Erweiterung eines Investitions- und Optimierungsmodells zur kostenminimalen Strom-, Wärme- und Kälteversorgung mit Fokus auf Fernwärmeausbau und CO2-Emissionen : Beispielregionen Graz und Salzburg

Abstract

In dieser Arbeit wird über ein Optimierungsmodell der kostenoptimale Technologiemix zur Energiebereitstellung unter Berücksichtigung von CO2-Einsparungen in zwei Modellstädten ermittelt. Die Deckung der nachgefragten Menge an Strom, Wärme und Kälte in einem Versorgungsgebiet soll zu jedem Zeitpunkt gewährleistet sein. Um diese Deckung sicherzustellen stehen, je nach Versorgungsgebiet, verschiedene Technologien in unterschiedlichem Ausmaß zur Verfügung. Diese Technologien können anhand ihrer Eigenschaften charakterisiert werden und reichen von der möglichen bereitzustellenden Energieform, über die damit verbundenen Kosten bis hin zu den zeitlichen Einsatzmöglichkeiten der Technologien. Abhängig von Rahmenbedingungen wie der zeitlichen Energienachfrage und Investitionskosten, stehen die Technologien miteinander in Wechselwirkung. Für die Abbildung der komplexen Zusammenhänge wird in dieser Arbeit ein bestehendes Modell erweitert. Das Modell nimmt die Einsatz- und Investitionsplanung eines regionalen Energieparks vor. Die Strom , Wärme und Kältenachfrage eines Jahres des Versorgungsgebietes wird dabei anhand von stündlichen Lastprofilen abgebildet. Die Deckung der Nachfragen geschieht anhand der bestehenden Erzeugungstechnologie, welche teilweise auch erweitert werden können. Zusätzlich implementierte Erweiterungsmöglichkeiten umfassen das Fernwärmenetz und Abwärmeauskopplung aus Industriebetrieben. Das Modell wird für die Städte Graz und Salzburg implementiert. Erste Modellläufe ergaben aufgrund der aktuell niedrigen Strommarktpreise hohe Investitionen in strombetriebene Wärmeerzeuger wie Wärmepumpen und Boiler. In Graz wird im Modell zur Deckung der Fernwärmenachfrage vorwiegend das mit Steinkohle betriebene Kraftwerk Mellach eingesetzt, welches mit hohem CO2-Aussstoß, aber weitaus geringeren Kosten als andere Technologien, verbunden ist. Vergleicht man die Städte Graz und Salzburg, werden in Graz 342 t CO2 pro GWh und in Salzburg 168 t CO2 pro GWh nachgefragter Energie (Wärme und Strom) ausgestoßen. In einem weiteren Modelllauf werden die Auswirkungen auf die Versorgungsstruktur bei CO2-Einsparung von 20% (im Vergleich zu einem Referenzlauf) analysiert. In Graz können Emissionen vorwiegend durch Reduktion des Einsatzes des Steinkohlekraftwerks eingespart werden. Die im Modell errechneten Kosten pro eingesparter Tonne CO2 belaufen sich dabei auf â,¬ 72,38 pro t. Die Reduktion in Salzburg ist aufgrund des durchschnittlich geringeren CO2-Ausstoßes mit deutlich höheren Kosten von â,¬ 141,60 pro t eingespartem CO2 verbunden, da in Photovoltaikanlagen investiert werden müsste, um die Einsparungsziele von -20% im Vergleich zum CO2-Ausstoß in einem unbeschränktem Modelldurchlauf zu erreichen.

This thesis aims at evaluating the cost optimal technology mix for energy supply in two sample regions. The demand of electrical, heating and cooling energy has to be satisfied at any time. Depending on the supply area, different technologies are available to meet the target of continuous supply. These technologies can be categorized by their energy output (heat or electricity), costs and technical constraints. Different conditions of energy demand levels, fuel- and investment costs as well as varying electricity prices induce a competitive relationship within these technologies. To analyse these complex interrelations in an existing energy system, an existing linear optimization model is extended and used for this analysis. The model and its extensions provide the dispatch- and investment plan of a local energy park. The demand of electrical, heating and cooling energy is modelled in hourly resolution using standard demand profiles. To meet demand existing energy conversion technologies are used. The maximum power output of some of these technologies can be extended by the model. Additional features of the model are enlargements of the district heating grid and the utilisation of waste heat. The model is implemented for the cities of Graz and Salzburg. Due to the current situation of low prices for electricity on the wholesale market, model results show a strong tendency towards investments in power to heat technologies (heat pumps and boilers). The district heating demand in Graz is mainly covered by the CHP plant Mellach, which is powered by hard coal. In comparison to other power sources hard coal is characterized by a low fuel price, but high CO2-emissions. This is the main reason why Graz and Salzburg show different CO2-emissions per GWh (heat plus electricity). In Graz the CO2-emissions per GWh are 342 t while in Salzburg 168 t CO2 per GWh are emitted. To analyse the impact of CO2-reductions on the structure of supply, a restriction to reduce the CO2-emissions by 20% (in comparison to a reference result) is implemented. In Graz reductions can be mainly achieved through reducing the operating time of the hard coal fired power plant. The costs to reduce the CO2-emissions are â,¬ 72,38 per ton in Graz. In Salzburg other steps have to be taken to reduce the CO2-emissions by 20%. To achieve the target PV-panels have to be installed. The costs for each ton of reduction are therefore much higher (â,¬ 141,60 per ton).