In der vorliegenden Arbeit wird anhand eines Modellnetzes, das die wichtigsten Systemelemente der Ferngasversorgung enthält, das Zusammenwirken der einzelnen Elemente und der Umwelt untersucht. Insbesondere soll dabei die Temperaturdynamik im System und dessen Wechselwirkung mit der Umgebung berücksichtigt werden.

Durch die europaweite Liberalisierung der Strommärkte entsteht ein zunehmend liquider Binnenmarkt für Strom. Auf einem liberalisierten Markt ist ein enger Zusammenhang zwischen Preisen und Grenzkosten zu erwarten, diese werden in der Stromerzeugung im wesentlichen durch den Einsatz von Primärenergieträgern verursacht. Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wird das German Electricity Market Model (GEMM) vorgestellt, das den deutschen Strommarkt in seiner Interaktion mit den Strommärkten anderer europäischer Staaten modelliert. In GEMM werden Stromangebot und -nachfrage verschiedener europäischer Regionen genauso wie die Transportkapazitäten zwischen diesen Regionen über mehrere Zeitschritte abgebildet und in ein lineares Optimierungsproblem übersetzt. Mit Hilfe einer Optimierungsrechnung können anschließend die Auswirkungen von Veränderungen der Preise der Energieträger Steinkohle, Erdgas und Heizöl auf den Strompreis sowie den Stromaustausch der abgebildeten Regionen simuliert und interpretiert werden.

Die Entwicklung liberalisierter Strommärkte bis hin zum Handel an Kassa- und Terminbörsen wird anhand der Beispiele der USA, Skandinaviens und Deutschlands dargestellt. Wesentliche Merkmale ausländischer Strommärkte lassen sich auf den seit 1998 liberalisierten deutschen Markt übertragen. Kern der Arbeit ist die Gestaltung eines Preisrisikomanagementkonzeptes für den Strommarkt. In diesem Zusammenhang wird der Cost-of-Carry-Ansatz zur Bewertung von Warentermingeschäften um eine Komponente des thermischen Wirkungsgrades von fossilen Kraftwerken ergänzt und somit eine Übertragbarkeit des Konzeptes auf den Strombereich vorgeschlagen. Da die Kenntnisse der Preisprozesse für das Risikomanagement im Strombereich unverzichtbar sind, wird eine Analyse der Spotpreise an der Leipziger Strombörse durchgeführt.

Vor dem Hintergrund zunehmender Wärmedämmmaßnahmen im Wohnungsbau, das heißt sinkender Heizlasten, und gleichzeitigem Bestreben nach Netzausbau und –verdichtung steht die Fernwärmeversorgung neuen Problemstellungen gegenüber. Es gilt Lösungsansätze für das Spannungsfeld niedriger Liniendichten, steigender Brennstoffpreise und der Forderung nach erneuerbaren Energien in der Wärmeversorgung zu entwickeln. Die vorliegende Arbeit untersucht in einer vergleichenden Simulationsstudie diverse Fahrweisen der Fernwärmeversorgung auf unterschiedlichen Temperaturniveaus. Befindet sich die Fernwärmevorlauftemperatur unter der aus Gründen des Legionellenschutzes notwendigen Temperatur der Trinkwassererwärmung, erfolgt eine dezentrale Nacherwärmung. Diese geschieht innerhalb der sogenannten LowEx-Fahrweise mittels elektrischen Heizstabs oder einem Wärmepumpen-Speicherladesystem mit Wärmequelle Fernwärme. Als Referenzsysteme finden die als Konventionelle-Fahrweise mit Speicherladesystem und die als Niedertemperatur-Fahrweise mit Wohnungsanschlussstation im Durchflussprinzip bezeichneten Betriebsweisen Anwendung. Neben der Senkung der Netzwärmeverluste und ggf. einer Steigerung der Erzeugungswirkungsgrade ermöglicht die LowEx-Fahrweise die dezentrale Einspeisung von Abwärme oder erneuerbaren Energien bei effizientem Betrieb der Energiebereitstellungsanlagen. Das Fernwärmenetz dient damit der gekoppelten Wärmeversorgung und auch Wärmeentsorgung. Beispielhaft wird die Abwärmeeinspeisung von Klimakälteprozessen mit sowohl Kompressionskälteanlagen als auch Absorptionskältenlagen untersucht. Anhand Solarthermie wird das Für und Wider der Einspeisung erneuerbarer Energien hinsichtlich der Senkung des Primärenergiebedarfs und der Verdrängung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen diskutiert. Die Analysen erfolgen mit Hilfe modifizierter und neu entwickelter Modelle in der Simulationsumgebung TRNSYS-TUD.

Im Rahmen der Energiewende vollzieht sich die Abkehr von einer zentralisierten Energieversorgung mit weitgehend fossilen Kraftwerken hin zu einem dezentral organisierten System mit vorrangig erneuerbaren Energien. In diesem zukünftigen durch erneuerbare Energien dominierten Energiemarkt, nimmt die Photovoltaik (PV) aufgrund ihrer technologischen Eigenschaften eine besondere Stellung ein. Einer umfassenden Nutzung der Photovoltaik standen in der Vergangenheit hohe Investitionskosten entgegen. Der globale Auf- und Ausbau von Produktionskapazitäten zur Fertigung von PV-Anlagen und damit einhergehende Lernkurveneffekte haben im Zeitverlauf zu einer deutlichen Kostenreduktion für PV-Anlagen geführt. Die vormalige Kostenintensität von PV-Anlagen hat zur Entwicklung des klassischen Ansatzes zur Netzparität der Photovoltaik, als Maß deren Wettbewerbsfähigkeit, geführt. Der Ansatz stellt auf den Vergleich von Stromgestehungskosten einer neu installierten PV-Anlage eines Haushalts mit dessen Strombezugskosten aus dem öffentlichen Stromnetz ab. Sowohl die Gegenüberstellung von Kosten und Preisen als auch der Fokus lediglich auf private Haushalte schränken die Anwendbarkeit des Ansatzes ein und bilden den Hintergrund dieser Arbeit. Basierend auf einer umfassenden Literaturrecherche bestehender Paritätsbegriffe erfolgt eine Neudefinition des Ansatzes der Netzparität der Photovoltaik, die eine aussagekräftige Bewertung der Wettbewerbsfähigkeit dieser Technologie erlaubt. Wettbewerbsfähigkeit ist gegeben, wenn sich der Einsatz der Photovoltaik kostensenkend auf die Gesamtkosten der Stromproduktion des Energiemarkts auswirkt. Die allgemeine Anwendbarkeit des Ansatzes auf weitere Energieerzeugungstechnologien, regional und zeitlich unabhängig, gilt als wesentliche Bedingung der Entwicklung des Paritätsansatzes. Hierfür werden die Kriterien reine Kostenorientierung, Betrachtung des gesamten Lebenszyklus von Energieerzeugungsanlagen, Anlagenbetrieb im technologischen Optimum und Vergleichsbasis im Energiemix definiert. Unter Zuhilfenahme eines Energiemarktmodells erfolgt die theoretische Darstellung des novellierten Paritätsansatzes. Netzparität der Photovoltaik im Ansatz dieser Arbeit liegt vor, wenn PV-Anlagen im Rahmen ihrer Nutzungsdauer eine Kostensenkung im Energiemix bewirken. Das bedeutet, dass der Saldo aus Stromgestehungskosten von PV-Anlagen eines Installationsjahrs und dem Energiemix über deren Nutzungsdauer positiv ist. Im Ergebnis des novellierten Ansatzes wird festgestellt, dass der jeweils in einer Region vorliegende Energiemix die Wettbewerbsfähigkeit von Stromerzeugungstechnologien wie der Photovoltaik determiniert. Externe Eingriffe wie eine Begrenzung der Anlagennutzungsdauer, führen generell zu höheren Kosten im Energiemix. Weiterhin zeigt sich, dass für den Standort Deutschland PV-Anlagen ab 2035 die Bedingungen der Netzparität erfüllen und entsprechend im nationalen Energiemix kostenmindernd wirken. Die Neudefinition des Ansatzes zur Netzparität als kostenbasiertes, langfristorientiertes und technologieneutrales Modell stellt ein Planungsinstrument dar, das die Umsetzung politischer Ziele wie der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien oder die Reduktion von CO2-Emissionen kostenminimal ermöglicht.

Rückläufige Bevölkerungszahlen und Siedlungsflächenwachstum führen zu steigenden Kosten für leitungsgebundene Infrastrukturen. Dies gilt besonders für die Abwasserentsorgung, die in Deutschland überwiegend über die öffentliche Kanalisation erfolgt. Bei Neuerschließung können im Falle geringer Siedlungsdichten dezentrale Abwassersysteme Kostenvorteile gegenüber zentralen Systemen aufweisen. Lassen sich aber durch Dezentralisierung auch Kosten im bereits erschlossenen, von Schrumpfung betroffenen, Siedlungsbestand reduzieren? Um hierauf Antworten zu geben, werden Kosten der Transformation zentraler Abwassersysteme hin zu stärker dezentral angelegten Strukturen berechnet. Am Beispiel eines realen Abwasser-Entsorgungsgebietes wird ein Verfahren entwickelt, das eine Kostenbewertung der schrittweisen Dezentralisierung technischer Abwassersysteme ermöglicht. / Declining populations and an expansion in settlement areas have led to a rise in the cost of pipeline networks for household supply and waste removal. This is particularly true of waste-water removal, which in Germany is primarily managed using public sewage systems. The work at hand tries to give answer to the question, if decentralisation can lower costs in the building stock affected by shrinkage, which is already connected to the waste-water network.