POWER TO GAS Chancen und Risiken für kommunale Unternehmen 2 EHENT AMUSDEAS IMET OMNIIIT UT FUGA MUS · SOLORIA TURIONSEQUE NATURE IMPRESSUM Herausgeber Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) Invalidenstraße 91, 10115 Berlin Fon: +49 30 58580-0, Fax +49 30 58580-100 www.vku.de, info@vku.de Produktion VKU Verlag GmbH, Berlin/München Invalidenstraße 91, 10115 Berlin Fon: +49 30 58580-850, Fax +49 30 58580-6850 www.vku-verlag.de, info@vku-verlag.de Fachliche Ansprechpartner Isabel Orland Fon: +49 30 58580-196, E-Mail: orland@vku.de Rainer Stock Fon: +49 30 58580-190, E-Mail: stock@vku.de Gestaltung Jana Dimmey, Art Direction VKU Verlag, Berlin Bildnachweis ITM-Power (Titel), Erich Westendarp/pixelio.de (Seite 6), ENERTRAG AG (Seite 12), VKU/regentaucher.com (Seite 16), THÜGA AG (Seite 19), Rainer Sturm/pixelio.de (Seite 20), ENERTRAG AG (Seite 26) Die nachfolgenden Ausführungen sollen ohne Anspruch auf Vollständigkeit einen Überblick über die aus Sicht des VKU grundsätzlichen und typischen Sorgfaltspflichten vermitteln, die für kommunale Unternehmen in den einzelnen genannten Betätigungsfeldern prinzipiell relevant sind. Zugleich sollen sie als unverbindliche Orientierungshilfe die wesentlichen Grundsätze des Compliance-Managements in einer speziell auf kommunale Unternehmen zugeschnittenen Form erläutern; Rechts- und/oder Handlungspflichten werden dadurch mithin nicht begründet. © VKU Verlag GmbH Dezember 2015 POWER TO GAS INHALT Vorwort 4 01 Wenn’s stürmt, wird Strom zu Wasserstoff Power to Gas als Antwort auf Schwankungen in der Energieerzeugung 02 Power to Gas in der Praxis Wirkungsgrade und Anlagensteuerung 13 03 Austauschgas ja, Zusatzgas nur bedingt Potenziale und Grenzen des deutschen Gasnetzes 17 04 Vom Gasnetz zum Verbraucher Märkte, Absatzmöglichkeiten und Investitionen 21 05 Smarte Speicherlösung aus einer Hand Power to Gas als Option für Mehrspartenunternehmen 27 7 Abkürzungsverzeichnis / Glossar 30 3 4 VORWORT POWER TO GAS Der Ausstoß von Treibhausgasemissionen bis 2050 soll in Mithilfe von Power to Gas wird Strom aus erneuerbarer Erzeu- Deutschland gegenüber 1990 um mindestens 80 Prozent redu- gung örtlich und zeitlich flexibel nutzbar gemacht. Einmal in ziert werden. Dazu soll der Anteil der erneuerbaren Energien an der Gasinfrastruktur gespeichert, kann die Energie bei Bedarf der Stromerzeugung im Jahr 2050 auf mindestens 80 Prozent an- in Kraftwerken zurückverstromt, als Brennstoff im Wärmemarkt wachsen und durch Steigerung der Energieeffizienz der Energie- oder auch als Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen eingesetzt werden. verbrauch um 50 Prozent reduziert werden. Power to Gas kann damit einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz leisten und ist ein weiteres Instrument zur Flexibilisierung Die Unterstützung der klima- und energiepolitischen Ziele der der Energieversorgung. Daneben ist mit weiteren Power-to-X- Bundesregierung und der damit einhergehende Transformati- Konzepten, wie Power to Liquid, Power to Compression, Power to onsprozess des Energiesystems ist für die Stadtwerke mit beacht- Heat oder Power to Chemicals, die Speicherung oder der direkte lichen Herausforderungen verbunden: Elektrizität sowie Heiz- Einsatz von nicht bedarfsgerecht erzeugtem Strom in verschiede- und Prozesswärme aus erneuerbaren Energieträgern können nen Anwendungspfaden möglich. nicht immer verfügbar sein, da die daraus resultierende Energieerzeugung witterungsbedingten Verfügbarkeitsschwankungen Derzeit sind Power-to-Gas-Anlagen wirtschaftlich nicht renta- unterworfen ist. bel. Um den Übergang zum wirtschaftlichen Betreib einer Anlage zu erreichen, bedarf es einerseits Fortschritten in der Forschung Für eine sichere Energieversorgung braucht es darum zum und Entwicklung der Anlagentechnik, andererseits aber auch einen ergänzende – konventionelle, vorzugsweise hocheffizien- Anpassungen des ordnungspolitischen Rahmens. te, KWK-basierte – Erzeugungskapazitäten, die Wind- und Sonnenflauten abfangen können. Zum anderen ist eine dichte und Für Stadtwerke kann Power to Gas eine attraktive Option sein, stabile Netzinfrastruktur notwendig, über die vor allem off- und vor allem wenn Energieerzeugung, Strom- und Gasnetzbetrieb in onshore produzierter Windstrom von der norddeutschen Küste kommunalen Händen liegen. Einige kommunale Unternehmen und aus den windstarken ostdeutschen ländlichen Regionen in sind bereits dabei, Erfahrungen mit Power to Gas zu sammeln die industriellen Zentren West- und Süddeutschlands transpor- und Synergien im Querverbund zu heben – einige Praxisbeispiele tiert sowie über intelligent aus- und umgebaute Verteilnetze zu finden Sie in der vorliegenden Broschüre. den Verbrauchern vor Ort gelangen kann. Power to Gas kann im „Zeitalter der Erneuerbaren“ und auf dem Ohne ein zielgerichtetes Erzeugungs- und Lastmanagement, den Weg in die „Dekarbonisierung“ der Energieversorgung einen Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze sowie deutlich aus- wertvollen Beitrag zum Ausgleich von Erzeugungsschwankungen geweitete Speicherkapazitäten wird die Umstrukturierung des leisten. Es liegt an der Politik, dieses Potenzial durch geeignete Energiesystems nicht zu erreichen sein. Anreize zu erschließen. Eine interessante und zukunftsträchtige Speicheroption stellt die Weitere Eindrücke zu den Entwicklungen am Speichermarkt Power-to-Gas-Technologie dar: Strom aus erneuerbaren Quellen können Sie auch dem VKU-Speicherleitfaden - Marktüberblick wird in Wasserstoff oder synthetisches Erdgas umgewandelt. „Energiespeicher in der Kommunalwirtschaft“ entnehmen. Michael Ebling Katherina Reiche Präsident Hauptgeschäftsführerin 5 6 WENN´S STÜRMT, WIRD STROM ZU WASSERSTOFF 01 POWER TO GAS WENN’S STÜRMT, WIRD STROM ZU WASSERSTOFF Power to Gas als Antwort auf Schwankungen in der Energieerzeugung Wie funktioniert Power to Gas? Welche Standorte sind für Power-to-Gas-Anlagen besonders gut geeignet? Und ab wann könnte die Technologie systemrelevant werden? 7 8 WENN´S STÜRMT, WIRD STROM ZU WASSERSTOFF Energie aus Sonne, Wind, Biomasse und Wasser – so lautet, kurz … durch Ausbau der Übertragungsnetze gesagt, das Ziel der deutschen Energiewende. Vor allem Windkraft- und Photovoltaikanlagen sollen Kohle- und Kernkraft- Eine Notwendigkeit, um den Schwankungen in der Erzeugung werke ersetzen. Die Neuausrichtung der Erzeugung bringt jedoch zu begegnen, ist die großräumige Verteilung des EE-Stroms. immense Herausforderungen mit sich, die über die reine Ener- Hierzu müssen die Übertragungsnetze ausgebaut werden. Gäbe giegewinnung weit hinausgehen. Während Kohle- oder Kern- es mehr und leistungsstärkere dieser sogenannten Stromauto- kraftwerke stetig Energie liefern, ist die Erzeugung aus erneu- bahnen, so könnte für den Norden überschüssig erzeugter Wind- erbaren Quellen schwankend. Die Stromausbeute aus Windkraft strom aus Offshore-Windparks in der Nordsee zum Beispiel nach und Sonnenenergie ist wetterabhängig – an windstillen Tagen Süddeutschland transportiert werden, wo es nach dem vollstän- ohne Sonne wird zu wenig Strom produziert, an Tagen mit Wind digen Ausstieg aus der Kernenergie an Erzeugungskapazität zur und Sonnenschein gibt es mehr Elektrizität, als von den Netzen Deckung des Verbrauchs mangeln wird. aufgenommen und von Verbrauchern genutzt werden kann. Doch der Bau neuer Höchstspannungsleitungen ist ein län- Im Zuge der Energiewende und der wachsenden Erzeugung gerfristiges Projekt. Obwohl der Gesetzgeber bereits mehrfach die aus erneuerbaren Quellen werden die Unterschiede zwischen Beschleunigung des Netzausbaus in Angriff genommen hat, liegt Stromangebot und -nachfrage weiter bestehen – die Energie- der Übertragungsnetzausbau weit hinter den Planungen zurück. erzeugung wird weniger stetig und es gilt, Fluktuationen auszugleichen. … durch Anpassungen in den Verteilnetzen Fluktuationen ausgleichen… Die Dezentralisierung der Erzeugung auf die Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene erfordert aber vor allem Anpassungen in Den Ausgleich soll der Strommarkt schaffen: Hier ergibt sich Verteilnetzen – immerhin speisen rund 97 Prozent der Erneuer- jederzeit im Verhältnis von Stromangebot und -nachfrage ein bare-Energien-Anlagen in diese Netzebenen ein. Energie muss Strompreis. Bei Stromknappheit kommt es zu Preisspitzen, die dort nicht mehr nur verteilt werden, sondern aufgenommen, in- ein Hochfahren von Erzeugungsanlagen anreizen sollen. So kann tegriert und – im Falle regional überschüssig erzeugten Stroms zum Beispiel ein modernes Gaskraftwerk für Ausgleich sorgen, – in höhere Netzebenen abtransportiert werden. Hierzu sind wenn Wind- und Sonnenenergie fehlen, da es sich innerhalb Investitionen in die Infrastruktur, etwa für Kabel und Leitun- von wenigen Minuten hochfahren lässt und damit deutlich fle- gen, regelbare Trafos und die Erneuerung von Ortsnetzstationen, xibler reagiert als alte Anlagen. In Zeiten von Stromüberschuss erforderlich. Darüber hinaus erhalten zeitnahe Informationen sollen die sehr niedrigen Strompreise dann ein Herunterfahren über Netzzustände eine größere Bedeutung für die Netzsteue- von Erzeugungsanlagen bewirken. rung. Bei den Netznutzern entstehen mit Smart Metering gro- Auch Verbraucher können ihren Beitrag leisten: Bei Strom- ße Datenmengen, die bewältigt werden müssen. Hier bedarf es knappheit schalten sie den flexiblen Teil ihres Verbrauchs ab, bei einer Umgestaltung und Erneuerung der IT-Landschaft bei den Stromüberschuss zu. Hier können intelligente Messeinrichtungen Verteilnetzbetreibern. Wesentliche Trends sind demnach Ausbau (Smart Meter) zum Beispiel darüber informieren, ob gerade zu von und Investitionen in IT und Infrastruktur und Investitionen viel oder zu wenig Strom erzeugt wird – und entsprechend kann in die Aus- und Fortbildung der Mitarbeiter zur Bewältigung der etwa die Wärmepumpe dann eingeschaltet werden, wenn viel neuen Aufgaben. Wind- und Sonnenenergie zu einem Stromüberschuss führen. Neben den technischen Voraussetzungen stehen und fallen diese Anreize mit der Preisspreizung am Markt. Häufig auftretende und hohe Preisunterschiede am Strommarkt fördern eine … durch Erzeugungs- und Lastmanagement Flexibilisierung zum Ausgleich der Fluktuationen aber nur, wenn die Preisunterschiede die Verbraucher und Erzeuger auch errei- Und auch der Aus- und Umbau auf allen Netzebenen reicht chen und das marktorientierte Verhalten nicht durch Netzeng- allein nicht aus: Die Stromnetze müssen durch den Einzug von pässe behindert wird. Informations- und Kommunikationstechnologien in Verbindung mit Steuerungstechnik intelligenter werden. Denn auch nach . erfolgtem Netzausbau können die volatile Stromeinspeisung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen und der verstärkt marktorientierte Stromverbrauch zu Netzengpässen führen. Immer dann ist ein intelligentes Erzeugungs- und Lastmanagement erforderlich, je nachdem, wie es die Netzsituation gerade erfordert und die Region an Flexibilität hergibt. POWER TO GAS SCHNITTSTELLEN VON STROM- UND GASNETZ SOWIE ERDGASSPEICHER IN DEUTSCHLAND Ferngasleitungsnetz Stromnetz 220 kV Stromnetz 380 kV Kavernenspeicher Porenspeicher Entry-Point Exit-Point Scheibengasbehälter Teleskopgasbehälter Röhrenspeicher Kugelgasbehälter © DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, Stand: Ende 2015 … und durch Speicherlösungen lung von Strom in speicherbares Gas (Power to Gas) möglich. Die Wahrnehmung von Power to Gas in der Öffentlichkeit ist noch Eine Lösung aber, die schon jetzt verfügbar ist, sind Speicher, recht diffus. Deswegen hat sich der VKU zusammen mit seinen die überschüssigen Wind- und Sonnenstrom aufnehmen und Mitgliedsunternehmen und unter Verweis auf die einschlägige bei Bedarf wieder abgeben. In Batterien und Druckluftspeichern Fachliteratur mit den Chancen und Risiken dieser noch jungen kann Strom für einige Tage vorgehalten werden. Soll Energie län- Technologie ergebnisoffen auseinandergesetzt. Kommunalen ger gespeichert werden, so ist dies durch Pumpspeicherkraftwer- Unternehmen bleibt nun die Aufgabe, vor dem Hintergrund ihrer ke, etwa in Österreich oder Skandinavien, in Form von Wärme konkreten Situation – beispielsweise durch Synergien im Quer- (Power to Heat) oder – noch dauerhafter – durch die Umwand- verbund – das Für und Wider von Power to Gas abzuwägen. 9 10 WENN´S STÜRMT, WIRD STROM ZU WASSERSTOFF Wie kommt die Power ins Gas? Netze zu stabilisieren und die Versorgung flexibler zu machen, sind sie an Orten ideal, wo die Stromnetze stark belastet sind und Power to Gas ermöglicht die chemische Speicherung von regional die Gasnetze ausreichend Kapazitäten zur Aufnahme von Was- überschüssigem Strom. Die Technologie besteht darin, Strom in serstoff oder synthetischem Erdgas haben. Das ist beispielsweise Wasserstoff oder – in einem zweiten Schritt – in synthetisches in Norddeutschland der Fall, wo die Stromleitungen durch große Erdgas umzuwandeln und das gewonnene Gas zu speichern oder Mengen an Windstrom stark belastet sind und gleichzeitig eine zu transportieren. Mithilfe von Power to Gas kann Strom aus er- gute Gasnetzinfrastruktur vorhanden ist. Ein weiterer Faktor für neuerbarer Erzeugung also örtlich und zeitlich flexibel nutzbar die Standortauswahl ist eine technisch verfügbare CO²-Quelle. In der Praxis läuft die Umwandlung von Strom in Gas, die gemacht werden. Einmal im Gasnetz gespeichert, kann die Energie bei Bedarf sogenannte Elektrolyse, wie folgt ab: Aus Strom wird mittels in Kraftwerken zurückverstromt, als Brennstoff im Wärmemarkt Wasserelektrolyse Wasserstoff gewonnen. Dieser Wasserstoff kann oder auch als Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen eingesetzt werden. in begrenzter Konzentration ins vorhandene Erdgasnetz und Power to Gas kann durch diese Sektorkopplung mittelfristig einen dessen unterirdische Speicher eingespeist werden. Denkbar ist wichtigen Beitrag zum Klimaschutz leisten und als Instrument auch, Wasserstoff in Großspeichern wie Salzkavernen zwischen- zur Flexibilisierung unserer Energieversorgung dienen. Daneben zuspeichern. ist mit weiteren Power-to-X-Konzepten, wie Power to Liquid, Alternativ kann der Wasserstoff auch durch Reaktion mit Power to Compression, Power to Heat oder Power to Chemicals, Kohlendioxid in synthetisches Erdgas (SNG) umgewandelt, also die Speicherung oder der direkte Einsatz von nicht bedarfsgerecht methanisiert werden. Das so gewonnene Gas kann – anders als erzeugtem Strom in verschiedenen Anwendungspfaden möglich. Wasserstoff – zu 100 Prozent ins bestehende Erdgasnetz geleitet Power-to-Gas-Anlagen sind an manchen Standorten sinn- werden. Das benötigte Kohlendioxid kann aus Kraftwerken, der voller zu betreiben als an anderen. Die Deutschlandkarte auf Industrie, Biogas-, Kläranlagen oder direkt aus der Umgebungs- Seite 9 bildet die Stromübertragungsnetze, die Gasfernleitungs- luft gewonnen werden. netze und ihre Schnittpunkte, sowie die Gasspeicher ab. Um die PRENZLAU: ENERTRAG-HYBRIDKRAFTWERK LIEFERT BEDARFSGERECHTE ENERGIE brandenburgischen sung von Wasserstoff ins Erdgasnetz ist seit Dezember 2014 Prenzlau zielt darauf ab, die Machbarkeit einer sicheren und in Betrieb. Das Gasnetz nimmt nun den größten Anteil des nachhaltigen Energieversorgung und Energiespeicherung mit grünen Wasserstoffs ab und liefert ihn als Windgas an End- einem Mix aus rein erneuerbaren Energiequellen im Praxis- verbraucher in ganz Deutschland. Das ENERTRAG-Hybridkraftwerk im test nachzuweisen. Erstmals werden Wind, Wasserstoff und Biogas zu einem System vereint. Der in drei Windenergieanlagen erzeugte Strom wird Standort: Prenzlau, Brandenburg anteilig zur Herstellung von CO²-freiem Wasserstoff eingesetzt und gespeichert. Für die Erzeugung des Wasserstoffs Projektpartner: wird ein druckloser alkalischer Elektrolyseur eingesetzt. ENERTRAG AG, TOTAL Deutschland GmbH, Der als Wasserstoff gespeicherte Strom wird in Zeiten von Vattenfall Europe Innovation GmbH, Deutsche Bahn AG hoher Energienachfrage und wenig Wind in zwei Blockheizkraftwerken rückverstromt und versorgt zudem einen Teil Inbetriebnahme: des Nahwärmenetzes der Stadt Prenzlau. Der Wasserstoff Oktober 2011 wird dem Biogas mit einem Anteil von bis zu 30 Prozent beigemischt. Zusätzlich kann der hochreine Wasserstoff kom- Ansprechpartner: primiert für die Mobilität bereitgestellt werden. Die Einspei- ENERTRAG AG, enertrag@enertrag.com POWER TO GAS 11 FUNKTIONSWEISE POWER TO GAS ERDGASNETZ ERDGASNETZ STROMNETZ Industrielle Nutzung Stromerzeugung Mobilität Wärmeversorgung Verbraucher GuD-/BHKraftwerke ElektrolyseeG H2 Gasspeicher erneuerbare Energien Methanisierung CH4 Bio-Erdgas Verbandkommunaler kommunalerUnternehmen Unternehmen(VKU) (VKU) ©©Verband Mit einem zunehmenden Anteil von EE-Strom steigt der Flexibili- brauch aus. Gemäß den Zielen der Bundesregierung wäre dies tätsbedarf und unter den derzeitigen Bedingungen der Anteil an also etwa ab 2035 der Fall. Der Bedarf an Kurzzeitspeichern für „Überschussstrom“: Im Jahr 2014 konnten bereits 1.581 Gigawatt- die Bereitstellung von Systemdienstleistungen zur Stromnetzsta- stunden Strom aus erneuerbaren Energien nicht in das Stromnetz bilisierung steigt dagegen deutlich früher. integriert werden und mussten im Rahmen des Einspeisema- Zudem könnten Ausgleichtechniken wie das Power-to-Gas- nagements abgeregelt werden. Das entspricht im Vergleich zum Konzept schon früher nachgefragt werden – dann nämlich, wenn Vorjahr einer Verdreifachung und hat Kosten in Höhe von rund eine der folgenden Situationen eintritt: 187 Mio. Euro (2013: 44 Mio. Euro) verursacht. Die Ausfallarbeit • Der bestehende Kraftwerkspark erweist sich als weniger flexi- kann sich perspektivisch noch deutlich erhöhen. bel als in den Studien angenommen, woraus sich zusätzliche Speicherbedarfe ergeben. ENTWICKLUNG DER AUSFALLARBEIT (IN GWh) • Der tatsächliche Stromnetzausbau hinkt weiterhin dem Plan hinterher. • Es treten zunehmend kritische Stromnetzsituationen auf, weil  Gesamt  Windenergie  Solarenergie  Biomasse 1.580,6 1.122,5 steigende Transportaufgaben und die Dezentralisierung der Energieerzeugung die Netze an den Rand ihrer Belastbarkeit bringen. • Anlagen, die Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugen, müssen immer häufiger abgeregelt werden, das heißt, Strom wird nicht produziert beziehungsweise eingespeist. Die Kos- 555,8 480,3 65,5 8,8 2009 2010 2011 2012 2013 245,2 112,1 2014 Quelle: Monitoringbericht 2015 (BNetzA/BKartA) | © Verband kommunaler Unternehmen (VKU) ten für Ausfallarbeit, also die Entschädigungszahlungen der Netzbetreiber an die betroffenen Erzeuger, steigen deutlich an und belasten die Stromkunden zunehmend. • Wenn in einem neuen Marktmodell EE-Anlagen gesicherte Leistung anbieten, das heißt, ein Teil des erzeugten Stroms etwa in Form von synthetischem Erdgas gespeichert wird Einschlägige Studien gehen von einem Bedarf an Langfristspei- und so in windarmen Zeiten zur Absicherung des Fahrplanes chern für mehrere Tage oder Wochen bei einem Anteil von min- rückverstromt werden kann. destens 60 bis 80 Prozent erneuerbarer Energien am Stromver- 12 POWER TO GAS IN DER PRAXIS 02 POWER TO GAS 13 POWER TO GAS IN DER PRAXIS Wirkungsgrade und Anlagensteuerung Wie viel Energie bleibt trotz Umwandlung von Strom in Gas erhalten? Kann eine Power-to-Gas-Anlage nach Bedarf im wechselnden Betrieb laufen? Und welche Verfahren gibt es zur Elektrolyse? 14 POWER TO GAS IN DER PRAXIS Die Umwandlung von Strom in Gas und gegebenenfalls wieder das heißt nicht dauerhaften, Betrieb ausgerichtet sein und häu- in Strom durch das Power-to-Gas-Verfahren geht mit einem ge- figes Hoch- und Herunterfahren der Anlage tolerieren können. wissen Energieverlust einher. Wird Strom in Gas umgewandelt, Herstellern zufolge ist der intermittierende Betrieb mit so kostet dies rund ein Drittel der Energie (Abbildung, Pfad A). Standard-Elektrolyseuren möglich, kann sich jedoch auf die Wird das Gas anschließend in Strom transformiert, so liegt der Lebensdauer und den Wirkungsgrad der Anlage auswirken. Die Wirkungsgrad bei rund 30 Prozent (Abbildung, Pfad B). Mit 50 Geschwindigkeit des Hoch- und Herunterfahrens, Reaktions- Prozent wäre der Wirkungsgrad höher, wenn bei der Verstromung zeiten, Nutzungsdauerbeschränkungen und andere Merkmale des Gases in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen die entstehende der Betriebsführung unterscheiden sich je nach Art der Elektroly- Wärme genutzt wird (Abbildung, Pfad C). se. Aktuell gibt es zwei standardisierte Verfahren, die alkalische Ein Einsatzfeld von Power to Gas liegt in der Verwendung von Strom aus erneuerbaren Quellen. Genau dies stellt eine He- Elektrolyse und die Proton Exchange Membran-Elektrolyse (PEMElektrolyse). rausforderung dar, denn das schwankende Energieangebot führt Der intermittierende Betrieb von Methanisierungsanlagen ist dazu, dass eine Power-to-Gas-Anlage nicht im Dauerbetrieb nur bedingt möglich. Auch die Auswirkungen des Ab- und An- laufen kann: Viel Sonne und Wind bedeuten Hochbetrieb, bei fahrens der Anlage auf die Stabilität des Katalysators sind nicht Dunkelflaute steht die Anlage still. Power-to-Gas-Anlagen müs- endgültig untersucht. Dies ist aber nicht prioritär, da der aus der sen also flexibel gesteuert werden können: Elektrolyseure und Elektrolyse gewonnene Wasserstoff ja bereits eine Möglichkeit Methanisierungsanlagen müssen auf einen intermittierenden, bietet, den Überschussstrom chemisch zwischenzuspeichern. WIRKUNGSGRADE VON POWER TO GAS Pfad Wirkungsgrad 2/3 A) Strom zu Gas Strom => Wasserstoff Strom => Methan (SNG) Strom => Wasserstoff 64-77% ohne Kompression 1/3 B) Strom zu Gas zu Strom 2/3 bei Verstromung mit 60% und Kompression auf 80 bar 34-44% 30-38% 1/2 C) Strom zu Gas zu KWK (Wärme und Strom) Strom => Methan => KWK bei Kompression auf 80 bar (Einspeisung Fern-/Transportleitung) 57-73% Strom => Wasserstoff Strom => Wasserstoff => KWK bei Kompression auf 200 bar (Arbeitsdruck der meisten Gasspeicher) 49-64% 50-64% Strom => Methan => Strom 2/3 54-72% Strom => Methan (SNG) Strom => Wasserstoff => Strom Randbedingung 2/3 48-62% bei 40% Strom und 45% Wärme und Kompression auf 80 bar 43-54% • versus 65-68% mit norwegischen Pumpspeichern (75% vor Ort plus 7-10% Verlust durch Stromtransport) • versus 0% durch Abregelung oder • versus effizientere, aber kapazitätslimitierendere Speicheralternativen Daten: Michael Sterner © Verband kommunaler Unternehmen (VKU) POWER TO GAS 15 ELEKTROLYSEVERFAHREN IM VERGLEICH Technologie Alkalische Elektrolyse PEM-Elektrolyse Erprobtheit etablierte Technologie für kontinuierlichen Betrieb neue Technologie, wird derzeit noch erforscht – Investitionskosten höher als bei alkalischer Elektrolyse max. Kapazität in m³/h (NTP) pro Einheit 760 30 Druck in bar <30 <30 Temperatur in °C 50–80 50–80 Teillastbereich in % 20–100 0–100 Anfahrtszeit von Stand-by auf Nennlast unter 5 Minuten weniger als 10 Sekunden Auswirkungen eines intermittierenden Betriebs durch schwankende Eingangsleistung können Elektroden degradieren => mechanische Stabilität und Effizienz sinken => negative Auswirkungen auf Lebensdauer, Verfügbarkeit und Wirkungsgrad kann intermittierenden Betrieb besser tolerieren als alkalische Elektrolyse verfügbare Stackgröße 450 m³/h 250 m³/h Investitionskosten 1.000–5.000 €/kW* >2.000 €/kW * die Spannbreite entsteht durch Skaleneffekt; unterer Wert bezieht sich auf Anlagen im MW-Maßstab © xxx © Verband kommunaler Unternehmen (VKU) WERLTE: AUDI NUTZT CO² AUS BIOGASAUFBEREITUNGSANLAGE DER EWE FÜR WASSERSTOFF-METHANISIERUNG Im Auftrag der Audi AG entstand im niedersächsischen Werl- Damit das synthetische Erdgas ins Netz eingespeist werden te eine industrielle Pilotanlage, in der synthetisches Methan kann, betreibt der Netzbetreiber, hier die EWE NETZ GmbH, erzeugt und ins Erdgasnetz der EWE NETZ GmbH eingespeist die Einspeiseanlage mit der erforderlichen Druckanpas- wird. Der Standort Werlte wurde gewählt, weil die EWE sung, Druckabsicherung, Sicherung der Gasbeschaffenheit, ERNEUERBARE ENERGIEN GmbH dort seit 2002 Biogas aus Ab- Gasmessung und Odorierung. Das konditionierte syntheti- fällen erzeugt, aufbereitet und anschließend in das Netz sche Erdgas wird über diese Einspeiseanlage in das Mittel- der EWE NETZ GmbH einspeist. Das für die Methanisierung und Hochdrucknetz der EWE NETZ GmbH geleitet. benötigte Kohlendioxid wird direkt aus dieser Biogasaufbereitungsanlage bezogen. Standort: Werlte, Niedersachsen Die Anlage nutzt überschüssigen regenerativ erzeugten Projektpartner: Wind- und Solarstrom zur Elektrolyse. Der dabei entstehende Audi AG, EWE AG Wasserstoff kann als Kraftstoff für künftige Brennstoffzellen- Inbetriebnahme: Fahrzeuge dienen. Da die dazu erforderliche Infrastruktur August 2013 momentan noch nicht vorhanden ist, wird vorerst synthe- Ansprechpartner: tisches Erdgas erzeugt. Die Anlage bindet das CO², das sonst ungenutzt in die Atmosphäre gelangen würde, in den Kraft- Jan-Bernd Meyer, stoff ein. Das CO² wird dadurch klimaneutral. jan-bernd.meyer@ewe.de Projektmanager Biogasaufbereitungsanlagen 16 AUSTAUSCHGAS JA, ZUSATZGAS NUR BEDINGT 03 POWER TO GAS 17 AUSTAUSCHGAS JA, ZUSATZGAS NUR BEDINGT Potenziale und Grenzen des deutschen Gasnetzes Wie viel Speicherpotenzial bietet das deutsche Erdgasnetz? Inwiefern unterscheiden sich Wasserstoff und synthetisches Erdgas vom Gas im Netz? Und welches Gas darf wie ins Netz eingespeist werden? 18 AUSTAUSCHGAS JA, ZUSATZGAS NUR BEDINGT Im Vergleich zu bestehenden Speicherlösungen kann das speichern können, beläuft sich das Speicherreservoir des Erd- Erdgasnetz ein Vielfaches an Energie aufnehmen. Mit über gasnetzes auf 60-100 Terawattstundenel. Kurz: Das Erdgasnetz 500.000 Kilometern Leitungen und Speichermöglichkeiten für kann 1.500- bis 3.000-mal so viel Elektrizität speichern wie die 24 Milliarden Kubikmeter Gas ist das bestehende Erdgasnetz vorhandenen Pumpspeicher und bietet damit ein enorme Kapa- in der Lage, in synthetisches Erdgas umgewandelte Elektrizität zität, um Energie vorzuhalten und je nach Bedarf als Kraft- oder in großen Mengen aufzunehmen: Während die bestehenden Brennstoff einzusetzen oder in Strom umzuwandeln. Pumpspeicher in Deutschland maximal 0,04 Terawattstundenel LANGFRISTIG VERFÜGBARE SPEICHERKAPAZITÄT IN DEUTSCHLAND Speicher speicherbares Volumen langfristig in Mrd. m³ (Vn) darin Speicherkapazität Wasserstoff in TWh Speicherkapazität Methan in TWh Porenspeicher/Aquifere 10,8 - 119 Kavernenspeicher 19,8 70,3 218 Summe 30,6 Gasspeicher gesamt 0,612 2,17 Gasspeicher gesamt 10 Vol.-%Wasserstoff 3,06 10,9 337 © Verband kommunaler Unternehmen (VKU) Bei der Speicherung muss zwischen Wasserstoff und syntheti- te signifikant verändern. Damit das festgelegte Brennverhalten schem Erdgas (SNG/ EE-Methan) unterschieden werden: Wasser- nicht von der erlaubten Bandbreite abweicht, kann ein Zusatz- stoff kann nur in begrenztem Umfang ins Erdgasnetz eingespeist gas wie Wasserstoff lediglich zugemischt werden. Im Falle von und ausschließlich in Kavernenspeichern gelagert werden. Syn- Wasserstoff liegt der zulässige Anteil bei 5 Volumenprozent. Ist thetisches Erdgas hingegen kann problemlos vom Netz aufge- eine Erdgastankstelle ans Netz angeschlossen, so darf der Was- nommen und sowohl in Kavernen- als auch in Porenspeichern serstoffanteil sogar nur bei maximal 2 Volumenprozent liegen. gelagert werden. Hierdurch erschließt sich ein zusätzliches Denkbar ist, dass in Zukunft mehr Wasserstoff als bisher in technisches Speicherpotenzial für Wasserstoff von rund 0,6 bis die Netze geleitet werden darf. Aktuell wird untersucht, wie das 3,1 Milliarden Kubikmetern (abhängig von der Höhe der Wasser- Netz und Endanwendungen auf höhere Wasserstoffkonzent- stoffbeimischung). Zum Vergleich: Der Erdgasverbrauch lag 2014 rationen reagieren. Nach derzeitigem Kenntnisstand sind Gas- in Deutschland bei rund 85 Mrd. Kubikmetern. Stellt man dieser turbinen, Zahl das Speicherpotenzial gegenüber (30,6 Milliarden Kubikme- Obertage-Anlage, in Fahrzeugen: CNG-Tanks und Großbrenner ter (Vn)), so wird klar: Allein die bestehende Speicherinfrastruk- die wesentlichen kritischen Komponenten. tur ermöglicht es, die Erdgasversorgung Deutschlands für einige Monate zu sichern. Wie muss Gas beschaffen sein, um ins deutsche Erdgasnetz zu dürfen? Diese Frage regelt der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) in seinen Arbeitsblättern. Wenn gasförmige Verbindungen ins Erdgasnetz eingespeist werden, wird zwischen Austauschgas und Zusatzgas unterschieden. Austauschgas hat dieselbe Gasqualität wie das im Netz vorhandene Erdgas. Das im Rahmen von Power to Gas erzeugte synthetische Erdgas ist ein solches Austauschgas und kann zu 100 Volumenprozent eingespeist werden. Wasserstoff hingegen ist ein Zusatzgas und unterscheidet sich in der Zusammensetzung und in den brenntechnischen Kenndaten deutlich vom Erdgas im Netz. Wird Wasserstoff zugemischt, führt das dazu, dass sich die Gaskennwer- Kavernen-/Porenspeicher, Komplettierungstechnik/ Ausgehend von einer Wasserstoffeinspeisung ins Erdgasverteilnetz ohne Erdgastankstellen und komplexer Industrie kann von einer Verträglichkeit von 10 Volumenprozent Wasserstoff heute schon ausgegangen werden. POWER TO GAS 19 FRANKFURT/MAIN: THÜGA-ANLAGE SPEIST DIREKT INS KOMMUNALE GASVERTEILNETZ EIN In einer Projektplattform bündeln 13 Unternehmen der Weitere Informationen: Thüga-Gruppe ihr Know-how und Kapital, um gemein- www.szg-energiespeicher.de sam in die Entwicklung der Power-to-Gas-Speichertechnologie zu investieren. Im Fokus steht die Prüfung der Pra- Standort: xistauglichkeit der Power-to-Gas-Technologie. Zu diesem Frankfurt am Main Zweck entwickeln, bauen und betreiben die Unternehmen über mehrere Jahre (2012–2016) gemeinsam eine eigene Projektpartner: Demonstrationsanlage in Frankfurt am Main. Ende 2013 hat badenova AG & Co. KG, Erdgas Mittelsachsen GmbH, die Anlage erstmalig Wasserstoff in das Frankfurter Gas- Energieversorgung Mittelrhein AG, erdgas schwaben GmbH, verteilnetz eingespeist. Damit ist sie bundesweit die erste e-rp GmbH, ESWE Versorgungs AG, Gasversorgung Wester- Anlage, die in Wasserstoff umgewandelten Strom ins Gas- wald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach verteilnetz eingespeichert hat. Kernstück der Anlage ist ein GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze Protonen-Austausch-Membran(PEM)-Elektrolyseur mit einer GmbH, Thüga AG (Projektkoordinatorin), WEMAG AG elektrischen Nennleistung von 300 Kilowatt und einer zugehörigen Wasserstofferzeugung von rund 60 Kubikmetern Inbetriebnahme: pro Stunde. Der erzeugte Wasserstoff wird mit ca. 3,5 bar Ende 2013 eingespeist. Eine Verdichtung des erzeugten Gases ist dabei nicht nötig, wodurch die Effizienz der Umwandlung erhöht Ansprechpartnerin: wird. In ihrem relevanten Lastbereich zwischen 50 und circa Dr. Elke Wanke, 325 Kilowatt erreicht die Gesamtanlage - von der Stroment- Projektleiterin, nahme bis zur Gaseinspeisung - einen Wirkungsgrad von bis zu elke.wanke@thuega.de 77 Prozent, bezogen auf den Brennwert. Gefördert wird das Projekt vom hessischen Ministerium für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Landesentwicklung sowie der Europäischen Union. Blick in den Elektrolyseur der Power-to-Gas-Demonstrationsanlage 20 VOM GASNETZ ZUM VERBRAUCHER 04 POWER TO GAS 21 VOM GASNETZ ZUM VERBRAUCHER Märkte, Absatzmöglichkeiten und Investitionen Woher kommt der eingesetzte Strom? Wer sind die Abnehmer für das erzeugte Gas? Und inwiefern ist Power to Gas wirtschaftlich attraktiv? 22 VOM GASNETZ ZUM VERBRAUCHER Eine Power-to-Gas-Anlage kann verschiedene Märkte in den Be- • Handel allgemein reichen Strom, Gas, Wärme, Industrie und Verkehr bedienen. Um Strom kann stundenweise direkt zwischen den Vertragspar- diese verschiedenen Märkte genauer zu betrachten, bietet es sich teien („over the counter“) oder an der Börse eingekauft wer- an, zwischen Input-Seite (Beschaffung der Energie, die in die den, wenn die Preise günstig sind. Ein solcher preisgesteuerter Power-to-Gas-Anlage fließt) und Output-Seite (Absatz des von Strombezug hat jedoch zur Folge, dass die Power-to-Gas- der Anlage erzeugten Gases) zu unterscheiden. Anlage nicht kontinuierlich betrieben werden kann. • Regelenergie-Strom Strom kann am Regelenergiemarkt, beispielsweise abhängig von den Preissignalen, gekauft werden. Auch hier wäre ein Strombeschaffung: Woher kommt die in der Power-to-Gas-Anlage eingesetzte Energie? nicht-kontinuierlicher Betrieb der Power-to-Gas-Anlage die Folge. • Kontingente durch Netzmanagement • Abschaltkontingente Für die Gewährung der Netzstabilität können Stromkontin- In Phasen, in denen eine Erzeugungsanlage ihren Strom gente zur Ein- und Ausspeisung bereitgestellt werden: Strom nicht ins Netz einspeisen kann, entstehen sogenannte Ab- aus einem Netzabschnitt kann in einer Power-to-Gas-Anlage schaltkontingente, die in einer Power-to-Gas-Anlage ge- eingesetzt und zu einem späteren Zeitpunkt wieder ins Netz nutzt werden können. geleitet werden. HASSFURT: HÖHERE WASSERSTOFFBEIMISCHUNG WIRD ERPROBT Als Verbundpartner betreiben die Stadtwerk Haßfurt GmbH triebsweisen der Anlage analysiert und optimiert, um so die und Greenpeace Energy ein Power-to-Gas-Modellprojekt im gewonnenen Erfahrungen auf andere Gasnetze und andere fränkischen Haßfurt. Die Hochschule erforscht und optimiert Betreiber übertragen zu können. Im Rahmen des Modellpro- die Anlagenkonstellation im Hinblick auf Betriebszeiten, Er- jekts wird erprobt, inwiefern sich das Erdgasnetz als Speicher zeugung sowie Einspeisung. Weitere Partner sind industrielle für regenerativen Strom nutzen lässt, ohne dass der Weg über Systemzulieferer: Die PEM-Elektrolyse liegt in den Händen die Methanisierung des Wasserstoffs nötig wird. Dennoch von Siemens, Linde Pfaffinger stellt die Gasspeichertechnik kann das Projekt optional um eine Methanisierungsanlage und die DBI GmbH die Gaseinspeisetechnik. erweitert werden. Für die Stadtwerk Haßfurt GmbH steht die Umwandlung von regenerativem Überschussstrom aus eigener Erzeugung Standort: (Solar, Wind) in Wasserstoff im Fokus des Modellprojekts. Er- Haßfurt probt werden soll zudem die Zumischung von Wasserstoff mit einem Anteil bis zu 5 Volumenprozent in das Niederdruck- Projektpartner: Erdgas-Verteilnetz der Stadt. Die elektrische Anschluss- Stadtwerk Haßfurt GmbH, Hochschule für angewandte leistung des PEM-Elektrolyseurs von Siemens beträgt dabei Wissenschaften Würzburg-Schweinfurt, 1.250 Kilowatt Kilowatt. Die heizwertgerechte Gasabrechnung Siemens AG, Linde AG, DBI GmbH, Greenpeace Energy, erfolgt über moderne Messeinrichtungen, sogenannte Smart Pfaffinger Unternehmensgruppe Meter. Die Besonderheit liegt zudem in der Erzeugung des Wasserstoffs aus überschüssigem Strom aus erneuerbaren Inbetriebnahme: Energien. Vorgesehen sind nur Betriebszeiten, in denen im geplant für Frühjahr 2016 Bilanzkreis mehr Energie erzeugt als verbraucht wird. Mit dem Vorhaben wird die gesamte energetische und Ansprechpartner: stoffliche Kette zur Nutzung des regionalen Erdgasnetzes Markus Eichhorn, als Speicher für regenerativen Überschussstrom vollständig Labor für Thermodynamik und Energietechnik, gekoppelt abgebildet. Weiterhin werden die möglichen Be- markus.eichhorn@stwhas.de POWER TO GAS 23 GESTEHUNGSKOSTEN FÜR EE-GAS IN RELATION ZU VOLLLASTSTUNDEN Μ Konservativ: Elektrolyse 1.000 €2013/kWel u. = 70%; Methanisierung 700 €2013/kWel u. = 80% Optimistisch: Elektrolyse 500 €2013/kWel u. = 80%; Methanisierung 350 €2013/kWel u. = 85% 350 Konservativ, 70 €/ MWhel Annahmen: Zinssatz (real): 6% p.a.; Nutzungsdauer: 20 a Stromseitig motivierte Einsatzkonzepte Methangestehungskosten [€2013/MWhth,LHV] 300 250 Gasseitig motivierte Einsatzkonzepte 1.794 200 150 100 50 0 0 1.000 2.000 4.000 3.000 5.000 6.000 7.000 Optimistisch, 70 €/ MWhel Konservativ, 0 €/ MWhel Optimistisch, 0 €/ MWhel Biogaswert 2013 Erdgaswert 2013 8.000 Volllaststunden [h/a] Output-Märkte: Wohin geht das erzeugte Gas? zugspreis von 0 € und ein Strombezugspreis von 70 €/MWhel (dies entspricht etwa den durchschnittlichen Kosten für Windstrom Output-Märkte für synthetisches Erdgas (onshore)). Zur Einordnung sind auch die Wertigkeit für Bio-Erd- • Haushaltskunden gas sowie der Grenzübergangspreis von Erdgas aufgeführt. Es wird • Großhandel deutlich, dass nur unter technisch-optimistischer Schätzung ein • Industriekunden, beispielsweise Gaskraftwerke: Weiterverkauf wirtschaftlicher Betrieb der Power-to-Gas-Anlage möglich ist. auf Strommarkt nach Einsatz von synthetischem Erdgas für Inwiefern die Gestehungskosten von synthetischem Erdgas künf- Rückverstromung (Großhandel/Regelenergie) tig reduziert werden können, ist derzeit auf Basis einiger indi- • Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen: Weiterverkauf von Strom vidueller Pilotprojekte schwer zu prognostizieren. Viele Fakto- und Wärme – synthetisches Erdgas wird ins Gasnetz einge- ren spielen eine Rolle, wie die Prozess- und Standortparameter, speist und kann an anderer Stelle von einem Blockheizkraft- so dass eine verlässliche Aussage schwer zu treffen ist. Flankie- werk aufgenommen werden. An diesem entfernten Standort rende Politikmaßnahmen können zur Kostenreduktion beitra- können dann Wärme und Strom erzeugt werden, etwa durch gen. Solche Maßnahmen könnten darin bestehen, die Defini- Wärme-Contracting-Lösungen. tion von Speichergas zu erweitern, Power-to-Gas-Anlagen als • Industrie: Einsatz als Prozessgas zur Weiterverarbeitung, Wärme-, Kühl- und Trocknungsprozesse • Tankstellen Systemdienstleister einzustufen oder die Regeln zum Gasnetzzugang auch bei nicht überwiegendem Einsatz von erneuerbaren Energien bei der Gaserzeugung anzuwenden. Flankierende Maßnahmen könnten zudem entsprechende Förderprogramme Doch kann synthetisches Erdgas diesen Nachfragern zu einem in den Bereichen Forschung und Entwicklung sein. marktfähigen Preis angeboten werden? Ausschlaggebend für den Es drängt sich also die Frage nach der Wirtschaftlichkeit von Marktpreis sind die Gestehungskosten. Diese sind stark abhängig Power-to-Gas-Anlagen auf: Wie kann Power to Gas rentabel von den Strombezugskosten und der Anzahl der Volllaststunden. sein, wenn sich sogar das heute relativ hoch subventionierte In der Regel gilt: Je günstiger der Strombezugspreis und je mehr Konkurrenzprodukt Bio-Erdgas trotz seines deutlich niedrige- Stunden die Power-to-Gas-Anlage läuft, desto niedriger werden ren Verkaufspreises von rund 6,4 Cent pro Kilowattstunde eher die Kosten für die Erzeugung von einer Kilowattstunde SNG. schleppend vermarktet? Die obere Abbildung zeigt die Bandbreite der Gestehungs- Es zeichnet sich ab, dass synthetisches Erdgas unter den der- kosten von Power to Gas für eine technisch-optimistische und zeitigen Rahmenbedingungen nicht bei den verschiedenen End- eine technisch-konservative Schätzung mit vereinfachten An- verbrauchern (Haushalten, Industrie) oder an Tankstellen zum nahmen. Hier sind zwei Fälle zu unterscheiden: Ein Strombe- Einsatz kommen wird. 24 VOM GASNETZ ZUM VERBRAUCHER Output-Märkte für Wasserstoff Wasserstoff könnte bei 7.000 Volllaststunden und einem angenommenen Strombezugspreis von 0 Cent pro Kilowattstunde • direkt: Industrie und Tankstellen wirtschaftlich erzeugt werden. Diese Bedingungen wären ideal, • nach Rückverstromung: Elektrizitätsmarkt sind jedoch als äußerst ambitioniert zu bewerten. Damit gilt: Wie • Strombörse/OTC synthetisches Erdgas ist auch Wasserstoff aktuell zu teuer, um mit • Regelenergiemarkt anderen Energieträgern konkurrieren zu können. Eine Power-to-Gas-Anlage kann zum einen primär der Gaser- Kann Wasserstoff kostendeckend oder gar gewinnbringend zeugung (Wasserstoff/SNG) dienen, zum anderen der Nutzung vermarktet werden? oder Speicherung von Überschussstrommengen. Um zu beurtei- Der direkte Verkauf von Wasserstoff (an Industrien und Tankstel- len, welche der beiden Alternativen wirtschaftlicher ist, müssen len) ist aktuell wohl der attraktivste Markt. Noch wird Wasserstoff der Wert des erzeugten Gases und die resultierenden Stromge- nur in bestimmten Modellregionen als Kraftstoff eingesetzt, vor stehungskosten mit den Stromgestehungskosten aus anderen allem für den Langstrecken- und Lastverkehr. Vor dem Hinter- Energieträgern verglichen werden. grund der Klimaziele im Verkehrssektor könnte Wasserstoff auf- Wird Strom in Gas umgewandelt, fallen zwei Nebenproduk- grund seiner CO²-freien Verbrennung allerdings künftig stärker eingesetzt werden. te an: Sauerstoff und Wärme. Damit kann der Anlagenbetreiber In Bezug auf den Handel auf dem Strommarkt erscheint die weiteren Verwendung zugeführt werden: So kann beispielsweise Rückverstromung von Wasserstoff wirtschaftlich sinnvoller als Sauerstoff an Klärwerke verkauft werden und dort etwa in Bele- die Rückverstromung von synthetischem Erdgas, da hier der bungsbecken genutzt werden. Die beim Power-to-Gas-Prozess Schritt der Methanisierung mit den entsprechenden Umwand- entstehende Abwärme kann in vorhandene Nah- und Fernwär- lungsverlusten nicht erforderlich ist. Auch für die Teilnahme am menetze eingespeist oder in den Heizungsrücklauf geleitet und Regelenergiemarkt wäre es eher denkbar, dass rückverstrom- bei der Gasvorwärmung genutzt werden. Auch in Biogasanlagen ter Wasserstoff – anders als synthetisches Erdgas – als positive und in anderen Einsatzbereichen kann Wärme weiterverwertet Regelenergie angeboten werden kann. werden. Umsätze generieren, denn beide Nebenprodukte können einer KOSTENSTRUKTUR EINER 5MW(el) ELEKTR. ELEKTROLYSEANLAGE INKLUSIVE EINSPEISUNG Investitionskosten Power-to-Gas-Anlage (5 MW, 1.000 m³/h Wasserstoff) in Euro gerundet Stromanschluss 35,6 % (2) Bau, Aufstellung, Fundamente, Gebäude, Straßen, Zaun (1) 209.000 210.000 Stromanschluss (Trafo, Kabel, Gleichrichter) (2) 3.497.000 3.500.000 Elektrolyseanlage (Wasseraufbereitung, Piping, MSR …) (3) 4.950.000 4.950.000 MSR (Einbindung in Warte), Medienheranführung, Piping (extern) (4) 22.000 20.000 Verdichter (bis 50 bar) (5) 275.000 280.000 Pufferspeicher (bis 50 bar, 15.000 m³) (6) 264.000 260.000 Einspeiseanlage (7) 275.000 280.000 Unvorhergesehenes, Ausgleichsmaßnahmen (8) 321.750 320.000 Summe 9.813.750 9.820.000 Elektrolyseanlage 50,4 % (3) 2,1 % (1) 3,3 % (8) 2,8 % (7) 2,7 % (6) 2,8 % (5) 0,2 % (4) © Verband kommunaler Unternehmen (VKU) POWER TO GAS 25 Allgemein gilt: Power-to-Gas-Anlagen können zeitgleich oder wechselnd in mehrere Märkte eingebunden sein. Um eine Anlage wirtschaftlich betreiben zu können, muss daher der richtige Markt oder die richtige Kombination verschiedener Märkte gewählt werden. Voraussetzung ist, dass die Ausrichtung laufend überprüft und optimiert wird. Generell ist die Wirtschaftlichkeit einer Power-to-Gas-Anlage abhängig von den Investitionskosten, dem Strombezugs- und Gasverkaufspreis, dem Stand der Technologie (Wirkungsgrad der Anlage) und der Entwicklung des Regelenergiemarktes. EU-FORSCHUNGSPROJEKT HELMETH Durch Synergien in Elektrolyse und Methanisierung sollen Projektpartner: Wirkungsgrade über 85 % möglich werden. Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Die Wirtschaftlichkeit von Power-to-Gas-Anlagen kann ge- Universität Turin, TU Athen, Sunfire GmbH, EthosEnergy Italy, steigert werden, indem die Wirkungsgrade erhöht werden. European Research Institute of Catalysis, Deutscher Verein Das Forschungsprojekt HELMETH (Integrated High-Tempe- des Gas- und Wasserfaches e.V. rature ELectrolysis and METHanation for Effective Power to Gas Conversion) soll zeigen, dass Wirkungsgrade über 85 % Forschungsbudget: möglich sind. Hier wird das zweistufige Verfahren weiterent- 3,8 Mio. Euro wickelt: Bei der Elektrolyse wird der Strom zunächst genutzt, um Wasserdampf in Sauerstoff und Wasserstoff zu zersetzen. Weitere Informationen: Bei der Methanisierung wird der erzeugte Wasserstoff dann www.helmeth.eu durch Reaktion mit Kohlendioxid in einspeisefähiges synthetisches Erdgas umgewandelt. Bei HELMETH werden Elektrolyse Ansprechpartner: und Methanisierung nicht getrennt voneinander betrachtet, Manuel Gruber, Lehrstuhl für Verbrennungstechnik, sondern Synergien zwischen diesen Verfahrensschritten bes- Manuel.Gruber2@kit.edu ser genutzt: Ein großes Potenzial liegt in der Nutzung der Prozesswärme aus der Methanisierung, um den Wasserdampf + - sondere die neu entwickelte Hochtemperaturelektrolyse bei ELMETH C 2 für die Hochtemperaturdampfelektrolyse zu erzeugen. InsbeO2 4 T CO2 H2 T H 2O rund 800 °C und bei bis zu 30 bar Druck hat thermodynamische Vorteile, die den Wirkungsgrad in Kombination mit einer thermischen Integration der exothermen CO²-Methanisierung weiter steigern. Im Rahmen von HELMETH soll eine Demonstrationsanlage entstehen, die mit einem Wirkungsgrad von rund 85 % aus erneuerbaren Energien Methan erzeugt. Parallel werden Studien zur Wirtschaftlichkeit und Klimabilanz der neuen Technologie erstellt. H 2O CH4 H 2O 26 SMARTE SPEICHERLÖSUNG AUS EINER HAND 05 POWER TO GAS 27 SMARTE SPEICHERLÖSUNG AUS EINER HAND Power to Gas als Option für Mehrspartenunternehmen Lohnt sich Power to Gas für kommunale Unternehmen? Welche Rolle spielen Verbundeffekte? Und wie sind die Chancen und Risiken insgesamt zu bewerten? 28 SMARTE SPEICHERLÖSUNG AUS EINER HAND Am Betrieb einer Power-to-Gas-Anlage sind verschiedene Wenn Akteure beteiligt: der Betreiber der Power-to-Gas-Anlage, der EE-Erzeugungs- und Power-to-Gas-Anlage, sondern auch das das kommunale Unternehmen nicht nur die Betreiber der (EE-)Stromerzeugungsanlage, Strom- und Gasnetz- Stromnetz betreibt, ergeben sich, zumindest in den Fällen, betreiber sowie Händler und Dienstleister. in denen der Netzbetrieb nicht gesellschaftsrechtlich entflochten Für kommunale Unternehmen kann Power to Gas vor ist, weitere Synergieeffekte: Dank Power to Gas können kritische allem dann interessant sein, wenn das kommunale Unterneh- Stromnetzsituationen durch fluktuierende EE-Einspeisungen men mehrere der genannten Akteure in sich vereint. und somit erforderliche Investitionen ins Stromnetz vermieden werden. Dies reduziert die Kosten insgesamt. KOMMUNALES UNTERNEHMEN IST + Betreiber der Power-toGas-Anlage KOMMUNALES UNTERNEHMEN IST Betreiber der (EE-)Stromerzeugungsanlage + Betreiber der Power-toGas-Anlage Betreiber der (EE-)Stromerzeugungsanlage + + Stromnetzbetreiber + Gasnetzbetreiber Für ein kommunales Unternehmen ist der Betrieb einer Powerto-Gas-Anlage umso interessanter, wenn es selbst Strom aus Ist ein kommunales Unternehmen zudem auch Betreiber des erneuerbaren Quellen erzeugt. Grund: Die Power-to-Gas-Anla- Gasnetzes, so kann durch Power to Gas die Auslastung der Gas- ge kann den selbst erzeugten Strom zu einem Preis beziehen, netze erhöht werden. Die Wirtschaftlichkeit des überregionalen der einen wirtschaftlichen Betrieb der Power-to-Gas-Anlage Gasnetzes ist eng mit der Netzauslastung verbunden – bei guter ermöglicht. Auf der anderen Seite profitiert das kommunale Auslastung können Netzentgelte reduziert werden. Unternehmen als Stromerzeuger davon, dass durch Power to Gas ein neuer Absatzkanal entsteht, über den das erzeugte Gas auch Damit ist klar: Power to Gas ist vor allem für Unternehmen inte- in Zeiten von Stromüberschüssen gewinnbringend vermarktet ressant, die Gasnetze im Umfeld von EE-Anlagen betreiben und werden kann. in deren Umfeld die Stromnetzsituation kritisch ist. Ideal eignet sich Power to Gas also für Mehrspartenunternehmen. Natürlich gilt auch hier: Der Betreiber muss die geltenden Entflechtungs- KOMMUNALES UNTERNEHMEN IST vorschriften einhalten und einen diskriminierungsfreien Netzzugang gewährleisten. Power-to-Gas-Anlagen, die Wasserstoff erzeugen, können in + Betreiber der Power-toGas-Anlage + Betreiber der (EE-)Stromerzeugungsanlage der Regel eher wirtschaftlich betrieben werden, wenn sie das erzeugte Gas direkt ins Fernleitungsnetz einspeisen. Dies trifft auf große regionale und überregionale Fernleitungsnetzbetreiber zu, oder auch auf Stadtwerke, die Zugang zum Fernleitungsnetz haben. Ist die Anlage jedoch an die regionale oder örtliche Netzebene angeschlossen, so kann aufgrund der Zumischbegrenzungen möglicherweise nicht genug Wasserstoff eingespeist werden, um die Power-to-Gas-Anlage wirtschaftlich betreiben Stromnetzbetreiber zu können. Angesichts schwankender Erzeugung und steigenden Speicherbedarfs stellt Power to Gas eine vielversprechende Option dar. Die Umwandlung von Strom aus erneuerbaren Energien POWER TO GAS 29 in Wasserstoff oder synthetisches Erdgas ermöglicht es, Energie zu speichern und gezielt einzusetzen, wo und wann sie gebraucht wird. Stromüberschüsse aus volatilen Quellen können im Erdgasnetz aufgenommen und bedarfsgerecht bereitgestellt werden. Power to Gas verbindet die Strom-, Gas- und Wärmemärkte miteinander und stellt die Verbindung zum Mobilitätssektor sowie zur Industrie her. Dennoch: Power to Gas wirft in der Industrie wie in der Politik aktuell noch viele Fragen auf: • Wie lassen sich die Elektrolyseur- und Methanisierungstechnik mit einem systembedingt intermittierenden Betrieb der Anlage vereinbaren? • Unter welchen Voraussetzungen kann eine Power-to-GasAnlage kostendeckend betrieben werden? • Und inwiefern ist die Technologie eine attraktive Option für kommunale Unternehmen? Klar ist: Aus heutiger Sicht lässt sich Power to Gas aufgrund der technischen Entwicklung und des ordnungspolitischen Rahmens nicht wirtschaftlich betreiben. Vor diesem Hintergrund tut es not, schnellstmöglich die notwendigen Gesetzesgrundlagen für Energiespeicher zu schaffen. Ein verbindlicher Rahmen und entsprechende Förderprogramme könnten den wirtschaftlichen Betrieb von Power to Gas in Deutschland gewährleisten und den Weg ebnen für eine sinnvolle Eingliederung der Technik in das künftige Energiesystem. Auf dem Weg ins Zeitalter der erneuerbaren Energieversorgung ist Power to Gas ein wichtiger Baustein – auch und gerade für die kommunale Energiewirtschaft. Kommunalen Unternehmen bleibt vorerst die Aufgabe, die Chancen und Risiken von Power to Gas individuell abzuwägen. Investitionen in eine nachhaltige Energieversorgung, ob durch Power to Gas oder andere Technologien, sollten sorgfältig geprüft werden. 30  ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS / GLOSSAR Ausfallarbeit Differenz zwischen möglicher Einspeisung und tatsächlich realisierter Einspeisung Austauschgas Gas, das ähnliche Eigenschaften wie Erdgas aufweist und dessen Austauschbarkeit mit Erdgas möglich ist EE Erneuerbare Energien EE-Gas Alle aus EE-Strom erzeugten gasförmigen Energieträger – als EE-Wasserstoff, EE-Methan= EE -SNG, oder eine Mischung daraus (EE-Hythane) Gestehungskosten Kosten, die für die Erstellung eines Produktes entstehen kW Kilowatt KWK Kraft-Wärme-Kopplung Methanisierungsanlage Anlage, in der Wasserstoff mit Kohlendioxid angereichert und so in Methan umgewandelt wird NTP Standardbedingungen (Normal Temperature and Pressure) PEM-Elektrolyse Proton-Exchange-Membran-Elektrolyse Regelenergie Energie zum Ausgleich von Verbrauch und Leistung zur Gewährleistung der Stromnetzstabilität SNG Synthetisches Erdgas (Synthetic Natural Gas) Zusatzgas Gas, das andere Eigenschaften als Erdgas aufweist, dessen Austauschbarkeit mit Erdgas nicht, eine Beimischung jedoch möglich ist  LITERATUR _Agentur für Erneuerbare Energien e.V., Ingenieurbüro für neue Energien (IfnE) (2015): Metaanalyse Stromspeicher in Deutschland, Berlin, Agentur für Erneuerbare Energien e.V. _Bergische Universität Wuppertal, DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, DVGW, RWTH Aachen (2015): Nutzen der Power-to-Gas-Technologie zur Entlastung der 110 kV-Stromverteilungsnetze, Bonn: DVGW. _Brunner, C., Michaelis, J., Möst, D. (2015): Competitiveness of Different Operational Concepts for Power-to-Gas in Future Energy Systems, Köln: Zeitschrift für Energiewirtschaft. _DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH (2014): Wasserstofftoleranz der Erdgasinfrastruktur inklusive aller assoziierten Anlagen, Bonn, DVGW. _DVGW, DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH, Outotec GmbH, Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität (2014): Technoökonomische Studie von Power-to-Gas-Konzepten, Bonn: DVGW. _Energy Brainpool, Forschungsstelle für Energienetze und -speicher der OTH Regensburg (2015): Warum Windgas die Energiewende sicher macht und Kosten senkt, Hamburg: Greenpeace Energy eG. www.vku.de