Marktfähigkeit in der Pipeline

Titelstory

Pilotprojekt - Der Akku für grünen Strom ist ein wichtiges Thema im Rahmen der Energiewende. Derzeit wird intensiv daran geforscht. Eine Möglichkeit, die überschüssige Energie zu speichern, bietet das Gasnetz. In Brandenburg baut E.on eine Anlage, um die Technik und Marktanforderungen zu testen.

12. November 2012

Wenn in Zukunft erneuerbare Energien die Stromversorgung dominieren, müssen große Mengen Strom langfristig gespeichert werden, um längere Perioden mit wenig Wind und Sonne zu überbrücken«, so Stephan Kohler, Chef der deutschen Energieagentur (dena). »Damit die Energiewende gelingt, müssen wir heute die Voraussetzungen dafür schaffen, dass die entsprechenden Speichertechnologien wie Power to Gas auch zur Verfügung stehen, wenn wir sie brauchen.«

Vor fast anderthalb Jahren hat die dena gemeinsam mit Partnern eine Strategieplattform zu Power to Gas (P2G) ins Leben gerufen. Bei dieser Technik wird überschüssiger Strom genutzt, um im Elektrolyseverfahren aus Wasser H2 zu gewinnen.

Direkt ins erdgasnetz

»Unsere Simulationsrechnungen zeigen, dass für eine Vollversorgung mit erneuerbaren Energien bei Windflaute und geringer Sonneneinstrahlung wie im Winter bis zu zwei Wochen zu überbrücken sind«, so Jürgen Schmid, Leiter des Fraunhofer IWES. »Für den Ausgleich längerfristiger Schwankungen im Bereich von Tagen oder Wochen lassen sich nur chemische Speicher auf der Basis von Wasserstoff, Methan oder anderen Gasen oder Flüssigkeiten verwenden.«

Doch noch besteht hier ein hoher Forschungs- und Entwicklungsbedarf. Zudem befinden sich aktuell einige Pilotprojekte und Demonstrationsanlagen in unterschiedlichen Stadien der Realisierung, die verschiedene Fragestellungen von der Methanisierung bis zur Treibstoff- und Stromerzeugung mit Wasserstoff untersuchen.

Eines dieser Pilotprojekte entsteht momentan im brandenburgischen Falkenhagen. Hier baut E.on eine Anlage, die ab 2013 bis zu 360m3/h Wasserstoff direkt ins Erdgasnetz speisen soll. »Wenn Deutschland in den nächsten Jahren die erneuerbaren Energien plangemäß ausbaut, wird das Angebot künftig bei starkem Wind oder hoher Sonneneinstrahlung immer häufiger und in immer größerem Umfang den Strombedarf übersteigen«, so Klaus-Dieter Maubach, im E.on-Vorstand für Technologie und Innovation verantwortlich.

»Damit kommt das Stromnetz auch immer stärker an die Grenzen seiner Belastbarkeit. Deswegen investieren wir in die Entwicklung von Techniken zur Speicherung großer Energiemengen. Power to Gas ist dabei eine vielversprechende Lösung für das Energieversorgungssystem der Zukunft.«

Die Falkenhagener Pilotanlage wird eine der ersten ihrer Art sein, die physisch mit dem bestehenden Erdgasnetz verbunden sein wird. »Damit verlässt die Technik unseres Wissens zum ersten Mal das Labor und muss ihre Praxistauglichkeit unter Alltagsbedingungen unter Beweis stellen«, sagt Klaus Peter Röttgen, Leiter des E.on Innovation Center Energy Storage. Das Center hat die Aufgabe, unterschiedliche technologische Ansätze der Energiespeicherung zu bewerten, gegebenenfalls zu erproben, zu optimieren sowie schließlich im Energiesystem zu etablieren.

In Falkenhagen setzt das Unternehmen bewusst auf erprobte Technik. »Dennoch ist es für uns wichtig, das Zusammenspiel der Komponenten besser kennenzulernen und das Optimierungspotenzial zu identifizieren. Wir werden sehen, ob es möglich ist, mit den Standardkomponenten den Anforderungen am Energiemarkt gerecht zu werden.«

Insbesondere sei eine hohe Dynamik bei gleichzeitig hoher Haltbarkeit der Elektrolyse ein wichtiger Punkt. »Man muss immer wieder mit den Schwankungen in der Stromerzeugung aus den fluktuierenden erneuerbaren Energien zurechtkommen. Elektrolyseure, die bisher für eine konstante Last konzipiert waren, müssen nun auf den neuen Zweck angepasst und weiterentwickelt werden.« Eine weitere Herausforderung, die Röttgen anspricht, ist das Beimischen von Wasserstoff zum Erdgas. »Hier sind technische Toleranzen der Infrastruktur und der Anwendungstechnik zu berücksichtigen.«

Mit 2MW Erfahrungen für 10MW

Da bei der Einspeisung von H2 die Wasserstoffkonzentration im Erdgasnetz von derzeit 5% – für einige Anwendungen sogar 2% – nicht überschritten werden darf, ist für Elektrolyseure ein Standort mit kontinuierlich hohem Gasdurchfluss im Erdgasnetz von Vorteil. Auch die räumliche Nähe zu erneuerbaren Stromquellen spielt eine Rolle.

Das die Entscheidung des Energieversorgers auf Falkenhagen fiel, hatte denn auch mit diesen Standortfaktoren zu tun: Mit einem hohen Windstromaufkommen, einer bestehenden Strom- und Gasinfrastruktur und einer E.on-Betriebsstelle vor Ort gebe es hier ideale Vorraussetzungen.

Die Prozesskette des Systems beginnt an einer Trafostation, die ausschließlich regenerativen Strom bündelt und damit die Elektrolyseanlage versorgt. Der regenerative Strom kann somit nicht einer bestimmten Windenergieanlage zugeordnet werden. Die eingesetzten Alkali-Elektrolyseure des Herstellers Hydrogenics haben eine Leistung von 2MWel. »Damit erreichen wir einen Maßstab, der für die technologische Demonstration zunächst ausreichend ist. Die Ausweitung der Anlage ist prinzipiell möglich, derzeit jedoch nicht geplant.« Mit dieser Größe werde man die nötige Erfahrung sammeln, um mittelfristig auf eine kommerzielle Größenordnung für dezentrale Anlagen hochskalieren zu können, deren Leistungsklasse im 10er-MW-Bereich liege.

Methanisierung prüfen

Um die Umwandlung des Stroms in Wasserstoff korrekt abrechnen zu können, ist eine exakte Messung Vorraussetzung. Der Wasserstoff wird dann über eine Leitung mit dem nahegelegenen Einspeisepunkt am Erdgasnetz verbunden. Er lässt sich so mit einer zulässigen Menge von rund 2% bei einem maximalen Druck von 55bar in die regionale Ferngasleitung des Netzbetreibers Ontras einspeisen. Die einspeisbare Menge Wasserstoff hängt vom Gaslastgang, der Stromdarbietung sowie dem maximal zulässigen volumetrischen Wasserstoffanteil im Erdgas ab und wird nicht durch Zwischenspeicher optimiert. Inwiefern die Nachrüstung eines Zwischenspeichers hier noch Vorteile bietet, will der Versorger im Rahmen der Betriebsführung erproben.

Im Betrieb der Anlage werden verschiedene Testprogramme gefahren, die dem Testen der Technik und dem Verständnis des Energiemarktes dienen. »Die Auswertung ist für uns die Basis weiterer technischer Anpassungen. In Planung ist derzeit der Einsatz von Elektrolysetechnologie der zweiten Generation.« Außerdem gelte es zu prüfen, inwieweit es sich lohnt, den durch P2G erzeugten Wasserstoff zu Methan umzuwandeln.

In der Region ist ein großer Zubau an Erneuerbaren geplant. »Der Bedarf an Stromspeicherung übersteigt selbst heute ein Mehrfaches der durch die Anlage angebotenen Leistung. Eine Ausweitung der Kapazitäten wird erfolgen, wenn die Marktreife erreicht wird«, so Röttgen. Neben der Verbesserung der Technik müsse dazu der Gesetzgeber noch Anpassungen vornehmen.

Erschienen in Ausgabe: 09/2012