Beiträge von gunnar.kaestle

    Gerne nehme ich Deiner Aussage die Spitze. Die meisten Heizkraftwerke in der öffentlichen Versorgung sind mittlerweile gasbasiert und in Ostdeutschland wird IMHO nur noch um Leipzig herum Braunkohle-KWK eingesetzt.


    Gasbasierte Kraftwerke lässt man aber nicht rund um die Uhr laufen, sondern bei niedrigem Spark-Spreak wird man ein GuD-Kraftwerk nur dann anschmeissen, wenn der Großhandelspreis an der EPEXspot hoch genug ist. Und bei allen Heizkraftwerken mit Entnahmedampfturbine hat man den Effekt des Stromverlustes, der oftmals auch zur ökonomischen Bewertung der Fernwärme herangezogen wird (BTW: die Stromverlustmethode ist sehr ähnlich zur Carnot-Methode, weil diese die Gleichwertigkeit von elektrischer und thermischer Energie gemäß des Austauschverhältnisses nutzt).


    Bei Heizkraftwerken ohne Wärmespeicher waren die Betreiber bei niedrigem Strompreis gezwungen, das HKW trotzdem in Betrieb zu halten, um die Wärmesenken zu versorgen, oder sie haben es abgestellt und die Wärme aus dem Heizwerk geliefert.


    Ausserdem hat die Restwertmethode auch mathematische Mängel. Immer dann, wenn die KWK-Anlagen besser ist als das Referenzkraftwerk (in DE ist das noch etwas mit einem PEF_el von 2,8 - das muss aber nicht so bleiben), hat man einen Nulldurchgang, d.h. die Werte werden negativ und wurden nur dank normativer Konvention auf Null aufgerundet. Wert für den PEF_th kleiner Null heissen aber, dass man Energie spart, indem man zum Fenster raus heizt. Das heisst es wäre ökonomisch opportun, nicht nur nicht zu dämmen, sondern man könnte sich auch sparen, Fenster einzubauen. Siehe Seite 6: https://www.researchgate.net/p…ple_Energetic_Co-Products


    Tatsächlich aber ist die Wärme nicht umsonst, sondern man könnte sie ja noch nachverstromen bzw. gemäß der Stromverlustkennziffer eben nicht auskoppeln sondern in elektrische Energie wandeln. Die Carnot-Methode erlaubt es nun, der Wärme in Abhängigkeit von ihrer Temperatur einen Arbeitswert zuzuweisen, der sie mit dem anderem Kuppelprodukt vergleichbar macht.


    Gruß,

    Gunnar

    > algerisches Gas käme, was sonst via Fackelturm entsorgt worden wäre


    Gemäß der ENTSOG-Karte liegt es nahe, dass uns algerisches Gas per Pipeline durchs Mittelmeer erreicht: entweder über Spanien oder Italien/Sardinien.


    Und selbst für das große Gasfeld in Katar bzw. dem Iran würde sich eine Pipeline bis nach Europa lohnen (weniger Exergiebedarf als die Verflüssigung, um es per Tanker zu transportieren) wenn es nicht die Schwierigkeiten mit den Transitrechten gäbe, Stichwort Syrienkrieg.


    > eines wirklich großen Gasanbieters. Die haben heute schon ordentlich zu kämpfen,

    > da aufgrund von Effizienzmaßnahmen der Kunden die Gasmengen jedes Jahr

    > nennenswert sinken.


    Das ist ja auch unter anderem der Grund dafür, dass die Gasbranche die KWK in allen Größenordnungen sexy findet. Das hilft den Absatz zu stabilisieren, wenn neben dem wegbrechendem Wärmemarkt (aufgrund der sinnfälligen Verbesserung unserer Gebäudehüllen) auch noch die Stromerzeugung stärker Gas nachfragt. Obwohl man bei vielen Mini-BHKW-Projekten im Vergleich zum häufig taktendem Kessel mit entsprechenden hohen Stillstandsverlusten man konstantieren darf, dass die KWK-Anlage mit Wärmespeicher gleichmäßiger betrieben wird und allein wegen der wegfallenden, vermeidbaren Verlusten die Zunahme des Gasverbrauchs gar nicht mal so sehr auffällt.


    Gruß,

    Gunnar

    Der Ansatz nach der Carnot-Methode erscheint mir jedenfalls aus technischer Sicht richtig.

    Die physikalische Widerspruchsfreiheit der Carnot-Methode als exergiebasierte Allokation (vgl. mit dem zweiten Hauptsatz der Thermodynamik, der besagt, dass die Qualität der Energie abnimmt, wohingegen der erste Hauptsatz der Thermodynamik sagt, dass die Quantität gleichbleibt) ist für mich der Hauptgrund, sich für die Carnot-Methode einzusetzen. Sonst lügt man sich doch ehrlich gesagt in die Tasche, wenn man gesetzliche, also vom Menschen für den Menschen gemachte, Regeln festlegt, die aber etwas anderes sagen als bekannte Naturgesetze definieren.


    Hier ist ein kleines Gegenbeispiel, das Festlegungen widerlegt, die eben nicht die Temperatur der Nutzwärme zur Bewertung der Nutzwärme hinzuziehen. Das gilt im Prinzip für alle Allokationen die mehr oder weniger willkürlich irgendwelche Referenzwerte nutzen, statt die realen Prozessparameter - und dazu gehört das Temperaturniveau der Nutzwärme zur Vestimmung Ihres Arbeitswerts hinzu (vgl. Sadi Carnot (1824): Réflexions sur la puissance motrice du feu et sur les machines propres à développer cette puissance, auf Deutsch: Betrachtungen über die bewegende Kraft des Feuers und die zur Entwicklung dieser Kraft geeigneten Maschinen). Ein Beispiel ist die kalorische Methode, die ein kWh Elektrizität gleich bewertet wie eine kWh Wärme, also 1 kWh = 1 kWh (unabhängig von der Qualität der Energie, d.h. insbesondere bei der Wärme des Temperaturniveau.


    Eine solche Regel, kann man auch als Markt- bzw. Tauschregel auffassen. Ich kann also gemäß dieser normativ festgelegten Gleichheit eine kWh Niedertemperaturwärme (z.B. einen Eimer warmen Wassers mit 40°C mit einer kWh Wärmeinhalt) gegen eine kWh Elektrizität tauschen. Die kWh elektrische Energie trage ich dann in mein geheimes Geheimlabor und stecke sie in eine Wundermaschine namens Wärmepumpe, die daraus wieder 3 kWh Wärme erzeugt. Diese 3 kWh Wärme trage ich auf den Markt und fordere mein Tauschrecht ein, um 3 kWh elektrische Energie zu bekommen. Damit wandle ich in der Realoption der Wärmepumpe die Energie in 9 kWh Niedertemperatur Wärme, usw. Man erkennt also hier den Anreiz, ein Perpetuum Mobile zu bauen, weil die Tauschregel eben den zweiten Hauptsatz der Thermodynamik verletzt. Das kann nicht gut gehen.


    Die Frage ist: Gilt der zukünftige Methodenwechsel nur für die Bewertung von KWK für Neubauten, oder müssen beispielsweise auch Fernwärmenetze aus einem Heizkraftwerk und folgerichtig die am FW-Netz hängenden Bestandsbauten zukünftig auf der Primärenergie-Seite nach der neuen Methode bewertet werden?

    Davon gehe ich ganz stark aus, dass der Methodenwechsel früher oder später alle berühren wird. Es ist aber aus meiner Sicht nicht so sehr die Frage interessant, ob man sich wegen der Angst vor dem Wechsel die neuen (und bessere) Methode nicht anwenden sollte, sondern wie man den Übergang gestaltet. Hier sind vielfältige Übergangsregeln denkbar, die einen harten Sprung von Methode A auf Methode B denkbar, und die sollten diskutiert werden, nicht aber die Sinnhaftigkeit der Carnot-Methode als solche. Sie ist aus meiner Sicht aufgrund der Faktenlage unzweifelhaft, da die Feinheiten der Thermodynamik in der Mitte des 19 Jahrhunderts ausgearbeitet wurden und innerhalb weniger Jahre von der wissenschaftlichen Gemeinde übernommen worden sind. Das ist also keine unbewiesene Theorie, die nur als nette Gedankenspielerei und Erklärungsansatz ohne experimentelle Validierung im Umlauf ist, sondern das sind harte Fakten, auf denen all unsere Konstruktionsprinzipien von Wärmekraftmaschinen beruhen und verfahrenstechnische Prozesse im Chemieingenieurwesen.

    Ein Beispiel aus der Praxis: Ich habe eine (vermietete) ETW in einem großen Wohnblock Baujahr 1961, der mit Fernwärme beheizt wird. Das FW-Netz wird hauptsächlich aus KWK (große Heizkraftwerke) versorgt. Laut Energiebedarfsausweis liegt der Endenergiebedarf des Gebäudes bei (dem Baujahr angemessenen) 144 kWh/m2, der Primärenergiebedarf wegen der Fernwärme-Berechnung dagegen nur bei 20 kWh/m2 - also nominell knapp über Passivhaus-Niveau.

    Daraus schließe ich, dass der Primärenergiefaktor der Fernwärme bei 20/144 = 0,14 liegt. Ohne genau die Struktur der Wärmeerzeugung zu kennen (wieviel kommt aus Heizkraftwerken und wie sind hier die Wirkungsgrade, wieviel kommt aus Spitzenlastkesseln, wieviel kommt aus Abwärme bzw. Müllverbrennung etc.) kann man schlecht abschätzen, wie sich der PEF für die Fernwärme verändern wird. Es ist aber recht klar, wenn man sich übliche Kennwerte von HKW in der öffentlichen Versorgung anschaut, dass man mit einem PEF von etwa 0,4 bis 0,5 rechnen muss - dafür geht der PEF der Elektrizität runter, was für das 550 g/kWh EPS-Ziel auch wichtig ist.

    Eine energetische Sanierung wurde bislang in den ET-Versammlungen immer abgelehnt, da der Primärenergiebedarf gerade mal ein Fünftel des EnEV-Anforderungswertes beträgt und man daher die Notwendigkeit nicht sieht. [..] Wenn sich das durch die neue Methodik bei Bestandsbauten ändern würde, entstünde m.E. ein gewaltiger Druck in Richtung energetischer Sanierung. Das würde zweifellos die Wärmewende voranbringen, aber womöglich auch verbunden mit sozialem Sprengstoff wegen sanierungsbedingter Mieterhöhungen auf breitester Front. Und da auf diese Weise auch ein Privileg der Fernwärme weitgehend abgeräumt würde, erwarte ich Widerstand von Seiten vieler Kommunen gegen eine solche Regelung.

    Das ist glaube ich weniger der Grund, warum FW-Versorger die Umstellung auf die Carnot-Methode verzögern bzw. verhindern wollen. Sie haben Angst davor, dass die Felle wegschwimmen, sollte die stromverbrauchende Heizung besser aussehen als KWK. Und bei der Kalkulation des PEF der Wärmeversorgung mit Wärmepumpen muss man auch noch eine Korrektur vornehmen: die eingesetzte Elektrizität ist nicht mit dem Durchschnittsmix zu bewerten, sondern mit dem Grenzkraftwerk, sonst lügt man sich ebenfall in die Tasche. Das ist angewandte Differentialrechnung, die auch in der Energiewirtschaft ihre Rechtfertigung hat: was passiert mit dem Gesamtsystem, wenn ein kleines Delta an Wärmepumpenstrom mehr nachgefragt wird? Dies wird durch das Grenzkraftwerk gedeckt welches in Teillast fährt und durch die Zunahme des Bedarfs nun besser ausgelastet wird. Diese Grenzkraftwerke sind häufig Kohlekraftwerke, werden in Zukunft sicher auch in Richtung Gaskraftwerk verschoben und bei dem noch seltenem Überschuss von erneuerbarer Energien sind es PV und Windenergieanlagen.


    Gruß,

    Gunnar

    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