Heizen mit Strom

Technik

Power to Heat - Die Stromheizung ist wieder da: Fernwärmeversorger installieren Elektrokessel, mit denen sie überschüssigen Strom aus Erneuerbaren abfangen und so das System stabilisieren. Rentabel werden die Anlagen allerdings derzeit nur über die Vermarktung von Regelenergie, weil sie wie Letztverbraucher behandelt und mit entsprechenden Steuern und Abgaben belegt werden.

26. Februar 2014

Wohin mit dem Strom, den Wind- und Solaranlagen an sonnigen und windstarken Tagen ins Netz einspeisen, egal ob er gebraucht wird oder nicht? Man sollte damit Nutzwärme erzeugen, rät eine Studie des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE).

Optionen und Technologien, um hohe Anteile erneuerbarer Energien (EE) auszugleichen und das Stromsystem stabil zu halten, seien heute bereits verfügbar, so das zentrale Ergebnis der Untersuchung. Zu den praktikabelsten Lösungen auf der Nachfrageseite gehöre die Wärmenutzung von Überschussstrom, Power to Heat (PtH): »einfache und kostengünstige Technik, die sofort eingesetzt werden kann«.

Gerade für Regionen mit Verteilnetzengpässen wird der Einsatz schon jetzt empfohlen, um Windstrom zu verwerten, der andernfalls abgeregelt werden müsste. Die Potenziale seien groß und sollten möglichst genutzt werden, ehe man Strom in großem Umfang direkt speichert, was deutlich teurer und verlustreicher wäre.

Schub für die Fernwärme?

Neben dezentralen PtH-Anwendungen wie Nachtspeicherheizungen, Wärmepumpen und hybriden Heizsystemen bieten vor allem die Fernwärmenetze gute Möglichkeiten, den Strom- mit dem Wärmemarkt zu verbinden.

Die hier in Heiz- und Heizkraftwerken installierte Wärmeleistung von circa 65 GW ließe sich laut Studie prinzipiell zumindest zeitweise durch Elektrokessel ersetzen. Welche Potenziale damit kurzfristig erschließbar wären, hat die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) in München unlängst errechnet. Dazu wurden für alle Fernwärmenetze synthetische Lastgänge erstellt und deutschlandweit aggregiert.

Die thermische Spitzenlast und damit das theoretische PtH-Potenzial liegt demzufolge bei maximal 29 GW beziehungsweise 91 Mrd. kWh/a. Als jederzeit verfügbares Potenzial nennen die Forscher die Minimallast eines deutschlandweit aggregierten Fernwärmelastgangs. Das wären 3,3 GW oder 29 Mrd. kWh/a. In dieser Größenordnung könnten PtH-Anlagen stets mit voller Leistung laufen und dabei unter anderem auch Überschussstrom in den Wärmemarkt verlagern.

Überschussstrom ist bislang knapp

Wenn es denn bereits genug Überschussstrom gäbe: 385 Mio. kWh EE-Strom mussten 2012 aus Gründen der Netzsicherheit abgeregelt werden. Zwar war aufgrund der günstigen Wetterlage weniger Ökostrom vom Einspeisemanagement nach § 11 EEG betroffen als im Vorjahr (421 Mio. kWh), heißt es im Monitoringbericht von BNetzA und Bundeskartellamt. Für die Zukunft ist jedoch mit einem kräftigen Wachstum der grünen Ausfallarbeit zu rechnen, zumal es bisher nicht so scheint, als könnte der Netzausbau mit dem EE-Wachstum Schritt halten. Derzeit sind allein auf Überschussstrom abgestellte PtH-Konzepte laut der Studie allenfalls in Regionen mit starken Netzrestriktionen rentabel.

Voraussetzung sei, dass sich die Wärmesenke in der Nähe der vom Einspeisemanagement betroffenen EE-Anlagen befindet. Dort, wo der Grünstrom-Abtransport engpassfrei funktioniert, erscheint der Einsatz der Technik der BEE-Untersuchung zufolge erst nach 2020 sinnvoll. Bei Baukosten für Elektrokessel in Wärmenetzen von circa 70-100 € je kW hänge die Wirtschaftlichkeit von der Häufigkeit und der Dauer des Einspeisemanagements ab; eine Größe, die für Wärmenetzbetreiber kaum einzuschätzen sei.

Negative Regelleistung aus Lemgo

Hinzu kommt, dass Fortschritte im Netzausbau vorhandene PtH-Potenziale zunichte machen können. »Daher wird kein Investor einen Elektrokessel ausschließlich zur Nutzung von Windstromüberschüssen installieren«, heißt es in der Studie. Aber PtH-Anlagen haben weitere Vorzüge, die schon heute einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen: So lässt sich die Fahrweise von KWK-Anlagen in manchen Fällen optimieren, in dem man bei Niedrigstpreisen an der Börse den Wärmebedarf durch den Elektrokessel deckt statt durch die KWK-Anlage.

Vor allem aber sind die Anlagen imstande, ihre volle Leistung innerhalb weniger Minuten bereitzustellen: Das eröffnet ihnen die Teilnahme am Regelenergiemarkt.

Die Stadtwerke Lemgo nutzen diese Möglichkeit und bieten seit September negative Sekundärregelleistung aus einem Elektrokessel an. Zuvor war die aus zehn Heizstabbündeln mit je 500 kW thermischer Leistung bestehende Anlage, die ähnlich wie ein Tauchsieder funktioniert, in der Minutenreserve eingesetzt worden.

Wird die Regelleistung abgefragt, hat der Kessel unabhängig von der Nachfragesituation im Wärmenetz hochzufahren. Das setzt ausreichend Speicherkapazität voraus – zwei Wärmegroßspeicher mit insgesamt 3000 m3 Kapazität stehen in Lemgo zur Verfügung. Etwa 1000 Vollbenutzungsstunden pro Jahr peilen die Stadtwerke mit dieser Fahrweise an. Theoretisch könnte man die Anlage auch in Abhängigkeit von den Notierungen an der Strombörse betreiben. Rentabel wäre das aber nur bei stark negativen Preisen, sagt Uwe Weber, Bereichsleiter für die Strom-und Wärmeversorgung.

Letztverbraucherabgaben wie Stromsteuer und EEG-Umlage, aber auch Netznutzungsentgelte sorgen dafür, dass der Heizstabkessel in den meisten Zeiten mit den Grenzkosten der KWK- und Gaskesselanlagen nicht mithalten kann. »Derzeit geht es nur über den Regelenergiemarkt«, sagt Weber.

Erweiterung im Gespräch

Gleichwohl denken die Stadtwerke über den Bau eines weiteren Elektrokessels nach. Man beobachte die Marktentwicklung in der Sekundärreserve und werde wohl noch dieses Jahr über die Investition entscheiden, so Weber. Langfristig gehe es in der Fernwärme darum, fossile durch erneuerbare Energie zu ersetzen.

Elektrokessel könnten einen Beitrag dazu leisten, sobald sich für Überschussstrom ein Markt einstellt. Spätestens 2020, wenn die Residuallast negativ ist und nennenswerte Überschussmengen zur Verfügung stehen, werde es diesen Markt geben, ist Weber zuversichtlich. »Wir wollen möglichst zeitig bauen, die Anlage über die Sekundärregelleistung schnell wirtschaftlich bekommen und dann mit einer erprobten Anlage an den Markt gehen.«

Ergänzung zur Heizwärme

Auch die Stadtwerke Schwerin sehen in Elektrokesseln eine »sinnvolle Ergänzung und wirksame Alternative« zur Wärmeerzeugung in den eigenen Heizkraftwerken, wie Geschäftsführer Rainer Beneke bei der Inbetriebnahme einer PtH-Anlage Ende Oktober erklärte. Sie besteht aus drei Elektrokesseln mit jeweils 5 MW Leistung, wovon einer als Reserve vorgehalten wird, um die Präqualifikationsanforderungen für die Bereitstellung von Sekundärregelleistung zu erfüllen. Aus den Leistungspreiserlösen refinanziere man die Anlage, so René Tilsen, Geschäftsführer der Firma BioE aus Schwerin. Sobald Regelarbeit abgerufen wird, werden zwei Kessel angeworfen und erzeugen heißes Wasser für Schwerins Fernwärmenetz oder speisen bei mangelndem Wärmebedarf in einen Speicher ein.

Optionaler Betrieb im Winter

Insbesondere im Winter, wenn viel Fernwärme benötigt wird, könnte man die Elektrokessel auch in Abstimmung mit der KWK-Stromeigenerzeugung und mit Blick auf Niedrigpreise an der Börse betreiben. Eine filigrane Rechnung, sagt Tilsen: »Der Einspareffekt darf von der Stromsteuer nicht aufgefressen werden.«

Rund 2 Mio. € haben die Stadtwerke Flensburg in einen 30-MW-Elektrodenheizkessel (EHK) investiert, den sie in Kombination mit einem rund 30.000 m³ großen Wärmespeicher betreiben. Dadurch lassen sich Fernwärme-Verbrauchsspitzen teilweise abdecken, so dass die eigene Strom- und Wärmeerzeugung optimiert werden kann. Betriebswirtschaftlich rechnet sich der EHK immer dann, wenn hohe EE-Einspeisung den Börsenpreis stark drückt – das waren zur Zeit der Inbetriebnahme vor einem Jahr Strompreise von unter 10 €/MWh.

Rentabilität hängt am Kohlepreis

Inzwischen sei der Preis, zu dem die Anlage bei dieser Fahrweise rentabel läuft, etwas gesunken, so die Stadtwerke. Da die Kessel in Flensburg vorrangig mit Steinkohle betrieben werden, dient der Kohlepreis als Vergleichsgröße. Mit dessen Abwärtsentwicklung habe sich auch der Grenzpreis, zu dem sich der EHK rechnet, verringert. Daneben wird die Anlage aber auch im Regelenergiemarkt eingesetzt.

Power to Heat ist derzeit auch bei der Drewag Stadtwerke Dresden Thema. Geplant ist der Bau von Anlagen im mittleren zweistelligen Megawattbereich, so Rutger Kretschmer, Bereichsleiter Kraft- und Heizwerke. Zur Vermarktung wolle man alle Segmente des Kurzfrist-Strommarkts nutzen und abhängig vom wirtschaftlichen Rahmen auf Spot, Intraday, Minutenreserve oder Sekundärregelleistung zielen. »Power to Heat beschäftigt uns schon seit Jahren«, sagt Kretschmer. Schon die Rechtsvorgänger der Drewag hätten die Technologie erfolgreich eingesetzt. »Die Anlagentechnik ist ausgereift und preiswert.«

Überschüsse regenerativer Energie ließen sich damit sinnvoll nutzen, auch um dringend benötigte Flexiblilität zu schaffen. Die Verheizung der Mengen für die Fernwärmeversorgung spare Erdgas und trage somit zur Ressourcenschonung und Unabhängigkeit von Importen bei.

Gleichzeitig würden die Übertragungsnetze entlastet, weil der Strom nicht erst über lange Wege zu anderen Bedarfsschwerpunkten gebracht werden muss. Hinzu komme, dass für die Systemstabilität dringend benötigte fossile Kraftwerke am Netz bleiben können, wenn man den Überschussstrom absaugt.

Zudem finde der Verbrauch unmittelbar in der überschussproduzierenden Region statt, betont Kretschmer: »Fernwärme gibt es in vielen Ballungsräumen. Wenn Power to Heat in Fernheiznetzen genutzt wird, ist es egal, wann die Überschüsse entstehen.«

Nachtspeicherheizungen hingegen seien immer nur nachts aufzuladen. Die Integration der Technik in Fernheizsysteme könne in großem Maßstab und sehr schnell passieren. Gefordert sei die Politik. Mit Blick auf die netzkostensenkenden und systemstabilisierenden Effekte von PtH wäre eine Neujustierung der Rahmenbedingungen erforderlich. So müsste der in PtH-Anlagen verbrauchte Strom im technischen Zusammenhang mit der Stromerzeugung in gasgefeuerter KWK gesehen und von EEG-Umlage und Stromsteuer befreit werden. Wegen der potenziell netzentgeltsenkenden Wirkung der Anlagen müssten außerdem günstigere Sondernetzentgelte für sie gelten.

In einem solchen Rahmen wären PtH-Anlagen im Gegensatz zu anderen Kurzfristspeichern volkswirtschaftlich äußerst preiswert, unterstreicht Kretschmer. »PtH ist gemeinsam mit der KWK in gasgefeuerten HKW die Brücke in die Zukunft, weil schnell umsetzbar und effizient steuerbar.« Gegenwärtig sei die Technik nur über den Nischenmarkt Regelenergie wirtschaftlich hinzubekommen, so Wolfgang Gäbler, Geschäftsführer der Stadtwerke Forst in Brandenburg.

Power to Heat in Forst

Im Frühjahr will das Unternehmen einen 550-kW-Elektrokessel in Betrieb nehmen. Ein größeres, mit Wärmespeicherneubau verknüpftes Vorhaben habe man aufgrund der derzeit ungünstigen Grundvoraussetzungen erst einmal hintangestellt. »Die Belastung mit Letztverbraucherabgaben schränkt die Vielfältigkeit der Nutzungen ein«, sagt auch Dr. Philip Mayrhofer, Geschäftsführer der Firma Enerstorage aus München. So werden Systemdienstleistungen im Regelenergiemarkt auch die Haupterlösquelle einer der ersten PtH-Anlagen zur Erzeugung von Industriedampf sein, die Enerstorage im Laufe dieses Jahres im brandenburgischen Premnitz errichten wird. Der auf EHK spezialisierte Contractinganbieter wird die aus zwei Kesseln mit je 10 MW Leistung bestehende Anlage am Standort der Firma EEW Energy from Waste errichten. Diese betreibt in Premnitz Anlagen zur energetischen Verwertung von Ersatzbrennstoffen. Die Kessel des norwegischen Herstellers Parat Halvorsen werden auch auf der Hannover Messe gezeigt.

Hans Forster

Erschienen in Ausgabe: 02/2014