Gastbeitrag: Wie kann eine effiziente und resiliente (Fern-)Wärmeversorgung aussehen?

„Die günstigste, sauberste und sicherste Energie ist bekanntlich jene, die wir erst gar nicht verbrauchen“ – und die Energie, auf die wir durch Einsparung nicht verzichten können, sollte möglichst effizient bereitgestellt werden. Eine hohe Energieeffizienz heißt, das Verhältnis des Dienstleistungs-, Waren- oder Energieertrags (Output) zur zugeführten Energie (Input) zu maximieren. Also Energieverluste, die bei der Wandlung, dem Transport und der Speicherung von Energie entstehen, zu minimieren.

Eine wichtige Kennzahl für die Energieeffizienz ist der Energieverbrauch. Dabei geht es primär darum möglichst wenig Energie für die Bereitstellung von Energieservices, also z.B. eine warme Wohnung und Warmwasser, einzusetzen – hier spielt die Gebäudesanierung eine große Rolle. Im Gesamtenergiesystems ist es wichtig, die verfügbaren Primärenergieträger, z.B. erneuerbare Brennstoffe, also Biomasse oder grüner Wasserstoff, sowie Solar- und Windenergie, bestmöglich in nutzbare Energie umzuwandeln. Und da kommt der Fernwärme eine besondere Bedeutung zu.

Die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), also die gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme hat ihren Ursprung zu Zeiten der Jahrhundertwende. Für die Elektrifizierung der Städte und zur Deckung des Energiebedarfs in der Industrie wurden thermische Kraftwerke mit KWK eingesetzt, die damals noch Kohle, später auch Öl, nutzen. Die anfallende Abwärme wurden in den ersten kommerziellen Fernwärmenetzen genützt.

In der zweiten Hälfte des 20ten Jahrhunderts hat sich die KWK im Energiesystem etabliert, vor allem da sie den Brennstoffverbrauch verglichen mit der getrennten Erzeugung von Strom und Wärme bis zu einem Drittel reduzieren konnte. Gleichzeitig hat sie im Stromnetz eine wichtige Rolle übernommen. Zuerst als wichtigster Stromerzeuger, in letzter auch Zeit zunehmend zur Gewährleistung der Netzstabilität beim Ausbau erneuerbaren Energien.

Heutzutage wird rund ein Viertel des österreichischen Wärmebedarfs durch Fernwärmenetze gedeckt. In den städtischen Netzen wurden Kohle oder Öl durch Gas und z.T. Biomasse ersetzt, die KWK wurde oftmals durch Müllverbrennung und industrielle Abwärme ergänzt. Zudem wurden in den letzten Jahren erste Projekte für Großwärmepumpen angestoßen bzw. umgesetzt.

So kann die Fernwärme sonst nicht nutzbare (Ab-)Wärme für die Nutzung zugänglich machen und stellt damit einen wichtigen Baustein der effizienten Energieversorgung da. Und ja: Fernwärmenetze haben ca. 10-20% Leitungsverluste. Absolut gesehen (also in MWh) sind diese Verluste nahezu konstant über das Jahr. Da der Wärmebedarf im Sommer aber gering ist, sind die prozentuellen Verluste zu dieser Zeit sehr hoch - aber gerade da ist im Regelfall genügend Abwärme verfügbar (siehe unten), die ohne Fernwärme sowieso ungenutzt in die Umgebung abgegeben würde – der Verlust ist also verkraftbar!

Damit das Ziel Österreichs, 2030 den nationalen Gesamtstromverbrauch zu 100 % (national bilanziell) aus erneuerbaren Energiequellen zu decken, erreicht werden kann, braucht es mehr als eine Verdoppelung der Windkraft und eine Verzehnfachung der Photovoltaik. Dieser massive Ausbau wird in einer entsprechenden Reduktion der Stromerzeugung aus der KWK resultieren.

Wenn 2040 die gesamte Wärmeversorgung in Österreich dekarbonisiert sein wird, kann fossiles Erdgas nicht mehr zur Wärmerzeugung in KWK-Anlagen verwendet werden. Als Alternativen kommen Wasserstoff bzw. synthetisches Methan und Biomethan in Frage. Diese sind jedoch nach jetzigem Wissensstand wertvoll und nur im beschränkten Maße verfügbar. Gleichzeitig ist der Einsatz von Holz als Energiequelle für reine Wärmeerzeugung zusehends in Diskussion und wird in Zukunft durch strengere Nachhaltigkeitskriterien noch stärker in Frage gestellt werden.

Entsprechend wird die KWK in einer dekarbonisierten Zukunft (wesentlich) geringere Einsatzzeiten haben – dazu später mehr. Industrielle Abwärme ist eine attraktive Alternative. Es ist aber abzusehen, dass manche Industriezweige Abwärme über Hochtemperaturwärmepumpen  wiederverwenden werden bzw. durch Prozessumstellungen Abwärme ganz wegfallen könnte.

Wie schon vor ca. 100 Jahren spielt die Elektrifizierung auch in der Zukunft eine große Rolle: Der zunehmende Umstieg von fossilen Brennstoffen auf Elektrizität aus Wasserkraft, Wind und PV. Hier kommt wieder die Energieeffizienz in Spiel. Denn Umwandlungsschritte sind oft verlustbehaftet, was in der Regel dazu führt, dass Energie in Form von Abwärme abgegeben wird. Dies betrifft zahlreiche Prozesse in der Gesellschaft, in der Elektrizität gebraucht werden wird:

• Die Herstellung erneuerbarer Brennstoffe (inkl. sogenannter E-Fuels). Ein wichtiger Prozess hierbei ist die Elektrolyse zur Wasserstoffproduktion. Diese hat eine Effizienz von 60-70% – die verbleibende Energie ist als Abwärme verfügbar. Die Wiederverwertung der Abwärme wurde z.B. in den MPREIS-Produktionsbetrieben zur Gebäudebeheizung und Warmwasseraufbereitung, oder in Esslingen im Nahwärmenetz eines Quartiers demonstriert à 100% Strom werden zu ca. 30% Abwärme. Schätzungen zeigen, dass bei den derzeitigen Ausbauplänen im Jahre 2040 ca. 2 TWh Abwärme aus Elektrolyse-Prozessen entstehen könnten, womit bis zu 12% der prognostizierten Fernwärmeversorgung Österreichs gedeckt werden können (Länder wie Dänemark sind da wesentlich ambitionierter).
• Die Ermöglichung des digitalen Wandels. Dieser wird die Anzahl der Rechenzentren massiv ansteigen lassen. Hervorzuheben ist hierbei, dass nahezu der gesamte Strombedarfs eines Rechenzentrums als Abwärme verfügbar ist. Diese kann in benachbarten Gebäuden (wie dem Plus-Energie-Bürohochhaus der TU Wien oder bei Klinikum Floridsdorf) oder in der Fernwärme wiederverwendet werden à 100% Strom werden zu ca. 100% Abwärme. Für Österreich sagen AIT-interne Schätzungen einen Strombedarf für Rechenzentren von bis zu 3 TWh im Jahre 2040 voraus, was bis zu 18% des prognostizierten Fernwärmebedarfs entspricht.
• Die Deckung aufgrund des voranschreitenden Klimawandels immer wichtiger werdenden Kühlbedarfs. Nutzbare Abwärme wird vor allem aus der gewerblichen Kühlung von Supermärkten, Lagerhallen oder aus Einkaufzentren zu erwarten sein. Zunehmend werden auch Bürogebäude als Abwärmelieferanten wichtig (wie z.B. die UNO-City). Erste Projekte nutzen auch schon Abwärme aus der Kühlung im Wohnbau. Bei der Kühlung kann zusätzlich zum Antriebsstrom der Kälteanlagen die Abwärme aus der Kühlung genutzt werden à 100% Strom werden zu ca. 300% Abwärme. Schätzungen für Wien gehen von einem Strombedarf für Kühlung und Klimatisierung im Jahre 2040 von ca. 1 TWh aus. Das entspricht ca. 3 TWh Abwärme, bzw. ca. 35% des prognostizierten Fernwärmebedarfs Wiens.

Zu diesen „unvermeidbaren“ Abwärmepotentialen kommen weitere Wärmequellen hinzu, die in vielen Städten zu finden sind, wie Luft, Grund-, Fluss- oder Seewasser oder das Ablaufwasser aus Kläranlagen. In geeigneten Regionen wird die Geothermie eine große Rolle spielen, wie sie in Wien voraussichtlich ca. 25 % des prognostizierten Fernwärmebedarfs decken kann; und auch die Solarthermie kann vor allem in kleineren Städten ohne andere Abwärmequellen wirtschaftlich genutzt werden.

„Aber“ werden jetzt viele sagen, die genannten Quellen sind oftmals

• zur falschen Zeit (vor allem im Sommer = zeitlicher Versatz),
• am falschen Ort (außerhalb der Fernwärme = örtlicher Versatz) oder
• haben ein viel zu niedriges Temperaturniveau für die Einspeisung in Fernwärmenetze.

Problem erkannt, Problem gebannt: Lösungen für diese Herausforderungen haben Forscher, Ingenieure, die Industrie, Fernwärmenetzbetreiber und Städte schon entwickelt:

Die Nutzung der oben genannten Wärmequellen wird dazu führen, dass Wärmenetze im Sommer zunehmend ein Überangebot an Wärme haben werden – im Winter braucht es zusätzliche Erzeugungskapazitäten. Saisonale Wärmespeicher können diese (Überschuss-)Wärme vom Sommer in den Winter bringen und dadurch die Versorgungssicherheit verbessern sowie den Anteil der Abwärme in der Wärmeversorgung erhöhen. Auf diese Weise lassen sich bislang ungenutzte Energieeffizienzpotenziale im Sommer erschließen.

Saisonale Wärmespeicher, also z.B. große Tanks oder Erdbeckenspeicher, sind schwer im urbanen Umfeld zu realisieren (in Städten reden wir hier über die Größe von Fußballstadien) und technologisch gibt es auch noch Entwicklungsbedarf. Spannende Optionen hierbei sind Aquifer, also wasserführende, geologische Strukturen unter der Stadt, und Kavernen, also (ehemalige) Minen, Tunnel, Stollen oder Bunker.

Leider richtet sich der Standort der oben genannten Wärmequellen oftmals nicht nach geeigneten Punkten für die Einspeisung in das Fernwärmenetz, so werden z.B. Elektrolyseure primär in der Nähe von erneuerbaren Stromquellen und/ oder Wasserstoffinfrastruktur bzw. Verbrauchern platziert, bei Rechenzentren stehen die Anbindung an das Glasfasernetz und eine stabile Stromversorgung im Vordergrund; und saisonale Speicher so groß wie Fußballstadien werden wohl eher außerhalb der Stadtzentren positioniert sein.

Während das Stromübertragungsnetz überregional Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchseinheiten miteinander verbindet, sind die derzeitigen Optionen für die Abwärmeeinspeisung und lokalen Verbrauchern begrenzt. Über sogenannte „Heat Highways“, also interregionale Wärmeübertragungsnetze (Heat Transmission Networks, HTN), könnten Abwärme- und andere nachhaltige Quellen, Fernwärmenetze, industrielle Prozesswärmesenken und Speicher über viele Kilometer miteinander verbunden werden. Diese HTN können Verbrauchszentren und Industriestandorte verbinden und durchqueren dabei Gebiete mit weiteren Wärmequellen und -senken.

Die meisten der oben genannten Quellen haben ein eher niedriges Temperaturniveau von ca. 5 bis 60°C. Hier können Großwärmepumpen eine zunehmende Rolle spielen, da sie die (Ab-)Wärme auf ein, für die Fernwärme nutzbares, Temperaturniveau von ca. 70 bis 120°C bringen können. Vor allem in Zeiten eines hohen Stromangebots aus Wind und / oder PV und somit niedrigen Strompreisen können Wärmepumpen diese Wärme günstig für die Fernwärme bereitstellen, was in Zukunft oftmals im Sommer, aber auch in der Übergangszeit sowie teilweise im Winter passieren wird, vor allem wenn die Windkraft weiter ausgebaut wird. Fernwärmenetze dienen so auch als thermische Batterie und können dem Stromnetz Flexibilität bereitstellen.

Der zweite Hebel zur Anpassung der Temperaturen liegt im Gebäude bzw. in der oftmals veralteten Haustechnik. Diese ist der Grund für hohe Rücklauftemperaturen im Heizsystem, was wiederum in hohen Fernwärmetemperaturen resultiert. Das Problem herbei ist allerdings, dass der Fernwärmenetzbetreiber im Regelfall keinen Zugriff auf die Haustechnik hat, Optimierungen also nur begrenzt selbst durchführen kann.

Eine mögliche Lösung hierfür wären Anreizsysteme, wie sie vor allem im Skandinavischen Raum bereits umgesetzt werden. Hier können Fernwärmekunden einen Bonus auf ihre Rechnung bekommen, wenn sie Gebäudeoptimierungen zur Senkung der Temperaturen im Heizkreislauf durchführen. Gerade in Städten ist das sogenannte „Investor-Nutzer-Dilemma“ allerdings eine Limitierung: Warum sollte der Vermieter oder die Vermieterin in das Heizsystem investieren, wenn die Mieter einen Bonus bekommen?

Eine weitere Lösung zur Senkung des Temperaturniveaus können dezentrale Wärmenetze sein, vom Niedertemperatur- bis zum Anergienetz. Dabei handelt es sich um „Inselnetze“ außerhalb der traditionellen Fernwärmeversorgung, die mit sehr niedrigen Temperaturniveaus arbeiten und in denen z.T. Wärmepumpen auf Kundenseite den Temperaturhub leisten. Diese lassen sich auf die lokale Situation zuschneiden und können somit die Abwärme-Potentiale vor Ort effizient nutzen – wie z.B. Asphalt-Kollektoren (siehe Abbildung). Ein großer Vorteil: Heizen und Kühlen im gleichen Netz sind möglich. Hier werden oftmals Bohrlochspeicher zur Überbrückung des zeitlichen Versatzes eingesetzt.

Angenommen, all diese Wärmequellen und Speicher sind in das Fernwärmenetz integriert – aber reicht das?

Wenn zusammen mit einer Kältewelle (die es trotz Klimawandel voraussichtlich immer noch geben wird) über längere Zeit nur schwacher Wind weht bzw. vollständige Windstille herrscht sowie übermäßige Bewölkung oder Nebel das zur Verfügung stehende Sonnenlicht stark mindern bzw. in der Nacht die Sonne nicht scheint, dann herrscht eine sogenannte „kalte Dunkelflaute“.

Gerade zu dieser Zeit kann es perspektivisch zu Engpässen in der erneuerbaren Stromversorgung und daraus folgend zu (sehr) hohen Strompreisen kommen. Dann können Elektrolyseure und Rechenzentren ihren Betrieb reduzieren, und der Einsatz von Wärmepumpen zur Nutzung von Umgebungs- und Abwärmequellen bzw. zur Endladung von Speichern wird sehr teuer. Dennoch sind Spitzenlasten in der Fernwärme zu decken.

Hier können thermische Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung einspringen, um die wertvollen erneuerbaren Brennstoffe (welche es dann auch immer sein werden) hocheffizient in Strom und Wärme umzuwandeln, und damit das gesamte Energiesystem stützen – auch wenn der Betrieb dann auf deutlich weniger Tage im Jahr als derzeit, begrenzt sein wird.

Durch die effiziente Nutzung diverser (Ab-)Wärmequellen, den optimierten Betrieb von Wärmepumpen zu Zeiten geringer Strompreise bzw. der KWK zu Zeiten hoher Strompreise sowie den Einsatz großer Wärmespeicher zum saisonalen Ausgleich kann die Fernwärme einen wichtigen Beitrag zur Erhöhung der Primärenergie-Effizienz und Flexibilität im gesamten Energiesystem leisten. Um diese Transformation zu realisieren, wird in Zukunft noch viel in die Fernwärme-Infrastruktur zu investieren sein (Leitungen, Wärmepumpen, Speicher, Gebäude etc.). Dem gegenüber steht eine Reduktion der ökonomischen Risiken bzgl. Unsicherheiten auf den Energiemärkten und damit eine kostenstabile Wärmeerzeugung.

Viele der genannten Aspekte werden aktuell in dem Forschungsprojekt DeRiskDH adressiert. Das Projekt hat das Ziel, die Herausforderungen bei der Integration von Wärmepumpen, Abwärme, Solar- und Geothermie in Fernwärmenetze zu lösen, mit dem Fokus auf der Optimierung des Gebäudebestands in Bezug auf Rücklauftemperaturen und Flexibilitäten, der Netzhydraulik, dem bidirektionalen Betrieb, der Integration von saisonalen Speichern sowie der Einbeziehung der Verbraucher und Verbraucherinnen und Geschäftsmodelle. Konkrete Lösungen werden in Wien, Graz, Linz, Salzburg und Klagenfurt demonstriert und getestet. Das Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen der FTI-Initiative „Vorzeigeregion Energie“ durchgeführt.