Kopplung von Strom- und Gasnetz über „Hybridge“

_MG_9683Stromüberschüsse und Netzengpässe verhelfen dem Energieträger Wasserstoff zu einem neuen Schub. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion und der Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) wollen im Emsland über eine Power-to-Gas-Anlage von 100 MW den Energietransport im Strom- und Gasnetz verbinden. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Thomas Hüwener, Mitglied der Geschäftsführung der OGE, weshalb es wichtig ist, die Energiewirtschaft ganzheitlich zu betrachten. 

Das Unternehmen OGE betreibt mit rund 12.000 km längste Gasfernleitungsnetz in Deutschland. Hüwener ist überzeugt, dass sich die vereinbarten Klimaziele von Paris, der Ausbau der erneuerbaren Energien, der Ausstieg aus der Kernenergie und die sukzessive Stilllegung von Kohlekraftwerken nur in enger Partnerschaft von Strom- und Gasinfrastruktur bewältigen lassen. 

Dabei kann das Gasnetz die Speicherung von Energie übernehmen. Zum einem gibt es in einem großen Gasnetz Druckspiele, die man als Leitungspuffer bezeichnet, wo schon eine Speicherfähigkeit inbegriffen ist. Zum anderen gibt es Marktspeicher im Handelsbereich, die hier perspektivisch angeboten werden können, erläutert Hüwener.

Der Kern von Hybridge ist ein Elektrolyseur, der aus Strom Wasserstoff produzieren soll. Im Unterschied zu bisherigen Forschungs- und Modellprojekten soll das Projekt Hybridge zeigen, dass ein Elektrolyseur auch in großem Maßstab technisch einwandfrei funktioniert. Überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien, der andernfalls zukünftig abgeregelt würde, wird in Wasserstoff umgewandelt. Der erzeugte Wasserstoff kann ins Gasnetz eingespeist werden oder auch von der Industrie in der näheren Umgebung direkt genutzt werden. Auch der Anschluss von Wasserstofftankstellen für LKW oder Züge gehört zum Projektscope.

Als Standort wurde Lingen in Nordrhein-Westfalen ausgewählt, wo eine Strom- und Gastrasse aufeinander treffen. Hinzu kommt die relative Nähe zu den Offshore-Windanlagen in der Nordsee. In der Region gibt es zudem Gastransportleitungen, die auf den Transport von reinem Wasserstoff umgerüstet werden können. Außerdem befindet sich eine Wasserstofftank- und -verladestation in der Region und die vorhandenen Erdgasspeicher können perspektivisch auf Wasserstoff umgewidmet werden.

Wasserstoffleitungen zu betreiben, ist erprobte Technik, so Hüwener. Es gibt heute schon ein 240 km langes Wasserstoffnetz im Ruhrgebiet. Er kann sich gut vorstellen, dass wir in Zukunft unterschiedliche Leitungen parallel nutzen: Reine Erdgasleitungen, reine Wasserstoffleitungen und zugemischte Leitungen könnten sich gegenseitig ergänzen. Zudem lässt sich auch Wasserstoff mit CO2 methanisieren und dann als grünes Erdgas in das vorhandene System einspeisen.

Das komplette Interview ist in EW 4/2019 erschienen.

www.open-grid-Europe.com

www.hybridge.net

Bildquelle: Amprion/Open Grid Europe / André Loessel

Ein Index für Batteriespeicher

Wieviel Strom passt in eine Batterie? Die Stromspeicherung ist für viele Prosumer eine Black Box. Dabei wird die Kombination von Photovoltaik mit einem Batteriespeicher immer beliebter. Nach Einschätzung der Hochschule für Technik und Wirtschaft in Berlin (HTW) sind es bereits mehr als 100.000 Gebäudeanlagen.

Um die Vergleichbarkeit der Systeme zu verbessern hat die HTW einen Index entwickelt. In einem Beitrag der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 1/2019 wird erläutert, wie sich die Effizienz von Batterien einschätzen lässt.

Im Rahmen einer Stromspeicher-Inspektion hat die HTW mit Unterstützung der Deutschen Bundesstiftung Umwelt 2018 erstmals die Energieeffizienz von 20 Geräten überprüft. Nach Untersuchungen der Forschungsgruppe unter Leitung von Volker Quaschning bestehen dabei deutliche Unterschiede bei den Speichern, die für Verbraucher, Installateure und Energieberater nur schwer zu erkennen sind. Effizienzverluste treten insbesondere durch eine falsche Dimensionierung der Leistungselektronik, bei der Regelung oder der Energieumwandlung auf. Um die Ergebnisse aus Prüfberichten verbraucherfreundlicher darzustellen, hat die HTW die relevanten Verlustursachen in einer Kennzahl, dem sogenannten System Performance Index (SPI)zusammenfasst. 

Zudem stellten die Forscher fest, dass zwischen der Größe des Speichersystems und der Effizienz kein unmittelbarer Zusammenhang besteht. Hohe Umwandlungs- und Standby-Verluste von überdimensionierten Speichersystemen schmälerten den eigentlichen Nutzen der Stromspeicherung. Dagegen könnten kleine und effiziente Speichersysteme sogar eine geringere Stromrechnung am Jahresende ermöglichen. „Allein in den ersten zehn Jahren beträgt der finanzielle Vorteil eines hocheffizienten Speichersystems bis zu 1000 Euro“, berichtet Quaschning. Das Credo je größer die Speicherkapazität, um so größer die erzielbare Eigenversorgung sei dabei kein Naturgesetz.

Zur Bewertung von Speichersystemen für Wohngebäude formulierten die Wissenschaftler fünf Kriterien als Zeichen von Effizienz: 

  • Bei einer Ausgangsleistung von 1 kW deuten Umwandlungswirkungsgrade der Leistungselektronik oberhalb von 95% auf ein sehr gutes Teillastverhalten. 
  • Erstrebenswert sind mittlere Batteriewirkungsgrade von über 95%.
  • Die Standby-Leistungsaufnahme der PV-Speichersysteme sollte aufgrund der hohen Verweilzeit der Batteriespeicher im entladenen Zustand bei unter 5 W liegen.
  • Geringe stationäre Regelungsabweichungen von weniger als 5 W während des Lade- und Entladevorgangs lassen auf eine sehr genaue Systemregelung schließen.
  • Der Batteriespeicher sollte in weniger als 2 Sekunden nach einem Leistungssprung seine Leistungsaufnahme oder -abgabe anpassen.

Der vollständige Beitrag ist in EW 1/2019 erschienen. Informationen zur Untersuchung unter www.stromspeicher-inspektion.de

Echtzeit-Energiewirtschaft im Sekundentakt

In der Industrie werden Prozesse zunehmend digitalisiert und in Echtzeit abgewickelt. Auch für die Energiewirtschaft ist das ein zukunftsweisendes Konzept: Um fluktuierende Erzeugung aus Photovoltaik und Windanlagen mit einer flexiblen Nachfrage jederzeit im Gleichgewicht zu halten, sind komplexe Abstimmungsprozesse nötig. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Björn Spiegel, Leiter Strategie & Politik, ARGE Netz, weshalb die bisherige Taktung der Branche in 15 Minuten-Intervallen zunehmend hinterfragt wird. 

In der Energiewirtschaft verschwimmt die klassische Aufteilung zwischen Kunden und Anbietern zunehmend, berichtet Spiegel. Energieversorger stehen nicht mehr nur mit den Verbrauchern in einer Lieferbeziehung, sondern arbeiten in einem Netzwerk mit IT-Dienstleistern, Infrastrukturbetreibern und Unternehmen zusammen. Die Digitalisierung verbindet erneuerbare Energien, Speicher, flexible konventionelle Kraftwerke, Energienetze, Industrie, Gewerbe, Haushalte und die Verkehrsinfrastruktur.

Zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung muss die Nachfrage flexibler werden. Anstelle des bisherigen Lastfolgebetrieb soll in Zukunft ein Erzeugungsfolgebetrieb für Industrie, Gewerbe und Haushalte treten. Das bedeutet, die Verbraucher sollen sich zunehmend – natürlich nicht 1:1 – nach der Volatilität der Stromproduktion richten. 

ARGE Netz hat bereits Erfahrungen mit dem Echtzeit-Konzept gemacht. Das Unternehmen hat vor sechs Jahren ein erneuerbares Kraftwerk so aufgebaut, dass Windparks, Photovoltaik- und Biogasanlagen für die Datenerfassung und Regelungszwecke zusammengebunden wurden. Dadurch lassen sich große erneuerbare Strommengen in einem virtuellen Kraftwerk in Echtzeit miteinander verknüpfen. Echtzeit bedeutet, dass die Anlage vollautomatisch und in Intervallen von weniger als einer Sekunde gesteuert wird. Zwischen 15 Minuten und einer Sekunde liegen Welten, so Spiegel.

Die Herausforderung liegt insbesondere darin, die Datenprozesse von Industrie und Energiewirtschaft zu verbinden und gemeinsame Schnittstellen und Standards schaffen. Flexibilität bedeutet dabei nicht, dass ein Industriebetrieb seine Produktion im Sekundentakt hoch- oder runterfährt. Die Flexibilisierung bezieht sich vorwiegend auf Wärmeprozesse. 

Im einem Modellprojekt des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie wird das Konzept bereits erprobt. In New 4.0 geht es darum, erneuerbare Erzeugung in Schleswig-Holstein mit den Lasten in Hamburg zu verknüpfen. Hamburg hat etwa vier Prozent erneuerbare Energien im System, während Schleswig-Holstein weit über 100 Prozent erneuerbare Energien erzeugt. Das Projekt New 4.0 arbeitet bereits auf Echtzeitbasis, berichtet Spiegel. Das virtuelle Kraftwerk wird dort mit Sektorkopplungsanlagen und Speicherlösungen verbunden. 

Als zusätzliches Modellprojekt haben ARGE Netz und Schleswig-Holstein Netz die Plattform ENKO aufgesetzt, über die Industriebetriebe, Power-to-X, Power-to-Heat-Anlagen in die Bewirtschaftung von Netzengpässen mit eingebunden werden und so zu einer Reduzierung von Abschaltungen regenerativer Erzeugungsanlagen beitragen können. 

Das vollständige Interview ist in EW 12/2018 erschienen.

Bildquelle: ARGE Netz

www.arge-netz.de

Eine Brücke zwischen Strom- und Gasnetz

IMG_3378.jpgPower-to-Gas – die Zukunftstechnologie zur Umwandlung  von elektrischer Energie in Gas wird bisher erst in kleineren Anlagen im einstelligen Megawattbereich genutzt. Die Strom- und Gasnetzbetreiber Amprion und Open Grid Europe (OGE) wollen gemeinsam eine Anlage zur Umwandlung von Strom in speicherbares Gas mit einer Kapazität von 50 bis 100 MW testen. Diese Sektorenkopplung soll helfen, jahreszeitlich und wetterbedingte Erzeugungsschwankungen bei Solar und Windanlagen über das Gasnetz abzusichern.

Wetterbedingt erzeugen Solar- und Windanlagen unterschiedlich viel Strom. Daher wird Speicherung mit steigenden Anteil an erneuerbaren Energien immer relevanter. „Das Gasnetz kann Strom deutlich günstiger und in großen Mengen speichern als beispielsweise Batteriespeicher. Nur mit einer Brücke zwischen den Netzen werden wir es schaffen, 65 Prozent Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in den Markt zu integrieren“, erläutert Stephan Kamphues, Geschäftsführer Vier Gas Transport GmbH, der Muttergesellschaft von OGE.

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Lokale Strommärkte – ein Missing Link ?

Dr. Stefan NießenTechnisch ist ein Stromsystem, in dem sich die Verbraucher an die Erzeugungssituation anpassen, inzwischen gut vorstellbar. Die Frage nach der Motivation der Teilnehmer ist hingegen noch offen. Warum sollte jemand auf Strom zeitweise verzichten, wenn er dafür keine Gegenleistung erhält? Tatsächlich gibt es in diesem Bereich für kleine Mengen noch keinen Markt mit Preisbildung. Das Unternehmen Siemens hat nun dieses Thema zum Bestandteil eines Forschungsprojektes gemacht. Nach ersten Einschätzung können lokale Strommärkte einige Vorteile bringen.

In der Online-Ausgabe www.ew-magazin.de ist dazu bereits eine Vorschau auf ein längeres Interview mit Dr. Stefan Nießen, Siemens, erschienen: https://www.ew-magazin.de/siemens-untersucht-vorteile-lokaler-strommaerkte/

Bildquelle: Siemens

 

 

Strom ohne Netz

 

campingdunkelEine autarke Energieversorgung ist aus unterschiedlichen Gründen verlockend. Neue Technologien wie im Bereich Schaltschränke ermöglichen neben der Erzeugung auch einen eigenen Netzbetrieb mit Speicherung und damit eine komplette netzunabhängige Eigenversorgung aus Photovoltaik rund um die Uhr aufzubauen. Dies ist nicht nur für die Elektrifizierung afrikanischer Dörfer eine gute Nachricht. Auch im vernetzten Europa steigt das Interesse an autarker Stromversorgung in den Bereichen Straßenbeleuchtung, Sicherheits- und Mobilfunktechnik, erläutert Rudy Müller, Phocos im Interview mit der Zeitschrift ew – Magazin für die Energiewirtschaft.

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