Mehr als eine Idee: Wasserstoff anstelle von Erdgas

Für die einen ist das Gasnetz die Basis für eine CO2-neutrale Wirtschaft. Für die anderen ist es ein Relikt aus dem fossilen Zeitalter, das sie lieber heute als morgen hinter sich lassen möchten. Tatsächlich gibt es für beide Positionen gute Argumente, wie auf der Handelsblatt Jahrestagung Gas 2021 deutlich wurde. Bekannt sind vor allem die Einsparziele für die CO2-Emissionen in den nächsten Jahren. Der Weg dorthin führt in großen Teilen durch unbekanntes Terrain.

Es ist ein Fakt, über den das Mutterland der Energiewende vielleicht lieber hinweg sehen würde: Auch nach über 20 Jahren Förderung der erneuerbaren Energien wird die Energieversorgung in Deutschland wesentlich durch fossile Energien gedeckt. Im ersten Halbjahr 2021 war Erdgas in Deutschland der wichtigste Primärenergieträger, gefolgt von Mineralöl. Strom aus erneuerbaren Energien belegte Platz 3, wobei die Produktion aus Wind im ersten Halbjahr 2021 nach Angaben des Statistischen Bundesamtes um 21 % niedriger als im stürmischeren Vorjahr.

Die Dimension des Gasverbrauchs in Deutschland ist ein Grund, weshalb viele Branchenvertreter davon ausgehen, dass auch in Zukunft weiterhin Gas durch das 511.000 km lange Netz strömen wird. Flexible Gaskraftwerke können die Stromversorgung absichern und so wetterbedingte Produktionsschwankungen der erneuerbaren Energien ausgleichen. Die Sicherheit der Stromversorgung lässt sich derzeit ohne Gas nicht vorstellen.

Heute Erdgas, übermorgen Wasserstoff – und morgen?

Bis 2045 – dem Jahr der Klimaneutralität – ist nicht mehr lange hin, daher lastet auf der Planung der künftig benötigten Infrastruktur ein enormer Zeitdruck. Ludwig Möhring, Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie (BVEG), unterstütze in der Online-Debatte die Zielsetzung einer Klimaneutralität und forderte, die Umsetzung zu gestalten. Er erwartete eine stärkere Elektrifizierung, vermisste aber eine Debatte über die Rolle von Gas im Wärmemarkt und in der Stromerzeugung. Das derzeitige Narrativ ermögliche keinen Weg zu einer Transformation.

Wie die Gasinfrastruktur in Zukunft genutzt werden kann, ist Gegenstand intensiver Diskussionen. In einer dekarbonisierten Wirtschaft soll Erdgas langfristig durch Wasserstoff ersetzt werden, der ebenfalls über ein Pipelinesystem transportiert werden könnte. Ob dieses künftig benötigte Leitungssystem allerdings mit dem heutigen vergleichbar ist, ist noch offen. Denn es lässt sich schwer prognostizieren, in welchem Maße Haushalte und Industriezentren Wasserstoff nutzen werden.

Von Erdgas zu Wasserstoff – mehr als ein Austausch der Moleküle

Wasserstoff, der über einen Elektrolyseur aus erneuerbarem Strom produziert wird, gilt als Königsweg einer künftigen Energiesystems. Klarer Vorteil ist die CO2-freie Energie mit hoher Dichte. Wasserstoff lässt sich ähnlich nutzen wie Erdgas, ist aber als Rohstoff um ein vielfaches teurer und stellt höhere Anforderungen an die Sicherheit. Ob die privaten Verbraucher künftig mit Wasserstoff heizen oder sich preiswertere Alternativen suchen, ist offen. Je nach Einschätzung wird Wasserstoff als Champagner oder Mineralwasser der Energiewende gesehen.

Im Prinzip lässt sich das Gasnetz auch für eine Beimischung von Wasserstoff nutzen. Dadurch lässt sich der Energiegehalt des Gases erhöhen – bei gleichzeitig geringeren CO2-Emissionen. Die bedeutet allerdings einige technische Veränderungen, um den Eigenschaften des Wasserstoffs Rechnung zu tragen.

So benötigt der Transport des trägeren Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas deutlich mehr Energie. Evgeniy Grin, PJSC Gazprom aus St. Petersburg, Russland, erläuterte, dass eine Beimischung von Wasserstoff mehr als viermal soviel Energie benötige, um auf einen Druck von 80 bar zu bekommen. Beimischungen seien auch aus einem anderen Grund problematisch: Viele Kunden benötigten reines Erdgas. Grin warnte zudem vor technischen Risiken von Lekagen, da das Pipelinesystem nicht dafür ausgelegt sei.

Transport von Erdgas und Wasserstoff im Vergleich

Auf der Suche nach Lösungen

Es gibt einige Antworten auf die vielen offenen Fragen des künftigen Energiesystems: Eine Strategie setzt auf maximale Offenheit. Neue Gaskraftwerke sollen grundsätzlich Wasserstoff-Ready sein, d.h. solange Erdgas verfügbar ist, sollen sie mit Erdgas laufen. Steht Wasserstoff zur Verfügung könnten sie auch den Strom aus Wasserstoff erzeugen. Roger Miesen, RWE Generation SE gibt allerdings zu bedenken, dass die Wasserstoffkraftwerke durch eine Wasserstoffpipeline versorgt werden müssten, die es heute noch nicht gebe. Ohnehin sei unklar, ob sich die Investition in ein Gaskraftwerk rechne, wenn dies nur als Back-up für fehlenden Strom aus Photovoltaik und Windanlangen in Betrieb sei.

Jochen Homann, Bundesnetzagentur, betonte die Bedeutung einer gründlichen Planung eines Wasserstoffnetzes. Diese hänge davon ab, wo der Wasserstoff eingesetzt werde. Homann hob die Bedeutung einer systemischen Gesamtschau und von klaren Zielvorgaben hervor, wo der Wasserstoff eingesetzt werden soll. Er berichtete von zahlreichen Projekten zur Produktion von Wasserstoff. Sollten diese alle umgesetzt werden, würde das sogar die erwartete Nachfrage übersteigen.

Bildquellen: Zukunft Gas; Gasprom

www.veranstaltungen.handelsblatt.com/gas/

 

Ein Blick auf die Details: Nachhaltigkeit innerhalb des Gassystems

Andreas Hoffknecht, Geschäftsführer der Energienetze Mittelrhein,  Foto: evm/Matthias Brand

Wenn Gasversorger ihre Strategie sich auf den Klimaschutz ausrichten, ist das weniger sichtbar als der Bau von Wind- und Photovoltaikanlagen zur Stromerzeugung.  Aber auch hier kommen digitale Technologien zum Einsatz und verändern den Betrieb. Im Interview für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Andreas Hoffknecht, Geschäftsführer der Energienetze Mittelrhein, der Netzgesellschaft in der evm-Gruppe, wie das Gasnetz mit Blick auf 2040 weiterentwickelt wird.  

Die Strategie der evm-Gruppe ist eher unauffällig, aber ein Beispiel für die kontinuierliche schrittweise Neuausrichtung:  Der Energieversorger beliefert in den rheinischen Mittelgebirgen Eifel, Hunsrück und Westerwald sowie im Mittelrheintal seine Kunden mit Strom, Gas, Wasser und Telekommunikationsdienstleistungen. Das Unternehmen betreibt  dabei keine repräsentativen Leuchtturmprojekte, sondern passt den Unternehmensalltag sukzessive an die Anforderungen des Klimaschutzes an.

Digitalisierung auf der Montage

Foto: Sascha Ditscher / ditscher.de

Mit den Möglichkeiten der Digitalisierung verändert sich der Unternehmensalltag.  Hoffknecht berichtet von sehr positiven Erfahrungen, Beispielsweise bei der Nutzung von speziellen Helmen für Netzmonteure, die mit Kamera und Display ausgestattet wurden. Dadurch können jüngere Monteure vor Ort  durch ältere Mitarbeiter in der Zentrale unterstützt werden.

Simulation der Druckstufen

Eine Innovation, die die Arbeit grundlegend verändert habe, sei zudem der Aufbau einer Gasnetzsimulation gewesen. Damit ist es möglich, die gesamten rund 6.500 km Leitungen über alle Druckstufen zu simulieren. Durch die Simulation lasse sich bei Veränderungen im Netz schnell abschätzen, ob neue Leitungen erforderlich werden. Bis das neue System genutzt werden konnte hat das Unternehmen innerhalb von vier Jahren Projektarbeit einen sechsstelligen Betrag in die Digitalisierung investiert und die Messungen mit dem TÜV kalibriert. Sehr schnell seien siebenstellige Investitionskosten und sechsstellige jährliche Betriebskosten gespart worden.

Simulation der Druckstufen im Gasnetz, Quelle: evm

BHKW und Biogasanlagen

Die Umsetzung der Energiewende ist in der Unternehmensstrategie seit 20 Jahren sukzessive entwickelt worden. Eine erste Maßnahme sei eine Erdgasentspannungs-turbine und ein nachgelagertes Blockheizkraftwerk gewesen. Die Anlage könne in Zeiten mit geringerem Gasverbrauch wie in den Sommermonaten, elektrische Energie erzeugen und ins Stromnetz einspeisen. Durch die Kopplung kann das Gasnetz ganzjährig mit maximalem Durchsatz gefahren werden, berichtet Hoffknecht.

Ein weiterer Schritt seien Investitionen in  Biogasanlagen  gewesen: In Boppard-Hellerwald ist 2012 die erste Anlage in Betrieb gegangen, erläutert Hoffknecht. Seit 2018 speise eine weitere in der Ortsgemeinde Plaidt ein. Demnächst nehme eine dritte Anlage im Westerwald den Betrieb auf. Als wichtigen strategischen Schritt bewertet Hoffknecht  die Beteiligung an einem Pilotprojekt der Thüga : „Von 2012 bis 2016 haben wir gemeinsam eine Power-to-Gas-Anlage betrieben und Knowhow und Erfahrungen mit dieser Technologie gesammelt. Wenn die Rahmenbedingungen einen wirtschaftlichen Betrieb erlauben, wird auch die evm-Gruppe eigene Power-to-Gas-Anlagen aufbauen.“

Erdgasbusse in Koblenz

Bei der Mobilität ist das Unternehmen ebenfalls aktiv: In Koblenz wurde eine große Erdgastankstelle aufgebaut und seit dem Winterfahrplan 2020/2021 ist auch eine neue Erdgasbusflotte in Betrieb. „In Koblenz wurden zunächst auch Elektrobusse getestet, die aber mit der Tallage der Stadt nicht so gut zurecht kamen. Im Schwerlastverkehr ist Gas auf jeden Fall ökonomisch und ökologisch sinnvoll. Im privaten Bereich wird der Fokus hingegen auf den Elektrofahrzeugen liegen,“ ist Hoffknecht überzeugt.

Heizungsumstellung: Von Öl zu Gas

Die Landbevölkerung in der Region orientiere sich zunehmend in Städte wie Koblenz, Mayen und Montabaur. Das sei in der Erneuerungs- und Erweiterungsstrategie für das Gasnetz 2040 berücksichtigt worden. Ziel sei es,  das Netz weiter zu verdichten. Aus der Umstellung von alten Ölheizungen auf Gasheizungen werde zusätzliche Nachfrage erwartet. Auch wenn nur ein Teil der 60.000 möglichen Kunden ein Gasanschluss beantrage, seien das relevante Größenordnungen, die zu den derzeitigen 180.000 Abnehmern hinzukommen werden.

Gasanschlüsse gefragt

Während es beim Netzausbau im Strombereich viel Widerstand in der Bevölkerung gibt, würden Gasnetze von der Bevölkerung außer bei temporären Baustellen kaum wahrgenommen. Insgesamt ist der Zuspruch sehr hoch. In den 255 Kommunen, die der evm die Konzession erteilt haben, bestehe ein hohes Interesse weitere Bürger anzuschließen, so dass es sogar zu Wartezeiten bei den Anschlüssen komme.

All-Electric-Society ist kein Allheilmittel

Unabhängig von diesen Weiterentwicklungen muss sich das Unternehmen auch die Frage stellen, welche Zukunft Erdgas als fossiler Energieträger hat. Für Hoffknecht ist klar, dass eine All-Electric-Society kein Allheilmittel für die Energiewende ist. In einem Projekt der Deutschen Energie-Agentur (dena) zur integrierten Energiewende sei erarbeitet worden, wie wichtig es ist, technologieoffen an die Energiewende heranzugehen. Gas werde weiterhin im Wärme- und Verkehrssektor benötigt. Im Rahmen der Dekarbonisierung sei klar, dass das klassische Erdgas mittelfristig durch andere synthetische Gase, Biogas und Wasserstoff ersetzt werde.

Der Aufbau eines Wasserstoffnetzes werde in den nächsten Jahren viel Raum einnehmen. Die Bundesregierung habe die Nationale Wasserstoffstrategie vorgegeben und nun müssten die Unternehmen die richtigen Schritte umsetzen. Die Netze seien dabei der Dreh- und Angelpunkt. Die Leitungen seien vorhanden, müssen aber H2-Ready gemacht werden.

Das vollständige Interview ist in EW 2/3 -2021 erschienen.

Bildquelle: evm-Gruppe

http://www.evm.de

 

Gastransporte im Pipelinesystem: Erdgas oder Wasserstoff?

Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe erläutert den Rechtsrahmen für Wasserstoffnetze

Ulrich Ronnacker: Wasserstoff ist ebenso ein Gas wie Erdgas Bildquelle: OGE

Wasserstoff soll ein zentrales Element der Energiewende werden. Aber wer darf diesen überhaupt liefern? Technisch ist der Betrieb von Wasserstoffnetzen durch die Gasnetzbetreiber erprobt, rechtlich bisher aber nicht vorgesehen. Fernleitungsnetzbetreiber wie das Unternehmen Open Grid Europe drängen darauf, ihr Geschäftsfeld erweitern zu dürfen.

Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung bei Open Grid Europe erläutert im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 1/2021 wie sich das deutsche Recht verändern muss, um für die Belieferung mit Wasserstoff eine Netzinfrastruktur aufzubauen. Diese könnte ähnlich dem heutigen Gasnetz Standorte in ganz Europa verbinden.

Wasserstoff aus erneuerbarem Strom – sogenannter grüner Wasserstoff – soll künftig eine CO2-freie Produktion von Gütern des täglichen Bedarfs ermöglichen. In der Chemie- und Stahlindustrie wird bereits mit dem Rohstoff und Energieträger geplant. Heute werden diese Unternehmen durch die Betreiber der Fernleitungsnetze mit Erdgas beliefert. Diese könnten künftig auch Wasserstoff durch ihre Leitungen schicken, wenn es dies die Rechtslage erlauben würde.

Sind Gasnetze automatisch Erdgasnetze?

Bisher ist im Energiewirtschaftsgesetz definiert, dass sich die Tätigkeit der Fernleitungsnetzbetreiber nur auf den Betrieb von Erdgasnetzen erstreckt, kritisiert Ronnacker. Vor gut zehn Jahren, als die entsprechende europäische Erdgasbinnenmarktrichtlinie in deutsches Recht umgesetzt wurde, sei das Thema Wasserstoff noch wenig präsent gewesen. Obwohl die EU vermerkt hatte, dass der Geltungsbereich auch andere Gase einschließe, wurde in der deutschen Formulierung durch die Vorsilbe „Erd“ die Anwendung in Deutschland stark eingeschränkt.

Aus alt mach neu: 450 km Wasserstoffnetz aus überwiegend vorhandenen Leitungen möglich

In der Hoffnung, dass sich die regulatorischen Vorgaben auch auf Wasserstoff erweitern lassen, haben die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Bundesnetzagentur einen Vorschlag für ein Wasserstoffnetz im Jahr 2030 eingereicht: Nach dieser Modellierung könne schon Mitte des Jahrzehnts ein rund 450 km langes Wasserstoffnetz aufgebaut werden. Neu hinzu kämen dabei nur etwa 60 km Wasserstoff- sowie 19 km Erdgasleitungen, um einige Kunden umzuhängen. 90 Prozent des Wasserstoffnetzes könne durch eine Umstellung vorhandener Gasleitungen dargestellt werden.  Wenn der Begriff „Gas“ als Synonym für Erdgas und Wasserstoff verwendet würde, könnte die Bundesnetzagentur die Planungen der Fernleitungsnetzbetreiber für ein „Grünes Gasnetz 2030“ bestätigen.

Grüner Wasserstoff ist quasi eine andere molekulare Form von erneuerbarem Strom – mit dem Vorteil, dass nicht erst das Stromnetz ausgebaut werden müsse, erläutert Ronnacker. Dabei geht es nicht allein um die Versorgung der deutschen Produktionsstandorte. Ein europäischer oder sogar globaler Wasserstoffmarkt bedeute  langfristig wettbewerbsfähige Preise, auf die sich die Industrie einstellen könne.

Mischformen von Wasserstoff und Erdgas im Verteilnetz

Im Unterschied zu reinen Wasserstoffnetzen wird parallel über die Verwendung von Wasserstoff-Erdgas-Mischungen für den Wärmemarkt diskutiert.  Im Gasverteilnetz, das die Heizungsanlagen von Haushaltskunden versorgt, ist nach dem Regelwerk des Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) heute schon einen Wasserstoffanteil von bis zu 10 Prozent erlaubt. Viele Heizungsanlagen funktionieren sogar mit darüber hinausgehenden Wasserstoffanteilen, erläutert Ronnacker.

Ein solche  Wasserstoff-Beimischung für die an das Fernleitungsnetz angeschlossenen sei für Industriekunden hingegen nicht praktikabel. Industrieprozesse benötigten reine Gase, also entweder reinen Wasserstoff oder reines Erdgas, stellt Ronnacker klar. Zudem gebe es im europäischen Verbundsystem für den Gastransport einheitliche Standards für die Reinheit von Erdgas: Deutschland ist ein Transitland für die Lieferung von russischem Gas, das z.B. nach Frankreich, Italien und in die Niederlande fließt. Alle diese Abnehmer vertrauten auf eine gleichbleibende Qualität und eine hohe Versorgungssicherheit. Daher müsse das Fernleitung-Wasserstoffnetz technisch getrennt vom Erdgasnetz betrieben werden.

Machbarkeitsstudie für Modellprojekt  abgeschlossen

OGE hofft, dass sich die Rechtslage bald klärt. Im Projekt GET H2 Nukleus arbeitet das Unternehmen derzeit mit Partnern am Aufbau eines Teilbereiches des Wasserstoffnetzes von Lingen bis ins nördliche Ruhrgebiet. Bestehende Gasleitungen von OGE und Nowega werden auf den Transport von Wasserstoff umgestellt. Das Unternehmen RWE Generation beabsichtigt, über einen Elektrolyseur grünen Wasserstoff zu erzeugen. Kunden sind Evonik im Chemiepark Marl und die BP-Raffinerien in Lingen und Gelsenkirchen-Scholven. Der Zeitplan sieht vor, dass bereits 2023 der erste Wasserstoff durch die Leitungen fließen könnte. Eine Machbarkeitsstudie ist abgeschlossen und erste Ergebnisse der TÜV-Untersuchungen liegen vor.

Das komplette Interview mit Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe, ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 1/2021 erschienen.

www.oge.net

 

Wie sieht eine klimaneutrale Wirtschaft aus? Forschungsprojekte zeigen erste Antworten

An staatlichem Geld fehlt es nicht, um die Corona-Krise zu überwinden und die Wirtschaft neu auszurichten. Gesucht sind Zukunftstechnologien, die kurzfristig nutzbar sind. Im Rahmen der zehnjährigen Forschungsinitiative „Kopernikus“ werden technisch erprobte Technologien für die Energiewende zur Marktfähigkeit weiterentwickelt. Nach vier Jahren Forschungszeit gibt es nun Zwischenergebnisse in den Teilprojekten „ENSURE“, „P2X“ und „SynErgie“.

Seit 2016 erforschen die vom Bundesforschungsministerium geförderten Kopernikus-Projekte, wie Deutschland bis zum Jahr 2050 seine CO2-Emissionen massiv reduzieren kann. Der Fokus liegt auf einer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Kombination mit Wasserstoff sowie einem Umbau von Industrieprozessen und Stromnetzen.

Verbrennungsprozesse und chemisch Wertschöpfung basiert heute auf fossilen Ressourcen. (Bildquelle Kopernikus-Projekte)

Quelle: Kopernikus-Projekte

 

Derzeit ist Erdöl der zentrale Energieträger für Verbrennungsprozesse und gleichzeitig grundlegender Rohstoff für viele Produkte der Chemieindustrie. Wird diese Basis durch CO2-freie Quellen ersetzt, hat das Konsequenzen für die gesamte Wertschöpfungskette. Strom ist verfügbar, wenn Solar- und Windanlagen liefern. Industrieelle Prozesse müssen diese Fluktuation berücksichtigen oder mit dem Zwischenprodukt Wasserstoff planen. Denn durch die Umwandlung der erneuerbaren Energie in Wasserstoff, wird diese speicherbar, in großen Mengen transportierbar und auch als Grundstoff für Chemieprodukte verwendbar.

Vom Versuch zur Anwendung

Ziel der Kopernikus-Forschungsprojekte ist, Zukunftstechnologien aus dem Versuchsstadium zur Anwendungsreife zu bringen. Das Chemieunternehmen Covestro aus Leverkusen ist einer der beteiligten Partner aus der Industrie.

„Covestro hat perspektivisch vor, seine Produktionsanlagen weltweit auf die Nutzung von alternativen Rohstoffen und erneuerbaren Energien umzustellen. Dabei ist es wichtig, nachhaltige Technologien in die bisherigen Prozesse einzubringen. Im Rahmen der Kopernikus-Projekte forschen wir an der Nutzung von CO2 unter Einsatz von regenerativer Energie. Ein innovatives Produkt sind Polymethylen-Polymere, bei denen CO2 einer der Bestandteile ist,“ berichtet Klaus Schäfer, Mitglied des Vorstands bei Covestro.

Ein Beispiel für die Verwendung von Wasserstoff als Heizgas ist die Glasindustrie: „Wasserstoff bedeutet für die Glasindustrie nicht nur eine Reduktion von CO2-Emissionen, sondern bringt auch mehr Energieflexibilität:

„So ein Sprung in der Energieflexibilität wäre mit den bisherigen Technologien nicht mehr möglich, da die Verfahren bereits stark optimiert sind,“ erläutert Alexander Sauer, Professor an der Universität Stuttgart und Leiter des Fraunhofer-Institut für Produktionstechnik und Automatisierung IPA.

Auch die Elektrolyse ist ein Teil der Forschung: CO-Elektrolyse bezeichnet einen Prozess, bei dem CO2 zugeführt wird. Auf diese Weise entsteht eine Mischung von Wasserstoff und Kohlenmonoxid (CO) – sogenanntes Synthesegas.

„Synthesegas kann chemisch und auch biochemisch umgewandelt werden und zum Beispiel für die Produktion von längerkettigen Alkoholen für die Herstellung von Kosmetikprodukten genutzt werden. Das Verhältnis von Wasserstoff zu Kohlenmonoxid ist dabei ganz entscheidend für die Anwendung“, erläutert Walter Leitner, Professor an der RWTH Aachen sowie Direktor am Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion.

Zur Realisierung der Wertschöpfungskette von CO2, Wasser und erneuerbarer Energie kooperieren die Unternehmen Siemens, Evonik und Beiersdorf.

Ob Synthesegas oder Wasserstoff - beide Produkte ermöglichen erneuerbaren Strom auch in anderen Sektoren zu nutzen. (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

Aus Sonnen und Windenergie lässt sich über die Elektrolyse Wasserstoff produzieren. Der Energieträger ist gleichzeitig die Basis für Chemieprodukte. (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

 

Flexibilität beim Strombedarf in der Industrie

In der Modellregion Augsburg erforscht das Teilprojekt SynErgie branchenübergreifend, wie sich energieintensive Produktionsprozesse an eine schwankende Stromversorgung anpassen können. Die Forschungsarbeiten haben sich auf ein Drittel des Strombedarfs im verarbeitenden Gewerbe Deutschlands konzentriert, was etwa 80 TWh pro Jahr entspricht. Als Potenzial für Flexibilität für den Zeitraum einer Minute wurden rund 4 GW Kapazität bei Lastverzicht und 2,7 GW bei einer Lasterhöhung ermittelt. Für eine Flexibilität von 15 Minuten ergaben sich 2,5 GW bei Lastverzicht und 1,1 GW bei Lasterhöhung.

Unterschiedliche Produktionsprozesse - ein Ziel: Flexibel auf die Einspeisung von Sonnen- und Windstrom reagieren. (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

In unterschiedlichen Branchen wird danach geforscht, ob sich Produktionsprozesse an das Energieangebot anpassen lassen (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

Durch den erheblichen Anteil der Industrie am gesamten Stromverbrauch in Deutschland entsteht eine große Hebelwirkung:

„Das sind durchaus relevante Größenordnungen. Die jährlich verschiebbare Energiemenge könnte etwa zwei Drittel der realisierten Erzeugung aus allen deutschen Pumpspeicherkraftwerken abdecken. Unser Ziel ist ein vernetzter automatisierter Prozess von der Windanlage bis zum fertigen Produkt,“ resümiert Sauer.

Der flexible Betrieb von industriellen Prozessen setzt eine entsprechende Informations- und Kommunikationstechnik voraus.

„Kein Produzent wird sich manuell mit der Flexibilisierung des Stromverbrauchs beschäftigen können. Energieflexibilität muss für den Betreiber unsichtbar sein. Bei Neuinvestitionen ist es wichtig, dieses Thema in die Anlage zu integrieren“, betont Sauer.

Ein Beispiel für einen energieflexiblen Betrieb ist die flexible Aluminiumelektrolyse beim Unternehmen TRIMET mit einem Flexibilisierungspotenzial von 22 MW. Eine andere Anwendung findet sich beim Unternehmen Linde:

„Bei Linde erproben wir eine flexible Luftzerlegung FlexASU mit rund 930 MW installierter Leistung in ganz Deutschland“, berichtet Sauer.

Dabei werde die Anlage so betrieben, dass sie möglichst zu Stromspitzen mit niedrigen Preisen produziert, andererseits aber auch runterfährt, wenn Energie im Stromnetz benötigt wird. Wie sich dieser wechselnde Anlagenbetrieb auf die Komponenten und Bauteile der Anlage auswirkt, ist Bestandteil weiterer Untersuchungen.

Andere Anforderungen an das Stromnetz

Das verbindende Element zwischen Erzeugung und Verbrauch ist das Stromnetz. Auch hier ist eine Anpassung an die neuen Vorgaben erforderlich. Das Kopernikus-Projekt ENSURE untersucht dazu die nötigen Energienetzstrukturen. Dabei werden verschiedene Szenarien zur Reduktion von CO2-Emissionen miteinander verglichen. In allen Varianten ist ein deutlicher Ausbau von Photovoltaik und Windkraft an Land nötig.

Stakeholder haben die Szenarien aus ihrer Sicht bewertet:

„Als gemeinsamer Nenner für eine erfolgreiche Energiewende ergab sich der Wunsch nach einer Beteiligung der Bürger an Infrastrukturprojekten sowie nach einer Reduzierung der Auswirkungen auf das Landschaftsbild“, berichtet Jochen Kreusel, Market Innovation Manager bei Hitachi ABB Power Grids und Professor an der RWTH Aachen.

Im Stromnetz werden künftig viele Prozesse autonomer ablaufen müssen. Das wird ebenfalls im Projekt ENSURE untersucht.

„Bisher funktioniert vorwiegend der Schutz des Netzes automatisiert. Um aber gestützte Entscheidungen durch Maschinen zu ermöglichen, sind neue Technologien und Betriebsmittel nötig“, so Kreusel.

Zudem gebe es mehr Gleichstromanwendungen wie Photovoltaik, Batteriespeicher und Elektromobilität. Die neuen Anwendungen kommen zusätzlich dazu und ergänzten die bisherigen Technologien.

Von einer vollständigen Autonomie sind heutige technische System noch weit entfernt. (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

Autonomie von Maschinen ist ein mehrstufiger Prozesse. Üblich ist bisher die Übertragung von Teilaufgaben, der Mensch bleibt verantwortlich. (Bildquelle: Kopernikus-Projekte)

 

Numbering-up anstatt Skaling-up

Auf dem Weg vom erfolgreichen Modellversuch bis zur breiten Anwendung kommt es darauf an, wie die neuen Prozesse ausgerollt werden:

„Ein wichtiger Aspekt einer breiten Anwendbarkeit ist ein Numbering-up im Unterschied zu einem Skaling-up: Anlagen, die dezentral arbeiten und kleine Mengen an vielen Standorten produzieren, ermöglichen an bestimmten Standorten eine bessere Abstimmung mit erneuerbaren Energien als die bisherigen petrochemische Anwendungsketten“, so Leitner.

Ein Beispiel ist ein Modul, das die CO2-Gewinnung, die CO-Elektrolyse und die Anwendung eines Fischer-Tropsch-Prozess verbindet und E-Fuel produziert. E-Fuel kann in den gängigen Verbrennungsmotoren als Ersatz für Diesel, Benzin oder Kerosin verwendet werden. Das Besondere an der modularen Produktionsweise ist, dass die gesamte Wertschöpfungskette in einer Prozesseinheit abgebildet wird. Das Modul in Form eines Containers wurde von dem Unternehmen INERATEC gemeinsam mit Forschern am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) entwickelt. Komponenten kommen von Climeworks und sunfire.

Kreislaufwirtschaft als Ziel

Eng mit dem Klimaschutz ist die Frage nach einer Kreislaufwirtschaft verbunden. Covestro will daher seine Produktion auf die Verwendung alternativer Rohstoffe umstellen:

„Wir wollen den Wandel zur Kreislaufwirtschaft beschleunigen. Neben alternativen Rohstoffen wie Altmaterialien, CO2 und Biomasse ist erneuerbare Energie nötig, um zu einer wirklich ressourceneffizienten Kreislaufwirtschaft zu gelangen,“ erläutert Schäfer.

Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit bedingten sich dabei gegenseitig. Entscheidend für eine kommerzielle Nutzung seien allerdings geeignete Rahmenbedingungen.

Kommerzielle Nutzung braucht andere Rahmenbedingungen

Die Verfügbarkeit von günstiger Energie ist ein Schlüsselfaktor für den Einsatz von Wasserstoff. Ein Zwischenergebnis des Projektes SynErgie wie auch des Projektes P2X lautet, dass unter zu den aktuellen Marktbedingungen, die technischen Möglichkeiten nicht genutzt werden.

„Zentrale Voraussetzung für eine Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft ist eine Reduzierung der Stromkosten. Steuern, Abgaben, Umlagen – kurz STAU – verhindern den Einsatz der Technologie,“ betont Felix Matthes, Forschungskoordinator Energie- und Klimapolitik am Öko-Institut.

„Das bisherige Marktsystem unterstützt die Bereitstellung von Flexibilität nicht optimal“, resümiert auch Sauer. Die Initiative fordert daher die Abschaffung von Regulierungshemmnissen für die Flexibilität sowie die Möglichkeit, Flexibilität unabhängig von der Größe, Energieintensität und negativen Effekten auf die Netzentgelte bereitstellen zu können. Zudem müssten Anreize gesetzt werden, um den Stromverbrauch zu passenden Zeitpunkten zu erhöhen oder zu reduzieren.

Klimaneutralität geht nur mit Wasserstoff

Die Vielzahl der untersuchten Aspekte zeigt, wie komplex und anspruchsvoll das ehrgeizige Ziel einer vollständigen CO2-Neutralität ist. Zumal die Klimaziele seit Beginn der Forschung verschärft wurden. Zunächst sah die Klimapolitik bis 2050 eine CO2-Reduktion von 80 Prozent vor.

„Inzwischen wurde das Ziel einer Klimaneutralität bis 2050 verabschiedet. Die nötigen Maßnahmen gehen über die leicht zu erreichenden Low Hanging Fruits hinaus. Das bedeutet, dass jede Möglichkeit der CO2-Reduktion benötigt wird und die Emissionen bereits bis 2030 deutlich sinken müssen. Damit brauchen wir auch sehr bald ein wasserstoffbasiertes Element in der Volkswirtschaft,“ erläutert Matthes.

Deutschland bleibt von Energieimporten abhängig

Die innovative Entwicklung einer Wasserstoffwirtschaft und der massive Ausbau von erneuerbaren Energien wird allerdings wenig daran ändern können, dass Deutschland ein energiearmes Land ist. Denn die Bedingungen für die Produktion von Strom aus Solar- und Wind sind in anderen Teilen der Welt deutlich günstiger. Allerdings verändert Wasserstoff die Importmöglichkeiten von erneuerbaren Energien. Wasserstoff lässt sich im Gegensatz zu Strom über weite Strecken importieren. Dazu kann ein Pipelinesystem oder bei verflüssigter Form der Seeweg genutzt werden.

 

 

Über die Kopernikus-Projekte

In den Kopernikus-Projekten arbeiten mehr als 240 Partner aus Wissenschaft, Industrie und Zivilgesellschaft zusammen. Teilbereiche sind:

Das Projekt ENSURE entwickelt das Stromnetz der Zukunft: https://www.kopernikus-projekte.de/projekte/ensure

Das Projekt P2X erforscht die Umwandlung von CO2, Wasser und erneuerbarem Strom in Gase, Kraftstoffe, Chemikalien und Kunststoffe: https://www.kopernikus-projekte.de/projekte/p2x

Das Projekt SynErgie untersucht, wie energieintensive Industrieprozesse flexibilisiert und so an die Verfügbarkeit erneuerbarer Energien angepasst werden können: https://www.kopernikus-projekte.de/synergie

 

 

Elektrofahrzeuge als Stromspeicher

Stromüberschüsse zum Fahren nutzen

Jorgen Pluym, Honda Motor Europe: Die Technik für netzdienliches Laden ist da. Bildquelle: Honda

Während der Parkdauer können elektrische Autos an das Stromnetz angeschlossen werden und Erzeugungsüberschüsse aus erneuerbaren Energien speichern. Technisch ist sogar umgekehrt möglich, dass die Batterie Strom ins Netz liefert. Hierzu läuft in Großbritannien ein gemeinsamer Modellversuch von Honda und dem Aggregator Moixa. Im Interview mit der Zeitschrift „EW – Magazin für die Energiewirtschaft“ erläutert Jorgen Pluym, Energy Management Project Leader, Honda Motor Europe, welche Perspektiven er für eine Markteinführung sieht.

Das Unternehmen Honda bietet seinen Kunden einen flexiblen Tarif zum Laden von Elektrofahrzeugen an, der Erzeugungsspitzen von erneuerbaren Energien berücksichtigt. Perspektivisch sollen weitere Dienstleistungen wie bidirektionales Laden hinzukommen. Unter dem Namen e:Progress bietet Honda einen ergänzenden Service für Kunden von Elektrofahrzeugen an. Dazu gehöre die Auswahl, Installation der Ladestation und ein flexibler Tarif, der den fluktuierenden Verlauf der Stromerzeugung aus Sonnen- und Windenergie berücksichtige, erläutert Pluym.

Variabler Stromtarif spiegelt Erzeugung durch Sonne und Wind

Der variable Stromtarif für die E-Fahrzeug-Kunden wird von den drei Partnern Honda, Moixa und Vattenfall gemeinsam bereitgestellt. Honda verkauft die Ladestation an den Kunden. Diese kann über das Internet oder das Mobilfunknetz kommunizieren. Der Aggregator Moixa steuert den Ladevorgang über eine Cloud und berücksichtigt sowohl die Informationen zum Stromangebot als auch das Ladeverhalten des Kunden. Vattenfall bietet einen Tarif, der sich nach den Preisveränderungen an den Großhandelsmärkten richtet. Ziel ist es, dass das Auto ausreichend Energie hat, wenn der Kunde es benötigt und genau dann lädt, wenn viel billige Energie im Netz ist, weil die erneuerbaren Energien große Mengen einspeisen.

Modellversuch in London: Autos liefern Strom ins Netz

In London betreibt Honda zudem einen Modellversuch, bei dem die Autos außerdem auch entladen werden, wenn mehr Strom im Netz benötigt als aktuell erzeugt wird. Geplant seien auch Demonstrationsprojekte in Deutschland, berichtet Pluym. Allerdings hänge dies von den regulatorischen Rahmenbedingungen ab. In Deutschland müsse jedes einzelne Gerät durch die Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert werden. Außerdem seien für den Ladevorgang Umsatzsteuer und weitere staatliche Abgaben zu zahlen. Das mache das Angebot schwierig.

In Deutschland sind noch einige Hürden zu nehmen

Bisher werde in Deutschland die Flexibilität in den Märkten von den Übertragungsnetzbetreibern bereit gestellt. Aber mit einem steigenden Anteil von erneuerbaren Energie erwartet Honda, dass die Verteilnetzbetreiber ebenfalls Möglichkeiten entwickeln, um das Netz zu stützen. Dann seien Gesetzesänderungen und Standards in Deutschland nötig, um einen variablen Tarif bundesweit anbieten zu können. Ein kleines Problem sei auch, dass es 900 Verteilnetzbetreiber in Deutschland gebe. In Frankreich gebe es einen, in Großbritannien sechs, in den Niederlanden vier.

Honda ist überzeugt, dass sich der Markt verändern wird. Derzeit werde viel erneuerbare Erzeugung abgeregelt, die eigentlich genutzt werden könnte. Wir akzeptieren daher auch noch geringe Margen, denn wir wollen da sein, wenn die Veränderungen kommen, so Pluym. In Großbritannien seien die Fluktuationen deutlich stärker ausgeprägt.

Das vollständige Interview ist in EW 5/2020 erschienen.

Bildquelle: Honda

https://www.honda.de/cars.html

Zum  Zusammenspiel von Verteilnetz- und Übertragungsnetz: Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Datenaustausch und Stabilisierung im Verteilnetz

Florian Gutekunst und Dr. Martin Konermann stellen die Flexibilisierung im Verteilnetz vor

Florian Gutekunst, TransnetBW und Dr. Martin Konermann, Netze BW, arbeiten gemeinsam an der Integration erneuerbarer Energien.

Rund 90 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wird auf der unteren Spannungsebene in das Stromnetz eingespeist. Die fluktuierende Erzeugung kommt damit direkt auf einer Netzebene an, die bisher durch vorgelagerte Netzebenen versorgt wurde. Stabilisierungsmaßnahmen wie sie im Übertragungsnetz durch angeschlossene Großkraftwerken üblich sind, werden künftig auch im Verteilnetz benötigt. In meinem Beitrag für die Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 2/2020 geht es um praktische Fragen des Netzbetriebs beim Austausch von Daten und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unterschiedlicher Spannungsebenen. 

Aus Sicht der Betreiber der Stromnetze bedeutet Energiewende, dass 500 Großkraftwerke in der Höchstspannungsebene durch 5 Millionen Kleinstanlagen auf den unteren Netzebenen ersetzt werden. Dadurch verändert sich die Einspeisehierarchie zwischen den Spannungsebenen. Frühere Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber werden auf die Verteilnetzbetreiber übertragen.

Strom aus erneuerbaren Energien ins Netz integrieren

Zur Koordination über die Spannungsgrenzen hinweg, haben die Netzbetreiber TransnetBW und Netze BW mit Partnern die Initiative Datenaustausch/Redispatch (DA/RE) entwickelt. „Bis 2050 müssen wir dreimal mehr erneuerbare Energien in das Netz integrieren als heute. Bisher ist diese Erzeugung schlecht regelbar. Insbesondere die wetterbedingt starken Volatilitäten führen zu Überlastungssituationen. Daher brauchen wir mehr Transparenz und Aktorik in der Niederspannung“, berichtet Martin Konermann, Geschäftsführer, Netze BW.

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