Titelaufnahme

Titel
Economic assessment of the long-term development of buildings' heat demand and grid-bound supply : a case study for Vienna / by Sara Fritz
Weitere Titel
Ökonomische Bewertung der langfristigen Entwicklung des gebäudebezogenen Raumwärme- und Brauchwasserbedarfs und die leitungsgebundene Versorgung
VerfasserFritz, Sara
Begutachter / BegutachterinHaas, Reinhard
ErschienenWien, 2016
Umfangix, 162 Seiten : Illustrationen, Diagramme, Karten
HochschulschriftTechnische Universität Wien, Dissertation, 2016
Anmerkung
Abweichender Titel nach Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers
Zusammenfassung in deutscher Sprache
SpracheEnglisch
DokumenttypDissertation
Schlagwörter (DE)district heating / gas / expansion planning / long-term scenario analysis / development of buildings' heat demand
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-91831 Persistent Identifier (URN)
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Economic assessment of the long-term development of buildings' heat demand and grid-bound supply [4.14 mb]
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Zusammenfassung (Deutsch)

Die langfristige Reduktion des Raumwärme- und Brauchwasserbedarfs des Gebäudebestands sowie dessen effiziente und CO2-neutrale Versorgung kann einen wesentlichen Beitrag zu den Klimaschutzzielen leisten. Im Sinne der Nachhaltigkeit und Leistbarkeit der Wärmeversorgung müssen die ökonomischen Aspekte sowie die damit verbundenen CO2-Emissionen verschiedener zukünftiger Bedarfs- und Versorgungsvarianten simultan betrachtet werden. Speziell bei vorhandener leitungsgebundener Wärmeinfrastruktur, sind mehrere Entscheidungsträger involviert, deren Interessen zu berücksichtigen sind. Im Rahmen dieser Arbeit wurde eine Modellumgebung entwickelt, die langfristig die ökonomisch optimalen Investitionspfade aus Sicht der Fernwärme und Gas Netzbetreiber aufzeigt. Diese Optimierung basiert auf der Simulation der Entscheidungen der Gebäudeeigentümer hinsichtlich der Investitionen in thermische Sanierungen und den Tausch der Heiztechnik und der daraus resultierenden Entwicklung des Wärmebedarfs. Eine räumlich hoch aufgelöste Analyse auf Zählbezirksebene erlaubt es, Vorranggebiete für Fernwärme und Gas zu identifizieren. Der integrierte Modellansatz wurde im Rahmen einer Fallstudie auf Wien angewandt: Dazu wurde das Modell mit Daten zum Gebäudebestand und der Gas- und Fernwärmenetzinfrastruktur kalibriert und drei Szenarien hinsichtlich der energiewirtschaftlichen und -politischen Rahmenbedingungen definiert und analysiert. Des Weiteren wurden diese Szenarien hinsichtlich einer Adaption der rechtlichen Rahmenbedingungen und den vollständigen Ersatz der verbleibenden Gasheizungen mit dezentral erneuerbaren Energietechnologien verglichen. Die Ergebnisse zeigen auf, dass, unter Berücksichtigung der Gebäudeeigentümerentscheidungen und der jetzigen rechtlichen Rahmenbedingungen, der Wärmebedarf des Gebäudebestands je nach Szenario um 20 % bis 40 % von 2015 bis zum Jahr 2050 abnimmt. Der Anteil von Gas entspricht aber auch im ambitionierten Klimaschutz-Szenario noch 25 % des gesamten Wärmebedarfs, was nicht zur Zielerreichung der in Paris verabschiedeten Klimaschutzziele beiträgt. Ein Rückbau der bestehenden Doppelinfrastruktur und die Fokussierung auf eine leitungsgebundene Versorgungsvariante aus Netzbetreibersicht bringt sowohl ökologische als auch ökonomische Vorteile: So reduzieren sich die CO2- Emissionen im Jahr 2050 um weitere 8 % im Vergleich zum ambitionierten Klimaschutz-Szenario, während sich die Kosten für die Wärmeverteilung um 2 % verringern. Der Anteil von Gas am gesamten Wärmebedarf liegt in diesem Szenario dann bei 14 %, der Fernwärmeanteil steigt von 47 auf 64 %. Unter den Annahmen des ambitionierten Klimaschutzszenarios entspricht dieser Anteil auch dem ökonomisch optimalen Anteil, der durch Fernwärme gedeckt werden kann, wenn vorausgesetzt wird, dass im Jahr 2050 der gesamte Gasbedarf entweder durch Fernwärme oder dezentrale Erneuerbare versorgt werden muss.

Zusammenfassung (Englisch)

The long-term reduction of the building stock's space heating and domestic hot water demand and its efficient and ecological supply can contribute significantly to climate change mitigation targets. In order to contribute to these targets, the economic aspects as well as the resulting CO2-emissions of potential future developments of the heat demand and its supply options have to be considered simultaneously. Especially in the case of existing grid-bound heating infrastructure, a wide range of decision-makers, including building owners, network operators and policy makers, are involved. Within the scope of this thesis, a model environment was developed which optimizes the investment paths for district heating and gas grids from the network operator's point of view. This optimization is based on the simulation of the long-term investment decisions of the building owners' with regard to thermal refurbishments and the installation of heating technologies. A spatially highly resolved implementation on registration district level allows the identification of district heating and gas target areas within considered regions. The integrated modelling approach is applied on the case study of Vienna. The model was calibrated with building stock data and technical and economical properties of the gas and district heating network infrastructure. Then, three scenarios were defined and analysed which take into account possible future developments of the economic development. Furthermore, additional analyses compare these scenarios regarding adapted legislative framework conditions and the complete substitution of the remaining gas demand by either district heating or decentral renewable energy sources. The results show a decrease of the buildings- heat demand from 2015 up to 2050 by 20 % to 40 %, depending on the considered scenario and assuming the current legislation. With regard to fulfil the Paris Agreement, a drastic decrease of the share of gas on the heating demand up to 2050 is required. But even in the most ambitious scenario, the share of gas in 2050 still accounts for 25 %. One possibility to achieve a further decrease of the gas demand is to adopt the current legislation and allow a flexible change from district heating to gas from a network operators' point of view. Then, the CO2-emissions can be reduced by further 8 % in 2050 and the total costs for heat distribution decreases by 2 %. In this case, the share of gas accounts for 14 % in 2050, while the share of district heating increases from 47 % to 64 %. Under the assumptions of the ambitious climate protection scenario, this share also corresponds to the economically viable share of the buildings- heat demand to be supplied by district heating, under the precondition that in 2050 the whole remaining gas demand has to be substituted either by renewable energy sources or by district heating.