzten Rahmenparameter sind für Einfamilienhäuser der Tabelle 75 und für Mehrfamilienhäuser der Tabelle 76 (beide im Anhang, Abschnitt 9.1.2) zu entnehmen. Da jeweils Neubauten untersucht werden, sind bei der erforderlichen Investition neben dem Wärmeerzeuger selbst beispielsweise auch diejenigen für Heizflächen und Schornstein berücksichtigt.

Beim Einfamilienhaus werden neben einer Luft-Wasser-Wärmepumpe auch Sole-Wasser-Wärmepumpen sowohl in Kombination mit einer Erdwärmesonde (Bohrung) als auch mit einem Kollektorfeld betrachtet. Beim Mehrfamilienhaus wird hingegen letzteres nicht untersucht, da die für einen Kollektor erforderliche Fläche in der Regel nicht zur Verfügung steht.

Für die beiden betrachteten Versorgungsobjekte errechnet sich der Kapitalwert der Wärmekosten für alle untersuchten Versorgungsoptionen über einen Zeitraum von 30 Jahren. Für den Strombezug der Wärmepumpe wird dabei ein um 20 % gegenüber dem Haushaltskundentarif verringerter Strompreis (NT) angesetzt.

Ergebnisse

Im Folgenden werden die Ergebnisse der untersuchten Versorgungsoptionen dargestellt. Dargestellt ist jeweils der Kapitalwert der Gesamtkosten, um das Gebäude über die 30 Jahre mit Wärme zu versorgen. Ein geringerer Kapitalwert stellt also die wirtschaftlichere Alternative dar.

Versorgungsoption BHKW im Vergleich zu Gaskessel und Wärmedämmung Einfamilienhäuser

In Abbildung 2 werden die Wärmeerzeugungskosten der drei Versorgungsoptionen für die vier betrachteten Einfamilienhäuser aus volkswirtschaftlicher Sicht, also ohne Berücksichtigung der relevanten Steuern und Abgaben und mit einem Zinssatz von 3%, miteinander verglichen.

Abbildung 2: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für Einfamilienhäuser bei volkswirtschaftlicher Betrachtung

Es zeigt sich, dass die Wärmeversorgung mit einem BHKW für alle untersuchten Beispielobjekte im Vergleich zu der GaskesselOption zu Mehrkosten zwischen rund 75% und rund 80% führt, was in erster Linie durch die sehr hohen spezifischen Investitionen in diesem Leistungsbereich bedingt ist. Die Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für die Option Wärmedämmung liegen in etwa gleichauf mit denen eines Gaskessels (zwischen 90% und 105%). Hinsichtlich der hier und für die Mehrfamilienhäuser gezeigten Ergebnisse für die Wärmedämmmaßnahmen, ist anzumerken, dass diese sehr stark von einer Reihe von Faktoren abhängen.

So würde eine Annahme mit stärker steigenden Energiepreisen zu einer verbesserten Wirtschaftlichkeit der Wärmedämmmaßnahmen führen und wegen der hohen Investitionskosten der Wärmedämmmaßnahmen würden niedrigere Zinsannahmen zu einem Angleichen der Kapitalwerte führen.

Die Ergebnisse der betriebswirtschaftlichen Betrachtung (Berücksichtigung aller für den Eigentümer relevanten Steuern und Abgaben und mit einem Zinssatz von 6%) sind in Abbildung 3 dargestellt.

Abbildung 3: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für Einfamilienhäuser bei betriebswirtschaftlicher Betrachtung

Hier verringert sich der Unterschied zwischen den Optionen Gaskessel und BHKW geringfügig und liegt jetzt zwischen rund 60% und rund 70%, da die mit den BHKW erzielten Kosteneinsparungen durch den Eigenverbrauch des erzeugten Stroms steigen. Im Gegensatz zur volkswirtschaftlichen Betrachtung verschlechtert sich die Wirtschaftlichkeit der Option Wärmedämmung jedoch deutlich. Dies ist vor allem durch den erhöhten Zinssatz bedingt, durch den die hohen Anfangsinvestitionen im Vergleich zu den erst im Zeitverlauf anfallenden Energiekosteneinsparungen deutlich mehr Gewicht einnehmen (s. o.).

Wenn private Investoren geringere Zinserwartungen als die zu Grunde gelegten 6% haben, würden sich die Kapitalwerte der Wärmedämm-Optionen denen des Gaskessel-Szenarios angleichen oder sogar wirtschaftlicher werden.

Versorgungsoption BHKW im Vergleich zu Gaskessel und Wärmedämmung Mehrfamilienhäuser

Die Resultate für die acht betrachteten Mehrfamilienhäuser sind für den volkswirtschaftlichen Fall der Abbildung 4 zu entnehmen.

Auch hier liegen die Kapitalwerte der BHKW-Optionen über denen der Referenz-Gaskessel (zwischen rund 50% und 75%). Im Vergleich zu den Einfamilienhäusern schneiden die BHKW hier tendenziell etwas besser ab, hauptsächlich bedingt durch die etwas geringeren spezifischen Investitionen Auch die Wärmedämmoptionen schneiden schlechter ab, wobei der Unterschied hier zwischen rund 13% und rund 50% liegt und damit geringer ist. Es ist zu beachten, dass die Wärmedämmmaßnahmen wegen unterschiedlicher Quellen und Annahmen nicht direkt mit denen der Einfamilienhäuser vergleichbar sind.

Abbildung 4: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für Mehrfamilienhäuser bei volkswirtschaftlicher Betrachtung

Die Ergebnisse der betriebswirtschaftlichen Betrachtung sind in Abbildung 5 dargestellt. Auch hier bleibt eine bessere Wirtschaftlichkeit der BHKW verwehrt, die Differenzen zur Gaskessel-Option sind aber auch hier mit zwischen rund 35% und 65% geringer als bei der volkswirtschaftlichen Betrachtung. Ein Grund dafür ist, dass die Stromeigennutzungsquoten mit 10% recht gering sind. Die Kapitalwerte der Optionen mit Wärmedämmung liegen bei der betriebswirtschaftlichen Betrachtung zwischen rund 15% und rund 45% über denen der Gaskessel-Optionen.

Abbildung 5: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für Mehrfamilienhäuser bei betriebswirtschaftlicher Versorgungsoption BHKW im Vergleich zu Gaskessel GHD

Abbildung 6 zeigt die Ergebnisse für die gewählten GHD-Objekte für den volkswirtschaftlichen Fall.

Es ist zu sehen, dass sich der BHKW-Einsatz am günstigsten im beispielhaften Krankenhaus darstellt, hier liegt der Kapitalwert rund 5% unter dem der alternativen Wärmeversorgung mit einem Gaskessel. Bei den anderen beispielhaften GHD-Objekten liegt der Kapitalwert der BHKW-Option mit rund 55% bzw. 15% über dem der Gaskessel-Option (Bürogebäude bzw. Gewerbebetrieb).

Hier ist darauf hinzuweisen, dass der Wärmebedarf des Gebäudes, die Jahresdauerlinie dieses Bedarfes und die umsetzbare Eigennutzungsquote des vom BHKW erzeugten Stroms Faktoren sind, welche diese Kapitalwerte entscheidend beeinflussen (siehe Kapitel 5.1.2.4 und Abbildung 74 im Anhang in Abschnitt 9.1.2.

Abbildung 6: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für GHD-Gebäude bei volkswirtschaftlicher Betrachtung

Abbildung 7 zeigt die Resultate für die betriebswirtschaftliche Betrachtung. Mit Abstand am günstigsten im Vergleich zu einem Gaskessel stellt sich der Einsatz einer KWK-Anlage im untersuchten Krankenhaus dar (rund 40% besser als die Gaskessel-Option), die geringste Wirtschaftlichkeit im Vergleich zu einem Gaskessel ergibt sich im betrachteten Bürogebäude (rund 40% schlechter).

Im beispielhaften Gewerbebetrieb liegt der Kapitalwert der BHKWOption rund 10% unter dem der Gaskessel-Option. Beim Krankenhaus wirkt sich insbesondere die hohe Stromeigennutzungsquote wie auch die hohe Volllaststundenzahl positiv auf die Wirtschaftlichkeit aus. Beim Bürogebäude sind für diese beiden Eingangsdaten deutlich geringere Werte angesetzt.

Abbildung 7: Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten für GHD-Gebäude bei betriebswirtschaftlicher Versorgungsoption Wärmepumpe im Vergleich zu Gaskessel – Neubau-Wohngebäude

Die Abbildung 8 zeigt für die volkswirtschaftliche Betrachtung die Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten der verschiedenen Wärmepumpentechnologien im Vergleich zu einem Gaskessel und zwar links für ein typisches Einfamilienhaus und rechts für ein typisches Mehrfamilienhaus (jeweils Neubauten).

Sowohl beim Mehrfamilienhaus als auch beim Einfamilienhaus ergeben sich bei der Versorgung mit einem Gaskessel die besten Resultate. Die Kapitalwerte der Wärmepumpen-Optionen liegen zwischen rund 5 und 35% über denen der Erdgaskessel-Optionen.

Wie bei den vorhergehenden Betrachtungen hängt das Ergebnis allerdings auch hier im Besonderen von den gewählten Rahmendaten zur Entwicklung der Energiepreise ab.

Es zeigt sich, dass die günstigste Wärmepumpe relativ geringe Mehrkosten gegenüber dem Gaskessel aufweist im Verhältnis zu den untersuchten BHKW-Vergleichen; umso mehr, je kleiner das Gebäude ist. Es ist zu beachten, dass dies nur für Neubauten gilt.

Abbildung 8: Vergleich der Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten von Wärmepumpen mit einem Gaskessel bei volkswirtschaftlicher Betrachtung

Aus betriebswirtschaftlicher Sicht ergibt sich für die betrachteten Wärmepumpentechnologien eine verhältnismäßig noch schlechtere Wirtschaftlichkeit, da die Anfangsinvestitionen hier ein höheres Gewicht einnehmen (siehe Abbildung 9).

Abbildung 9: Vergleich der Kapitalwerte der Wärmeerzeugungskosten von Wärmepumpen mit einem Gaskessel bei betriebswirtschaftlicher Betrachtung

 

Fazit der Ergebnisse der Kosten-Nutzen-Analyse

Für die KWK im Bereich der Objektversorgung ist festzustellen, dass im Bereich privater Haushalte unter den zu Grunde gelegten Rahmenbedingungen ein wirtschaftlicher Einsatz von BHKW nicht gegeben ist. Dies gilt sowohl für die volkswirtschaftliche als auch (weniger ausgeprägt) für die betriebswirtschaftliche Betrachtungsweise. Durch die geringeren spezifischen Investitionskosten von größeren BHKW schneiden die größeren Mehrfamilienhäuser jeweils besser ab als kleinere Wohngebäude.

Im Bereich GHD zeigt sich anhand der ausgewählten Beispiele, dass eine Wirtschaftlichkeit von BHKW sehr von den Voraussetzungen des spezifischen Objektes abhängt. Pauschale Aussagen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von Nutzungsarten oder Wärmebedarfen sind nicht möglich. So ist das beispielhafte Krankenhaus sowohl volksalso auch betriebswirtschaftlich betrachtet günstiger mit einem BHKW zu versorgen als mit einem Gaskessel.

Beim beispielhaften Gewerbebetrieb ist nur die betriebswirtschaftliche Variante günstiger als die Gaskessel-Option und im ausgewählten Bürogebäude ist bei beiden Betrachtungen ein wirtschaftlicher Betrieb eines BHKWs nicht darstellbar. Die Untersuchungen hinsichtlich der Kapitalwerte von Wärmedämmmaßnahmen zeigen, dass für die ausgewählten Beispielgebäude eine Wärmedämmung bei der volkswirtschaftlichen Betrachtung ähnliche Kapitalwerte aufweist wie die Gaskesseloption.

Mit den zugrunde gelegten Zinssätzen der betriebswirtschaftlichen Variante liegen die Kaptalwerte der Wärmedämmung für alle Fälle deutlich über denen der Optionen mit Gaskessel-Versorgung. Auch hier sind pauschale Aussagen nicht möglich, da die Vergleiche sehr stark von den Gebäudezuständen vor der Sanierung, den umgesetzten Maßnahmen und anderen Annahmen abhängen.

Die Auswertungen der Wärmepumpen-Optionen für den Bereich Neubau (Wohngebäude) zeigen, dass die Kapitalwerte der verschiedenen Wärmepumpenoptionen bei volkswirtschaftlicher Betrachtung wenig bis deutlich und bei betriebswirtschaftlicher Betrachtung deutlich über denen der Gaskessel-Referenzversorgung liegen.

4.3 Industrielle KWK

Ziel der hier für die industrielle KWK durchgeführten KostenNutzen-Analyse war die Berechnung von Stromerzeugungskosten und Rentabilität typischer Anlagen, die für industrielle Investoren und Anlagenbetreiber entscheidungsrelevant und somit von essentieller Bedeutung für die in einem späteren Arbeitsschritt erfolgte Ermittlung von KWK-Potenzialen in der Industrie (vgl. Ab-
schnitt 5.2) sind. Die Stromgestehungskosten hängen u. a. maßgeblich von den Volllaststunden ab. Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit der Eigenerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung wurden die Stromgestehungskosten den Kosten für Fremdstrombezug gegenübergestellt werden, die abhängig von Bezugsmenge, Spannungsniveau und Energieintensität sowie dem Verhandlungsgeschick des jeweiligen individuellen Unternehmens innerhalb sehr großer Bandbreiten variieren können.

Im Gegensatz zu den Wirtschaftlichkeitsrechnungen in Abschnitt 7.5 wurden hier nur die dem Entscheider zur Verfügung stehenden Kosten- und Preis-Parameter angesetzt. So wurde von heutigen Energiepreisen ausgegangen und damit die typische Entscheidungssituation eines Investors simuliert, der die zukünftigen Energiepreise nicht kennt. Dies führt rechnerisch zu etwas geringeren Rentabilitäten als bei dynamischer Berechnung mit über den Berechnungszeitraum leicht steigenden Energiepreisen.

Ein weiterer Unterschied zu den Berechnungen in Abschnitt 7.5 besteht in einem etwas höheren zu Grunde gelegten Kalkulationszinsfuß von 12 %, der übliche Rentabilitätserwartungen industrieller Investoren wiederspiegelt. Im Übrigen wurde mit den gleichen abgestimmten Leistungs- und Kostenparametern für die exemplarisch betrachteten Anlagentypen gerechnet und somit Konsistenz der Basisdaten gewahrt.

Ergänzend zu dieser betriebswirtschaftlichen Betrachtungsweise wurde in einer "volkswirtschaftlichen" Berechnungs-Variante definitionsgemäß ohne Energiesteuern und Umlagen bei den Energiepreisen gerechnet. Hierbei verschlechtern sich die Rentabilitäten in aller Regel wegen der fehlenden Preisanreize, insbesondere des alternativen Strombezugs, und der fehlenden KWK-Vergütung.

Typisierung und Kenndaten der industriellen KWKAnlagen

Die Stromgestehungskosten und die Wirtschaftlichkeit industrieller KWK-Anlagen wurden exemplarisch für die folgenden sechs Anlagentypen unter der betriebswirtschaftlichen und volkswirtschaftlichen Perspektive ermittelt:

  •  BHKW 50 kWel 
  •  BHKW 500 kWel 
  •  BHKW 2 MWel 
  •  Dampfturbine 5 MW 
  •  Gasturbine 10 MW 
  •  Gas- und Dampfturbinenanlage 20 MW
  • Die in Tabelle 10 dargestellten für die Berechnungen verwendeten Kenndaten wurden mit der VIK abgestimmt und auf ihre Plausibilität geprüft. Sie sind Element des im Rahmen dieser Untersuchung einheitlich verwendeten Satzes von Anlagenkenndaten.
  • Tabelle 10: Kenndaten der analysierten KWK-Anlagentypen und Leistungen in der Industrie 

 

Methodisches Vorgehen und Energiepreise

Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die sechs betrachteten Anlagentypen erfolgten auf Basis der in Tabelle 10 angegebenen Anlagenkenndaten mit Hilfe der im Anhang ausführlich beschriebenen Methodik.

Betriebswirtschaftliche Rentabilität

Für die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Anlage wesentlich sind nur die Differenzkosten zwischen den Kosten für die mittels KWKAnlagen erzeugten Energiemengen (Strom, Wärme) gegenüber den Kosten für ungekoppelte bzw. bezogene Energiemengen.

Die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Anlage wird als gegeben angesehen, wenn der Fremdstrombezug teurer ist als die Stromgestehungskosten aus der entsprechenden KWK-Anlage. Die Stromgestehungskosten zeigen auf, welche Ausgaben zur Erzeugung einer Kilowattstunde elektrischer Energie nötig sind. Diese müssen dann im Bezug zum Referenz-Strompreis bzw. im Zusammenhang mit dem Börsenstrompreis bewertet werden.

Die Stromgestehungskosten setzen sich in dieser Studie zusammen aus der Summe der durch den Betrieb der KWK-Anlage anfallenden Kosten und Erlöse. Zu diesen Kosten und Erlösen zählen:

  •  Die fixen Betriebskosten, die je nach KWK-Anlage variieren, 
  •  die variablen Betriebskosten, die je nach KWK-Anlagentyp und
    -leistungsgröße variieren, 
  •  die annuisierten Investitionen (Kapitalkosten) für die jeweilige KWK-Anlagentyp und -leistungsgröße, 
  •  die anfallenden jährlichen Brennstoffkosten, 
  •  die für selbstgenutzten Strom anfallenden Umlagen; zu beachten ist, dass diese Kosten meist nicht als Bestandteil der Stromgestehungskosten betrachtet werden; ferner 
  •  die zu erzielenden Erlöse. Bei den Erlösen mit berücksichtigt werden die effektive KWK-Förderung, die vermiedenen Netznutzungsentgelte sowie die entsprechenden Wärmegutschriften.

  • Generelle Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen in der Industrie anhand einer Typisierung mit unterschiedlichen Leistungen und unterschiedlichen Techniken machen zu wollen, ist jedoch nur beschränkt möglich. Denn die betrieblichen Situationen bzgl. der jeweiligen Produktionsstrukturen, den Unternehmensgrößen sowie Höhe und Struktur des Energieverbrauchs können in der gleichen Branche sehr unterschiedlich sein.
  • Insbesondere können auch die jeweiligen Preise für den Strombezug, gegen die die Eigenproduktion in KWK-Anlagen konkurrieren muss, stark variieren, weil sie Verhandlungsergebnis sind und der Strom zudem zum Teil über Konzerne oder Gemeinschafts-Gruppierungen eingekauft werden bzw. teilweise über die Strombörse gekauft wird.

Relativ belastbare Aussagen lassen sich für die technikspezifischen Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von wesentlichen Parametern, wie den jährlichen Volllaststunden treffen. Die für Industriekunden anzusetzenden Preise für Strombezug, die den Gestehungskosten gegenüber zu stellen sind, wurden vereinfachend für sieben exemplarische Fälle festgelegt (IND1 bis IND7). Dabei wurden Klassen in Abhängigkeit von der jährlichen Bezugsmenge gebildet und Annahmen zur typischen Anschlussnetzebene der Entnahmestelle ("Netzebene") getroffen, die die Höhe des Netznutzungsentgeltes determiniert.

Als weiteres Unterscheidungsmerkmal wurde die eventuelle Inanspruchnahme der besonderen Ausgleichsregelung gemäß EEG für stromkostenintensive Unternehmen herangezogen. Vereinfachend wurde dieser Tatbestand nur für die beiden Fälle IND6 und IND7 mit einer jährlichen Bezugsmenge ab 100.000 MWh (Hochspannungsebene) angenommen.

Für die Industriekunden wurde grundsätzlich die Inanspruchnahme von Stromsteuerentlastungen sowie ab einer Abnahmemenge von 1.000 MWh/a die Inanspruchnahme des Spitzenausgleichs unterstellt (IND3 bis IND7). Damit ergeben sich die in Tabelle 11 dargestellten industriellen Strompreise. Für jede Kategorie wurde der für die betriebswirtschaftliche Rechnung geltende Wert (jeweils obere Zeile) sowie der um Steuern und Umlagen bereinigte Anteil für die volkswirtschaftliche Betrachtung (jeweils untere Zeile) ausgewiesen.

Kosten-Nutzen-Analyse aus volkswirtschaftlicher Sicht

Die volkswirtschaftliche Kosten-Nutzen-Analyse wird als solche mit verbleibenden Energiepreisen, die von jeglichen Steuern, Abgaben und Umlagen (EEGund KWK-Umlage) befreit sind, definiert. Damit haben weder die eingesetzten Brennstoffe eine Energiesteuer oder die bezogenen Strommengen eine Stromsteuer, noch werden EEG- oder KWK-Umlagen berücksichtigt.

Diese Definition volkswirtschaftlicher Kosten-Nutzen-Analyse hat allerdings den Nachteil, dass energie- und klimapolitisch gewünschte Veränderungen des Energiesystems zu mehr erneuerbaren Energien und zur KWK – und dem dahinter liegenden Rational der Vermeidung von hohen Adaptationskosten und Schadenskosten in Zukunft – in den Preisen nicht berücksichtigt werden.

Tabelle 11: Industrielle Strompreise nach Verbrauchsklassen inklusive / exklusive Umlagen und Steuern ("betriebswirtschaftliche Betrachtungsweise" / „volkswirtschaftliche Betrachtungsweise“) bis 2050, jeweils ohne MwSt.

Ergebnisse zur Wirtschaftlichkeit der KWK-Anlagen

Das Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsrechnung aus der betriebswirtschaftlichen Perspektive für die sechs betrachteten industriellen KWK-Fälle wird in den typischen Verläufen sinkender Stromgestehungskosten in Abhängigkeit von den unterstellten Volllaststundenzahl (zwischen 2.000 h/a und 7.000 h/a) dargestellt (vgl. Abbildung 10 bis Abbildung 15). Die ermittelten Stromgestehungskosten sind durchschnittlichen Referenzstrompreisen gegenüber gestellt, die als typisch für ein Unternehmen erachtet wurden, welches die jeweilige KWK-Technologie einsetzt.

Als Vergleichsgrößen sind jeweils mehrere Referenzstrompreise dargestellt, welche die Variationsbreite für die Situation in den jeweiligen Unternehmen (z.B. Inanspruchnahme der besonderen Ausgleichsregelung gemäß EEG, Zweischicht- bis Vierschichtbetrieb, gut oder weniger gut verhandelte Strompreise, relativ gleichmäßiges oder ungleichmäßiges Stromabnahmeband, etc.) widerspiegeln. Liegt der Stromgestehungspreis über den angegebenen Referenzpreisen, deutet dies auf einen i.d.R. unrentablen Betrieb der jeweiligen Anlage unter den gegebenen Randbedingungen hin.

Es wird jeweils zwischen "betriebswirtschaftlicher" und "volkswirtschaftlicher" Betrachtungsweise unterschieden (vgl. Abschnitt 4)

BHKW 50 kWel

Es ist zu erkennen, dass BHKWs mit einer elektrischen Nennleistung von 50 kWel für Niederspannungskunden mit über 2.500 (Volllast-)Stunden pro Jahr ausgelastet sein müssen, um rentabel betrieben werden zu können. Sie müssen mit deutlich höherer Auslastung betrieben werden, um unter den gegenwärtigen Randbedingungen gegen niedrige Strombezugspreise von industriellen Abnehmern im Mittelspannungsnetz konkurrenzfähig zu sein (vgl. Abbildung 10). Beim hohen spezifischen Invest und den resultierenden hohen Fixkosten bedarf es hierzu aber der für diese Anlagengröße geltenden höchsten KWK-Zuschläge.

Für industrielle Großverbraucher mit sehr niedrigen Bezugspreisen für Strom dürfte dieser Anlagentyp eher selten in Betracht kommen. Auch für den Einsatzbereich Objektbeheizung und -kühlung und Warmwassererzeugung muss eine hohe Auslastung von mindestens 3.000 Stunden gewährleistet sein. Technische Optionen zu Steigerung der Auslastung bei wärmegeführter Fahrweise stellen u. a. die Einbindung in Wärmenetze, ggf. mit integrierten Wärmespeichern, oder die Nutzung von Überschusswärme zur Kälteerzeugung (Absorptionskälte) dar.

Mit im Zeitverlauf steigenden Preisen für bezogenen Strom ist eine verbesserte Wirtschaftlichkeit der KWK zu erwarten.

Bei volkswirtschaftlicher Betrachtung, die die KWK-Förderung außer Betracht lässt, verschlechtert sich das Ergebnis für die Eigenerzeugung in KWK. Erst bei deutlich höherer Auslastung ist dann die Eigenerzeugung dem Strombezug überlegen. Es ist jedoch deutlich darauf hinzuweisen, dass diese Betrachtung die Benefits der Primärenergieeinsparung und vermiedener externer Effekte, insbesondere der vermiedenen CO2-Emissionen außer Acht lässt. Mit dieser Art der Darstellung wird aber deutlich, dass für den aus energie- und klimapolitischen Gründen wünschenswerten Ausbau der KWK eine wirksame Förderung auch dieser kleinen industriellen Anlagentypen erforderlich ist.

Abbildung 10: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten eines BHKWs mit 50 kWel

 

BHKW 500 kWel

Aufgrund wesentlich geringerer spezifischer Investition eines BHKWs mit einer elektrischen Nennleistung von 500 kWel stellt sich das Ergebnis im Vergleich zu den kleineren Anlagen deutlich günstiger dar, obwohl bei der Gegenrechnung zum Strombezug für die potenziellen Investoren größere Unternehmen mit eher niedrigeren Bezugspreisen zu rechnen ist (vgl. Abbildung 11).

So könnte es auch für mittelständische Betriebe schon bei 2.500 Jahres-Volllaststunden attraktiv sein, eine derartige KWK-Anlage zu betreiben. Aufgrund der unterstellten Betriebsgrößen ist auch mit höherer Wärmebedarfs-Grundlast zu rechnen, welche die Erzielung einer höheren Volllaststundenzahl ermöglicht.

Im Zeitverlauf steigende Preise für Strombezug lassen auch bei diesem Anlagentyp einen zunehmenden Kostenvorteil für den Betreiber erwarten

Abbildung 11: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten eines BHKWs mit 500 kWel Leistung in Abhängigkeit von den Volllaststunden im Jahr 2013

 

BHKW 2 MWel

Trotz niedrigerer Stromgestehungskosten, unter anderem bedingt durch die Preisdegression beim spezifischen Invest, fällt der Vergleich mit den unterstellten Referenzstrompreisen für Blockheizkraftwerke mit einer elektrischen Nennleistung von 2 MW etwas ungünstiger aus als beim kleineren Anlagentyp (500 kW), da bei den potenziellen Investoren i. d. R. mit besseren Konditionen beim Strombezug zu rechnen ist (vgl. Abbildung 12). Dies insbesondere, falls das Unternehmen über einen Hochspannungsanschluss verfügt oder gar in den Genuss der besonderen Ausgleichsregelung gemäß EEG für stromkostenintensive Unternehmen kommt (IND6).

In der Regel dürfte diese Anlagengröße bei mehr als 3.000 Jahresvolllaststunden rentabel betrieben werden können.

Abbildung 12: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten eines BHKWs mit 2 MWel Leistung in Abhängigkeit von den Volllaststunden im Jahr 2013

Dampfturbine 5 MWel

Bei Dampfturbinen mit einer elektrischen Nennleistung von 5 MW handelt es sich um eine kapitalintensive Anlagentechnik. Die hohe spezifische Investition führt trotz langer angesetzter Abschreibungsdauer von 15 Jahren zu relativ hohen Fixkosten. Die Stromgestehungskosten sind damit häufig nicht konkurrenzfähig zum Bezug, wenn es sich um große Unternehmen mit Hochspannungsanschluss und günstigen Strombezugskonditionen handelt.

Bei einem Referenzstrompreis von 11 Cent/kWh (IND5), wie er häufig anzutreffen sein dürfte, ist eine solche Anlage erst oberhalb von 4.000 Vollaststunden pro Jahr rentabel zu betreiben. Bei noch niedrigeren Referenzpreisen wird dieser Anlagentyp nicht zum Einsatz kommen, wenn nicht produktionsbedingte bzw. standortspezifische Besonderheiten dafür sprechen (vgl. Abbildung 13).

Da ausgehend von diesem Niveau der Referenzstrompreis in absoluten Werten nur vergleichsweise geringfügig steigt, ist die zu erwartende künftige Veränderung dieser Situation marginal.

Bei volkswirtschaftlicher Betrachtungsweisefällt der Vergleich mit dem Strombezug deutlich ungünstiger für die Eigenerzeugung aus, was ebenso wie bei den Blockheizkraftwerken auf bestehenden Förderbedarf hinweist, wenn dieser Anlagentyp eine breitere Diffusion erlangen soll.

Abbildung 13: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten einer Dampfturbine mit 5 MWel Leistung in Abhängigkeit von den Volllaststunden im Jahr 2013

 

Gasturbine 10 MWel

Für Gasturbinen mit einer elektrischen Nennleistung von 10 MW sind deutlich geringere spezifische Investitionen im Vergleich zur Dampfturbine anzusetzen. Sie führen zu Stromgestehungskosten, die in vielen Fällen zu einem positiven Ergebnis zu Gunsten der Eigenerzeugung führen (vgl. Abbildung 14).

Jedoch sind die Anteile von Umlagen am unterstellten Referenzstrompreis IND5 noch vergleichsweise hoch, so dass dieser Vergleich bei einer volkswirtschaftlichen Betrachtung in diesem Fall bis etwa 4.500 Volllaststunden zu Gunsten des Strombezugs ausfällt. Im Vergleich zu IND6 schneidet die hier betrachtete Gasturbine bei volkswirtschaftlicher Betrachtung immer schlechter ab.

Abbildung 14: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten einer Gasturbine mit 10 MWel Leistung in Abhängigkeit von den Volllaststunden im Jahr 2013

Gas- und Dampfturbine 20 MWel

Gas- und Dampfturbinenanlagen mit einer elektrischen Gesamtnennleistung von 20 MW stellen einen ähnlich gelagerten Fall wie die Dampfturbinenanlage dar, nämlich eine kapitalintensive Anlagentechnik mit sehr hohen Fixkosten. Die Stromgestehungskosten werden in diesem Beispiel durch die gewährten effektiven KWKZuschläge um rund 1 Cent/kWh gesenkt, sind damit dennoch nicht konkurrenzfähig zum Bezug, wenn es sich um große Unternehmen mit Hochspannungsanschluss und, bedingt durch weitgehende EEG-Umlagebefreiung, sehr günstigen Strombezugskonditionen unter 5 Cent/kWh (IND6) handelt (vgl. Abbildung 15).

Da ausgehend von diesem Niveau der Referenzstrompreis in absoluten Werten nur vergleichsweise geringfügig steigt, ist die zu erwartende künftige Veränderung dieser Situation marginal.

Da sich die Gestehungskosten bei volkswirtschaftlicher Betrachtungsweise nur geringfügig ändern, wohl aber beim Referenzstrompreis IND5 noch erhebliche Umlageanteile entfallen, rutscht die 20-kW-GuD-Anlage auch in dieser Kategorie aus der Rentabilitätszone. Insofern ist auch für diese hocheffiziente Anlagenkombination ein Förderbedarf zu konstatieren.

Abbildung 15: „Betriebswirtschaftliche“ und „volkswirtschaftliche“ Stromgestehungskosten einer Gas- und Dampfturbine mit 20 MWel Leistung in Abhängigkeit von den Volllaststunden im Jahr 2013

 

Zur Wirtschaftlichkeit der Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung

Die thermische Kälteerzeugung stellt für die Industrie in Deutschland unter Energieeffizienz-Gesichtspunkten eine interessante Option dar, insbesondere wenn günstige Wärmequellen vorhanden sind. Für die Absorptionskälte-Erzeugung kommen verschiedene Systeme in Betracht (Henning et al., 2009; Henning et al., 2011; Safarik, Richter & Albring, 2010; Green Chillers, 2010; Schmid, 2011; Verband für Sorptionskälte e.V., 2014).

Durch den Einsatz von Absorptionskältemaschinen kann die stromintensive Kompressionskälteerzeugung teilweise oder gar vollständig substituiert werden. Genutzt werden kann neben der sehr häufig als Wärmequelle für diese Anlagen genannten solaren Wärme in industriellen Anwendungen insbesondere Abwärme aus Prozessen. Ferner kann KWK-Wärme genutzt werden (KraftWärme-Kälte-Kopplung), womit die KWKK die Auslastung der KWK-Anlagen insbesondere in den Sommermonaten erhöht, wenn der Wärmebedarf für Heizen und Warmwasser sowieso geringer ausfällt.

In günstigen Fällen kann dies den Effekt der derzeit noch höheren Investition für Absorptionskältemaschinen kompensieren. Wenn bei der industriellen Kälteerzeugung in den Branchen der Investitions-, Gebrauchs- und Verbrauchsgüter-Industrie vermehrt KWK eingesetzt wird, dürften durch die Absorptionskälte die Gesamtenergiekosten häufiger gesenkt werden können.

Für große Wasser-Lithiumbromid-Absorptionskältemaschinen ist gegenüber der herkömmlichen Kompressionskälteerzeugung derzeit noch mit höheren spezifischen Kapitalkosten zu rechnen. Dementsprechend wurden derartige Anlagen bislang nur vereinzelt und meist in Kombination mit "herkömmlichen" Kompressionskältemaschinen eingesetzt, etwa zur Klimatisierung und zur Deckung von Prozesskältebedarf mit Mindestleistungen.

Beispiele hierfür sind Anlagen in der chemischen Industrie oder Nahrungsmittelindustrie oder zur Klimatisierung großer Verwaltungsgebäude, die zum Teil auch im Anlagencontracting betrieben werden. Derartige Anlagen werden vorwiegend aus KWK und ganzjährig verfügbarer industrieller Abwärme gespeist.

Zunehmender KWK-Einsatz und zunehmende industrielle Abwärmenutzung werden mit großer Wahrscheinlichkeit einen wachsenden Marktanteil der Absorptionskältetechnik bewirken. Es ist somit davon auszugehen, dass die Technologie eine zunehmende Markt-Signifikanz erlangen wird und technische Entwicklungssowie Kostensenkungspotenziale ausgeschöpft werden können. Diese lassen sich im Rahmen dieser Studie jedoch nur bedingt quantifizieren. Eine ökonomische Bewertung wird sich aber grundsätzlich nicht auf die reine Kälteerzeugungstechnik beschränken lassen (Absorptionsvs. Kompressionskälteerzeugung), sondern muss immer das Gesamtsystem der Stromerzeugung und der Wärmebereitstellung mit einbeziehen.

Zur Wirtschaftlichkeit von ORC-Anlagen

Der ORC-Prozess (Organic-Rankine-Cycle) ist ein thermodynamischer Kreisprozess, bei dem als Arbeitsmedium niedrig siedende organische Stoffe zum Einsatz kommen. Damit ist im Gegensatz etwa zum Dampfturbinenprozess bei thermischen Kraftwerken mit Wasser als Arbeitsmedium die Stromerzeugung aus Wärmequellen niedriger Temperatur möglich. Man kann zwischen Niedertemperatur-Anlagen, die Wärmequellen ab ca. 90 °C nutzen und Hochtemperaturanlagen zur Nutzung von Wärme auf einem Temperaturniveau oberhalb von 450 °C unterscheiden. Als Wärmequellen kommen beispielsweise Erdwärme, Abwärme der Biomassenutzung, aber auch industrielle Abwärme in Betracht.

Die ORC-Technik hat sich nach Angaben des ORC-Fachverbands e.V. im elektrischen Leistungsbereich von 500 bis 2.000 kWel bewährt, so dass bisher ca.150 ORC-Anlagen in Deutschland installiert wurden. Zur Stromerzeugung aus industrieller Abwärme existieren in Deutschland derzeit schätzungsweise 20 Anlagen. Dabei handelt es sich vielfach um Anlagen mit Pilotcharakter.

Als einer der Vorteile der Verstromung industrieller Abwärme kann die räumliche Nähe von Erzeugung und Verbrauch in industriellen Regionen gewertet werden, womit die Notwendigkeit des Transports über große Entfernungen entfällt.

Die Wirtschaftlichkeit einer Stromerzeugung aus Abwärme kann durch entfallende Kosten für die ansonsten notwendige Prozesskühlung verbessert werden. Generell gilt, dass die Rentabilität einer ORC-Anlage höher ist, je höher die Temperatur der zur Verfügung stehenden Wärmequelle ist. Für Temperaturen oberhalb von

400 °C werden Stromgestehungskosten von unter 10 Cent/kWh für realisierbar gehalten (ORC-Fachverband 2014 a, b).

Fazit der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen

Die Wirtschaftlichkeitsrechnungen für die hier exemplarisch betrachteten sechs industriellen KWK-Anlagentypen verdeutlichen die Bedeutung der bestehenden KWK-Förderung für die betriebswirtschaftliche Rentabilität. Besonders deutlich wird dies beim kleinsten betrachteten Anlagentyp, der BHKW-Anlage mit 50 kWel. (Im Anhang wurden zur Verdeutlichung des Beitrags der KWKFörderung die Stromgestehungskosten mit und in einem rechnerischen Fall ohne den KWK-Zuschlag dargestellt.)

Bei den größeren Leistungsgrößen wird die betriebswirtschaftliche Rentabilität der Eigenerzeugung in KWK-Anlagen häufig durch die niedrigen Strombezugspreise beeinträchtigt, die für die größeren und energieintensiven Unternehmen anzunehmen sind, die solche Anlagen betreiben oder in solche Anlagen investieren würden. Dies gilt insbesondere für große, stromintensive Unternehmen, die in den Genuss von verminderten Stromsteuern (auch Spitzenausgleich) und einer weitgehenden EEG-Umlagebefreiung gelangen. Besonders deutlich wird dies in den betrachteten Fällen der Dampfturbine mit 5 MWel und des GUD-Kraftwerks mit 20 MWel, bei denen es sich um Anlagen handelt, die hohe Investitionssummen erfordern, was zu relativ hohen Kapitalkosten führt.

Der Vergleich der Wirtschaftlichkeit der exemplarisch ausgewählten Anlagentypen lässt vermuten, dass ein Wachstum der industriellen KWK künftig in erster Linie durch Blockheizkraftwerke und Gasturbinen getragen wird, eine wertvolle Erkenntnis für die darauf aufbauenden Potenzialschätzungen.

Bei der volkswirtschaftlichen Betrachtungsweise wurden Steuern und Abgaben nicht berücksichtigt. Dadurch stellt sich in der Regel die Rentabilität der industriellen KWK-Anlagen noch geringer als aus der betriebswirtschaftlichen Perspektive dar. Hierbei werden allerdings die günstigen Effekte der Primärenergieeinsparung und der CO2-Emissionsminderung ausgeklammert.

Die Rentabilität von KWK-Anlagen lässt sich bei gleichzeitiger Erzeugung von Kälte über die Absorptionstechnik erhöhen, stellt diese Nutzung von KWK-Wärme doch eine Möglichkeit zur Erhöhung der Auslastung der Anlage dar.

ORC-Anlagen zur Stromerzeugung aus Abwärme existieren in der Industrie derzeit nur vereinzelt. Bei Ausnutzung der bestehenden Entwicklungspotenziale sind jedoch künftig durchaus rentable Anwendungsmöglichkeiten gegeben, insbesondere bei höheren Temperaturen der Abwärme.

 

 

 

5. Potenzial-Analyse

Potenzialermittlung der Kraft-Wärme-Kopplung

Die Potenzialanalyse basiert auf den Ergebnissen der KostenNutzen-Analyse und zeigt auf, welche Mengenentwicklungen sich für Deutschland insgesamt daraus ergeben können.

Private Haushalte und GHD

Die Arbeiten zur Ermittlung der Potenziale der leitungsgebundenen KWK beruhen auf dem methodischen Konzept der Detailanalyse von 41 repräsentativen Modellstädten und deren Ergebnisübertragung auf vergleichbare Städte. Die Fortschreibung des Wärmebedarfs berücksichtigt Sanierungsund Neubaueffekte. Die Modellstädte werden anhand ihrer Siedlungsstruktur in insgesamt 1.403 Cluster unterteilt. Für alle wird die Wirtschaftlichkeit der KWK einzeln untersucht; einmal für volkswirtschaftliche, einmal für betriebswirtschaftliche Betrachtungsweise. Es werden jeweils zwei Anschlussgrad (AG)-Szenarien untersucht (90 % und 45 %). Die Ergebnisse des erstgenannten Szenarios zeigt Tabelle 1.

Kraft-Wärme-Kopplung Tabelle

Bei einem auf 45 % verringerten Anschlussgrad sinken die Potenziale auf rund ein Viertel. Die Ergebnisse weisen eine hohe Sensibilität auf; geringfügige Änderungen der Rahmenbedingungen führen zu einer deutlichen Veränderung der Resultate. Auf die Städte mit mehr als 150 Tsd. Einwohner in den ABL entfällt jeweils rund die Hälfte des Potenzials.

Die Potenziale der Objekt-KWK basieren auf einem Vollkostenvergleich mit einem Gaskessel für 8 typische Anwendungsfälle. Zur Vermeidung von Doppelzählungen mit den Fernwärme-KWKPotenzialen kommen nur diejenigen Gebäude der Modellstädte in Betracht, die sich außerhalb der wirtschaftlichen FernwärmeKWK-Clustern befinden. Es ergeben sich Ergebnisse gemäß Tabelle 2.

Die Werte bei volkswirtschaftlicher Betrachtungsweise liegen aus zwei Gründen deutlich niedriger: die „Erfolgsquote“ der untersuchten Teilmengen ist deutlich niedriger, zudem sind die zur Verfügung stehenden (Cluster-)Mengen wesentlich geringer. Von zentraler Bedeutung ist die Stromeigennutzungsquote. Je höher diese ist, desto eher sind KWK-Anlagen ökonomisch konkurrenzfähig.

Tabelle 13: Objekt-KWK-Potenziale (Szenario AG 90)

Bei einem auf 45 % verringerten Fernwärme-Anschlussgrad erhöhen sich die zur Verfügung stehenden Mengen und damit näherungsweise auch die Potenziale auf das Doppelte.

Die Potenzialanalyse baut auf den Ergebnissen der KostenNutzen-Analyse auf, bspw. auf den Wärmeerzeugungskosten von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und Gaskesseln. Während im Rahmen der Kosten- Nutzen-Analyse typische Musterfälle berechnet werden, so erweitert die Potenzialanalyse diese Perspektive und zeigt auf, welche Mengen sich für Deutschland insgesamt daraus ergeben können. Die berechneten Potenziale lassen sich in den einzelnen Teilbereichen mit dem jeweiligen Status quo vergleichen und geben Hinweise darauf, wie sich der Markt entwickeln könnte bzw. welche Entwicklungen durch geeignete politische Flankierung motiviert werden könnten.

Es erfolgt eine Trennung nach der „Siedlungs-“ und ObjektKWK (Wohnund GHD-Nichtwohngebäude, Bearbeiter: IFAM) und der industriellen KWK (Bearbeiter: IREES). Durch die sektorale Trennung gibt es zwischen den beiden Untersuchungsbereichen wenige Schnittstellen. Der Fernwärmebezug von Industriebetrieben ist derzeit relativ gering, ebenso wie die Nutzung von industrieller Abwärme durch die Fernwärmewirtschaft.

5.1 Potenzial-Ermittlung für die Sektoren Private Haushalte und GHD

  •   Potenzialen der „Siedlungs-KWK“, also dem KWK-Einsatz im Rahmen von Fernund Nahwärmesystemen (in Folgenden auch als Fernwärme-KWK bezeichnet) und 
  •   Potenzialen der Objekt-KWK, also dem Einsatz im Rahmen der Einzelobjektversorgung bzw. Kleinstverbünden ohne Wärmenetz.
    Diese Potenziale überlappen sich, weil es regelmäßig größere Objekte gibt, die als Objekt-KWK wirtschaftliche Lösungen darstellen und sich gleichzeitig in einem wirtschaftlichen Fernwärmegebiet befinden (und dort ggfs. eine wichtige Rolle für die Wirtschaftlichkeit des Gesamtgebietes spielen). Da im Regelfall die Einbindung in wärmeleitungsgebundene Systeme die wirtschaftlichere Option darstellt, ist dies die führende Betrachtungsweise. Sie ist aus dem Bestreben motiviert, die maximalen Potenziale zu ermitteln und stellt keine Wertung von „großer“ und „kleiner“ KWK dar. Die Vorgehensweise zur Trennung der beiden Potenzialanalysen findet sich in Abschnitt 5.1.2.2.
    Aufgrund der höheren technischen Komplexität (im Vergleich zur Kälteerzeugung mittels strombetriebener Kompressionskältemaschinen) und oft auch höheren Kosten kommt die Kraft-WärmeKälte-Kopplung heute nur in wenigen Nischen vor die Kälteversorgung ist für das Segment der Siedlungs-KWK derzeit praktisch vernachlässigbar.
    Es gibt einzelne interessante Anwendungsfälle; die Bearbeitung erfordert aber einen zu großen Analyseaufwand. Zudem lassen sie sich nicht sinnvoll in die Bearbeitungsmethodik, welche eine räumliche Verortung erfordert, eingliedern. Ein Beispiel sind Rechenzentren, die durch einen ganzjährigen, sehr gleichmäßigen Kühlbedarf gekennzeichnet sind. Allerdings wiesen im Jahr 2013 nur etwa 350 der 50.000 Rechenzentren in Deutschland eine Fläche größer 500 m2 auf (BI, 2014). Durch den vermehrten Einsatz der freien Kühlung können außerdem mehr als 50 % der entstehenden Abwärme ohne Einsatz einer Kältemaschine abgeführt werden. Die Volllaststundenzahl der Kältemaschine sinkt im Gegenzug ab und reduziert die Eignung der KWKK deutlich, weshalb das wirtschaftliche Potenzial der KWKK als nur sehr gering eingeschätzt wird (TUB 2012). 
  • Potenziale der wärmeleitungsgebunden Kraft-Wärme-Kopplung

     

    Die Ermittlung der wärmeleitungsgebundenen Siedlungs-KWKPotenziale erfolgt ohne Berücksichtigung der bestehenden Wärmeversorgungsstrukturen, weil diese im benötigten Detaillierungsgrad (konkreter Netzverlauf mit bestehenden Anschlüssen), der im Folgenden genauer beschrieben wird, nicht flächendeckend beschafft werden können. Eine Hochrechnung auf Basis einzelner Beispiele ist nicht zielführend, weil es eine zu große Vielfalt an Versorgungssituationen in den Städten gibt, die sich nicht verallgemeinern lassen nicht zuletzt aufgrund der unbekannten hydraulischen Freiheitsgrade, die bestehende Netze hinsichtlich Verdichtung und Erweiterung im Einzelfall noch bieten. Auch die für die Ermittlung von Verteilkosten noch anzurechnenden Kapitalkosten sind unbekannt.

    Daraus ergibt sich eine konservative Abschätzung der KWKPotenziale, da alle Netze als neu zu verlegend betrachtet werden.

     

    Grundsätzliche Vorgehensweise

     

    Die Potenzialanalyse für die wärmeleitungsgebundene KWK gliedert sich in mehrere Arbeitspakete:

    •   Ein Arbeitspaket beschäftigt sich mit der Datenerhebung für alle Städte / Gemeindeverbände in Deutschland sowie deren Einteilung in Stadtkategorien in Hinsicht auf eine gute Übertragbarkeit von Detailerkenntnissen. Dabei sind die Unterschiede zwischen Städten in den ABL und den NBL zu berücksichtigen. 
    •   Für alle Städte / Gemeindeverbände in Deutschland muss die Abschätzung des jetzigen und die Hochrechnung des zukünftigen Wärmebedarfs erfolgen. 
    •   Eine größere Anzahl an Städten (Modellstädte) wird detailliert untersucht. Dazu gehören vor allem Städte, zu denen dem IFAM Verbrauchsdaten vorliegen bzw. vergleichbare Daten in hoher Auflösung (z. B. Wärmebedarf nach Baublöcken) beschafft und aufbereitet werden können. Sie bilden die Basis für etliche Detailanalysen. Verwendung finden dabei zumeist 3-D Laserscanningdaten, aber auch Informationen aus Schrägluftaufnahmen. 
    •   Darüber hinaus erfolgt eine Clusterung dieser Modellstädte, um unterschiedliche Siedlungsgegebenheiten berücksichtigen zu können. Ebenso kleinräumig werden Mengengerüste für Verteilleitungen und Hausanschlüsse erfasst. 
    •   In einer Wirtschaftlichkeitsrechnung werden die Stadtcluster dann auf die Wirtschaftlichkeit von Fernwärme-KWK hin analysiert. Als Ergebnis liegt eine nach Clustern untergliederte KWK-Potenzialmenge in Abhängigkeit des jeweiligen Szenarios vor.
    • Schließlich werden die gewonnenen Erkenntnisse aus den Clustern und Modellstädten genutzt und die Hochrechnung auf das Siedlungs-KWK-Potenzial insgesamt in Deutschland durchgeführt.

      Das Bearbeitungsschema verdeutlicht Abbildung 16.

Tabelle 14: Definition der Stadtkategorien

Tabelle 14: Definition der Stadtkategorien

Bildung von Stadtkategorien

In Deutschland gibt es 4.598 Städte / Gemeindeverbände. 780 Gemeindeverbände weisen mindestens 20.000 Einwohnern auf und bieten erhöhte Chancen auf eine Fernwärmewürdigkeit. Da sich die Gemeindeverbände strukturell stark voneinander unterscheiden, werden möglichst homogene Kategorien gebildet, die Städte aufgrund der Einwohnerzahl und der Zugehörigkeit zu den Alten bzw. Neuen Bundesländern (ABL / NBL) zusammenfassen. Strukturelle Grundlage bildet vor allem die Siedlungsdichte, die anhand der Wohnflächen (Stabu, 2014a) und Einwohner, jeweils pro km2 Siedlungsfläche (BBSR, 2013), ermittelt wird. Eine Abweichung stellt Kategorie VI dar. Sie beinhaltet Städte in der Peripherie einer Großstadt, weil sich diese durch die Nähe zu einem Oberzentrum (benachbarte Großstadt) siedlungstypologisch von Städten vergleichbarer Größe (Kategorie IV und V) unterscheiden. Kategorie IX umfasst alle Gemeindeverbände mit weniger als 20.000 Einwohnern. Die Aufteilung auf die Kategorien zeigt Tabelle 14.

Wärmebedarf der Städte / Gemeindeverbände

Die Grundlage der Hochrechnung bilden die Tabellen Wohnraum nach Baujahr und Zahl der Wohnungen im Gebäude (Stabu, 2014a) und Wohnungen nach Baujahr (Stabu, 2014b). Die Baualtersklassen aus der amtlichen Statistik werden mit den Baualtersklassen, die dem IFAM aus den Modellstädten vorliegen, vereinheitlicht. Es schließt sich die Zusammenführung der Einzeldaten auf Ebene der Gemeindeverbände an. Für jeden Gemeindeverband wird dann die Anzahl der Wohnungen in Einfamilienhäusern, Zweifamilienhäusern sowie in Mehrfamilienhäusern ermittelt.

Aus (Stabu, 2012) ergibt sich die mittlere Größe einer Wohnung, getrennt nach Neuen und Alten Bundesländern, nach Gebäudegröße sowie nach Baualtersklassen. Durch Multiplikation mit der Anzahl der Wohnungen lässt sich die Wohnfläche auf Ebene der Gemeindeverbünde unterteilt für Einfamilienhäuser, Zweifamilienhäuser sowie Mehrfamilienhäuser und nach Baualtersklassen berechnen.

Für diese Struktur der statistischen Daten müssen aus den Modellstädten flächenspezifische Wärmebedarfswerte (Nutzenergie) abgeleitet werden. Die zu bestimmenden Typologiewerte beruhen auf einer Basis von mehr als einer Viertelmillion Einzelverbrauchsdaten, die dem IFAM im Rahmen von diversen Projekten zur Verfügung gestellt wurden. Zur Überprüfung des Verfahrens wird der anhand der statistischen Daten ermittelte Wert mit demjenigen der digitalen Wärmekarten abgeglichen; es ist nur eine geringfügige Korrektur der Ausgangstypologiewerte erforderlich.

In der Summe ergibt sich für Deutschland ein Bedarf in Höhe von 538 TWh/a. Dieser liegt in der Mitte zwischen zwei zur Plausibilitätsprüfung herangezogenen Vergleichswerten. In (AGFW, 2010) wird für das Jahr 2005/6 ein Wert von 576 TWh/a ausgewiesen; eine nur ungefähr mögliche Abschätzung anhand der Endenergiestatistik für Deutschland (BMWi, 2014) führt zu einer Summe von 506 TWh/a.

Die Bestimmung des Wärmebedarfs der Nichtwohngebäude ist bekanntermaßen mit größeren Unsicherheiten verbunden, da es keine flächendeckenden, statistischen Daten wie bei Wohngebäuden gibt. Gründe sind vor allem die große Heterogenität sowie die schwierige Abgrenzung zur Industrie. In einem umfangreichen, laufenden Forschungsprojekt des IFAM (IFAM, 2014) wird dieser Umstand aktuell bestätigt. Die Modellstädte bieten jedoch eine relativ gute Grundlage aufgrund der Einzelgebäudeauflösung und der Integration vieler realer Verbrauchswerte. Die Anwendung unterschiedlicher methodischer Ansätze über Siedlungsflächenanteile und Beschäftigtenzahlen nach Branchen zeigte jeweils eine nicht befriedigende Korrelation mit den aus Verbrauchsdaten bekannten Bedarfswerten der Modellstädte. Als am besten geeignet hat sich eine Hochrechnung auf Basis der Nichtwohngebäude durch einen nach Stadtkategorien differenzierter Bezugsfaktor zum jeweiligen Wärmebedarf der Wohngebäude herausgestellt. So errechnet sich für den GHD-Sektor ein Gesamtbedarf von

224 TWh/a; was eine ausreichend gute Übereinstimmung zu der nur grob möglichen Abschätzung anhand der Endenergiestatistik für Deutschland (BMWi, 2014), die 202 TWh/a ergibt, bedeutet.

Insgesamt wird damit ein Nutzwärmebedarf von 762 TWh/a für die Summe der Sektoren Private Haushalte und GHD in Deutschland ermittelt. Die räumliche Auflösung nach Kreisen ist in Abbildung 17 visualisiert.

Abbildung 17: Karte des Nutzwärmebedarfs der Sektoren Private Haushalte und GHD

Auswahl und Datengrundlage der Modellstädte

Die Auswahl der Modellstädte ergibt sich zunächst aus der Verfügbarkeit, da sehr hochauflösende Daten (siehe Aufstellung in Tabelle 79 im Anhang in Abschnitt 9.2.1) benötigt werden. Diese lassen sich im Rahmen dieser Potenzialstudie nur in sehr beschränktem Maße neu erarbeiten. Die Basis bilden deshalb Daten aus Modellstädten, die dem IFAM aus vorherigen Projekten auf Ebene der Einzelgebäude vorliegen. Gleichzeitig ist es wichtig, eine ausreichende Zahl an Modellstädten in jeder Kategorie zu nutzen, um zu repräsentativen Durchschnittswerten zu kommen. Dies gilt umso mehr, je wichtiger eine Kategorie für die Potenzialerhebung ist; also je höher die Einwohnerzahl ist. Jedoch beschränkt der damit deutlich wachsende Aufwand den bearbeitbaren Umfang, also die Zahl der Modellstädte.

Um die Zahl der Modellstädte zu erhöhen, wurden zudem gezielt Wärmeatlanten anderer Städte, insbesondere aus den NBL, angefragt. Zusätzlich hat das IFAM Recherchen zu KWK-Betrachtungen und Potenzialanalysen für alle Bundesländer durchgeführt. Außerdem erfolgte in den meisten Fällen eine persönliche Ansprache der entsprechenden Stellen, meist der Ministerien. Es ergaben sich wenig einschlägige Datengrundlagen, häufig werden KWKOptionen im Rahmen von Energiekonzepten o. ä. mit behandelt. Diese Erkenntnisse lassen sich aufgrund der Heterogenität der Vorgehensweise und der Rahmenannahmen jedoch in der Regel nur als Orientierung nutzen. Das Hauptaugenmerk bei der Ermittlung der Potenziale liegt somit auf den Modellstädten.

Aus den folgenden Bundesländern liegen für Modellstädte detaillierte Daten vor, wodurch eine ausreichende Bandbreite siedlungstypologischer Verhältnisse in Deutschland abgebildet wi

  •   Nordrhein-Westfalen 
  •   Niedersachsen 
  •   Rheinland-Pfalz 
  •   Brandenburg 
  •   Mecklenburg-Vorpommern 
  •   Thüringen
    Insgesamt stehen 41 Städte als Modellstädte zur Verfügung. Tabelle 78 im Anhang (Abschnitt 9.2.1) zeigt die Zuordnung zu den Stadtkategorien.
    Um eine möglichst homogene Datenbasis zu schaffen, müssen die Daten der einzelnen Modellstädte überarbeitet und vereinheitlicht werden. Als Ergebnis stehen auf Ebene der Einzelobjekte in den einzelnen Modellstädten zahlreiche Attribute zur Verfügung. Sie sind in Tabelle 79 im Anhang aufgelistet und näher erläutert. 

Der Wärmebedarf der 41 Modellstädte basiert insgesamt auf über 1,1 Mio. Gebäuden mit den oben dargelegten Detaildaten. Da auch sämtliche realen Lageinformationen berücksichtigt werden können, zeigt dies zum einen die hohe Qualität der Datenbasis auf, zum anderen die Verbesserung gegenüber der letzten nationalen KWK-Potenzialstudie, in der mit repräsentativen Siedlungstypologien gearbeitet wurde.

Fortschreibung des Wärmebedarfs

Die Entwicklung des Wärmebedarfs der Wohngebäude wird bestimmt durch Sanierungseffekte sowie die Veränderung der Wohnflächensummen. Die Sanierung führt mit den von Prognos vorgegebenen Werten (diese entsprechen dem Trendszenario der Energiereferenzprognose) in der laufenden Dekade zu einer jährlichen Reduktion des Wärmebedarfs um 0,50 %/a; in den folgenden Dekaden verringert sich der Effekt sukzessive auf 0,41 %/a. Für Nichtwohngebäude wird eine um ein Viertel geringere Entwicklung unterstellt.

Im Zielszenario sind etwas höhere Sanierungseffekte als im Trendszenario hinterlegt. Um den Unterschied zu verdeutlichen, sind in Tabelle 15 die Summen aus Raumwärmebedarf und drei Viertel des Brauchwasserbedarfs (das letzte Viertel wird durch Strom oder erneuerbare Energien bereitgestellt und bei einem Anschluss an Fernwärme nicht substituiert) der beiden Szenarien vergleichend gegenübergestellt.

Zu Tabelle 15: 
Es zeigt sich, dass vor allem in den nächsten 10 −15 Jahren der Unterschied sehr gering ist; erst danach gehen die beiden Pfade stärker auseinander. Für die Kapitalwertrechnung maßgeblich sind allerdings die ersten Jahre; als DMV berechnet liegt die Differenz der beiden Szenarien bei lediglich 3,4 %). Dieser geringe Unterschied macht klar, dass die Potenzialergebnisse sich nur in sehr geringem Maße ändern würden. Zudem weisen alle Inputwerte Bandbreiten vertretbarer Annahmen auf, die sicher höher sind; d. h. geringfügig anders angesetzte Werte würden diesen Szenarienunterschied egalisieren.

Tabelle 15: Wärmebedarfsprognose für private Haushalte im Trend- und Zielszenario

Quelle: (Prognos/EWI/GWS 2014), S.261
2020 2030 2040
Trendszenario [PJ] 1.774 1.533 1.388
Zielszenario [PJ] 1.762 1.475 1.231
Differenz 0,7% 3,8% 7,9%

Tabelle 16: Wohnflächenentwicklung in Deutschland

Quelle: Prognos 2014
2011 2020 2030 2040 2050
Wohnfläche in km2 3.711 3.842 3.932 4.001 3.952
Entwicklung in % - 3,5 2,4 1,8 - 1,2

Wohnflächen, Clusterverbünde, Szenarien und Wärmeerzeugungskosten

Die Wohnflächenentwicklung für Gesamtdeutschland wird beschrieben durch die vorgegebenen Rahmenbedingungen (siehe Tabelle 16). 

Um regionale Effekte zu berücksichtigen, erfolgt eine Differenzierung auf Grundlage der Wohnflächen der Gemeindeverbände. Die Entwicklung der Zahl der Wohnungen von 2006 bis 2011 (BBSR, 2014a) stimmt mit der prognostizierten Entwicklung der Wohnflächennachfrage von 2010 bis 2025 (BBSR, 2011) gut überein und wird deshalb als Grundlage für die räumliche Differenzierung der Prognosen verwendet. Da sich die Daten auf Raumordnungsregionen beziehen, übernehmen alle Gemeindeverbände den als prozentuale Veränderung angegebenen Wert ihrer übergeordneten Region. So lässt sich jeweils die Wohnfläche pro Dekade bis 2050 ermitteln und zu einem Gesamtwert für Deutschland zusammenfassen. Diese Werte weisen eine geringe Abweichung zu den vorgegebenen Gesamtentwicklungen auf. Um diesen Korrekturfaktor werden die Dekaden bezogenen Flächenänderungsfaktoren der Raumordnungsregionen abschließend angepasst. Für Nichtwohngebäude wird ein konstanter Flächenwert angenommen.

Durch die Anwendung auch auf die Modellstädte basiert die Wirtschaftlichkeitsrechnung auf einer individuellen Berücksichtigung der Wohnflächenentwicklung in diesen Städten. Die Veränderungen werden als strukturelle Anpassungen des Bestandes modelliert (Lückenschluss / Abriss), und nicht als eigenständige Neubaugebiete, da sich deren Lage und Größe in einer Stadt nicht prognostizieren lässt.

Clusterung der Modellstädte

Die Hochrechnung des Potenzials der leitungsgebundenen KWK erfolgt anhand von Ergebnissen, die für die Modellstädte ermittelt werden. Ein entscheidender Punkt im Vorfeld der Berechnung der Wirtschaftlichkeit ist die Bestimmung von Clustern in den Modellstädten. Ein Cluster ist dabei die räumliche Einheit, in der die Wirtschaftlichkeit betrachtet wird.

Die Methodik zur Clusterung von Städten wurde erstmals im Rahmen von (BEI, 2011) angewandt. In darauf folgenden Projekten des IFAM wurde sie weiterentwickelt und verbessert.

Als Grundlage für die Clusterung dient eine Wärmebedarfskarte, die spezifische Wärmedichten darstellt (siehe Abbildung 18). Der Wärmebedarf der einzelnen Gebäude wird einer Zelle in einem Raster von 40 x 40 m zugeordnet. Diese Zellenwerte werden anschließend anteilig auf die Nachbarzellen verteilt, wobei der Übertragungsanteil mit abnehmender Entfernung abnimmt. Der Fokus dieser Darstellung liegt damit nicht mehr auf dem einzelnen Gebäude, sondern auf dem räumlichen Zusammenhang der Gebäude und ihres Wärmebedarfs zueinander. Die Rasterkarten ermöglichen es, in hoher räumlicher Auflösung den Wärmebedarf einzelner Siedlungsgebiete zu visualisieren.

Abbildung 18: Beispiel einer Rasterkarte

Darauf aufbauend werden zusammenhängende Gebiete, deren Zellen über einem gewissen Schwellenwert liegen, zu einem Cluster zusammengeführt. Insbesondere im Stadtkern führt diese Methode zunächst dazu, dass ein sehr großes Cluster gebildet wird, in dem ein großer Teil des Wärmebedarfs der Stadt liegt.

Es schließt sich eine manuelle Zerteilung dieser Großcluster an, dabei werden wo möglich städtebauliche Barrieren, zum Beispiel Autobahnen oder Eisenbahnlinien bzw. siedlungstypologische Merkmale (Wechsel der Geschossigkeit) genutzt. Nach dieser manuellen Zerteilung enthält kein Cluster mehr als 15 % des Wärmebedarfs der Stadt; i.d.R. sind es weniger als 10 %. So wird sichergestellt, dass bei den späteren Wirtschaftlichkeitsanalysen kein Cluster einen zu hohen Einfluss auf das Gesamtergebnis hat. Gleichzeitig werden Cluster ausgeschlossen, deren Wärmebedarf unterhalb eines Schwellenwertes liegt, bzw. die nur sehr wenige Objekte enthalten (siehe Abbildung 19). Die Objekte dieser Cluster gehen in die Mengengerüste zur Ermittlung der Potenziale der Objekt-KWK ein.

Abbildung 19: Clusterung der Städte

Im Vergleich zu den bisherigen Studien des IFAM wird die Clusterung noch einmal weiterentwickelt, indem Clusterverbünde gebildet werden (siehe Abbildung 20). Diese Verbünde sind dadurch gekennzeichnet, dass aneinander angrenzende Einzelcluster eine Kennung für ihren Verbund erhalten. Im Gegensatz dazu gibt es „Insel-Cluster“. Diese sind durch den Umstand charakterisiert, dass eine Wärmeleitungsanbindung an ein benachbartes Cluster bzw. einen Verbund aus wirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll ist. Daraus ergibt sich, dass sich die KWK-Anlage in diesem Cluster bzw. in direkter Nähe befinden müsste, um genau die Wärmenachfrage des Insel-Clusters zu bedienen.

Bei den Verbundclustern ist die Positionierung einer oder mehrerer KWK-Anlagen ein nicht zu bestimmender Freiheitsgrad, d. h. die Wärmenachfrage im Einzelcluster hat keinen unmittelbaren Bezug zur Dimensionierung der Erzeugungsanlage. Bei der Vorstellung der Methodik der Wirtschaftlichkeitsrechnungen im folgenden Abschnitt wird dies weiter vertieft. Die Wirtschaftlichkeit wird für jedes Cluster stets einzeln geprüft, unabhängig von der Zugehörigkeit zu einem Clusterverbund.

Für die Modellstädte ergeben sich 1.403 im Weiteren bearbeitete Cluster, was im Mittel rd. 34 Cluster je Stadt entspricht.

Abbildung 20: Bildung von Clusterverbünden

Untersuchte Szenarien

Die Wirtschaftlichkeit der Nahund Fernwärme-KWK resultiert vor allem aus dem realisierbaren Anschlussgrad. Je höher dieser ausfällt, desto wirtschaftlicher ist die KWK-Lösung im Vergleich zu anderen Alternativen. Grund dafür sind die sinkenden spezifischen Wärmerzeugungsund -verteilkosten.

Die Potenzialanalyse hat das Ziel, sowohl bei betriebs(B) als auch bei volkswirtschaftlicher (V) Betrachtung die maximalen wirtschaftlichen Potenziale zu ermitteln. Diese ergeben sich bei einer flächendeckenden KWK-Versorgung der Cluster. Da es in der Realität stets einen bestimmten Anteil an Gebäuden gibt, die sich aus technischen oder kundenspezifischen Gründen nicht an ein Fernwärmenetz anschließen lassen, werden diese Varianten mit einem Anschlussgrad (AG, bezogen auf den Wärmebedarf) in Höhe von 90 % statt 100 % gerechnet (Kurzbezeichnungen: AG 90 B / AG 90 V). Der Verteilnetzausbau erreicht 100 % des in einem Cluster maximal möglichen Ausbaus.

Der Anschlussgrad gibt die Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsanalysen der Cluster an; er bedeutet nicht, dass 90 % der gesamten Stadt auch als angeschlossenes Fernwärme-Potenzial gezählt werden. Für das Potenzial gezählt werden ausschließlich diejenigen Cluster, die sich als wirtschaftlich herausstellen (und dort dann jeweils 90 % oder 45 % entsprechend des Anschlussgrades).

Da sich in der Praxis so hohe Anschlussgrade nur in Ausnahmefällen finden, werden zum Vergleich zwei weitere Szenarien mit einem auf die Hälfte reduzierten Anschlussgrad in Höhe von 45 % gerechnet (Kurzbezeichnungen: AG 45 B / AG 45 V). Dies ermöglicht eine gewisse Optimierung durch Nichtversorgung unattraktiver Straßenabschnitte sowie den Anschluss etwas überdurchschnittlich großer Gebäude; der Effekt wird mit einer Höhe von

10 % sehr moderat angesetzt. Der Verteilnetzausbau ist somit nur bis zu 90 % (9/10) des in einem Cluster maximal möglichen Ausbaus erforderlich. Um 45 % des Wärmebedarfs in diesem Cluster anzuschließen, sind nur 40,5 % (9/10) aller Gebäude anzuschließen.

Daraus ergibt sich, dass der Verteilnetz-Investitionskostenbedarf, um vom Szenario AG 45 auf das Szenario AG 90 zu kommen, gerade nur diese angesetzten 10 % Optimierungseffekt beträgt. Bereits im Szenario AG 45 muss das Verteilnetz nahezu flächendeckend aufgebaut werden; der große Mengenunterschied ergibt sich nur bei den Hausanschlussleitungen. Als Orientierung zum benötigten Verteilnetzbedarf beim Vollausbau können die Größenordnungen 350 km / 600 km / 1.100 km für Städte der Kategorien III I dienen.

Der durchschnittliche aktuelle Anschlussgrad in Deutschland lässt sich nicht belastbar angeben, da solche sensiblen Daten den Autoren nur für wenige Versorgungsgebiete bekannt sind und nicht veröffentlicht werden können. Zudem wird der Anschlussgrad in der Regel nur für das durch das Netz erreichbare Teilgebiet, nicht aber auf die Gesamtstadt bezogen angegeben.

5.1.1.8 Methodik der Wirtschaftlichkeitsrechnung

Die verwendete Methodik basiert auf den Arbeiten im Projekt zur KWK-Potenzialermittlung für das Land Nordrhein-Westfalen (BEI, 2011), bei dem sie intensiv mit Vertretern von Energieversorgungsunternehmen und relevanter Verbände diskutiert und abgestimmt wurde. Sie wird für dieses Projekt in einzelnen Details variiert und weiterentwickelt.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen stets wärmeseitig.

Sie beruhen auf einem dynamischen Verfahren, welches einen Zeitraum von 30 Jahren (2014 − 2043) umfasst. Dies resultiert aus dem Bezug zur Kosten-Nutzen-Rechnung sowie dem ebenso langen Abschreibungszeitraum der Verteilnetzleitungen. Um die zahlreichen Cluster berechnen und gut miteinander vergleichen zu können, ist es erforderlich, den Kapitalwert (als Realwert in €2013 ohne MwSt.) auf die jeweiligen Energiemengen zu beziehen, woraus spezifische Werte (€/MWh) resultieren, stets angegeben als Discounted Mean Value (siehe Abschnitt 4.2). Da es sich um einen finanzmathematischen Gesamtwert für den Betrachtungszeitraumhandelt, sind die Ergebnisse mit heutigen Werten nicht direkt vergleichbar.

Die Bewertung der Wirtschaftlichkeit erfolgt für jedes der 1.403 Cluster nach folgender Bedingung (alle Angaben in €/MWh):

Anlegbarer Fernwärmepreis Wärmeerzeugungskosten Wärmeverteilungskosten = x €/MWh

Die Wirtschaftlichkeit einer KWK-Lösung ist immer dann gegeben, wenn die Summe der Kosten niedriger liegt als die Kundeneinnahmen (x > 0), also den marktfähigen (anlegbaren) Fernwärmepreis ermöglicht. In den nachfolgenden Abschnitten werden die einzelnen Bestandteile näher erläutert.

Das Ergebnis dieser Clusterrechnungen ist zunächst die Summe des Wärmebedarfs in den wirtschaftlichen Clustern, ausgedrückt als wirtschaftlicher KWK-Anteil am Gesamtwärmebedarf einer Stadt bzw. Stadtkategorie. Wird dieser Bedarf mit dem im jeweiligen Szenario (siehe Abschnitt 4.1) angesetzten Anschlussgrad multipliziert, ergibt sich der tatsächlich mit Fernwärme-KWK versorgbare Wärmebedarf. Aus diesem Wert kann unter Berücksichtigung der Netzverluste, der Anteile des Spitzenkessels sowie der Stromkennzahl bei der Erzeugung die Höhe der KWKErzeugungsmengen (Wärme und Strom) berechnet werden.

Eine solche Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist stets mit dem Nachteil verbunden, dass sich dabei eine „digitale“ Entscheidung wirtschaftlich vs. nicht wirtschaftlich ergibt. Cluster mit einem (ggfs. sehr knappen) Ergebnis x > 0 gehen in die als wirtschaftlich ausgewiesene Potenzialmenge ein (dann mit vollem Wärmebedarfswert); nur ganz knapp unwirtschaftliche Cluster hingegen gar nicht. Zwei Cluster mit einem ganz geringem Ergebnisunterschied im Bereich von x = 0 sind aus wirtschaftlicher Sicht allerdings als eher gleichwertig zu bewerten.

Aus diesen Gründen weist das IFAM seine Ergebnisse für die Siedlungs-KWK in 5 €/MWh-Schritten abgestuften „Wirtschaftlichkeitsstufen“ aus. Diese Darstellung zeigt einerseits, wie robust ein angegebenes KWK-Potenzial jeweils ist und welche Teilmengen davon die Wirtschaftlichkeitsgrenze deutlich oder nur knapp überschritten haben. Andererseits bietet diese Differenzierung noch einen weiteren Vorteil. Sie ermöglichen es, die Effekte von modifizierten Wirtschaftlichkeitsannahmen und Randbedingungen zu erkennen, und das unabhängig davon, in welchen Teil der Rechnung sie eingehen (ein um 5 €/MWh höherer anlegbarer Wärmepreis bewirkt den gleichen Effekt wie um denselben Betrag reduzierte Erzeugungskosten).

Verteilkosten

Die Verteilkosten werden in der Praxis zwischen dem Energieversorgungsunternehmen und dem Kunden aufgeteilt in der Weise, dass der Kunde zum Zeitpunkt seines Anschlusses einen Baukostenzuschuss bzw. Zahlungsanteil leistet, differenziert nach Hausübergabestation, Hausanschlussleitung und Verteilnetz. In der Praxis gibt es eine gewisse Bandbreite der Verfahrensweisen, geprägt durch die jeweiligen Preissysteme, Marktsituationen und nutzbaren Zuschüsse (z. B. von der Stadt). Die konkrete Aufteilung spielt für die Potenzialberechnungen keine Rolle, da jeder Kundenanteil zwar die durch den Versorger anzusetzenden Verteilkosten reduziert, jedoch auch den anlegbaren Wärmepreis entsprechend verringert.

Von den drei oben genannten Bestandteilen hängen die Kosten der Hausübergabestation lediglich vom Leistungswert des Gebäudes ab (sind also vom Wärmenetz unabhängig), die beiden anderen ergeben sich individuell aus den konkreten Netzlängen, d. h. sie lassen sich nicht einheitlich (repräsentativ) für eine Gebäudegröße angeben. Deshalb ist es zielführend, in den Rechnungen die Verteilkosten entsprechend aufzuteilen: der Kunde bezahlt 100 % der Kosten der Hausübergabestation (diese werden beim anlegbaren Wärmepreis angerechnet), aber leistet keine Einmalzahlungen auf die aus den Wärmeleitungen resultierenden Investkosten (diese sind somit in jedem Cluster den versorgten Gebäuden individuell zugewiesen).

In Tabelle 80 im Anhang (Abschnitt 9.2.1) finden sich die für die Berechnung der Verteilkosten relevanten Kostenansätze. Sie resultieren aus Angaben von Unternehmen und Wirtschaftlichkeitsanalysen, die das IFAM für konkrete Ausbauszenarien in unterschiedlichen Projekten angestellt hat.

In Abbildung 21 sind die Ergebnisse der Verteilkosten für den relevanten Ausschnitt aller Cluster visualisiert; dargestellt für die betriebswirtschaftliche Variante bei einem Anschlussgrad von 90 % (zur Szenariendefinition siehe Abschnitt 5.1.1.7). Es ist zu erkennen, dass ein großer Teil der Cluster niedrige Wärmedichten und deshalb hohe Verteilkosten aufweist, was bei der folgenden Wirtschaftlichkeitsrechnung der Grund dafür ist, dass die FernwärmeKWK ökonomisch nicht konkurrenzfähig ist. In Tabelle 17 sind die Mittelwerte für bestimmte Wärmedichten-Klassen angegeben.

Abbildung 21: Wärmeverteilkosten bei betriebswirtschaftlicher Betrachtungsweise im Szenario AG 90 B

Tabelle 17: Mittlere Wärmeverteilkosten bei betriebswirtschaftli- cher Betrachtungsweise im Szenario AG 90 B

Anlegbarer Fernwärmepreis

Der anlegbare Fernwärmepreis wird für diese Untersuchung nicht regional differenziert, sondern er ergibt sich als ein einheitlicher Wert aus einer Vollkostenvergleichsrechnung im Vergleich zu einer alternativen, dezentralen Gasheizung; ermittelt für eine relevante Bandbreite von Gebäuden mit einem Jahreswärmebedarf von 20 − 400 GWh/a. Je kleiner das Gebäude ist, umso höher sind die spezifischen Investitionskosten für die Heizung, was zur Folge hat, dass die Kapitalkosten einen höheren Anteil haben als bei den größeren Gebäuden, bei denen zunehmend die Brennstoffkosten das Ergebnis dominieren. Deshalb liegen die spezifischen Erzeugungskosten bei den kleineren Gebäuden höher als bei den größeren. Die Kosten der von den Kunden bezahlten HA-Stationen werden eingerechnet.

Aus der Gesamtheit der Clustern, für die sich jeweils ein mittlerer Gebäudewärmebedarf je Hausanschluss ermitteln lässt, kann die Verteilung der unterschiedlichen Anschlussfälle abgelesen werden. Über den gewichteten Mittelwert ergibt sich schließlich ein einheitlicher anlegbarer Wärmepreis, der die Kostenparität hinsichtlich der Gesamtheit aller Gebäude wiedergibt. Die berechneten Werte lauten 89,5 €/MWh für die betriebswirtschaftliche und 79,4 €/MWh für die volkswirtschaftliche Betrachtung. Der Unterschied resultiert in nur geringem Maße aus dem niedrigeren Zinssatz der Kapitalkosten, wesentlich relevanter ist der Einfluss der Energiesteuer.

Spezifische Wärmeerzeugungskosten

Die spezifischen Wärmeerzeugungskosten sind in erster Linie abhängig von der eingesetzten KWK-Anlage. Für die leitungsgebundene Wärmeerzeugung werden die folgenden Anlagen untersucht (siehe Tabelle 9 für Anlagenkennwerte): 50 kWel, 500 kWel,

2 MWel, 10 MWel BHKW-Anlagen sowie 20 MWel, 100 MWel, 200 MWel und 450 MWel GuD-Anlagen. Für alle Anlagen sind 4.000 Volllaststunden pro Jahr berücksichtigt und es wird angenommen, dass sie 75 % der Jahreswärme bereitstellen.

Abbildung 22 und Abbildung 23 zeigen die Wärmeerzeugungskosten (jeweils volksund betriebswirtschaftlich) für die BHKWund GuD-Anlagen.

Wärmeerzeugungskosten

Die Abbildungen zeigen folgende Effekte:

  •   Sowohl bei der volks- als auch bei der betriebswirtschaftlichen Betrachtung steigen die Wärmerzeugungskosten der BHKW-Anlagen im unteren Leistungsbereich für die kleinsten Anlagen deutlich an. Im oberen Leistungsbereich verringern sie sich bei volkswirtschaftlicher Betrachtung mit steigender Leistung, bei betriebswirtschaftlicher Sicht ist allerdings ein Anstieg von der 2 MW-Anlage auf die 10 MWelAnlage zu erkennen. Dies kommt durch die Teilnahme am ETS zustande, an dem sich alle Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung oberhalb von 20 MW beteiligen müssen. Eine bis zur 10 MW Anlage reichende Korrelationsgerade ist deshalb nicht sinnvoll (durch die gestrichelte Linie verdeutlicht). 
  •   Die Wärmeerzeugungskosten der GuD-Anlagen nehmen bei volkswirtschaftlicher Betrachtung mit steigender Anlagengröße ab, bei betriebswirtschaftlicher Sicht ist hingegen ein Anstieg zu verzeichnen. Letzteres ist begründet durch die Erhöhung der Stromkennzahl bei steigender Anlagengröße. Dadurch steigen die Kosten für den Brennstoff, die Wartung und das Kapital bezogen auf die MWh Wärme an, was nicht mehr – wie in der Vergangenheit üblich – durch Einnahmen aus dem Verkauf des Stroms überkompensiert wird.
    Die Differenz zwischen den beiden Kurven resultiert u. a. aus dem bereits beim anlegbaren Wärmepreis beschriebenen Effekt; er wirkt hier prozentual jedoch deutlich stärker aufgrund des geringeren Erzeugungskostenniveaus. Außerdem ist der Kapitalkostenanteil bei KWK-Anlagen höher; hinzu kommt auch das wirksame Zinsdelta beim Stromverkauf, den es bei Gaskesseln nicht gibt. In der Summe ergeben sich größere Unterschiede zwischen betriebsund volkswirtschaftlicher Betrachtung.
    Eine alternative Interpretation der volkswirtschaftlichen Rechnung, bei der die Beträge der CO2-Abgabe, der KWKsowie der EEGUmlage mit berücksichtigt würden6, ergäbe keine grundsätzliche Änderung der Verhältnisse. Die beiden erstgenannten Positionen wirken gegeneinander, die EEG-Umlage ist nicht relevant, da kein Eigenstromverbrauch vorliegt.
    Die Ergebnisse werfen die Frage auf, welche Erzeugungskosten für die Rechnungen anzusetzen sind. Wie bereits bei der Clusterung der Modellstädte erläutert wurde (siehe Abschnitt 5.1.1.6), ergibt sich für „Insel-Cluster“ eine Dimensionierung anhand des Bedarfs dieses Clusters und die dazugehörigen Kosten aus den Korrelationsgleichungen.

    Bei Verbundclustern gibt es Freiheitsgrade hinsichtlich des Anlagenparks. Aus den Ergebnissen lässt sich ablesen, dass bei betriebswirtschaftlicher Darstellung größere BHKW und kleinere GHD-Anlagen das wirtschaftliche Optimum darstellen; dies ist derzeit auch einen praxisgerechter Anlagenmix. Da die beiden Werte nah beieinander liegen (BHKW 55 €/MWh, GUD 61 €/MWh), wird der Mittelwert, also 58 €/MWh angesetzt.

    Bei der volkswirtschaftlichen Rechnung sinken die Erzeugungskosten mit größeren Anlagenleistungen zwar leicht, zur besseren Vergleichbarkeit der beiden Betrachtungsweisen wird jedoch ein identischer Anlagenmix angesetzt. Aus den Einzelwerten (BHKW 41 €/MWh, GUD 47 €/MWh) ergibt sich der verwendete Wert zu 44 €/MWh.

 

 

Tabelle 18: Eingangsdaten der Wirtschaftlichkeitsrechnung für die Berechnung der Fernwärme-KWK-Potenziale

Sonstige Annahmen und Eingangswerte

5.1.1.9 Ergebnisse in den Stadtkategorien

Bei der Wirtschaftlichkeitsrechnung wird jedes Cluster, für das sich die Fernwärme-KWK als wirtschaftlich erweist, mit seinem Wärmebedarfsanteil am Gesamtwärmebedarf dieser Stadt erfasst. Die Summe ergibt denjenigen Anteil des Nutzwärmebedarfs, der in diesem Szenario durch KWK adressiert werden kann. Durch eine Mittelwertbildung der Ergebnisse der Städte einer Kategorie ergibt sich der Anteil für jede Stadtkategorie. Die Ergebnisse in den Wirtschaftlichkeitsstufen (Tabelle 81 bis Tabelle 84 im Anhang in Abschnitt 9.2.1) zeigen auf, in welchem Maße sich das Potenzial ändert in Abhängigkeit von modifizierten Eingangswerten. Um die Ergebnisse der einzelnen Szenarien besser vergleichen zu können, beziehen sich die Werte bei den Wirtschaftlichkeitsstufen einheitlich auf die Wärmenachfrage in den Clustern ohne Berücksichtigung des Anschlussgrades. In der rechten Spalte dieser Tabellen ist für den Referenzfall (> 0 €/MWh) jeweils angegeben, welcher Bedarfsanteil durch die Fernwärme-KWK in dem dargestellten Szenario angeschlossen wird (geeigneter Bedarf * Anschlussgrad).

Es zeigt sich eine hohe Sensibilität der Ergebnisse. Geringfügige Änderungen der Eingangswerte führen zu einer deutlichen Veränderung der Werte: bei einer Verbesserung / Verschlechterung des spezifischen Wertes um lediglich 5 €/MWh ändern sich die Faktoren im Mittel bspw. im Szenario AG 90 B um rund +/30 %. Dies belegt, dass es zahlreiche Fälle gibt, die sich im Grenzbereich der Wirtschaftlichkeit bewegen – kleine Veränderungen der Marktoder Fördersituation entfalten schnell eine erhebliche Wirkung. Bei volkswirtschaftlicher Rechnung fällt die relative Veränderung aufgrund des deutlich höheren Gesamtniveaus geringer aus.

Tabelle 19: Ergebnisse der Szenarien zur Fernwärme-KWK

Tabelle 19: Ergebnisse der Szenarien zur Fernwärme-KWK
Tabelle 19: Ergebnisse der Szenarien zur Fernwärme-KWK

Tabelle 19 zeigt die Ergebnisse für die vier Szenarien im Überblick. In der linken Tabellenhälfte ist der in wirtschaftlichen Clustern adressierbare Nutzwärmebedarf angegeben ohne Berücksichtigung des Anschlussgrades, in der rechten Hälfte mit Berücksichtigung des Anschlussgrades. Die Umrechnung dieser Wärmemenge am Abnahmepunkt auf die KWK-Wärmeund KWK-StromErzeugungsmengen erfolgt im Rahmen der Hochrechnung der Fernwärme-KWK-Potenziale auf Deutschland.

Die Ergebnisse belegen die zu erwartende Abstufung zwischen den Stadtkategorien. Die größten Anteile finden sich in den Großstädten, weil es dort die meisten Cluster mit hohen Wärmedichten bzw. Wärmeliniendichten gibt, die zuerst in die Wirtschaftlichkeit kommen. Das Ergebnis von Kategorie VII (> 80.000 Einwohner, NBL) spiegelt die andere Bebauungssituation (mehr große Mehrfamilienhäuser) im Vergleich zu Städten gleicher Größe in den ABL wider.

Die Anteile des Szenarios AG 90 liegen geringfügig unter denjenigen der KWK-Potenzialanalyse für Nordrhein-Westfalen (BEI, 2011), bei der die Stadtkategorien allerdings etwas anders definiert wurden. Ein Grund dafür sind veränderte Inputwerte. Der deutlichen Verringerung des Börsenstrompreises, welche die Wirtschaftlichkeit der KWK-Anlagen seit der damaligen Untersuchung erheblich belastet, wirkt die danach vollzogene Änderung im Energiesteuerrecht entgegen.

Bei volkswirtschaftlicher Rechnung (Szenario AG 90 V) verbessern sich die Ergebnisse deutlich; die Verhältnisse der Stadtkategorien zueinander bleiben im Wesentlichen erhalten. Der Grund dafür ist, dass im Vergleich zur betriebswirtschaftlichen Betrachtungsweise die Verbesserung bei den Erzeugungskosten (für die Verbundcluster 14 €/MWh) die Verschlechterung bei den anlegbaren Wärmepreisen (für die Verbundcluster 10 €/MWh) deutlich überwiegt. Hinzu kommen verringerte Verteilkosten (im Mittel rund 6 €/MWh), weil sich die aus der Reduktion des Zinssatzes von 3 % auf 8 % resultierenden Effekte sehr viel stärker auswirken als der Wegfall der BAFA-Förderung. Die Verteilkosten werden durch die hohen Kapitalkostenanteile bestimmt. In der Summe ergibt sich eine Verbesserung der KWK um rund 10 €/MWh.

Bei den Szenarien mit einem Anschlussgrad von 45 % kommt es zu einer erheblichen Verschlechterung in Bezug auf die Anteile an der Wärmenachfrage in den KWK-geeigneten Clustern. Bei der betriebswirtschaftlichen Betrachtungsweise fällt die Anteilsreduktion mit im Mittel knapp über 50 % etwa genauso groß aus wie bei der volkswirtschaftlichen. Dies belegt die zentrale Bedeutung des Anschlussgrades für die Wirtschaftlichkeit leitungsgebundener KWK-Versorgungssysteme.

Unter Einbeziehung des halbierten Anschlussgrades sinken die tatsächlich angeschlossenen Wärmemengen auf rund ein Viertel im Vergleich zu einer flächenhaften Versorgung.

Abbildung 24 zeigt die Ergebnisse im vergleichenden Überblick. Dargestellt ist jeweils der Anteil des Wärmebedarfs in den wirtschaftlichen Clustern für den Referenzfall (> 0 €/MWh); also die Anteile vor Berücksichtigung des Anschlussgrades.

7. Evaluierung des KWKG

Anteil der KWK an der Gesamtstromerzeugung

Die KWK hatte im Jahr 2013 mit einer Nettostromerzeugung von 96,4 TWh (2003: 82,4 TWh) einen Anteil von etwa 16,2 % (2003: 14,2 %) an der Nettostromerzeugung in Deutschland. Die CO2 Einsparung durch die gekoppelte Erzeugung der KWK-Anlagen lag gegenüber der ungekoppelten Referenzerzeugung im Jahr 2013 bei rund 56 Mio. Tonnen.

 

Nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen

Mit der KWKG-Novelle 2009 stiegen der geförderte Zubau und die Modernisierung auf ein Niveau von zusammen über 500 MW pro Jahr. Nach der Novelle des KWKG im Jahr 2012 stieg dieser Wert im Jahr 2013 auf knapp 1.100 MW, was hauptsächlich aus einem steigenden Modernisierungsvolumen bei Anlagen ab 2 MW beruht.

Die Objektund Industrie-KWK haben sich in den letzten Jahren dynamisch entwickelt, wobei das Leistungssegment von 50 kW bis 2 MW die höchsten Zuwachsraten verzeichnet. Für diese Entwicklung dürften die Erhöhung des KWK-Zuschlags im Rahmen der KWKG-Novelle 2012 sowie die im Zeitraum von 2010 bis 2014 stark gestiegene EEG-Umlage verantwortlich sein, die die Eigennutzung des erzeugten Stroms wirtschaftlich interessanter gemacht haben.

Nach dem KWKG geförderte Wärme- und Kältenetze

In den Jahren 2009 bis 2011 wurden im Mittel 400 Trassenkilometer in Betrieb genommen. Nach der Novelle des KWKG im Jahr 2012 stieg dieser Wert sprunghaft auf gut 800 Trassenkilometer pro Jahr.

Gefördert werden der Neubau, der Ausbau, der Netzzusammenschluss und die Netzverstärkung wobei der Ausbau mit 54% und der Neubau mit 40% der Trassenkilometer das Geschehen dominieren. Bislang wurden keine Kältenetze gefördert.

 

Nach dem KWKG geförderte Wärmeund Kältespeicher

Seit Beginn der Förderung wurden 89 Speicherprojekte mit einem Gesamtspeichervolumen von etwa 8.100 m3 fertiggestellt. Weitere 81 Wärmespeicher mit einem Volumen von etwa 53.000 m2 befinden sich derzeit noch im Zulassungsverfahren. Weiterhin gibt es bekannte Planungen zum Bau von vielen weiteren Speichern mit einem Volumen von etwa 230.000 m3. Bislang wurden ausschließlich Wärmespeicher gefördert.

 

Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen

Ein kostendeckender Anlagenbetrieb ist für die öffentliche Fernwärmeversorgung unter den dargestellten Rahmenbedingungen in der kurzfristigen Perspektive bis 2020 nur für moderne SteinkohleKWK-Anlagen möglich. Mit Gas befeuerte KWK-Anlagen sind ohne Förderung in keinem der betrachteten Fälle wirtschaftlich. Mit Förderung erzielen nur Anlagen mit einem hohen elektrischen Wirkungsgrad einige Jahre einen positiven Deckungsbeitrag. Ab 2017 ist dies aufgrund der sich immer weiter annähernden Gasund Strompreise bei keiner Anlage mehr möglich. Ein Neubau von öffentlichen KWK-Anlagen für die Fernwärmeversorgung ist momentan nicht refinanzierbar.

Größere Objektund Industrie-KWK-Anlagen können hingegen unter den heutigen Förderbedingungen in geeigneten Einsatzbereichen wirtschaftlich errichtet und betrieben werden. In vielen Anwendungsfällen ergeben sich auch ohne KWK-Förderung ausreichend hohe Projektrenditen.

Verbraucher in der energieintensiven Industrie beziehen wegen der Befreiung von Umlagen ihren Strom zu geringen Kosten, so dass der Betrieb einer neuen KWK-Anlage zwar positive Projektrenditen erwarten ließe, diese aber meist deutlich unter der notwendigen Mindestrendite für eine Umsetzung des Projekts liegen. In diesem Segment könnte eine Anpassung der Förderung neue Impulse geben.

Kleinere Anlagen, vor allem in Wohnungsobjekten erreichen unter den heutigen Bedingungen keine positiven Projektrenditen. Bei negativen Projektrenditen werden Anlagen nur in Einzelfällen unter Einbeziehung nicht-monetärer Bewertungsmaßstäbe realisiert.

Bei kleinen bis mittelgroßen Anlagen der Objektversorgung hängt die Wirtschaftlichkeit sehr stark von der Stromeigennutzungsquote der Anlagen ab. In bestimmten Anwendungsbereichen wie Hotels oder Krankenhäusern können sehr gute Projektrenditen erreicht werden. In Bereichen wie z. B. der Wohnungswirtschaft lassen sich hingegen Projekte nur sehr schwierig realisieren.

Prognose der KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020

Die KWK-Nettostromerzeugung bleibt bis zum Jahr 2020 in etwa auf dem aktuellen Niveau. Bei den KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung führt die wirtschaftliche Situation voraussichtlich zu einem Rückgang der KWK-Stromerzeugung während für den Bereich der industriellen und Objekt-KWK-Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 noch ein leichter Anstieg gegenüber dem aktuellen Niveau erwartet wird. Aufgrund der Anpassungen im EEG 2014 ist in den nächsten Jahren nur noch ein geringer Zubau von biogenen KWK-Anlagen zu erwarten.

Im KWKG ist für das Jahr 2014 eine Zwischenüberprüfung vorgesehen. Dabei sollen insbesondere die Erreichung der energieund klimapolitischen Ziele der Bundesregierung, die Rahmenbedingungen für den Betrieb von KWK-Anlagen sowie die jährlichen Zuschlagszahlungen untersucht werden.

Auch in den vergangenen Jahren ist die technologische Weiterentwicklung der KWK-Anlagen weiter vorangeschritten. Über nahezu alle Leistungsbereiche hinweg hat sich die elektrische Effizienz von neuen KWK-Anlagen erhöht. Im kleinen Leistungsbereich werden immer mehr KWK-Anlagen serienmäßig mit Brennwerttechnik ausgestattet. Die Anzahl der angebotenen Module im Leistungsbereich bis 50 kW hat sich innerhalb von fünf Jahren nahezu verdoppelt. Aufgrund der Weiterentwicklung im kleinen Leistungsbereich durch den Markteintritt von Verbrennungs- und Stirlingmotoren mit einer Leistung bis 2 kW können auch Einfamilienhäuser mit einem geringen Heizenergiebedarf durch solche Mikro-KWK-Anlagen mit Strom und Wärme versorgt werden.

Eine Implementierung von fossil befeuerten KWK-Anlagen in der Objekt- sowie der Fernwärmeversorgung innerhalb den nächsten Jahre ermöglicht einerseits eine zeitnahe erhebliche CO2-Minderung durch den Ausbau einer hocheffizienten dezentralen Strom- und Wärmeerzeugung. Andererseits werden dadurch bereits heute Strukturen geschaffen, um mittelfristig relativ einfach auf technische Neuentwicklungen im KWK-Anlagenbau wie ggf. die Brennstoffzelle zurückgreifen zu können. Außerdem erscheint es einerseits technisch heute bereits möglich und andererseits im Rahmen der Energiewende mittelfristig wahrscheinlich, dass zukünftig KWK-Anlagen verstärkt Biomethan verwenden, das aus Biomasse, Windkraft oder PV-Strom (Power-to-Gas) hergestellt und über das vorhandene Erdgasnetz verteilt wird.

Das folgende Kapitel enthält die Darstellung der Entwicklung der KWK-Stromerzeugung in den zurückliegenden 10 Jahren (Kapitel 7.1) sowie die Auswertung der nach dem KWKG geförderten KWK-Anlagen, Wärme- und Kältespeicher sowie Wärme- und Kältenetze seit dem Jahr 2003 bzw. 2009 (Kapitel 7.2 bis 7.4). Auf Basis dieser Informationen sowie den durchgeführten Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit (Kapitel 7.5) erfolgt eine Prognose der Stromerzeugung aus KWK und der Kosten der KWKG-Umlage bis zum Jahr 2020 (Kapitel 7.6). Abschließend werden Empfehlungen zur Weiterentwicklung des KWKG abgegeben (Kapitel 0).

7.1 Anteil der Stromerzeugung in KWK-Anlagen an der Gesamtstromerzeugung

Die Entwicklung der KWK-Stromerzeugung ist ein wichtiger Indikator für die Situation der KWK insgesamt und in den einzelnen Größenklassen und Einsatzbereichen. Sie kann erste Hinweise auf die wirtschaftliche Situation der KWK und die Wirksamkeit der KWKFörderung für den Ausbau des KWK-Systems geben. Darüber hinaus ist der Anteil der KWK-Stromerzeugung an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland die entscheidende Messgröße zur Überprüfung des KWK-Ausbauziels (25 % im Jahr 2020).

Die folgende Tabelle 47 stellt die KWK-Stromerzeugung von 2005 bis 2013 dar. Die Daten basieren auf den Monatsberichten der Elektrizitätsversorgung, auf der Fachserie 4, Reihe 6.4 des statistischen Bundesamts und Berechnungen des Öko-Instituts. Die Anlagen sind nach Betreiber, Größenklasse und eingesetztem Brennstoff in die Gruppen Kraftwerke der allgemeinen Versorgung größer und kleiner 1 MWel, industrielle KWK und biogene KWK unterteilt. Die biogene KWK-Stromerzeugung, die nicht in der öffentlichen Statistik der Industrie und der allgemeinen Versorgung erfasst ist, wurde vom Öko-Institut für den Zeitraum von 2005 bis 2012 ermittelt. Bis zur Veröffentlichung einer einheitlichen KWKStatistik wurden die noch fehlendenden Werte für das Jahr 2013 hier jedoch anhand des zu erwartenden Anlagenzubaus fortgeschrieben. Bei den Anlagen der allgemeinen Versorgung unter

1 MW Leistung sind dies die Angaben des Bafa auf Basis des entsprechenden Anlagenzubaus und bei der industriellen KWK entsprechend der Entwicklung der gesamten Stromerzeugung in Deutschland. Bei den biogenen KWK-Anlagen wurde ein konstanter KWK-Anteil angenommen und die KWK-Stromerzeugung über die Entwicklung der gesamten biogenen Stromerzeugung in diesen Jahren berechnet.

Unter diesen Annahmen stieg die gesamte KWK-Nettostromerzeugung im Zeitraum 2005 bis 2013 um 15 TWh, von 82,4 TWh auf 96,4 TWh. Die KWK-Quote stieg im gleichen Zeitraum auf 16,2 %. Der dynamischste Zuwachs erfolgte bei der biogenen KWK, die von der EEG-Vergütung profitiert. Sie stieg von 3,2 TWh im Jahr 2005 dynamisch bis zum Jahr 2013 auf 12 TWh. Die Erzeugung in kleinen fossilen KWK-Anlagen verdoppelte sich im betrachteten Zeitraum auf 4,9 TWh. Die KWK-Erzeugung der allgemeinen Versorgung ging seit 2011 leicht zurück und sank im Jahr 2013 auf 49,7 TWh, den niedrigsten Wert seit 2005. Die Stromerzeugung der industriellen KWK stieg kontinuierlich von 25,6 TWh auf 29,7 TWh.

Tabelle 47: Entwicklung der KWK-Nettostromerzeugung im Zeitraum 2005 bis 2013

Die KWK-Stromerzeugung der allgemeinen Versorgung ist in Tabelle 47 nach Energieträgern differenziert dargestellt. Die Erzeugung aus Steinkohlen blieb mit 13,7 TWh im Jahr 2013 gegenüber 2005 nahezu konstant, in den Zwischenjahren lag sie jedoch etwas darunter. Die Erzeugung aus Braunkohle stieg in den letzten Jahren leicht auf 4,5 TWh (2013).

Auffällig ist der starke Rückgang der Erzeugung von KWK-Anlagen auf Erdgasbasis von 35,3 TWh im Jahr 2008 auf 25,8 TWh im Jahr 2013. Mögliche Gründe hierfür sind sinkende Erlöse aus dem Stromverkauf bei gleichbleibenden bis leicht steigenden Gaspreisen. Die in der Statistik der Elektrizitätsversorgung erfasste KWKStromerzeugung aus erneuerbaren und sonstigen Energieträgern stieg hingegen im gleichen Zeitraum kontinuierlich von 0,4 bzw. 1,6 TWh auf 2,2 bzw. 3,4 TWh in 2013.

7.2 Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderten KWK-Anlagen

Das KWKG in seiner aktuellen Form unterscheidet mehrere Fördertatbestände, die wie folgt differenziert werden können:

  • Das KWKG in seiner aktuellen Form unterscheidet mehrere Fördertatbestände, die wie folgt differenziert werden können:

       Neubau: Nach § 5 Absätze 1 und 2 besteht Anspruch auf die Zahlung des Zuschlags für        KWK-Strom aus hocheffizienten Anlagen, die nach dem 1. Januar 2009 und bis zum 31. Dezember 2020 in Dauerbetrieb genommen sind.

     

    •  Modernisierung: Das KWK-Gesetz bietet in § 5 Absatz 3 die Möglichkeit, eine KWK-Anlage nach einer Modernisierung der effizienzbestimmenden Teile der KWK-Anlage als „modernisierte“ Anlage fördern zu lassen. Je nach Höhe der Modernisierungsaufwendungen wird die Förderung unterschiedlich lange gewährt. Unterschieden werden in Bezug auf die Modernisierungskosten die beiden Abstufungen „mindestens 50 % der Neuerrichtungskosten“ und „mindestens 25 % der Neuerrichtungskosten“. 
    •  Nachrüstung: Gemäß § 5 Absatz 4 KWKG 2012 besteht ein Anspruch auf Zahlung des Zuschlags für KWK-Strom aus Anlagen der ungekoppelten Stromoder Wärmeerzeugung, bei denen Komponenten zur Stromoder Wärmeauskopplung nachgerüstet werden, wenn die nachgerüstete Anlage eine elektrische Leistung von mehr als 2 Megawatt hat. Durch diese Regelung sollte u. a. die Möglichkeit einer Förderung geschaffen werden, wenn eine Dampfturbine bei einem bestehenden Dampfkessel nachgerüstet wird. 

  • Die folgenden Abbildungen stellen den nach dem KWKG geförderten Zubau, die Modernisierung und die Nachrüstung von KWKAnlagen dar. Dazu wurden die vom Bafa bereitgestellten Daten ausgewertet. Der Datensatz zu den geförderten bzw. beantragten KWK-Anlagen stammt vom 16. April 2014. Die Datensätze zu Netzen und Speichern stammen vom 30. Juli 2014 und beinhalten alle zum 1. Juli 2014 vorliegenden Informationen.
    Diese Daten umfassen alle geförderten KWK-Anlagen, die auf Basis konventioneller Energieträger betrieben werden. Nicht erfasst sind die nach dem EEG-geförderten KWK-Anlagen sowie KWKAnlagen, für die die Betreiber keine Förderung nach dem KWKG beantragt haben. Letzteres dies betrifft mit hoher Wahrscheinlichkeit nur sehr wenige Anlagen. 

  • Mit der KWKG-Novelle aus dem Jahr 2009 sind der geförderte Zubau und die Modernisierung auf ein Niveau von zusammen über 500 MW pro Jahr gestiegen (vgl. Abbildung 37). Nach der Novelle im Jahr 2012 stieg die Leistung der geförderten modernisierten und neu gebauten KWK-Anlagen im Jahr 2013 auf knapp
    1.100 MW. Der Anstieg resultiert hauptsächlich aus einem steigenden Modernisierungsvolumen bei Anlagen ab 2 Megawatt. Die Nachrüstung wurde bislang nur ein einziges Mal bei einer 6 Megawatt Dampfturbine gefördert – der Fördertatbestand der „Nachrüstung“ spielt in ihrer derzeitigen Ausführung keine Rolle innerhalb des Förderregime des KWK-Gesetzes. 

Abbildung 37: Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderten KWK-Anlagen in MW in den Jahren 2003 bis 2013 (Berücksichtigung der bereits zugelassenen Anlagen und von noch nicht abschließend bearbeiteten Zulassungsanträge)

Abbildung 38 verdeutlich die Anteile von Neubau und Modernisierung der drei Größenklassen „kleiner gleich 50 KW“, „größer 50 kW bis kleiner 2 MW“ und „größer gleich 2 MW“ in den Jahren 2012 und 2013, also nach der Novelle des KWKG 2012.

Auf die Modernisierung von Anlagen mit mehr als 2 MW elektrischer Leistung entfallen 42 % der gesamten geförderten KWKLeistung dieses Zeitraums. Der Neubau in diesem Größensegment repräsentiert 27 5 der geförderten KWK-Leistung. In den Bereichen unterhalb von 2 MW spielt die Modernisierung nur eine untergeordnete Rolle. Auf den Neubau der mittleren Größenklasse entfallen etwa 23 % der geförderten KWK-Leistung und auf das kleine Segment 6 %.

Eine Anlage wurde seit 2012 im Bereich der „Nachrüstung“ zugelassen. Dabei handelt es sich um eine 6 MW-Dampfturbine.

Abbildung 38: Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderten KWK-Anlagen in MW im Zeitraum 2012 und 2013 (Berücksichtigung der bereits zugelassenen Anlagen und von noch nicht abschließend bearbeiteten Zulassungsanträgen

Im Leistungssegment bis 50 kW (vgl. Abbildung 39) betrug das geförderte Marktvolumen in den Jahren 2012 und 2013 bei 53 MW bzw. 61 MW. Kleinstanlagen mit einer Leistung von bis zu zwei kW sind ab 2010 im Markt sichtbar geworden und stellten im Jahr 2013 mit knapp 1.900 Anlagen etwa ein Viertel der geförderten Anlagen, wobei sie etwa 0,1 % der im Jahr 2013 neu geförderten Anlagenleistung ausmachen. In dieser Leistungsklasse findet sich ein breites technologisches Spektrum, das vom Otto-Motor über Stirling-Maschinen bis hin zu Brennstoffzellen reicht. Diese befinden sich in der Phase des Markteintritts bzw. kurz davor und sollten – mit Blick auf dezentrale Versorgungslösungen in dünner besiedelten Gebieten – in den kommenden Jahren besonders beachtet werden.

Im Jahr 2009 verzeichnete der Zubau im Leistungssegment bis 50 kW einen kräftigen Sprung im und lag mit knapp über 55 MW mehr als doppelt so hoch wie im Schnitt der Vorjahre. Im Folgejahr ging der Zubau deutlich auf etwa 40 MW zurück, stieg dann aber wieder und erreichte bereits im Jahr 2011 mit 52 MW wieder annähernd das Niveau des Jahres 2009. Im Jahr 2013 konnte mit 61 MW der größte Zubau seit 2002 verzeichnet werden.

Der Peak im Jahr 2009 ist auf das Zusammenfallen der KWKG-Novelle 2009 und den Start des Mini-KWK-Impulsprogramms (Klimaschutzinitiative) zurückzuführen. Das Impulsprogramm wurde jedoch Ende 2009 wieder eingestellt, was zu dem starken Rückgang im Jahr 2010 führte. Die im Zeitraum von 2010 bis 2014 stark gestiegene EEG-Umlage sowie die Erhöhung des KWK-Zuschlags im Rahmen der KWKG-Novelle 2012 dürften für den erneuten Anstieg maßgeblich verantwortlich sein, da sie insbesondere die Eigennutzung des erzeugten Stroms wirtschaftlich interessanter gemacht hat.

Das derzeitige KWK-Gesetz ermöglicht in §7 Abs. 3 den Betreibern von Mikro-KWK-Anlagen bis zu einer elektrischen Leistung von 2 kW, sich auf Antrag vom Netzbetreiber vorab eine pauschalierte Zahlung der Zuschläge für die Erzeugung von KWK-Strom für die Dauer von 30.000 Vollbenutzungsstunden auszahlen zu lassen.

Von den bis zum 8.9.2014 vorliegenden 3.435 elektronischen Anzeigen gemäß Allgemeinverfügung für Anlagen bis 2 kW und Inbetriebnahme ab dem 19.07.2012 haben sich laut BAFA-Statistik 2.246 Betreiber für eine Vergütung über 10 Jahre und 1.189 Betreiber für eine Einmalzahlung entschieden. Demnach nimmt rund jeder Dritte Anlagenbetreiber im Leistungssegment bis 2 kW die pauschalierte und mit deutlich weniger administrativem Aufwand verbundene Einmalauszahlung in Anspruch.

Außerdem ermöglicht das KWK-Gesetz 2012 gemäß §7 Abs. 1 den Betreibern von kleinen KWK-Anlagen bis 50 kW die Zuschlagszahlungen wahlweise für einen Zeitraum von zehn Jahren oder für die Dauer von 30.000 Vollbenutzungsstunden zu erhalten. Im Zeitraum zwischen dem Inkrafttreten des KWK-Gesetzes am 18.07.2012 und dem 8.9.2014 wurden 8.537 KWK-Anlagen im Leistungsbereich größer 2 kW bis 50 kW kategorisiert. Davon erhalten 643 Anlagen, also rund 7,5% der KWK-Anlagen in diesem Leistungssegment, die Vergütung über 30.000 Vollbenutzungsstunden und nicht über 10 Jahre.

Seit Juli 2012 wurden 162 KWK-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 1,77 MW modernisiert. Die Modernisierung von KWK-Anlagen spielte mit einem Anteil von 1,54 % an der gesamten geförderten Leistung keine Rolle für das Leistungssegment bis 50 kW.

Abbildung 39: Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen bis 50 kW in MW

Im Leistungssegment zwischen 50 kW und 2 MW (vgl. Abbildung 40) betrugen der geförderte Zubau und die Modernisierungen seit 2009 bei stetigem Anstieg in Summe zwischen 130 MW und 260 MW pro Jahr. Auch dieses Segment hat deutlich von der Novelle des KWKG im Jahr 2009 und der in den folgenden Jahren steigenden EEG-Umlage profitiert. Im Jahr 2013 wurde mit 260 MW der Spitzenwert erreicht. Das Leistungssegment zwischen 50 kW und 2 MW weist im Vergleich zum Zeitraum vor 2009 die mit Abstand größte Dynamik auf.

Das obere Leistungssegment zwischen einem und zwei MW ist mit knapp 49 % der im Zeitraum 2009 bis 2013 geförderten Leistung am stärksten vertreten. Es folgt das kleinste Segment von 50 kW bis 250 kW mit 22 % der geförderten Leistung. Die Leistungsklassen zwischen 250 kW und 1 MW liegen bei 15 %bzw.14 %.

Auch im Segment zwischen 50 kW und 2 MW spielt die Modernsierung eine stark untergeordnete Rolle. Insgesamt 98 Anlagen mit einer elektrischen Leistung von gut 68 MW fielen seit 2009 in diese Kategorie. Ihr Anteil an den gesamten geförderten Anlagen zwischen 50 kW und 2 MW lag bei etwa 5 %.

Abbildung 40: Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen zwischen 50 kW und 2 MW in MW

Auf das Segment über zwei MW entfielen 69 % der seit 2009 modernisierten oder neu gebauten Anlagenleistung. Die Ausbauraten schwanken zwischen 360 MW und 750 MW. Die Modernisierung hatte im Jahr 2013 einen Anteil von 72 % bzw. 542 MW; dieses ist der höchste Wert seit der Novell 2009. Seit 2009 wurden 56 KWKAnlagen mit einer Leistung von gut 1.092 MW modernisiert – etwa 70 % bzw. 750 MW entfielen auf den Zeitraum nach der KWKGNovelle 2012. Der jährliche Neubau lag in den Jahren 2012 und 2013 mit 267 MW bzw. 212 MW pro Jahr niedriger als vor der Novelle 2012 (gut 330 MW). Im gesamten Zeitraum seit 2009 wurden 109 Anlagen mit einer elektrischen Leistung von 1.474 MW neu errichtet.

Der hohe Wert des Jahres 2005 resultierte aus der Förderung von Modernisierungsmaßnahmen, die für Anlagen galt, die bis zum 31.12.2005 wieder in den Dauerbetrieb genommen wurden. In den Jahren 2006 bis 2008 gab es keine Förderung für Neubauten oder neue Modernisierungsmaßnahmen für Anlagen ab zwei MW.

Abbildung 41: Neubau und Modernisierung der nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen ab 2 MW in MW

7.3 Zubau von Wärme- und Kältenetzen

Eine wichtige Voraussetzung für den Erhalt und Ausbau der KWK ist, den Wärmeabsatz zu steigern bzw. vor dem Hintergrund der Erfolge der Wärmedämmung von Gebäuden und Prozessen und der effizienten Wärmeanwendung zu stabilisieren. Weiterhin bieten Wärmenetze die Möglichkeit der CO2-armen Wärmeversorgung von Ballungsräumen, in denen aufgrund räumlicher Restriktionen (Solarthermie, Wärmepumpe) und Aspekten der Luftqualität (biogene Festbrennstoffe) nur ein begrenztes Technologiespektrum zur CO2-armen Wärmeversorgung besteht. Chancen bietet auch der Aufbau von Kältenetzen, mit denen die KWK-Wärme in entsprechenden Kältemaschinen insbesondere im Sommer sinnvoll genutzt werden kann.

Zur Stabilisierung des Absatzes ist der Aufbau neuer und der Ausbau bestehender Wärmeund Kältenetze notwendig, da die Abnahmemengen der bisher an die bestehenden Wärmenetze angeschlossenen Abnehmer kontinuierlich zurückgehen werden. Seit 2009 wird im KWKG der Bau von Wärme-und Kältenetzen gefördert. Bis zum Jahr 2012 betrug der maximale Zuschuss 20 % der Investitionssumme.

Mit der Novellierung des KWKG im Jahr 2012 wurde der maximal mögliche Investitionszuschuss, der rückwirkend zum 1.1.2012 seine Geltung entfaltete, für den Ausbau von Netzen auf maximal 30 % bzw. 40 % für Netze mit einem Nenndurchmesser von unter 100 Millimetern erhöht. Gefördert werden nur Wärmenetze, in denen der KWK-Anteil der eingespeisten Wärme mindestens 60 % beträgt bzw. im Endausbau des Netzbereichs betragen wird.

Gemäß § 5a Abs. 3 Satz 2 KWKG sind Netzverstärkungsmaßnahmen förderfähig, die zu einer Erhöhung des transportierbaren Wärmevolumenstroms von mindestens 50 Prozent im betreffenden Tassenabschnitt führen.

Sofern im Rahmen einer Netzverstärkungsmaßnahme ein Dampfnetz auf ein Heißwassernetz umgestellt und hierbei nur die Rücklaufleitung verstärkt wird, ist diese Maßnahme nach dem KWKG förderfähig. Maßgeblich für die Zuschlagsberechnung sind dann die Trassenlänge und der Nenndurchmesser der Rücklaufleitung; dahingehend ist auch der Nachweis der ansatzfähigen Investitionskosten zu erbringen. Im Übrigen gelten die oben dargestellten gesetzlichen Voraussetzungen für die Förderung von Netzverstärkungsmaßnahmen.

Gemäß dem AGFW-Hauptbericht 2012 betrug die Anschlussleistung von Heißwassernetzen zum 31.12.2012 etwa 47,5 GW, die der Dampfnetze etwa 4,2 GW. Dampfnetze stellten damit rund 8 % der Gesamtanschlussleistung. Die Netzverluste der Dampfnetze lagen gemäß den Angaben des AGFW mit 13 % nur leicht über den Verlusten der Heißwassernetze (12 %).

Der geringe Unterschied liegt wahrscheinlich in der unterschiedlichen Verbraucherstruktur der beiden Netzarten zusammen. Die bestehenden Dampfnetze sind vorrangig geprägt von einer hohen Abnahmemenge je Trassenmeter, während bei den Heißwassernetzen auch Netze mit geringer Abnahmestruktur vorhanden sind.

Aufgrund der höheren Temperatur in den Dampfnetzen muss der Dampf in den KWK-Kraftwerken bei einer höheren Temperatur ausgekoppelt werden. Damit ist der elektrische Wirkungsgrad in diesen Anlagen im Vergleich zu KWK-Anlagen mit Heißwassernetzen geringer. Eine langfristige Umstellung der Dampfnetze auf einen Heißwasserbetrieb würde die Gesamteffizienz der KWK in der Fernwärme erhöhen.

Für den Zeitraum von 2009 bis 2013 kann auf Grundlage der vorliegenden Daten die Entwicklung der geförderten Wärmeund Kältenetze explizit dargestellt werden. Für das laufende Jahr 2014 liegt beim Bafa erwartungsgemäß nur eine eher geringe Anzahl an Anträgen vor, da die Antragsfrist für im Jahre 2014 realisierte Wärmeund Kältenetze erst am 1. Juli 2015 endet. Deshalb sind für 2014 noch keine Aussagen möglich. Dargestellt wird der Stand der Auswertung zum Juli 2014.

Bislang liegen keine Anträge zur Förderung von Kältenetzen vor, weshalb sich die folgenden Auswertungen ausschließlich auf Wärmenetze beziehen.

In den Jahren 2010 und 2011 betrug der geförderte Ausbau der Netze 548 bzw. 525 km. In den Jahren 2012 und 2013 stieg das Niveau mit 841 km bzw. 857 km deutlich. Hierbei ist zu beachten, dass der weit überwiegende Teil der zur Förderung beantragten Netze sich noch im Zulassungsverfahren befindet (Abbildung 42). Wie Abbildung 42 ebenfalls entnommen werden kann, hat knapp ein Drittel der seit 2009 bewilligten oder zur Förderung beantragten Trassenkilometer durchschnittlichen Durchmesser von mehr als 100 mm je Fernwärmeprojekt; gut zwei Drittel sind kleiner als 100 mm.

Die ab 2012 sprunghaft gestiegene beantragte und zugelassene Trassenlänge für Wärmenetze mit Nenndurchmessern von bis zu 100 mm Durchmesser deutet darauf hin, dass durch die verbesserte Förderung des KWKG 2012 verstärkt in die Netzverdichtung und den Aufbau von kleinen Wärmenetzen investiert wurde.

Die steigende Zahl geförderter Fernwärmenetze mit biogasbetriebenen KWK-Anlagen muss aber nicht zwingend seine Ursache in einem stärkeren Ausbau der Wärmenutzung von Biogas-KWKAnlagen haben. Ggf. liegt die Ursache hierfür auch darin begründet, dass das im Monitoring zum KWK-Gesetz 2009 festgestellte Bestreben, Fernwärmenetze im biogenen Bereich eher ausschließlich nach dem KfW-Programm Erneuerbare Energien "Premium“ fördern zu lassen, durch die Anpassung der beiden Fördersysteme in diesem Maß nicht mehr besteht.

Bei der Umstellung von Heizdampfauf Heißwassernetze wurden seit 2014 insgesamt 2 Zulassungen durch das Bafa erteilt.

Abbildung 42: Trassenlänge bereits bewilligter Wärmenetze und zur Förderung beantragter Netze nach Jahr der Inbetriebnahme und Nenndurchmesser in km

Die mittlere Förderquote lag in den Jahren 2009 bis 2011 recht stabil bei rund 18 %. Durch die Erhöhung der Zuschläge für Wärmenetze mit der KWKG-Novelle im Jahr 2012 stieg sie auf knapp 29 % (vgl. Abbildung 43).

Abbildung 43: Nach dem KWKG geförderte Wärmenetze, Investitionskosten und KWKG-Auszahlungsbetrag in Millionen Euro

Im Zeitraum 2009 bis 2013 wurde der größte Teil der Investitionen (54 %) in den Ausbau von bestehenden Netzen bzw. Netzteilen getätigt, 40 % der Netzinvestitionen gingen in den Ausbau von neuen Netzen. Netzverstärkungsmaßnahmen und Maßnahmen zum Zusammenschluss bestehender Netze machten jeweils 3 % der Kosten aus. Der größte Teil der Netzinvestitionen (45 %) entfiel auf Netze, die ausschließlich oder überwiegend durch Erdgasanlagen gespeist werden, auf Biogas und Steinkohle entfallen 17 % bzw. 15 % (vgl. Abbildung 44). Bezogen auf die errichtete Trassenlänge zeigt sich ein anders Bild: der Anteil der mit BiogasAnlagen versorgten Netze liegt mit 32 % über doppelt so hoch. Dies ist auf die in diesem Segment im Mittel geringeren Leitungsdurchmesser bzw. geringere spezifische Leitungskosten zurückzuführen, was wiederum mit der geringeren Anzahl der angeschlossenen Wärmeabnehmer und der im ländlichen Raum häufig kostengünstigeren Verlegungsmöglichkeiten beim Tiefbau zusammen hängt.

Die Auswertung der mittleren Durchmesser der Trassen in Abhängigkeit vom Energieträger der Einspeisung (Abbildung 45) bestätigt dieses Bild. Geförderte und beantragte Wärmenetze, die aus Biogasanlagen gespeist werden, haben mit durchschnittlich gut 60 mm den mit Abstand geringsten Nenndurchmesser. Einen fast doppelt so großen mittleren Durchmesser (120 mm) weisen Wärmenetze auf, die über Erdgasoder Steinkohleanlagen gespeist werden. Die Förderdaten des Bafa zeigen darüber hinaus, dass Netze mit einem Durchmesser von mehr als 200 mm fast ausschließlich aus fossil betriebenen Anlagen gespeist werden.

Abbildung 44: Art der Baumaßnahmen und Netzeinspeisung nach Energieträgern der geförderte und beantragten Wärmenetze im Zeitraum 2009 bis 2013

Abbildung 45: Mittlerer Durchmesser von Wärmenetzen in Abhängigkeit vom Energieträger der Netzeinspeisung

Ebenfalls deutliche Unterschiede sind bei der Verteilung der Wärmeeinspeisung für Neubauund Ausbauvorhaben festzustellen (Abbildung 46). Während bei Neubauvorhaben 63 % der Trassenlänge aus Anlagen mit biogenen Brennstoffen (feste Biomasse und Biogas) gespeist werden, liegt dieser Anteil beim Ausbau bestehender Netze mit 20 % deutlich niedriger. Hier dominiert Erdgas mit 41 %, gefolgt von Steinkohle mit 18 %. Aus den Bafa-Daten geht zusätzlich hervor, dass Neubaunetze mit 87 mm im Mittel einen deutlich geringeren Durchmesser haben als ausgebaute Netze mit 104 mm.

Abbildung 46: Verteilung der Energieträger der Wärmeeinspeisung für Neubauund Ausbauvorhaben in Prozent bezogen auf die Trassenlänge

7.4 Zubau von Wärme-/ Kältespeichern

Der Vorteil von KWK-Anlagen liegt in ihrer effizienten Kopplung der Stromund Wärmeerzeugung, mit der Brennstoffe und CO2Emissionen gegenüber der ungekoppelten Erzeugung eingespart werden. Allerdings ist die Flexibilität dieser Anlagen in der Stromerzeugung begrenzt, da sie ihren vorteilhaften KWK-Betrieb stark nach dem jeweiligen angeschlossenen Wärmebedarf ausrichten müssen. Mit der in KWK erzeugten Wärme können auch zentrale oder dezentrale Kälteanlagen bzw. Kältenetze betrieben werden. Insofern sind die im Folgenden beschriebenen Effekte der Errichtung von thermischen Speichern grundsätzlich auf Wärmeund Kältespeicher übertragbar.

Die anlagentechnische Verbindung von thermischen Speichern mit strommarktgeführten KWK-Anlagen kann einen wichtigen Beitrag zur Flexibilisierung der Stromerzeugung der KWK-Anlagen leisten. Sie ermöglichen eine phasenweise Entkopplung der KWK-Stromproduktion vom Wärmebzw. Kältebedarf. Thermische Speicher können die KWK-Wärme in Zeiten geringen Wärme/Kälte- und hohen Strombedarfs für einige Stunden oder Tage zwischenspeichern und in Zeiten geringen Strom- und hohen Wärme/Kältebedarfs wieder abgeben.

Mit dem steigenden Ausbau der erneuerbaren Energien und damit verbundenen Zeiten geringer Residuallast kann darüber hinaus verhindert werden, dass die an sich sinnvolle KWK-Stromerzeugung zur Reduzierung bzw. Abregelung der fluktuierenden erneuerbaren Stromerzeugung aus Photovoltaik oder Windkraft führt.

Bereits kurzfristig, zunehmend aber mittel-bis langfristig könnten Wärmespeicher darüber hinaus dazu beitragen, überschüssig produzierten Strom aus erneuerbaren Energien sinnvoll zu nutzen: Die Installation von Elektroheizern in den Wärmespeichern ermöglicht technisch bereits kurzfristig die Bereitstellung negativer Regelenergie und kann so dazu beitragen, das Stromsystem insbesondere in Versorgungsgebietern mit Netzüberlastungen zu stabilisieren. Mittel- bis langfristig können diese Elektroheizer darüber hinaus die dezentrale Nutzung überschüssigen Stroms ermöglichen und so den Netzausbau oder die Installation wesentlich teurer Speichersysteme begrenzen. Wirtschaftliche Voraussetzung hierfür wäre jedoch eine deutliche Reduzierung der Abgaben, Steuern und Entgelte für diesen Strombezug der Wärmespeicher. Die positiven Auswirkungen der Kombination von Wärmespeichern und Elektroheizern auf das Stromsystem konnte zuletzt in der Studie „Maßnahmen zur nachhaltigen Integration von Systemen zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung in das neue Energieversorgungssystem“ nachgewiesen werden.

Mit der Novellierung des KWKG im Jahr 2012 wurde erstmals die Förderung von Wärme- und Kältespeichern in Form eines Investitionszuschusses im KWKG verankert. Dieser Zuschuss beträgt aktuell bei kleineren Speichern bis maximal 50 Kubikmeter einmalig 250 Euro pro Kubikmeter Wasseräquivalent des Speichervolumens. Bei größeren Speichern ist die Förderung zusätzlich auf 30 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten sowie auf 5 Millionen Euro je Projekt begrenzt.

Seit Beginn der Förderung im Jahr 2012 wurden entsprechend der Statistik der Bafa insgesamt 89 Speicherprojekte mit einem Gesamtspeichervolumen von etwa 8.100 m3 fertiggestellt und erhielten einen Investitionskostenzuschuss. Das Größenspektrum dieser geförderten Wärmespeicher reichte von 1 m3 bis maximal 2.350 m3. Kältespeicher waren bisher von geringer Relevanz.

Weitere 81 Wärmespeicher mit einem Volumen von etwa 53.000 m2 befinden sich derzeit noch im Zulassungsverfahren. Das Investitionsvolumen dieser Speicher liegt bei 27,6 Mio. Euro. Mit 43.000 m3 entfällt der Großteil des beantragten Speichervolumens den Wärmespeicher von GKM in Mannheim (Abbildung 47).

Abbildung 47: Volumen bereits bewilligter und zur Förderung beantragter Wärmespeicher nach Jahr der Inbetriebnahme in Tsd. m3 Speichervolumen

Die Investitionskosten für die bereits zugelassenen Speicher betrugen insgesamt rund 5,5 Millionen Euro, hiervon entfielen rund 1,5 Millionen Euro auf die gezahlten Zuschüsse, die durchschnittliche Förderquote dieser Projekte betrug demnach rund 27,5 % (vgl. Abbildung 48)

Abbildung 48: Nach dem KWKG geförderte Wärmespeicher, Investitionskosten und KWKG-Auszahlungsbetrag

Darüber hinaus befinden sich aktuell noch viele weitere Wärmespeicher in der Planung oder im Bau. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über größere Wärmespeicherprojekte, die sich zurzeit in der Umsetzung befinden. Diese Auflistung erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit, zeigt aber, dass sich mittlerweile auch deutlich größere Projekte in der Realisierung befinden. Allein diese 15 Wärmespeicher bzw. Wärmespeicherprojekte haben ohne den Speicher in Mannheim ein Speichervolumen von in Summe 230.000 m3.

Zur Einordnung dieser Projekte: In der Studie „Maßnahmen zur nachhaltigen Integration von Systemen zur gekoppelten Stromund Wärmebereitstellung in das neue Energieversorgungssystem“ [Prognos 2013] hatte Prognos die langfristig bis 2050 benötigte Wärmespeicherkapazität auf 200 GWh abgeschätzt. Zur Bereitstellung dieser Speicherkapazität sind bei drucklosen Wärmespeichern etwa 4 Millionen m3 Speichervolumen notwendig. Die hier aufgelisteten Speicherprojekte stellen also bereits einen beachtlichen Anteil an den langfristig für eine flexible KWK-Erzeugung notwendigen Wärmespeichern dar.

Tabelle 48: Weitere Wärmespeicherprojekte in Deutschland (die Liste hat keinen Anspruch auf Vollständigkeit)

Darüber hinaus gab es auch Planungen und Ankündigungen für den Bau von drei sehr großen Wärmespeichern in Hamburg in Berlin. Diese Projekte wurden allerdings aus wirtschaftlichen Gründen vorerst gestoppt.

7.5 Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen

In diesem Kapitel werden das methodische Vorgehen, die zugrunde liegenden Annahmen und die Ergebnisse der Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen dargestellt.

Für den Anlagenbestand erfolgt die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit anhand einer Deckungsbeitragsrechnung. Hierfür werden die jährlichen Erlöse der Anlagen ermittelt und ihre jährlichen Kosten davon abgezogen. Ergeben sich aus dem Betrieb über das Jahr betrachtet positive Deckungsbeiträge (DB 2), ist die Bestandsanlage wirtschaftlich.

Für Neubauanlagen ist ein wirtschaftlicher Betrieb Grundvoraussetzung, aber als alleiniges Kriterium nicht ausreichend. Die Investition in die Neuanlage wird darüber hinaus mit einer alternativen Investition verglichen. Es sind also die Projektrendite und Amortisationszeit eines Neubaus entscheidend.

Die Anlagen werden für die Untersuchung unterteilt in Anlagen der öffentlichen Versorgung (Fernwärme KWK) und in Anlagen der Objektund Industrie-KWK. Das Kriterium hierfür ist die Größe (installierte Leistung) der Anlage. Für beide Bereiche werden jeweils Bestandsanlagen für den Zeitraum von 2008 bis 2013 sowie Neubauprojekte (Inbetriebnahme 2014) betrachtet.

Öffentliche KWK

Kraftwerke, die in die öffentliche Fernwärmeversorgung einspeisen, vermarkten ihren Strom an der Börse. Für die Untersuchung wird unterstellt, dass sie den gesamten produzierten Strom ins Netz einspeisen. Der Einsatz der Kraftwerke erfolgt über das Preissignal am Strommarkt: Wenn der stündliche Strompreis über den Grenzkosten der Anlage liegt, wird die Anlage betrieben. Liegt in der Stunde ein gleichzeitiger Wärmebedarf vor, wird auch Wärme im KWK-Betrieb ausgekoppelt. In diesem Fall generiert die Anlage neben den Stromerlösen zusätzliche Wärmeerlöse, die in die Deckungsbeitragsrechnung einfließen.

Aus dem stündlichen Vergleich der Einsatzkosten und möglichen Erlöse werden die wirtschaftlichen Betriebsstunden für die einzelnen Fernwärme-KWK-Anlagen ermittelt. Dies sind die Stunden, in denen die Erlöse (ggf. mit Förderung) einer Anlage über ihren Grenzkosten (bestehend aus Brennstoff-, CO2und variablen Kosten) liegen. Diese auf der Basis der Einsatzstunden ermittelten Erlösüberschüsse werden über das Jahr zum Deckungsbeitrag 1 (DB 1) aufsummiert. Zur besseren Vergleichbarkeit der unterschiedlich großen Anlagen untereinander wird der DB 1 der einzelnen Anlagen im nächsten Schritt über deren installierte Leistung normiert und als spezifischer Deckungsbeitrag pro Kilowatt installierter Leistung dargestellt.

Nicht abgebildet werden in der Deckungsbeitragsrechnung mögliche negative Deckungsbeiträge, die bei einem „Zwangsbetrieb“ (Must-Run) der KWK-Anlagen entstehen können. Dieser „Zwangsbetrieb“ der KWK-Anlage kann in der Praxis auftreten, wenn die Strom- und Wärmeerlöse aus dem Betrieb der KWK-Anlage zu gering sind, um die Kosten des Einsatzes zu decken, der Einsatz der KWK zur Deckung der Wärmenachfrage jedoch unumgänglich ist. Dies kann in Fernwärmesystemen mit mehreren KWK-Anlagen auftreten, wenn die ungekoppelten Spitzenlastkessel nicht ausreichend dimensioniert sind, allein die gesamte Wärmenachfrage zu decken. Für solche Systeme, in denen mehrere KWK-Anlagen ihre Wärmeerzeugung gegenseitig besichern, können sich in der Realität niedrigere Deckungsbeiträge als Jahressummen ergeben als aus den im Folgenden dargestellten Berechnungen hervorgeht.

Aufbauend auf den DB 1 wird der Deckungsbeitrag 2 (DB 2) berechnet. Hierfür werden die fixen Betriebskosten (Personal, Wartung etc.) vom DB 1 abgezogen. Ergeben sich aus den Berechnungen positive Werte für den DB 2, zeigt dies, dass abgeschriebene Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können, da sämtliche Kosten gedeckt werden. Der DB 2 bildet also die Entscheidungsgrundlage, ob eine Anlage wirtschaftlich betrieben werden kann oder nicht und dann gegebenenfalls abgeschaltet wird. Die Betreiber abgeschriebener Anlagen erzielen bei positiven DB 2 Überschüsse aus dem Anlagenbetrieb, feste Gewinnerwartungen sind in dieser Betrachtung jedoch nicht berücksichtigt. Der Deckungsbeitrag 2 wird wie der DB 1 über die installierte elektrische Leistung der Anlage normiert und als spezifischer Jahreswert ausgewiesen.

Für Neubauanlagen sind die Projektrendite und die Amortisationszeit der Investition entscheidend. In die Berechnungen fließen über die Differenz der jährlichen Kosten und Erlöse (Cashflow) hinaus die Kosten der Anfangsinvestition ein. Der jährliche Cashflow entspricht dabei dem DB 2.

Die Projektrendite wird mit der internen Zinsfußmethode berechnet. Dabei wird aus der Summe der jährlichen abgezinsten Kapitalflüsse (inklusive Anfangsinvestition) der kalkulatorische Zinssatz berechnet, bei dem diese Summe, also der Kapitalwert, Null wird. Eine negative Projektrendite spricht gegen eine Investition, bei einer positiven erfolgt der Vergleich mit der erwarteten Rendite einer Vergleichsinvestition. In der Vergangenheit wurden Neuanlagen in der Regel errichtet, wenn die Projektrendite, die als Gesamtrendite zu verstehen ist, einen nominalen Wert von rund 10 % (entspricht ca. 8 % real) erreichte. Die Eigenkapitalrendite der Betreiber konnte dabei durchaus höhere Werte aufweisen, wenn Fremdkapital zu günstigeren Konditionen, also niedrigeren Zinssätzen als 10 %, in die Projektfinanzierung eingebunden werden konnte.

Die statische Amortisationszeit gibt die Dauer an, in der sich eine Investition ohne Verzinsungsanforderungen zurückgezahlt hat. Sie wird berechnet indem die Anfangsinvestition durch den mittleren jährlichen Cashflow geteilt wird. Angewendet wird diese Kennzahl vor allem für sich kurzfristig refinanzierende Investitionen im Bereich weniger Jahre, bei denen die Kapitalverzinsung eine untergeordnete Rolle spielt.

Im Folgenden werden die Rahmendaten und Annahmen zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit von öffentlichen KWK-Anlagen erläutert.

Brennstoff- und CO2-Preise

Die Brennstoff- und CO2-Kosten machen einen großen Teil der variablen Einsatzkosten (Grenzkosten) aus und haben damit einen großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Die Entwicklung seit 2008 und Erwartungen zur nahen Zukunft ist in Abbildung 49 in nominalen Preisen dargestellt. Die Annahmen zur längerfristigen Entwicklung basieren auf der Energiereferenzprognose (siehe Tabelle 7) und sind als Trendfortschreibung bis 2035 in Tabelle 49 dargestellt.

Abbildung 49: Entwicklung der Brennstoff- und Energiepreise 2008-2020, nominal

Die Entwicklung der nächsten Jahre ist an den heute schon handelbaren Futures absehbar, die in die Prognose der kurzfristigen Energiepreise bis 2020 eingehen. Sie spiegeln die Erwartung von Strompreisen wider, die durch eine stagnierende Energienachfrage und einen Kraftwerkspark mit Überkapazitäten geprägt werden. Die Preise aller Energieträger brachen in der Wirtschaftskrise 2009 stark ein und erholten in den Folgejahren bis 2011. Nach 2011 gingen die Preise für Strom und Kohle wieder zurück, nur der Preis von Kraftwerksgas setzte seinen Aufwärtstrend fort. Der Preis für CO2-Zertifikate verfiel bis 2013 auf vier Euro pro Tonne und entfaltet kaum noch eine Lenkungswirkung hin zu emissionsarmen Energieträgern bzw. Technologien. Für die nächsten Jahre bis 2020 wird nur eine allmähliche Steigerung auf 11 Euro pro Tonne nominal erwartet. Für die Stromund Gaspreise wird bis 2018 eine starke Annäherung erwartet, die die wirtschaftliche Situation der Gaskraftwerke verschärfen wird. 

Im Einzelnen setzen sich die in Abbildung 49 dargestellten Energiepreise wie folgt zusammen:

Der „Gaspreis frei Kraftwerk“ beinhaltet den Bezugspreis, also den reinen Gaspreis, den Kraftwerksbetreiber für das Gas bezahlen sowie die Transportentgelte und die Entgelte für die Strukturierung der Gaslieferung. Für den Bezugspreis werden in den folgenden Berechnungen für den Zeitraum bis 2011 langfristige Lieferverträge unterstellt, deren mittleres Preisniveau sich im Grenzübergangspreis für Erdgas widerspiegelt. Diese Langfristverträge laufen langsam aus und das Gas wird zunehmend zu tagesaktuellen Börsenpreisen gehandelt und bezogen. Daher wird ab 2011 dem Gaspreis frei Kraftwerk ein Bezug am Spotmarkt zu Spotmarktpreisen zugrunde gelegt. Als Entgelte für Transport und Strukturierung werden dann 5 Euro2013/MWh angesetzt.

Von 2009 bis 2011 waren die Gaspreise am Spotmarkt durch die Nachwirkungen der Wirtschaftskrise und ein Überangebot an Gas in Deutschland geprägt und lagen mit 19 bis 26 Euro2013 /MWh relativ niedrig. 2013 erreichten sie ein Niveau von 30 Euro2013 /MWh, das in den nächsten Jahren als konstant eingeschätzt wird. Erst für den Zeitraum ab 2018 werden weitere moderate Steigerungen erwartet.

Diese Gaspreise beinhalten keine Erdgassteuer, da KWKAnlagen von der Erdgassteuer befreit sind. Es wird unterstellt, dass die Befreiung für den Betrachtungszeitraum beibehalten wird.

Zur Berechnung der Wärmeerlöse, die auf einer alternativen Erzeugung in einem Spitzenkessel beruhen, wird die Erdgassteuer in Höhe von 5,5 Euro2013 /MWh berücksichtigt. Dieser „Gaspreis für Spitzenkessel“ entwickelt sich analog zum Gaspreis frei Kraftwerk und ist ebenfalls in Tabelle 49 dargestellt.

Der „Steinkohlepreis frei Kraftwerk“ folgt der Entwicklung der internationalen Kohlepreise und wird für Deutschland nur über die Veränderung des Wechselkurses Euro/US-Dollar beeinflusst. Den Versorgungspreisen der Kraftwerke liegen die Grenzübergangspreise für Steinkohle in Deutschland und Transportentgelte zu Grunde. Aufgrund eines großen Kohleangebots auf dem Weltmarkt sind die Preise seit 2008 gesunken und werden nach Durchlaufen einer Talsohle bis 2020 als langfristig stabil gesehen.

Tabelle 49: Brennstoffund CO2-Zertifikate-Preise, Prognose

Quelle: Prognos/EWI/GWS 2014, Prognos

Die CO2-Zertifikate-Preise sind seit 2008 stark gesunken und liegen 2014 bei 5 Euro2013/t CO2. Bis 2020 ist wird heute keine Verknappung und damit einhergehende Erhöhung der ZertifikatePreise erwartet. Erst mittelfristig werden in diesem Szenario die Klimaschutzmaßnahmen verstärkt und es kommt durch eine Verschärfung des Emissionshandels zu einer Steigerung auf 55 Euro2013/t CO2 bis 2035.

Stromerlöse

Die zentrale Größe auf der Erlösseite ist der Strompreis, der einerseits durch die Brennstoff- und CO2-Zertifikate-Preise und andererseits durch den Ausbau der erneuerbaren Energien beeinflusst wird. Die Höhe des stündlichen Strompreises liefert zusätzlich das Signal für den Einsatz der KWK-Kraftwerke. Die durchschnittlichen Großhandelsstrompreise (Phelix Baseload) der Vergangenheit sind in Abbildung 49 dargestellt. Aufgrund der Wirtschaftskrise mit sinkenden Brennstoffkosten und geringerer Stromnachfrage kam es zu einem Verfall der Großhandelsstrompreise. 

Mit der wirtschaftlichen Erholung ab 2010 zogen die Preise langsam wieder an. Aufgrund niedriger CO2-Zertifikate-Preise und des Merit-Order-Effekts der erneuerbaren Energien gingen sie 2013 wieder zurück. Die Erwartung zur zukünftigen Entwicklung der Stromreise folgt bis 2030 der Energiereferenzprognose und im weiteren Verlauf dem Trendszenario (Prognose 2014). In den Jahren bis 2020 ergeben sich aufgrund von Überkapazitäten, niedrigen CO2-Preisen und einem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien weiter sinkende Strompreise. Nach 2020 führen steigende CO2-Zertifikate-Preise und eine Verknappung der Erzeugungskapazitäten zu höheren Strompreisen, die bis 2030 auf 67 Euro2013/MWh und bis 2035 auf 75 Euro2013/MWh steigen.

Ausgehend von diesen jährlichen Durchschnittswerten erfolgt die Berechnung der stündlichen Strompreise, die in die Wirtschaftlichkeitsrechnung eingehen. Für diese Berechnung wird das Prognos Kraftwerksmodell verwendet.

Wärmeerlöse

Für die Wärmeerlöse wird eine Mischkalkulation aus einem oberen und einem unteren Wärmeerlös angesetzt. Den oberen Erlös bilden die Kosten einer alternativen Wärmebereitstellung in einem mit Erdgas befeuerten Spitzenkessel. Dies entspricht dem Fall, dass die KWK-Anlage die Wärmeerzeugung aus einem GasSpitzenkessel verdrängt. Für den Spitzenkessel werden ein Wirkungsgrad von 90 % und der Erdgaspreis des jeweiligen Jahres inklusive der Erdgassteuer in Höhe von 5,50 Euro2013/MWh angenommen. Als untere Erlösgrenze werden die Opportunitätskosten der Wärmeerzeugung in einer KWK-Anlage angesetzt. Diese bestehen aus den durch die Wärmeauskopplung stromseitig entgangenen Erlösen. Durch die Wärmeauskopplung reduziert sich die Stromproduktion und damit verbunden der Stromverkauf. Für die Berechnungen werden eine Stromverlustkennziffer von 15 % und ein entgangener Stromerlös in Höhe des jeweiligen Jahresmittelwerts für Baseload angesetzt.

In den meisten Fernwärmesystemen in Deutschland speisen mehrere KWK-Anlagen und Spitzenkessel in das angeschlossene Wärmenetz ein. Dies gilt insbesondere für die großen Wärmenetze (z. B. Berlin, Hamburg. Ruhrschiene, Saarschiene, Hannover, Frankfurt, Leipzig usw.). Der Neubau oder die Stilllegung einer KWK-Anlage ersetzt bzw. erfordert in der stündlichen Wärmeerzeugung entweder KWKoder Spitzenwärme. Die Anteile können hierbei je nach Netzund Erzeugungsstruktur im Einzelfall stark variieren. In dieser Studie wird im Jahresmittel ein jeweils hälftiger Anteil unterstellt.

Aus den unteren und oberen Wärmeerlösen ergeben sich die in Tabelle 50 und Tabelle 51 aufgeführten Mittelwerte. Sie liegen 2014 bei 23 Euro2013/MWh und steigen bis zum Jahr 2035 auf 29 Euro2013/MWh. Auslöser dieser Erhöhung sind die in diesem Zeitraum ebenfalls steigenden Gasund Strompreise.

Tabelle 50: Wärmeerlöse zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit von Fernwärme KWK-Anlagen 2008-2013

Tabelle 51: Wärmeerlöse zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit von Fernwärme KWK-Anlagen, Prognose

KWK-Anlagen im Emissionshandel

In dem betrachteten Zeitraum ab 2008 sind Betreiber von KWKAnlagen, die in einem Versorgungsobjekt mit einer installierten Feuerungswärmeleistung von über 20 MW installiert werden, zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtet. Von 2008 bis 2012, der zweiten Handelsperiode des Emissionshandels, erhielten KWK-Anlagen eine kostenlose Zuteilung von Zertifikaten für den erzeugten Strom und die erzeugte Wärme. Diese war abhängig von dem eingesetzten Brennstoff. Für Strom betrug der Benchmark 750 g CO2/kWh bei Einsatz von Kohle und 365 g CO2/kWh beim Einsatz von Gas. Der Wärmebenchmark lag bei 345 g CO2/kWh für Kohle bzw. 225 g CO2/kWh für Gas als Brennstoff. Damit erhielten Anlagenbetreiber teilweise eine Überausstattung mit Zertifikaten.

Ab 2013, der 3. Handelsperiode, werden die Emissionen für die Stromerzeugung komplett versteigert, für die Wärmeerzeugung werden noch kostenlos Zertifikate zugeteilt. Der Wärmebenchmark für die Zuteilung sinkt aber bis 2027 auf null g CO2/kWh, wie in Tabelle 52 dargestellt. Ab 2027 unterliegt auch die KWK-Wärmeerzeugung komplett dem Emissionshandel. Die kostenlos zugeteilten Zertifikate werden ebenfalls in der Wirtschaftlichkeitsberechnung berücksichtigt.

Tabelle 52: Entwicklung des Wärmebenchmarks zur Zuteilung kostenloser CO2-Zertifikate

KWK-Vergütung

Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen wird mit und ohne Förderung betrachtet. Im Fall einer Förderung wird pro eingespeiste Kilowattstunde Strom im KWK-Betrieb der KWK-Zuschlag gezahlt. Damit verringern sich die Grenzkosten der Anlage in jeder Stunde, in der die Anlage im KWK-Betrieb läuft und es erhöht sich die Anzahl der Stunden, in denen die Anlage zum Einsatz kommen kann. Die Berechnung erfolgt für die Vergangenheit (2008 bis 2013) mit den im jeweiligen Jahr gültigen Vergütungssätzen (siehe Tabelle 53), für die Prognose werden die aktuellen Zuschlagssätze des KWKG 2012 fortgeschrieben (siehe auch Tabelle 8). Für KWK-Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung über 2 MW, die am Emissionshandel teilnehmen und ab dem 1. Januar 2013 in den Dauerbetrieb gehen, erhöht sich der Zuschlag um 0,3 Cent /kWh.

Vermiedene Netznutzungsentgelte und Kosten pro Anfahrvorgang

Bei einer Einspeisung auf einer niedrigeren Netzebene als der Höchstspannung werden Netzkosten vermieden. Diese werden den Anlagenbetreibern von den Übertragungsnetzbetreibern erstattet. Die Höhe der vermiedenen Netznutzungsentgelte ist abhängig vom Übertragungsnetzbetreiber und besteht aus einem Arbeitsund einem Leistungsanteil.

Weitere Kosten entstehen durch die Anfahrvorgänge in den Kraftwerken. Diese sind abhängig von der Größe und dem Typ der Anlage (siehe Tabelle 9 in Kapitel 4.1) und werden bei den jährlichen Kosten berücksichtigt. Die angesetzte Höhe wurde auf der Grundlage von Angaben der Betreiber ermittelt.

Erlöse aus Regelenergie

Neben den Erlösen aus dem Stromund Wärmeverkauf und aus vermiedenen Netznutzungsentgelten stellt der Regelenergiemarkt für einige KWK-Anlagen eine weitere Erlösquelle dar. KWKAnlagen können prinzipiell alle Regelenergiearten bei einer entsprechenden Präqualifikation bereitstellen.

Entsprechend dem Monitoringbericht der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamtes [BNetzA 2014] betrug das Volumen des Regelleistungsmarktes 416 Millionen Euro im Jahr 2012, davon entfielen 82 Millionen Euro auf die Primärregelung, 267 Millionen Euro auf die Sekundärreserve und 67 Millionen Euro auf die Minutenreserve. Aktuell wird die Regelleistung zum größten Teil von fossilen Kraftwerken (mit und ohne KWK), Wasserkraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken erbracht. Industriebetriebe (Lastmanagement) und Elektroheizer bieten auch Regelenergie an. Wie groß der Anteil von KWK-Kraftwerken beim Angebot und der Bereitstellung von Regelleistung ist, wurde im Rahmen dieser Studie nicht detailliert untersucht bzw. abgeschätzt.

KWK-Kraftwerke, insbesondere flexible Anlagen in der öffentlichen Fernwärmeversorgung können an diesem Markt zusätzliche Einnahmen generieren. Bei der Berechnung der Wirtschaftlichkeit der KWK-Anlagen wurde der Regelleistungsmarkt allerdings nicht berücksichtigt, da eine belastbare Abschätzung der zusätzlichen Einnahme für die einzelnen Anlagentypen nicht möglich ist. Die möglichen Erlöse hängen sehr stark von der jeweiligen Situation der einzelnen KWK-Anlagen bzw. der sie betreibenden Unternehmen und deren Einsatzoptierung ab. Im Vergleich zu den Einnahmen aus Strom- und Wärmeverkauf hat der Regelleistungsmarkt aber nur eine sehr untergeordnete Bedeutung.

Wärmelastprofil

Der Einsatz von KWK-Anlagen wird auf Stundenbasis modelliert. Er ist einerseits abhängig von der stündlichen Wärmenachfrage der angeschlossenen Abnehmer und andererseits von den erzielbaren Strompreisen. Im KWK-Betrieb werden gegenüber der ungekoppelten Stromerzeugung als zusätzliche Erlöse die Wärmeerlöse und optional der KWK-Zuschlag berücksichtigt. Die Grundlage für die stündliche Modellierung der Wärmenachfrage bildet ein typisches Wärmelastprofil (siehe Abbildung 50), das auf den Abnahmedaten eines deutschen Stadtwerks beruht.

Die Fernwärmenachfrage wird in der Praxis nicht vollständig durch KWK-Anlagen gedeckt, so dass das dargestellte Wärmelastprofil für die Berechnungen angepasst werden muss. In vielen Fernwärmenetzen erfolgt eine Grundlasteinspeisung von Abwärme aus Müllverbrennungs- oder Industrieanlagen. Darüber hinaus sind die meisten KWK-Anlagen nicht auf die maximale Wärmenachfrage ausgelegt, da diese Leistung nur sehr selten abgerufen wird. Um eine unterbrechungsfreie Versorgung mit Fernwärme zu gewährleisten, wird die Maximallast in der Regel über zusätzliche Spitzenkessel abgesichert. Diese Spitzenkessel kommen auch zum Einsatz, wenn die Strompreise in einzelnen Stunden zu niedrig sind, um trotz bestehenden Wärmebedarfs die KWK-Anlage kostendeckend zu betreiben.

Abbildung 50: Wärmelastprofil

Für die Modellierung des KWK-Einsatzes wird das dargestellte Wärmelastprofil deshalb entsprechend der genannten Einschränkungen modifiziert, um einen möglichst realitätsnahen Einsatz der KWK-Anlage abzubilden. Dies geschieht zum einen über die Festlegung einer Höchstgrenze der Wärmelast, die über die KWKAnlagen gedeckt werden kann. Zum anderen wird eine Grundlasteinspeisung vom Lastprofil abgezogen. Die Höhe der modifizierten stündlichen Wärmelast gibt in der Modellierung vor, ob und zu welchen prozentualen Anteilen die Anlagen im KWK-Betrieb eingesetzt werden. Es wird unterstellt, dass eine ausreichende Dimensionierung der Spitzenlastkessel den „Zwangsbetrieb“ der KWK-Anlagen (siehe oben) verhindert.

Untersuchte Anlagentypen Fernwärme KWK

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Fernwärme KWK-Anlagen erfolgt für fünf Gaskraftwerke und zwei Kohlekraftwerke (vgl. Tabelle 54), deren Anlagenparameter ausführlich in Tabelle 9 aufgeführt sind. Diese decken mit einer Größe von 10 MW bis 800 MW ein breites Spektrum an Anlagentypen ab und sind in dieser Anlagenkonfiguration heute in Betrieb. Bis auf „Steinkohle 1“, bei dem es sich um ein abgeschriebenes, älteres Steinkohlekraftwerk handelt, können diese Anlagen auch als Neubau errichtet werden.

Ergebnisse

Mit den dargestellten Annahmen ergeben sich in der Wirtschaftlichkeitsberechnung die in den folgenden Abbildungen dargestellten spezifischen Deckungsbeiträge für die einzelnen Anlagentypen. Im Anhang finden sich unter Tabelle 88 bis Tabelle 93 die detaillierten Ergebnisse für die Deckungsbeiträge 1 und 2 sowie die wirtschaftlichen Volllaststunden der Anlagen für den betrachteten Zeitraum von 2008 bis 2035.

Zeitraum 2008 bis 2013

Im Jahr 2013 wurden 7,7 TWh KWK-Stromerzeugung in Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von mehr als 2 MW über das KWKG gefördert [KWK Mittelfristprognose 2014]. Diese Strommenge verteilt sich auf industrielle Anlagen und Anlagen der öffentlichen Versorgung. Die Stromerzeugung der KWK-Anlagen der öffentlichen Versorgung war im Jahr 2013 insgesamt mit knapp 50 TWh deutlich höher als die geförderte Strommenge. Der größte Teil der Anlagen erhielt somit im Jahr 2013 keine Förderung nach dem KWKG.

Die folgende Abbildung 51 zeigt die Entwicklung der spezifischen Deckungsbeiträge 2 für Bestandanlagen ohne KWK- Förderung der Jahre 2008 bis 2013: In den Jahren 2008 bis 2010 erzielten alle Anlagen noch einen positiven Deckungsbeitrag 2. Der Hauptgrund für die hohen Deckungsbeiträge des Jahres 2008 waren die damals noch hohen Strompreise, mit denen die Anlagen am Strommarkt hohe Erlöse erzielen konnten. Zwar brachen die Strompreise 2009 ein, gleichzeitig sanken aber auch die Brennstoff- und CO2-Preise, so dass sich auch die Kostenbelastung der Anlagen verringerte. Ab 2011 wurde es für Gas KWK-Anlagen bei den steigenden Gaspreisen zunehmend schwieriger, positive Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. Im Jahr 2013 war unter den gegebenen Rahmenbedingungen (sinkende Strompreise bei gleichzeitig anziehenden Gaspreisen) nur noch für Steinkohle-KWK- Anlagen ein wirtschaftlicher Betrieb ohne KWK-Förderung möglich. Für Gas-KWK-Anlagen wäre unter diesen Rahmenbedingungen nur bei deutlich höheren Wärmeerlösen ein wirtschaftlicher Betrieb denkbar.

Abbildung 51: DB 2 der KWK-Anlagen ohne KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, in Euro2013/kW im Zeitraum 2008-2013

Die wirtschaftliche Situation für KWK-Anlagen, die zwischen 2008 und 2013 eine Förderung nach dem jeweils gültigen KWKG erhielten, zeigt Abbildung 52. Die Anlage „Steinkohle 1“ ist in dieser Abbildung nicht aufgeführt, da sie einem Anlagentyp entspricht, der vor 1990 gebaut wurde und keine Förderung mehr erhält. Von 2008 bis 2012 erzielten alle untersuchten Anlagentypen mit KWKFörderung positive Deckungsbeiträge. Allerdings gingen die Deckungsbeiträge 2 der untersuchten Gas-KWK-Anlagen nach 2010 kontinuierlich zurück. Im Jahr 2013 war bei der Gas-KWK-Anlage „GuD 1“ auch mit einer Förderung kein wirtschaftlicher Betrieb mehr möglich. Die übrigen Anlagen erwirtschaften im Vergleich zu den Vorjahren deutlich reduzierte Deckungsbeiträge zwischen

4 Euro2013 pro Kilowatt im Fall des BHKW 6 und 144 Euro2013 pro Kilowatt (Steinkohle 2). Damit war 2013 ein kostendeckender Betrieb der meisten vollständig abgeschriebenen Anlagen noch möglich, eine Refinanzierung von Investitionskosten jedoch nicht.

Abbildung 52: DB 2 der KWK-Anlagen mit KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, in Euro2013/kW im Zeitraum 2008-2013

Zeitraum 2014 bis 2020

Der Ausblick auf die nächsten Jahre ist in Abbildung 53 und Abbildung 54 dargestellt. Ohne Förderung erzielen nur noch die untersuchten Steinkohle-Anlagen in der öffentlichen Versorgung bis 2016 einen positiven Deckungsbeitrag 2. Ab 2017 ist dies nur noch bei der Anlage Steinkohle 2 möglich, die mit 45 % einen hohen elektrischen Wirkungsgrad besitzt. Allerdings sind auch bei diesen modernen Anlagen die Deckungsbeiträge so niedrig, dass Investitionen nicht refinanziert werden können. Gas KWK-Anlagen können unter diesen Rahmenbedingungen in den nächsten Jahren nicht kostendeckend betrieben werden. Sie werden kontinuierlich Verluste erwirtschaften.

Abbildung 53: DB 2 der KWK-Anlagen ohne KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, Euro2013/ kW im Zeitraum 2014-2020

Bei einer Fortführung der aktuell geltenden KWK-Förderung stellt sich die Situation für die KWK-Anlagen der öffentlichen Versorgung differenzierter dar. Die Deckungsbeiträge der Anlagen mit KWK-Förderung sind in Abbildung 54 dargestellt. Es wird für alle Anlagen einheitlich eine Inbetriebnahme im Jahr 2014 unterstellt. Damit beginnt in diesem Jahr auch die Förderung für die ersten 30.000 Vollbenutzungsstunden. Gas KWK-Anlagen mit einem sehr hohen Wirkungsgrad von 50 oder 55 % (GuD 3 und GuD 4) erzielen noch bis 2016 einen positiven Deckungsbeitrag 2. Aufgrund der angenommenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen wird ab 2017 der DB 2 dieser Anlagen negativ. Sämtliche kleineren Anlagen (BHKW 6, GuD 1 und GuD 2) weisen über den gesamten Zeitraum von 20014 bis 2030 einen negativen DB 2 auf. Ein kostendeckender Betrieb ist für diese Anlagen also auch bei einer Fortführung der heutigen Förderung im Zeitraum bis 2020 nicht möglich.

Wie schon bei der Betrachtung des Zeitraums 2008 bis 2013 ist die Anlage „Steinkohle 1“ in der folgenden Abbildung nicht enthalten, da Steinkohle-KWK-Anlagen mit diesem niedrigen elektrischen Wirkungsgrad in der öffentlichen Versorgung nicht mehr neu errichtet werden. Die Steinkohle Anlage „Steinkohle 2“ erhält wegen ihrer relativ hohen Volllaststundenzahl nur in den ersten sechs Betriebsjahren eine Förderung und erzielt damit Deckungsbeitrage von 150 Euro2013 pro Kilowatt (2014) bis 57 Euro2013 pro Kilowatt (2019). Nach Auslaufen der Förderung sinken die Deckungsbeiträge auf 15 Euro2013 pro Kilowatt im Jahr 2020.

Abbildung 54: DB 2 der KWK-Anlagen mit KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, in Euro2013/ kW im Zeitraum 2014-2020

Ausblick bis 2035

In der längerfristigen Perspektive ab Mitte der 2020er Jahre ergeben die Berechnungen bei deutlich steigenden CO2und Strompreisen auch ohne eine KWK-Förderung für fast alle Anlagentypen in der öffentlichen Versorgung einen positiven Deckungsbeitrag 2, der ihren kostendeckenden Betrieb ermöglicht (Abbildung 55). Lediglich die Anlagen „GuD 1“ und „Steinkohle 1“ erwirtschaften bis 2033 keinen positiven Deckungsbeitrag 2. Diese Anlagen haben mit 35 % und 38 % einen niedrigen elektrischen Wirkungsgrad, der Ihre Chancen am Strommarkt reduziert. Es ist deshalb fraglich, ob diese Anlagentypen bis Anfang der 2030er Jahre betrieben werden. Nur der Anlagentyp „Steinkohle 2“ kann über den gesamten Zeitraum hinweg kostendeckend betrieben werden, er weist als einzige Anlage durchgehend einen positiven Deckungsbeitrag 2 aus.

Wird die heute bestehende Förderung unverändert fortgeführt, sind für die meisten Anlagentypen etwas früher positive Deckungsbeiträge möglich, dennoch reichen diese bei weitem nicht aus für eine positive Investitionsentscheidung (vgl. Abbildung 56). Nach Erreichen der 30.000 Vollbenutzungsstunden (Vbh) und Ende der Förderung sinken die Deckungsbeiträge kurzfristig leicht. Wegen der geringen jährlichen Einsatzzeiten der Anlagentypen „BHKW 6“, „GuD 1“ und „GuD 2“ (vgl. Tabelle 93 im Anhang) sind deren Fördergrenzen von 30.000 Vbh bis 2035 noch nicht erreicht.

Abbildung 55: DB 2 der KWK-Anlagen ohne KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, Euro2013/ kW im Zeitraum 2014-2034

Abbildung 56: DB 2 der KWK-Anlagen mit KWK-Zuschlag, spezifisch pro installierter Leistung, in Euro2013/ kW im Zeitraum 2014-2034

Projektrendite und Amortisationszeit

Zur Beurteilung der Realisierungschancen möglicher KWKNeubauprojekte wurde aus den jährlichen Kapitalflüssen die Gesamtprojektverzinsung und die statische Amortisationszeit berechnet. Die Ergebnisse zeigt Tabelle 55.

Tabelle 55: Projektrendite und Amortisationszeit für Neubauprojekte von KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung

Wie dargestellt, sind bereits vollständig abgeschriebene Anlagen im Bestand kaum noch wirtschaftlich. Ein Neubau von Anlagen, die neben den jährlichen Kosten ihren Kapitaldienst mitfinanzieren müssen, ist unter diesen Rahmenbedingungen, auch mit Förderung, nicht möglich. In allen betrachteten Fällen ergeben sich negative Projektverzinsungen. Investitionen in neue KWK-Anlagen der öffentlichen Fernwärmeversorgung amortisieren sich selbst bei einer Fortführung der heutigen Förderung nicht.

Fazit

Unter den dargestellten Rahmenbedingungen für die öffentliche Fernwärmeversorgung ist ein kostendeckender Anlagenbetrieb in der kurzfristigen Perspektive bis 2020 nur für moderne SteinkohleKWK-Anlagen möglich. Mit Gas befeuerte KWK-Anlagen sind ohne Förderung in keinem der betrachteten Fälle wirtschaftlich. Mit Förderung erzielen nur Anlagen mit einem hohen elektrischen Wirkungsgrad einige Jahre einen positiven Deckungsbeitrag. Ab 2017 ist dies aufgrund der sich immer weiter annähernden Gasund Strompreise bei keiner Anlage mehr möglich. Ein Neubau von öffentlichen KWK-Anlagen für die Fernwärmeversorgung mit einer elektrischen KWK-Anlagenleistung von mehr als 10 MW ist momentan nicht refinanzierbar.

Objekt- und Industrie-Anlagen

In diesem Kapitel werden die Annahmen und Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsrechnung für KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von zwischen 1 kWel und10 MWel beschrieben, die in der Objektversorgung sowie in Industrieanlagen eingesetzt werden. In der Praxis existiert ein sehr großes Spektrum an KWK-Anlagen im kleineren Leistungsbereich, das in unterschiedlichen Geschäftsmodellen und Versorgungssituationen in Wohngebäuden, Gewerbe- und Industriebetrieben eingesetzt wird. Es ist nicht zielführend, alle denkbaren Fälle abzubilden, vielmehr werden hier ebenso typische und aussagekräftige wie häufig realisierte Versorgungsfälle modellhaft berechnet. Die untersuchten Anlagen sind in Tabelle 9 mit allen Anlagenparametern aufgeführt und in Tabelle 56 nochmals im Überblick dargestellt. Kleinere Anlagen, die ins öffentliche Netz einspeisen, werden an dieser Stelle nicht betrachtet. Ihre Wirtschaftlichkeit ist vergleichbar mit den Ergebnissen, die in Kapital 7.5.1 für das BHKW 6 berechnet wurden.

Als wesentliche Kenngröße für die Wirtschaftlichkeit der hier untersuchten Anlagen wird die Gesamtprojektrendite verwendet. Die in dieser Studie berechneten Projektrenditen sind reale Renditen, die sich nach Abzug der Inflationsrate ergeben. Bei einer Inflationsrate von z. B. 2 % entspricht eine reale Verzinsung von 6 % einer nominalen Verzinsung von 8 %.

Die Höhe der Projektrendite wird als Kriterium für die Entscheidung der Investoren herangezogen, ob eine Anlage neu errichtet wird. Die Höhe der Mindestgesamtrendite, die eine Bauentscheidung auslöst, unterscheidet sich zwischen den verschiedenen Anwendungsfällen. Einzelfallentscheidungen können immer auch abweichend vom Erreichen dieser Mindestrendite getroffen werden, da hiervon abweichende Kriterien eine starke Rolle spielen können. Für private Nutzer ist beispielsweise die Wirtschaftlichkeit nicht das alleinige Kriterium, hier können z. B. Vorlieben für bestimmte Techniken den Ausschlag für eine bestimmte Anlage geben. Im privaten Bereich ist daher für viele Hausbesitzer eine geringe Verzinsung von 2 bis 3 Prozent ausreichend bzw. sie kalkulieren nicht mit einer alternativen Geldanlage.

In der Wohnungswirtschaft, in der Investitionen über einen längeren Zeitraum refinanzieren dürfen als in der Industrie und in der eine konstante Nachfrage nach Strom und Wärme herrscht, liegt die typische Verzinsungserwartung bei 6 % real.

Im GHD-Sektor, in dem höhere Risikoaufschläge als in der Wohnungswirtschaft anfallen, liegt die Schwelle für eine Investitionsentscheidung bei einer realen Projektverzinsung von 8 bis 10 %.

In der Industrie bestehen hohe Erwartungen an sehr kurze Amortisationszeiten. Je nach Branche wird ein Refinanzierungszeitraum von zwischen zwei und acht Jahren gefordert, dies entspricht in etwa einer Projektrendite zwischen 12 % (8 Jahre) und 50% (2 Jahre).

Die Gesamtkapitalrendite wird in dieser Untersuchung mit der internen Zinsfußmethode berechnet. Dazu wird für jede Anlage der jährliche Cashflow (abgezinst auf Basis der Realpreise mit Preisbasis 2013) gebildet, der sich aus den jährlichen Kosten und Erlösen der Anlage ergibt. Die Anfangsinvestition fließt als negativer Wert im ersten Jahr ein. Die Kosten beinhalten neben die Investition Brennstoff-, variable und fixe Betriebskosten sowie die zu zahlende EEG-Umlage für den eigengenutzten Strom. Die Erlöse setzen sich zusammen aus den vermiedenen Beschaffungskosten für den selbstgenutzten Strom, den Erlösen für den eingespeisten Strom und die Wärmeerzeugung, aus vermiedenen Netznutzungsentgelten und dem KWK-Zuschlag. In der folgenden Berechnung werden ausschließlich Neubauanlagen betrachtet, deren Inbetriebnahme im Jahr 2014 erfolgt.

Tabelle 56: Industrie- und Objekt-KWK-Anlagen

Anlagenspezifische Kosten

Alle im Rahmen dieser Studie betrachteten Anlagen werden mit Erdgas betrieben. Erdgasbetriebene BHKW-Anlagen stellen innerhalb der motorischen KWK-Anlagen bis 10 MW elektrischer Leistung die dominierende Technologiegruppe. Die Brennstoffkosten der erdgasbetriebenen BHKW-Anlagen unterscheiden sich je nach Anwendungsfall, da die einzelnen Verbrauchsgruppen unterschiedlich hohe Gaspreise bezahlen (siehe Tabelle 63). Die spezifischen variablen und fixen Kosten sowie die Investitionskosten sind vom Anlagentyp abhängig und in Tabelle 9 aufgeführt.

EEG-Umlage

Die Berechnungen berücksichtigen die aktuellen Regelungen zur Belastung des Eigenstromverbrauchs mit der EEG-Umlage. Für den selbstgenutzten Strom aus neu errichteten KWK-Anlagen muss seit der EEG-Novelle 2014 ebenfalls eine anteilige EEGUmlage entrichtet werden. Diese beträgt in diesem und den kommenden Jahren:

  •  30 % für erzeugten Strom vom 31. Juli 2014 bis 1. Januar 2016 
  •  35 % für erzeugten Strom vom 31. Dezember 2015 bis 1. Januar 2017 
  •  40 % ab dem 1. Januar 2017
  • Ausgenommen von dieser Regelung sind kleine Anlagen mit einer installierten Leistung unter 10 kW und einem jährlichen Stromeigenverbrauch von höchstens 10 MWh. Darüber hinaus sind Anlagen in energieintensiven Industriebetrieben über die besondere Ausgleichsregelung von der EEG-Umlage ausgenommen.
  • Erlöse
  • Der erzeugte Strom wird in den Anwendungsfällen zu unterschiedlichen Anteilen selbst genutzt und ins Netz eingespeist. Die Stromerlöse bestehen daher aus zwei Teilen: Zum einen aus dem Erlös des ins Netz eingespeisten Stroms, für dessen Bewertung der Baseload-Strompreis verwendet wird. Zum anderen aus den vermiedenen Strombezugskosten bei einer Eigennutzung des erzeugten Stroms, die ebenfalls als Erlöse gewertet werden. Der Referenzerlös für diese Strommenge entspricht den jeweiligen Endkundenstrompreis der Verbrauchsgruppe, in dem die KWK-Anlage eingesetzt wird (vgl. Tabelle 67)

Als Wärmegutschrift werden die Kosten einer alternativen Wärmeerzeugung in einem Gaskessel angesetzt. Aus dem jeweiligen Gas-Endkundenpreis der Verbrauchstypen wird über den Wirkungsgrad des Kessels die Höhe der Wärmekosten ermittelt. Die Kosten der Kesselbereitstellung werden nicht berücksichtigt, da zur Absicherung neben der KWK-Anlage grundsätzlich ein Spitzenkessel aufgestellt wird.

Die Erlöse aus vermiedenen Netznutzungsentgelten sind abhängig von der Netzebene, an die die Anlage angeschlossen ist und sind für jeden Anlagentyp in Tabelle 9 aufgeführt. Neben den Parametern der jeweiligen KWK-Anlage spielen die Auslegung auf das Versorgungsobjekt sowie die jeweiligen Steuern und Abgabenregelungen für den Verbraucher wichtige Rollen bei der Höhe der Wirtschaftlichkeit.

KWK-Zuschlag

Die Anwendungsfälle der verschiedenen KWK-Anlagen werden mit den jeweils zutreffenden aktuellen KWK-Zuschlägen berechnet. Die Höhe des Zuschlags nach Anlagengröße ist in Tabelle 8 aufgeführt.

Mini-KWK-Impulsprogramm

Mit dem Mini-KWK-Impulsprogramm werden KWK-Anlagen bis zu einer elektrischen Leistung von 20 kW gefördert. Das Programm ist im nationalen Teil der Klimaschutzinitiative angesiedelt.

Ein zentrales Ziel des Programms ist, den Einsatz hocheffizienter und flexibler KWK-Anlagen im Leistungsbereich bis 20 kW deutlich zu steigern und zusätzliche Anreize für die Marktentwicklung zu geben. Die geförderten Anlagen müssen hohen Anforderungen hinsichtlich der Primärenergieeinsparung gerecht werden und darüber hinaus auf die Flexibilitätsanforderungen eines Strommarktes mit wachsenden Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien vorbereitet sein. Hierfür sind Vorrichtungen zur externen Steuerung und Regelung ebenso wie ein ausreichend groß dimensionierter Speicher notwendig. Die Anforderungen des Programms führen im Vergleich zu „Standardkonfigurationen“ zu leicht erhöhten Investitionskosten.

Das erste kW elektrischer Leistung wird aktuell mit 1.425 Euro gefördert, der Leistungsanteil zwischen einem und vier kW mit 285 Euro/kW, der Anteil zwischen vier und zehn kW mit 95 Euro/ kW und die Leistung zwischen zehn und 20 kW mit 47,50 Euro/ kW.

Für eine Anlage mit fünf kW ergibt sich damit ein Förderbetrag von 2.375 Euro. Basierend auf den Erfahrungen seit Einführung des Programms im April 2012 wird aktuell eine Überarbeitung der Förderrichtlinien vorbereitet.

Betrachtete Fälle

In Tabelle 57 sind die Versorgungsobjekte dargestellt, die in Kombination mit den Anlagen typische Anwendungsfälle für KWKAnlagen im kleinen Leistungsbereich darstellen. Je nach Sektor und Höhe des jährlichen Stromund Wärmebedarfs unterscheiden sich die die Endkundenpreise für Strom und Gas in den Verbrauchsgruppen. Die berücksichtigten Endkundenpreiskategorien sind ebenfalls in Tabelle 57 angegeben. Die Entwicklung der Endkundenpreise für Erdgas und Strom sind in Tabelle 63 und Tabelle 67 bei den allgemeinen Annahmen aufgeführt.

Tabelle 57: Versorgungsobjekte

Die KWK-Anlagen wurden sinnvoll mit den Versorgungsobjekten kombiniert und ergeben 23 Untersuchungsfälle (Tabelle 58).

Tabelle 58: Betrachtete Fälle

Im Detail setzen sich die Fälle wie folgt zusammen:

Fall 1: Einfamilienhaus:

Es wurde ein Einfamilienhaus mit 3 Bewohnern angenommen. Der Strombedarf wurde mit rund 4.000 kWh pro Jahr sowie der Wärmebedarf auf rund 20.000 kWh pro Jahr abgeschätzt. In diesem Objekt wird eine 1 kW Mikro-KWK-Anlage auf Basis eines Verbrennungsmotors eingesetzt. Dabei ergeben sich rund 5.000 Volllaststunden und eine Eigenstromquote von ca. 50%. 63% des Wärmebedarfs werden mittels KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 2 und Fall 3: Zweifamilienhaus

Für das Versorgungsobjekt „Zweifamilienhaus“ wurden zwei Fälle mit BHKW-Anlagen unterschiedlicher Größe generiert. Das Zweifamilienhaus wird von 6-7 Personen bewohnt und weist einen jährlichen Strombedarf in Höhe von 8.000 kWh auf. Der Wärmebedarf wurde auf rund 37.000 kWh prognostiziert.

Im Fall 2 wird im Zweifamilienhaus ein Verbrennungsmotor mit 1 kW elektrischer Leistung und 2,5 kW thermische Leistung installiert. Bei 6.000 Vollaststunden pro Jahr werden rund 70% des bereitgestellten KWK-Stroms im Versorgungsobjekt genutzt. 41% des Wärmebedarfs werden mittels KWK-Anlage abgedeckt.

Im Fall 3 kommt eine motorische Mini-KWK-Anlage mit 5 kW elektrischer und 12,2 kW thermischer Leistung zum Einsatz. Die MiniKWK-Anlage deckt bei 3.000 Betriebsstunden nahezu den gesamten Wärmebedarf des Gebäudes ab. Aufgrund der größeren Dimensionierung liegt die Eigenstrom-Nutzungsquote bei lediglich 40%. Die KWK-Anlage deckt 99% des Wärmebedarfs ab.

Fall 4: Mehrfamilienhaus mit 12 Wohneinheiten

Der Wärmebedarf eines 12-Familien-Hauses beträgt rund 120.000 kWh pro Jahr. Der gesamte Strombedarf, bestehend aus Allgemeinstrom und Strombezug der 12 Wohneinheiten, wird mit 42.000 kWh prognostiziert.

Eingesetzt wird eine motorische Mini-KWK-Anlage mit 5 kW elektrischer Leistung und 12,2 kW thermischer Leistung. Während den jährlichen 6.000 Vollbenutzungsstunden werden 61% des Wärmebedarfs durch die KWK-Anlage abgedeckt.

Die KWK-Strommenge wird lediglich für die Abdeckung des Allgemeinstroms des Mehrfamilienhauses verwendet. Ein Direktverkauf an Mieter wird in der Wirtschaftlichkeitsberechnung nicht angenommen. Die Eigenstromnutzungs-Quote beträgt 10%.

Fall 5: Mehrfamilienhaus mit 60 Wohneinheiten

Für das Hochhaus-Projekt wurde ein Jahreswärmebedarf in Höhe von 450.000 kWh und ein Gesamt-Strombedarf von 150.000 kWh angenommen.

Eingesetzt wird eine motorische Mini-KWK-Anlage mit 5 kW elektrischer Leistung und 12,2 kW thermischer Leistung, die 7.500 Stunden pro Jahr in Betrieb ist.

Die KWK-Strommenge wird lediglich für die Abdeckung des Allgemeinstroms des Mehrfamilienhauses verwendet. Ein Direktverkauf an Mieter wird in der Wirtschaftlichkeitsberechnung nicht angenommen. Die Eigenstromnutzungs-Quote beträgt aufgrund der klein dimensionierten BHKW-Anlage rund 40%. 20% des Wärmebedarfs werden mittels KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 6: Kleines Gebäude Gewerbe-Handel-Dienstleitung

Bei diesem Gebäude handelt es sich um ein Gebäude aus dem Bereich Gewerbe-Handel-Dienstleitung, das sich gegenüber einem Wohngebäude durch einen höheren spezifischen Strombedarf auszeichnet.

Das Gebäude hat einen Jahreswärmebedarf von 125.000 kWh und verbraucht rund 50.000 kWh Strom pro Jahr.

Eingesetzt wird eine motorische Mini-KWK-Anlage mit 5 kW elektrischer Leistung und 12,2 kW thermischer Leistung, die 6.000 Stunden pro Jahr in Betrieb ist und dabei rund 80% des Stroms im Versorgungsobjekt nutzen kann. Es wird von einer Personenidentität des BHKW-Betreibers und des alleinigen Nutzers des Gebäudes ausgegangen. Die KWK-Anlage deckt 59% des Wärmebedarfs ab.

Fall 7: Schule

Bei dem Versorgungsobjekt handelt es sich um ein kleines Gymnasium bzw. eine größere Realschule mit rund 600 Schülerinnen und Schülern sowie 7.000 Quadratmeter mit Turnhalle. Der Jahreswärmebedarf liegt bei 700.000 kWh und der Strombedarf bei rund 80.000 kWh pro Jahr.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnung erfolgt für eine motorische KWK-Anlage mit 50 kW elektrischer und 84 kW thermischer Leistung. Dies wird rund 4.500 Volllaststunden pro Jahr in Betrieb sein und weist einen Eigenstromanteil von 30% auf. 54% des Wärmebedarfs werden mittels KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 8: Mittleres Gebäude Gewerbe-Handel-Dienstleitung

Bei diesem Versorgungsobjekt (Einzelhandel) wurde ein Strombedarf von 200.000 kWh sowie 500.000 kWh Wärmebedarf prognostiziert.

Eine 50 kW-Anlage mit 84 kW thermischer Leistung würde bei 4.500 Volllaststunden pro Jahr rund 50% des KWK-Stroms im Versorgungsobjekt nutzen. Außerdem werden 76% des Wärmebedarfs durch die KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 9: Krankenhaus

Bei dem Versorgungsobjekt handelt es sich um ein Krankenhaus in der Grundversorgung mit rund 180-200 Betten. Der jährliche Wärmebedarf wird auf 3.500.000 kWh prognostiziert. Der Jahresstrombedarf beträgt rund 1.000.000 kWh.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnung erfolgt für eine motorische KWK-Anlage mit 50 kW elektrischer und 84 kW thermischer Leistung. Dies wird rund 7.500 Volllaststunden pro Jahr in Betrieb sein und weist einen Eigenstromanteil von 90% auf. 18% des Wärmebedarfs werden durch die KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 10: Hotel

Das Wellnessbzw. Kongresshotel mit rund 200 bis 240 Zimmern weist einen jährlichen Wärmebedarf von 1.400.000 kWh sowie einen Strombedarf von rund 1.000.000 kWh pro Jahr auf.

Eine 50 kW-Anlage mit 84 kW thermischer Leistung würde bei 7.500 Volllaststunden pro Jahr rund 90% des KWK-Stroms im Versorgungsobjekt nutzen. Außerdem würde diese KWK-Anlage 45% des Wärmebedarfs abdecken.

Fall 11: Industrie – Maschinenbau

Installiert wird eine motorische KWK-Anlage mit 500 KW elektrischer und 654 kW thermischer Leistung, die 6.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr Strom und Wärme bereitstellt. 80% des bereitgestellten Stroms kann im Versorgungsobjekt genutzt werden. 31% des Wärmebedarfs wird durch die KWK-Anlage abgedeckt.

Fall 12: Industrie – Automobilzulieferer

Im Industriefall „Automobilzulieferer“ wird ein Versorgungsobjekt mit 25.000.000 kWh Jahreswärmebedarf und 10.000.0000 kWh Jahresstrombedarf in die Betrachtung einbezogen.

Die in diesem Versorgungsobjekt installierte KWK-Anlage mit 500 kW elektrischer und 654 kW thermischer Leistung weist bei 6.500 Vollbenutzungsstunden pro Jahr einen Eigenstromnutzungsanteil von 90% auf. Der Anteil der KWK-Wärme am Wärmebedarf beträgt 17%.

Fall 13: Industrie – Automobilzulieferer

Fall 13 unterscheidet sich von Fall 12 lediglich in der Größe der eingesetzten KWK-Anlage. Der Automobilzulieferer mit einem Wärmebedarf von 25 Millionen kWh pro Jahr und einem jährlichen Strombedarf in Höhe von 10 Millionen kWh wird von einer KWKAnlage versorgt, die 1.999 kW elektrische und 2.285 kW thermische Leistung aufweist. Bei 5.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr beträgt die Eigenstromnutzungsquote 50%. Die Wärmeabdeckungsrate beträgt 46%.

Fälle 14 bis 18: Industrie – Automobilwerk

Für die Versorgung eines Industriebetriebes (z. B. eines Automobilwerkes) mit einem Jahresbedarf an Wärme in Höhe von
200 GWh sowie an Strom in Höhe von 100 GWh wurden KWKAnlagen in der Größe von knapp unterhalb 2 MWel bis 20 MWel betrachtet.

Das BHKW mit rund 2 MW würde nur einen kleinen Teil des Strom- und Wärmebedarfs des Betriebes abdecken können und würde als Dauerläufer mit rund 8.000 Volllaststunden zur Grundlastabdeckung betrieben werden. Der gesamte erzeugte Strom könnte im Betrieb selbst verbraucht werden. In der Regel werden KWK-Anlagen bei diesem Verbrauchstyp jedoch größer ausgelegt, um einen höheren Anteil des Strom- und Wärmeverbrauchs mit der Anlage decken zu können.

Die untersuchten KWK-Anlagen mit 5 MW bis 20 MW würden in diesem Fall rund 5.000 Volllaststunden erreichen. Bis auf den 20 MW-Fall könnten auch bei diesen Anlagen der gesamte erzeugte Strom selbst genutzt werden.

Fälle 19 bis 22: Industrie – Papierfabrik

Hier wurde ein energieintensiver industrieller Betrieb betrachtet (z. B eine Papierfabrik). Der angenommene jährliche Strom- und Wärmebedarf ist mit 100 GWh bzw. 200 GWh genauso hoch wie in dem davor betrachtenden Fall des Automobilwerks. Im Gegensatz zum nicht energieintensiven Automobilwerk liegen in diesem Fall die Strombezugskosten durch die ermäßigte EEG-Umlage deutlich niedriger.

Betrachtet wurden für diesen Verbrauchstyp KWK-Anlagen mit einer Leistung von 5 MW bis 20 MW. Bei der eher kleinen Anlagenauslegung der Anlagen mit 5 MW bzw. 10 MW gehen wir von 6.000 Betriebsstunden und einer vollständigen Stromeigennutzung aus. Wenn eine größer dimensionierte Anlage mit 20 MW betrieben wird, geht die mögliche Nutzungszeit der Anlage auf 5.000 Stunden zurück, die Stromeigennutzungsquote sinkt gleichzeitig auf 80 %.

Die angenommenen Volllaststunden liegen für diese betrachteten Fälle etwas höher als die mittleren Volllaststunden von etwa 4.400 h/a der Stromerzeugungsanlagen in der Papierindustrie [Destatis 2013]. Die Statistik bildet alle bestehenden Kraftwerke (inkl. Altanlagen und Backup-Kraftwerken) dieser Branche ab. Für neue Kraftwerke, die in der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung betrachtet werden, sind die angesetzten höheren Betriebsstunden realistisch.

Fall 23: Industrie – Chemiewerk

Dieser Versorgungstyp beschreibt einen sehr großen energieintensiven Betrieb mit einem jährlichen Stromverbrauch von einer TWh und einem Wärmeverbrauch von 2 TWh. Typische Vertreter solcher Betriebe gibt es im Bereich der chemischen Industrie oder der Mineralölverarbeitung. Stromerzeugungsanlagen in diesen beiden Branchen weisen etwa 5.000 Volllaststunden pro Jahr auf [Destatis 2013]. Für die hier untersuchte Neubauanlage mit 20 MW wird eine Laufzeit von 6.000 Stunden pro Jahr prognostiziert. Bei einer noch größeren Anlagenauslegung wären etwas niedrigere Volllaststundenzahlen zu erwarten.

Zur Berechnung der Projektrenditen werden die in Tabelle 58 angegebenen typischen Volllaststunden und Stromeigennutzungsquoten der einzelnen Fälle verwendet. Der Kalkulationszeitraum umfasst die jeweilige Lebensdauer der Anlage.

Ergebnisse

Für die betrachteten 23 Fälle ergeben sich mit dem KWKZuschlag die in Tabelle 59 dargestellten Projektrenditen. In rot sind die unwirtschaftlichen Fälle mit einer negativen Projektrendite markiert. Die Fälle, die im jeweiligen Anwendungsfall die notwendige Mindestprojektrendite ergeben, sind hellblau hinterlegt.

Tabelle 59: Projektrendite für Neubauprojekte von Objektund Industrie-KWK-Anlagen, mit KWK-Zulage

Bei sämtlichen Versorgungsfällen von Wohnungsobjekten (Fälle 1 bis 5) ergeben sich unter den getroffenen Annahmen negative Projektrenditen. Die Gründe hierfür liegen einerseits in den höheren Brennstoffpreisen und andererseits in den niedrigen Stromeigennutzungsquoten dieser Versorgungsfälle. Zudem haben die sehr kleinen Anlagen mit einer Leistung von 1 kWel und 5 kWel, die sich für diese Objekte eignen, die höchsten spezifischen Investitionskosten. Für das BHKW 1 ergibt sich kein wirtschaftlich tragfähiger Anwendungsfall. Für das BHKW 2 ergibt sich eine positive Projektrendite ausschließlich in Fall 6 in einem Gewebebetrieb. Allerdings unterschreitet die ermittelte Gesamtrendite dieses Versorgungsfalls in Höhe von 4 % die erforderliche Projektrendite (10 %) deutlich.

Unter Berücksichtigung des Mini KWK Impulsprogramms ergibt sich für die Anlagen BHKW 1 und BHKW 2 eine geringfügig bessere Wirtschaftlichkeit. Bei dem BHKW 1 verbessert sich die Projektrendite in den betrachteten Fällen lediglich um einen Prozentpunkt. Die Ergebnisse für das BHKW 2 verbessern sich um etwa zwei Prozentpunkte. Bei dem betrachteten Fall BHKW 2 im Dienstleistungssektor kann damit die geforderte Mindestrendite von mindestens 8 % dennoch nicht erreicht werden.

Für das BHKW 3 hängt die Wirtschaftlichkeit stark seinem Einsatzort ab. Wird es in einer Schule installiert, ergibt sich eine negative Projektrendite von -4 %. Der wesentliche Auslöser hierfür ist die in diesem Anwendungsfall sehr niedrige Stromeigennutzungsquote von 30%. Bei einem Einsatz in einem Gewerbebetrieb des Einzelhandels mit einer Stromeigennutzung von 50 % dreht sich das Ergebnis ins Positive. Allerdings erreicht die Projektrendite von 5 % noch nicht eine Höhe, die zur Realisierung des Projekts erforderlich ist. Anders verhält es sich bei einem Einsatz der Anlage in dem Beispielfällen Hotel oder Krankenhaus. Mit der dortigen 90 %igen Eigennutzung des Stroms bei 7.500 Volllaststunden ist die Anlage wirtschaftlich und übertrifft mit einer Projektrendite von 30 % deutlich die geforderte Mindestrendite für diese Objekte.

Im Leistungssegment bis 50 kW gibt es neben den ausgewählt dargestellten Einsatzfällen für die BHKW 1 bis 3 noch eine Vielzahl weiterer Fälle, die für ihren Einsatzort optimiert wurden und sich dann wirtschaftlich deutlich besser darstellen. Insbesondere die erreichbare Stromeigennutzungsquote hat einen großen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. Wenn es beispielsweise im Mehrfamilienhausbereich gelingt, eine Mieter GbR zu realisieren, lassen sich höhere Quoten bei der Stromeigennutzung erzielen. Die folgende Abbildung gibt einen Überblick über die Projektrenditen für die BHKW 1 bis 3 in Abhängigkeit von den Strom- Eigennutzungsquoten. Für die Berechnungen wurden pauschal 5.000 Volllaststunden angesetzt, als Referenzstrompreis für die BHWK 1 und BHKW 2 der Haushaltsstrompreis und für das BHKW 3 der Gewerbestrompreis (GHD1). Die Ergebnisse der Berechnungen zeigt Abbildung 57.

Das BHKW 1 mit 1 kW erreicht auch bei einer kompletten Selbstnutzung des erzeugten Stroms auch unter Berücksichtigung einer Förderung aus dem Mini-KWK-Impulsprogramm im Betrachtungszeitraum von 10 Jahren keine Wirtschaftlichkeit.

Bei den Anlagen mit 5 kW (BHKW 2) bzw. 50 kW (BHKW 3) ergeben sich bei 5.000 Betriebsstunden ab einer Eigennutzungsquote von 60 bzw. 40 % positive Projektrenditen. Bei einer höheren Eigennutzungsquote steigen die Renditen auch für diese Anlagen in für viele Investoren attraktive Bereiche.

Abbildung 57: Projektrenditen für die BHKW 1 bis 3 in Abhängigkeit der Eigennutzungsquote (Annahme: 5.000 Vollbenutzungsstunden)

Die größeren Anlagentypen BHKW 4 und BHKW 5 werden in den für die Studie generierten Fallbeispielen ausschließlich in Industriebetrieben eingesetzt. Für das BHKW 4 ergeben sich in den untersuchten Einsatzbereichen (Fälle 11 und 12) Projektrenditen von über 40 %. Dieser Anlagentyp ist in den dargestellten Fällen wirtschaftlich umsetzbar.

Auch das BHKW 5 ist in den untersuchten Einsatzbereichen (Fälle 13 und 14) wirtschaftlich umsetzbar. Hier unterscheidet sich die Projektrendite jedoch deutlich zwischen einem Einsatz in einem Industriebetrieb mit einem durchschnittlichen Stromverbrauch von 10.000 MWh (Fall 13) und in einem mit 100.000 MWh (Fall 14). Der Hauptgrund für die unterschiedlichen Projektrenditen in Höhe von 34 % (Fall 13) und 80 % Fall 14). ist die abweichende Stromeigennutzungsquote in den betrachteten Einsatzbereichen. Im

Fall 13 beträgt sie lediglich 50 %, wohingegen im Fall 14 der Strom vollständig selbst genutzt wird (100 %). Dies manifestiert auch die im industriellen Bereich häufig anzutreffende Planungsmaxime, KWK-Anlagen nicht nach dem Wärmebedarf auszulegen, sondern in erster Linie so zu dimensionieren, dass kein KWK-Strom in das öffentliche Netz eingespeist wird.

Bei der Dampfturbine (DT 1) zeigt sich deutlich die Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit vom Einsatzbereich. Die Dampfturbine kann in dem Industriefall „Automobilwerk“ (Fall 15) mit einer Projektrendite von 25 % wirtschaftlich umgesetzt werden, wenn von den Unternehmen ein Refinanzierungszeitraum von 4 Jahren akzeptiert wird. In der energieintensiven Industrie hingegen, wie beispielsweise in der Papierindustrie (Fall 19), erreicht die gleiche Anlage trotz vollständiger Eigennutzung des Stroms jedoch nur eine Projektrendite von 0 %. Der Grund hierfür sind die im Fall 19 deutlich niedrigeren Strombezugspreise aufgrund der Befreiung von den Umlagen.

Für die Gasturbine (GT 1) stellt sich das Ergebnis tendenziell ähnlich dar. Durch den gegenüber der Dampfturbine höheren Wirkungsgrad bei gleichzeitig niedrigeren spezifischen Investitionskosten liegen die Projektrenditen jedoch höher. Ihr Einsatz in Industriebetrieben wie Automobilwerken (Fall 16) oder der Papierindustrie (Fall 20) ist mit Projektrenditen von 50 % (Fall 16) bzw.

15 % (Fall 20) möglich. Im Fall 20, der den Einsatz der Gasturbine in der energieintensiven Industrie abbildet, gelingt die Umsetzung des Projekts deshalb nur, wenn das Unternehmen eine Refinanzierungsdauer der Investition von knapp sieben Jahren akzeptiert.

Die Anlagen BHKW 6 und GuD 1 werden sowohl in der öffentlichen Fernwärmeversorgung (Ausführungen zur Wirtschaftlichkeit siehe dort) als auch in der Industrie eingesetzt. Beim Einsatz in großen Industriebetrieben wie z. B. Automobilwerken (Fall 17) ergibt sich für das BHKW 6 eine Projektrendite von 50 % und ermöglicht so die Umsetzung des Projekts. In der energieintensiven Industrie wie der Papierindustrie (Fall 21) hingegen sinkt die Projektrendite wegen der dort geringeren Strombezugskosten und der Befreiungen von Umlagen auf 14 %. Eine Realisierung des Projekts kann bei dieser Rendite nur in Unternehmen erreicht werden, die eine Refinanzierungsdauer von mehr als sieben Jahren akzeptieren.

Die niedrigen Stromkosten der energieintensiven Industrie in den Fällen 22 und 23 verhindern dort den Einsatz der großen GuD- Anlage GuD 1. Sie erzielt in den Anwendungsfällen „Papier“ und „Chemie“ lediglich eine Projektrendite von 6 %. Hiermit unterschreiten diese Anwendungsfälle die untere Mindestrendite der Industrie von 12 % deutlich. Im Anwendungsfall „Automobilwerk“ (Fall 18) hingegen ist eine Projektrendite von 25 % erreichbar, die eine Amortisation der Anlage innerhalb von vier Jahren ermöglicht. Dieser Zeitraum wird von vielen Unternehmen noch akzeptiert.

Ergebnisse ohne KWK-Förderung

Ohne KWK-Förderung verschlechtern sich naturgemäß die Projektrenditen in allen Fällen. In der energieintensiven Industrie erreichen die Gasturbine (GT 1) und das BHKW 6 nicht mehr die Mindestprojektrendite.

Tabelle 60: Projektrendite für Neubauprojekte von Objektund Industrie-KWK-Anlagen, ohne KWK-Zulage4

Fazit

Kleinere Anlagen, vor allem in Wohnungsobjekten erreichen unter den heutigen Bedingungen keine positiven Projektrenditen. Bei negativen Projektrenditen werden Anlagen nur in Einzelfällen unter Einbeziehung nicht-monetärer Bewertungsmaßstäbe realisiert. Kleine bis mittelgroße Anlagen der Objektversorgung können zwar positive Projektrenditen erreichen, diese unterschreiten jedoch häufig die geforderte Mindestrendite, so dass eine Realisierung dieser Projekte in der Regel nicht zu erwarten ist. Insgesamt sind Anlagen in GHD und Wohngebäuden nur in einzelnen Fällen wirtschaftlich.

In der Objektversorgung hängt die Wirtschaftlichkeit sehr stark von der Stromeigennutzungsquote der Anlagen ab. In bestimmten Anwendungsbereichen wie Hotels oder Krankenhäusern können sehr gute Projektrenditen erreicht werden. In Bereichen wie z. B. der Wohnungswirtschaft lassen sich hingegen Projekte nur sehr schwierig realisieren.

Die Gründe hierfür liegen einerseits in den höheren spezifischen Kosten der kleineren Anlagen und andererseits in der niedrigeren Eigennutzungsquote des erzeugten Stroms. Die KWK-Förderung kann diese grundsätzlichen Beschränkungen nicht ändern.

Größere Objektund Industrie-KWK-Anlagen können hingegen unter den heutigen Förderbedingungen in geeigneten Einsatzbereichen wirtschaftlich errichtet und betrieben werden. In vielen Anwendungsfällen ergeben sich auch ohne KWK-Förderung ausreichend hohe Projektrenditen. Die höchsten Projektrenditen werden erzielt, wenn die Anlagen eine hohe Auslastung erreichen und darüber hinaus ein großer Anteil des Stroms vom Betreiber selbst genutzt werden kann. Dies ist zumeist in Industriebetrieben mit einem hohen und möglichst konstanten Stromund Wärmebedarf der Fall.

Verbraucher in der energieintensiven Industrie beziehen wegen der Befreiung von Umlagen ihren Strom zu geringen Kosten, so dass der Betrieb einer neuen KWK-Anlage zwar positive Projektrenditen erwarten ließe, diese aber meist deutlich unter der notwendigen Mindestrendite für eine Umsetzung des Projekts liegen. In diesem Segment könnte eine Anpassung der Förderung neue Impulse geben.

Rolle der Biomasse-KWK

Die EEG-Förderung führte in den letzten Jahren zu einer deutlichen Zunahme von Biomasse-KWK-Anlagen. Die installierte elektrische Leistung von Biogas- und Biomethananlagen erhöhte sich zwischen den Jahren 2000 und 2013 von ca. 500 MWel auf rund 3.750 MWel. Die installierte Leistung von Biomasseheizkraftwerken stieg im selben Zeitraum von ca. 250 MWel auf mehr als 1.500 MWel. Insbesondere die EEG-Novellen von 2004 und 2009 führten zu einer hohen Dynamik im Biomassesektor. Zwischen 2009 und 2011 lag der Zubau von Biogasanlagen in Schnitt in etwa bei 500 MWel. Die EEG-Novelle von 2012 führte bereits zu einer deutlichen Verringerung des Zubaus, insbesondere bei Biogasanlagen. Im Jahr 2013 lag der Zubau noch bei 200 MWel.

Mit der Umsetzung der EEG-Novelle von 2014 ist in den kommenden Jahren von weiterem Rückgang des Zubaus von BiomasseAnlagen auszugehen. Zum einen wird der EEG-geförderte Zubau nun bei jährlich 100 MWel  gedeckelt, zum anderen wurden die Vergütungssätze angepasst. Dadurch verschlechtert sich die wirtschaftliche Situation von Biomasseanlagen deutlich. In den vergangenen Versionen des EEG setzte sich die Vergütung für Strom aus Biomasse jeweils aus einer Grundvergütung und einer zusätzlichen optionalen, betriebsabhängigen Vergütungskomponente zusammen. Im EEG 2012 gab es beispielsweise die Möglichkeit, die Grundvergütung durch den Einsatz bestimmter Biomassearten um bis zu 8 Cent/kWh zu erhöhen. In der aktuellen Fassung des EEG fällt diese zusätzliche Komponente weg, es wird nur noch die Grundvergütung gewährt. In Abbildung 58 ist beispielhaft dargestellt, wie sich dies am Beispiel von Biogasanlagen bis 500 kWel auswirkt. Abgesehen von Kleinanlagen unterhalb von 75 kWel, die hauptsächlich Gülle einsetzen, fällt die beispielhafte Vergütung etwa vier bis fünf Cent pro kWh geringer aus als noch im EEG 2012. Außerdem besteht dieser hohe Förderanspruch nur bis zu einer Bemessungsleistung von 50 % der installierten Leistung.

Abbildung 58: Beispielhafte EEG-Vergütung für Biogasanlagen

Noch deutlicher fallen die Anpassungen bei KWK-Anlagen aus, die mit Biomethan, also auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas, betrieben werden. Neben dem Bonus für die Einsatzstoffklassen wird für neu errichtete Biomethan-BHKW auch der Gasaufbereitungs-Bonus gestrichen. Dadurch fällt die beispielhafte Vergütung etwa 5 bis 8 Cent pro kWh geringer aus als noch im EEG 2012.

7.6 Prognose der KWK-Erzeugung und der Kosten der KWKG-Umlage

Eine Einschätzung der langfristigen Entwicklung der KWK ist aufgrund der Vielzahl relevanter Einflussfaktoren und möglicher Wirkungen politischer Entscheidungen mit großen Unsicherheiten behaftet. Für den relativ kurzen Zeitraum bis zum Jahr 2020 ist es auf der Grundlage der heute absehbaren Entwicklung möglich, eine Prognose zu erstellen.

Die Prognose baut auf die heutige KWK-Stromerzeugung auf. Sie berücksichtigt die wesentlichen Entwicklungen in den KWK-Bereichen allgemeine Versorgung, industrielle KWK sowie biogene und kleine KWK. Diese werden im Folgenden dargestellt und in ihrer Wirkung abgeschätzt.

Die Prognose berücksichtigt die heute bekannten Neubauprojekte und die Ergebnisse der im Kapitel 7.5 dargestellten Wirtschaftlichkeitsbetrachtung. Sie berücksichtigt auch die im EEG 2014 beschlossenen Änderungen zum Eigenverbrauch. Das KWKG wird in seiner heutigen Form fortgeschrieben. Nicht berücksichtigt werden mögliche Effekte einer zukünftigen Einführung eines Kapazitätsmarktes.

Bei der Prognose der KWK-Stromerzeugung werden die in Tabelle 61 dargestellten größere Neubauten von KWK-Kraftwerken mit einer Nettoleistung von rund 3,4 GW berücksichtigt. Unter den aktuellen Marktbedingungen gehen wir davon aus, dass die Steinkohlekraftwerke Kraftwerke im Mittel etwa 6.000 Stunden und die Erdgaskraftwerke im Mittel etwa 3.000 Stunden pro Jahr betrieben werden können. Die neuen KWK-Kraftwerke speisen zum Teil in bestehende Fernwärmenetze ein bzw. ersetzen bestehen Anlagen. Die geringere Laufzeit dieser Kraftwerke wird bei der Prognose der KWK-Erzeugung berücksichtigt.

Tabelle 61: Im Bau befindliche und abschließend von den Unternehmen genehmigte größere KWK-Kraftwerkprojekte

Gemäß den Kraftwerkslisten der Bundesnetzagentur sind bis zum Jahr 2020 weitere KWK-Kraftwerke mit einer elektrischen Nettoleistung von in Summe rund 4,5 GW geplant. Diese Kraftwerke befinden sich aber noch nicht im Bau. Aufgrund der aktuell schwierigen wirtschaftlichen Situation für Neubauprojekte wird eine Realisierung dieser Projekte unter den aktuellen Marktbedingungen für unwahrscheinlich gehalten. Daher werden diese Projekte bei der Prognose der KWK-Entwicklung bis zum Jahre 2020 nicht berücksichtigt.

Bis zum Jahr 2020 werden bestehende KWK-Kraftwerke stillgelegt werden. Insbesondere ältere Steinkohle- und Gaskraftwerke werden davon betroffen sein. So werden beispielsweise die drei letzten Blöcke des KWK-Kraftwerkes Scholven 2015 stilllegt. Die Bundesnetzagentur führt eine offizielle Liste mit zur Stilllegung angemeldeten Kraftwerken, die – wie die Liste der Neubauten – regelmäßig aktualisiert wird. Es ist jedoch wie bei den Neubauankündigungen nicht zu erwarten, dass sämtliche Stilllegungsankündigen umgesetzt werden. Bis zum Jahr 2020 wird für die Prognose eine Stilllegung von KWK-Kraftwerken in der Größenordnung von 2 bis 3 GW unterstellt.

Im Leistungssegment von 1 kW bis 10 MW wurden im Zeitraum 2010 bis 2013 pro Jahr im Mittel KWK-Anlagen mit knapp 300 MW errichtet (siehe Kapitel 7.2). Dieser Zubau war über die letzten Jahre relativ stabil. Vor dem Hintergrund der in dieser Studie durchgeführten Wirtschaftlichkeitsrechnung wird davon ausgegangen, dass dieser Zubau bis zum Jahr 2020 in etwa konstant auf diesem Niveau bleibt. Über das gesamte Leistungssegment hinweg heben sich die negativen Effekte der EEG-Belastung des Eigenstromverbrauchs und die gesunkenen Erlöse für die Netzeinspeisung auf der einen Seite und die höheren Umlagen für den Strombezug in den letzten Jahren in etwa auf.

Aufgrund der im EEG im Jahr 2014 reduzierten Vergütungssätze für Biomasse-Anlagen und dem politisch anstrebten Ausbaupfad von 100 MW pro Jahr ist bis zum Jahr 2020 nur mit einem langsamen Wachstum der KWK-Stromerzeugung auf der Basis von Biomasse zu rechnen. Konkret erscheint ein jährlicher Zubau in Höhe von 50 MW realisierbar. In diesem Zusammenhang muss darauf hingewiesen werden, dass neue, nach dem EEG geförderte Biogas-Verstromungs-Anlagen, nicht mehr zu einer Wärmenutzung verpflichtet sind. Dies könnte Auswirkungen auf den KWKAnteil bei Biomasseund Biogas-Anlagen haben.

Wegen der aktuellen Marktsituation mit relativ hohen Brennstoffpreisen bei gleichzeitig geringen Strom-Großhandelspreisen ist nicht von einem Zubau von Biomasse-KWK-Anlagen außerhalb der EEG-Förderung zu rechnen.

Im Ergebnis dieser Entwicklungen ergibt sich für die Prognose folgendes Bild: Die KWK-Nettostromerzeugung bleibt bis zum Jahr 2020 in etwa auf dem Niveau der Jahre 2011 bis 2013. Aufgrund der sehr milden Witterung in den ersten vier Monaten des Jahres 2014 sinkt die KWK-Nettostromerzeugung in diesem Jahr voraussichtlich auf etwa 91 TWh. Gemäß den Monatsberichten der Elektrizitätsversorgung lag die KWK-Nettostromerzeugung im Bereich der allgemeinen Versorgung von Januar bis Mai 2014 um rund
4 TWh unter der entsprechenden Erzeugung im Jahr 2013. Von diesem Rückgang entfielen 2,7 TWh auf gasbefeuerte Anlagen.

Tabelle 62: Entwicklung der KWK-Nettostromerzeugung bis 2020

Die KWK wird sich in den einzelnen Anwendungsfällen unterschiedlich entwickeln. Bei den KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung führt die wirtschaftliche Situation voraussichtlich zu einem Rückgang der KWK-Stromerzeugung. Wie in Kapitel 7.5 gezeigt, werden die wirtschaftlichen Einsatzzeiten von Erdgas-KWKKraftwerken in den nächsten Jahren weiter zurückgehen.

Die wirtschaftliche Situation von Braun- und Steinkohle-Heizkraftwerken hat sich in den letzten Jahren durch die sehr niedrigen Großhandelsstrompreise ebenfalls verschlechtert. Wegen ihrer gegenüber Erdgasanlagen geringeren Grenzkosten der Stromerzeugung ist bis zum Jahr 2020 dennoch mit einer stabilen Erzeugung aus diesen Anlagen zu rechnen. In Fernwärmenetzen, die sowohl von Erdgasals auch Kohleanlagen gespeist werden, kann die Kohle-KWK die geringere Fahrweise der Erdgasanlagen teilweise kompensieren.

Die Wirtschaftlichkeitsrechnung hat gezeigt, dass der kostendeckende Betrieb von vielen KWK-Anlagen unter den getroffenen Annahmen aktuell nicht möglich ist. Die Prognose beinhaltet dennoch keine vorzeitigen Stilllegungen von KWK-Anlagen, da eine seriöse Abschätzung über den Umfang von temporären oder endgültigen Stilllegungen aus heutiger Sicht nicht möglich ist. Sollten wirtschaftliche Gründe zu einer Stilllegung von deutlich mehr KWK-Leistung führen und die Wärmeerzeugung dann durch Kessel ersetzt werden, wird die KWK-Stromerzeugung in den kommenden Jahren im Bereich der Fernwärmewirtschaft noch deutlich niedriger ausfallen.

Im Bereich der industriellen KWK-Stromerzeugung wird bis zum Jahr 2020 noch einen leichten Anstieg gegenüber dem aktuellen Niveau erwartet. Attraktive Potenziale ergeben sich insbesondere bei Unternehmen und Branchen mit hohen Strombezugskosten bei gleichzeitig hohem Wärme- und Stromverbrauch. Die sehr niedrigen Preise am Großhandelsstrommarkt haben im Vergleich zu den Anlagen der allgemeinen Versorgung nur relativ geringe Auswirkungen auf die industrielle KWK. Eine Ausnahme bilden hier energieintensive Unternehmen mit geringen Strom-Beschaffungskosten.

Die größte Auswirkung ergibt sich relativ kurzfristig bei Unternehmen, die Ihre KWK-Anlage wärmeseitig ausgelegt haben und bisher einen größeren Teil des (mit Erdgas) erzeugten Stroms ins öffentliche Netz einspeisten. Da diese Netzeinspeisung in vielen Fällen derzeit nicht mehr wirtschaftlich ist, versuchen Unternehmen teilweise, ihre Netzeinspeisung zu verringern.

Um das 25 % KWK-Ziel bis zum Jahr 2020 zu erreichen, müsste die KWK-Stromerzeugung im Jahr 2020 gegenüber der aktuellen Prognose von 98 auf 147 TWh gesteigert werden. Im Rahmen dieser Studie wurde nicht detailliert untersucht unter welchen Rahmenbedingungen und mit welchen Maßnahmen eine Erreichung des KWK-Ausbauziels möglich ist.

Für eine belastbare Abschätzung der notwendigen Maßnahmen wie z. B. eine Erhöhung der KWK-Förderung wären differenzierte Untersuchungen notwendig. Die KWK-Stromerzeugung könnte gegenüber der erstellen Prognose durch Anlagenneubau, Anlagenmodernisierungen (Steigerung der Anlagenleistung bzw. der Stromkennkiffer) sowie durch eine Erhöhung der Laufzeit bzw. Erhalt bestehender KWK-Anlagen erreicht werden. Darüber hinaus müsste auf Basis der bestehenden Potenziale eine realistische Aufteilung der zusätzlichen Strommengen auf die einzelnen KWKBereiche (Anlagengröße, Brennstofftyp und Anwendungssektor) vorgenommen werden.

Aufgrund der notwendigen Vorlaufzeit für neue größere Kraftwerksprojekte und den notwendigen Leistungsausbau ist eine Zielerreichung bis 2020 zudem selbst bei einer starken Erhöhung der Förderung aus heutiger Sicht fraglich.

Überschlägig betrachtet wäre für eine Zielerreichung ein zusätzlicher Anlagenneubau von etwa 10 GW bzw. eine zusätzliche KWKStromerzeugung etwa 50 TWh und eine entsprechende Erschließung der Wärmesenken notwendig. Der bestehende Deckel im KWKG müsste für die Umsetzung dieses notwendigen Neubaus stark angehoben werden. Eine belastbare Abschätzung notwendigen Fördervolumens ist hier nicht möglich. Unter der vereinfachten Annahme eines mittleren notwendigen KWK-Zuschlags von 4 bis 6 Cent/kWh ergibt sich als Orientierungswert im Jahr 2020 ein zusätzliches Fördervolumen von 2 bis 3 Milliarden Euro. Andere politische Maßnahmen (wie z. B. Kapazitätselemente) oder aber Änderungen der Marktsituation in den nächsten Jahren könnten die wirtschaftliche Lage für KWK-Projekte verbessern und damit auch den notwendigen Förderbedarf senken.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland erstellen jedes Jahr eine Mittelfristprognos zur weiteren Entwicklung der geförderten KWK-Stromerzeugung und der Vergütungszahlungen.

Die aktuelle Mittelfristprognose vom Dezember 2013 erwartet in den nächsten Jahren einen Anstieg der förderfähigen Stromerzeugung. Im Jahr 2018 wird laut Mittelfristprognose eine KWKStrommenge in Höhe von 24 TWh gefördert. Zusammen mit der Förderung von Wärmenetzen und Speichern steigt damit das Fördervolumen bis zum Jahr 2018 auf knapp über 700 Millionen Euro.

Unter den in dieser Studie getroffenen Annahmen zum weiteren Ausbau der KWK-Stromerzeugung erscheinen die Ergebnisse der KWK-Mittelfristprognose realistisch. Ohne eine Anpassung des KWKG könnte das Fördervolumen in Verbindung mit einem geringeren KWK-Ausbau auch etwas geringer ausfallen.

Abbildung 59: Entwicklung der förderfähigen KWK-Strommengen

Abbildung 60: Entwicklung der KWK-Zuschlagszahlungen

7.7 Empfehlungen zur Weiterentwicklung des KWKG 

Allgemeine Empfehlungen

Das aktuelle Förderdesign des KWKG sollte in seiner Grundform beibehalten werden. Die arbeitsseitige Förderung von KWKStromerzeugung führt nicht nur zu einer Verbesserung der allgemeinen Wirtschaftlichkeit der geförderten Anlagen, sondern reizt damit auch den Betrieb an und führt damit zu einer Einsparung von Primärenergie und CO2 gegenüber einer ungekoppelten Erzeugung. Bei einer prinzipiell vorstellbaren Umstellung der Förderung hin zu einer Leistungsförderung würden die KWK-Anlagen weniger oft laufen, da die Förderung keinen Einfluss mehr auf die Grenzkosten der Anlagen hätte.

Die in den letzten zwei KWK-Novellen eingeführte Förderung des Ausbaus der Wärme-und Kältenetze und der Wärme- und Kältespeichern hat zu einer verstärkten Ausbauaktivität geführt. Die Förderung durch Investitionskostenzuschüsse hat sich bewährt und sollte fortgeführt werden.

Bei der Festlegung von geeigneten Zuschlagssätzen für KWKAnlagen muss das sehr volatile Marktumfeld der letzten Jahre und voraussichtlich auch nächsten Jahre bedacht werden. Durch die starken und zum Teil nicht vorherzusehenden Schwankungen der Strom- und Brennstoffpreise sowie des CO2-Zertifikatepreises ist eine regelmäßige und ggf. auch kurzfristigere Überprüfung der KWK-Zuschlagssätze sinnvoll.

Für KWK-Anlagen, die ihren Strom vorwiegend ins öffentliche Netz einspeisen, haben sich die maßgeblichen Rahmen- und Marktbedingungen in den letzten Jahren deutlich verschlechtert. Die fixen Fördersätze des KWKG waren in dieser Phase nicht ausreichend, um die Auswirkungen der niedrigen Baseload-Preise an der Strombörse zu kompensieren. Die volatilen bzw. sinkenden Stromerlöse führen zu Unsicherheit bei den Investoren und Betreibern. Ein kostenminimaler Ausbau ist aber – gerade in Verbindung mit Wärmenetzen – von einem kontinuierlichen Ausbaugeschehen abhängig.

Überschlägig betrachtet wäre für eine Erreichung des KWK-Ziels eine zusätzliche KWK-Stromerzeugung von etwa 50 TWh notwendig. Der bestehende Deckel im KWKG müsste stark angehoben werden. Unter der vereinfachten Annahme eines notwendigen KWK-Zuschlags von 4 bis 6 Cent/kWh ergibt sich als Orientierungswert im Jahr 2020 ein zusätzliches Fördervolumen von 2 bis 3 Milliarden Euro. Andere politische Maßnahmen (Kapazitätselemente) oder Änderungen der Marktsituation könnten die wirtschaftliche Lage für KWK-Projekte verbessern und damit auch den notwendigen Förderbedarf senken.

KWK-Anlagen der Allgemeinen Versorgung

Der Neubau von Erdgas- und Steinkohle KWK-Anlagen, die im Bereich der allgemeinen Versorgung betrieben werden, ist unter den aktuellen Marktbedingungen nicht wirtschaftlich. Um einen Anlagenzubau in diesem Segment zu generieren, wäre eine starke Erhöhung der Förderzuschläge notwendig. Eine alleinige Lösung der sehr schlechten wirtschaftlichen Situation von neuen KWKAnlagen durch das KWKG würde zu sehr hohen Zuschlagssätzen führen. Um das 25 % KWK-Ziel bis zum Jahr 2020 zu erreichen müsste die KWK-Stromerzeugung gegenüber der aktuellen Prognose deutlich gesteigert werden. 

Überschlägig betrachtet wäre für eine Zielerreichung ein zusätzlicher Anlagenneubau von etwa 10 GW und eine entsprechende Erschließung der Wärmesenken notwendig. Der bestehende Deckel im KWKG müsste für die Umsetzung dieses notwendigen Neubaus stark angehoben werden. Veränderungen der Marktsituation in den nächsten Jahren oder andere politische Maßnahmen (wie z. B. Kapazitätselemente) könnten die wirtschaftliche Lage für neue KWK-Projekte verbessern und damit auch die notwendige KWK-Förderung senken.

Bestehende KWK-Anlagen der allgemeinen Versorgung sind nur noch zum Teil wirtschaftlich. Kohlegefeuerte Anlagen weisen in den nächsten Jahren noch einen positiven Deckungsbeitrag 2 auf. Der Betrieb der Anlagen (ohne Berücksichtigung von Kapitalkosten) weist damit keinen Verlust auf. KWK-Anlagen, die mit Erdgas betrieben werden, sind im Moment nicht wirtschaftlich. Voraussichtlich erhöht sich der jährliche Verlust, den diese Anlagen aufweisen, in den nächsten Jahren infolge der sehr niedrigen Strompreise noch weiter. Wenn sich die Perspektive für diese Anlagen nicht verbessert, kann deren Abschaltung nicht ausgeschlossen werden. Der weitere Ausbau der Fernwärmenetze steht vor dem Hintergrund des hohen Anteils von Erdgas in der Fernwärme auch in Frage.

KWKund KWKK- und ORC-Anlagen in der Industrie

Im Bereich der industriellen KWK ergibt sich ein differenziertes Bild. Je höher die Laufzeiten und Stromeigennutzungsquoten der KWK-Anlagen, desto größer kann der wirtschaftliche Vorteil gegenüber einer ungekoppelten Erzeugung sein. Wird die Fahrweise von KWK-Anlagen stärker an die Angebotssituation des Strommarktes angepasst (Flexibilisierung), kann dies zu deutlich geringeren Laufzeiten führen, was die durchschnittlichen Wirkungsgrade und somit die Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt. Insofern wären im Zuge der erforderlichen Flexibilisierung des KWK-Zubaus verschärfte Anforderungen zur Hocheffizienz eher schädlich. Der wirtschaftliche Vorteil hängt allerdings in erheblichem Umfang von den Gas- und Strombezugspreisen der Unternehmen bzw. Betriebe ab. Gerade im Bereich der Gas- und Dampfturbinen zwischen 5 und 20 MW, deren energiewirtschaftlicher Beitrag (als Einzelkapazität und als Flexibilisierungs-Anlage) am interessantesten ist und die im Bereich der energieintensiven Industriezweige (insbesondere der Grundstoffchemie und der Papiererzeugung) am meisten vertreten sind, ist die Rentabilität für Neuanlagen oft nicht gegeben. Denn die häufig und erheblich von der Strom- und Energiesteuer und der EEG-Umlage befreiten sowie an der Strombörse tätigen Unternehmen haben so geringe Strombezugskosten, dass sich Neuinvestitionen in KWK-Anlagen größerer Leistung häufig nicht mehr rentieren.

Die Betriebe, die nicht von der EEG-Umlage befreit sind, müssen zukünftig auch als Eigenerzeuger einen erheblichen Anteil der EEG-Umlage bezahlen, so dass sich über die verbleibende Einsparung der EEG-Umlage in vielen Fällen kein ausreichender Beitrag zur Wirtschaftlichkeit mehr ergibt. Eine Reduktion der Entlastung des Strombezugs dieser Betriebe würde die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen in den betroffenen Branchen verbessern.

KWK-Anlagen werden heute bei der Stromsteuer nur bis 2 MW entlastet. Eine Gleichbehandlung von kleinen und größeren KWKAnlagen hinsichtlich der Stromsteuer würde den Anreiz aufheben, Anlagen im Leistungssegment von 2 bis etwa 5 MW auf knapp unter 2 MW auszulegen.

Die relativ guten Rentabilitäten der verschiedenen BHKWLeistungen sind sehr günstig für die weitere Diffusion der KWKAnwendung in denjenigen Branchen, die ein hohes Wachstumspotenzial haben (z.B. sonstige Chemische Industrie, sonstige Wirtschaftszweige oder Fahrzeug- und Maschinenbau). Aber in diesen „neuen“ Anwenderbranchen ist die Kenntnis über die Vorteile der KWK oder auch KWKK wenig verbreitet.

Objekt-KWK

Höhere KWK-Zuschläge für Überschussstrom und direkt vermarkteten KWK-Strom

Der Strombezug wird mit einer Vielzahl von Umlagen und Abgaben, den Netzentgelten und der Stromsteuer belastet. Daher ist die Substitution des Strombezugs wirtschaftlich meist sehr attraktiv. In den letzten Jahren hat sich diese Situation durch die Belastung des Strombezugs mit neuen Umlagen sowie die gestiegene EEG-Umlage deutlich verbessert. Dagegen hat sich im gleichen Zeitraum die Vergütung für eingespeisten KWK-Strom, dessen Preis sich bei KWK-Anlagen bis 2 MW gemäß KWK-Gesetz am durchschnittlichen Baseloadpreis der EPEX orientiert, deutlich verschlechtert. Auch die Erlössituation für direktvermarkteten oder an der Börse gehandelten KWK-Strom hat sich in der jüngeren Vergangenheit deutlich verschlechtert.

Insbesondere KWK-Anlagen, die den Strom nicht selbst im Versorgungsobjekt nutzen können, haben Probleme, einen wirtschaftlichen Betrieb zu realisieren. Dies betrifft vorrangig Heizkraftwerke im kommunalen Bereich, KWK-Anlagen in öffentlichen Verwaltungsund Schulgebäuden sowie die gesamte Wohnungswirtschaft. Daher ist es sinnvoll, dem KWK-Strom, der in das öffentliche Netz eingespeist wird, einen höheren KWK-Zuschlag zu gewähren.

Umstellung des Förderzeitraums für unterste Leistungsklasse auf Betriebsstunden statt Jahre

Standardmäßig erhalten KWK-Anlagen über einen Zeitraum von 30.000 Vollbenutzungsstunden eine Förderung durch Zahlung von KWK-Zuschlägen. Kleine KWK-Anlagen bis 50 kW können eine Förderung über 10 Jahre erhalten. Dies führt dazu, dass kleine KWK-Anlagen, die lange Laufzeiten pro Jahr aufweisen, besonders von dieser Jahresregelung profitieren. Eine KWK-Anlage mit 50 kW elektrischer Leistung erhält bei 7.500 jährlichen Vollbenutzungsstunden über den Förderzeitraum von 10 Jahren deutlich höhere KWK-Zuschlagszahlungen als z. B. eine 100 kW-Anlage mit derselben jährlichen Laufzeit. Dies liegt in erster Linie in der Tatsache begründet, dass die Förderung der 100 kW-Anlage nur 30.000 Vollbenutzungsstunden gewährt wird.

Dies bedeutet ausdrücklich aber nicht, dass KWK-Anlagen mit einer Leistungsgröße von 50 kW eine besonders hohe Wirtschaftlichkeit aufweisen. Die Wirtschaftlichkeit hängt in erheblichem Maße vom Versorgungsobjekt ab. Die Wirtschaftlichkeitsuntersuchung dieser Studie haben deutlich gemacht, dass z. B. eine 50 kW-Anlage, die eine Schule mit Strom und Wärme versorgt, aufgrund der geringeren Benutzungsstundenanzahl nicht besonders wirtschaftlich ist. Prinzipiell erscheint es sinnvoll, aufgrund der höheren spezifischen Investitionsund Einbindungskosten im untersten Leistungsbereich eine längerfristige Förderung anzusetzen.

Andererseits profitieren von einer Förderung, die sich auf Betriebsjahre bezieht, besonders die KWK-Anlagen, die eine hohe jährliche Vollbenutzungsstundenanzahl aufweisen und in den meisten Fällen aufgrund dieser Tatsache schon eine gute Wirtschaftlichkeit aufweisen. Vielfach ist in der Planungspraxis sogar zu beobachten, dass KWK-Anlagen gezielt kleiner ausgelegt werden, um mit einer 50 KW-Anlage bei hohen Vollbenutzungsstunden und hoher Förderung das wirtschaftliche Optimum zu erreichen.

Um eine überdurchschnittliche Förderung der KWK-Anlagen bis 50 kW mit besonders langen Laufzeiten einzugrenzen, wird vorgeschlagen, statt eine Förderdauer von 10 Jahren eine betriebsstundenorientierte Förderung einzuführen. Angemessen erscheint ein Förderzeitraum von z. B. 60.000 Vollbenutzungsstunden.

Aus administrativen Gründen sollte die maximale Förderdauer auf 15 Jahre beschränkt bleiben. Sollten nach 15 Jahren die 60.000 Vollbenutzungsstunden noch nicht erreicht sein, endet die Förderung trotzdem nach Ablauf der 15 Jahre. Von einer solchen Regelung würden alle Anlagen bis 6.000 Betriebsstunden pro Jahr gegenüber der bisherigen Regelung profitieren. Alle KWK-Anlagen bis 50 kW, die mehr als 6.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr in Betrieb sind, würden gegenüber der bisherigen Förderpraxis weniger KWK-Zuschläge erhalten. Fehlanreize hinsichtlich zu klein dimensionierter KWK-Anlagen würden dadurch eher vermieden.

Pauschalzahlung für Anlagen bis 2 kW

Das derzeitige KWK-Gesetz ermöglicht in §7 Abs. 3 den Betreibern von Mikro-KWK-Anlagen bis zu einer elektrischen Leistung von 2 kW, sich auf Antrag vom Netzbetreiber vorab eine pauschalierte Zahlung der Zuschläge für die Erzeugung von KWK-Strom auszahlen zu lassen. Diese Regelung wird von rund einem Drittel der Antragssteller in diesem Leistungsbereich in Anspruch genommen.

Es wird empfohlen die pauschalierte Einmalzahlung beizubehalten, um die Transaktionskosten für diese Leistungsklasse gering zu halten.

Vorbescheid bei Modernisierungsmaßnahmen von KWKAnlagen größerer Leistung

Das KWK-Gesetz sieht bei Neuinstallationen und bei Modernisierungsmaßnahmen eine Zulassung erst nach erfolgter Inbetriebnahme vor. In der Praxis erweist sich bei der Modernisierung insbesondere die Ermittlung der „Neuinvestition“, an der sich die prozentuale Modernisierungsrate orientiert, als problematisch. Dies kann zu einer Verunsicherung beim BHKW-Betreiber führen, da dieser keine rechtssichere Auskunft seitens der ausführenden Behörde erhalten kann, ob die jeweils avisierte prozentuale Modernisierungsrate von 25 % bzw. 50 % auch im Rahmen der geplanten Maßnahmen anerkannt wird. Um eine Investitionssicherheit bei Modernisierungsmaßnahmen gewährleisten zu können, ist daher die Einführung eines Vorbescheides zumindest bei größeren Anlagenleistungen sinnvoll.

Entfall der Leistungsgrenze bei Nachrüstung

Die derzeitige Begrenzung des Fördertatbestandes der Nachrüstung (§5 Absatz 4 KWKG 2012) auf Anlagengrößen oberhalb
2 MW führt dazu, dass der Anwendungsbereich dieser Regelung sehr stark eingeschränkt wird. Industrielle Kleinanlagen, wie die Nachrüstungen von Dampfturbinen oder Dampfmotoren mit mehreren hundert Kilowatt elektrischer Leistung, fallen durch das Förderraster. Neben diesen jetzt bereits existierenden KWKPotenzialen wäre mittelfristig sogar die Realisierung von MiniKWK-Anlagen durch Zubau einer Stromerzeugungseinheit an eine bestehende kleine Heizkesselanlage denkbar. Wir empfehlen daher, die Leistungsbeschränkung beim Fördertatbestand der Nachrüstung komplett zu streichen.

Entfall der Leistungsgrenze bei KWK-Anlagen nach TEHG

Seit 2008 sind Betreiber von KWK-Anlagen, die in einem Versorgungsobjekt mit einer installierten Feuerungswärmeleistung von über 20 MW installiert werden, zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtet. Um die Auswirkungen der 3. Handelsperiode seit 2013 auszugleichen, sah das KWK-Gesetz 2012 eine Anhebung der KWK-Zuschlagssätze um 0,3 Cent/kWh vor. Diese Regelung gilt aber nur für KWK-Anlagen ab einer Leistungsgröße von 2 MW.

In der Realität werden auch kleinere KWK-Anlagen als 2 MWAnlagen in Versorgungsobjekten, die dem TEHG unterliegen, eingebaut. Diese KWK-Anlagen unterliegen ebenso wie KWKAnlagen ab 2 MW elektrischer Leistung den Bestimmungen der dritten Handelsperiode – erhalten hierfür aber keinen finanziellen Ausgleich. Daher erscheint es sinnvoll, die Leistungsgrenze von 2 MW fallen zu lassen.

Netze und Speicher

Die Förderung von Wärmeund Kältenetzen sowie von Wärmeund Kältespeichern sollte fortgeführt werden. Der Zubau bzw. die aktuellen Projekte bei Wärmespeichern zeigen eine Häufung des Speichervolumens der größeren Speicher im Bereich von 30.000 bis 45.000 m3. Bei einer größeren Auslegung der Speicher und höheren Gesamtkosten sinkt die anteilige Förderung, da jedes Projekt mit maximal 5 Millionen Euro gefördert wird.

Gerade in größeren Fernwärmesystemen wären größere Wärmespeicher für die bestmögliche Flexibilisierung des KWK-Einsatzes sinnvoll. Zudem sinken die spezifischen Kosten, je größer die Speicher gebaut werden. Eine Anhebung der Förderschwelle auf 10 Millionen Euro pro Projekt könnte zu einer besseren Dimensionierung der Wärmespeicher führen.

Weitere Maßnahmen zur Förderung von KWK, außerhalb des Einflussbereichs des KWKG

Die heutige Situation der KWK-Anlagen, die am Strommarkt agieren zeigt, dass ein ausreichend hoher CO2-Preis eine wesentliche Grundlage für den wirtschaftlichen Erfolg dieser Effizienztechnologie am Strommarkt ist. Durch den Preisverfall am Markt für CO2-Zertifikate hat der CO2-Preis seine politisch gewollte Lenkungswirkung derzeit verloren. Zur Fortsetzung einer erfolgreichen Klimapolitik ist es dringend geboten, den CO2-Preis kurzfristig anzuheben, auf einem ausreichend hohen Niveau zu stabilisieren und langfristig weiter zu erhöhen.

Hier ist die Politik gefordert, sich auf europäischer Ebene für eine nachhaltige Kürzung des Emissionsbudgets im europäischen Emissionshandelssystem ETS einzusetzen. Ein nachhaltiger Preiseffekt ist ausschließlich bei einer Stilllegung von Zertifikaten zu erwarten. Zudem sollte die Gleichbehandlung der Wärmebereitstellung von KWK-Anlagen, die am ETS teilnehmen, und von dezentralen Heizungssystemen, für die keine CO2-Kosten entstehen, sichergestellt werden. Kurzfristig kann dies über die kostenfreie Zuteilung von Zertifikaten für die Wärmebereitstellung oder brennstoffspezifische Aufschläge auf die Zuschlagszahlungen erfolgen.

Weiterhin empfehlen die Autoren, sowohl das Anlagen-Contracting auf hemmende und ungenutzte fördernde Faktoren hin zu untersuchen als auch über alternative Finanzierungs-Modelle zu informieren, da viele Unternehmen die Energieeffizienz-Investitionen gewöhnlich aus dem Cashflow finanzieren und die KWK-Option dann schnell in Vergessenheit gerät.

Für den Fall der Abwärmenutzung in ORC-Anlagen und die KWKAnwendung mit Kälteerzeugung gelten die gleichen o. g. Empfehlungen. Hinzu kommen:

  •  Die Empfehlung einer zeitlich auf fünf Jahre begrenzten Bürgschaft für Abwärmenutzungs-Projekte, in denen ein Dritter die ORC-Anlage finanziert und betreibt (Contracting). Auf diese Weise sollen Erfahrungen gewonnen werden, wie das Risiko bei derartigen Projekten bzgl. der Kontinuität des Abwärmeanfalls einzuschätzen ist, um derartige Investitionen einer Ausfallversicherung seitens der Versicherungswirtschaft zugänglich zu machen. Auch für andere KWKProjekte könnte eine Ausfallbürgschaft die Attraktivität von Contracting-Projekten erhöhen. 
  •  Die Empfehlung, für Betreiber von Kälte erzeugenden KWKAnlagen zusätzlich zur bestehenden Förderung der KWKAnlagen eine zeitlich begrenzte finanzielle Förderung von Absorptionsanlagen zu entwickeln (z. B. im Querschnittstechnik-Förderprogramm).
    Da die industriellen KWK-Betreiber – insbesondere diejenigen in den bisher wenig von der KWK erschlossenen Branchen – auch ein Potenzial der flexiblen Strom- und Wärmenachfrage haben, sollte auch die Befähigung der Steuerung einer KWK-Anlage von Dritten über elektronische Kommunikation ein Fördertatbestand sein. Denn je nach Vergütung und Häufigkeit von Minutenund Stunden-Reserve würde die Rentabilität der KWK-Anlage durch eine entsprechende flexible Fahrweise von Produktionsanlagen und der KWK-Anlage verbessert werden können.

Da eine flexible Fahrweise vielen Unternehmen, die eine kleinere KWK-Anlage betreiben oder in sie investieren wollen, nicht bekannt ist, empfehlen die Autoren auch hier ein Informations- und Fortbildungsprogramm, das als weiteres Modul in das o. g. Informations- und Fortbildungsprogramm integriert werden könnte. Außerdem sollte dies eine Moduleinheit im Austauschprogramm und in der Initialberatung von Unternehmen sein, die an einem Energieeffizienz-Netzwerk teilnehmen.

Beteiligte Unternehmen und Autoren dieser Studie

Prognos AG (Hauptauftragnehmer)

Geschäftsführer

Christian Böllhoff

Hauptsitz

Henric Petri-Str. 9 CH-4010 Basel
Telefon +41 61 3273-310 www.prognos.com

Handelsregisternummer

Berlin HRB 87447 B

Fraunhofer IFAM Institutsleiter

Matthias Busse / Bernd Mayer

Hauptsitz

Wiener Straße 12 Telefon 0421 / 2246-0 www.ifam.fraunhofer.de

IREES Geschäftsführer

Prof. Dr. Eberhard Jochem

Hauptsitz

Schönfeldstraße 8
76131 Karlsruhe
Telefon 0721/ 915263636 www.irees.de

BHKW-Consult Geschäftsführer

Markus Gailfuß

Hauptsitz

Rauentaler Straße 22/1 76437 Rastatt
Telefon 07222 / 96 86 73 11 www.bhkw-consult.de

Präsident des Verwaltungsrats

Gunter Blickle

Weitere Standorte (Auswahl)

Goethestr. 85 D-10623 Berlin
+49 30 52 00 59-210

Schwanenmarkt 21 D-40213 Düsseldorf +49 211 91316-110

Die Autoren dieser Studie

Prognos AG

Eva-Maria Klotz

Marcus Koepp

Frank Peter

Nils Thamling

Marco Wünsch

Inka Ziegenhagen

Fraunhofer IFAM

Dr. Bernd Eikmeier

Max Fette

Karen Janßen

IREES

Prof. Dr. Eberhard Jochem

Dr. Felix Reitze

Michael Schön

Dr. Felipe Toro

BHKW-Consult

Markus Gailfuß