Second Live für Wärme aus Industrieprozessen

Es qualmt, raucht und dampft. Viele industrieelle Prozesse benötigen hohe Temperaturen und anschließend wird die Wärme an die Umgebung abgegeben. Dabei gilt diese Wärme als CO2-frei und ohne zusätzlichen Brennstoff erzeugt, da prozessbedingt (also „eh da“). Könnte diese „eh-da“-Wärme nicht verstärkt zum Beheizen von Wohnungen oder öffentlichen Einrichtungen genutzt werden? Auf der Online-Veranstaltung „Warm, wärmer, heiß“ der EnergieAgentur.NRW wurden Möglichkeiten der Abwärmenutzung vorgestellt.

Eine Studie im Auftrag des Landesamt für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz Nordrhein-Westfalen (LANUV) hat die industrielle Abwärme konkret von 105 Unternehmen im Rahmen einer Hot-Spot-Analyse ausgewertet. Von dem verfügbaren Abwärmepotenzial von 4,6 TWh pro Jahr könnten 2,3 TWh pro Jahr technisch verwendet werden und für 2,2 TWh pro Jahr wären sogar Wärmenetze verfügbar.

Online-Wärmekataster gibt Überblick

In der Abschätzung für das gesamte Bundesland kommt die Studie auf 7,2 TWh pro Jahr. Etwa die Hälfte dieser Abwärme stammt aus der Metallerzeugung und -bearbeitung, 11 Prozent aus der Chemieindustrie und 17 Prozent aus dem Bereich Glas, Keramik, Steine und Erden. Die ermittelten Daten wurden in einem Online-Wärmekataster dokumentiert. Unterschieden wird dabei zwischen Wärmequellen aus Abwärme und erneuerbaren Energien. Bei den Wärmesenken wird zwischen Wohngebäuden, Nichtwohngebäuden und Fern-/Nahwärmenetz differenziert. Auf diese Weise lässt sich prüfen, ob ein Wärmebedarf durch eine nahliegende Wärmequelle gedeckt werden kann. Die transparente Aufbereitung der Daten ist ein erster Schritt, um für Abwärme eine zusätzlichen Verwendung zu finden.

Etwa die Hälfte der gefundenen Abwärme lässt sich in Wärmenetzen nutzen.

Bei einer Untersuchung von 105 Unternehmen wurde ein Potenzial von 4,6 TWh/a gefunden. (Quelle: LANUV)

Der Verband der Industriellen Kraftwirtschaft (VIK) hat sich weitergehend mit der Frage beschäftigt, wie Abwärme effizient genutzt werden kann: „Aus Gründen der Effizienz sollte Abwärme möglichst vermieden werden oder in den Prozess zurückgeführt werden,“ empfiehlt Markus Gebhardt, VIK. Dabei sei die Heizung der Betriebsgebäude ist eine besonders effiziente Variante, da dies vor Ort möglich ist. Die Abwärme könne auch in Strom oder Kälte umgewandelt werden.

Temperatur entscheidet über effizienten Einsatz

Wichtig sei es auch zu differenzieren: „Abwärme ist nicht gleich Abwärme. Der Einsatzbereich unterscheidet sich nach der Temperatur“, betont Gebhardt. Dampf von 250° bis 540 °C sei besonders für die Stromerzeugung geeignet. Temperaturen von 125° bis 400 °C eigneten sich für die Vorwärmung von Speisewasser und Verbrennungsluft. Trocknungsprozesse arbeiteten Temperaturen von 125° bis 275 °C. Die Kälteerzeugungen funktioniere mit 80° bis 160° C. Für Heizung und Warmwasser seien Temperaturen von 75 ° bis 125° C nötig.

Ganz anders ist der Wärmebedarf hingegen in Wohngebäuden. „Für die Erwärmung von Wasser, den Betrieb von Wärmepumpen oder die Heizung muss die Abwärme eine Temperatur von 30° bis 75°C haben. Dies zeigt, wie niedrig die Temperaturen für Wohnquartiere im Vergleich zu Industrieprozessen sind“, erläutert Gebhardt.

Interesse ist vorhanden…

Auch wenn es technisch plausibel ist, die Wärme möglichst innerhalb der Industrie weiterzuverwenden, ist das Thema Wärmekooperation und die externe Abwärmenutzung für viele Unternehmen noch Neuland. Nach den Erhebungen von LANUV haben 35 Prozent der Unternehmen ein Interesse an einer Abwärmekooperation als Wärmequelle, 12 Prozent der Unternehmen würden externe Wärme aufnehmen. Als Hemmnis sehen die Befragten, dass Kapitalbindung und Finanzierung der Abwärmenutzung nicht zum Kerngeschäft der Unternehmen gehören.

…aber wirtschaftliche Anreize fehlen

Zudem sind die wirtschaftlichen Anreize eher gering, da zunächst einmal in einen Wärmetauscher und ein Nahwärmenetz investiert werden muss, um die Wärmequelle zu erschließen. Staatliche Unterstützung bietet das Bundesförderungsprogramm „Energieeffizienz und Prozesswärme aus Erneuerbaren Energien in der Wirtschaft“ mit einem Investitionszuschuss oder zinsgünstigen Krediten über die KfW. Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) fördert die „Energiebezogene Optimierung von Anlagen und Prozessen“. Dazu zählt die energetische Optimierung in Industrie und Gewerbe und die Nutzung von Wärme aus erneuerbaren Energien für gewerbliche Prozesse. Die bestehende Förderprogramme reichen allerdings nach Einschätzung von 31 Prozent der Befragten aus der LANUV-Studie nicht aus.

Second Life in großem Maßstab: Fernwärmemodernisierung in Dortmund

Erst wenn die Möglichkeiten innerhalb der Industrie ausgeschöpft sind, wird eine externe Verwendung sinnvoll. Um Abwärme zum Heizen eines Quartiers zu nutzen, muss dieses an ein Fernwärmenetz angeschlossen werden. Dass dies auch in bereits vorhanden Siedlungsstrukturen möglich ist, zeigt ein Beispiel aus Dortmund. Mit dem Projekt IQ hat der Wärmeversorger DEW 21 das Fernwärmenetz erneuert und als Wärmelieferanten verschiedene Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) sowie das Unternehmen Deutsche Gasrusswerke integriert: „Durch die Kopplung industrieller Abwärme und KWK-Anlagen mit dem Fernwärmenetz können jährlich 45.000 Tonnen CO2 vermieden werden. Das entspricht dem Ausstoß von 30.000 PKW,“ erläutert Bastian Stegemann, DEW 21, den Erfolg für den Klimaschutz.

Vor dem Hintergrund eines industriellen Strukturwandels ist Verbindung zwischen Produktionsstätten und Wohneinheiten nicht risikolos. „Kommt es zu einer Schließung des wärmeliefernden Industriebetriebes, müsste eine andere Wärmequelle aufgebaut werden“, warnt Gebhardt und verweist insbesondere auf eine Neuausrichtung der Industrie im Zuge der Dekarbonisierung.

Eine weitere Herausforderung ist, rund um die Uhr zuverlässig Wärme zu liefern, unabhängig davon, ob der industrielle Prozess diese auch produziert. Für Wartungszeiten oder Phasen geringerer Auftragslage muss eine Backup-Lösung geschaffen werden. Innerhalb eines Wärmenetzes lassen sich dazu verschiedene Einspeiser kombinieren, die sich gegenseitig ausgleichen können. Dazu kommen Abfallverwertung, KWK-Anlagen, Power-to-Heat-Anlagen, Geothermie, Solarthermie, Biomasse und Groß-Wärmepumpen in Frage.

 

Eine Zweitverwendung von industrieller Abwärme ist CO2-frei.

Industrielle Abwärme ist ein Aspekt einer Wärmelieferung. Aber ein Teil der „eh-da“ ist. Bildquelle: EnergieAgentur.NRW

 

Der hohe Energiegehalt der Abwärme legt nahe in Größenordnungen zu denken, die Skaleneffekte ermöglichen. So können Fernwärmenetze sehr viele Nutzer gleichzeitig versorgen. Lohnt sich der Aufbau einer kompletten Netzinfrastruktur nicht, bedeutet das andererseits nicht, dass die Abwärme nicht weiterverwendet werden kann.

Second Life dezentral: Wärme aus dem LKW

Denn es gibt auch kleinteiligere Lösungen, die mit unterschiedlichen Speichermedien arbeiten. Eine Antwort auf die Dezentralität bei der Verwendung von Abwärme hat das Beratungsunternehmen swilar gefunden und dazu das Tochterunternehmen swilar eetec gegründet. Die Wärme wird in mobilen Tanks gespeichert und über die Straße zum Verbraucher transportiert. Die LKW ähneln Tankwagen und verbinden in einem Umkreis von bis zu 15 km eine Wärmequelle mit einer Wärmesenke.

Der Speichertank auf der Basis von Natriumacetat-Trihydrat – auch als Pökelsalz bekannt – lässt sich innerhalb von 6 bis 8 Stunden aufheizen und ebenso lange für die Wärmelieferung nutzen. Das bedeutet einen Schichtbetrieb mit regelmäßigen Fuhren. Für eine Wärmeversorgung rund um die Uhr sind drei LKW-Ladungen mit 2,5 MWh Wärme pro Anlieferung innerhalb von 24 Stunden ausreichend.

Das spezielle Speichermedium ist gefahrlos transportierbar und ungiftig. Beim Aufladen fließt heißes Wasser aus einem Wärmetauscher in das Rohleitungssystem des Speichers. Die Leitungen sind von Natriumacetat-Trihydrat umgeben, das die Wärme aufnimmt. Der große Vorteil liegt in einer hohen Energiedichte, da das Speichermedium bei 58° Celsius vom festen in den flüssigen Zustand wechselt.

Der Wärmespeicher lässt sich per LKW transportieren

Wärme aus dem Tank kommt per LKW (Quelle: swilar)

Das junge Unternehmen swilar eetec hat die Technologie zum Patent angemeldet. Bisher gibt es eine Anwendung für ein Schwimmbad in Rothrist in der Schweiz, eine für einen Schulkomplex in der Region Hannover sowie für ein Schwimmbad im bayerischen Kreis Landsberg. Weitere Projekte sind in Planung. „Unser Fokus richtet sich auf dezentrale Nischen, von denen es allerdings über das Land verteilt, sehr viele gibt. Eine wichtige Voraussetzung für unsere Systeme ist, dass Wärmequelle und Wärmesenke mit einem 40-Tonner über eine überregionale Straße erreichbar sind. Zum anderen kommt der mobile Wärmespeicher vor allem für Neuinvestitionen in Frage, wenn noch keine andere Wärmeversorgung vorhanden ist“, erläutert Georg Schneider, Geschäftsführer, swilar.

Konkret bedeutet das: Der Wärmespeicher ist effizient einsetzbar bei Schwimmbädern, Hotels oder Wellnessanlagen, die in der Nähe von Müllverbrennungsanlagen, Biogasanlagen oder Blockheizkraftwerken liegen. Inklusive der Investitionskosten ist eine Wärmelieferung per Container für rund 5,5 Cent/kWh zu bekommen. Die schließt die Kosten für die Wärmetauscher an Lade- und Entladepunkt sowie für Tank und Transportfahrzeug ein. Die Abwärme selbst wird mit einem Preis von 0 Cent kalkuliert, da sie bisher ohnehin in die Luft abgegeben wird.

In Zukunft könnte die Wärmelieferung aus dem LKW auch für Betreiber von Kläranlagen interessant werden, wenn diese aufgrund einer gesetzlichen Vorgabe den anfallenden Klärschlamm trocknen müssen und nicht ein Fernwärmesystem angeschlossen sind. Die nahe der Kläranlage zu installierenden Trocknungsanlagen können mit einem mobilen Wärmetransportcontainer versorgt werden. Für Kommunen besteht die Chance, durch die Nutzung von Abwärme ihre CO2-Bilanz zu verbessern.

 

http://www.energieagentur.nrw

www.vik.de

http://www.lanuv.nrw.de

DEW 21

https://www.energieatlas.nrw.de/site/planungskarte_waerme

http://www.swilar.de

 

Kanadisches Startup entwickelt Energiespeicher mit Zink

Effizienter und umweltfreundlicher soll die neue Technologie auf Basis von Zink sein.

Ron MacDonald, CEO, Zinc8, will Energie in großen Volumen speicherbar machen. Bildquelle: Zinc8

In Kanada hat ein Startup bekannte Komponenten neu kombiniert: Entstanden ist dabei eine Zink-Luft-Batterie, die bei Herstellung und Anwendung deutliche Vorteile verspricht. Das Unternehmen Zinc8 erhält derzeit Aufmerksamkeit aus der ganzen Welt.

Strom ist nicht speicherbar. Dieser Grundsatz galt viele Jahre für die Energiewirtschaft und die Stromerzeugung fand auf Basis von Kohle- oder Gasvorräten „just-in-time“ statt. Inzwischen wird intensiv geforscht, wie sich zeitweilige Stromüberschüsse für einen späteren Zeitpunkt konservieren lassen.

Getrieben wird die Entwicklung durch die Stromerzeugung aus Solar- und Windanlagen, deren Produktionszeiten sich nach dem Wetter und den Tageszeiten richten. Zu den bekanntesten Stromspeichern zählen Pumpspeicherkraftwerke und Batterien. Die Einsatzfelder sind dabei unterschiedlich, je nachdem ob die Energie innerhalb von Sekunden oder Millisekunden wieder benötigt wird und wie groß der Speicherbedarf ist.

Ein Start-up aus Kanada hat nun die Batterietechnologie weiter entwickelt und erhält derzeit viel Aufmerksamkeit aus allen Regionen der Welt. Das Unternehmen Zinc8 hält in den USA 20 Patente. Vier weitere Verfahren laufen derzeit noch.

Preisgünstige und verfügbare Rohstoffe

Ron MacDonald, CEO, Zinc8 Energy Solutions, geht davon aus, mit der Zink-Luft-Batterie eine deutliche kostengünstigere Energiespeicherung anbieten zu können, als dies mit bisherigen Batterie-Technologien möglich ist. Die eingesetzten Materialien seien preisgünstig und im Gegensatz zu Seltenen Erden in vielen Ländern verfügbar. Die Technologie sei zudem für große Volumen skalierbar.

Die Kosten für Stromspeicher hängen von den eingesetzten Rohstoffen ab.

Die Rohstoffe für die Zink-Batterien von Zinc8 sind gängig und preisgünstig. Quelle: Zinc8

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Nachhaltigkeit von Wasserstoff: Die „Farbe“ macht den Unterschied

Prof. Dr. Clemens Hoffmann empfiehlt Wasserstoff dort einzusetzen, wo es keine wirtschaftlichen Alternativen gibt.

Prof. Dr. Clemens Hoffmann hat mit seinem Team in einer Studie den Einsatz von Wasserstoff im künftigen Energiesystem untersucht. Bildquelle: Fraunhofer IEE / Volker Beushausen

Das eigentlich farblose Gas Wasserstoff wandelt sich in der Debatte um ein Energiesystem der Zukunft wie ein Chamäleon. Mit der Anlehnung an eine Farbenlehre soll deutlich werden, dass Wasserstoff sehr unterschiedlich erzeugt werden kann. Denn das ist entscheidend für die CO2-Bilanz und die sinnvolle Nutzung als Energieträger. In einer Studie hat das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) die Effizienz der verschiedenen Herstellungsformen und Anwendungsbereiche verglichen.

Wasserstoff gilt als universelle Energielösung der Zukunft. Allein aus Anwendersicht hat Wasserstoff viele Vorteile. Er ist stofflich vielseitig verwendbar und verbrennt als Energieträger ohne CO2-Emissionen. Dabei wird allerdings außer Acht gelassen, dass Wasserstoff nicht natürlich vorkommt, sondern mit hohem Energieeinsatz produziert werden muss. Ein Forscherteam unter Leitung von Professor Clemens Hoffmann hat nun die Anwendung von Wasserstoff unter Effizienzkriterien untersucht. Die Studie entstand im Auftrag des Informationszentrum Wärmepumpen und Kältetechnik (IZW).

Die Wasserstofftechnologie ist bereits seit langem erprobt, hat sich aber aufgrund der Wirkungsgradverluste, die beim Umwandeln auftreten, bisher nicht in großem Stil durchgesetzt. Erst mit dem massiven Bedarf an CO2-freier Verbrennung kommen die Vorteile von Wasserstoff zum Tragen. Auch die Bundesregierung sieht im Wasserstoff ein strategisches Element für die weiteren Schritte der Energiewende.

Der bisher verwendete Wasserstoff ist überwiegend fossilen Ursprungs. Im Zuge der Dekarbonisierung haben sich weitere Verfahren entwickelt. Die Methoden zur Herstellung von Wasserstoff reichen vom Betrieb eines Elektrolyseurs mit Strom aus erneuerbaren Energien oder Kernenergie, durch Umwandlung von Erdgas oder Biogas mit Abspaltung und Einlagerung des CO2. Um die Unterschiede in der Herstellung von Wasserstoff deutlich zu machen, wird dem Endprodukt symbolisch eine Farbe zugeordnet.

Für die Beschreibung von Wasserstoff werden unterschiedliche Farben verwendet.

Um die Nachhaltigkeit von Wasserstoff zu verdeutlichen, werden die verschiedenen Verfahren durch Farben klassifiziert. Bildquelle: Fraunhofer IEE

 

Grüner Wasserstoff als Speicher für Stromüberschüsse

Sogenannter grüner Wasserstoff wird aus Stromüberschüssen aus Sonnen- und Windenergie über einen Elektrolyseur erzeugt. Der hohe Energiebedarf bei der Herstellung wird dadurch gerechtfertigt, dass die eingesetzte Energie in Zeiten von Erzeugungsspitzen, nicht anders verwendet und auf diese Weise gespeichert werden kann. Durch die Erzeugung von Wasserstoff wird erneuerbarer Strom quasi in die Welt der Moleküle überführt.

Beim grünen Wasserstoff wird zudem noch unterschieden, ob dieser über Elektrolyse aus Stromüberschüssen aus PV- und Windanlagen hergestellt wird oder aus Biomethan oder anderen biologischen Prozessen gewonnen wird. Bei Biomethan wird das CO2 abgespalten und muss über Carbon Capture and Storage (CCS) eingespeichert werden. Dies wäre auch für schwarzen Wasserstoff, der aus der Vergasung von Kohle und Öl gewonnen werden kann, der Fall.

Grauer Wasserstoff wird aus Erdgas hergestellt, ohne dass das CO2 über CCS entsorgt wird. Weitere Klassifizierungen sind pinker Wasserstoff, der über Elektrolyse aus Kernenergiestrom und türkiser Wasserstoff, der über Methanpyrolyse aus Erdgas erzeugt wird.

Als weißen Wasserstoff werden natürliche geologische Wasserstoffvorkommen bezeichnet. Diese sind als freies Gas, als Einschlüsse in Felsformationen sowie als gelöstes Gas im Grundwasser bekannt. Die grundsätzliche technische und wirtschaftliche Nutzbarkeit dieser Vorkommen werden erst in Forschungsprojekten untersucht.

Nach Einschätzung von Fraunhofer IEE sollte künftig ausschließlich regenerativ erzeugter Wasserstoff eingesetzt werden. Die technische- und wirtschaftliche Reife für die Bereitstellung von CO2- freiem »grünem« Wasserstoff für industrielle Prozesse und Mobilität ist nach den Ergebnissen der Studie hoch. Um auf die in Deutschland benötigten Mengen zu kommen, müsste ein erheblicher Teil importiert werden. Die Hoffungen richten sich hier auf mögliche Produktionsanlagen in Nordafrika. Allerdings würde Deutschland dann in Konkurrenz zu anderen Importländern stehen. Daher sollte mit dieser kostbaren Ressource sparsam umgegangen werden.

Blauer Wasserstoff aus Erdgas

Beim CO2-armen »blauen« Wasserstoff sei derzeit unklar, ob Herstellung und Transport es zulassen, dass er überhaupt wirtschaftlicher sein kann, als der elektrolytisch hergestellte grüne Wasserstoff. Zudem ist die Speicherung des abgespaltenen CO2 im Boden umstritten. „Eine Erzeugung hochkonzentrierten Kohlendioxids in Mengen von Milliarden von Kubikmetern pro Jahr wirft ähnlich wie bei der Kernenergie die Frage nach Gefahr eines größten anzunehmenden Unfalls auf. Diese Fragen werden bisher noch gar nicht erörtert“, gibt Hoffmann zu bedenken.

Aus Gründen der Wirtschaftlichkeit wird oft argumentiert zunächst mit „blauem“ Wasserstoff aus Erdgas ein System aufzubauen, bevor Wasserstoff aus erneuerbaren Energien in großem Maßstab zur Verfügung steht. Die Fraunhofer Studie empfiehlt hingegen, die möglichen Anwendungen von Wasserstoff kritisch zu hinterfragen und Alternativen der Dekarbonisierung einzubeziehen. Insbesondere für den Wärmemarkt empfehlen die Wissenschaftler anstelle der bisherigen Gasheizungen Wärmepumpen einzusetzen.

Ranking der Wasserstoffanwendungen

„Wasserstoff sollte vor allem dort Anwendung finden, wo keine alternativen Energieträger zur Verfügung stehen“, so Hoffmann. Als Einsatzkriterium schlagen die Wissenschaftler ein Ranking nach der Effizienz vor. Vorteilhaft sei der Einsatz vom Wasserstoff in der Industrie bei der Herstellung von Ammoniak, Methanol und Stahl. Außerdem sehen die Forscher eine sinnvolle Anwendung in Kraftwerken zur Stromerzeugung, wenn erneuerbare Energien nicht zur Verfügung stehen. Notwendig sei der Einsatz von Wasserstoff in der Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen im internationalen Verkehr oder von Rohstoffen wie Ethylen.

Unterschiedliche Anwendungen für Wasserstoff

Wasserstoff sollte möglichst dort eingesetzt werden, wo wenig Alternativen zur Verfügung stehen. Bildquelle: Fraunhofer IEE

Zu den voraussichtlich 2050 benötigten Wasserstoffmengen gibt es verschiedene Studien, die zu unterschiedlichen Ergebnissen kommen. Die Szenarien des Fraunhofer IEE aus dem Energiewende-Barometer gehen von 566 TWh aus. Darin enthalten ist ein Bedarf von 192 TWh für die direkte Nutzung in Verkehr, Industrie und Kraftwerken. Für den internationalen Verkehr im Jahr 2050 und den nichtenergetischen Verbrauch ermittelten die Forscher 306 TWh sowie einen Restbedarf von 68 TWh. Damit liegt die Autoren eher im unteren Bereich der Abschätzungen. Andere Szenarien mit einem hohen Anteil von chemischen Energieträgern erwarten bis zu 220 TWh für den Straßenverkehr, ein Drittel davon für den Schwerlastverkehr.

Alternativen für den Wärmemarkt

Als weitere Anwendung ist der Wärmemarkt in der Diskussion. Hier könnte in den Privathaushalten künftig Wasserstoff anstelle von Erdgas verbrannt werden. Diese Anwendung halten die Wissenschaftler des IEE aber für wenig sinnvoll. Das Heizen von Wohngebäuden könne wesentlich effizienter über Wärmepumpen umgesetzt werden: „Eine Umwidmung des heutigen Anteils von 50 Prozent Erdgas an der Gebäudewärme würde einen zusätzlichen Bedarf von 250 TWh thermischer Nutzung des Wasserstoffs zur Deckung des Wärmebedarfs in Gebäuden bedeuten. Der Wärmesektor würde also zu einer Erhöhung des zukünftigen deutschen Wasserstoffbedarfs um 25 bis 40 Prozen führen“, so Hoffmann.

Die Forscher begründen ihre Empfehlung vor allem damit, dass bei der Herstellung von Wasserstoff die Wirkungsgradverluste erheblich sind, während bei der Wärmpumpe ein Hebel dafür sorge, dass mehr Energie in Form von Wärme oder Kälte zur Verfügung stehe als in Form von Strom eingesetzt werde.

Der Transport von Wasserstoff kann über Pipelines oder Tanker erfolgen. Das gut ausgebaute Erdgasnetz in Europa könnte dazu in Teilen für den Wasserstofftransport umgerüstet werden. In dem von Fraunhofer vorgeschlagenen Szenario würden zudem auf der Verteilnetzebene deutlich weniger Leitungen benötigt, da die Wohngebäude über Wärmepumpen beheizt würden.

 

http://www.iee.fraunhofer.de

Link zur Studie: https://www.iee.fraunhofer.de/content/dam/iee/energiesystemtechnik/de/Dokumente/Studien-Reports/FraunhoferIEE_Kurzstudie_H2_Gebaeudewaerme_Final_20200529.pdf

 

 

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

Akzeptieren und mitmachen: Die Europäische Idee einer Energieversorgung durch Bürger

Selbstversorgung einer Wohnsiedlung in Amsterdam

Energiegemeinschaft Schoonship in Amsterdam / Bildquelle: Isabel Nabuurs http://www.isabelnabuurs.nl

Energy community – der Begriff klingt gut, die Bedeutung bleibt zunächst wage. Dahinter steht eine Vielzahl von Organisationsformen stehen, die sich derzeit etablieren und sehr unterschiedliche Mitglieder haben. Die EU sieht in solchen Gemeinschaften einen Weg, die Energiewende in der Gesellschaft zu verankern. Auf einer Online-Veranstaltung der österreichischen Initiative „Mission Innovation Austria“ wurde über die unterschiedlichen Ausprägungen in den EU-Mitgliedsstaaten diskutiert.

In den Anfängen wurde die Energiewende vom Mut und dem Engagement einzelner Individualisten und Gruppierungen getrieben, die sich persönlich stark eingebracht haben. Inzwischen ist der Klimaschutz im „Mainstream“ von Politik, Wirtschaft und Gesellschaft angekommen. Dabei hat der Transformationsprozess an Dynamik verloren. Im Gegenteil: Nun sind es oft die Anwohner, die gegen den Ausbau von erneuerbaren Energien protestieren. Restriktive Abstandsregelungen für Windkraftwerke und eine Mengenbeschränkung für Solaranlagen bremsen Investoren.

Energiewende für alle: Smarter Consumer, Smarter Kunde, Smarter Bürger

Sowohl im regulatorischen Rahmen als auch in den Anwohnerprotesten spiegelt sich das Grundproblem der Energiewende: Es fehlt an Akzeptanz für neue Infrastrukturprojekte. Damit wird deutlich, dass die Energiewende nicht gegen die Gesellschaft vorankommen kann. Nicht nur Unternehmen, auch Bürger und Wähler müssen den Transformationsprozess mittragen. Neudeutsch heißt das „smart“ werden.

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Hochtemperatur-Stahlspeicher in Berliner Wohnquartier

IMG_20191210_121235.jpeg In einem Berliner Wohnquartier wird ein neuartiger Wärmespeicher erprobt. Die Installation des Hochtemperaturspeichers mit einem Stahlkern ist ein gemeinsames Projekt des Speicher-Start-ups Lumenion, der Wohnungsbau-Aktiengesellschaft Berlin (Gewobag) und des Energieversorgers Vattenfall. Im Interview erläutert Christian Feuerherd, Geschäftsführer Vattenfall Energy Solutions, das zusätzliche Element einer Power-to-Heat-Anlage in der Quartiersversorgung. Der Beitrag ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 2/2020 erschienen.

In der Wohnanlage Bottroper Weg in Berlin-Tegel hat Vattenfall als Strom- und Wärmelieferant ein Energiewendeprojekt realisiert und dazu 2014 eine Quartierlösung für die Versorgung mit Wärme und Strom installiert, die aus zwei gasbetriebenen Kesseln und einem großen Blockheizkraftwerk (BHKW) besteht. Dadurch wurde  eine alte Ölheizung ersetzt. Das BHKW hat eine elektrische Leistung von 800 kW und beliefert rund 1700 Wohneinheiten mit Heizungswärme und Warmwasser. Der erzeugte Strom wird den Mietern als Quartier-Strom angeboten. Bei vielen Mietern bestehe großes Interesse, den Strom aus dem eigenen BHKW zu beziehen, berichtet Feuerherd.

Überschüssigen Strom als Wärme speichern

Die bestehende Lösung wurde nun durch einen Hochtemperatur-Speicher ergänzt. Die grundlegende Motivation sei es gewesen, Wege zu finden, um die erneuerbaren Energien in das System zu integrieren. Derzeit sei es so, dass bei guten Sonnen- und Windverhältnissen die Stromnetze die erzeugten Mengen gar nicht aufnehmen können, so Feuerherd. Der Hochtemperaturspeicher sei so konzipiert, dass er große Leistung schnell aufnehmen könne und passe damit Wind- und Sonnenspitzen, die punktuell und stark auftreten.

Stahl hat gute Speichereigenschaften auf kleinem Raum

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