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Aus Strom mach‘ Wärme: Nach dem Prinzip eines Tauchsieders lässt sich die Energie im Strom vollständig nutzen.
Energieversorgung & Energiewirtschaft

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Strom nutzen statt speichern

Text: Dr. Martin Kleimaier, VDE / VDI Foto, Grafik: Floortje/iStockphoto, M. Kleimaier
Die Langzeitspeicherung von überschüssigem Strom in Wasserstoff oder Methan ist derzeit ein Hype. Kostengünstiger und effizienter ist die direkte Nutzung als Wärme - trotz ihres schlechten Rufs. Dank „virtueller Methanisierung“ kann das Erdgasnetz als Speicher dienen.

Bis 2050 sollen erneuerbare Energien laut dem Energiekonzept der Bundesregierung 80 Prozent des Stromverbrauchs decken. Dieses „80-Prozent-Szenario“ benötigt Langzeitspeicher mit einer Kapazität von etwa sieben bis acht TWh, um insbesondere längere Windflauten bei gleichzeitig deutlich reduzierter Sonneneinstrahlung zu überbrücken [1]. Da derartige Langzeitspeicher hierbei nur auf etwa zwei äquivalente Vollzyklen pro Jahr kommen, würden in diesen Anlagen in einem Jahr etwa 15 TWh zwischengespeichert. Um diese Strommenge aufzunehmen, wäre etwa das 150-fache der heute in Deutschland in Form von Pumpspeicherkraftwerken verfügbaren Speicherkapazität erforderlich.

Da Pumpspeicher in dieser Größenordnung in Deutschland nicht möglich und Batterien für diese Aufgabe nicht geeignet sind, muss eine andere Lösung her. Als Speichermedium bietet sich Gas wie etwa Methan an, das sich in geeigneten Kavernen im Untergrund speichern lässt. Im deutschen Gasnetz steht bereits heute eine Speicherkapazität von etwa 230 TWh zur Verfügung - also ein Vielfaches der für die Stromspeicherung benötigten Kapazität. Daher werden derzeit elektrolysebasierte Konzepte zur Langzeitspeicherung für den Stromsektor diskutiert. Mit den Stromüberschüssen soll dabei synthetisches Erdgas erzeugt werden (Power-to-Gas), das in das Erdgasnetz eingespeist wird, so dass man auf die dort vorhandenen Speicher zurückgreifen kann. Die Anlagenkosten und die Umwandlungsverluste sind hierbei aber sehr hoch. Doch gibt es Alternativen?

Ein Paradigmenwechsel

In der Vergangenheit kam die Nutzung von Strom im Wärmesektor zunehmend in Misskredit, denn der Wirkungsgrad, der sich bei der Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken zwangsweise einstellt, ist schlecht. Im Rahmen der Energiewende ergibt sich mit forciertem Ausbau der Erneuerbaren im Stromsektor jedoch ein Paradigmenwechsel: War Strom bislang ein Sekundärenergieträger, der aus fossilen Energieträgern erzeugt werden musste, so wird Strom aus Wind und Sonne zu einem Primärenergieträger. Die bislang vorgebrachten Argumente gegen eine Nutzung von Strom im Wärmesektor treffen hierfür nicht mehr zu.Hingegen würde Gas, das aus Überschussstrom mittels Elektrolyse und nachgeschalteter Methanisierung erzeugt wird, zu einem Sekundärenergieträger und damit eigentlich viel zu wertvoll, um „verbrannt“ zu werden und letztendlich daraus nur Wärme zu erzeugen. In zukünftigen Stromversorgungsszenarien mit einem steigenden Anteil der erneuerbaren Energien drängt sich die Nutzung von Strom im Wärmemarkt also förmlich auf (Power-to-Heat). Wie lösen wir jedoch das Speicherproblem?

Gasnetz als Speicher

Gas, das heute zum größten Teil im Wärmemarkt eingesetzt wird, kann durch die Nutzung von Überschussstrom in diesem Sektor zu einem gewissen Teil substituiert werden. Dies gilt, solange mehr oder weniger gleichzeitig dem vorhandenem Überschussstrom aus erneuerbaren Energien ein Gasbedarf für Wärmeerzeugung gegenübersteht. Durch die Nutzung von lokalen Wärmespeicherkapazitäten ist dabei auch eine begrenzte zeitliche Entkopplung möglich. Das auf diese Weise eingesparte Gas wird dem Gasnetz also nicht entnommen, so dass es dort für eine spätere Nutzung weiterhin zur Verfügung steht. Somit lässt sich das Gasnetz als Speicher erschließen ohne neues Gas künstlich erzeugen zu müssen; man spricht daher auch von „virtueller Methanisierung“.

Durch die geringe Effizienz von Elektrolyse und die nachgeschaltete Methanisierung geht bei dem Power-to-Gas-Verfahren etwa die Hälfte des eingesetzten Stroms als nutzbare Energie verloren. In dem synthetischen Erdgas stecken also nur noch etwa 50Prozent der ursprünglich zur Verfügung stehenden elektrischen Energie. Bei der direkten Wärmeerzeugung in einem einfachen Heizwiderstand nach dem Tauchsiederprinzip wird dieser Strom hingegen quasi zu 100 Prozent genutzt.

Im Vergleich zu der physikalisch-chemischen Erzeugung von Methan beim Power-to-Gas-Verfahren wird durch die virtuelle Methanisierung also selbst mit diesem einfachen und kostengünstigen Verfahren (Power-to-Heat mit einem Heizwiderstand) dem Gasnetz die doppelte Gasmenge für eine beliebige weitere Verwendung zur Verfügung gestellt.

Die Ausbeute lässt sich sogar noch deutlich steigern, wenn statt des Heizwiderstandes eine elektrische Wärmepumpe zum Einsatz kommt: Dann steigt die „Gasausbeute“ gegenüber Power-to-Gas um den Faktor sechs, allerdings mit deutlich höheren Investitionskosten für das Wärmepumpensystem im Gegensatz zu einem Heizwiderstand. Das virtuell erzeugte Gas ist mit dem synthetischen Gas identisch - nicht nur in seinen chemischen Eigenschaften sondern insbesondere auch im Hinblick auf die Ökologie: In beiden Fällen wird das Gas vollständig auf Basis erneuerbarer Energien bereitgestellt.

Hybride Systeme zur Wärmeerzeugung

Neben den Zeiten mit Stromüberschüssen steht auch bei hohen Ausbauquoten für Erneuerbare noch zu vielen Zeiten nicht genügend Strom aus regenerativen Quellen zur Verfügung. Diese Mangelsituationen können mehrere Wochen dauern, wenn längere Windflauten mit geringer Sonneneinstrahlung - zusammenfallen. Wärmespeicher oder andere Kurzzeitspeicher wie Batterien kommen hierfür nicht in Frage, da diese üblicherweise aus technischen Gründen nur für eine Nutzung im Stundenbereich ausgelegt werden können. Die Stromnachfrage muss aus anderen Quellen gedeckt werden.

Hier schließt sich der Kreis zur Nutzung des synthetischen oder virtuell erzeugten Methans. Zusätzlich wird dann bevorzugt auch Biogas genutzt. Obwohl es relativ konstant anfällt, gilt auch hier, das Biogas während der Überschusssituationen im Stromnetz besser nicht unmittelbar nach dessen Erzeugung zu verstromen - und damit zu einer weiteren Erhöhung der Überschüsse beizutragen. Es sollte vielmehr lokal oder aufbereitet im Gasnetz gespeichert werden, um es erst bei Mangelsituationen für die Stromerzeugung abrufen zu können. Neben diesen aus erneuerbaren Energien gewonnenen Gasmengen sind darüber hinaus in einem 80-Prozent-Szenario für die Stromerzeugung auch noch 20 Prozent Restmengen fossiler Energieträgern - bevorzugt vermutlich Erdgas - zulässig. Für diese Mangelsituationen muss also ein geeigneter Kraftwerkspark aus großen zentralen Kraftwerken und vielen kleineren dezentralen Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) bereitgehalten werden.

Da die Nutzungsdauer all dieser Erzeugungseinheiten mit steigendem Ausbau der erneuerbaren Energien immer geringer wird, muss es ein vorrangiges Ziel sein, die insgesamt in diesem Kraftwerkspark installierte Leistung so gering wie möglich zu halten. Lastmanagement kann hierzu einen Beitrag leisten, allerdings oft nur kurzzeitig. Dies gilt selbst für Kühlhäuser, bei denen sich die Kälteerzeugung um mehrere Stunden verschieben lässt; danach muss aber unbedingt wieder gekühlt werden. Zudem greifen diese Maßnahmen üblicherweise mehr oder weniger massiv in die Prozesse der Kunden ein.

Hybride oder bivalente Systeme zur Wärmeerzeugung weisen derartige Nachteile nicht auf, da sie je nach Situation auf unterschiedliche Energieträger zurückgreifen können: In Überschusssituationen kann die Wärme direkt elektrisch erzeugt werden und bei Mangelsituationen kann auf einen gut speicherbaren Energieträger ausgewichen werden, in dem hier beschriebenen Fall zum Beispiel auf Gas. Damit ist für solche Hybridsysteme auch keine Leistung in Schattenkraftwerken vorzuhalten.

Vorbild Dänemark

In Dänemark wird dieses Verfahren schon seit längerem im großen Stil umgesetzt. Dort sind Nah- und Fernwärmesysteme auf Basis von Erdgas weit verbreitet, die mit einem elektrischen Zusatzheizer ausgestattet wurden. In Deutschland stehen derartige Überlegungen erst am Anfang; erste Anlagen sind in den Fernwärmesystemen von Berlin, Hamburg und Flensburg realisiert oder noch in der Planung. Technisch steht auch der Nutzung in Ein- und Mehrfamilienhäusern nichts im Wege. Sinnvollerweise wird man diese Kleinanlagen zu größeren Clustern zusammenfassen und gemeinsam steuern.

Selbstverständlich sind die Hybridsysteme nicht auf Erdgas beschränkt. Generell lässt sich dieses Prinzip auf alle Wärmeerzeuger übertragen. So lässt sich durch die Nutzung von Überschussstrom der Bedarf für den anderen, in der Regel gut speicherbaren Energieträger, wie Heizöl, Holz oder Pellets, reduzieren und somit dessen Reichweite erhöhen.

Die Potenziale für die Langzeitspeicherung, die sich mit derartigen Hybridsystemen erschließen lassen, sind groß, wie folgendes Beispiel zeigt: In einer VDE-Studie [1] wurde ermittelt, dass für die Aufnahme von Stromüberschüssen aus erneuerbaren Energien in einem 80-Prozent-Szenario für die Langzeitspeicher eine Einspeicherleistung von etwa 18 GW eine sinnvolle Größenordnung darstellen könnte. Im Gasnetz beträgt der mittlere Gasabsatz selbst während der Sommermonate heute noch etwa 55 GW (überwiegend Prozesswärme und Trinkwassererwärmung), so dass selbst im Sommer nur ein Drittel des Gasabsatzes durch Strom ersetzt werden müsste.

Strom- und Gasversorgung ergänzen sich

In einem intelligenten Energiesystem müssen die Vorteile der unterschiedlichen Energieträger den volkswirtschaftlichen Nutzen insgesamt optimieren. Dies ist heute praktisch nicht möglich, da die einzelnen Systeme unterschiedliche Eigentümer und Betreiber haben. Sie handeln deshalb nur nach rein betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten im Spielraum gesetzlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Hieraus ergibt sich ein dringender Handlungsbedarf, damit technisch und volkswirtschaftlich sinnvolle Lösungen möglich werden.

Durch den Ausbau der Erneuerbaren wird Strom zum wesentlichen Energieträger der Zukunft. Gasförmige Energieträger übernehmen aufgrund ihrer guten Speicherfähigkeit insbesondere eine Ausgleichsfunktion zu den fluktuierenden Erneuerbaren im Langzeitbereich. Im Verkehr werden elektrische Antriebe die Verbrennungsmotoren weitgehend ersetzen, mit Batterien für die Kurzstrecke im Stadt- und Regionalverkehr und wasserstoffbasierte Brennstoffzellen für die Langstrecke. Strom wird auch im Wärmemarkt künftig immer wichtiger sein. Ideologisch bedingte Vorbehalte müssen aufgegeben werden. In beiden Fällen werden Hybridsysteme dabei sicher interessante Möglichkeiten eröffnen, da sie die Vorteile zweier Energieträger in idealer Weise kombinieren. Ein Zusammenwachsen der bislang eigenständig betriebenen Energiesysteme für Strom, Gas, Wärme und Kraftstoffe ist also dringend erforderlich. Nur mit einem volkswirtschaftlich optimierten Gesamtsystems kann die Energiewende gelingen.

Weitere Informationen

[1] Energiespeicher für die Energiewende, VDE-Studie, Juni 2012

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