Einbau eines regelbaren Ortsnetztrafos. Quelle: MR Reinhausen
Ein Zubau von Solar- und Windanlagen allein macht noch keine Energiewende. Entscheidend ist, dass die Anlagen über ein Netz gemeinsam agieren. Für diese anspruchsvolle Aufgabe muss das bestehende Stromnetz umgebaut werden. Eine technische Lösung zur Steuerung der Niederspannungsebene bietet der regelbare Ortsnetztrafo. Die Geräte sind seit einigen Jahren am Markt aber noch nicht flächendeckend verbaut. Auf der Branchenmesse „e-World“ Anfang 2024 in Essen haben Unternehmensvertreter von ihren Erfahrungen mit den Anlagen berichtet. Ein ausführlicher Beitrag ist dazu in der Zeitschrift ew – Magazin für die Energiewirtschaft erschienen.
Seit rund 15 Jahren sind die Betreiber der Stromverteilnetze massiv gefordert, Kapazitäten auszubauen und neue Kundenanlagen anzuschließen. Denn Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladestationen für E-Mobilität bringen neue Anforderungen mit sich, für die die konventionellen Strukturen nicht ausgelegt sind.
Regelbare Ortsnetztrafos können weitere Kapazitäten erschließen
Mit einem Austausch einzelner Betriebsmittel innerhalb der Netzinfrastruktur lässt sich die Kapazität des Netzes erhöhen, ohne zusätzliche Leitungen zu verlegen. So können durch einen Austausch der Transformatoren in den Ortsnetzstationen weitere Netzkapazitäten erschlossen werden. Solche neuen Regelbaren Ortsnetztrafos (rONT) werden schon von vielen Netzbetreibern eingebaut, sind aber noch nicht überall vorhanden.
Im Gegensatz zu einer Tiefbaustelle wird ein Austausch eines Ortsnetztransformators wird in Öffentlichkeit kaum bemerkt: „Der rONT kann in eine bestehende Ortsnetzstation innerhalb eines Tages integriert werden. Dadurch kann der Betreiber in relativ kurzer Zeit das Verteilnetz modernisieren. Im Februar 2024 haben wir den 10.000sten rONT der dritten Generation ausgeliefert. Mehr als 150 Trafohersteller haben ihn bereits verbaut, und über 300 Betreiber weltweit setzen ihn ein“, berichtet Armin Vielhauer, Maschinenfabrik Reinhausen.
Die Grundidee: Das Internet of Things
Gut 15 Jahre liegen die Anfänge des rONT zurück. Damals galt das Internet of Things als bahnbrechendes System der Zukunft. Etwas ähnliches wurde auch für das Stromnetz gesucht, so dass sich dezentrale Anlagen automatisiert regeln können. Denn seit 2009/2010 ist es deutlich anspruchsvoller geworden, Spannungsqualität im Verteilnetz zu erhalten. Bereits zu dieser Zeit gab es durch die Förderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzt einen steigende Nachfrage nach zusätzlichen Netzanschlüssen für Photovoltaik und Windanlagen.
In Feldversuchen wurde 2009 erstmals die Wirksamkeit von regelbaren Ortsnetztransformatoren nachgewiesen. Bei diesen Pilotprojekten kamen noch konventionelle Stufenschalter in Ölschalttechnik zum Einsatz. Der Pilot wurde liebevoll „Lord Helmchen“ genannt und die Gestalt erinnerte mit einer Höhe von etwa 1,5 m an einen großen Hydranten. Mit diesen Abmessungen war der Schalter nur in sehr großen Transformatoren einsetzbar.
Der rONT passt in die vorhandenen Gebäude
Inzwischen ist die dritte Weiterentwicklung auf dem Markt. Das Bauvolumen und Gewicht wurde erheblich reduziert. Damit passt der Schalter in die bestehenden Gebäude. Aus dem Forschungsprojekt ist ein Standardbetriebsmittel geworden: „Inzwischen ist der Welt klar, was ein rONT tut. Die Technologie ist ausgeforscht und wird weltweit exportiert,“ berichtet Vielhauer.
Ausgeforscht: Branchenexperten zwischen dem Ausgangsentwurf „Lord Heimchen“ und dem heutigen rONT.
Die Netzbetreiber EAM und Avacon blicken zufrieden auf die gelungene Einführung der neuen Technologie. Aus Sicht von EAM werde dieses durch die hohe Zuverlässigkeit unterstützt. Um den rONT einzuführen, war im Unternehmen eine Änderung von Planungsrichtlinien notwendig und eine Begleitung der Inbetriebnahme durch einen Spezialisten.
Neue Technik findet Akzeptanz der Praktiker
Um Vorbehalte der Mitarbeiter gegenüber der neuen Technik abzubauen, wurden Pilotprojekte realisiert, Mustergeräte gefertigt und die Erkenntnisse daraus innerhalb geteilt. Der rONT trifft auch in anderen Ländern auf Interesse, die ihre Energienetze transformieren wollen. Aus Österreich berichtet Michael Pink, Kärnten Netz, dass die Technik bisher erst selten eingesetzt wird, aber die Notwendigkeit, das Netz auszubauen gleichermaßen vorhanden ist.
Technische Entkopplung der Netzebenen
Rein technisch wird über den rONt das Niederspannungsnetz vom Mittelspannungsnetz entkoppelt und der letzte Spannungsregelpunkt vom Umspannwerk in die Ortsnetzstation verlagert. Dabei funktioniert der rONT so, dass eine Steuer- und Regeleinheit kontinuierlich die Sekundärspannung misst. Ein Stufenschalter erhält ein Signal, um das Übersetzungsverhältnis anzupassen.
Der Vorteil des neuen Systems liegt darin, dass im Vergleich zur konventionellen Netzplanung deutlich größere Spannungsschwankungen sowohl in der Mittel- als auch Niederspannungsnetzen zulässig sind. Das lässt sich die Aufnahmekapazität für zusätzliche Lasten und Einspeiser erhöhen.
Option: Netzsteuerung von Lasten
Eine zusätzliche Option des rONT ist, dass sich die Steuer- und Regeleinheit mit SCADA-Systemen verbinden. So ist auch eine komplexere Netzsteuerung möglich und wichtige Betriebsparameter und Messwerte stehen nunmehr für Netzführungszwecke online zur Verfügung. Auch wenn bisher nicht jeder individuelle rONT gesteuert wird, ist diese Möglichkeit die Basis für eine künftige Steuerung von Lasten im Sinne nach § 14 a des Energiewirtschaftgesetzes.
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.
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.
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.
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.
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 SynErgie untersucht, wie energieintensive Industrieprozesse flexibilisiert und so an die Verfügbarkeit erneuerbarer Energien angepasst werden können: https://www.kopernikus-projekte.de/synergie
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.
Stefan Kapferer: Die Energiewende wird immer stärker zur unternehmerischen Herausforderung. (Bildquelle: 50Hertz/Jan Pauls)
Seit Ende 2019 führt Stefan Kapferer den Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission und bringt seine Erfahrungen aus früheren Tätigkeiten – zuletzt beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) – ein. Damit hat sich seine Perspektive auf die Energiewende verändert. Im Gespräch erläutert er, wie sich die aktuellen politischen Weichenstellungen auf die Unternehmensstrategie auswirken werden. Das vollständige Interview ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 2/2020 erschienen und hier auch online abrufbar.
Kapferer betont, dass die Energiewende nun immer stärker zu einer unternehmerischen Herausforderung werde. Im Unternehmen seien die Auswirkungen der Energiepolitik konkret in ihren betriebswirtschaftlichen Konsequenzen spürbar. Er hat sich zum Ziel gesetzt, kosteneffiziente Lösungen für ein bestimmtes politisches Ziel zu finden und so die Interessen des Unternehmens und der Gesellschaft zu verbinden.
Ausstieg aus der Kohleverstromung veRändert die Erzeugungszentren
Derzeit stellt sich mit dem beschlossenen Ausstieg aus der Kohleverstromung für 50Hertz die zentrale Frage, wie sich der Großkraftwerkspark im Netzgebiet entwickelt. Kapferer geht davon aus, dass gemäß den Empfehlungen der Kohlekommission erste Maßnahmen für das Lausitzer Revier für Mitte der 20er Jahre und für das Mitteldeutsche Revier noch später vorgesehen sind. Wichtig sei nun eine Diskussion über sichere Ersatzkapazitäten.
Sebastian Bleschke, Geschäftsführer der Initiative Erdgasspeicher (INES) erläutert, wie Gasspeicher Netzausbau vermeiden können. (Bildquelle: INES)
Deutschland liegt bei den Gasspeicherkapazitäten europaweit vorn. Die Investitionen stammen aber aus einer Zeit, in der Netze und Speicher integriert betrieben wurden. Durch das gesetzlich vorgeschriebene Unbundling haben sich die Geschäftsmodelle verändert. Für Gasnetzbetreiber fehlen Anreize, die Speicher zu nutzen, so dass einige bereits stillgelegt wurden. Die Initiative Erdgasspeicher (INES) hat in Modellrechnungen ermittelt, was diese Entwicklung langfristig bedeutet. Für einen Beitrag der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft hat Sebastian Bleschke, Geschäftsführer der INES die Ergebnisse erläutert.
Da der Gasverbrauch im Jahresverlauf schwankt, die Gaslieferungen aber kontinuierlich strömen, haben Speicher eine wichtige Ausgleichsfunktion. Sie liegen nahe an den Verbrauchszentren und speichern in verbrauchsschwachen Monaten ein, um die Transportnetze in Zeiten des Spitzenverbrauchs im Winter zu entlasten. Im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der Nutzung von Gaskraftwerken als Backup wird sich der Flexibilitätsbedarf im Gasnetz weiter erhöhen.
Im gegenwärtigen Marktdesign wird die Flexibilität, die Speicher zum Gesamtsystem beitragen, nicht gesondert vergütet. Auch für Netzbetreiber gibt es keinen Anreiz, Speicher aus systemischer Sicht zu nutzen und dadurch Netzausbau zu vermeiden. Um den Beitrag der Erdgasspeicher für das Versorgungssystem beziffern zu können, hat INES das Beratungsunternehmens enervis energy advisors GmbH beauftragt.
Die Studie verdeutlicht den großen Unterschied zwischen einem Versorgungssystem mit und ohne Gasspeicher in Deutschland. Aus dem direkten Vergleich der beiden Szenarien lässt sich ableiten, dass der Verzicht auf Gasspeicher in Deutschland Mehrkosten von 2,2 Mrd. Euro pro Jahr für das Gesamtsystem bedeutet.
Power-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.
Power-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.