KEK Bericht Nr. 14

KEK Bericht Nr. 14
Alternative Energiebereitstellung
Maßnahmenanalyse und Potentiale
in Graz
Ingo Robier
Karl Heinz Lesch

Ein Konjunktur- und Umweltbelebungsprogramm für Graz
KOMMUNALES ENERGIE KONZEPT GRAZ
Alternative Energiebereitstellung
Maßnahmenanalyse und Potentiale in Graz
Ingo Robier
Karl Heinz Lesch
Magistrat Graz - Amt für Umweltschutz
Referat für Energie und Klima
Günter Markowitz
(Kapitel: Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen)
September 1995
GRAZER
Umweltamt
ENERGIE
VERWERTUNGSAGENTUR

Einleitung
INHALTSVERZEICHNIS
1 EINLEITUNG.......................................................................................................5
2 WASSERKRAFT.................................................................................................6
2.1 Energie und Emissionen.......................................................................................................................8
2.2 Kosten..................................................................................................................................................10
3 BIOMASSE .......................................................................................................11
3.1 Möglichkeiten der Biomassenutzung in Heizwerken ......................................................................11
3.2 Möglichkeiten der Biomassenutzung in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen..................................12
3.3 Biomasseeinsatz in Graz ....................................................................................................................15
3.4 Energie und Emissionen.....................................................................................................................15
4 BIOGAS ............................................................................................................20
4.1 Gewinnung ..........................................................................................................................................20
4.2 Nutzungsmöglichkeiten......................................................................................................................20
4.3 Potentiale.............................................................................................................................................21
4.4 Emissionen ..........................................................................................................................................22
5 PHOTOVOLTAIK ..............................................................................................24
5.1 PV-Anlage der Grazer Stadtwerke AG............................................................................................24
5.2 Energie und Emissionen.....................................................................................................................26
6 SOLARE FERN- UND NAHWÄRME ................................................................28
6.1 Anlagenbeschreibung von Deutsch Tschantschendorf ...................................................................29
- 1 -

Alternative Energiebereitstellung
6.2 Schema der Anlage der Stadtwerke Göttingen AG ........................................................................30
6.3 Energie und Emissionen ....................................................................................................................31
7 KRAFT-WÄRME-KOPPLUNGSANLAGEN......................................................33
7.1 Begriff..................................................................................................................................................33
7.2 Einleitung............................................................................................................................................33
7.3 Szenarien.............................................................................................................................................35
7.4 Schlußfolgerungen..............................................................................................................................42
8 ZUSAMMENFASSUNG ....................................................................................43
9 LITERATUR ......................................................................................................45
- 2 -

Einleitung
TABELLENVERZEICHNIS
TABELLE 1: ECKDATEN DER GEPLANTEN MURSTUFEN IN GRAZ 6
TABELLE 2: ECKDATEN DER GEPLANTEN MURSTUFE PUNTIGAM 7
TABELLE 3: EMISSIONSREDUKTION BEI ZUSÄTZLICHER STROMERZEUGUNG AUS WASSER-
KRAFT DURCH SUBSTITUTION FOSSILER ENERGIETRÄGER 9
TABELLE 4: CO 2 -EMISSIONEN FÜR DEN ENERGIETRÄGER STROM IN GRAZ 10
TABELLE 5: HEIZUNGSANLAGEN IN DER STEIERMARK 12
TABELLE 6: BRENNSTOFFEINSATZ FÜR STROM- UND WÄRMEERZEUGUNG IN DEN HKW
PUCHSTRAßE UND MELLACH IM JAHR 1994 15
TABELLE 7: CO 2 -EMISSIONEN DER STROM- UND WÄRMEERZEUGUNG IN DEN HKW PUCH-
STRAßE UND MELLACH IM JAHR 1994 16
TABELLE 8: REDUKTION DER CO 2 -EMISSIONEN IN DEN HKW PUCHSTRAßE UND MELLACH
DURCH EINEN 5%IGEN BIOMASSEEINSATZ 16
TABELLE 9: REDUKTION DER CO 2 -EMISSIONEN IN DEN HKW PUCHSTRAßE UND MELLACH
DURCH EINEN 15%IGEN BIOMASSEEINSATZ 17
TABELLE 10: NETTOSTROMERZEUGUNG UND WÄRMEABGABE DER HKW PUCHSTRAßE
UND MELLACH IM JAHR 1994 17
TABELLE 11: STROMAUFBRINGUNG FÜR DIE STEIERMARK UND GRAZ (1993) 18
TABELLE 12: AUF GRAZ ANRECHENBARE REDUKTION DER CO 2 -EMISSIONEN IN DEN HKW
PUCHSTRAßE UND MELLACH DURCH EINEN 5 BZW 15%IGEN BIOMASSEEINSATZ 19
TABELLE 13: ABSCHÄTZUNG DES PRAKTISCH NUTZBAREN BIOGAS-POTENTIALS FÜR GRAZ21
TABELLE 14: SCHÄTZUNG DER SUBSTITUTIONSPOTENTIALE VON BIOGAS FÜR GRAZ 22
TABELLE 15: SCHÄTZUNG DER INVESTITIONSKOSTEN FÜR BIOGASANLAGEN FÜR GRAZ 22
TABELLE 16: CO 2 -REDUKTION DURCH SUBSTITUTION VON ERDGAS DURCH BIOGAS 23
TABELLE 17: EMISSIONSREDUKTION DURCH SUBSTITUTION FOSSILER ENERGIETRÄGER 26
TABELLE 18: EMISSIONSREDUKTIONEN DURCH DIE ANLAGE DEUTSCH TSCHANTSCHEN-
DORF 30
TABELLE 19: EMISSIONSREDUKTION DURCH DEN EINSATZ SOLARER GROßANLAGEN 32
TABELLE 20: SZENARIEN FÜR BHKW´S IN GRAZ 36
TABELLE 21: ELEKTRISCHE ARBEIT UND THERMISCHE WÄRME IN MWH IM MODERATEN
UND FORCIERTEN SZENARIOS 36
TABELLE 22: CO 2 -EMISSIONEN DER VERSCHIEDENEN VARIANTEN IM VERHÄLTNIS ZUM
BHKW 38
TABELLE 23: CO 2 - EINSPARPOTENTIALE DER UNTERSUCHTEN VARIANTEN GEGENÜBER
EINEM BHKW MIT GASBEFEUERUNG 38
- 3 -

Alternative Energiebereitstellung
TABELLE 24: SCHADSTOFFEMISSIONEN DES MODERATEN SZENARIOS IN T /A 40
TABELLE 25: SCHADSTOFFEMISSIONEN DES FORCIERTEN SZENARIOS IN T /A 40
TABELLE 26: CO 2 -REDUKTION DURCH ALTERNATIVE ENERGIEBEREITSTELLUNG IM JAHR
2010 43
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
ABBILDUNG 1: CO 2 -EMISSIONEN FÜR DEN ENERGIETRÄGER STROM IN GRAZ 10
ABBILDUNG 2: CO 2 -REDUKTION DURCH BIOMASSEZUFEUERUNG IN DEN KRAFTWERKEN
MELLACH UND GRAZ 19
ABBILDUNG 3: CO 2 -REDUKTION DURCH SUBSTITUTION VON ERDGAS DURCH BIOGAS 23
ABBILDUNG 4: EMISSIONSREDUKTION DURCH DEN EINSATZ VON PHOTOVOLTAIK-
ANLAGEN 27
ABBILDUNG 5: EMISSIONSREDUKTION DURCH DEN EINSATZ SOLARER GROßANLAGEN 32
ABBILDUNG 6: EINGESETZTE UND ERZEUGBARE ENERGIE DES MODERATEN SZENARIOS IN
MWH 37
ABBILDUNG 7: CO 2 -EMISSIONEN DER 4 VARIANTEN IN T/A 39
ABBILDUNG 8: VERGLEICH DER SCHADSTOFFEMISSIONEN FÜR DAS MODERATE SZENARIO
IN T / A 41
ABBILDUNG 9: VERGLEICH DER SCHADSTOFFEMISSIONEN FÜR DAS FORCIERTE SZENARIO
IN T / A 41
ABBILDUNG 10: CO 2 -REDUKTION DURCH EINSATZ ERNEUERBARER ENERGIE IM JAHR 2010
AUF DER ANGEBOTSSEITE 44
- 4 -

Einleitung
1 Einleitung
Die Ziele des Kommunalen Energiekonzeptes können nur durch ein Zusammenwirken
von aufbringungs- und nachfrageseitigen Maßnahmen erreicht werden.
Die Diskussion der Möglichkeiten zur Effizienzsteigerung und zum Einsatz erneuerbarer
Energieträger konzentriert sich heute oft auf die Bedarfsseite, wie sich
frühere konventionelle Energieversorgungskonzepte ausschließlich auf die Angebotsseite
konzentrierten. Für die Suche nach dem ökonomisch und ökologisch
sinnvollsten Weg ist aber die gleichwertige Betrachtung beider Bereiche notwendig.
Dieser Bericht behandelt ausschließlich die alternative Bereitstellung von Strom
und Fern-/Nahwärme.
Grundsätzlich können, ähnlich wie auf der Bedarfsseite, drei Strategien zur Erreichung
der KEK-Ziele unterschieden werden:
1. Minimierung der Umwandlungs- bzw. Bereitstellungsverluste
2. Einsatz CO 2 -ärmerer Energieträger
3. Einsatz CO 2 -neutraler Energieträger
Dabei darf nicht vergessen werden, daß die Energieversorgungsunternehmen
(EVU) durch den Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die Substitution
von Kohle durch Erdgas, den Ausbau der Fernwärme schon wesentliche Beiträge
zur Reduktion der CO 2 -Emissionen geleistet haben.
Der folgende Bericht soll die weiteren Möglichkeiten für angebotsseitige Maßnahmen
darstellen, wobei sich die Diskussion einerseits auf die Bereitstellung von
Fernwärme und Strom beschränkt und sich andererseits auf den Bereich der erneuerbaren
Energieträger konzentriert, da der oben genannte Punkt 1. in einem
eigenen Bericht behandelt wurde (KEK-Bericht 18) und beim 2. Punkt die Potentiale
bereits zum Großteil ausgeschöpft sind.
Die Substitutionsmöglichkeiten auf der Bedarfsseite (z.B. Solaranlagen zur
Warmwasseraufbereitung), auch wenn sie eine direkte Primärenergienutzung
vorsehen, werden hier nicht betrachtet.
- 5 -

Alternative Energiebereitstellung
Analog zu den anderen Maßnahmenanalysen (KEK-Berichte) werden für die Umsetzung
der Potentiale ein moderates und ein forciertes Szenario unterschieden.
Die Potentiale beziehen sich immer auf die Referenzentwicklung des KEK-
Berichtes Nr. 9. Die Berechnung der Emissionswerte erfolgt auf der Basis der E-
missionsfaktoren des KEK-Berichtes Nr. 6 (Energie und Emissionsbilanz Graz für
die Jahre 1987 & 1993).
2 Wasserkraft
Der hohe Wasserkraftanteil an der österreichischen Stromerzeugung trägt wesentlich
zu den im internationalen Vergleich geringen spezifischen Emissionsfaktoren
für den inländischen Strom bei. Um die ökonomisch sinnvollsten Maßnahmen
sowohl auf der Angebotsseite als auch auf der Nachfrageseite zu realisieren,
sollte bei den weiteren Ausbauplänen ein Least-Cost-Planning-Verfahren durchgeführt
werden.
Im Raum Graz sind drei Murstufen mit einer Jahreserzeugung von jeweils ca. 60
GWh theoretisch möglich. Aus energiewirtschaftlichen Gründen sollten die in Graz
geplanten Murstufen erst dann gebaut werden, wenn alle günstigeren Potentiale
auf der Bedarfsseite ausgeschöpft worden sind.
Nach einer Studie von Professor Simmler aus den Jahren 1979-1982 könnten die
drei Murstufen folgende Eckdaten und Erzeugungswerte aufweisen:
Stufe Stauziel Nutzfall- Maximale Jährliches
Höhe ü. A. höhe Q A Leistung Arbeitsvermögen
Meter MW GWh
I 352,5 7,0 10,8 57
II 343,0 6,9 10,7 53
III 336,0 7,8 12,1 63
Summe 21,7 33,6 173
Tabelle 1: Eckdaten der geplanten Murstufen in Graz 1
1 ARGE KW Puntigam, (1993)
- 6 -

Wasserkraft
Bei der Realisierung der Stufe II „Puntigam“ allein schwanken diese Daten, je
nach genauerem Standort des Abschlußbauwerkes, zwischen:
Stufe Stauziel Nutzfall- Maximale Jährliches
Höhe ü. A. höhe Q A Leistung Arbeitsvermögen
Meter MW GWh
II 343,0 7,0-8,4 10,8-13,0 56-68
Tabelle 2: Eckdaten der geplanten Murstufe Puntigam 2
Neben den energiewirtschaftlichen Argumenten gibt es vor allem die stadtplanerischen
und ökologischen Aspekte, die bei einer Bewertung der Murstufen zu berücksichtigen
sind.
Die in mittelfristiger Zukunft von der Stadt Graz vorgesehene Umgestaltung des
Ufer- und Flußbereiches der Mur soll nach den Plänen der ARGE KW Puntigam
(Grazer Stadtwerke AG, Steg und Steweag) durch die Maßnahmen bei der Errichtung
einer Kraftwerksstufe im Stadtgebiet unterstützt werden. Dadurch würde der
Lebensraum Mur als Naherholungsgebiet mehr in den Blickwinkel der Öffentlichkeit
gerückt. Dies entspricht den Zielen des Stadtentwicklungskonzeptes im Sinne
der Revitalisierung des Stadtbildes und einer Förderung der Naherholungsfunktion
des Murbettes unter Bedachtnahme auf die ökologischen Funktionen des U-
fersaumes. Durch dieses Kraftwerk soll es möglich werden, die vorgenannten Arbeiten
in absehbarer und kürzerer Zeit zu realisieren 3 .
Aus der Sicht der ARGE KW Puntigam stünde die Errichtung einer Murstufe in
Graz aus folgenden Gründen in Übereinstimmung mit anerkannten Zielen
regionaler und internationaler Energieprogramme und den Vorstellungen der
Weltenergie- und Klimakonferenzen, insbesondere des Landesentwicklungsprogrammmes
für Rohstoff- und Energieversorgung und des Energieberichtes
der österreichischen Bundesregierung:
• Der Strom würde am Ort des Verbrauches erzeugt werden und ohne größeren
Leitungsbau in der Region eingesetzt werden;
2 ARGE KW Puntigam (1993)
3 ARGE KW Puntigam (1993)
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Alternative Energiebereitstellung
• Die Wasserkraft vermeidet die kalorische Stromerzeugung im Sommer und
vermindert diese im Winter, wobei die Verbrennung von rund 13 Millionen Liter
Öl vermieden werden könnten;
• Es entstehen keine Abgase und die Emission von etwa 40.000 Tonnen CO 2
sowie andere Luftschadstoffe könnten vermieden werden;
• Die Wasserkraft ist derzeit die einzige in größerem Maßstab wirtschaftlich nutzbare
erneuerbare Energie;
• Damit können vergleichsweise 15.000 Haushalte in Graz versorgt werden;
• Die Verluste bei der Erzeugung von Energie aus Wasser sind minimal;
• Die „Energieernte“ ist konkurrenzlos hoch. Das heißt, das Kraftwerk erzeugt die
zu seiner Errichtung eingesetzte Energie in längstens einem Jahr 4 ;
2.1 Energie und Emissionen
Grundsätzlich ist hier zu bemerken, daß eine Bewertung schwierig ist, wieviel E-
missionen nun tatsächlich vermieden werden und wem diese zugerechnet werden.
Folgende Annahmen bzw. Betrachtungsweisen können für eine Abschätzung
getroffen werden:
Analog zur Energie- und Emissionsbilanz Graz (KEK-Bericht Nr. 6) wird bei der
Emissionsbewertung vom regionalen Mix der Stromerzeugung ausgegangen. Das
heißt, daß der durch die Murstufen erzeugte Strom praktisch zur Gänze in Graz
eingesetzt wird. Damit vermindert sich der Bezug aus anderen Kraftwerken der
Steweag bzw. vom Verbund. Wieviel Reduktion kalorische Stromerzeugung dem
entspricht ist wiederum eine Bewertungsfrage. Vereinfacht gibt es zwei Betrachtungsweisen:
1) Vom Standpunkt einer zukünftigen Energiebilanz wird sich in den Sommermonaten
praktisch keine CO 2 -Reduktion ergeben, da praktisch der gesamte Strom
aus Wasserkraft kommt (außer den Anlagen, die ohnehin das ganze Jahr
durchlaufen). In den Wintermonaten wird kalorische Erzeugung substituiert (al-
4 ARGE KW Puntigam (1993)
- 8 -

Wasserkraft
lerdings ist die Produktion im Winter auch geringer). Grob kann davon ausgegangen
werden, daß diese Verhältnisse durch den Emissionsfaktor, gemittelt
über die Jahresstromerzeugung, (ca. 43.000 t/TJ, s. E+E-Bilanz) bei CO 2 wiedergegeben
werden.
2) Bei einer großräumigeren Betrachtung, die insbesondere beim Treibhausgas
CO 2 angebracht ist, kann man auch sagen, daß aufgrund des zusätzlichen
Wasserkraftwerkes nicht weniger Wasserkraftstrom woanders erzeugt wird,
sondern irgendwo (und sei es im Ausland, wenn wir die Wasserkraftüberschüsse
im Sommer exportieren müssen) kalorische Kapazitäten ersetzt werden.
Dann könnte man einen Wert für die kalorische Stromerzeugung für die verschiedenen
Emissionen ansetzen (bei CO 2 ca. 225.000 t/TJ für die kalor-ische
Stromerzeugung im Raum Graz).
Damit ergibt sich eine Bandbreite zwischen 10.000 t CO 2 /a und 48.000 t CO 2 /a. In
einer zukünftigen Emissionsbilanz wird die Verbesserung laut 1) aufscheinen. Wir
gehen in der Folge von der 2. Betrachtungsweise (d.h. von 48.000 t CO 2 /a) bei
nur einer Murstufe aus. Für das moderate Szenario wird die Realisierung einer
(60 GWh), für das forcierte Szenario die Installierung von zwei Stufen (120 GWh)
angenommen. Die Produktion von 60 bzw. 120 GWh aus Wasserkraft hätte für
den „Grazer Strom“ folgende Auswirkungen:
Von dem im Jahr 1993 in Graz eingesetzten Strom (1.339 GWh) wurden rund
67%, das sind ca. 900 GWh aus Wasserkraft erzeugt. Der Rest von 440 GWh
wird kalorisch bereitgestellt. Unter der Annahme, daß der durch die Grazer Murstufen
zusätzlich hydraulisch erzeugte Strom zur Gänze in Graz eingesetzt wird
und ausschließlich kalorischen Strom substituiert, kann von einer Verminderung
der stromrelevanten Emissionen um 15% (moderat) bzw. 30% (forciert) ausgegangen
werden.
Wasserkraft
[t/a] moderat forciert
SO 2 59 119
NO 2 62 124
HC 0,6 1,2
CO 3,8 7,6
Staub 3,4 6,8
CO 2 48.000 96.000
Tabelle 3: Emissionsreduktion bei zusätzlicher Stromerzeugung aus Wasserkraft
durch Substitution fossiler Energieträger
- 9 -

Alternative Energiebereitstellung
Die Emissionsreduktionen durch Einsatz von Wasserkraft bewegen sich bei Cl,
HCOH, F, Pb und BaP zwischen 0,02 und 1,70 Tonnen pro Jahr.
CO 2 -Emissionen (t/a)
1987 243.100
1993 275.978
2010 (Ref.) 311.988
2010 (mod.) 263.988
2010 (forc.) 215.988
Tabelle 4: CO 2 -Emissionen für den Energieträger Strom in Graz
350.000
300.000
250.000
200.000
t/a
150.000
100.000
50.000
0
1987 1993 2010
(Ref.)
2010
(mod.)
2010
(forc.)
Abbildung 1: CO 2 -Emissionen für den Energieträger Strom in Graz
2.2 Kosten
Die geschätzten Kosten für das Kraftwerk Puntigam liegen zw. 800 Millionen und
einer Milliarde Schilling 5 .
5 pers. Mitteilung Steweag
- 10 -

Biomasse
3 Biomasse
Unter den Titel Biomasse fallen Brennholz, Sägenebenprodukte und Waldhackgut,
Rinde, Ablauge, Stroh und brennbarer Müll.
Biomasse hat bezogen auf das Gewicht einen Heizwert, der jenem der Braunkohle
entspricht. Aufgrund des geringen spezifischen Gewichts erreicht der Heizwert
bezogen auf den Volumsgehalt nur 5% vom Heizöl bzw. 10% von Steinkohle. Die
Transportkosten belasten aufgrund dieses geringen Heizwertes die Energiekosten
der Biomasse stärker als dies bei fossilen Brennstoffen der Fall ist. 6 .
Im folgenden wird die Nutzung der Biomasse sowohl in Heizwerken zur Nahwärmeerzeugung
als auch in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen betrachtet.
3.1 Möglichkeiten der Biomassenutzung in Heizwerken
Die wichtigsten Methoden für eine energetische Nutzung der Biomasse sind die
Verbrennung, die Pyrolyse, die Vergasung und die Gärung zu Methan und Alkohol.
Das in den Heizwerken vorrangig eingesetzte Verfahren ist die Verbrennung
der Biomasse mittels Rostfeuerungen. Diese Biomasseheizwerke werden ausschließlich
zur dezentralen Wärmeerzeugung herangezogen. Sie speisen ihre
Heizleistung in ein Nahwärmenetz ein, über das die Wärmeenergie zu den
Verbrauchern transportiert wird.
In der Steiermark werden bis heute 84 mit Hackschnitzel, Rinde, Sägespäne und
Abfallholz betriebene Biomasse-Ortszentralheizungen mit einer gesamten Heizleistung
von 120 MW betrieben. 95% der Heizwerke werden nur in der Heizperiode
betrieben und sind in den Sommermonaten außer Betrieb.
Die kleinsten Heizwerke haben derzeit eine Heizleistung von 75 kW, der Durchschnitt
liegt bei ca. 1,5 MW, die größte Anlage liegt bei 18 MW Heizleistung.
6 STEWEAG (1995)
- 11 -

Alternative Energiebereitstellung
Leistung (kW)
Anzahl
über 500 28
501 - 1000 27
1001 - 3000 23
über 3000 6
Tabelle 5: Heizungsanlagen in der Steiermark 7
3.2 Möglichkeiten der Biomassenutzung in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
Für eine möglichst rationelle Primärenergienutzung bietet sich die Kraft-Wärme-
Kopplung an. Darunter versteht man die gleichzeitige Erzeugung von Strom und
Wärme in einer thermischen Kraftmaschine.
Eine dezentrale, mit Biomasse betriebene Kraft-Wärme-Kopplung ist prinzipiell
auf vier Arten vorstellbar 8 :
• Dampfkraftanlage mit Dampfmotor oder Dampfturbine
• Holzvergasungsanlage mit Blockheizkraftwerk
• Heißluftturbinenanlage
• Heißgasmotoren (Stirlingmotor)
Mit dem Projekt TINA (Thermodynamisch-Innovative-Nichtnukleare-Anlage) verfolgt
die STEWEAG ein sehr ehrgeizige Strategie zur Biomassenutzung in Kraft-
Wärme-Kopplungsanlagen, die einen Biomasseanteil am Brennstoffeinsatz von
50% ermöglichen soll (Rest Erdgas).
Um die teuren Biomasseanlagen wirtschaftlich nutzbar zu machen, wurde beim
Projekt TINA folgender Weg eingeschlagen:
• Kraft-Wärme-Kopplung
7 Scheuer, H., (1995)
8 Hofer, L., (1995)
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Biomasse
• Man verwendet langlebige High-Tech-Komponenten wie z. B. Abgasturbolader
von großen Schiffsmotoren.
• Um eine Chance am Markt und nennenswerte Subventionen zu erhalten, ist ein
elektrischer Wirkungsgrad von über 25% und ein Gesamtwirkungsgrad (Strom
und Fernwärme) von über 70% zu erreichen. Dies geschieht beim Forschungsprojekt
TINA durch eine 2-stufige, zwischengekühlte, mit Wassereinspritzung
ausgestattete Verdichtung, welche in einer 3-stufigen Expansion mit Zwischenüberleitung
und Kanalbrennern erreicht wird.
• Der Betrieb der Anlage muß, um Personalkosten zu sparen, so automatisiert
werden, daß sie ein geschulter Facharbeiter im 1-Schichtbetrieb betreuen
kann.
• Um die Anlagekosten zu vermindern ist eine modular aufgebaute und typisierte
Anlage zu konstruieren, die je nach Bedarf mit fossilbrennstoffbefeuerten Kesselanlagen
an die Erfordernisse des jeweiligen Betriebes anzupassen ist.
Die gesamte Anlage kostet (inkl. Forschung und Forschungsbetrieb) 133 Millionen
Schilling und wird mit 58 Millionen Schilling gefördert.
In dieser Anlage sollen 45.000 Srm Holz und 2,2 Mm 3 Gas zur Produktion von 12
GWh Strom und 22 GWh Fernwärme eingesetzt werden.
Die Leistung von 6,3 MW wird von 3,4 MW Biomasse und 2,9 MW Gas aufgebracht.
Die Anlage sollte Kleinstädte bzw. Stadtbezirke mit 2000 - 3000 Einwohner und
deren Industrie mit etwa 30 - 40% der elektrischen Energie und 100% der Fernwärme
versorgen können.
Die Minderung der CO 2 -Belastung durch TINA gegenüber dem Haus- und Gewerbebrand
beträgt ca. 7700 t/a, da der Einsatz CO 2 -neutraler Biomasse besonders
hoch ist. Bei den Stickoxiden werden noch Verbesserungen angestrebt 9 .
Die ÖDK (Österreichische Draukraftwerke) hat sich im Rahmen des Forschungsprogrammes
des Verbundes zum Thema „Biomasse“ die Aufgabe ge-
9 STEWEAG (1995)
- 13 -

Alternative Energiebereitstellung
stellt, Möglichkeiten des Biomasseeinsatzes zur Stromerzeugung in kalorischen
Kraftwerken zu untersuchen und zu erproben.
Aus diesen Untersuchungen resultieren 2 Projekte 10 :
1. St. Andrä:
Dieses Projekt mit dem Namen „Biomasserost im Brennkammertrichter“ wurde im
Jahre 1994 realisiert. Hier wurden unterhalb des Brennkammertrichters des Kohlekraftwerkes
zwei gegenläufige Biomasseroste installiert. Durch diese Maßnahme
ist sichergestellt, daß die Biomasse auf den Rosten optimal verbrennt. Damit
werden ca. 10 MW th oder 3% der thermischen Leistung des Kraftwerk-blockes
substituiert. Diese Konzeption hat jedoch den Nachteil, daß sie aufgrund des nötigen
Platzbedarfes unterhalb des Brennerkammertrichters nur bei wenigen Anlagen
nachrüstbar ist. Die Kosten für dieses Projekt betragen ca. 20 Millionen
Schilling.
2. Zeltweg:
Dieses Projekt wurde im März 1995 bei der EU zur Förderung eingereicht. Es
handelt sich hierbei um eine Biomasse-Wirbelschicht-Vergasungsanlage, welche
im Dampfkraftwerk Zeltweg installiert werden soll. Auch hier sollen ca. 10 MW th
oder 3% der thermischen Leistung des Kraftwerksblockes mittels Biomasse substituiert
werden. Die Biomasse wird im Gegensatz zu St. Andrä in einem externen
Wirbelschichtvergaser vergast. Das dabei entstehende „Schwachgas“ wird in den
Feuerraum des Kraftwerksblockes eingeleitet und nachverbrannt. Bei diesem Projekt
muß man mit Investitionskosten von ca. 57 Millionen Schilling rechnen.
Beiden Projekten ist gemeinsam, daß durch den Einsatz von Biomasse die
Schadstoffemissionen nicht erhöht werden, da das „Biogas“ einerseits im Feuerraum
des Kraftwerksblockes optimal verbrannt wird und andererseits die bestehenden
Rauchgasreinigungsanlagen ein Garant für die Einhaltung der Emissionsgrenzwerte
sind. Nach Aussage der ÖDK kann der Prozentsatz von 3% ohne
Veränderung der Technologie auf ca. 15% angehoben werden.
10 Österreichische Draukraftwerke AG., (1995)
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Biomasse
3.3 Biomasseeinsatz in Graz
Der angebotsseitige Biomasseeinsatz kann in der Zufeuerung von Biomasse im
FHKW-Puchstraße und Mellach, durch das Projekt TINA oder im Aufbau von kleinen
Biomassenetzen außerhalb der Fernwärme und Erdgasvorranggebieten bestehen.
11
Im Norden und Osten des Stadtgebietes Graz läßt die Bebauungsdichte die Errichtung
von etwa drei Nahwärmenetzen mittlerer Größe als realistisch erscheinen.
Der Rest jener Öl-, Kohle- und Gasheizungen, die außerhalb der Vorranggebiete
für Fernwärme und Erdgas liegen, kann prinzipiell auf Hackschnitzelheizungen
kleinerer Leistung umgestellt werden.
3.4 Energie und Emissionen
Zur Abschätzung der Energie- und Emissionsreduktionspotentiale ist vom Brennstoffeinsatz
für die Fernwärme und Stromproduktion in den beiden Heizkraftwerken
auszugehen. Die Tabelle 6 zeigt die Aufteilung des Brennstoffeinsatzes des
Jahres 1994. In der Puchstraße wird Erdgas, in Mellach Steinkohle eingesetzt.
Zu beachten ist der hohe Anteil für die Stromerzeugung in Mellach, der von der
gesamten in beiden Werken eingesetzten Brennstoffmenge rund 80 % ausmacht.
Puchstraße Mellach Summe
Brennstoffeinsatz für Stromerzeugung (GWh) 192 1.673 1.865
Brennstoffeinsatz für Wärmeerzeugung (GWh) 125 129 255
Summe (GWh) 318 1.802 2.119
Tabelle 6: Brennstoffeinsatz für Strom- und Wärmeerzeugung in den HKW
Puchstraße und Mellach im Jahr 1994 12
11 Rohracher, H., Simetzberger, A. (1995)
12 Brennstoffstatistik (1994)
- 15 -

Alternative Energiebereitstellung
Mit den spezifischen Emissionsfaktoren 13 werden CO 2 -Emissionen berechnet und
in der Tabelle 7 dargestellt. Die Gesamtemissionen von über 700.000 t entsprechen
etwa den halben Emissionen der Stadt Graz und können durch einen Biomasseeinsatz
beträchtlich reduziert werden.
Puchstraße Mellach Summe
CO 2 Emission der Stromerzeugung (t) 35.984 602.100 638.084
CO 2 Emission der Wärmeerzeugung (t) 23.452 46.600 70.052
Summe (t) 59.436 648.700 708.136
Tabelle 7: CO 2 -Emissionen der Strom- und Wärmeerzeugung in den HKW
Puchstraße und Mellach im Jahr 1994
Für das moderate Szenario wird ein 5%iger Biomasseanteil für die beiden Heizkraftwerke
angesetzt. Durch diese Substitution von Erdgas (FHKW-Puchstraße)
und Steinkohle (Mellach) könnten rund 35.000 t CO 2 eingespart werden (vgl.
Tabelle 8).
Puchstraße Mellach Summe
moderate CO 2 Reduktion bei der Stromerzeugung (t) 1.799 30.105 31.904
moderate CO 2 Reduktion bei der Wärmeerzeugung (t) 1.173 2.330 3.503
Summe (t) 2.972 32.435 35.407
Tabelle 8: Reduktion der CO 2 -Emissionen in den HKW Puchstraße und Mellach
durch einen 5%igen Biomasseeinsatz
13 Ahamer G., Lesch K.H., (1995)
- 16 -

Biomasse
Bei einer forcierten Umsetzung dieser Biomassestrategie könnte dieser Anteil bei
gleicher Technik und unter Berücksichtigung der vorhandenen Holzmengen verdreifacht
werden. Die möglichen CO 2 -Emissionsreduktionen ergeben in Summe
über 100.000 t/a oder rund 7 % der Grazer CO 2 -Emissionen (vgl. Tabelle 9).
Puchstraße Mellach Summe
forcierte CO 2 Reduktion bei der Stromerzeugung (t) 5.398 90.315 95.713
forcierte CO 2 Reduktion bei der Wärmeerzeugung (t) 3.518 6.990 10.508
Summe (t) 8.915 97.305 106.220
Tabelle 9: Reduktion der CO 2 -Emissionen in den HKW Puchstraße und Mellach
durch einen 15%igen Biomasseeinsatz
Da die in den Heizkraftwerken produzierten Endenergieträger Strom und Fernwärme
nur zum Teil in Graz eingesetzt werden kann die Emissionsreduktion nicht
zur Gänze der Stadt Gaz zugerechnet werden. Zur Bestimmung des Verteilungsschlüssels
für die Reduktionspotentiale wird von der Nettostromerzeugung und
der Wärmeabgabe ausgegangen. Die Tabelle 10 zeigt, daß nur 18 % der Endenergie
aus der Puchstraße kommen.
Puchstraße Mellach Summe
Nettostromerzeugung (GWh) 63 667 730
Wärmeabgabe (GWh) 180 416 596
Summe (GWh) 243 1.083 1.326
Tabelle 10: Nettostromerzeugung und Wärmeabgabe der HKW Puchstraße
und Mellach im Jahr 1994
- 17 -

Alternative Energiebereitstellung
Die Tabelle 11 zeigt die steirische Stromaufbringung. Es wird davon ausgegangen,
daß für Graz etwa die gleiche prozentuelle Aufteilung gilt 14 . Durch eine steirische
Biomassestrategie zur Stromerzeugung lassen sich daher nur 327 GWh
vom gesamten Grazer Stromeinsatz (1339 GWh) beeinflussen.
Steiermark Graz in % der Steiermark Graz
GWh % GWh
STEWEAG HYDR 2211 39% 529
STEWEAG THER 1369 24% 327
VERBUND HYDR 1586 28% 379
VERBUND THER 433 8% 104
Summe 5599 100% 1.339
Tabelle 11: Stromaufbringung für die Steiermark und Graz (1993)
Für die Zurechnung wird von den folgenden Annahmen ausgegangen:
• Die fernwärmeseitigen Emissionsreduktionen werden zur Gänze Graz zugerechnet
(die von der STEWEAG außerhalb von Graz verkaufte Fernwärme entspricht
der hier nicht berücksichtigten Wärmeabgabe von Werndorf)
• Die 63 GWh Nettostromerzeugung der Puchstraße werden in Graz eingesetzt.
• Der Rest des von der STEWEAG für Graz kalorisch erzeugten Stromes (327 -
63 = 264 GWh) stammt aus Mellach.
Mit diesen Annahmen ergibt sich eine Spanne für die mögliche CO 2 -
Emissionsreduktionen von 13.000 bis 38.000 t/a (vgl. Tabelle 12).
14 persönl. Mitteilung der Grazer Stadtwerke AG., (1995)
- 18 -

Biomasse
Puchstraße Mellach Summe
Moderat für Graz 2.972 9.856 12.828
Forciert für Graz 8.915 29.569 38.484
Tabelle 12: Auf Graz anrechenbare Reduktion der CO 2 -Emissionen in den
HKW Puchstraße und Mellach durch einen 5 bzw 15%igen Biomasseeinsatz
CO2-Emissionsreduktion
40.000
35.000
30.000
Tonnen
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Moderat
Forciert
Mellach
Puchstraße
Abbildung 2: CO 2 -Reduktion durch Biomassezufeuerung in den Kraftwerken
Mellach und Graz
Bei den anderen Schadstoffen ergeben sich keine wesentlichen Verschiebungen.
- 19 -

Alternative Energiebereitstellung
4 Biogas
Biogas besteht aus etwa 55 - 75% Methan, 25 - 45% Kohlendioxid und geringen
Mengen an anderen Gasen wie Stickstoff, Sauerstoff, Wasserstoff und Schwefelwasserstoff.
Der Heizwert von Biogas schwankt zwischen 6,0 und 7,5 kWh/Nm 3 ,
das sind 22 bis 27 MJ/Nm 3 .
Die im folgenden dargestellten Ergebnisse sind dem KEK-Bericht Nr. 10 (Rohracher,
Simetzberger, 1995) entnommen und sind zur Vollständigkeit hier ausgeführt.
4.1 Gewinnung
Bei dem zweistufigen Verfahren werden im Hydrolysereaktor unter aneroben Bedingungen
hochmolekulare Verbindungen hydrolytisch zerlegt und anschließend
durch gärende Bakterien zu Säuren und Alkoholen abgebaut und danach von a-
cetogenen Bakterien im Biogasfermeter zu Wasserstoff, Kohlendioxid und Essigsäure
umgewandelt. Durch die methanogen Bakterien erfolgt als letzter Schritt im
Biogasfermeter die Umsetzung zu Methan und Wasser.
4.2 Nutzungsmöglichkeiten
Direkte Wärme und Stromerzeugung in Blockheizkraftwerken:
Sie kann als die häufigste Verwendungsart angesehen werden. Der Wirkungsgrad
heutiger BHKW liegt bei etwa 50% thermisch und 35% elektrisch.
Einspeisung ins Erdgasnetz:
Die dazu notwendige Reinigung ist sehr aufwendig. Zusätzlich muß das Biogas
auf den entsprechenden Vordruck komprimiert werden.
- 20 -

Biogas
Treibstoff:
Diese Verwendungsart spielt heute noch eine untergeordnete Rolle, so mancher
Traktor wird jedoch heute schon mit Biogas angetrieben.
4.3 Potentiale
Landwirtschaftliche Abfälle:
In der Landwirtschaft ist das Ausgangssubstrat für die Biomassegewinnung zumeist
die tierische Gülle. Daneben werden oft Rest und Abfallstoffe aus der Pflanzenproduktion
und dem Haushalt sowie Einstreu beigegeben.
Kommunale Abfälle:
Zu den kommunalen Abfällen zählt man den Klärschlamm (Kläranlage Gössendorf),
Grünabfälle sowie Biomüll und Altspeiseöl.
Herkunft
Landwirtschaftliche Abfälle
Kommunaler Grünschnitt
Biomüll und Altspeiseöle
Gesamt
Potential
15,8 TJ/a
19,3 TJ/a
20,4 TJ/a
55,5 TJ/a
Tabelle 13: Abschätzung des praktisch nutzbaren Biogas-Potentials für Graz
Das Potential des Klärschlammes der Kläranlage Gössendorf (30 TJ/a) wird nicht
berücksichtigt, da schon jetzt das Gas zur Gänze für die Energieerzeugung innerhalb
der Anlage verwendet wird.
Die durchschnittlichen Kosten der Kilowattstunde Biogas werden mit 1,40
ÖS/kWh 15 angegeben. In Graf (1994) werden Stromerzeugungskosten aus Biogas
von 2,10 bis 3,00 ÖS/kWh angegeben.
15 Jungmeier, G., (1993)
- 21 -

Alternative Energiebereitstellung
Für das moderate Szenario wird angenommen, daß 40% der Abfälle des gesamten
Viehbestandes genutzt werden (für das forcierte Szenario werden 60% angenommen)
und daß nur zwei Drittel der feuchten Reststoffe verwertet werden
(100% für das forcierte Szenario).
Bei der Verwertung des kommunalen Abfalls wird für das moderate Szenario angenommen,
daß entweder nur der Grünschnitt oder nur der Biomüll vergärt wird.
Für das forcierte Szenario werden sowohl Grünschnitt als auch Biomüll für die
Verwertung herangezogen.
Szenario Moderat Forciert
Energie
TJ/a
Erdgas
m 3 /a
Energie
TJ/a
Erdgas
m 3 /a
Landwirtschaft 10,5 316.000 15,8 474.000
Kommun.Abfall 20 600.000 39,7 1.191.000
Gesamt 30,5 916.000 55,5 1.665.000
Tabelle 14: Schätzung der Substitutionspotentiale von Biogas für Graz
Bei spezifischen Investitionskosten von 2,00 ÖS/(MJ/a) ergeben sich für das moderate
und forcierte Szenario folgende Kosten:
Szenario Moderat Forciert
Investitionskosten in Mio ÖS
Landwirtschaft 21 32
Kommun.Abfall 40 79
Gesamt 61 111
Tabelle 15: Schätzung der Investitionskosten für Biogasanlagen für Graz
4.4 Emissionen
Bei der Betrachtung der Emissionsreduktion wird davon ausgegangen, daß Erdgas
substituiert wird. Da Biogas ein CO 2 -neutraler Energieträger ist und sonst
dem Erdgas ähnlich ist, werden hier nur die CO 2 -Emissionen behandelt.
- 22 -

Biogas
Biogas
[t/a] moderat forciert
CO 2 1.570 2.860
Tabelle 16: CO 2 -Reduktion durch Substitution von Erdgas durch Biogas
3.000
2.500
2.000
t/a
1.500
1.000
500
0
moderat
forciert
Abbildung 3: CO 2 -Reduktion durch Substitution von Erdgas durch Biogas
- 23 -

Alternative Energiebereitstellung
5 Photovoltaik
Eine Möglichkeit zur Nutzung der Sonnenenergie kann auch durch Photovoltaik-
Anlagen erfolgen, in denen die kurzwellige Sonnenstrahlung direkt in elektrischen
Strom umgesetzt wird. Derzeit werden monokristalline Siliziumzellen mit Wirkungsgraden
bis zu 14% und polykristalline mit Wirkungsgraden von 12% eingesetzt.
Amorphe Zellen erfüllen bis jetzt noch nicht die in sie gesetzten Erwartungen.
Durch Alterung sinkt der Wirkungsgrad sehr bald von 8% auf weniger als 5%
ab 16 .
Das Faszinierende an der Photovoltaik ist, daß keine bewegten Teile verwendet
werden müssen und daß man kleinste Einheiten (Solar-Rechner) und Großanlagen
mit dieser Technologie herstellen kann. Außerdem ist sie neben der Wasserkraft
eine der umweltfreundlichsten Methoden, Strom aus erneuerbaren Energiequellen
zu gewinnen.
Die Problematik der Photovoltaik sind die Kosten. Eine Kilowattstunde so erzeugten
Stromes kommt bei netzgekoppelten Systemen auf ca. ÖS 10.- bis ÖS 14.-,
bei Inselbetrieb liegt der Preis aufgrund der erforderlichen Batterie zur Speicherung
noch etwas höher.
Eine Anwendung bei vorhandener Netzversorgung ist derzeit betriebswirtschaftlich
nicht sinnvoll. Dagegen kann der Inselbetrieb ohne Netzanschluß durchaus
betriebswirtschaftlich sinnvoll sein (Parkscheinautomaten, Notrufsäulen, Berghütten
etc.) und ist somit eines der Hoffnungsgebiete für diese Technologie.
5.1 PV-Anlage der Grazer Stadtwerke AG
Die Grazer Stadtwerke AG, Geschäftsbereich Strom, hat eine Photovoltaikanlage
für Demonstrationszwecke errichtet.
16 Halozan, H., (1995)
- 24 -

Photovoltaik
Als Standort für den Solargenerator wurde das Flachdach der Zentralgarage im
Werksgelände Steyrergasse ausgewählt. Der Solargenerator ist für eine Leistung
von 2 kWp ausgelegt, wobei die Modulflächen mit einer Neigung von 45° in Richtung
Süd-Ost (13°) ausgerichtet montiert wurden. Die Modulflächen für 2 kWpeak
(Spitzenleistung) beträgt 17 m 2 . Diese Größenordnung wurde gewählt, da mit 2
kWp der Grundbedarf eines Haushaltes abgedeckt wird, aber kaum Energie in
das Stromnetz zurückgeliefert wird, weil der Preis für zurückgelieferte Arbeit nicht
so hoch ist.
Der Wirkungsgrad der verwendeten monokristallinen Solarzellen beträgt 10 - 12,5
%, der Gesamtwirkungsgrad des Wechselrichters ca. 85 %. Daraus ergibt sich ein
Anlagenwirkungsgrad von 8,5 - 10 %. Das heißt, daß von 1000 W/m 2 Sonneneinstrahlung
85 - 100 W genutzt werden können.
Es werden die verschiedensten Meßgrößen, wie etwa Sonneneinstrahlung, Temperatur,
Strom, Spannung, etc., durch Meßwertgeber erfaßt, übertragen und verspeichert.
Diese Meßgrößen werden in einem Datensammler gespeichert, und für
statistische Auswertungen mit dem PC weiterverarbeitet.
Technische Daten: 17
- 40 Module Type Siemens M55; monokristallin; 12,5 % Wirkungsgrad
- 17,4 V; 3,05 A pro Modul bei 25 ° C und 1000 W/m 2
- 2120 Wp (Spitzenleistung)
- Pro Strang 5 Module in Serie; 8 Stränge parallel
- Modulneigung 45°; Ausrichtung 13° Südost; ca. 17 m 2 Modulfläche
- Siemens PV - Wechselrichter 2500 W Nennleistung (86 % Gesamtwirkungsgrad)
- Wirkungsgrad der gesamten Anlage ca. 8,5 %
Gemessene und berechnete Betriebsparameter und Kenngrößen (1994):
17 Grazer Stadtwerke AG -Strom, (1994)
- 25 -

Alternative Energiebereitstellung
Sonnenarbeit/Jahr/m 2 : 1276 kWh/ m 2
PV-Arbeit/Jahr:
2118 kWh
Wechselrichter-Arbeit/Jahr: 1808 kWh
Die bisherige Resultate zeigen, daß pro kW p mit ca. 900 kWh nutzbarer Energie
pro Jahr gerechnet werden kann. Die Investitionskosten für ein kW p liegen noch
zwischen 150.000 und 200.000 öS, so daß die Stromgestehungskosten aus PV
deutlich über den Strompreisen liegen.
Langfristig ist mit einer Reduktion der Anlagekosten zu rechnen, die neben lukrativen
Einspeisebedingungen zu einem gewissen Einsatz der PV in Graz führen
kann.
5.2 Energie und Emissionen
Im moderaten Szenario wird für das Jahr 2010 mit einer installierten Leistung von
ca. 500 kW p ausgegangen (1000 kW p im forcierten Szenario). Nach dem heutigen
Kostenstand wäre dafür ein Investitionsvolumen von mindestens 75 bzw. 150 Mio.
öS erforderlich. Die Jahresstromproduktion würde dabei 0,45 bis 0,9 GWh betragen.
Eine GWh entspricht ca. 2 Promille des „kalorischen Stromeinsatzes“ in
Graz.
Wird davon ausgegangen, daß kalorisch erzeugter Strom substituiert wird, dann
ergeben sich folgende Emissionsreduktionen:
Photovoltaik
[t/a] moderat forciert
SO 2 0,44 0,89
NO 2 0,46 0,93
HC 0,00 0,01
CO 0,03 0,06
Staub 0,03 0,05
CO 2 362 723
Tabelle 17: Emissionsreduktion durch Substitution fossiler Energieträger
- 26 -

Photovoltaik
t/a
1,00
0,90
0,80
0,70
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0
SO 2 NO 2 HC CO Staub CO 2 x 1000
moderat
forciert
Abbildung 4: Emissionsreduktion durch den Einsatz von Photovoltaik-
Anlagen
Die Emissionsreduktionen von Cl, HCOH, F, Pb, Cd und BaP bewegen sich in einer
Größenordnung von 0,00 - 0,01 t/a.
- 27 -

Alternative Energiebereitstellung
6 Solare Fern- und Nahwärme
Wirtschaftlich sinnvolle Möglichkeiten zur Nutzung der Sonnenenergie bestehen
derzeit vor allem bei der Beheizung von Gebäuden und der Bereitstellung von
Niedertemperatur-Wärme. Für die aktive thermische Nutzung der Sonnenenergie
im Nieder- und Mitteltemperaturbereich werden Kollektoren verwendet, die je
nach Aufbau, verwendeter transparenter Abdeckung und Absorbermaterial unterschiedliche
Eigenschaften aufweisen.
In diesem Bericht wird nur der Netzbetrieb behandelt, da die Solarenergienutzung
für Warmwasser und teilsolares Heizen bereits im KEK-Bericht Nr. 10 ausführlich
beschrieben wurde.
Thermische Solarenergie kann auch zur Bereitstellung der Fernwärme im Sommer
und zur Versorgung von solaren Nahwärmeinseln verwendet werden. Derzeit
liegt die benötigte FW-Leistung im Sommer (Warmwasser) bei ca. 8 MW, die über
Steamblocks (ohne KWK) erzeugt werden. Der Einsatz von Sonnenkollektoren
zur sommerlichen FW-Bereitstellung erscheint daher besonders sinnvoll, wenn
von einer weiteren Zunahme des Sommerabsatzes auf 10 bis 15 MW bis 2010
ausgegangen wird.
Für zentrale Solaranlagen haben sich beispielsweise die Fernwärmegenossenschaften
Deutsch Tschantschendorf und Bildein im Südburgenland entschlossen,
während weitere Orte die Realisierung überlegen. Deutsch Tschantschendorf
stellt das erste Biomassefernwärmenetz dar, in das Solarenergie eingespeist wird.
Die Anlage ist seit November 1994 in Betrieb 18 .
18 Holter, C., Geiger, H., (1995)
- 28 -

Solare Fern- und Nahwärme
6.1 Anlagenbeschreibung von Deutsch Tschantschendorf
Kernstück der Anlage sind 325 m 2 Gluatmugl-Sonnenkollektoren. Diese liefern die
Energie über einen Rohrbündelwärmetauscher an zwei Pufferspeicher mit insgesamt
34 m 3 , aus denen dann der Netzbedarf gedeckt wird.
Verbraucherseits sind groß dimensionierte Warmwasserboiler vorhanden. Die Beladung
der Warmwasserboiler erfolgt alle zwei Tage mittels des bestehenden
Fernwärmerohrnetzes an die Hausübergabestation. Dadurch gelingt eine erhebliche
Reduzierung der Leitungsverluste, die bei Dauerbetrieb auftreten würde.
Technische Beschreibung:
Sämtliche Komponenten des Systems sind auf die Solarenergienutzung und den
Schwachlastbetrieb des Netzes im Sommer ausgelegt.
Da die Vorlauftemperatur im Heiznetz zur Warmwasserbereitung ca. 65°C betragen
muß, treten beim Kollektor viel höhere Arbeitstemperaturen als bei normalen
Warmwasseranlagen auf. Daher wurde die Kollektordämmung auf 7 cm erhöht,
wodurch der k-Wert auf 3,0 W/m 2 K gesenkt wird. Als Verglasung wurde ein eisenarmes
glattes Solarglas (G-Wert 0,92) gewählt.
Ertrag:
Die Anlage soll im Sommer nahezu den gesamten Wärmebedarf abdecken, und
damit das Anfahren der Hackschnitzelheizung in einem extremen Schwachlastbereich
(und die damit verbundenen höheren Emissionen) ersparen.
Aus den Netzverlusten und den Normverbrauchsdaten ergibt sich ein mittlerer
täglicher Energiebedarf von etwa 660 kWh. Diese Energiemenge wurde bereits
an schönen Tagen Anfang März von der Anlage geliefert, im April konnten bis zu
900 kWh Solarertrag beobachtet werden. Daher ist der erforderliche Sommerertrag
der Anlage durchaus zuzutrauen.
Bestehende Solaranlagen bei Fernwärmenetzen in Dänemark und Schweden sind
so ausgelegt, daß sie an schönen Tagen im Sommer die gesamte Last übernehmen
können. An Tagen mit bewölktem oder schlechtem Wetter werden konventionelle
Brennstoffe als Nachheizung eingesetzt. In der Übergangszeit und im Winter
kann die Solaranlage eine Anhebung der Rücklauftemperatur des Nahwärmenetzes
bewirken.
- 29 -

Alternative Energiebereitstellung
Als jährlicher Energieertrag sind etwa 128.000 kWh zu erwarten, das sind knapp
393 kWh/m 2 , die in das Wärmenetz eingespeist werden können.
Emissionsreduktionen:
Die gesamte Umweltentlastung der Anlage bewirkt im Verhältnis zu den vorher
verwendeten Brennstoffen folgende Emissionsreduktionen:
Emissionen
t/a
CO 2 200
SO 2 0,45
NOx 0,25
Staub 0,18
Tabelle 18: Emissionsreduktionen durch die Anlage Deutsch Tschantschendorf
Kosten:
Die Kosten für die Anlage inklusive Pufferspeicher, anteiligen baulichen Investitionen
für umbauten Raum der Speicher, Planung und Meß- und Regelungstechnik
betragen etwa 2 Mio. Schilling. Die Kosten des dachintegrierten Kollektors liegen
bei 2300.- pro m 2 inklusive interner Verschaltung und Versprengelung, die des
Solarkreises inklusive Wärmetauscher, Doppelpumpe und Sicherheitseinrichtungen
bei 3100.- pro m 2 . Die Gesamtkosten der Anlage betragen daher ca. 6000.-
pro m 2 .
6.2 Schema der Anlage der Stadtwerke Göttingen AG 19
Im Jahre 1993 sind im Rahmen des deutschen Pilotprojekts zur Nutzung großer
Kollektorfelder „Solare Nahwärme Göttingen“ im Heizkraftwerk der Stadtwerke
Göttingen AG zwei thermische Solarkollektoren installiert worden:
19 ARGE Erneuerbare Energie, (1993)
- 30 -

Solare Fern- und Nahwärme
• Eine in das Dach integrierte Flachkollektoranlage (Wärmeträger Glykol / Wasser),
deren Wärme in den Rücklauf des Nahwärmeversorgungsnetzes eingespeist
wird.
• Ein vor die Südostfassade montiertes Luftkollektorsystem, das die Verbrennungsluft
der konventionellen Heizkessel vorwärmt.
Die Stadtwerke Göttingen AG betreiben seit 1960 ein Heizkraftwerk mit Kraft-
Wärme-Kopplung zur Fernwärme- und Stromerzeugung. Aufgrund der wärmeorientierten
Fahrweise des Heizkraftwerkes ist der Betrieb in Kraft-Wärme-Kopplung
nur auf die Heizperiode beschränkt, in den Sommermonaten wird lediglich thermische
Energie bereitgestellt.
Bei einem angenommenen Kollektorertrag von 365 kWh/m 2 a kann jährlich ein
Erdgas-Äquivalent von 29.000 m 3 substituiert werden und die CO 2 Reduktion beträgt
jährlich 58.000 kg.
Aufgrund des einfachen Systemkonzeptes bei der solaren Nahwärmeeinspeisung
und der weitgehenden Ausnutzung der Kostendegressionseffekte von Großanlagen
konnten spezifische Kosten für die installierte Kollektoranlage von 4500.- pro
m 2 erzielt werden. Dies entspricht einem Solareinspeisebetrag von ca. 1,50.-
/kWh.
6.3 Energie und Emissionen
Im moderaten Szenario wird für das Jahr 2010 von einer erzeugten Wärmemenge
von ca. 7 GWh pro Jahr ausgegangen (ca. 22 GWh im forcierten Szenario), die in
ein Fernwärmenetz eingespeist werden könnte.
Geht man von einem Energiegewinn von 400 kWh/m 2 a aus, wäre im moderaten
Szenario eine Kollektorfläche von ca. 17.500 m 2 nötig (im forcierten Szenario
55.000 m 2 ). Bei Gesamtkosten von ca. 6000.- pro m 2 muß man mit Investitionskosten
von 100-300 Millionen Schilling rechnen.
Wird davon ausgegangen, daß Fernwärme, die durch fossile Energieträger erzeugt
wird, durch solar erzeugte Wärme substituiert wird, ergeben sich folgende
Emissionsreduktionen:
- 31 -

Alternative Energiebereitstellung
Solare Fernwärme
[t/a] moderat forciert
SO 2 0,30 1,10
NO 2 0,80 2,50
HC 0,01 0,04
CO 0,01 0,04
Staub 0,02 0,08
CO 2 660 2.200
Tabelle 19: Emissionsreduktion durch den Einsatz solarer Großanlagen
3,00
2,50
t/a
2,00
1,50
1,00
moderat
forciert
0,50
0
SO 2 NO 2 HC CO Staub CO 2 x 1000
Abbildung 5: Emissionsreduktion durch den Einsatz solarer Großanlagen
Aufgrund der Fernwärmeerzeugung in den Steamblocks im Sommer wird die
CO 2 -Emissionsreduktion eher größer ausfallen als hier angegeben.
- 32 -

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
7 Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
7.1 Begriff
Kraft-Wärme-Kopplung ist die „gleichzeitige Gewinnung" von mechanischer Arbeit
und nutzbarer Wärme aus anderen Energieformen mittels eines thermodynamischen
Prozesses in einer technischen Anlage. Die mechanische Arbeit wird in der
Regel unmittelbar in elektrische Energie umgewandelt. Die technische Anlage ist
das Heizkraftwerk. Der thermodynamische Prozeß benötigt Wärme hoher Temperatur,
die mit einem Energieträger erzeugt wird. Der hohe Temperaturanteil der
Wärme wird über Turbine und Generator zur Stromerzeugung, der niedrige Temperaturanteil
zur Bereitstellung von Heizwärme genutzt. Bei diesem Prozeß wird
die Stromerzeugung in geringem Umfang reduziert.“ 20
7.2 Einleitung
Viele Betriebe brauchen Kraft und Wärme, aber oft nicht in dem Verhältnis und in
dem zeitlichen Profil, wie sie von Industriekraftwerken bereitgestellt werden. Oft
wird deshalb nur Prozeßwärme im Betrieb erzeugt und Strom zugekauft. Hier sollten
im Zuge der Erneuerung der Dampfkesselanlagen Kraft-Wärme-
Kopplungsanlagen zum Einsatz kommen. Die kombinierte Erzeugung thermischer
und elektrischer Energie im Kleinabnehmerbereich (Hallenbäder, Krankenhäuser,
Wohnbauten, Supermärkten, Kläranlagen, Kasernen, öffentl. Gebäuden, kleine
Nahwärmenetze etc.) sind heute noch unüblich. Die Weiterentwicklung der
BHKW-Technik für diese Anwendungsbereiche der letzen Jahre hat aber eine gute
Voraussetzung für einen zukünftig verstärkten Einsatz geschaffen. Besonders
BHKW in Verbindung mit Absorptionskältemaschinen (Büros, Krankenhäuser,
Kaufhäuser, etc.) bieten sich heute als geeignete Einsatzbereiche an. Diese Anlagen
erzeugen im Winter Wärme, im Sommer indirekt Kälte und kommen so auf
20 Minister für Energie, Schleswig-Holstein, (1990), KWK
- 33 -

Alternative Energiebereitstellung
7000 Jahresbetriebsstunden. Somit wird auch die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen
erreicht, die bei heutigen Energiepreisen oft ein Problem der BHKW-
Technologie darstellt. Bei den Krankenhäusern ist eine ununterbrochene Stromversorgung
(USU) immer vorzusehen. Hier kann das BHKW als Notstromaggregat
fungieren und stellt somit auch eine Investitionseinsparung dar.
Im Industriebereich sollte eine Dimensionierung nach dem Strombedarf vorgenommen
werden, da die Heizwärme betriebswirtschaftlich eine untergeordnete
Rolle spielt. Bei der Anlagenkonzeption ist darauf zu achten, daß das BHKW in
erster Linie den Prozeßwärmebedarf mit geringem Temperaturniveau (< 100 °C)
versorgt.
7.2.1 Leistungsbereich und Lebensdauer
Der übliche Leistungsbereich der KWK-Anlagen liegt bei 0,5 bis 3 MW el. , die Lebensdauer
bei ca. 15 bis 20 Jahren.
7.2.2 Wirkungsgrad
ca. 50 % thermisch und 35 % elektrisch.
7.2.3 Erzeugbarer Strom bzw. Wärme in einem BHKW
Aus einer Studie über BHKW`s in Graz 21 geht hervor, daß die Verhältniszahl von
erzeugbarer Wärme zu erzeugbarer elektrischer Energie folgendermaßen aussieht:
Verhältniszahl = Strom min / Wärme = 123 GWh elektr. / 219 GWh therm. = 0,56
Verhältniszahl = Strom max / Wärme = 151 GWh elektr. / 219 GWh therm. = 0,69
Verhältniszahl = Strom mittel / Wärme = 137 GWh elektr. / 219 GWh therm. = 0,625
21 Rainer, C., u.a., (1995)
- 34 -

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
Durch einen unterschiedlichen Brennstoffeinsatz kann die Größe der erzeugten
elektrische Energie bei gleichbleibender thermischer Energie variiert werden. In
den Berechnungen wurde deshalb mit einer gemittelten Verhältniszahl gerechnet.
7.2.4 Auswahlkriterien für den sinnvollen Einsatz eines BHKW 22
− Vorhandener Erdgas-Anschluß
− Gleichzeitiger Verbrauch von Wärme und Strom
− Einspeisemöglichkeit ins öffentliche Stromnetz, bei einer Stromproduktion über
den Eigenbedarf hinaus
− Minimale elektrische Leistung der Anlage: >300 [kW el ]; entsprechende minimale
Wärmeleistung: >600 [kW th ].
− Vollaststundenzahl der KWK-Anlage: >4000 [h/a]
− Überprüfung des Prozesses auf die Anwendbarkeit von KWK-Technologien:
Maximales Temperaturniveau der Nutzwärme: 400 - 500 [°C]
Konstanter Wärmebedarf über den Tag
7.3 Szenarien
Hier wird in zwei Szenarien (moderat - forciert) der CO 2 -Ausstoß von einem gasbetriebenem
BHKW mit drei anderen Varianten verglichen. Der durch das BHKW erzeugbare
Strom wird in diesen drei Varianten durch elektrische Energie vom Netz ersetzt. Hierfür
kann der Emissionsfaktor des Grazer Strommixes eingesetzt werden. Die Wärme wird
einmal mit Kohle, einmal mit Öl und einmal mit einem Mix 70 % Gas und 30 % Fernwärme
erzeugt. Damit ergeben sich aufgrund der unterschiedlichen Emissionsfaktoren
verschiedene Schadstoffemissionen pro Variante.
22 Rainer, C., u.a., (1995)
- 35 -

Alternative Energiebereitstellung
Die Annahmen, die den beiden Szenarien zugrunde liegen, sind in der Tabelle 20
dargestellt:
Szenario moderates Szenario forciertes Szenario
Kleinanlagen 2 x 500 KW el 5 x 500 KW el
mittelgroße Anlagen 2 x 1000 KW el 5 x 1000 KW el
Großanlagen 2 x 3000 KW el 5 x 3000 KW el
Anzahl der Anlagen 6 Anlagen 15 Anlagen
Gesamte erzeugbare elektrische
Energie
9000 KW el 22.500 KW el
Gesamte erzeugbare Wärme:
14.400 KW therm 36.000 KW therm
Q therm.
Tabelle 20: Szenarien für BHKW´s in Graz
Für die oben dargestellten Szenarien ergeben sich folgende Werte:
Szenario in MWh moderat forciert
erzeugte elektr. Arbeit 40.500 101.250
erzeugte Wärme 64.800 162.000
eingesetze Energie 123.882 309.706
Tabelle 21: Elektrische Arbeit und thermische Wärme in MWh im moderaten
und forcierten Szenarios
Graphisch dargestellt wird dieser Sachverhalt nur für das moderate Szenario abgebildet,
für das forcierte Szenario gilt jedoch dieselbe proportionale Aufteilung.
- 36 -

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
140000
120000
MWh
100000
80000
60000
eingesetzte Brennstoffenergie
erzeugte Wärme
erzeugte elektr. Arbeit
40000
20000
0
Energieerzeugung
Energieverbrauch
Abbildung 6: Eingesetzte und erzeugbare Energie des moderaten Szenarios
in MWh
Die Differenz zwischen der gewonnenen und der eingesetzten Energie stellt den thermischen
Verlust von ca. 15 % dar.
7.3.1 CO 2 -Emissionen
Die Emissionsfaktoren für CO 2 wurden der Energiebilanz 23 entnommen und mit der zu
erzeugenden Energiemenge multipliziert, wobei die unterschiedlichen Nutzungsgrade
ebenfalls berücksichtigt wurden. Der CO 2 - Ausstoß und die Differenz zum BHKW der
drei Varianten sind in den folgenden Tabellen dargestellt.
23 Ahamer, G., Lesch, K.H., (1995)
- 37 -

Alternative Energiebereitstellung
CO 2 -Emissionen in t / a moderat forciert
70 % Gas, 30 % Fernwärme / Strom 21.441 41.816
Öl /Strom 32.118 80.294
Kohle / Strom 45.004 112.509
BHKW mit Gasfeuerung 23.166 57.915
Tabelle 22: CO 2 -Emissionen der verschiedenen Varianten im Verhältnis zum
BHKW
Damit ergeben sich folgende CO 2 - Einsparpotentiale der betrachteten Varianten
gegenüber einem BHKW:
CO2-Emissionen in t / a moderat forciert
Differenz zu Gas - FW / Strom 1.725 16.099
Differenz zu Öl / Strom -8.952 -22.379
Differenz zu Kohle / Strom -21.838 -54.594
Tabelle 23: CO 2 - Einsparpotentiale der untersuchten Varianten gegenüber
einem BHKW mit Gasbefeuerung
- 38 -

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
CO2-Emissionen
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
70 % Gas, 30 % Fernwärme / Strom
Öl /Strom
Kohle / Strom
BHKW mit Gasfeuerung
20.000
0
moderat
forciert
Abbildung 7: CO 2 -Emissionen der 4 Varianten in t/a
Daraus kann ersehen werden, daß in Graz eine Errichtung eines BHKW´s nur
dann sinvoll ist, wenn damit eine Öl - oder Kohleheizung ersetzt werden kann.
Wenn die benötigte Wärme aus KWK-Anlagen (Fernwärme) oder durch Gasheizungen
bereitgestellt wird und der Strom wie im Falle von Graz zum Großteil aus
Wasserkraft gewonnen wird ist ein Einsatz von BHKW´s auf Gasbasis nicht sinnvoll.
Hierfür wäre ein Einsatz von Biomasseanlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung
ideal.
7.3.2 Andere Schadstoffemissionen:
Die Unterschiede der Schadstoffemissionen der betrachteten Varianten sind gesondert
für das moderate und forcierte Szenario dargestellt. Die Emissionsfaktoren
für das BHKW wurde laut Angaben von Ferngas eingesetzt. Die restlichen
Emissionsfaktoren wurden der Energiebilanz 24 entnommen.
24 Ahamer, G., Lesch, K.H., (1995)
- 39 -

Alternative Energiebereitstellung
moderates Szenario
in t/a
BHKW auf
Gasbasis
Strom/Öl Strom/Kohle
Strom/FW+Gas
CO 12.150 5.452 59.312 2.573
NOx 33.615 58.170 89.529 35.738
Staub 0 7.122 28.121 526
SO2 0 171.504 229.208 8.977
HC 292 3.488 7.554 556
Tabelle 24: Schadstoffemissionen des moderaten Szenarios in t /a
forciertes Szenario
in t /a
BHKW auf
Gasbasis
Strom/Öl Strom/Kohle Strom/FW+Gas
CO 30.375 13.629 148.281 6.433
NOx 84.038 145.426 223.822 89.345
Staub 0 17.806 70.302 1.316
SO2 0 428.759 573.019 22.443
HC 731 8.720 18.885 1.389
Tabelle 25: Schadstoffemissionen des forcierten Szenarios in t /a
- 40 -

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
Schadstoffemissionen - moderat
t / a
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
BHKW auf Gasbasis
Strom/Öl
Strom/Kohle
Strom/FW+Gas
0
CO NOx Staub SO2 HC
Abbildung 8: Vergleich der Schadstoffemissionen für das moderate Szenario
in t / a
Schadstoffemissionen - forciert
600.000
500.000
t / a
400.000
300.000
200.000
100.000
BHKW auf Gasbasis
Strom/Öl
Strom/Kohle
Strom/FW+Gas
0
CO NOx Staub SO2 HC
Abbildung 9: Vergleich der Schadstoffemissionen für das forcierte Szenario
in t / a
- 41 -

Alternative Energiebereitstellung
7.4 Schlußfolgerungen
Ein Einsatz eines Blockheizkraftwerkes bringt neben großen CO 2 -Reduktionen
(gegenüber Kohle ca. 49% und gegenüber Öl ca. 28 %) auch einen gänzlichen
Wegfall von SO 2 - und Staub- und einen fast gänzlichen Wegfall der HC-
Emissionen. Die NO x -Emissionen können gegenüber Kohlefeuerungen um ca.
63% und gegenüber Ölfeuerungen um ca. 42 % reduziert werden. Nur die CO-
Emissionen sind bei BHKW`s etwas höher als bei der Gas-Fernwärme und Ölvariante.
Diese Erhöhung der CO-Emissionen kann durch die Einrechnung des E-
missionsfaktors für den Strommix erklärt werden. Gegenüber der Kohlefeuerung
sind auch beim CO Emissionsreduktionen von ca. 80 % erreichbar.
- 42 -

Zusammenfassung
8 Zusammenfassung
Neben den großen bedarfsseitigen Potentialen (KEK-Berichte 10 -13) bestehen
auch auf der Angebotsseite noch beträchtliche Potentiale zur Reduktion der CO 2 -
Emissionen. Durch eine forcierte Umsetzung aller angebotsseitigen Maßnahmen
zur Bereitstellung von Fernwärme und Srom können die Grazer CO 2 -Emissionen
um rund 10% oder 162.000 t/a reduziert werden. Das sind 50 % der im Jahr 1993
durch die Fernwärme- und Stromproduktion verursachten 335.000 t. Die größten
Beiträge dazu leisten Wasserkraft und Biomasse mit einem Anteil am Potential
von 59% bzw. 23%. Die Aufteilung der Potentiale ist in der Tabelle 26 dargestellt.
CO 2- Reduktion
[t/a] moderat forciert
Wasserkraft 48.000 96.000
Biomasse 13.000 38.000
Biogas 1.570 2.860
Photovoltaik 360 720
Sol. Fernwärme 660 2.200
KWK-Anlagen 9.000 22.400
Summe 72.590 162.180
Tabelle 26: CO 2 -Reduktion durch alternative Energiebereitstellung im Jahr
2010
Durch die hier dargestellten Maßnahmen wird der Endenergieeinsatz nicht beeinflußt.
Bei der konkreten Umsetzung dieser Potentiale sollte aber auch auf die bedarfsseitigen
Optionen geachtet werden, d.h. im Sinne einer nachhaltigen Entwicklung
sollen zuerst die Stoff- und Energieströme minimiert werden, um dann einen möglichst
großen Teil durch erneuerbarer Energieträger bereitzustellen.
- 43 -

Alternative Energiebereitstellung
Vor der Realisierung angebotsseitiger Maßnahmen soll in einem LCP-Verfahren
geklärt werden, ob eventuell wirtschaftlichere bedarfsseitige Optionen zur Verfügung
stehen.
Die angebotsseitigen Möglichkeiten vergrößern vor allem den Handlungsspielraum
zur Erreichung der Ziele.
Die CO2-Reduktion der erneuerbaren Energieträger (ohne KWK-Anlagen) ist in
Abbildung 10 dargestellt.
CO2-Emissionsreduktion
140.000
120.000
100.000
t/a
80.000
60.000
Sol. Fernw ärme
Photovoltaik
Biogas
Biomasse
Wasserkraft
40.000
20.000
0
moderat
forciert
Szenarien
Abbildung 10: CO 2 -Reduktion durch Einsatz erneuerbarer
Energie im Jahr 2010 auf der Angebotsseite
- 44 -

Literatur
9 Literatur
Ahamer, G., Lesch, K.H., (1995), Kommunales Energiekonzept Graz, Energieund
Emissionsbilanz Graz für die Jahre 1987 & 1993, KEK-Bericht Nr. 6, Amt für
Umweltschutz, Magistrat Graz.
ARGE Erneuerbare Energie, (1993), Solare Großanlagen, Gleisdorf/Graz.
ARGE KW Puntigam, (1993), KW Puntigam, Wasserrechtliches Vorprüfungsverfahren,
Grazer Stadtwerke AG, Steg, Steweag, Graz.
Graf, W. (1994), Biogas für Österreich, ÖH Wien.
Grazer Stadtwerke AG-Strom, (1994), Projektbeschreibung der Photovoltaikanlage,
Graz.
Halozan, H. (1995), Rationelle Energienutzung, Institut für Wärmetechnik, TU
Graz.
Hofer, L. (1995), Biomasseanlagen, Diplomarbeit, TU Graz.
Holter, C., Geiger, H., (1995), Erste Solarenergieeinspeisung in ein Biomassefernwärmenetz
in Österreich, SOLID GmbH, Graz.
Jungmeier, G., (1993), Kosten der CO 2 -Reduktion durch Solartechnologien, Diplomarbeit,
Institut für Verfahrenstechnik, TU Graz
Minister für Energie, Schleswig-Holstein, (1990), KWK
Österreichische Draukraftwerke AG, (1995), Projektbeschreibung St. Andrä und
Zeltweg, Klagenfurt.
Rainer, C., u.a., (1995), Kommunales Energiekonzept Graz, Dezentrale Kraft-
Wärme-Kopplung - Analyse der Potentiale in Graz, KEK-Bericht Nr.18,
Rohracher, H., Simetzberger, A., (1995), Raumwärme und Warmwasser, Maßnahmenanalyse
und Potentiale in Graz, KEK-Bericht Nr. 10, Magistrat Graz, Amt
für Umweltschutz.
- 45 -

Alternative Energiebereitstellung
Scheuer, H. (1995), Biomasse-Fernwärme Steiermark-Daten, Landesenergieverein
Steiermark, Graz.
Steweag, (1995), Vorstellung des Projektes Tina im Rahmen des KEK Graz,
Graz.
- 46 -