Rund 28 Prozent des Stroms in Deutschland stammte 2014 aus erneuerbaren Quellen, ermittelte das Wirtschaftsministerium. 30 Prozent hat das Umweltbundesamt erst für 2030 angepeilt. Ein schöner Erfolg – doch damit sich spätestens 2050 das Ziel von über 80 Prozent erreichen lässt, muss jederzeit Versorgungssicherheit hergestellt werden. Je flexibler die Verbraucher aufgestellt sind, desto leichter lassen sich das wechselhafte Angebot und die Nachfrage in Einklang bringen. Industrie- und Gewerbebetriebe können hier eine wichtige Rolle spielen.
Eine Möglichkeit ist die Idee des klassischen Demand-Side-Managements (DSM): Bei hoher Stromnachfrage reduzieren Großverbraucher den Bedarf ihrer Anlagen, so dass zusätzliche Energie zur Verfügung steht. Umgekehrt erhöhen sie bei geringer Nachfrage kurzfristig ihren Verbrauch. Sie entlasten so das Netz durch die Abnahme von Überschüssen. DSM kann sich auf den Wasserkonsum, die Inanspruchnahme von Verkehrsinfrastrukturen und den Energieverbrauch beziehen.
Der Netzbetreiber gewinnt mehr Flexibilität, indem er über schnell oder sofort abschaltbare Lasten ausgleichend eingreifen kann. Die Laststeuerung durch intelligente Stromnetze hilft bei Engpässen in der Stromerzeugung, bei großem Bedarf an elektrischer Energie oder bei Störungen des Netzbetriebs. Durch Fernsteuerung können Stromverbraucher in Industrie und Haushalten ab- und wieder zugeschaltet werden. Dafür wird vertraglich geregelt, wie lange welche Geräte abgeschaltet werden dürfen. Der Abnehmer erhält dabei einen Preisnachlass auf seinen Stromtarif. Alternativ können Verbraucher durch variable Tarife finanziell dafür belohnt werden, dass sie ihren Verbrauch an das Angebot anpassen. So lässt sich der Ausstoß von Treibhausgasen reduzieren, fossile Energieträger werden eingespart und Erlöse erzielt.
Wer mindestens 50 Megawatt (MW) abnimmt, erhält heute für spontane Lastabwürfe (Abschalten von Verbrauch) 2500 Euro pro MW für die Bereitstellung der Abschaltleistung und 100 bis 400 Euro Arbeitspreis pro MWh. Dieses klassische DSM im Sinne von abschaltbaren Lasten wird heute nur noch von der verarbeitenden Industrie, zum Beispiel von Aluminiumwerken, erbracht, da nur sie die erforderlichen Lasten zur Verfügung stellen können. Ein Problem sollte hier bald gelöst werden: Wer positive und negative Regelenergie abnimmt – also bei hohem Angebot Strom verbraucht und bei hoher Nachfrage einspeist – gefährdet derzeit seinen Status als Bandkunde: Unternehmen können ein individuelles Netzentgelt beantragen, falls sie mindestens 7000 Stunden Strom im Jahr abnehmen und ganzjährig mindestens zehn Gigawattstunden (GWh) verbrauchen. Bieten sie Regelleistung an, kann ihr Verbrauch sinken. Sie erhalten deshalb kein individuelles Netzentgelt mehr. Das Weißbuch 2015 zum Strommarkt 2.0 legt aber fest, dass sich das künftig ändern soll.
Die Möglichkeiten der Lastregulierung unterscheiden sich in den Anforderungen an Reaktionsgeschwindigkeit und Dauer der Ab- und Zuschaltungen. Die Erlöse steigen mit den technischen Anforderungen. Bei der Primärregelleistung muss die vereinbarte Leistung innerhalb von 15 Sekunden für bis zu 15 Minuten bereitgestellt werden. Zudem kann nicht jeder Anbieter positive und negative Lasten übernehmen. Damit DSM funktioniert, müssen Industrie- und Gewerbeanlagen von ihrer Hard- und Software auf häufige Lastwechsel, Schaltvorgänge und schnelle Leistungsänderungen ausgelegt sein. Zudem muss der Übertragungsnetzbetreiber die teilnehmenden Anlagen ferngesteuert zu- und abschalten können, um spontane Spannungsschwankungen auszuregeln. Das heißt: Er muss in Produktionsprozesse eingreifen.
Für viele Betriebe ist es wirtschaftlich interessant, DSM mit Sekundärregelleistung zu betreiben. Sie wird wöchentlich ausgeschrieben. Die volle Leistung muss innerhalb von fünf Minuten erbracht werden. Eine negative Sekundärregelleistung – also das Herausnehmen überschüssiger Leistung aus dem Netz – ist etwa mit einer Power-to-Heat (PtH) Anlage möglich, die Wärme unter Einsatz von Strom erzeugt. PtH-Anlagen sind schnell regelbar, jederzeit betriebsbereit und nicht Teil des direkten Produktionsprozesses. Sie gefährden somit nicht den Status als Bandkunde, vor allem dann, wenn die Anlage von einem externen Partner betrieben und ihr Verbrauch durch einen separaten Zähler erfasst wird. Die Umwandlung von Strom in Wärme lohnt sich aber nur bei niedrigen Börsenstrompreisen. Zudem trägt die Wärmeproduktion nur dann zur Emissionsminderung bei, wenn der benötigte Strom aus Wind- oder Solarkraft gewonnen wird. Der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Strom in Wärme beträgt nahezu 100 Prozent – eine Rückverwandlung in Strom ist allerdings nicht möglich.
Für Unternehmen mit eigenem Dampfnetz, etwa Papierfabriken oder kommunale Wärmeversorger, ist PtH besonders vorteilhaft: Die Dampferzeugung lässt sich jederzeit reduzieren. Ist zu viel Strom im Netz, wird die PtH-Anlage vom Übertragungsnetzbetreiber ferngesteuert eingeschaltet, nimmt den überschüssigen Strom ab und wandelt ihn in Dampf um. Der Dampf wird in das Dampfnetz eingespeist und kann sofort sinnvoll verwendet werden. Fossile Brennstoffe werden eingespart, der Produktionsprozess läuft wie gewohnt weiter. Diese Technologie ist in der Praxis erprobt und übernimmt eine immer wichtigere Rolle in der Regelung der Stromnetze.
Eine Problem für Unternehmen sind die schwankenden Preise am Regelleistungsmarkt, die es schwer machen, die Erlöse zu kalkulieren. Die Amortisationszeiten für PtH-Anlagen betragen bis zu fünf Jahre – das ist für Investitionen außerhalb des Kerngeschäfts meist zu lang. Eine Alternative bietet das Contracting-Modell der Enerstorage, das auch dem geforderten, innovativen Ansatz nach dem Weißbuch 2015 entspricht. Mit ihm können Unternehmen mit einem Wärmebedarf von mindestens zehn MW sofort Erlöse von mindestens 100.000 Euro pro Jahr erzielen – ohne eigene Investitionen. Das PtH-Contracting eignet sich für Industriestandorte, deren Mittel- oder Niederdruck-Dampfverbrauch (maximal 30 bar) kontinuierlich die Mindestlast der Dampferzeuger um mindestens 20 Tonnen pro Stunde übersteigt. Die Dampferzeugung muss in maximal fünf Minuten um diese Leistung reduziert werden können. Vorteilhaft dabei ist eine Stromeigenerzeugung (größer als fünf MW) am Standort, da sich so in den meisten Fällen Kostensynergien beim Netzanschluss heben lassen.
Power-to-Heat macht Dampf
Beim PtH-Contracting von Enerstorage werden Elektrodenkessel in Industriestandorte mit großer Wärmeabnahme integriert und zur Vermarktung von negativer Sekundärregelleistung eingesetzt. Die Anlagen bringen zwischen fünf und 20 MW elektrische Leistung und haben kompakte Abmessungen. Zur Minimierung der Schnittstellen zum Bestand sollte ein eigenes Kesselhaus errichtet werden. Bei einer Fläche von 36 m2 und acht Metern Höhe findet dieses an den meisten Standorten problemlos Platz. Realisiertes Beispiel dafür ist die Müllverbrennungsanlage der EEW (Energy from Waste) am Standort Premnitz. Sie versorgt den umliegenden Industrie- und Gewerbepark mit Prozessdampf. Enerstorage errichtete dort 2014 zwei 10-MW-Elektrodendampfkessel, die zehn bar Sattdampf erzeugen und diesen als überhitzten Dampf in das Niederdruck-Dampfnetz (drei bar) einspeisen. Dabei dient das 700-m3-Dampfnetz als Pufferspeicher, in dem es eine Druckanhebung von 1,5 auf 2,5 bar innerhalb von 20 Minuten ermöglicht. Der Stromanschluss wurde über die vorhandene 6,3-kV-Mittelspannungs-Schaltanlage der EEW realisiert. Enerstorage kümmert sich seit 2012 um das Konzept, die Finanzierung, Umsetzung und Vermarktung von solchen PtH-Anlagen.
Für die Zukunft gerüstet
Damit auch in Zukunft eine stabile Netzversorgung gesichert ist, sind strukturelle Veränderungen des Stromnetzes und der Übertragungskapazitäten entscheidend: Konventionelle Kraftwerke müssen darauf vorbereitet werden, mit den zunehmenden Teillastbetrieben zurechtzukommen. Spitzenlastkraftwerke und Stromspeicher werden wichtiger. Die Bedeutung des Regelleistungsmarkts wird weiter steigen. Dabei müssen die Marktpreise Anreize zur weiteren Flexibilisierung bieten. „Big Data“ ist das Schlagwort, das hier immer öfter fällt. Denn für die optimale Vernetzung sowohl im Strom- als auch im Wärmebereich ist es wichtig, dass alle verfügbaren Informationen möglichst in Echtzeit ausgewertet werden. Wenn Erzeugung und Verbrauch möglichst nahtlos aufeinander abgestimmt werden, kann die Energiewende gelingen.
