Beiträge von gunnar.kaestle

    Hallo Forum!


    aus dem Beitrag "Zäsur im Wärmemarkt: der GEG-Entwurf und die Primärenergiefaktoren" zitiere ich die folgenden zwei Anmerkungen:

    Zitat
    Dies hat insbesondere zur Folge, dass

    - KWK-Anlagen mit hohen Stromkennzahlen, wie GuD-Kraftwerke oder große Blockheizkraftwerke, deutlich schlechter bewertet werden;
    - ein niedriger Primärenergiefaktor des Brennstoffs, wie bei Biomethan, Holz oder Siedlungsabfällen, einen deutlich geringeren Einfluss auf den Primärenergiefaktor der Nutzwärme hat;

    Dies ist natürlich korrekt, doch halte ich die Formulierung für sehr gefährlich, da sie in der Branche eventuell eine starke Abwehrhaltung gegenüber dem notwendigen Übergang von der Restwertmethode zur Carnotmethode provoziert. Für die Notwendigkeit einer physikalisch korrekten Aufteilung möchte ich die folgenden Gründe anführen:


    - Die Carnot-Methode ist referenzsystemfrei, die Restwertmethode benötigt einen externen Referenzwert. Zur Berechnung des PEF der Wärme wird eine Referenz-PEF der elektrischen Energie gebraucht. Dummerweise ist dies keine fixe Größe, sondern ein sich bewegender Wert: mit weiterm Zubau von erneuerbaren Energien geht der PEF_el runter. Im Falle des Erzeugungsmixes schnell, beim Grenkraftwerk langsamer, aber nach wie vor gibt es nur eine Richtung: runter. Umgekehrt wird dann der PEF der Wärme ansteigen: bei einem PEF_el = 1 ist auf dem Papier KWK-Wärme nicht zu unterscheiden von Kessel-Wärme. Das ist nicht im Sinne des Erfinders der Thermodynamik. Daher reitet die KWK-Branche in eine Abwärtsspirale, wenn sie sich nicht möglichst schnell von der Restwertmethode verabschiedet.


    - Die Restwertmethode, wie sie bisher zur PEF-Berechnung der Wärme angewendet wurde, weist der Wärme alle Effizienzgewinne zu. Dies ist brandgefährlich, weil die elektrische Energie nichts davon abbekommt.


    Wir brauchen eine ausgewogene (physikalisch gerechte) Aufteilung des Benefits auf beide Kuppelprodukte. Ich erinnere in diesen Zusammenhang an das 550 g/kWh EPS Kriterium, welches die Kommission bei der Zulassung von Kapazitätsmechanismen vorschlug (vgl. mit der Überarbeitung der EIB lending criteria). De Facto ist das KWKG ein Kapazitätsmechanismus, welches über mehrere Jahre verteilt eine Kapazitätsprämie in kumulierter Höhe von 30.000 h * x ct/kWh = 300*x €/kW ausschüttet (für Kleinst-KWK bis 50 kW 60.000h). Man sollte daher darauf achten, dass die elektrische Energie nicht als Müllsammelbehälter im Kuppelprozess genutzt wird, nur weil die meisten Akteure heute nur die Wärmeseite beachten.


    - Die Carnot-Methode als exergiebasierte Äquivalenzziffermethode ist nicht nur widerspruchsfrei gegenüber dem ersten, sondern auch dem zweitem Hauptsatz der Themodynamik. Immer wenn Wärme mit im Spiel ist, muss der Arbeitswert der Wärme (Exergieanteil = Qualität, d.h. das Temperaturniveau) beachtet werden. Anergie (Wärmeenergie auf Umgebungstemperaturniveu) ist nutz- und wertlos. Nicht nur der Energieerhaltungssatz, sondern auch der Entropiesatz ist seit über 150 Jahren bekannt. Wenn wir ihn ignorieren, ist das Zielradar der Energiewende falsch ausgerichtet. Mir ist bekannt, dass selbst gestandene Professoren diese Tatsache geflissentlich ignorieren, wenn es um die normative Bewertung von KWK-Wärme und KWK-Elektrizität geht. Ich darf nur darauf hinweisen, dass ein falscher "Wechselkurs" zwischen Strom und Wärme, der nicht das Temperaturniveau mit einbezieht, zu einer Fehlsteuerung führt.


    Mit Clausthaler Glückauf,


    Gunnar

    Hi,


    Der Kernpunkt für meine Skepsis sind die freien Kapazitäten der Import-Terminals:

    Zitat

    Freie LNG-Kapazitäten zu unterschiedlichsten Tarifen, E&M, 2017-11-15, S. 37: Die Studie „A Glimpse at the Lands-cape of European LNG Regasification Infrastructure” zeigt, dass die Kapazitäten 2016 im Schnitt lediglich zu 27 Prozent ausgelastet waren." http://www.teamconsult.net/new…edlichsten_EM_22_2017.pdf

    Wenn wir wirklich den Import von LNG nur als Druckmittel bei Preisverhandlungen brauchen, dann reicht es m.E. sich freie Kapazitäten im Ausland zu sichern. Die übliche Gasflussrichtung in den Ferngasleitungen ist von OST nach WEST (Russengas und Importe über die Türkei) sowie von der Nordsee (zuerst NL, dann in den 70er/80ern GB+NO+DK) in die Anrainerstaaten und von da aus radial weiter. Übertragungskapazitäten in Gegenflussrichtung sollten also kein großes Problem darstellen. Wenn man etwas in Spanien anlandet, dann braucht Spanien weniger Pipelinegas aus Frankreich und Frankreich nimmt weniger von DE und in DE kann man bilanziell durchgeleitetes LNG verkaufen.


    Warum also sollten wir eine teuere Infrastruktur in DE aufbauen, wenn die in den Nachbarländern erst zu weniger als einem Drittel ausgelastet ist? Natürlich bekommen wir einen Fuel Switch von der Braun und Steinkohle zum Gas hin (und auch als Substitut für die Energiemengen aus der Kernkraft), aber Energie ist nicht so dass Problem, wenn man einfach das EEG mal wieder von der Leine lässt. Die Zubauraten für 200 GW PV und 200 GW Wind (200 TWh + 400 TWh = 600 TWh) müssten nur für den Bestandserhalt bei 25 Jahren lebensdauer 200 GW / 25 a = 8 GW/a betragen. Und das ist nur der Stromsektor, wenn wir von Primärenergie reden, dann sind wir aktuell bei 13 Petajoule = ca 3600 TWh. Selbst wenn wir durch Effizienzverbesserung (z.B. KWK) bis 2050 auf die Hälfte runter kommen, brauchen wir immer noch einen Input von 1800 TWh. Da muss noch viel mehr zugebaut werden, oder wir kaufen halt RES-Gas aus dem Ausland ein. Biogas aus der Ukraine, Weissrussland und Russland (Möglichkeiten einer europäischen Biogaseinspeisungsstrategie, 2007) und SNG aus Solarstrom aus Algerien, Tunesien, Marokko über bestehende Pipelines (siehe ENSOG-Map).


    Wenn ein privater Investor das finanzielle Risiko auf sich nimmt, und eventuell am Ende eine Bauchlandung erlebt, dann ist das sein Bier. Aber damit die nicht unerheblichen Netzanschlusskosten einer LNG-Verdampfungsanlage im bisherigen Gas-Niemandsland auf alle Netznutzer umgelegt werden, das finde ich bedenklich. Ich glaube nach der aktuellen Zahlenlage nicht, dass so ein Terminal wirklich gebraucht wird. Ich bin viel eher der Ansicht, dass wir uns bei der Nutzung fossiler Brennstoffe eher in Richtung Plateauphase bewegen (David Rutledge: Hubbert Analysis, 2018). Das ist nicht wie bei den erneuerbaren Energie, wo wir erst am Anfang stehen (40% von 600 TWh sind 13% von 1800 TWh), und daher meine ich schon, dass die Frage nach einer Investitionsruine gerechtfertigt ist und in Ruhe beantwortet werden sollte.


    LNG ist im Vergleich zu Pipelinegas relativ aufwendig zu transportieren. Die Energiekosten für die Verflussigung sind sehr hoch und ein signifikanter Anteil des CH4-Heizwerts wird verbraten, um es auf 160°C runterzukühlen (Wikipedia spricht von 10%-25%). Pipelinegas aus Russland braucht rund 1% der Energie zum Betrieb der Kompressoren ("Bezogen auf Gaslieferungen nach Deutschland – d.h. unter Einbeziehung des Ferntransports außerhalb Russlands – ergibt sich ein Emissionskennwert von ca. 1 % des an die deutsche Ostgrenze gelieferten Erdgases mit einer Schwankungsbreite von 0,6 bis 2,4 %." Quelle: Lechtenböhmer et al.: Treibhausgasemissionen des russischen Erdgas-Exportpipeline-Systems, 2005). Auch die Anlagentechnik ist teuer, die Snovit-Anlage hat 6 Mrd Euro gekostet, bei eine Kapazität von knapp 6 Mrd Nm³ - Nordstream (1200 km Unterseepipeline) war ähnlich teuer, hat aber eine zehnfache Kapazität von 55 Mrd Nm³.


    Gruß,

    Gunnar

    Moin

    Gleichwohl als Argument vielfach vorgebracht wird, dass die Kosten für einen LNG-Bezug teurer als für den jetzigen Pipelinebezug sind, ist nicht sicher vorhersehbar, wie sich die Preise zukünftig entwickeln werden. Darüber hinaus dürfte nach unserer Einschätzung jede alternative Gasbezugsquelle positive Auswirkungen auf Verhandlungen mit Deutschlands Haupt-Gaslieferanten haben, zumal die Preise von LNG und einem gasförmigen Bezug getrennt zu betrachten sind und LNG für ein Gelingen der Verkehrswende im straßengebundenen Güterverkehr unverzichtbar sein wird.

    Auf der einen Seite ist eine Diversifizierung immer gut, wenn man also auf verschiedene Quellen zugreifen kann. Das hilft nicht nur bei Preisverhandlungen, sondern auch bei der Versorgungssicherheit.


    Allerdings darf man nicht vergessen, dass LNG prinzipiell teuerer sein muss als Pipelinegas. Der Energieaufwand zum Verflüssigen von Erdgas auf unter -160°C ist gewaltig, 10-25% des Energiegehalt des Heizwertes. https://www.energie-lexikon.info/fluessigerdgas.html Auch ist der CAPEX einer Verflüssigungsanlage sehr hoch. LNG ist vor allem eine Alternative für Länder, die sehr weit von Erdgasförderstätten liegen (z.B. Japan), wo nur LNG eine brauchbare Alternative ist, weil der Pipelinetransport unabhänig von der Frage der Transitrechten (Stichwort von Katar über Syrien nach Europa) schlicht exergetisch zu teuer ist (Druckverluste bei mehr als 2500 Transportreichweite).


    Bisher wurde Europa mit Gas aus NL, GB, NO sowie aus RU versorgt. Seit dem Mannesman-Röhren-Deal haben die Russen sich als zuverlässige Partner gezeigt, die selbst zu den höchsten Phasen des Kalten Krieges nie die Versorgung eingestellt haben. Selbst als es die Gaskrise zwischen Russland und dem Transitland Ukraine kam, hat meines Wissens Gasprom dafür gesorgt, dass die vertraglichen Lieferversprechungen eingehalten wurden: rückwärtige Versorgung, indem Mengen im Westen zugekauft wurden und dem Partner zur Verfügung gestellt wurden.


    Nordsteam kann 55 Mrd. Kubikmeter Gas liefern, Nordstream 2 soll diese Kapazität verdoppeln.

    https://de.wikipedia.org/wiki/…zit%C3%A4t_und_Auslastung

    Deutschland braucht knapp 100 Mrd Kubikmeter Gas (907 TWh = 13900 PJ*23,5%), ein Großteil wird also weitergeleitet.


    In Westeuropa gibt es einige Import-Terminals (hellblaue Punkte zeigen die Verdampfungsanlagen) https://www.entsog.eu/sites/de…_A0_1189x841_FULL_064.pdf Es wäre interessant zu wissen, wie die Auslastung dieser Terminal aussieht.


    Den Nutzen von LNG für Deutschland sehe ich vor allem in seiner flüssigen Form als Treibstoff für Langstreckentransporte per Flugzeug, LKW, Schiff etc. und weniger in der Einspeisung in des Erdgasnetz um als Gas genutzt zu werden. Dies wird ja auch oft ohne eine Entspannungsturbine gemacht, um die Exergie der tiefkalten Flüssigkeit wiederzugewinnen.


    Daher bin ich noch etwas unschlüssig, ob durch einen Investzuschuss auf den Netzanschluss eine Verdampferanlage angereizt werden sollte, ich sehe die Möglichkeit, dass dann in einigen Jahren die Installation nur schlecht ausgelaustet ist. Im Falle eines Versorgungsengpasses von Osten könnte man ja immer noch per rückwärtiger Versorgung die bisherige Gasflussrichtung Russland -> Osteuropa -> Deutschland -> westliches Europa umkehren und über die bestehenden Gasterminals in Westeueropa vergastes LNG beziehen.


    Ich bin ziemlich sicher, dass der Gasverbrauch (hauptsächlich für den Wärmesektor) durch bessere Dämmung und besseren PEF durch KWK-Wärme (ca. 0,5) runter gehen wird. Der Trend wurde ja auch von der AG Energiebilanzen bestätigt. Auch die KWK wird zwar in der Leistung zunehmen, aber weniger stark mit dem Energiedurchsatz.


    Wenn es ein Investor ein Businessmodell darin sieht, LNG zu importieren und dafür ein Terminal in Deutschland bauen will, soll er das gerne machen, um das unternehmrische Risiko aufzunehmen. Gegen das volkswirtschaftliche Risiko, dass Gasprom uns politisch motiviert den Hahn zudreht (halte ich für gering, weil die Russen unser Geld genauso nötig haben wir das Gas: stetige Handelsbeziehungen zum beiderseitigen Nutzen verringern zudem das Risiko eines hochkochenden politischen Konfliktes), haben wir die Option der rückwärtigen Versorgung - hier wäre es zur Einschätzung gut, wie groß die freien Kapazitäten [1] bei den bestehenden Importterminals sind. Wenn da noch Luft ist, könnte man doch diese Nutzen, und flüssiges LNG als Treibstoff kann man auch über die Rheinschiene über Rotterdam beziehen.


    Zur Frage nach dem Fracking-Boom in den USA und den Überschüssen, die zum Export geeignet sind: Art Berman - Shale Plays Have Years, Not Decades of Reserves https://www.youtube.com/watch?v=5Ae1fg44l7E

    https://www.postcarbon.org/publications/drillingdeeper/

    Ich schließe mich der Überzeugung an, das ein Grund für den Shale-Boom in den USA war, dass sich das Kapital von der Wallstreet eine Parkposition gesucht hat. Offenbar leben die Fracking-Unternehmen nicht davon, dass sie Gas und Öl verkaufen, sondern Unternehmensanteile, deren Wert mit Bohrlöchern und Bohrrechten begründet wird, die nicht unbedingt einen positiven Cash Flow bei Vollkostenrechnung zeigen.

    Gruß

    Gunnar


    [1] Freie LNG-Kapazitäten zu unterschiedlichsten Tarifen, E&M, 2017-11-15, S. 37: Die Studie „A Glimpse at the Lands-cape of European LNG Regasification Infrastructure” zeigt, dass die Kapazitäten 2016 im Schnitt lediglich zu 27 Prozent ausgelastet waren." http://www.teamconsult.net/new…edlichsten_EM_22_2017.pdf

    Das ist der Stromverbrauch insgesamt, was die PV abdeckt müsste man rausrechnen

    Hast Du schon elektronische Zähler, die Lastgangkurve aufzeichnen? Alternativ würde auch eine Übersicht der Jahresarbeitszähler (Verbrauch und Einspeisung) helfen, am besten über die letzten 3 Jahre, um sich einen Überblick zu verschaffen.


    Ansonsten gilt die Abschätzung: elektrische Leistung rund 1 kW (ggf. weniger) pro Wohneinheit.

    Von der Thermischen Seite kann man auch die installierte thermische Leistung nehmen, eine Null wegstreichen, und das ist ebenfalls ein erster Anhaltspunkt für eine BHKW-Auslegung (P_el).


    Gruß,

    Gunnar

    Die nächste KWK-Flex-Veranstaltung in Hannover ist kommende Woche Donnerstag (2018-03-07). Ich habe mich noch angemeldet, der Anmeldeschluss ist Montag abend, ggf. auch noch direkt bei Adi Goldbach am Tag danach.


    Preisliste:

    1. KWK-Leistungen anbietende Firmen* regulär 250 €
    2. KWK-Leistungen anbietende Firmen als Mitglied eines ideellen Partners oder der Xing-Gruppe Kraft-Wärme-Kopplung oder als Gast eines Sponsors (s. Titelseite) 80 €
    3. KWK-Betreiber** regulär 120 €
    4. KWK-Betreiber** als Mitglieder eines ideellen Kooperationspartner (s. Titelseite) oder der Xing-Gruppe Kraft-Wärme-Kopplung 80 €
    5. KWK-Betreiber** als Gast eines Sponsors 0 €
    6. Vertreter aus Politik, Behörden und Wissenschaft; Studierende 0 €

    Gruß,

    Gunnar

    Für die Bestimmung der EEG-umlagepflichtigen Strommenge würde daher Zxy-Z2r(Einspeisung) herangezogen werden.


    gunnar.kaestle   firestarter seht Ihr einen Fehler? Das da noch keiner drauf gekommen ist... :sos:

    Sehe ich auch so: alles was den (Jahresarbeits)zähler Zxy nach oben verlasst ist entweder eingespeiste Energie, die man mit dem Zweirichtungszähler erfasst (Z2r) oder eine Lieferung an die Mieter. Damit ist die EEG-Umlage auf die Differenz der beiden Arbeitszähler zu entrichten. Eine aufwendige Viertelstundenmessung braucht man hierbei auch nicht, um die Energieströme bzgl. der Anforderung der Zeitgleichheit auseinanderzuhalten.


    Nebenbei gemerkt, auch der Viertelstundenzähler ist ein Arbeitzähler: die Abrechnungsperiode sind hierbei 15min und nicht 8760 h, aber aber das Prinzip ist das gleiche. Auch ein Viertelstundenzäher hat somit Ungenauigkeiten bzgl. der Zeitgleichheit.


    Gruß,

    Gunnar

    Ja mit Arbeit ist es verbunden, aber wohin mit der Wärme im Sommer?

    Das mit der BHKW-Wärme im Sommer läuft genauso wie mit dem Ölkessel: der produziert dann einfach keine sondern steht still. Ausserdem brauchst Du aufgrund der hohen PV-Erträge im Sommer auch keine elektrische Energie per KWK, ggf. ein bischen am Abend.


    Das Wärmenetz und die Übergabestationen würde ich so auslegen, dass die nicht nur die Heizung bedienen können, sondern auch eine Frischwasserstation haben. Da gibt es eine ganze Auswahl von Herstellern, die solche Kompaktübergabestation anbieten (incl. Wärmemengenzähler).


    Beim Buddeln für das Wärmenetz lohnt es sich, auch gleich ein paar Kabel für die Elektrik mit zu vergraben. Dann gilt der ganze nachbarschaftliche Komplex als eine Kundenanlage mit zentralem Netzanschlusspunkt. Wenn man auch den Strom an die Mieter liefert, ist das zwar aufwendig in der bürokratischen Abwicklung, aber es bringt effektiv eine höhere Rendite. Nichts destoweniger kann man auch eine Volleinspeisung angehen, dann hat man aber das Problem, das nach 60.000 h die hohe Marktpräme wegfällt und man dann das Geschäftsmodell ändern muss. Besser finde ich die Eigenversorgung mit Überschusseinspeisung, auch wenn es administrativ aufwendiger ist.


    Wegen der Auslegung gilt die pi-mal-Daumenregel: pro Wohneinheit ein kW elektrische Leistung (und auf Modulierbarkeit der Anlage achten. Eine Marktübersicht bietet die ASUE-Broschüre zu den BHKW-Kenndaten. Hilfreich ist weiterhin auch der Leitfaden für Mieterstrommodelle (auch wenn sich die aktuelle Rechtslage stetig weiterentwickelt).


    Gruß,

    Gunnar

    Umfrage der Europäischen Kommission

    Deadline: bis heute abend (Freitag)


    Nachhaltiges Wachstum (sustainable growth) gibt es nicht. In der Medizin nennt man das "gutartiger Krebs". Robert Wadlow, der größte Mensch der Welt, litt daran. Er starb mit 22 Jahren. Mein Opa war ein kleiner Mann und wurde 99 Jahre alt.


    In einer begrenzten Umwelt kann es kein ungebremstes Wachstum geben, unabhängig ob es 50%, 5% oder 0,5% sind. Das führt sonst zu einem Überschießen und anschließendem Kollaps, wenn die Tragfähigkeit überschritten wird. Bitte macht bei der Umfrage mit.


    Gruß,
    Gunnar

    Die Karte hatte dem Vorteil, dass man die User im Umkreis von 50-100 km einfach heraussuchen konnte und für einen lokalen Stammtisch einladen konnte. Vor ein paar Jahren gab es zumindest hier in der Gegend ein paar Male ein "Harzer Kaffeekränzchen". Das war ein Samstagnachmittag, meist mit einer Besichtigung verbunden.


    Gruß,
    Gunnar

    Moin,


    Heute werde ich erst im Verlauf des späten Vormittags eintreffen.


    Zitat von Louis

    Alternativ oder zusätzlich können auch Workshops oder Vorträge stattfinden (Vorschläge bzw. Wünsche dazu gerne hier im Thema).

    Dazu kann ich ad hoc zwei Themen vorschlagen: etwas Technisches zum Thema Selbstregelung und etwas Energiepolitisches zum Thema Kollaps von komplexen Systemen und was die Erschöpfbarkeit von fossilen Brennstoffen damit zu tun hat (Discussion of the Logistic Growth Curve, S. 33).


    Gruß
    Gunnar

    ich möchte auch wieder teilnehmen. Ist für Samstagnachmittag bzw. Abend auch noch was gemeinsames vorgesehen, z. B. fachsimpeln und gemütliches Zusammensein.

    Am Freitag bin ich noch in Berlin beschäftigt, drum könnte ich erst spät abends eintreffen. Optionale Spass & Spiel Programmpunkte für den Samstagabend bzw. Sonntagmorgen würden die Attraktivität des Wochenendes deutlich erhöhen.


    Gruß,
    Gunnar

    Hallo Sailor,

    Richtig, KWK kann das grundsätzlich leisten. Aber die Idee, nahezu die gesamte Residuallast in KWK zu erzeugen (und ein Ziel von 60 GW KWK-Leistung bedeutet nichts anderes), halte ich für schwer realisierbar.

    Ich sehe das anders. Momentan haben wir 80 GW Maximallast, und bei den ganzen Elektrifizierungstrends im Rahmen der Sektorenkopplung glaube ich schon, dass die Leistungsspitze eher wachsen wird. Zudem ist die gesicherte installierte Leistung stets größer als die Maximallast, um auch mit ungeplanten Schwierigkeiten umgehen zu können. Die Leistungszunahme wird wohl trotz dem Smart Charging, was bei den E-Autos versprochen wird und netzdienlichen Wärmepumpen, die man einige Stunden mit einer Sperre versehen kann, passieren.


    Zudem ist ein Ziel etwas, das man heute anpeilt, um schonmal in die richtige Richtung zu laufen. Wenn sich im Laufe der kommenden Jahre das Ziel verschiebt, dann kann man mit einer neuen Zielvorgabe nachjustieren, vgl. mit dem Konzept des Regelkreises.

    Eine grobe Abschätzung der erwarteten Laufzeiten für unterschiedliche Leistungen kann man anhand einer Jahresdauerlinie machen. In einer Studie fand ich das angehängte Diagramm zur erwarteten JDL für die Residuallast (RL) im Jahr 2050 für verschiedene Szenarien.

    "In den illustrativen Szenarien variiert die jährliche Stromnachfrage zwischen 450 und 750 Terawattstunden. Zum Vergleich: Heute werden in Deutschland rund 600 Terawattstunden erzeugt." (S. 13) Aha. Welches Szenario deckt die Notwendigkeit ab, die heute 13,5 Exajoule = 3750 TWh Primärenergiebedarf durch effizientere Energieketten auf unter 2000 zu drücken, und dann mit WEA und PV auch eine Jahresernte von ca. 2000 TWh einzufahren?


    Wir haben alleine einen Jahreswärmebedarf von 800 TWh zum Heizen + WW und 400 TWh für Prozesswärme. Ja, dämmen hilft, aber bei einer Sanierungsrate unter 1% haben wir in 50 Jahren die Hälfte des Bestandes durch, wenn man optimistisch denkt. Der Neubau kommt auf 150-300 kWE - hier sollte man gleich Passivhausqualität anstreben, so dass man sich nur noch ums Warmwasser kümmern muss. Selbst wenn man also den Wärmebedarf im Sektor HH+GHD auf die Hälfte drückt, und davon die Hälfte mit Wärmepumpen (JAZ=4) erzeugt, sollte man den Rest mit KWK (blaue Wärme, d.h. niedriger PEF) und nicht mit Kesselwärme decken.

    Angenommen dass KWK-Anlagen mindestens 3000 Vollbetriebsstunden brauchen um wirtschaftlich betrieben werden zu können,

    Wie kommst Du auf diese Annahme? Zum einen sind 3000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr und darüber nicht unüblich (vgl. mit der Anlage Matthes 2015, S. 5) und warum sollte es einen Betreiber stören, selbst nur 1500 Vbh pro Jahr zu laufen, wenn er nach 30.000 Stunden die Investitionsausgabe per KWKG wieder drin hat? Man muss natürlich dafür sorgen, dass das KWKG nicht sang- und klanglost verschwindet, sondern mit vernünpftigen Konditionen verlängert wird. Dafür dient z.B. diese Diskussion hier, um vorausschauend Argumente auszutauschen und die unzweifelhaften Pros herauszuarbeiten.

    Die restliche RL sollte besser in billigen Gasturbinen erzeugt werden, bei denen es nichts ausmacht, wenn sie nur ein paar hundert Stunden im Jahr laufen. Dass dabei mindestens 50% der eingesetzten Primärenergie über Dach gehen, macht m.E. kaum was aus, weil es sich hier nur um die letzten 10-20% der Residuallast-Arbeit handelt. Je nach Szenario würden die genannten 30-50 GW KWK-Leistung ausreichen, um 80-90% der Residuallast-Arbeit abzudecken.

    Offene Gasturbinen haben maximal 40% Wirkungsgrad, so z.B. die Siemens SGT5 8000H oder die Kawasaki GPB300D, d.h. es gehen 60% verloren. Die Kernfrage ist die, ab wann die effizientere KWK (mit höherem CAPEX) eingesetzt werden kann, und ab wann man es sich leisten kann, die teuer geernteten CO2-freien Brennstoffe (Biomasse oder auch regenerative synthetische Gase) nur ineffektiv zu verwerten. Man darf auch nicht vergessen: immer dann wenn eine KWK-Anlage nicht läuft, muss die Wärme irgendwie anders erzeugt werden. Im Spitzenlastkessel? Der hat eine ganz schlechte exergetische Effizienz. Ich halte es angesichts des eines sektorgekoppelten, CO2-freien Szenarios es nicht zu hoch gegriffen, heute (ca 2020) ein KWK-Leistungsziel für 2050 auf 60 GW anzustreben.

    Wohlgemerkt, diese Rechenweise setzt voraus, dass zukünftig sämtliche KWK-Anlagen ausschließlich entsprechend dem (Residual-)Strombedarf im Netz gesteuert werden. Bei modernen KWK-Großanlagen z.B. von Stadtwerken ist das technisch kein Problem, die werden teilweise heute schon so gefahren. [..] Und bei den KWK-Anlagen in der Industrie (aber auch z.B. bei Hochtemperatur-Brennstoffzellen!) ist eine solche Flexibilität m.E. überhaupt nicht gegeben, so dass die Schwankungen der Residuallast allein von den restlichen KWK-Anlagen aufgefangen werden müssten. Dass eine solche Flexibilität nur erreichbar ist, wenn die wirtschaftlichen Nachteile durch entsprechende Förderung oder flexible Tarifgestaltung (oder besser beides) aufgefangen werden, versteht sich von selbst.

    Die Flexibilität in der Industrie ist vor allem eine betriebswirtschaftliche Frage. Wenn man die Abgaben, Umlagen etc. anders gestaltet, dann werden die Anlagen auch ganz anders ökonomisch optimiert. Das ist kein prinzipielles Hindernis, welches uns die Physik in den Weg legt. Und wegen der Laständerungsgeschwindigkeit von HT-Brennstoffzellen ist mein Vorschlag erstmal abzuwarten, wie sich dieses Segment der Mikro-KWK entwickelt und wenn genügend Gelder damit verdient werden, dass F+E davon bezahlt werden kann, wird vielleicht auch der Lastgradient verbessert.

    Da sind wir doch gar nicht so weit auseinander. Ich gehe nur von einer anderen Restlastkurve aus, da ich vom Jetztzustand mit 3750 TWh Primärenergiebedarf durch Verringerung von Exergieverlusten auf ein anderes Basisszenario komme als die von Dir zitierte Studie, die fragt: "4.2 Wie könnte eine Stromversorgung mit 100 Prozent Erneuerbaren aussehen?" Ich denke nunmal nicht nur an den Elektrizitätssektor, sondern an die gesamte Energieversorgung, und da ist mein akademisches Bauchgefühl, dass wir in 30 Jahren nicht mit 450-750 TWh Elektroenergie auskommen, selbst wenn im Transportsektor auf verlustreiche Verbrennungskraftmaschinen verzichtet wird und der Wärmesektor sehr viel effizienter wird.


    Gruß,
    Gunnar

    Wo kämen wir auch hin, wenn plötzlich 1000nde Dachse und Vitovalor und... dazukommen würden. Die armen Kohlekraftwerke...


    Wir haben ca. 40 Mio Wohneinheiten in Deutschland, die sich auf etwa 20 Mio Häuser verteilen, d.h. daher klingt die Statistik überzeugend, dass rund 20 Mio Wärmeerzeuger im Bestand sind. Wenn man nun ein Viertel davon mit Wärmenetzen versorgt und bei Wärmepumpen (vor allem in gut gedämmten Neubau - bis zu 300.000 WE/p.a.) ebenfalls 5 Mio WE anpeilt, dann bleiben 10 Mio Gasheizungen übrig. Sofern man diese durch stromerzeugende Heizungen ersetzt, die pro WE rund durchschnittlich 1 kW elektrische Leistung liefern, macht das mit dieser Milchmädchenrechnung eine installierte Leistung von 20 GW.


    20 GW haben oder nicht haben ist im Fall einer kalten Dunkelflaute (kalt bedeutet hohe Last und bei Hochdruckwetterlage auch wenig Wind, PV liefert im Winter wenig und nachts erst recht nichts) nicht kriegsentscheidend, aber es gibt einen ordentlichen Sicherheitpuffer. Und wenn man heute schon mit Brennstoffzellen 60% elektrischen Wirkungsgrad hinbekommt, dann muss man sich sicherlich für 2050 nicht schlechter rechnen und auch die dezentrale KWK braucht sich hinter der großen KWK nicht verstecken. Das einzige, was man noch braucht, ist ein PV-Wunder (International Technology Roadmap for Photovoltaic, Bild 1+2), das die Kosten durch Massenproduktion auf ein Fünftel senkt.


    Gruß,
    Gunnar

    Mir geht es hier nicht ums Prinzip. Ich habe einfach ein Platzproblem mit meinem Schaltschrank und müsste wegen diesem einen Zähler einen riesen Aufwand betreiben und Geld in die Hand nehmen, um das zu realisieren.

    Ich kann mich noch an eine Veranstaltung im Hause Viessmann erinnern, dabei ging es noch um die Details zum internen Zähler (insbesondere beim Stirling-BHKW) und wie das in der VDE-AR-N 4105:2011-08 geregelt werden sollte. Das war also vor der Finalisierung der Endfassung und ist einige Tage her. Damals konnte man von der Normenseite das so formulieren, dass ein integrierter Zähler normativ zulässig ist.


    Zitat von Hans_Dampf

    Grundsätzlich hat der Netzbetreiber Recht, ist leider so und macht bei uns auch immer Höllenspaß.

    Was hat sich seit 2011 geändert, dass der Netzbetreiber / Messstellenbetreiber diesen praktischen Weg eines geeichten, eingebauten Erzeugungszählers nicht mehr geht? Will der einem Krümel in den Käs streuen, weil er das Messstellenbetriebsgesetz kann?


    § 3 Messstellenbetrieb
    (3) Der Messstellenbetreiber hat einen Anspruch auf den Einbau von in seinem Eigentum stehenden Messeinrichtungen, modernen Messeinrichtungen, Messsystemen oder intelligenten Messsystemen.

    Gibt es auch Messstellenbetreiber, die einem den eingebauten Zähler abkaufen bzw. pachten, bzw. bereit sind diesen kostenfrei zu nutzen? Kann das "hat Anspruch auf" auch missbräuchlich genutzt werden?


    Gruß,
    Gunnar