Least cost planning - integrated resource planning: ein Instrument zur umweltorientierten Unternehmensführung in der Energiewirtschaft ; dargestellt am Beispiel baden-württembergischer Energieversorgungsunternehmen
Gespeichert in:
| Format: | Buch |
|---|---|
| Sprache: | German |
| Veröffentlicht: |
Landsberg
ecomed
1997
|
| Schriftenreihe: | Umweltforschung in Baden-Württemberg
|
| Schlagworte: | |
| Online-Zugang: | Inhaltsverzeichnis |
| Beschreibung: | Literaturverz. S. 208 - 215 |
| Beschreibung: | XVIII, 215 S. Ill., graph. Darst. Faltbl. (1 Bl.) |
| ISBN: | 3609680806 |
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| adam_text | Inhalt
1 Einleitung 1
1.1 Problemstellung 2
1.2 Zielsetzung 4
1.3 Vorgehensweise 5
2 Stand und Perspektiven von Least Cost Planning/ Integrated Resource Planning... 8
2.1 Das Konzept 8
2.2 Perspektiven der Betrachtung 9
2.3 Analyse der Prämissen für LCP/IRP 11
2.4 Aktueller Stand der Diskussion in den USA und der Bundesrepublik Deutschland 14
2.5 Offene Fragestellungen und Forschungsbedarf bei LCP/IRP 19
2.5.1 Ex post Evaluierung von DSM Programmen 19
2.5.2 Gestaltung von Anreizsystemen 19
2.5.3 Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes 20
2.5.4 Entwicklung und Anwendung eines emscheidungsunterstützenden Instrumentariums 21
2.5.5 Effizienz von DSM Maßnahmen für den Klimaschutz 21
3 Ausgangslage zur Einführung von LCP/IRP in Baden Württemberg 23
3.1 Regulierung im Elektrizitätssektor im Rahmen des geltenden Energiewirtschaftsgesetzes
(EnWG) 23
3.2 Anreize zur Durchführung von DSM unter den geltenden gesetzlichen Rahmenbedingungen ... 24
3.2.1 Preisaufsicht (insbesondere nach § I2BTOEH) 24
3.2.2 Kartellaufsicht (§ 103 GWB) 26
3.2.3 Fachaufsicht (§ 4 EnWG) 27
3.3 Deregulierung ein europäischer Markt für Elektrizität 28
3.3.1 Von regionalen Monopolen zum Wettbewerbsmarkt 28
3.3.2 Die Binnenmarktrichtlinie Strom und ihre nationale Umselzung 29
3.3.2.1 Binnenmarktrichtlinie Strom 29
3.3.2.2 Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzcs (EnWG) und des Gesetzes gegen
Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) 31
3.3.3 Die Einführungeines Marktes für Strom in Kalifornien 33
3.4 Die Situation der Stadtwerke in einem sich wandelnden Strommarkt 35
3.4.1 Wettbewerb um Sondervertragskunden und mögliche Auswirkungen auf Strompreise 35
3.4.2 Deregulierung und umweltschonende Energieerzeugung 37
3.4.3 Deregulierung und DSM 38
3.4.4 Deregulierung und Externe Kosten 39
VII
!
3.4.5 Die Liberalisierung „von unten 40
3.5 Anreizsysteme zur Durchführung von LCP/IRP 41
3.5.1 Anreizregulierung bei der Preisaufsicht 41
3.5.1.1 Studie der Stadtwerke Hannover 41
3.5.1.2 Studie der Saarländischen Energiepreisaufsicht 42
3.5.2 Anreizregulierung bei der Kartellaufsicht 42
3.5.3 Anreizregulierung bei der Investitionsaufsicht 43
3.5.4 Anreizsysteme für DSM 43
3.5.5 Kritik der Anreizsysteme und Lösungsvorschläge 46
4 Modellierung von Energiesystemen 49
4.1 Anforderungsprofil an ein rechnergestütztes IRP Modell und Analyse existierender
Modellkonzepte 49
4.2 Nationale Energie Emissions Modelle als Vorläufer für ein IRP Modell 52
4.3 Konzeption des IRP Modells 54
4.3.1 Modellüberblick 54
4.3.2 Modellbeschreibung 57
4.4 Mathematische Modellbeschreibung 59
4.5 Methodik zur Abbildung unterschiedlicher Prozesse einer Anlage mit verschiedenen
Energieoutputverhältnissen 64
4.6 Methoden zur Abbildung von LCP Maßnahmen und Lastverlagerungsoptionen 65
4.7 Lastprognose bei Elektrizitätsanwendungen 68
4.7.1 Zur Abgrenzung von Lastprognose und Lastverlaufsprognose 68
4.7.2 Lastverlaufsprognose von Haushaltsgeräten 69
4.7.2.1 Zeitliche Anpassung von Lastparametern 70
4.7.2.2 Empirische Überprüfung der Prognosedaten mit Meßdaten der Stadtwerke 72
4.7.2.3 Bestimmung der Lastparameter von Haushaltsgeräten unter der Zielsetzung der kleinsten
quadratischen Abweichung 74
4.7.2.4 Integration der Lastparameter im Modell 75
4.8 Ermittlung des Betriebsergebnisses im Modell 76
4.8.1 Integration von Preisen im Modell 76
4.8.2 Integration von Anreizsystemen zur Förderung der rationellen Energienutzung im Modell 79
4.8.2.1 Einstellung von Einsparinvestitionen in das betriebsnotwendige Vermögen 79
4.8.2.2 Kompensation der Einbußen im Betriebsergebnis durch Preiserhöhung 80
4.8.2.3 Realisierung von Shared Savings Ansätzen zur Aufteilung des Einsparerfolgs 80
4.8.2.4 Budgets zur Förderung des Energiesparens 81
4.8.2.5 Entkopplung von Erlösen und Absatz 81
4.8.3 Bestimmung der Konzessionsabgabe 82
4.9 DSM Programme 83
4.9.1 Mehrkosten 83
4.9.2 Programmkosten 83
4.9.3 Teilnehmerrate, Mitnehmer und Mitgeber Effekt der LCP Programme 86
vm i
5 Analyse der Energiesysteme 87
5.1 Energiewirtschaftliche Rahmenannahmen 87
5.1.1 Primärenergiepreisentwicklung 87
5.1.2 Energienachfrageentwicklung 88
5.1.2.1 Stromnachfrage der Haushalte 88
5.1.2.2 Stromnachfrage von Industrie und Kleinverbrauchern 92
5.1.2.3 Wärmenachfrage 94
5.1.3 Einteilung der Zeitbereiche 96
5.1.3.1 Zeitbereiche der Stadtwerke Rottweil 96
5.1.3.2 Zeitbereiche der Stadtwerke Karlsruhe 98
5.1.4 Kalkulationszinssatz 100
5.2 Die Energieversorgungsstruktur der Stadtwerke Rottweil 100
5.2.1 Eigenanlagen zur Stromversorgung 105
5.2.2 Eigenanlagen zur Strom und Wärmeversorgung 106
5.2.2.1 Technische Daten der Eigenanlagen in Kraft Wärme Kopplung 106
5.2.2.2 Blockheizkraftwerke mit Gas, Heizöl oder Raps als Brennstoff 107
5.2.3 Zukunftsoptionen der Eigenerzeugung 114
5.2.3.1 Generalüberholung eines BHKW 114
5.2.3.2 Klein(st) Blockheizkraftwerke 115
5.2.3.3 Blockheizkraftwerke mit Holzvergaser 115
5.2.3.4 Brennstoffzellen Blockheizkraftwerke 115
5.2.3.5 Kraft Wärme Kälte Kopplung 117
5.2.4 Einspeisung Dritter 118
5.2.5 Strombezug von Energieversorgung Schwaben AG (EVS) 118
5.3 Die Energieversorgungsstruktur der Stadtwerke Karlsruhe 119
5.3.1 Eigenanlagen zur Stromversorgung 124
5.3.1.1 Das Heizkraftwerk West 124
5.3.1.2 Das Heizkraftwerk Waldstadt 127
5.3.1.3 Exkurs: Die Kostenzuordnung in den Heizkraftwerken West / Waldstadt 128
5.3.1.4 Zukünftige Optionen für die Stadtwerke Karlsruhe 129
5.3.1.5 Teileigene Anlagen der Stadtwerke Karlsruhe 130
5.3.2 Strom und Wärmebezugsverträge mit der Badenwerk AG 130
5.3.3 Die Energieverteilung der Stadtwerke Karlsruhe 132
5.4 Die Szenarios 133
5.4.1 Regulierungs Szenarios 134
5.4.1.1 Referenz Szenario 134
5.4.1.2 DSM Szenario 134
5.4.1.3 Gleichstellungs Szenario 135
5.4.1.4 Kompensations Szenario 135
5.4.1.5 „Shared Savings Szenario 136
5.4.1.6 Budget Szenario 137
5.4.2 Liberalisierungs Szenarios 137
5.4.2.1 Preissenkungs Szenario 137
5.4.2.2 Großkunden Szenario 137
IX
5.4.3 CO2 Minderungsszenarios jjj
6 Ergebnisse der Systemanalyse 14Q
6.1 Ergebnisse für die Stadtwerke Rottweil 140
6.1.1 Regulierungs Szenarios l40
6.1.1.1 Referenz Szenario )40
6.1.1.2 Referenz Szenario mit konstanten Preisen 144
6.1.1.3 DSM Szenario 143
6.1.1.4 Gleichstellungs Szenario ]4g
6.1.1.5 Kompensations Szenario bei variabler Konzessionsabgabe (fester Abgabesatz) 148
6.1.1.6 Kompensations Szenario bei unveränderter Konzessionsabgabe (angepaßte Hebesätze) 149
6.1.1.7 „Shared Savings Szenario 150
6.1.2 Liberalisierungs Szenarios 151
6.1.2.1 Preissenkungs Szenario l52
6.1.2.2 Großkunden Szenario 153
6.1.3 CO2 Minderungsszenarios 153
6.1.3.1 Fall I: Emissionsminderung bei EVS Primärenergiemix 155
6.1.3.2 Fall II: Emissionsminderung bei EVS Primärenergiemix und unverändertem Bezug 156
6.1.3.3 Fall III: Emissionsminderung bei Deutschland Primärenergiemix 158
6.1.3.4 Fall IV: Emissionsminderung unter Wettbewerbsverhältnissen 160
6.1.3.5 CO2 Minderungsausgaben jgO
6.2 Ergebnisse für die Stadtwerke Karlsruhe 161
6.2.1 Regulierungs Szenarios ]gl
6.2.1.1 Referenz Szenario Igl
6.2.1.2 Referenz Szenario mit konstanten Preisen 165
6.2.1.3 DSM Szenario ]66
6.2.1.4 Gleichstellungs Szenario l69
6.2.1.5 Kompensations Szenario bei variabler Konzessionsabgabe 170
6.2.1.6 Kompensations Szenario bei unveränderter Konzessionsabgabe 170
62.1.7 „SharedSavings Szenario 17,
6 2.2 Liberalisierungs Szenarios l72
6.2.2.1 Preissenkungs Szenario l72
6.2.2.2 Großkunden Szenario ,74
62.3 CO^ Minderungsszenarios |7g
62.3.1 Fall I: Emissionsminderung be, Badenwerk Pnmärenergiemix IIIIIIIZII. 177
.3.2 Fall II: Emissionsminderung bei Badenwerk Primärenergiemix und unverändertem Bezug 179
0 i.i.i hall III: Em,ssionsminderung bei Deutschland Primärenergiemix 180
6.2.3.4 Fall IV: Emissionsminderung unter Wettbewerbsverhältnissen.... 184
6.2.3.5 COj Mmderungsausgaben ,g5
6.3 Exkurs: Produktionsprogrammplanung eines EVU bei Ausweitung des Versorgungsgebietes. 186
63.1 Einleitung 6 )g6
6.3.2 Beschreibung des vorliegenden Entscheidungsproblems 187
• ~» Abbildung der neuen Emscheidungssituation im PERSEUS IRP Modell 188
o i i.l Energieangeboteseite ]gg
6.3.3.2 Energienachfrageseite .... ZI. 189
X
6.3.4 Szenarios und Ergebnisse 190
7 Schlußfolgerungen und Ausblick 194
7.1 Schlußfolgerungen der LCP Modellanwendung für die Stadtwerke 194
7.2 Handlungsempfehlungen für die baden württembergischen EVU 195
7.3 Gestaltung eines Anreizsystems 197
7.4 Bedeutung für die Umwelt und Umweltpolitik 198
7.5 Schlußfolgerungen für LCP im liberalisierten Markt und weiterer Forschungsbedarf 200
8 Zusammenfassung 202
Literaturverzeichnis 208
XI
Abbildungen
Abbildung 1 Arbeitsschwerpunkte und Projektphasen 4
Abbildung 2 Ablaufdiagramm des Forschungsvorhabens 6
Abbildung 3 Bestimmung des gesamtwirtschaftlichen Nettonutzens 10
Abbildung 4 Anteil der wirtschaftlichen Endenergieeinsparpotentiale in verschiedenen Sektoren der
Bundesrepublik Deutschland (West) 1987 (Daten aus Güntensperger (1990); Zahlenwerte
z. T. korrigiert in Übereinstimmung mit den Einzelstudien ENQUfiTE (1990)) 12
Abbildung 5 C02 Einsparpotentiale und Ausgabeneinsparungen durch rationelle Energienutzung in der
Bundesrepublik Deutschland (alte Bundesländer) im Jahr 1987 (Enquete (1990)) 13
Abbildung 6 Anzahl amerikanischer EVU, die im Jahr 1995 DSM Programme durchführen, bzw. nicht
durchführen (EIA( 1997)) 15
Abbildung 7 Ökonomische Auswirkungen von DSM Programmen bei den Stadtwerken Hannover
(Stadtwerke Hannover (1995b)) 17
Abbildung 8 Darstellung eines Angebotskurvenkonzeptes für die Nachfrageseite, nach Schleswig
Holstein (1991) 50
Abbildung 9 Darstellung eines Angebotskurvenkonzeptes für die Angebotsseite, nach Stadtwerke
Hannover (1995a) 51
Abbildung 10 Prinzipieller Aufbau eines Energie Emissions Modells 53
Abbildung 11 Wesentliche Modellcharakteristikades PERSEUS IRP Modells 55
Abbildung 12 Bilanzgrenzen des PERSEUS IRP Modells für ein Stadtwerk 56
Abbildung 13 Modellierungeines Kraftwerkes über technische, ökonomische und ökologische Parameter 57
Abbildung 14 Hierarchie der Datenstruktur 60
Abbildung 15 LCP Modellierung mit Einsparfluß 66
Abbildung 16 LCP Modellierung ohne Einsparfluß 67
Abbildung 17 LCP Modellierung mit zusätzlichen Lastverlagerungsoptionen 67
Abbildung 18 Parametrisierung der Lastkurven einzelner Haushaltsanwendungen, Lastverlauf der
Warmwasserbereitung an einem typischen Sommer Werktag; rechts: im Modell verwendete
Parameter 70
Abbildung 19 Lastkurve für einen typischen Winter Werktag der Haushalte in Rottweil, gemäß Vdew
(1985), Bewag (1986) und Geiger Kleeberger (1995) 72
Abbildung 20 Gegenüberstellung von Gesamtlast und Haushaltslast an einem typischen Winter Werktag in
Rottweil; Quelle: Leitwarte der Stadtwerke Rottweil und eigene Berechnungen 73
Abbildung 21 Beispiel für eine Einteilung der Lastkurve eines Wintertages der Stadtwerke Rottweil in 6
Zeitbereiche 74
Abbildung 22 Lastparameter der Warmwasserbereitung im Tagesverlauf (hier: 36 Parameter) 75
Abbildung 23 Vergleich der beiden Vorgehensweisen zur Berechnung des Betriebsergebnisses 76
Abbildung 24 Übergang von der Ausgabenminimierung zur Kosten /Erlösbetrachtung 78
Abbildung 25 Prognose des Betriebsergebnisses für die Sparten Strom und Wärme der Stadtwerke
Rottweil, Zahlenwerte rein hypothetisch 79
Abbildung 26 Komponenten der Nachfrageprognose für elektrische Wäschetrocknung 90
XIII
j
Abbildung 27 Nutzenergienachfrageprognose für Haushalte im Gebiet der Stadtwerke Rottweil, auf Basis j
von VDEW (1992a), Vdew (1994a), Vdew (1996b), KOLMETZ Rou VEL (1995) und eig. j
Berechnungen 90 ;
Abbildung 28 Aufteilung der Stromnachfrage der Haushalte in Karlsruhe im Jahre 1995; (STADTWERKE ;
KARLSRUHE (1996)) 91 j
Abbildung 29 Aufteilung der Haushaltsnachfrage ohne Speicherheizungen an einem Winter Werktag im j
Versorgungsgebiet der Stadtwerke Rottweil; gemäß VDEW (1985), Bewag (1986) und j
Geiger Kleeberoer( 1995) 92 j
Abbildung 30 Prognose der Nachfrage an Strom für Gewerbe und Industrie bei den Stadtwerken Rottweil, j
ohne Großabnehmer 93 :
Abbildung 31 Prognose der Entwicklung der Wärmenachfrage bei den Stadtwerken Rottweil 95 i
Abbildung 32 Typischer Sommer Werktag, Gesamtlast und Haushalte der Stadtwerke Rottweil; Quelle: •
Leitwarte der Stadtwerke Rottweil und eigene Berechnungen 97 ;
Abbildung 33 Typischer Sommer Samstag, Gesamtlast und Haushalte der Stadtwerke Rottweil; Quelle: j
Leitwarte der Stadtwerke Rottweil und eigene Berechnungen 98
Abbildung 34 Das betrachtete Energiesystem der Stadtwerke Rottweil 101 j
Abbildung 35 Jahresganglinien von Strom und Wärmebedarf in der Bundesrepublik Deutschland, 1988 i
(alte Bundesländer), nach PRUSCHEK BOCK (1991) 101 i
Abbildung 36 Stromflußbild der Stadtwerke Rottweil 1994, Zahlen gemäß Rottweil (1994) 102 i
Abbildung 37 Wärmeflußbild der Stadtwerke Rottweil 1994, Zahlen gemäß ROTTWEIL (1994) und eigenen
Berechnungen 104
Abbildung 38 Wasserkraftanlage der Stadtwerke Rottweil; Quelle: Leitwarte Stadtwerke Rottweil 105
Abbildung 39 BHKW Modul 50 kWei, Fa. Communa Metall 107
Abbildung 40 Schaltplan eines BHKW (nach HENNIES (1995)) 108
Abbildung 41 Blockheizkraftwerk Hausen mit Fernwärmenetz (Leitwarte) 109
Abbildung 42 Sankey Diagramme verschiedener Kraftwerkstypen (HENNIES (1995)) 110
Abbildung 43 Blockheizkraftwerk Aquasol in Rottweil (Leitwarte) 112
Abbildung 44 Schema der Energie und Stoffflüsse in einem Brennstoffzellensystem 116
Abbildung 45 EVS Energiemix einschließlich Fremdbezug (Quelle: Evs (1995)) 119
Abbildung 46 Vereinfachte Darstellung des Energiesystems der Stadtwerke Karlsruhe 121
Abbildung 47 Stromflußbild der Stadtwerke Karlsruhe 1995, Zahlen gemäß Jahresverbrauchsstatistik der
Stadtwerke Karlsruhe 122
Abbildung 48 Wärmeflußbild (nur Heizwasser) der Stadtwerke Karlsruhe 1995, Zahlen gemäß
Jahresverbrauchsstatistik der Stadtwerke Karlsruhe 123
Abbildung 49 Das Heizkraftwerk West 124
Abbildung 50 Das Heizkraftwerk Waldstadt 127
Abbildung 51 Aufteilung der Strombereitstellung der Badenwerk AG nach Primärenergieträgern (VDEW
(1994b)) 131
Abbildung 52 Ein und Ausgabeparameter des PERSEUS IRP Modells 133
Abbildung 53 Qualitative Aufteilung der Einsparungen im Kompensationsfall 136
Abbildung 54 Neubau und Ersatz an Kapazitäten zur Stromerzeugung im Referenzszenario 141
Abbildung 55 Entwicklung von Strombezug [MWh] und Bezugsleistung [MWe|] 142
Abbildung 56 Strombänder an einem Sommer Werktag 1997, Modellierungsergebnis 143
Abbildung 57 Entwicklung der CO2 Emissionen im Referenzszenario 144
Abbildung 58 Emissionsvergleich des Referenzszenarios mit Preisentwicklung und mit konstanten Preisen.. 145 ;
i
i
XIV
Abbildung 59 Reduktion des Stromverbrauchs durch DSM Maßnahmen [%] 146
Abbildung 60 CO2 Minderung und Einsparung bei Bezugsleistung durch DSM 146
Abbildung 61 Kosteneinsparungen und Einbußen im Betriebsergebnis durch DSM bei den Stadtwerken
Rottweil [DM/Jahr] (absatzabhängige Konzessionsabgabe) 147
Abbildung 62 Kompensation der Einbußen im Betriebsergebnis: Preiserhöhung für die Haushaltskunden 149
Abbildung 63 Kompensation von Konzessionsabgabe und Betriebsergebniseinbußen: Preiserhöhung des
Stroms für Haushaltskunden 150
Abbildung 64 Einbußen im Betriebsergebnis bei einer Aufteilung des Einsparerfolgs für das EVU im
Verhältnis 40:60 151
Abbildung 65 Einbußen im Betriebsergebnis der Stadtwerke Rottweil bei Bezugspreissenkung und LCP
Strategie verbunden mit Weitergabe der Preissenkung an die Kunden 152
Abbildung 66 COrEmissionsentwicklung und Minderungsvorgaben 154
Abbildung 67 Neubau und Ersatz an Kapazitäten bei 20 % CO2 Minderungsvorgabe, Fall II 158
Abbildung 68 Abdiskontierte Systemzusatzausgaben bei unterschiedlichen Minderungsgraden 161
Abbildung 69 Neubau und Ersatz an Kapazitäten (MWd (links) bzw. MWlh (rechts)) zur Strom und
Wärmeerzeugung im Referenz Szenario 162
Abbildung 70 Entwicklung der bei der Badenwerk AG bestellten Strom und Wärmeleistung der
verschiedenen Bezugsbänder, Referenzszenario 163
Abbildung 71 Entwicklung der Stromerzeugung in eigenen Turbinen der Stadtwerke Karlsruhe im
Referenzszenario 164
Abbildung 72 Entwicklung des Energieeinsatzes bzw. Strom und Wärmebezuges bei den Stadtwerken
Karlsruhe im Referenzfall 165
Abbildung 73 Entwicklung des Energieeinsatzes bzw. Strom und Wärmebezuges bei den Stadtwerken
Karlsruhe, Referenzszenario bei konstanten Primärenergiepreisen 166
Abbildung 74 Reduktion des Stromverbrauchs durch DSM Maßnahmen [%] 167
Abbildung 75 Einsparung an CO2 Emissionen aufgrund der Umsetzung der vier kosleneffizientcn DSM
Programme 168
Abbildung 76 Kosteneinsparungen und Einbußen im Betriebsergebnis durch DSM bei den Stadtwerken
Karlsruhe [DM/Jahr] (absatzabhängige Konzessionsabgabe) 169
Abbildung 77 Kompensation: Preiserhöhung für die Haushaltskunden 170
Abbildung 78 Kompensation von Konzessionsabgabe und Betriebsergebniseinbuße: Preiserhöhung des
Stroms für Haushaltskunden 171
Abbildung 79 Einbußen im Betriebsergebnis bei einer Aufteilung des Einsparcrfolgs für das EVU im
Verhältnis 40:60 172
Abbildung 80 Entwicklung des Energieeinsatzes bzw. des Strom und Wärmebe/.uges bei den Sladtwerkcn
Karlsruhe, Liberalisierungsszcnario mit Preissenkung 173
Abbildung 81 Einbußen im Betriebsergebnis der Stadtwerke Karlsruhe bei Bezugspreissenkung und LCP
Strategie, sowie Weitergabe der Preissenkung an die Kunden 173
Abbildung 82 Entwicklung des Energieeinsatzes bzw. des Strom und Wärmebezuges bei den Stadtwerken
Karlsruhe, Liberalisierungsszenario mit Wegfall von Großkunden 175
Abbildung 83 Veränderung der CO2 Emissioncn als Folge des Wegfalls von Großkunden 176
Abbildung 84 Entwicklung des Energieeinsatzes bzw. des Strom und Wärmebezuges der Stadiwerke
Karlsruhe bei einer 10 %igen CO2 Minderung gegenüber der Entwicklung im
Referenzszenario 181
XV
Abbildung 85 Entwicklung des Energieeinsatzes (Strom und Wärmebezug) der Stadtwerke Karlsruhe bei
einer 20 %igen CO2 Minderung gegenüber dem Referenzszenario 182
Abbildung 86 Entwicklung des Energieeinsatzes (Strom und Wärmebezug) der Stadtwerke Karlsruhe bei
einer 30 %igen CO2 Minderung gegenüber dem Referenzszenario 183
Abbildung 87 Abdiskontierte Systemzusatzausgaben bei unterschiedlichen CCVMinderungszielen
gegenüber der Emissionsentwicklung im Referenzszenario in den Szenarios mit ;
unterschiedlicher Emissionsbelastung des Strombezuges 185 j
Abbildung 88 Stadtgebiet Karlsruhe einschließlich Durlach und Höhenstadtgebieten (STADTWERKE
Karlsruhe (1996)) 187
Abbildung 89 Lastverlauf in Durlach am „Max Tag aggregiert auf die berücksichtigten Zeitintervalle 190
Abbildung 90 Einplanung der Anlagen zur Deckung der Nachfrage an einem Wintertag 192
Abbildung 91 Relative jährliche Kosten der Energieversorgung verschiedener Varianten im Jahr 1998 193
Abbildung 92 Ablaufplan für eine systemanalytische Evaluierung einer LCP Strategie 196
XVI
Tabellen
Tabelle 1 Nachfrageseitige Kenngrößen der untersuchten Geräte 83
Tabelle 2 Programmkosten, Transferleistungen und Teilnehmerraten für eine Auswahl an LCP
Pilotprogrammen 84
Tabelle 3 Vergleich der Einsparkosten und der systemabhängigen maximalen Einsparkosten pro kWh
für Haushaltsgeräte bedingt durch ihren Einsatz im Tagesverlauf (grau hinterlegt sind
Geräte, deren Mehrkosten unterhalb der Strompreise liegen) 85
Tabelle 4 Energiepreisentwicklung (Wert in 1997 entspricht 100 %) 87
Tabelle 5 Prognose der Energienachfrage der Industrie bei den Stadtwerken Karlsruhe (Wert in 1995
entspricht 100%) 94
Tabelle 6 Mögliche Ausbauoptionen der Strom und Wärmeerzeugung 103
Tabelle 7 Technische Daten der stadtwerkeeigenen BHKW Anlagen, gem. Stadtwerke Rottweil 106
Tabelle 8 Verlegungskosten für eine Fernwärmeleitung, Quelle: Hennies (1995) 111
Tabelle 9 Wärmeproduktionszahlen der einzelnen Anlagen, eigene Berechnungen [MWh] 112
Tabelle 10 Spezifische Emissionen bezogen auf den EVS Erzeugungsmix einschließlich Fremdbezug
(Quelle: EVS (1995)) 119
Tabelle 11 Zukunftsoptionen der Stadtwerke Karlsruhe (grau hinterlegte Optionen müssen realisiert
werden) 120
Tabelle 12 Durchschnittliche spezifische Emissionen bezogen auf den Badenwerks Erzeugungsmix
einschließlich Fremdbezug (eigene Berechnungen) 131
Tabelle 13 Spezifische Emissionen [mg/kWhe|] bezogen auf den EVS /Badenwerk Erzeugungsmix
einschließlich Fremdbezug und den Deutschlandmix (Quelle: EVS (1995) und eigene
Analysen) 138
Tabelle 14 Zubau /Ersatzinvestitionen bei Minderungsvorgaben, Fall 1 155
Tabelle 15 Zubau /Ersatzinvestitionen bei Minderungsvorgaben, Fall II 157
Tabelle 16 Zubau /Ersatzinvestitionen bei Minderungsvorgaben, Fall IN 159
Tabelle 17 Einsatz von DSM Maßnahmen bei Minderungsvorgaben, Fall IV 160
Tabelle 18 COyEmissionen im Analyseraum der Stadtwerke Karlsruhe einschließlich Emissionen des
Strom und Fernwärmebezugs vom Badenwerk 165
Tabelle 19 Verringerung des Stromabsatzes an die Industrie (110 kV und 20 kV Kunden) durch den
Wegfall von Großkunden ab dem Jahr 2000 174
Tabelle 20 Entwicklung des Leistungszubaus in den Jahren 2004 (gegenüber 1995) und 2009
(gegenüber 2004) bei verschiedenen CO2 Mindcrungsziclen gegenüber der
Emissionsentwicklung im Refcrenzfall, Bezug mit Badenwerk Primärencrgicmix 178
Tabelle 21 Entwicklung des Leistungszubaus in den Jahren 2004 (gegenüber 1995) und 2009
(gegenüber 2004) bei verschiedenen COi Minderungsziclcn gegenüber der
Emissionsentwicklung im Referenzfall. Strombezug in gleicher Höhe wie im
Referenzszenario 180
Tabelle 22 Entwicklung des Leistungszubaus in den Jahren 2004 (gegenüber 1995) und 2009
(gegenüber 2004) bei verschiedenen CO2 Minderungszielcn gegenüber der
Emissionsentwicklung im Referenzfall, Bezug mit deutschem Primärenergiemix 184
XVII
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