Kriterien für den Ausbau und Rückbau von Fernwärmenetzen anhand der Fallbeispiele der Städte Salzburg und Klagenfurt

Abstract

Fernwärme dient in vielen Regionen Österreichs und Europas als Schlüsseltechnologie zur Wärmeversorgung von Haushalten und Gewerben. Der weitere Ausbau von Fernwärme soll dabei helfen den Anteil erneuerbarer Energien zur Wärmeversorgung zu erhöhen und durch die gemeinsame Erzeugung von Strom und Wärme den Primärenergieeinsatz zu verringern. Ziel dieser Arbeit ist es die Auswirkungen verschiedener Einflussfaktoren auf den betriebswirtschaftlich optimalen Ausbau eines Fernwärmeverteilnetzes zu untersuchen. Dazu ist ein Modell zu erstellt worden, welches die Erzeugungsstruktur eines Fernwärmeversorgers bezüglich der Kosten wiedergibt und unter Berücksichtigung der räumlichen Auflösung der Nachfrage den weiteren Netzaus- beziehungsweise Rückbau vorschlägt. Es wird dazu ein Flächenmodell als Kombination zweier gemischt-ganzzahliger, linearer Optimierungsmodelle erstellt. Die Erzeugungsanlagen werden als konvexe Produktionsregionen dargestellt und der optimale Einsatz errechnet. Unter Einbeziehung der Erzeugungskosten wird in einem Netzwerkflussmodell der Graph des betriebswirtschaftlich optimal verlaufenden Fernwärmenetzes innerhalb des Straßengraphen der Modellregionen ermittelt. Das Modell wird auf die Modellregionen Salzburg und Klagenfurt angewendet und bezüglich verschiedener Szenarien der Einflussfaktoren, Gaspreis, Strompreis und Wärmebedarfsdichte untersucht. Beide Modellregionen zeigen, ohne Berücksichtigung der Investitionskosten für weitere Erzeugungsanlagen, Potential für einen Netzausbau. Auch im Falle eines Nachfragerückgangs ist ein Netzausbau angeraten um die bestehenden Anlagen auszunutzen. Die Netzlänge hängt, durch den hohen Anteil gasbefeuerter Anlagen, stark vom Gaspreis ab. Ein Anstieg des Strompreises führt zwar zu einem vermehrten Einsatz der KWK-Anlagen und sinkenden Kosten, die Kostenveränderungen wiegen jedoch nicht so stark wie jene durch den Gaspreis.

In many regions within Austria and throughout Europe district heating is essential in providing heat for households and businesses. The further expansion of district heating is thought to be a key technology for increasing the share of renewable energy in the heating energy mix and by production of combined heat and power decrease the input of primary energy in general. This work aims at identifying and understanding factors influential to the optimal expansion of a district heating network from a microeconomic perspective.Therefore, a model had to be developed which, including the cost incurred by heat generation and taking the spatial distribution of district heating demand into account, yields the optimum network expansion or reduction. In order to facilitate this, a spatial-model was created, which combines two mixed-integer linear programs. Generation units are represented by a convex approximation of their region of production. In an optimum scheduling problem production costs are calculated and used as input for the networkflow problem. In the network-flow problem the optimum network within the street network of a model region is calculated. The model is applied to the cities of Salzburg and Klagenfurt and evaluated with respect to the influence of scenarios affecting natural gas price, electricity spot market prices and a reduction in district heating demand. Both model regions show, although not accounting for investment costs for new generation units, potential for further expansion. In case a reduction in demand occurs a network expansion can compensate for some of the reduction. The optimum network length shows, due to the high share of gas powered production units, a high dependency on the gas price. A rise in electricity spot market prices, while resulting in more combined heat and electricity generation, proves to not be as influential in the total cost of heat generation.