Die Besonderheit dieses ökonomischen Modells wird gerade in diesen Tagen klar. Denn während die 613 Quadratmeter CPC-Vakuumröhren-Kollektoren von Ritter XL auf zwei Dächern der Neubausiedlung an der Newtonstraße in Berlin-Adlershof bereits seit Pfingsten an schönen Tagen 2 Megawattstunden Wärme erzeugen, lebt in den Wohnungen darunter noch kein Mensch, der diese Wärme verbrauchen könnte. Erst im September werden Mieter in die 128 Zwei- bis Vier-Zimmer-Wohnungen der fünf neuen sogenannten ‘Powerhouses’ der HOWOGE Wohnungsbaugesellschaft mbH in Adlershof einziehen.
Aktuell speisen diese 613 Quadratmeter Röhrenkollektoren täglich 2 Megawattstunden Wärme ins Fernwärmenetz ein

Trotzdem kommt die Energie schon jetzt den künftigen Mietern zugute. Denn der Betreiber des Fernwärmenetzes in Adlershof, die BTB Blockheizkraftwerks-Träger- und Betreibergesellschaft mbH, hat dem Wohnungsbauunternehmen einen besonderen Deal angeboten: Jede Kilowattstunde Solarwärme, die in den Gebäuden nicht gebraucht und deshalb ins Netz eingespeist wird, verrechnet der Netzbetreiber 1:1 mit der Wärme, die im Winter aus dem Netz bezogen wird.

Das ist kein bloßes Good-Will-, sondern ein Win-Win-Geschäft. Denn die Röhrenkollektoren können übers Jahr mehr Wärme erzeugen, als in den fünf Gebäuden verbraucht wird – obwohl nur zwei der fünf Dächer thermisch genutzt werden. Der Netzbetreiber streicht diesen Überschuss als Mehrwert ein. Zugleich ist aber gesichert, dass die Wohnungsgesellschaft keine Heizenergie zukaufen muss. Sie kann deshalb eine fixe Warmmiete anbieten, die vergleichsweise günstig ist. Sommerliche Wärmeüberschüsse, die bei üblichen Solaranlagen zur Stagnation führen und deren Wirtschaftlichkeit mindern, gibt sie einfach an das Netz ab. Weil das Netz als Puffer dient, werden für diese Art der solaren Vollversorgung keine großen, teuren Speicher benötigt. Für die Versorgung der fünf Gebäude sind insgesamt nur 10 Kubikmeter Speichervolumen vorgesehen, die sich auf vier Standardtanks verteilen. Diese werden von der Solarthermieanlage zunächst kaskadenartig gefüllt. Sobald sie voll sind, geht die ganze Solarleistung ins Fernwärmenetz. Ein Pluspunkt ist dabei aus Sicht des Netzbetreibers, dass die Kollektoren in der Lage sind, mit 90 bis 95 Grad in den heißeren Vorlauf des Fernwärmenetzes einzuspeisen. Ursprünglich war lediglich eine Einspeisung in den kühleren Rücklauf geplant, was die Effizienz der angeschlossenen KWK-Anlagen vermindert hätte. Für die Vorlaufeinspeisung wurde die Verrohrung sogar nachträglich verändert.

Guido Bröer

Im Dorf Mengsberg, einem Ortsteil von Neustadt/Hessen, entsteht das mit 3.000 Quadratmetern derzeit größte Kollektorfeld in einem Bioenergiedorf. Nach vierjähriger Vorplanung ist dort im April der Vertrag zwischen der eigens gebildeten örtlichen Energiegenossenschaft und dem Heizungskonzern Viessmann unterzeichnet worde, dessen Projektabteilung das 9 Kilometer lange Netz mit etwa 150 Hausanschlüssen schlüsselfertig bauen will. Die Solaranlage, die am Dorfrand entstehen soll, wird aus Hochleistungs-Flachkollektoren mit jeweils 13 Quadratmetern aufgebaut. Geheizt wird ansonsten mit Holzhackschnitzeln. Als Reservekessel wird ein Gaskessel installiert, der im Bedarfsfall mit Biopropan betrieben würde.Auch am Bodensee sollen noch in diesem Jahr weitere Bioenergiedörfer entstehen. Die solarcomplex AG aus Singen realisiert nach dem Pionierdorf Büsingen nun schon ihr zweites solares Wärmenetz in Randegg. In dem 1000-Einwohner-Dorf, das zur Gemeinde Gottmadingen gehört, wird das seit 2009 auf Holzbasis betriebene Wärmenetz jetzt mit einer 2000 Quadratmeter großen Solaranlage nachgerüstet.

Zunehmend häufiger werden in Bioenergiedörfern auch Solarthermieanlagen an die Wärmenetze angeschlossen

Ebenfalls in der Bodenseeregion planen die Stadtwerke Radolfzell im Radolfzeller Ortsteil Liggeringen ein Wärmenetz mit solarthermischer Unterstützung. Während der Sommermonate werden dort jetzt die ersten Straßenzüge verrohrt. In Rheinland-Pfalz, wo im vergangenen Jahr das erste Solarwärmenetz von den Hunsrück-Gemeinden Külz und Neuerkirch gemeinsam in Betrieb genommen wurde, arbeiten nun auch in der Gemeinde Ellern die Bagger, um die Kommune zum Solar-Bioenergiedorf zu machen. Auch dieses Netz soll mit Holzhackschnitzeln und einer fast 1200 Quadratmeter großen Solarthermieanlage beheizt werden.

Der Impuls dafür kam aus dem Dorf selbst. Für die 105 Hausbesitzer, die sich bislang dafür entschlossen haben, ist der Anschluss kostenlos. Dies wird durch eine Förderung der Gemeinde und die Unterstützung des Landes ermöglicht, die jeweils rund 400.000 Euro beisteuern. Der größte Förderbetrag in Höhe von 956.000 Euro kommt aber aus dem Förderprogramm ‘Erneuerbare Energien Premium’ der bundeseigenen KfW-Bank. Ganz neue Wege ging eine Projektgruppe in der Gemeinde Ellern bei der Mobilisierung der kritischen Masse von Anschlusswilligen. 2015 habe es in dem Projekt ‘eine lange Durststrecke’ gegeben, berichtet der Planer Ulrich Schäfer vom Ingenieurbüro ibs Energie. Dann habe die Kommune allerdings eine Informationsoffensive gestartet. Einerseits habe man im Internet einen Wärmerechner zur Verfügung gestellt, zum anderen seien zehn interessierte Dorfbewohner argumentativ so geschult worden, dass sie ihre Nachbarn als Multiplikatoren überzeugen konnten. ‘Damit haben wir es trotz damaliger Tiefstpreise von 40 Cent für den Liter Heizöl geschafft, die Zahl der Anschlusswilligen in kurzer Zeit von 20 auf 100 zu bekommen’, erklärt Schäfer.

Bereits Ende April wurde im fränkischen Hallerndorf Bayerns größte Solarthermieanlage mit einem Bürgerfest eingeweiht. Betreiber ist die als Ökostromversorger überregional bekannte Naturenergie AG. Bereits 95 Grundstücke sind im Westen Hallerndorfs an das Netz angeschlossen worden. Ein weiterer Bauabschnitt soll bis Ende des Jahres den östlichen Ortsteil anbinden. Das langfristige Ziel ist es, ganz Hallerndorf mit regenerativer Wärme zu versorgen. In den 85.000 Liter großen Pufferspeicher, der Kapazität bietet für den Solarertrag von drei Sommertagen, speisen die Vakuumröhren-Kollektoren der Marke RitterXL direkt ohne hydraulische Trennung ein. Photovoltaik und Stromspeicher sorgen dafür, dass selbst bei einem möglichen Stromausfall die Pumpen 2 Tage weiterlaufen würden, so dass die Hallerndörfer nicht frieren müssten.

In allen neuen Solar-Bioenergiedörfern sind die Solaranlagen so ausgelegt, dass sie in den Sommermonaten die gesamte Heizlast tragen können. Zumeist gibt es für diejenigen Hausbesitzer, die sich für die Dorfwärme entscheiden, den Anschluss ans Glasfaserkabel für schnelles Internet als kostenlose Zugabe.

Guido Bröer

Ein Wärmenetz 4.0 darf höchstens 95 Grad Celsius an Vorlauftemperatur benötigen. Über die Förderung sollen zudem Innovationen wie saisonale Großwärmespeicher oder eine Sektorenkopplung zwischen Strom- und Wärmebereich mittels einer Großwärmepumpe oder eines Elektrokessels angereizt werden. Bei einer grundsätzlichen Ausrichtung auf Niedertemperaturnetze möchte das Bundeswirtschaftsministerium ein breites Spektrum von Technologien ermöglichen. So können sogenannte kalte Wärmenetze mit 20 Grad Vorlauftemperatur ebenso gefördert werden wie klassische Fernwärmenetze, sofern deren Vorlauftemperaturen nicht über 95 Grad Celsius liegen. Nur maximal die Hälfte des regenerativen Anteils darf allerdings aus Biomasse stammen, so dass die meisten der bislang realisierten Solar-Bioenergiedörfer mit 20 Prozent Sonnenwärme und 80 Prozent Holzenergie nicht als Modellvorhaben im Sinne der neuen Förderichtlinie gelten würden. Politisches Ziel ist es, mit dem Programm mindestens in zwölf Fällen die wirtschaftliche und technische Realisierbarkeit in Machbarkeitsstudien zu belegen und mindestens sechs Wärmenetze bis zum Jahr 2020 neu zu bauen oder grundlegend zu transformieren. Die Netze sollen in der Regel mindestens 100 Anschlüsse oder eine Mindestabnahme von 3 Gigawattstunden pro Jahr haben. Kosteneffizienz wird dabei groß geschrieben. Die Wärme aus den geförderten Netzen soll perspektivisch ebenso kostengünstig bereitgestellt werden wie im Rahmen einer konventionellen Erzeugung aus fossilen Energien. Gefördert wird der Neubau oder die Transformation bestehender Netze, wobei auch separate Niedertemperatur-Teilnetze eines Hochtemparaturnetzes förderfähig sind.Die Förderung gibt es generell in Form von Zuschüssen, und zwar vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA). Dort müssten Merkblätter und Durchführungsbestimmungen für das neue Fördergebiet aber erst noch erarbeitet werden, erfuhren die Solarthemen in der Behörde. Gefördert wird in zwei Modulen. Zunächst werden Machbarkeitsstudien bis zu 60 Prozent gefördert. Bis zu 50 Prozent Zuschuss können anschließend im zweiten Modul für die Realisierung der Netze vom BAFA gezahlt werden. Zusätzlich fließen bis zu 80 Prozent Zuschuss für die Information potenzieller Nutzer, womit eine hohe Anschlussquote erreicht werden soll. Ferner gibt es bis zu 100 Prozent Zuschuss für die Beteiligung regionaler Hochschulen. Neu ist die Stufung der Förderhöhe. Für das Wärmenetz gibt es zunächst eine Förderung von 20 Prozent – bzw. 30 Prozent, wenn der Antragsteller ein Kleines oder Mittleres Unternehmen (KMU) ist. Hinzu kommt eine ‘Nachhaltigkeitsprämie’ von bis zu 10 Prozent – und zwar gibt es für jeden vollen Prozentpunkt, den der Anteil von erneuerbaren Energien oder Abwärme die Mindestanforderung von 50 Prozent übersteigt, einen Zuschlag von 0,2 Prozent. Innovativ ist auch die ‘Kosteneffizienzprämie’ für besonders niedrige Wärmepreise. Unterschreitet der nach einer Formel aus Grund- und Arbeitspreis ermittelte Wärmepreis die Messlatte von 10 Cent pro Kilowattstunde, so erhöht sich schrittweise dieser Bonus. Bei einem Wärmepreis von nur 5 Cent gäbe es das Maximum von 10 Prozent der förderfähigen Kosten. Antragsberechtigt sind Unternehmen, kommunale Betriebe, kommunale Zweckverbände, eingetragene Vereine und Genossenschaften.

Saisonale Großwärmespeicher gelten laut Förderrichtlinie für Wärmenetze 4.0 als Standard, sofern nicht nachgewiesen wird, dass ihr Einsatz unwirtschaftlich wäre. Die bisherige gute Förderung von Regenerativ-Wärmenetzen über das KfW-Programm ‘Erneuerbare Energien Premium’ wird durch die neue Förderung nicht ersetzt, sondern bis auf weiteres unverändert fortgeführt. Eine Kombination beider Programme ist trotz eines allgemeinen Kumulationsverbots denkbar sofern ein Projekt in mehrere Teilprojekte gesplittet wird. So kann die ertragsabhängige Förderung einer netzeinspeisenden Solarthermie-Anlage über die KfW in bestimmten Konstellationen höhere Fördersätze ergeben. Andererseits gelten im neuen BAFA-Förderprogramm für bestimmte Förderregionen vor allem in Ostdeutschland weniger strenge Grenzen der Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung, während diese bei der KfW ausdrücklich nicht geltend gemacht werden können.

Guido Bröer

ScenoCalc Fernwärme 2.0 (SCFW) wurde im Rahmen eines BMWi-Verbund-Forschungsvorhabens entwickelt. Mit ScenoCalc Fernwärme 2.0 gibt es nun ein auf Excel basierendes, frei verfügbares Berechnungstool, das den Nutzwärmeertrag einer Solarthermieanlage berechnet, die in ein Wärmenetz eingebunden ist. Damit dient das Tool auch zum Vergleich unterschiedlicher Solarthermiesysteme.Um eine breite Akzeptanz des Berechnungstools sicherzustellen, basiert es auf dem durch den internationalen Standard Solar Keymark definierten und weit verbreiteten einfachen Berechnungsprogramm ScenoCalc. Dessen Funktionsumfang wurde für die Anwendung auf Solarthermieanlagen in Wärmenetzen erweitert. Das hieraus entwickelte Berechnungstool SCFW erlaubt eine einfache Zusammenstellung des zu berechnenden Systems, setzt hierfür aber solarthermisches Systemwissen voraus. Es können z.B. unterschiedliche Betriebsfälle für die Solarthermieanlage betrachtet und ortsspezifische Daten eingeben werden.

Die Ergebnisse können im Archiv abgespeichert und ausgedruckt werden. Zur Entwicklung des Berechnungstools SCFW wurden komplexe thermodynamische Vorgänge in möglichst einfachen Algorithmen modellhaft abgebildet. Die Bedienung erfolgt grafisch geführt über Eingabefenster. Die Berechnungsergebnisse stehen innerhalb von Sekunden zur Verfügung.

25 Teilnehmer/innen folgten der Einladung des SDH-Partners Hamburg-Institut, um erneuerbare Fernwärme-Projekte in Gram und Vojens zu besuchen. Die Gruppe bestand vor allem aus Fachleuten aus den Ministerien, Bezirken, Gemeinden und einigen Projektentwicklern, die sich alle aus erster Hand über SDH-Anlagen und saisonale Wärmespeicher informieren wollten.In Gram diskutierten sie mit dem Leiter der Fernwärmegenossenschaft über die sukzessive Umstellung der Fernwärme von fossilen Brennstoffen hin zu erneuerbaren Energien: ausgehend von der in 2009 errichteten 10.000 m² großen Solarthermieanlage wurde diese 2014 mit 30.000 m² erweitert, ergänzt von einem 110.000 m³ großen saisonalen Wärmespeicher. Insgesamt deckt die Solarthermie nun rund 60% des Wärmebedarfs in Gram.

Nach dem Mittagessen im Schloss Gram diskutierten Peter Eijbergen und Christian Stadler vom Hersteller Arcon-Sunmark, Per Alex Sørensen (vom SDH-Partner PlanEnergi) und Dr. Matthias Sandrock (Hamburg Institut) mit den Teilnehmer/innen über die Erfahrungen und Herausforderungen bei der Realisierung von SDH-Projekten im deutschen Markt. Der Fokus lag auf der Analyse der technischen, rechtlichen und finanziellen Barrieren und Lösungsansätzen. Ebenso wurden Fragen der Akzeptanz, Planungssicherheit und Flächenverfügbarkeit in einer so dichtbesiedelten Metropolregion wie Hamburg angesprochen. Auf dem Rückweg nach Hamburg stoppte die Gruppe in Vojens, um ein weiteres SDH-Projekt zu besuchen – eine der größten Anlagen Dänemarks mit 71.500 m² Solarthermie-Kollektoren und einem saisonale Wärmespeicher mit 200.000 m³.

Das Feedback der Teilnehmer/innen war sehr positiv: beeindruckt von den dänischen Projekten und sehr gut informiert durch die SDH-Partner werden sie nun engagiert versuchen ähnliche Projekte in der Metropolregion Hamburg voranzubringen.

Die acht Hersteller solarthermischer Großanlagen, die sich zur “Initiative Solare Wärmenetze” zusammengeschlossen haben, orientieren sich an der Gebäudeeffizienzstrategie der Bundesregierung. Demnach soll der bislang verschwindend kleine Anteil der Solarwärme an der Fernwärme bis zum Jahr 2050 auf 15 Prozent steigen. Rund 30 Millionen Quadratmeter Kollektorfläche wären dafür erforderlich. Verteile man diese Zahl gleichmäßig auf die kommenden Jahre, so ergebe sich ein jährlicher Ausbau von rund 1 Million Quadratmeter, rechnete Volker Winter, Vertriebsleiter für Großanlagensysteme bei Bosch Thermotechnik im Namen der Hersteller-Initiative vor. Die Industrie sei bereits heute in der Lage, diese Anforderung zu erfüllen, so Winters Kernbotschaft: “Die Technik ist leistungsfähig, sie ist wirtschaftlich und die Kapazitäten in der Industrie sind vorhanden.” Wertvolle Anreize gebe in dieser Situation die finanzielle Förderung großer Solarthermieanlagen durch den Bund. Die in der Initiative zusammengeschlossenen Unternehmen plädieren gleichwohl für die Verteuerung des Preises für CO2-Emissionen zur Beschleunigung der Wärmewende. Über politische Unterstützung könne sich die große Solarthermie allerdings derzeit nicht beklagen, meint Dirk Mangold: “Aus unserer Sicht stehen die politischen Signale für solare Wärmenetze sehr gut.”

Auch im Stuttgarter Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft, wo das Forum Solare Wärmewende schon zum zweiten Mal zu Gast war, genießt die Technologie der solaren Wärmenetze hohen Stellenwert. Staatssekretär Dr. Andre Baumann sagte: “Solarwärme in Verbindung mit Wärmenetzen ist für Baden-Württemberg eine sehr aussichtsreiche Option.“

Im Sommer 2013 wurde Viessmann mit der Durchführung einer Machbarkeitsstudie beauftragt, die die Wirtschaftlichkeit auf Basis einer landwirtschaftlichen Biogasanlage in Verbindung mit einem Hackschnitzelkessel betrachten sollte. Auch wenn eine wirtschaftliche Umsetzung auf dieser Basis nachgewiesen werden konnte, machten die Änderungen im EEG 2014 dieser klassischen Umsetzungsvariante eines Bioenergiedorfs einen Strich durch die Rechnung.

Das Beispiel Büsingen am Bodensee vor Augen – das erste Bioenergiedorf auf Basis von Holzhackschnitzeln und Solarthermie – wurde die Machbarkeitsstudie Anfang 2014 um das Thema Solarthermie erweitert. Im Mai 2014 fiel dann die Entscheidung, die Entwicklung des Projektes auf dieser Basis fortzuführen (Stichwort: “Bioenergiedorf 2.0”). Im November 2014 wurde dann aus der Initiativgruppe die Bioenergiegenossenschaft Mengsberg BEGM eG gegründet,ein wichtiger Meilenstein für die weitere Entwicklung des Projektes.

Viessmann wird jetzt in etwa 18 Monaten Bauzeit und in zwei Bauabschnitten ein Nahwärmenetz mit einer Länge von knapp 9 Kilometern mit etwa 150 Hausübergabestationen in den Häusern der Anschlussnehmer installieren. Die Heizzentrale besteht aus einem Holzhackschnitzelkessel Vitoflex 300-FSB mit einer Leistung von 1,1 MW,einem Vitoplex 200 Niedertemperatur-Heizkessel auf Basis von Bio-Propan als Redundanzkessel, sowie dem zur Zeit mit Abstand größten Solarthermiefeld in einem Bioenergiedorf und eines der größten Solarthermiefelder in Deutschland überhaupt.

Das Kollektorfeld besteht aus Großflächenkollektoren des Typs Viessmann Vitosol100-F XL 13. Die Bruttokollektorfläche beträgt knapp 3.000 Quadratmeter und liefert in Verbindung mit einem 300 Kubikmeter großen Pufferspeicher 17 Prozent des gesamten Wärmebedarfs der Nahwärmeversorgung und fast 100 Prozent des Wärmebedarfs in den Sommermonaten. Die Gesamtinvestition des Projektes beträgt 5,5 Millionen Euro. Weitere Informationen gibt es unter www.begmengsberg.de.

Quelle: Viessmann Werke GmbH & Co. KG

Der Bericht von Wouter Verhoeven, Warmtebedrijf Rotterdam beeindruckte die Teilnehmer/innen durch die konsequente Erweiterung des Fernwärmenetzes und der Integration von Industrieabwärme vor allem aus den großen Hafengebieten der Stadt. Überzeugend war auch, dass bei der Umsetzung der Projekte eine begleitenden Beteiligung und Information der Bevölkerung stattfand – sei es durch ein Volksfest bei der Flußunterquerung der Fernwärmeleitung oder Architekturwettbewerbe für Übergabestationen oder spezielle Lernprogrammangebote an den Schulen.Dr. Werner Prutsch, Leiter des Umweltamtes in Graz zog das Publikum mit einem sehr engagierten Vortrag über die Fernwärme als Schlüssel zur städtischen Wärmewende in Graz in seinen Bann. Die Stadt musste vor wenigen Jahren handeln, als klar wurde, dass das die Fernwärme maßgeblich versorgende Kohlekraftwerk kurzerhand nicht mehr zur Verfügung stehen würde. Sehr konsequent hat die Verwaltung seit dem mit den verschiedenen Akteuren in der Stadt und dem Land Steiermark nicht nur ein Konzept für den Umbau der Versorgung mit Erneuerbaren Energien erarbeitet, sondern auch erste Projekte umgesetzt. Eins der ambitioniertesten Projekte ist mit Sicherheit ‘Big Solar Graz’, bei dem eine Solarthermieanlage mit einem Kollektorfeld von 450.000 m² und ein Saisonalspeicher mit 1.800.000 m³ realisiert werden soll.

Elisabeth Undén, Assistant Deputy Mayor und Vorsitzende von Göteborg Energi brachte das Thema auf den Punkt mit ihrem Kernsatz: ‘Use the energy that you have’. 90% aller Haushalte in Göteborg sind an die Fernwärme angeschlossen, welche bereits fossilfrei ist. In ihrem Vortrag ging es vor allem um die noch möglichen Einsparpotenziale und Gebäude als Tagesspeicher.

Bei der abschließenden Podiumsdiskussion mit Jens Kerstan, Senator für Umwelt und Energie in Hamburg, Werner Lutsch dem Geschäftsführer AGFW und Präsident EHP, Dr. Werner Prutsch, Pieter Wasmuth von der Vattenfall Wärme Hamburg GmbH und den SDH-Partnern Per Alex Sorensen von PlanEnergi und Christian Maaß vom Hamburg Institut wurde durch Stefan Schurig vom Word Future Council moderiert. Grundtenor hier: konsequente politische Vorgaben und vor allem auch Handeln kann die Fernwärme mit der Integration der erneuerbaren Energien zu einem maßgeblichen Treiber der Wärmewende machen.